curso Transformadores

C ONS OR C IO DEC OY NE

TRANSFORMADORES DE POTENCIA DE ALTA TENSION

Ing. Germán Duarte M. Tocoma, Julio de 2009

TRANSFORMADORES DE POTENCIA DE ALTA TENSION AISLADOS EN ACEITE

Acerca del Autor Ingeniero Germán Duarte Ingeniero Electricista, egresado de la Universidad Industrial de Santander, Colombia en el año 1970, MSc en Sistemas de Potencia de la Universidad Nacional de Bogotá, Colombia en el año 1972. Inició su carrera profesional desempeñándose como Ingeniero de Proyecto en firmas de consultoría, realizando trabajos con subestaciones de sistemas de transmisión de 500kV y sistemas de subtransmisión y distribución. Trabajó como jefe del departamento de equipos de alta tensión de la Dirección de Transmisión de EDELCA. Bajo su cargo se realizaron trabajos relacionados con transformadores de potencia y equipos de alta tensión, como especificaciones técnicas, evaluación y pruebas en fábrica de equipos, control de calidad, auditoras de calidad en varias fábricas de transformadores de potencia y equipos de alta tensión, revisiones de diseño y análisis de fallas de equipos en fábrica y en servicio. Trabajó como ingeniero socio de la firma consultora Duarte, Mayling & Asociados en la preparación de especificaciones técnicas para la licitación de transformadores, pararrayos y transformadores de medida para varias obras de EDELCA. Especificaciones técnicas de equipos de casa de máquinas, líneas de transmisión y subestaciones asociadas a la Central Hidroeléctrica la Vueltosa de DESURCA (CADAFE). Actualmente es consultor del Consorcio Decoyne, asesorando a la División de Ingeniería de Construcción, adscrita a la Dirección de Expansión de Generación de Edelca en el área de equipos eléctricos de la Central Tocoma.


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Introducción El presente curso surge para satisfacer las necesidades básicas para la revisión de los planos y documentos técnicos, asociados a los transformadores de las centrales hidroeléctricas y sistemas de transmisión, dada la importancia asociada a los transformadores de potencia como uno de los elementos primordiales en la cadena de generación y transmisión de energía eléctrica. Al finalizar el curso, los participantes estarán en capacidad de reconocer los aspectos primordiales de los estudios necesarios para la definición de los parámetros y características eléctricas de los transformadores, así como también, para el diseño, fabricación, pruebas, revisión de planos y características de los mismos. El curso muestra los tipos de transformadores según su aplicación y construcción, las características técnicas de los materiales aislantes y del núcleo, los diferentes componentes y accesorios, los esfuerzos a que son sometidos los transformadores tanto eléctricos, térmicos, como mecánicos y las pruebas que deben realizarse. Se estima una duración de 32 horas para alcanzar el objetivo planteado y está orientado a personal de Ingeniería, quienes en definitiva tienen a su cargo la responsabilidad en los estudios, diseño, revisión y evaluación de los transformadores para la generación y transmisión de energía eléctrica.


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Tabla de Contenido 1.

ALCANCE ..........................................................................................................................................................5

2. TIPOS DE TRANSFORMADORES Y CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS DEL NUCLEO Y ARROLLADOS..................................................................................................................................................................6 2.1. TIPOS DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA SEGÚN SU APLICACIÓN ....................................................................6 2.1.1. Transformadores de Generadores (Generator Step up transformers) .........................................................6 2.1.2. Transformadores de sistemas de transmisión (Step down transformers) .....................................................7 2.1.3. Transformadores de distribución .................................................................................................................8 2.2. TIPOS DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA SEGÚN SU CONSTRUCCIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL NÚCLEO Y ARROLLADOS ......................................................................................................................................................11 2.2.1. Transformadores Tipo Núcleo (Core Type) ...............................................................................................12 2.2.2. Transformadores tipo Acorazado (Shell Type)..........................................................................................12 2.3. CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS DEL NÚCLEO .............................................................................................13 2.3.1. Configuración del núcleo de un transformador tipo Core .........................................................................13 2.3.2. Configuración del Núcleo de un transformador tipo Shell (Acorazado) ....................................................15 2.3.3. Diseño de las Juntas de Empalme ..............................................................................................................16 2.3.4. Láminas de Acero del Núcleo .....................................................................................................................16 2.3.5. Flujo Magnético, Densidad de Flujo e Intensidad de Campo Magnético .................................................18 2.3.6. Curva de Magnetización y Densidad de Flujo ...........................................................................................22 2.4. CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS DE LOS ARROLLADOS DE LOS TRANSFORMADORES TIPO NÚCLEO (TIPO CORE) .................................................................................................................................................................23 2.5. CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS DE LOS ARROLLADOS DE TRANSFORMADORES TIPO ACORAZADO (TIPO SHELL) ................................................................................................................................................................25 2.6. NÚCLEO Y ARROLLADOS DE TRANSFORMADORES TIPO NÚCLEO (TIPO CORE) ...................................................26 2.7. NÚCLEO Y ARROLLADOS DE TRANSFORMADORES TIPO ACORAZADO (TIPO SHELL) .........................................28 3.

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LOS TRANSFORMADORES .....................................................29 3.1. CARACTERÍSTICAS DIELÉCTRICAS ......................................................................................................................29 3.1.1. Sobretensiones en Sistemas de Transmisión...............................................................................................29 3.1.2. Especificaciones de Niveles de Aislamiento ...............................................................................................33 3.1.3. Sobretensión temporal para medición de descargas parciales ..................................................................35 3.2. ENFRIAMIENTO Y CARACTERÍSTICAS TÉRMICAS .................................................................................................36 3.2.1. Elevaciones de Temperatura permitidas ....................................................................................................36 3.2.2. Vida útil de los transformadores ................................................................................................................37 3.2.3. Tipos de enfriamiento .................................................................................................................................41 3.3. GRUPO DE CONEXIÓN ..........................................................................................................................................43 3.3.1. Conexión de arrollados trifásicos ..............................................................................................................43 3.3.2. Grupos de conexión de transformadores trifásicos y esquemas de conexión de los arrollados..............44 3.4. NIVELES DE CORTOCIRCUITO ..............................................................................................................................49 3.5. CAMBIADORES DE TOMAS...................................................................................................................................50 3.6. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE ...................................................................................................................52 3.6.1. Relación de transformación .......................................................................................................................52 3.6.2. .Clases de Precisión ...................................................................................................................................53 3.6.3. Designación del Burden .............................................................................................................................53 3.7. PÉRDIDAS ............................................................................................................................................................54 3.7.1. Pérdidas sin carga (No load losses) ...........................................................................................................54 3.7.2. Pérdidas bajo Carga (Load Losses) ...........................................................................................................56 3.7.3. Diagrama del Transformador en función de las pérdidas en vacío y bajo carga ......................................58 3.7.4. Voltaje secundario de un transformador bajo carga..................................................................................59 3.7.5. Cálculo de la eficiencia de un transformador ............................................................................................60 3.7.6. Capitalización de la Pérdidas ....................................................................................................................61 3.8. AISLADORES PASANTES ......................................................................................................................................61 3.8.1. Aisladores pasantes de baja tensión ...........................................................................................................62 3.8.2. Aisladores pasantes de alta tensión............................................................................................................62


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3.9. GABINETE DE CONTROL ......................................................................................................................................65 3.10. SISTEMA DE PRESERVACIÓN DE ACEITE ..............................................................................................................66 3.10.1. Medio deshidratante de Silicagel ..........................................................................................................66 3.10.2. Sistemas de Preservación de Aceite.......................................................................................................67 3.11. MATERIALES AISLANTES ....................................................................................................................................69 3.11.1. Aislantes Sólidos ....................................................................................................................................69 3.11.2. Aislantes Líquidos..................................................................................................................................72 3.12. MEDIDORES DE TEMPERATURA...........................................................................................................................75 3.12.1. Termómetro indicador para temperatura del aceite..............................................................................75 3.12.2. Termómetro indicador para temperatura de los arrollados ..................................................................75 3.13. VÁLVULAS DE ALIVIO DE PRESIÓN .....................................................................................................................77 3.14. RUEDAS, MEDIDOR DE NIVEL, FLUJÓMETROS, VÁLVULAS. ................................................................................78 3.14.1. Ruedas ...................................................................................................................................................78 3.14.2. Medidores de Nivel ................................................................................................................................78 3.14.3. Medidores de Flujo ................................................................................................................................78 3.14.4. Válvulas .................................................................................................................................................78 4.

OPERACIÓN DE TRANSFORMADORES EN PARALELO ....................................................................79

5.

INTERCAMBIABILIDAD..............................................................................................................................80

6.

PRUEBAS TIPO Y DE RUTINA ...................................................................................................................82 6.1. PRUEBAS DE RUTINA...........................................................................................................................................83 6.1.1. Medida de la Resistencia (R), de los Arrollados ........................................................................................83 6.1.2. Prueba de Polaridad y grupo vectorial ......................................................................................................85 6.1.3. Prueba de relación de transformación .......................................................................................................86 6.1.4. Medida de las pérdidas en vacío y corriente de excitación ........................................................................87 6.1.5. Impedancia y pérdidas bajo carga .............................................................................................................88 6.1.6. Cálculos de Regulación y Eficiencia ..........................................................................................................89 6.1.7. Pruebas dieléctricas ...................................................................................................................................89 6.1.8. Pruebas del factor de potencia del aislamiento .......................................................................................102 6.1.9. Resistencia del aislamiento del arrollado ................................................................................................102 6.1.10. Resistencia de aislamiento masa-cuba ................................................................................................102 6.1.11. Prueba de fuga.....................................................................................................................................103 6.1.12. Prueba de vacío ...................................................................................................................................103 6.1.13. Pruebas funcionales de los sistemas auxiliares y de control ...............................................................103 6.2. PRUEBAS TIPO...................................................................................................................................................103 6.2.1. Prueba de elevación de temperatura ........................................................................................................103 6.2.2. Prueba de elevación de temperatura Especial .........................................................................................104 6.2.3. Pruebas de Tensión de Radio Influencia Externa (RIV)...........................................................................105 6.2.4. Ruido Audible ...........................................................................................................................................105 6.2.5. Pruebas de Respuesta en Frecuencia .......................................................................................................105

7.

PRUEBAS EN SITIO Y ANÁLISIS DE GASES EN ACEITE ..................................................................107

8.

REVISIÓN DE DISEÑO DE LOS TRANSFORMADORES .....................................................................108


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1. ALCANCE Este curso está relacionado fundamentalmente con transformadores de potencia de alta y extra alta tensión aislados en aceite, es decir, transformadores de generadores y transformadores de sistemas de transmisión desde 115kV hasta 765kV, sin embargo, en el desarrollo del mismo se cubrirán aspectos particulares de transformadores de distribución de media y baja tensión, normalmente aislados en aceite mineral, aislantes sintéticos o transformadores tipo seco. Los requerimientos técnicos relacionados con los transformadores que se cubren en el presente documento, aplican en general para todos los niveles de tensión y para todos los tipos de transformadores. El término transformadores aplica en general a transformadores de dos o más arrollados, ó a autotransformadores. Los transformadores cuyo voltaje secundario es 440V o menor son denominados transformadores de distribución, aunque también se le denomina transformadores de distribución a aquellas unidades de tensiones hasta 72.5kV y de algunas decenas de MVAs.


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2. TIPOS DE TRANSFORMADORES Y CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS DEL NUCLEO Y ARROLLADOS Normalmente se denominan transformadores tanto a los transformadores de dos o mas arrollados como a los autotransformadores. Los transformadores de dos ó más arrollados son utilizados en centrales generadores y en otras aplicaciones, mientras que los autotransformadores son normalmente utilizados en sistemas de transmisión.

2.1. Tipos de Transformadores de Potencia según su aplicación Existen tres tipos de transformadores de potencia según su aplicación: Transformadores de generadores, (“Generator transformers” o “Step up transformers”), usualmente denominados en planos y literatura técnica como, GSU, Transformadores para sistemas de transmisión, (“System transformers” o “Step down transformers”), usualmente denominados en planos y literatura técnica como, XT, y transformadores de distribución.

2.1.1. Transformadores de Generadores (Generator Step up transformers) Los transformadores de generadores al tener una diferencia de corriente tan grande entre alta y baja tensión, se diseñan normalmente con dos arrollados independientes uno para alta tensión y otro para baja tensión. El arrollado de alta tensión es conectado en Y, sólidamente aterrado mientras que el arrollado de baja tensión en delta, lo que significa, menos aislamiento en alta tensión (fase-tierra) y menos corriente dentro de la delta en baja tensión (If/3). El arrollado de baja tensión se construye tipo helicoidal, mientras que el de alta tensión usualmente es tipo disco. En el punto 2.4 se describen los diferentes tipos de arrollados utilizados en la construcción de los transformadores. La conexión entre el transformador y el generador puede ser directa o mediante un interruptor. Cuando se tiene una conexión directa sin interruptor entre el generador y el transformador ambos elementos actúan como una unidad. Al ocurrir un rechazo de carga, se produce una sobre tensión temporal en el lado de baja tensión del transformador y consecuentemente una sobreexcitación en el transformador. La magnitud y duración de esta sobreexcitación, normalmente es inferior a 1 segundo, este tiempo depende del generador y del sistema de excitación. Esta sobre tensión temporal debe ser calculada y en consecuencia conocida por el fabricante del transformador.


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Por otro lado la protección contra las sobretensiones en el lado de baja tensión del transformador, necesita especial consideración, debido por una parte, a la gran diferencia de voltajes nominales entre alta y baja tensión, y en consecuencia a la magnitud de las sobretensiones temporales y transitorias que son transferidas desde el lado de alta tensión al lado de baja tensión del transformador, y por la otra a los niveles de aislamiento en ambos lados del transformador. Por lo antes indicado es necesario la instalación de pararrayos en el lado de baja tensión del transformador, además de pararrayos en alta tensión como protección del generador que es el elemento más débil de la cadena. Las conexiones con cable en baja tensión entre el transformador y el generador, o en alta tensión, entre el transformador y el patio de distribución, deben ser analizadas convenientemente debido a las sobretensiones que se presentan al energizar el transformador a través de una conexión con cable. Si se tiene por ejemplo una conexión con cable entre el transformador y el patio de distribución, al energizar el transformador desde el lado de alta tensión se producen oscilaciones de alta frecuencia en ambos extremos del cable. Por otro lado los arrollados del transformador tienen un cierto número de frecuencias resonantes, las cuales pueden ser identificadas en fábrica mediante un análisis de respuesta en frecuencia. Si alguna de las frecuencias de las oscilaciones que se presentan durante la energización coincide con una de estas frecuencias resonantes de los arrollados pueden generarse sobretensiones en el transformador superiores a los niveles de aislamiento. Esta situación potencialmente peligrosa puede ser evitada energizando el transformador desde el lado del generador y posteriormente sincronizar el generador con el sistema mediante el interruptor de alta tensión.

2.1.2. Transformadores de sistemas de transmisión (Step down transformers) Los transformadores para sistemas de transmisión son en general autotransformadores de un solo arrollado dividido en arrollado serie y arrollado común. Se utilizan autotransformadores, ver esquema de la figura Nº 1, por cuanto la diferencia entre los voltajes de alta tensión y de baja tensión no es muy grande y consecuentemente la diferencia de corriente entre alta tensión y baja tensión tampoco es muy grande, lo que permite tener un arrollado común del mismo tipo, usualmente tipo disco. Por otra parte un transformador de dos arrollados de la misma capacidad y niveles de tensión es más costoso y de mayor peso que un autotransformador. Los autotransformadores pueden ser trifásicos o monofásicos. Cuando se requieran autotransformadores de gran capacidad (mayores de 1000MVA), se utilizan bancos de autotransformadores monofásicos por tener menor peso de transporte y menores dimensiones de transporte que un autotransformador trifásico.


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Figura Nº 1: Diagrama de un Autotransformador Trifásico con Arrollado Terciario en Delta

Los autotransformadores tienen una conexión Y-Y, por lo que se instala un arrollado terciario en delta de 13.8 ó 22, que tiene una doble función, por una parte reduce la impedancia de secuencia cero del transformador y por la otra, sirve para la alimentación de cargas auxiliares tales como bancos de condensadores, compensación estática o alimentación de servicios auxiliares entre otros. Cuando por su aplicación se necesiten transformadores de dos arrollados, uno para alta tensión y otro para baja tensión, el arrollado de alta tensión debe especificarse con conexión en Y, mientras que el arrollado de baja tensión debe especificarse con conexión en delta. Esta selección se fundamenta en que es más económico para el arrollado de alta tensión un aislamiento fase-tierra que un aislamiento fase-fase a través de todo el arrollado. Para una conexión en delta, la tensión nominal y las sobretensiones se presentan en cualquiera de las fases y se requiere en consecuencia pleno aislamiento en todo el arrollado ya que ambos extremos tendrán tensión de fase, mientras que en la conexión en Y uno de los extremos de cada arrollado es puesto a tierra por lo que en el neutro el aislamiento requerido es menor que en las fases. Cuando se solicita un cambiador de tomas bien sea de operación bajo carga (“On load tap changer”) o desenergizado (“Off load tap changer), se dispone de un arrollado independiente a los arrollados serie o común. Ver Figura Nº 1.

2.1.3. Transformadores de distribución Los transformadores de distribución son del tipo seco, aislados en aceite mineral ó en otros líquidos aislantes. En la figura N°2 se muestran las partes y componentes principales tanto externas como internas de un transformador de distribución.


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1 Núcleo 2 Arrollados 3 Cambiador de tomas sin carga 4 Aisladores pasantes 5 Tanque del transformador

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Tapa Soporte Tanque conservador Relé Buchholz

Figura Nº 2: Transformador Trifásico de Distribución

Los transformadores tipo seco se fabrican con potencias hasta 30MVA y tensiones hasta 52kV, y normalmente son aislados en resina epóxica con clase de aislamiento de 220 °C, y son utilizados para minimizar el peligro de fuego o contaminación ambiental en su sitio de instalación tales como grandes edificios, hospitales, centros comerciales, instalaciones petroleras, centrales eléctricas y otras instalaciones donde el fuego tiene potenciales consecuencias catastróficas. En la figura N° 3 se muestran varios modelos de transformadores tipo seco aislados en resina epóxica.


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Figura Nº 3: Transformadores tipo seco de medio voltaje en Resina Epóxica. Clase de Aislamiento IEEE (220°C), IEC (C2-600276-11)

Se fabrican igualmente transformadores tipo seco de baja capacidad para uso interior aislados con capas simples o múltiples de poliéster, esmalte o resina de silicona. Los transformadores de distribución aislados en aceite se fabrican normalmente con los siguientes tipos de enfriamiento:  De baja capacidad con enfriamiento natural (ONAN).  De mediana capacidad con enfriamiento natural (ONAN), con enfriamiento mediante circulación forzada de aire (ONAF) o con circulación forzada de aire y de aceite (OFAF).


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Los transformadores con enfriamiento forzado de aceite, pueden ser de flujo de aceite dirigido a través de los arrollados o de flujo no dirigido, siendo la primera opción, mayormente aplicada en transformadores de gran capacidad. Es conveniente señalar que especificar un transformador con enfriamiento natural resulta del orden de un 60% más costoso que un transformador de la misma capacidad con enfriamiento forzado de aceite y de aire, y alrededor de un 30% más costoso que un transformador con circulación forzada de aire. La Norma IEEE C57.12.01 “IEEE Standard General Requirements for Dry-Type Distribution and Power Transformers Including Those with Solid-Cast and/or ResinEncapsulated Windings”, establece en la cláusula 5.1 “las siguientes clases de enfriamiento para los transformadores tipo seco”: Clase AA:

Transformadores ventilados y con enfriamiento natural.

Clase AFA: Transformadores ventilados y con enfriamiento forzado de aire. Clase AA/FA: Transformadores ventilados y con enfriamiento natural y enfriamiento forzado de aire. Clase ANV: Transformadores NO ventilados y con enfriamiento natural. Clase GA:

Transformadores sellados NO ventilados y con enfriamiento natural.

La Cláusula 4.1.7 “Localización” de la mencionada norma IEEE C57.12.01, permite precisar mejor cuando aplican estas clases de enfriamiento. Dicha cláusula establece lo siguiente: Los transformadores No Ventilados y los transformadores Sellados pueden instalarse internamente o a la intemperie. Los transformadores Ventilados deberán instalarse solo internamente. Las clases de enfriamiento de los transformadores de potencia de alta y extra-alta tensión aislados en aceite se discutirán en el punto 3.2.1 “Tipos de enfriamiento”.

2.2. Tipos de Transformadores de Potencia según su construcción y características del núcleo y arrollados El diseño de los transformadores puede hacerse sobre dos tipos de construcción que se utilizan para todos los niveles de tensión, uno el tipo Core y el otro el tipo Shell. Ambos tipos de construcción no tienen influencia sobre las características y la confiabilidad de los transformadores en servicio, pero son esencialmente diferentes en el proceso de fabricación.


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2.2.1. Transformadores Tipo Núcleo (Core Type) Los transformadores tipo Núcleo se caracterizan porque los arrollados encierran el núcleo como puede verse en la figura Nº 4, mientras que en los transformadores tipo Shell, el núcleo encierra los arrollados como se ve en la figura Nº 5

Figura Nº 4: Disposición de Núcleo y Arrollados de Transformadores Tipo Core

Observando la parte activa de los transformadores tipo núcleo, vemos que en los transformadores tipo Núcleo, los arrollados son visibles en su totalidad, mientras que las columnas verticales (core limbs), no son visibles, y que solamente las columnas horizontales (core yokes) y verticales de los extremos (núcleos de cinco columnas foto) son visibles.)

2.2.2. Transformadores tipo Acorazado (Shell Type) En el transformador tipo acorazado, como puede observarse, el núcleo oculta la mayor parte de los arrollados. Otra diferencia en ambos tipos de construcción, es que el eje de los arrollados del transformador tipo núcleo es vertical, y se transporta e instala en esa posición, mientras que en el tipo acorazado, el eje de los arrollados puede ser horizontal o vertical, se transportan con el eje horizontal y se instalan con el eje vertical, levantando el transformador mediante grúa para llevarlo a esa posición.


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Figura Nº 5: Disposición de Núcleo y Arrollados de Transformadores Tipo Acorazado

2.3. Características Constructivas del Núcleo En esta parte se describen los diferentes tipos de núcleo de un transformador monofásico y trifásico de fabricación tipo núcleo y tipo acorazado, sus características constructivas, y se detallan las características de las láminas de acero del núcleo, la curva de magnetización y la densidad de flujo magnético.

2.3.1. Configuración del núcleo de un transformador tipo Core La figura N° 6 muestra los arreglos típicos del núcleo de un transformador monofásico de tres y de dos respectivamente.

Figura Nº 6: Configuración del Núcleo de un Transformador Tipo Core Monofásico


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Los núcleos de los transformadores monofásicos pueden ser de dos ó de tres columnas verticales (a las columnas verticales normalmente se les denomina limbs ó wounded legs). Para un transformador con un núcleo de tres columnas los arrollados se colocan en la columna central. Las columnas horizontales (a las columnas horizontales normalmente se les denomina yokes) permiten acoplar magnéticamente el núcleo. Para un transformador monofásico con núcleo de dos columnas, se dividen los arrollados en cada una de las columnas ó se colocan los arrollados en una sola columna. La figura Nº 7 muestra los arreglos típicos del núcleo de un transformador trifásico tipo Core.

Figura Nº 7: Configuración del Núcleo de un Transformador Tipo Core Trifásico

Los núcleos de los transformadores trifásicos tipo Core se construyen de tres ó de cinco columnas verticales. El flujo en el núcleo varía sinusoidalmente como el voltaje y la corriente. En condiciones normales de operación, para un transformador trifásico la suma de los voltajes ó la suma de las corrientes de secuencia positiva de las tres fases, en cualquier instante son iguales a cero. De la misma forma, la suma de los flujos de las tres fases es también igual a cero. Para un transformador trifásico, figura N° 7, con un núcleo de tres columnas, los arrollados se colocan cada fase en cada columna (a las columnas verticales normalmente se les denomina limbs ó wounded legs). Las columnas horizontales (a las columnas horizontales se les denomina yokes) permiten acoplar magnéticamente el núcleo. En la misma figura se muestra también otro núcleo de cinco columnas verticales de las cuales las tres columnas centrales son para las tres fases, y las dos columnas exteriores (outer legs ó outer limbs) son para el flujo de retorno. Las columnas horizontales (yokes) cierran el núcleo y permiten acoplar magnéticamente el núcleo.


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Para un transformador de cinco columnas, las columnas exteriores conducen la mitad del flujo de las columnas centrales y por lo tanto su diámetro es la mitad al igual que en las columnas horizontales (yokes). De esta forma se reduce la altura del transformador y en consecuencia la altura del transporte. Los transformadores de cinco columnas son más costosos y por tanto se utilizan solo cuando hay limitaciones en las dimensiones de transporte. La selección del tipo de núcleo depende de razones económicas y técnicas en cuanto a peso, dimensiones de transporte y pérdidas del transformador. La figura N° 8 muestra algunos detalles constructivos de transformadores trifásicos de tres y cinco columnas. En la figura 8 a continuación se muestran detalles de ensamblaje de núcleos de transformadores trifásicos de tres y cinco columnas.

Figura Nº 8: Ensamblaje del Núcleo de Transformadores Trifásicos Tipo Core

2.3.2. Configuración del Núcleo de un transformador tipo Shell (Acorazado) Los núcleos de los transformadores monofásicos tipo acorazado, se fabrican de dos columnas, mientras que los transformadores trifásicos de tipo acorazado se fabrican de tres columnas, con juntas de empalme similares a los de los transformadores tipo núcleo (core).


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2.3.3. Diseño de las Juntas de Empalme Las juntas de las laminaciones se hacen traslapadas a 45° y pueden ser simples o múltiples como se muestra en la figura N° 9 al igual que en el Anexo N° 1. Las juntas múltiples permiten reducir las pérdidas en el núcleo y se hacen de cinco y siete traslapes, sin embargo este procedimiento aumenta el costo de fabricación del núcleo, por lo que los fabricantes evalúan el costo de las pérdidas en conjunto con otros costos como los de fabricación. Las láminas se mantienen firmes mediante bandas metálicas de materiales no magnéticos, simples o de presión como se muestra en la figura N° 9.

Figura Nº 9: Bandas de Amarre del Núcleo

2.3.4. Láminas de Acero del Núcleo Las laminas del núcleo son de acero de grano orientado con contenido de carbono < 0.1% y contenido de silicio < 3%. Al aumentarse el contenido de carbono se aumentan las pérdidas por histéresis, y al aumentar el contenido de silicio se disminuyen las pérdidas de eddy pero se aumenta la fragilidad de las láminas de acero.


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Las láminas de grano orientado reducen las pérdidas en el núcleo (perdidas de histéresis y perdidas de eddy) en comparación con láminas de grano no orientado. Hoy en día se utilizan para los núcleos de los transformadores únicamente láminas de acero de grano orientado. Para obtener las láminas con el grano orientado se utiliza un proceso especializado de enrollamiento de las láminas en frío, aplicando a las laminaciones muy altas presiones. De esta forma el grano viene orientado en la dirección de enrollamiento de las bobinas, obteniéndose bajas pérdidas en la dirección de enrollamiento y altas perdidas en la dirección transversal. Actualmente se utiliza un procedimiento adicional de tratamiento de las superficies mediante láser, el cual consiste en dividir los dominios magnéticos de las moléculas en dominios más pequeños, reduciéndose de esta forma aun más las pérdidas. Las pérdidas eléctricas de las láminas magnéticas son garantizadas por los fabricantes en w/kg. A su vez las pérdidas varían en función del espesor de las laminaciones y de la calidad del acero orientado. La selección del tipo y las características de las láminas está relacionada fundamentalmente con los costos de penalización de las pérdidas (Ver Cláusula 3.7.6 Capitalización de las Pérdidas). El costo de las pérdidas es usualmente utilizado en la evaluación de las ofertas. Igualmente las pérdidas en el núcleo disminuyen la eficiencia del transformador (Ver Cálculo de Eficiencia, Cláusula 3.7.5).

TRANSFORMADORES DE POTENCIA NUCLEO DE HIERRO (cont.) PERDIDAS EN EL NUCLEO Y EN OTRAS PARTES METALICAS

Figura Nº 10: Características de Pérdidas de Láminas Magnéticas de Grano Orientado y Grano No-Orientado


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En la figura N° 10 se muestran las características de un acero normal y de un acero de grano orientado, para una inducción de 1.5 Tesla y 50Hz. Puede observarse que para un acero normal, las pérdidas son constantes en cualquier dirección del flujo dentro de las láminas, mientras que en las láminas de grano orientado las pérdidas son más bajas en la dirección de enrollamiento de las láminas y altas en la dirección transversal. Igualmente, las pérdidas de Eddy son proporcionales al cuadrado del espesor de las laminas, esto significa que las laminas deben ser lo mas delgadas posibles para reducir las pérdidas en el núcleo. El espesor de las laminaciones normalmente se selecciona entre 0.18mm a 0.30 mm. Las láminas están provistas de una capa de aislamiento de material inorgánico muy delgada, inferior a 6 µm.

2.3.5. Flujo Magnético, Campo Magnético 2.3.5.1.

Densidad de Flujo e Intensidad de

Flujo Magnético

La función de un transformador está basada en un fenómeno físico conocido como la ley de inducción electromagnética. Cuando un flujo magnético φ, pasa a través de una espira de un material conductor, se induce una corriente. Si este flujo varía en el tiempo, el voltaje inducido variará igualmente en función del tiempo.

Figura N° 11: Inducción Electromagnética

Si tenemos la espira abierta el voltaje inducido es: u


=

d φ/dt

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Si tenemos que el flujo pasa no a través de un si no de N espiras, entonces el voltaje inducido será: u

=

N.d φ/dt

De la misma forma si el flujo magnético varía sinusoidalmente, el voltaje inducido también variará sinusoidalmente, en este caso el valor instantáneo del flujo será

φm

φm, Max.Senωt

=

En donde,

φm, Max:

Flujo máximo alcanzado en un ciclo

El voltaje sinusoidal inducido será en consecuencia el siguiente: u

=

N.d φm,Max Senωt / dt

u

=

N. ω.φm,Max Cosωt

El voltaje será otra onda sinusoidal adelantada 90° respecto al flujo. El Valor pico del voltaje inducido, ocurrirá cuando Cosωt = 1, y ω = 2 π.f Up

=

N. 2 π.f.φm,Max

Siendo el voltaje una onda sinusoidal, el valor rms, será Urms

=

N. 2 π.f.φm,Max / √2

Si tenemos dos grupos de arrollados, con número de espiras N1 y N2 en el mismo circuito magnético (mismo núcleo), y al arrollado número uno le aplicamos un voltaje U1 tendremos: U1

=

N1. 2 π.f.φm,Max / √2

En el arrollado número dos tendremos: U2

=

N2. 2 π.f.φm,Max / √2

Por lo tanto: U1 / U2

=

N1 / N 2

Esta última expresión nos indica que el número de vueltas entre los arrollados primario y secundario son directamente proporcionales a los voltajes en los arrollados en el primario y en el secundario.


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2.3.5.2.

Medidas de Flujo Magnético (φ)

El flujo magnético se determina bien sea en webers (Sistema MKS), en Maxwells (Sistema CGS), ó en líneas de flujo (Sistema Inglés). ◦ ◦ 2.3.5.3.

1 Maxwell 1 Weber

= 1 línea de flujo = 10⁸ Maxwell = 10⁸ líneas de flujo

Medidas de Densidad de Flujo (B= φ/A)

La densidad de flujo está determinada como el flujo magnético por unidad de área B= φ/A. La densidad de flujo magnético se determina bien sea en webers/m2 (Sistema MKS), en gauss que son iguales a Maxwells/cm2 (Sistema CGS), ó en líneas de flujo/in2 (Sistema Inglés). La medida común que se ha adoptado por todos los fabricantes de transformadores de potencia, al igual que para la mayoría de otros equipos eléctricos es el Tesla que es igual a 1 Weber/m2 ◦ ◦ 2.3.5.4.

1gauss = 1 tesla (T) =

1 línea/cm2 1 Weber/m2 = 10kgauss

Relación de la densidad de flujo en función de la frecuencia y tensión

Al aplicar un voltaje a un arrollado que se encuentra en un circuito magnético, se produce una densidad de flujo magnético en el núcleo que está relacionada de acuerdo a la siguiente fórmula. ◦ ◦ ◦

U = N. 2 π.f.φm,Max / √2 U/N = 4.44.f. φm,Max = 4.44.f.B.A B = U/4.44N.f.A

U = Voltaje del arrollado N = Numero de espiras del arrollado φm,Max= Flujo Máximo B = Densidad del Flujo Magnético A = Área 2.3.5.5.

Intensidad de Campo Magnético (H)

Para los circuitos magnéticos, el efecto deseado es el flujo magnético φ. La causa de este flujo es la fuerza magnetomotriz (fmm), que es la fuente necesaria para la formación de las líneas de flujo magnético en el interior del material magnético.


20


Tenemos que la fuerza magnetomotriz es proporcional al resultado de el número de espiras de un arrollado alrededor del núcleo por la corriente que pasa por el arrollado. Tenemos entonces, fmm

=

N.I

(Ampere – vueltas, At)

Esta ecuación indica con claridad que un incremento en el número de vueltas o de la corriente que pasa por el arrollado producirá un aumento de “presión” en el sistema para establecer líneas de flujo a través del núcleo. A la fuerza magnetomotriz por unidad de longitud del núcleo se le denomina Intensidad de Campo Magnético, H, que en forma de ecuación es: H

=

N.I / l

(Ampere – vueltas/longitud, At/m)

La dimensión de la intensidad de campo magnético, utilizada en la literatura técnica corresponde a At/m, que significa Ampere – turns/ meter. Cuando en un arrollado de espiras N1 circula una corriente i1, se crea en el circuito magnético una fuerza magnemotomotriz proporcional a la corriente que circula y al número de vueltas. Esta fuerza magnetomotriz crea en consecuencia un campo magnético en el núcleo. fmm1

=

i1.N1


Del mismo modo, si el arrollado secundario alimenta una carga ZL, se crea en el circuito magnético una fuerza magnemotomotriz proporcional a la corriente que circula I2 y al número de vueltas N2, que se opone a la fuerza magnetomotriz fmm1. Esta relación se conoce como la ley de Lenz. fmm2

=

i2.N2


El resultado es una fuerza magnotomotriz resultante, ya que las dos fuerzas no se anulan. Fmmres

=

i1.N1 - i2.N2 (Ampere – vueltas, At)

La fuerza magnetomotriz resultante crea un flujo magnético en el núcleo. Ese flujo magnético corresponde al flujo del transformador en vacío. Si suponemos que el flujo con el transformador en vacío es cero tenemos entonces la siguiente expresión: i1.N1

- i2.N2 = 0

Por lo tanto los ampere-vueltas en el primario serán iguales a los ampere-vueltas en el secundario:


21


i1.N1

=

i2.N2

i1 / i2

=

N2 /N1

Esta última expresión nos indica que las corrientes en el primario y en el secundario son inversamente proporcionales al número de vueltas de los arrollados.

2.3.6. Curva de Magnetización y Densidad de Flujo Cuando a un arrollado de un transformador se le aplica un voltaje, en los arrollados fluye una corriente magnetizante y en el núcleo flota un flujo magnético. El flujo magnético tendrá una forma sinusoidal con un atraso de 90° respecto al voltaje aplicado. La corriente magnetizante no es sinusoidal sino considerablemente distorsionada debido a las características del núcleo. Los materiales ferromagnéticos están caracterizados por una alta permeabilidad del orden de 280.000. A diferencia de la permeabilidad de otros materiales los cuales tienen una permeabilidad constante se requiere de un diagrama para describir la permeabilidad de los materiales ferromagnéticos (curva de histéresis)

Figura Nº 12: Curva de Histéresis

La figura Nº 12 muestra la curva de magnetización de los materiales magnéticos en función de la densidad de flujo magnético (B) y a la intensidad de campo magnético (H). La Intensidad de Campo Magnético es a su vez, función de la corriente sinusoidal que pasa por el arrollado, en consecuencia la Intensidad de Campo Magnético es sinusoidal.


22


Para describir la curva de magnetización iniciamos en un punto “o” donde no hay magnetización del núcleo. A medida que aumentamos la corriente aumenta el flujo magnético en el núcleo (densidad de flujo “B”) hasta llegar al punto de saturación en “a”. Las moléculas de los materiales magnéticos poseen unos magnetos o dominios magnéticos que son orientados en función de la fuerza magnetomotriz que es aplicada, una vez todos los dominios magnéticos se encuentren orientados en una misma dirección, se alcanzará la saturación del núcleo o material magnético, ya que no hay más magnetos que puedan ser orientados., Entre “a” y “c” ocurre un cuarto de ciclo de la onda de corriente, la densidad de flujo pasa de máximo positivo a cero. En el punto “b” la corriente es cero pero hay todavía un flujo magnético en el núcleo. Este flujo magnético cuando la intensidad de campo magnético es cero se denomina “Flujo Remanente”. En el siguiente cuarto de ciclo se inicia el incremento negativo de la densidad de flujo hasta un máximo negativo en el punto “d”. En el siguiente cuarto de ciclo la densidad de flujo aumenta de un máximo negativo a cero (punto “f”), pasando por “e” donde la corriente es cero y habrá un flujo remanente en “e”. Del punto “f” al punto “a” completamos el último cuarto de ciclo de la corriente, con el flujo aumentando de cero a un valor máximo positivo. Este diagrama es denominado la ferromagnéticos”.

“Curva

de

Histéresis de

los materiales

La explicación física de esta característica, se puede describir teniendo en consideración que los materiales ferromagnéticos tienen muchos pequeños magnetos unidos a su estructura molecular. Cuando estos magnetos se encuentren totalmente orientados se alcanza la saturación del núcleo. Los materiales magnéticos tienen hoy en día su punto de saturación a una densidad de flujo magnético ligeramente por encima de 2.0 T. En el Anexo N° 1 se muestran unas curvas típicas de la capacidad de sobreexcitación de los transformadores y de corriente de magnetización de los transformadores para la central de TOCOMA. La permeabilidad es igual a la pendiente de la curva de histéresis. En algún punto de la pendiente será igual a µ0, la permeabilidad del aire. Esto significa que no puede haber más aumento de la densidad de flujo ya que todos los dominios tienen orientado su campo magnético con el campo externo.

2.4. Características Constructivas de los Arrollados de los Transformadores tipo Núcleo (Tipo Core) Hay cuatro tipos de transformadores tipo Esquemáticamente se subconductores, estos mismo.


arrollados que son utilizados en la construcción de los núcleo. Algunos de ellos tienen diferentes variaciones. muestran en el Anexo N° 2-A. Cuando se tienen múltiples se fabrican entrelazados para distribuir mejor la tensión en el

23


Estos cuatro tipos de arrollados básicos son los siguientes: Arrollado tipo Helicoidal: Es un arrollado como su nombre lo indica, helicoidal de uno ó más conductores en forma de hélice de un extremo al otro, utilizado cuando se requieren altas corrientes nominales. En este tipo de arrollados existe el arrollado cilíndrico en el cual no hay separación entre espiras, por lo que el conjunto de espiras se asemeja a un cilindro, Arrollado de múltiples capas: Es similar al arrollado helicoidal en su disposición pero de múltiples capas. Es utilizado para diferentes niveles de tensión. Arrollados multitaps: Son arrollados múltiples de un extremo al otro utilizados como su nombre lo indica para cambiadores de tomas. Arrollados tipo disco: Existen de este tipo de arrollados múltiples variaciones que son utilizadas en función de los niveles de aislamiento y de los niveles de las sobretensiones especificadas. Se fabrican de simple ó múltiple interposición (interleaved disc) entre conductores para mejorar la distribución de tensión a lo largo del arrollado. En el Anexo 2-C se muestra la disposición de los arrollados del transformador de generador para TOCOMA. En la figura Nº 13 se muestran igualmente los dos tipos de arrollados utilizados, espiral para BT y disco para AT.

Figura Nº 13: Arrollados tipo Disco y Tipo Espiral para Transformadores Tipo Core


24


2.5. Características Constructivas de los Arrollados de Transformadores Tipo Acorazado (Tipo Shell) Los arrollados de los transformadores tipo acorazado tienen un solo tipo de construcción usualmente denominado “ pancake”, como se muestra en la figura N°14. En este tipo de arrollados cuando se usan varios conductores los mismos se fabrican transpuestos como en los arrollados tipo disco para mejorar la distribución de tensión a lo largo del arrollado. En la figura Nº14 se muestra la disposición de los arrollados y del núcleo en transformador trifásico tipo acorazado, con dos arrollados, uno de AT y otro de BT, visto desde arriba, y en la figura Nº15, se muestra la forma en de los arrollados tipo pancake una vez fabricados. En el Anexo Nº 2-B, se incluye una descripción del proceso de fabricación de los arrollados y del núcleo de los transformadores tipo Shell, fabricados por la empresa Jeumont Schneider de Francia.

Figura Nº 14: Disposición de Núcleo y Arrollados de Transformadores Tipo Acorazado


25


Figura Nº 15: Arrollados tipo Pancake de un Transformador Tipo Acorazado

2.6. Núcleo y Arrollados de Transformadores Tipo Núcleo (Tipo Core) En la foto siguiente y en las figuras N° 16 a N° 18 se muestra la disposición de los arrollados y del núcleo del transformador trifásico tipo núcleo de cinco columnas de la Planta Caruachi. FASE DE RESERVA H3 H2

H1

Figura Nº 16: Transformador Tipo Core de la Central Caruachi


26


Yugo magnético superior (Yoke)

Aislador BT

Aislador 400 kV Aislador Neutro

Perno para izaje

Papel aislante

Blindaje magnético del tanque

Torreta Adaptadora

Cable de BT

Cable de 400 kV

Configuración interna

Soportes de los cables

Yoke inferior

Bushing de puesta a tierra del núcleo

Estructura superior de Fijación

Pared de tanque

Cambiador de tomas

Cable Neutro

Accionamiento para cambiador de tomas Conexión a tierra para estruct.de fijación

Conjunto NúcleoArrollado Fase B

Estructura inferior de Fijación

Vista de Frente

Figura Nº 17: Disposición Lateral y Frontal Interna del Transformador Tipo Core de la Central Caruachi


27


Núcleo principal

Núcleo(pierna) auxiliar

Cables de BT

Bloque de los arrollados

Cable para conexión del núcleo a bushing de tierra

Barra para prensado del núcleo

Figura Nº 18: Vista Superior Interna del Transformador Tipo Core de la Central Caruachi

2.7. Núcleo y Arrollados Acorazado (Tipo Shell)

de

Transformadores

Tipo

En la figura N° 19 se muestra un doble corte vertical de un transformador tipo acorazado en la que se observa, el núcleo y las pankecas del lado izquierdo, y del lado derecho las láminas de pressboard entre pankecas que forman los canales para la circulación del aceite.

Figura Nº 19: Disposición Lateral Interna de un Transformador Tipo Acorazado


28


3. CARACTERÍSTICAS TRANSFORMADORES

TÉCNICAS

DE

LOS

Esta parte comprende los aspectos técnicos necesarios que deben ser cubiertos en una especificación para permitir el diseño, fabricación, pruebas en fábrica, transporte, instalación, pruebas de aceptación en sitio y operación confiable de los transformadores. En esta parte se hace igualmente una descripción de las sobretensiones en los sistemas eléctricos su origen, forma de cálculo y forma en que se pueden controlar o minimizar. En una especificación de cualquier equipo, parte o componente eléctrico los siguientes tres requerimientos deben ser claramente definidos conforme a las características del sistema en el cual será instalado: características dieléctricas, niveles de corriente tanto nominal como de de cortocircuito y características térmicas. Otras características que se especifiquen son particulares para cada equipo.

3.1. Características Dieléctricas Para definir las características dieléctricas que deben tener los transformadores es conveniente describir las diferentes sobretensiones que se presentan en los sistemas eléctricos. Se hará una descripción de los diferentes tipos de sobretensiones, su origen, su forma de cálculo, la forma como pueden ser controladas o reducidas y su incidencia en los transformadores.

3.1.1. Sobretensiones en Sistemas de Transmisión En lo que concierne a la coordinación del aislamiento, las sobretensiones se clasifican en tres tipos:   

Sobretensiones temporales (Temporary Overvoltages, TOV) Sobretensiones de maniobra Sobretensiones atmosféricas 3.1.1.1.

Sobretensiones Temporales

Son sobretensiones oscilatorias (alrededor de 60 Hz) entre fases o entre fase y tierra, que se pueden presentar en la red y que son de una duración relativamente larga (varios ciclos). Normalmente tienen algún tipo de amortiguamiento dependiendo de las características del sistema y de la falla.

3.1.1.1.a.

Origen

Las sobretensiones temporales tienen su origen en:   

Fallas fase a tierra que producen sobretensiones en las fases sanas. Cambios intempestivos de carga (Rechazo de carga). Resonancia y ferroresonancia.


29


3.1.1.1.b.

Forma de cálculo de las sobretensiones temporales



Para sistemas de V≤230kV se considera como máxima sobretensión temporal, la que se produce en las fases sanas como consecuencia de fallas fase-tierra. La norma IEEE C62.22 “IEEE Guide for the Application of Metal-Oxide Surge Arresters for Alternating current Systems”, Cláusula 5.3.2 “Temporary Overvoltage Capability”, establece un procedimiento para determinar las sobretensiones temporales debidas a fallas fase-tierra. Estas sobretensiones son función del sistema de puesta a tierra y de los valores de la red, Xo, Ro y X1 en el sitio de falla, y se pueden calcular siguiendo el procedimiento de la Norma.



Para sistemas de V>400kV se considera como máxima sobretensión temporal, la que se produce como consecuencia de un rechazo de carga. Para transformadores de generadores, se debe calcular la máxima sobretensión que se produce cuando ocurre un rechazo de carga.



Las normas IEC 60076-1, e IEEE C62.22 establecen los criterios básicos de definición de las sobretensiones temporales como consecuencia de un rechazo de carga. La norma IEC 60076-1”Power Transformers”, Parte1,Cláusula 8.5 establece que los transformadores que sea conectados directamente a generadores y que puedan estar sometidos a condiciones de rechazo de carga deberán poder resistir un voltaje de 1.4pu durante 5 segundos, y la norma IEEE C62.22 Clausula 5.3.2 establece que las sobretensiones por condiciones de rechazo de carga son del orden de 1.4-1.5pu durante 3 segundos.



Casos especiales de resonancia o ferroresonancia son fuente de sobretensiones temporales que deben ser evaluadas mediante estudios ó simulaciones. En función de las impedancias, resistencias y capacitancias de los diferentes elementos del sistema, se hace un barrido de frecuencia mediante simulaciones y se determinan las frecuencias resonantes y los valores de sobretensión.

3.1.1.1.c. Capacidad de sobretensiones temporales.

los

equipos

para

soportar

las



Los transformadores de potencia deben tener una capacidad para soportar sobretensiones temporales mayores que la máxima sobretensión temporal que se presente en el sistema.



En las Tablas N°6 y N°7 de la Norma IEEE C57.12.00 “Standard General Requirements for Liquid-inmersed, Distribution, Power and Regulating Transformers”, se indican los valores de voltajes de frecuencia industrial (Low frequency applied voltaje test level, rms), que deben ser especificados para los transformadores, los cuales cubren un rango amplio de sobretensiones temporales para los diferentes niveles de tensión, en el caso de fallas monofásicas y bifásicas a tierra. La duración de este voltaje aplicado fase-fase es de 1 minuto.


30




El voltaje máximo de operación continua de los pararrayos a 60 Hz se selecciona de tal forma que éste sea mayor que la máxima sobretensión temporal que se presente en el sistema.



Para los demás equipos de alta tensión se seleccionan valores de sobretensión a frecuencia de 60Hz, un minuto, superiores a la máxima sobretensión temporal de acuerdo con los valores recomendados en las normas IEEE/IEC.

3.1.1.1.d.

Control de las sobretensiones temporales:

Las sobretensiones temporales pueden ser controladas por intermedio de:   

Reactores Shunt conectados en las líneas de transmisión, los cuales tienen como función mantener un voltaje en el sistema en niveles adecuados para condiciones de baja carga o de un rechazo de carga. Puesta a tierra adecuada. Compensadores estáticos los cuales son controlados por tiristores de potencia con tiempo de respuesta rápido y permiten inyectar reactivos al sistema bien sea capacitivos o inductivos. 3.1.1.2.

Sobretensiones de Maniobra

3.1.1.2.a.

Origen:

Las sobretensiones de maniobra definen los niveles de aislamiento de los sistemas de transmisión de alta y extra-alta tensión y son importantes a partir de niveles de tensión igual o superior a 400kV. En el caso de líneas de transmisión de menor tensión de longitud muy larga, deben evaluarse las sobretensiones de energización de las mismas. Las sobretensiones de maniobra tienen en consecuencia su origen en:   

Energización de líneas de líneas de transmisión Recierres monofásico y trifásico de líneas de transmisión Interrupción de corrientes capacitivas en el caso de bancos de condensadores o débiles corrientes inductivas en el caso de bancos de reactores Shunt.

3.1.1.2.b.

Forma de cálculo de las sobretensiones de maniobra:

Las sobretensiones de maniobra son calculadas mediante simulaciones, utilizando el programa EMTP/ATP.

3.1.1.2.c. Capacidad de sobretensiones de maniobra. 

los

equipos

para

soportar

las

Los transformadores de potencia y demás equipos deben tener una capacidad para soportar sobretensiones de maniobra mayor que mayor que la máxima sobretensión de maniobra que se presente en el sistema. En consecuencia debe dejarse un factor de seguridad adecuado respecto a la sobretensión máxima que se obtenga.


31




En el caso de los pararrayos, la capacidad de los mismos para disipar sobretensiones de maniobra, debe ser cuantificada en términos de energía. Las unidades usadas para cuantificar la energía disipada por los pararrayos en kilojulios/kV (1 kJ = 1 kW-seg).



Para los otros equipos de alta tensión se seleccionan los niveles de aislamiento, superiores a la máxima sobretensión de maniobra de acuerdo con los valores recomendados en las normas IEEE/IEC.

3.1.1.2.d.

Control de las sobretensiones de maniobra:

Las sobretensiones de maniobra pueden ser controladas por intermedio de: 

Instalación de resistencias de cierre en los interruptores de líneas de transmisión. Al ordenarse el cierre del interruptor de línea, la cámara auxiliar del interruptor que tiene la resistencia es cerrada antes que la cámara principal y la resistencia queda insertada en serie con la línea por un tiempo muy corto (t >8ms), reduciéndose de esta forma la sobretensión a la energización.



Utilización de Sincronizadores para el cierre de los interruptores los cuales tienen la función de cerrar la línea de transmisión al paso de la tensión por cero, reduciéndose de esta forma la sobretensión a la energización.



Instalación de Compensación Shunt 3.1.1.3.

Sobretensiones Atmosféricas

Las sobretensiones atmosféricas que se originan en puntos lejanos a las subestaciones o a los transformadores o equipos, llegan a éstos ya amortiguadas a través de las líneas de transmisión, mientras que las sobretensiones atmosféricas que se originan en puntos cercanos a las subestaciones o a los transformadores, son realmente las que representan peligro. El cálculo de las sobretensiones atmosféricas se hace en función del BIL de las líneas de transmisión y de su impedancia característica (Z0), (Norma IEC 60071/1-2). Teniendo el BIL y la impedancia característica se calcula la corriente de descarga a través de los pararrayos. Con la corriente de descarga a través de los pararrayos se puede determinar, de las características de los mismos, el voltaje residual a través de los pararrayos, el cual aparecerá como sobretensión fase-tierra en los arrollados de los transformadores. Con el voltaje residual conocido, es necesario aplicar un margen de seguridad a los equipos a proteger para lo cual es conveniente seguir las recomendaciones de las normas IEEE/IEC, en cuanto a márgenes de protección. Con estos dos parámetros se seleccionan los niveles de aislamiento de los transformadores dichos márgenes de protección se muestran a continuación en la Tabla Nº 1.


32


3.1.2. Especificaciones de Niveles de Aislamiento Los niveles de aislamiento de los transformadores de potencia, de las líneas de transmisión y de los equipos en general se seleccionan de acuerdo al máximo nivel de sobretensión que se produzca en el sistema. Igualmente los transformadores deben tener una capacidad para soportar sobretensiones mayores que el voltaje residual de descarga de los pararrayos para cada tipo de sobretensión. La Norma IEEE / IEEE C62.22 “IEEE Guide for the Alication of Metal-Oxide Surge Arresters for Alternating Current Systems”, Cláusula 4.6 “Insulation Coordination” e IEC establecen los márgenes de seguridad entre el valor resistente de los equipos y el voltaje residual del pararrayos. Estos valores se muestran en la Tabla N° 1. Tabla Nº 1: Niveles de Aislamiento de Arrollados y Márgenes de Protección NIVEL DE AISLAMIENTO DEL EQUIPO/ NIVEL DE DESCARGA DEL PARARRAYOS

MARGEN DE PROTECCIÓN ANSI

MARGEN DE PROTECCIÓN IEC

CHW/FOW

≥ 1.15

≥ 1.15

Impulso Atmosférico

BIL/LPL

≥ 1.15

≥ 1.15

Sobretensiones de Maniobra

BSL/SPL

≥ 1.20

≥ 1.20

TIPO DE ONDA

Frente de Onda

Cuando la capacidad de los pararrayos sea muy alta para cubrir los requerimientos de energía, los voltajes residuales de los pararrayos serán en consecuencia altos, por lo que deben verificarse los márgenes de protección de los transformadores y en consecuencia requerir en las especificaciones los niveles de aislamiento que resulten de esta verificación. Para los otros equipos de alta tensión se seleccionan niveles de aislamiento, superiores a la máxima sobretensión de maniobra de acuerdo con los valores recomendados en las normas IEEE/IEC. Los valores de aislamiento sugeridos por las normas deben mayores que los niveles de aislamiento de los transformadores, por cuanto los pararrayos se encuentran distantes de los mismos y la sobretensión es mayor. Un método de cálculo puede ser aplicado para determinar la sobretensión en función de la distancia al pararrayos. En la tabla N° 2 se muestran los niveles de aislamiento de los arrollados de transformadores de potencia utilizados en las redes de EDELCA. Estos niveles de aislamiento difieren ligeramente cuando se trata de transformadores de generadores o transformadores de sistemas de transmisión, siendo éstos últimos un poco más altos.


33


Tabla Nº 2: Niveles de Aislamiento de los Arrollados

Tens ión Nom inal (kV rm s )

765

400

230

115

34,5

20

13,8

Tens ión máxim a ( kV rm s )

800

420

245

123

37

22

15

900

550

200

150

110

745

460

NA

NA

NA

1950 / 1425 / 1300 Nivel bás ico de ais lam iento ( kVpico) 1925 1550 / 1175 / Sobretens ión de m aniobra ( kVpico) 1425 1080 Tens ión res is tente a la frecuencia indus trial ( kVrm s ) Máxim o valor de des cargas parciales internas (pC) a 1,5 pu, (* 1,7 pu) Tiem po Minutos

NA

NA

NA

NA

70

50

34

500*

500*

500

500

500

500

500

60

60

30

30

30

30

30

En la tabla anterior se han indicado los valores sugeridos por las normas para el aislamiento respecto a las sobretensiones de maniobra en los niveles de tensión de 115 y 230kV, sin embargo las sobretensiones de maniobra no tienen influencia en estos niveles de tensión o tensiones inferiores en los cuales el aislamiento es determinado por el valor resistente de de los equipos a tensión de frecuencia industrial. Como un ejemplo se cita a continuación lo establecido en la Norma IEC 60044-1 en la Parte 1. La Norma IEC 60044-1 en la Parte 1, establece lo siguiente:  En la cláusula 5.1.1.1 se indica que para niveles de tensión máxima (Um) entre 0.72kV y 1.2kV, el nivel de aislamiento está determinado por el voltaje resistente a frecuencia industrial de acuerdo a los valores indicados en la tabla 3 de la norma. Se muestran los valores recomendados por la norma IEC, por cuanto la misma cubre todos los niveles de tensión, incluyendo el nivel de 400kV, que no es previsto en la norma IEEE.  En la cláusula 5.1.1.2 se indica que para niveles de tensión máxima (Um) entre 1.6kV y menores a 300kV, el nivel de aislamiento esta determinado por el voltaje resistente a impulsos atmosféricos y a frecuencia industrial de acuerdo a los valores indicados en la tabla 3 de la norma, y finalmente,  En la cláusula 5.1.1.3 se indica que para niveles de tensión máxima (Um) mayores a 300kV, el nivel de aislamiento está determinado por el voltaje resistente a sobretensiones de maniobra de acuerdo a los valores indicados en la tabla 4 de la norma. En la tabla N° 3 se a continuación se muestran los niveles de aislamiento de los aisladores pasantes de los transformadores de potencia utilizados en las redes de EDELCA.


34


Tabla Nº 3: Niveles de Aislamiento de los Aisladores Pasantes

Tensión Nominal (kV rms)

765

400

230

115

34,5

20

13,8

Tensión máxima ( kV rms)

800

420

245

123

37

22

15

1950 / 1425 / 1925 1550 900

550

200

150

110

1425 1110

700

NA

NA

NA

NA

NA 850

NA 630

NA 395

230 265

75 80

50 60

45 50

500

500

500

500

500

500

500

10

10

10

10

10

10

10

660

660

660

Nivel básico de aislamiento (kV pico) Sobretensión de maniobra (húmedo) ( kV pico) Tensión resistente a la frec, industrial (kV rms). a) Humedo 10seg b) Seco 1 min. Máximo voltaje de radioinfluencia, RIV externo a 1,1 p.u (micro voltios) Máximo valor de descargas parciales internas a 1,5 p.u. (pC) Distancia externa de fuga mínima (mm)

13000 8100

5600 2010

Para los aisladores pasantes, el valor de aislamiento a sobretensiones a maniobra no tiene influencia en baja tensión ya que el aislamiento es determinado por el valor resistente de de los equipos a tensión de frecuencia industrial, para los cuales se fijan valores en húmedo 10segundos y en seco 1 minuto. Para niveles de tensión de 230kV y superiores el valor del aislamiento externo es determinado por el nivel de las sobretensiones de maniobra, especialmente para 400 y 765kV, que se puedan presentar en el sistema y se selecciona un valor de tensión en húmedo el cual es más exigente que un valor en seco. Es conveniente por ejemplo para nivele de tensión de 765kV, que los voltajes resistentes de los arrollados a sobretensiones de maniobra, se seleccionen ligeramente inferiores a los valores de los voltajes resistentes de los aisladores pasantes, para tener un margen de protección, lo que significa que de alcanzarse los niveles de aislamiento de los arrollados cuando se presenta una sobretensión, se produzca una descarga externa antes de que se supere el valor del aislamiento de los arrollados.

3.1.3. Sobretensión temporal para medición de descargas parciales El nivel de sobretensión para la medición de descargas parciales es seleccionado de acuerdo a las Normas IEEE C57.1200 /IEC 60076-3 como se indica a continuación. Este valor es fundamental por cuanto define el aislamiento principal del transformador. Norma IEEE, Transformadores Clase II: Voltaje inicial (Enhancement) = 1.8xUnom (7200 ciclos) Voltaje de prueba = 1.6xUnon. (1 hora)


35


Norma IEC, Transformadores V≤ 300kV Voltaje inicial (Enhancement) = 1.7xUmax/√3 (7200 ciclos) Voltaje de prueba = 1.5xUmax/√3. (30 minutos) Norma IEC, Transformadores V> 300kV Voltaje inicial (Enhancement) = 1.7xUmax/√3 (7200 ciclos) Voltaje de prueba = 1.5xUmax/√3. (1 hora)

3.2. Enfriamiento y Características Térmicas Los límites de temperatura máximos que se seleccionan para la operación normal de los transformadores y para las condiciones de corto circuito están relacionados por una parte con la expectativa de vida útil de las unidades y por la otra con la confiabilidad de las mismas durante su operación. Un aumento de de la temperatura por encima de la temperatura normal de operación de los transformadores conlleva a una pérdida de vida útil. Igualmente, una temperatura muy alta en un punto interno del transformador (hot spot) conlleva a una descomposición del aceite aislante y a una producción de burbujas de gases que debilitan el aislamiento y conduce a descargas parciales internas. Finalmente, bajo condiciones de cortocircuito, la elevación excesiva de temperatura por encima de los valores máximos recomendados para el aislamiento y demás componentes internas, conduce a una pérdida de las características eléctricas y mecánicas de los conductores, a un envejecimiento del aislamiento interno así como también a una generación anormal de gases del aceite y del aislamiento.

3.2.1. Elevaciones de Temperatura permitidas Las elevaciones máximas de temperatura permitidas se encuentran establecidas en las Normas IEEE C57.12.00 “Standard General Requirements for Liquid – Inmerserd Distribution, Power and Regulating Transformers”, Cláusula 5.11 “Elevación de Temperatura y condiciones de Carga”. Las temperaturas máximas permitidas se han establecido considerando las características eléctricas y mecánicas del aislamiento interno de los trasformadores de tal forma que se tenga una operación confiable y segura de los mismos a lo largo de su vida útil. La Cláusula 5.11.1.1 “Elevación de Temperatura de los arrollados”, de la referida Norma, establece que la elevación de temperatura promedio de los arrollados (Average temperatura rise), no deberá exceder los 65°C, cuando el transformador opere a su capacidad, tensión y frecuencia nominales y en el tap que de la máxima elevación de temperatura (tap que de las máximas pérdidas).


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Igualmente, la elevación de temperatura del punto más caliente no deberá exceder los 80°C bajo estas mismas condiciones, y, finalmente la elevación de temperatura del líquido aislante, no deberá exceder los 65°C cuando se mida cerca a la parte superior del tanque, cuando el transformador opere a capacidad, tensión y frecuencia nominales y en el tap que de la máxima elevación de temperatura. La selección de un menor nivel de elevación de temperatura, como en el caso de los transformadores de TOCOMA para los que se especificó un valor máximo de elevación de temperatura de los arrollados de 55°C, y un valor máximo de elevación de temperatura del punto más caliente de 70°C, conlleva a una mayor vida útil de los transformadores y a una disminución del riesgo de falla de los mismos como puede observarse en la figura Nº 20.

Figura N° 20: Relación de Vida útil vs Temperatura

3.2.2. Vida útil de los transformadores La vida útil de los transformadores está relacionada con sólido (celulosa) de los transformadores, es decir, con la fabricado de celulosa de los conductores y de los otros láminas de pressboard de separación entre arrollados y partes activas del transformador.

la vida útil del aislamiento vida útil del papel aislante aislantes sólidos como las de separación entre otras

La celulosa sufre una degradación de sus propiedades mecánicas y químicas como consecuencia de un aumento de la temperatura y de un aumento de contenido de humedad. La Publicación N”85 de la norma IEC, establece como criterio de pérdida de vida útil, cuando la celulosa llega a un 20% de sus propiedades mecánicas iníciales, esto es de sus esfuerzos mecánicos de rotura.


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Generalmente el criterio del final de la vida útil de la celulosa es de naturaleza física como lo es el esfuerzo de rotura (tensile strength), sin embargo por razones prácticas, siendo la celulosa un polímero resulta más práctico y más preciso, siguiendo las recomendaciones de la norma IEC 450, utilizar un criterio de evaluación basado en una de sus propiedades químicas, por este motivo se ha determinado que es mas conveniente medir el grado de polimerización de la celulosa (DP = Degree of Polimerization), el cual resulta mas preciso y de mas fácil medición. Para un transformador nuevo el grado de polimerización es de 1200 - 1400. Una disminución sustancial del grado de polimerización del material aislante de un transformador con pocos años en servicio, por ejemplo DP = 400, significa, un envejecimiento acelerado del mismo, cuyas causas deben ser evaluadas. En resumen, la celulosa es un polímero, formado por una cadena de 1200 monómeros de glucosa, C6H10O5, La estructura molecular de la celulosa se muestra en la Figura N°21.

Figura N° 21: Estructura Molecular de la Celulosa

La degradación de la celulosa, en otros términos, su envejecimiento, trae como consecuencia la disminución del número de monómeros de la cadena, produciéndose consecuentemente una disminución del grado de polimerización. Si se utiliza por ejemplo como criterio de pérdida de vida útil una disminución del 50% de las propiedades mecánicas iníciales de la celulosa, se tiene bajo esta condición un grado de polimerización de 300. De igual forma si se utiliza el criterio de pérdida de vida útil cuando sus propiedades mecánicas son un 20% del valor inicial, entonces el grado de polimerización resulta en un valor igual a 200. Las propiedades mecánicas son definidas como el valor medio de resistencia del esfuerzo a la tracción. La celulosa es uno de los materiales más higroscópicos que existen, lo cual significa que tiene una gran capacidad para absorber humedad. Cuando se tiene la celulosa en el medio ambiente el contenido de humedad en la misma es del orden del 5 – 10% dependiendo de la humedad relativa del ambiente. Una celulosa con esa humedad relativa no puede ser utilizada como medio aislante en transformadores porque la humedad de la celulosa sería transferida al aceite disminuyendo significativamente la


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rigidez dieléctrica del mismo. Con ese contenido de humedad se acelera el proceso de envejecimiento de la celulosa. Para lograr que la celulosa pueda ser utilizada como medio aislante, la humedad debe ser reducida a un valor inferior al 1% mediante un proceso de secado antes del llenado del transformador con aceite. Este proceso realizado en fábrica se denomina “Vapor Phase Process” y consiste en colocar los arrollados en unas cámaras en las cuales los arrollados son sometidos a procesos de vacío, elevación de temperatura y rociado mediante pulverización de kerosén a alta temperatura. Las altas temperaturas necesarias para el proceso de secado hacen que el factor de polimerización de la celulosa se reduzca sustancialmente de su valor inicial. Para mantener el valor de la rigidez dieléctrica del aceite y de la celulosa en valores aceptables, es necesario controlar la entrada de humedad en los transformadores en servicio (ver cláusula 3.10 “Sistemas de Preservación de Aceite”). Sin embargo, aún teniendo un control del ingreso de humedad en el transformador, el oxígeno y el aire se producen dentro del transformador debido al proceso de envejecimiento de la celulosa. El contenido de agua en el aceite debe ser medido mediante análisis muestras de aceite. Estas muestras de aceite deben tomarse por lo menos anualmente para transformadores en servicio y se debe evaluar al mismo tiempo el contenido de gases disueltos en el aceite. Conocido el contenido de agua en el aceite se puede medir el contenido aproximado de agua en la celulosa mediante gráficos similares a la figura Nº 22, para este propósito es necesario tomar la temperatura ambiente en el momento en que se toma la muestra de aceite. Estos gráficos deben ser suministrados por el fabricante de los trasformadores en caso de que sea requerido.

Figura N° 22 Gráfico de Equilibrio de Humedad en el Aceite y en la Celulosa


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El diagrama muestra las líneas de equilibrio del contenido de agua en la celulosa y del contenido de agua en el aceite. La condición de equilibrio depende de la temperatura media en el aceite. En el diagrama puede verse que10 ppm de contenido de agua en el aceite corresponden a un contenido de agua en la celulosa del 1.5% a una temperatura de 60°C. En el diagrama también puede verse por ejemplo, que si se tiene un contenido de agua en la celulosa del 2% a una temperatura de 20°C, al aumentar la temperatura a 60°C el contenido de humedad en el aceite pasa de 3 a 18 ppm lo que significa que mientras el contenido de agua se incrementa considerablemente en el aceite con la temperatura, el decrecimiento del contenido de agua en la celulosa es muy bajo. Por lo tanto puede concluirse que un transformador cuyo aislamiento sólido tenga un alto contenido de humedad no puede secarse significativamente, incrementando la temperatura en el transformador. Por otra parte, al aumentar el contenido de agua en el aceite se disminuye la rigidez dieléctrica del mismo, como puede observarse en el diagrama de la figura N° 19. El gráfico muestra la rigidez dieléctrica del aceite vs el contenido de agua en el aceite a 20°C. Las pruebas de rigidez dieléctricas que se muestran en la figura N° 23 fueron realizadas por ABB de acuerdo con la Norma IEC 60156-1995 “Insulating Liquids – Determination of the Breakdown Voltage at Power Frequency” 35

RIGIDEZ DIELECTRICA (kV /mm)

30 25 20 15 10 5 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

CONTENIDO DE HUMEDAD EN EL ACEITE (ppm)

Figura N° 23: Rigidez Dieléctrica de Aceite vs Contenido de Humedad


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Se recomienda que el máximo contenido de humedad que debe tener el aceite después de las pruebas de aceptación en sitio indican sea inferior a 10 ppm. Este valor es especificado normalmente por EDELCA y es el recomendado por los fabricantes de transformadores. Como puede observarse en el gráfico de la figura N° 23 el aumento del contenido de agua en el aceite ligeramente por encima de 5 ppm hace que la rigidez dieléctrica del aceite disminuya sustancialmente disminuyendo la confiabilidad de los trasformadores. Se recomienda igualmente, que máximo valor de humedad en la celulosa, después de que un transformador ha pasado por la fase de secado en fábrica sea inferior a 0.5%. Este valor es el adoptado por los fabricantes de transformadores. Notas: 1. Si expresamos el contenido de agua en peso, y tenemos por ejemplo que el contenido de agua en la celulosa es un 3%, entonces tendremos que en 1000 gramos de celulosa, 30 gramos corresponden a agua y 970 gramos a celulosa. 2. Si expresamos el contenido de agua en el aceite en términos de volumen, y tenemos por ejemplo que el contenido de agua en el aceite es 0,2%, entonces que en 1 litro de aceite, esto es en 1000cc, tendremos 2cc de agua y 998cc de aceite. 3. Finalmente si el contenido de agua en el aceite lo expresamos en ppm y tenemos por ejemplo 20 ppm de agua, entonces, conociendo que 1 ppm es igual a 1mgr/Litro de solución, tendremos 20 mgrs de agua en un litro de aceite.

3.2.3. Tipos de enfriamiento Inicialmente el tipo de enfriamiento de los transformadores de potencia fue designado por códigos de dos o tres letras, por ejemplo, según la Norma IEEE C57.12.00, la designación OA correspondía a enfriamiento natural de aceite y aire, la designación FOA correspondía enfriamiento forzado de aceite y de aire por medio de ventiladores, etc, y, por códigos de cuatro letras para la Norma IEC IEC60076-2 ONAN para enfriamiento natural de aceite y aire, OFAF para enfriamiento forzado de aceite y enfriamiento forzado de aire por medio de ventiladores. Esta identificación de IEEE tuvo que ser modificada en la medida en la que los fabricantes introdujeron en el diseño de los transformadores el concepto de Flujo Dirigido (OD = Oil Directed), a través de los arrollados principales, para mejorar el enfriamiento de los mismos. Esta nueva designación como se verá a continuación, precisa de una mejor forma como es el enfriamiento tanto interno como externo de un transformador. Actualmente tanto la norma IEC como la norma IEEE utilizan la misma codificación utilizando un código de cuatro letras, para definir el enfriamiento tanto interno como externo del transformador.


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Según las Normas IEEE C57.12.00 Standard General Requirements for Liquid – Inmerserd Distribution, Power and Regulating Transformers”, Cláusula 5.1 “Clases de Enfriamiento para Transformadores”, para definir el tipo de enfriamiento, se emplea el siguiente código de cuatro letras: Primera Letra: Indica el tipo de enfriamiento interno del líquido refrigerante y aislante en contacto con los arrollados. O: K: L:

Líquido refrigerante con punto de inflamación ≤ 300°C Líquido refrigerante con punto de inflamación > 300°C Líquido refrigerante con punto de inflamación no definido

Nota: De acuerdo con la norma ASTM D92-1998 el punto de inflamación de una muestra, corresponde a la temperatura a la cual, la muestra mantiene el fuego por al menos durante 5 segundos. Segunda Letra: Indica la forma de circulación interna en el transformador del aislante y refrigerante. N: F: D:

líquido

Flujo natural por convección del líquido refrigerante a través de los intercambiadores de calor Flujo Forzado del líquido refrigerante en los intercambiadores de calor y flujo natural por convección en los arrollados. Normalmente se le denomina Flujo No Dirigido. Flujo Forzado del líquido refrigerante en los intercambiadores de calor y flujo dirigido a través de los arrollados principales. Normalmente se le denomina Flujo Dirigido.

Tercera Letra: Indica el medio externo de enfriamiento A: W:

Aire Agua

Cuarta Letra: Indica el mecanismo de circulación del medio de enfriamiento externo. N: F:

Circulación natural por convección Circulación forzada: ventiladores en caso de enfriamiento forzado de aire y bombas en caso de enfriamiento forzado de agua.

Ejemplos: ONAN / ONAF En este caso el transformador tiene dos capacidades, una capacidad para un enfriamiento natural por convección de aceite y de aire y una segunda capacidad para un enfriamiento natural por convección de aceite y enfriamiento forzado de aire. ONAN / OFAF


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En este caso el transformador tiene dos capacidades, una capacidad para un enfriamiento natural por convección de aceite y de aire y una segunda capacidad para un enfriamiento forzado de aceite (flujo no dirigido) y enfriamiento forzado de aire. ODAF En este caso el transformador tiene una capacidad, con enfriamiento forzado de aire y enfriamiento forzado de aceite (flujo dirigido) a través de los arrollados principales. La Tabla N° 4, a continuación muestra el código que fue utilizado para la designación de los tipos de enfriamiento de los transformadores de potencia, y el código que actualmente se utiliza. Tabla N° 4: Clases de Enfriamiento DESIGNACIÓN DE LA CLASE DE ENFRIAMIENTO SEGÚN LA NORMA IEEE C57.12.00 DESIGNACIÓN ACTUAL

ANTERIOR DESIGNACIÓN

ONAN

OA

ONAF

FA

ONAN/ONAF/ONAF

OA/FA/FA

ONAN/ONAF/OFAF

OA/FA/FOA

ONAN/ODAF

OA/FOAª

ONAN/ODAF/ODAF

OA/FOA/FOAª

OFAF

FOA

OFWF

FOW

ODAF

FOAª

ODWF

FOWª

La letra "ª" indica flujo dirigido

3.3.

Grupo de conexión

3.3.1. Conexión de arrollados trifásicos Los arrollados de alta tensión, baja tensión y terciario de un transformador trifásico pueden ser conectados en cualquiera de los grupos señalados en la figura N°24. La conexión en Y es la selección natural de las conexiones de alta tensión en los transformadores por cuanto el neutro requiere de un menor aislamiento que si se utilizara una conexión en Delta


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Figura N° 24: Grupos de conexión de los arrollados

Cuando se utiliza una conexión en Y en uno de los lados del transformador, el otro lado debe conectarse preferiblemente en Delta. La Delta crea un balance de secuencia cero de la corriente de secuencia cero que circula en la Y, lo cual da un valor de impedancia de secuencia cero razonable. Sin la Delta, la corriente de secuencia cero crearía un campo de secuencia cero en el núcleo. En un transformador trifásico de tres columnas el circuito magnético se cerraría a través del tanque ocasionando altas temperaturas en el mismo. En un transformador trifásico de cinco columnas el circuito magnético se cerraría a través de las columnas exteriores y la impedancia de secuencia cero igualmente sería extremadamente alta. El arrollado en Delta permite una reducción de la impedancia de secuencia cero e igualmente permite que circulen a través de él las corrientes de tercer armónico de la corriente de magnetización y evitan una distorsión del voltaje inducido. A este arrollado se le denomina arrollado estabilizador.

3.3.2. Grupos de conexión de transformadores trifásicos y esquemas de conexión de los arrollados En esta parte se tratarán los grupos de conexión y la forma como se conectan los arrollados en delta para que cumplan con el grupo de conexión asignado. Si tenemos por ejemplo, un transformador trifásico con una conexión en Y, en alta tensión con el neutro sólidamente aterrado, y una conexión en delta en baja tensión, y sabemos que la alta tensión se encuentra adelantado 30° respecto a baja tensión, debemos verificar el grupo de conexión a que pertenece el transformador y si la conexión que del arrollado en delta que nos presente el fabricante es correcta. Para determinar el grupo de conexión de este transformador trifásico es decir el desplazamiento angular entre los arrollados de alta tensión (AT) y baja tensión (BT), al igual que la forma como está conectado el arrollado en delta, se debe seguir el siguiente procedimiento:


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El arrollado del alta tensión se coloca en primer lugar y se le asigna la letra de su conexión en mayúsculas, en este caso, Y. Si el neutro es sólidamente aterrado, se coloca a continuación la letra n minúscula, quedando entonces la alta tensión como

Yn La primera letra del arrollado de baja tensión se coloca a continuación y en letras minúsculas, en este caso d, Tenemos entonces que el grupo es Ynd, sin embargo nos falta indicar el desplazamiento. Sabemos que el arrollado de alta tensión esta adelantado 30° respecto al arrollado de baja tensión y nos falta saber cómo estará conectada la delta. Para determinar el grupo se coloca primero la fase A, del arrollado de alta tensión en las 12:00 del reloj. Figura N° 25

Figura N° 25: Conexión en Y, Fase “A” en 12.00

Si el arrollado de alta tensión estuviera conectado en delta, la fase A (tensión fase tierra de la delta), se colocaría como se muestra en la figura Nº 26.

Figura N° 26: Conexión en Δ, Fase “A” en 12.00

Continuamos con la conexión Ynd. Sabemos que AT esta adelantado 30° respecto a BT. Como la secuencia de las fases A, B, C giran en sentido contrario a las manecillas del reloj, primero pasara la fase A sobre las 12:00, luego las fases B y C. De otra parte el arrollado de BT está atrasado 30° respecto al arrollado de AT (Es igual a tener el arrollado de alta tensión adelantado 30° respecto al arrollado de baja tensión), por tanto, si la fase “A” esta a las 12:00, la fase “a” de baja tensión (tensión fase-tierra de la delta), estará a la 1 (una) en las manecillas del reloj, y sabemos entonces que el grupo es Ynd1 como se muestra en la figura Nº 27, sin embargo nos falta ahora conocer como está conectada la delta.


45


Figura N° 27: Grupo Ynd1

Mediante el siguiente análisis determinamos cómo está conectada la delta: Teniendo en cuenta que las fases giran en sentido contrario, a las 12:00 pasará primero la tensión “a” y luego la tensión “b”. Por lo que el vector “b”, correspondiente a la tensión fase tierra en la delta, tendrá la posición mostrada en la figura N° 28, y consecuentemente el terminal “c” de la delta tendrá la posición que se muestra en esta misma figura. Por otra parte el arrollado de la delta conectado entre los terminales “a” y “b” como se ve en la figura Nº 24 está en fase, con la fase A de arrollado de alta tensión (señaladas en color rojo), es decir ambos arrollados estarán ubicados en la misma columna del núcleo del transformador. Entonces para formar la delta partimos del terminal “a” de la delta, pasamos por el arrollado que está en la fase A, es decir está en fase con el arrollado de AT (fase A) y llegamos al terminal “b”, con lo cual estamos iniciando la conexión de la delta. En este procedimiento notamos que entre los terminales “a” y “b” de la delta, al lado izquierdo, hay un arrollado.

Figura N° 28: Conexión de la Δ, Fase “A”


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Seguidamente notamos que el arrollado que está entre los terminales “b” y “c” de la delta está en fase con el arrollado B de alta tensión, es decir ambos arrollados estarán ubicados en la misma columna del núcleo del transformador, esto es, en la fase B. Entonces, partimos del terminal “b” de la delta, pasamos por el arrollado que está en la fase B, es decir está en fase con el arrollado de AT (fase B) y llegamos al terminal “c”. Como puede verse en la figura N° 29

Figura N° 29: Conexión de la Δ, Fase “B”

Finalmente, para continuar con la delta notamos que el arrollado que está entre los terminales “c” y “a” de la delta está en fase con el arrollado C de alta tensión, es decir ambos arrollados estarán ubicados en la misma columna del núcleo del transformador, esto es, en la fase C. Figura N° 30.

Figura N° 30: Conexión de la Δ, Fase “C”


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A continuación, en las figuras Nº 31 y 32 se muestran otros grupos de conexión y en el Anexo Nº 3, se hace otro ejemplo para la conexión Dyn1.

I

Ynd11 (BT adelantado 30° respecto a AT) Figura N° 31: Grupo de Conexión Ynd11

Ynd5 I

I

Ynd5 (BT atrasado 120° respecto a AT) Figura N° 32: Grupo de Conexión Ynd5


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3.4.

Niveles de Cortocircuito

Los niveles de cortocircuito deben ser conocidos en el sitio de instalación de los trasformadores y los mismos deben ser indicados en las especificaciones o en su lugar debe indicarse cual es el valor de la impedancia equivalente del sistema en el sitio de instalación de los transformadores. Deben realizarse estudios de cortocircuito para el año horizonte de vida útil de la subestación o de la central e incorporar en dicho estudio todos los incrementos futuros de generación o incrementos futuros del nivel de cortocircuito producto de la interconexión con otros sistemas. Las corrientes de cortocircuito son limitadas en magnitud por la suma de la impedancia del sistema y la impedancia del transformador. En caso de no conocer la impedancia del sistema se recomienda utilizar los valores dados en la Norma IEEE C57.12.00, los cuales son bastante conservadores. Con estos valores, el fabricante de los transformadores debe considerar todas las posibles condiciones de falla que puedan ocurrir en sus transformadores desde el punto de vista de esfuerzos de cortocircuito. Dependiendo del instante en el cual ocurre la falla, habrá una asimetría en la corriente de falla. Teniendo en cuenta que las máximas fuerzas de cortocircuito generadas en un transformador se refieren a la máxima corriente instantánea, el diseñador debe calcular el peor caso de corriente de falla asimétrica, la cual depende de la relación X /R de la impedancia que limita la falla. Prácticamente, esta es la relación X /R del transformador ya que la impedancia del sistema influye muy poco en la impedancia de falla. Como una referencia, los factores de asimetría que se aplican a la máxima corriente de cortocircuito simétrica están dados en la Norma IEEE C57.12.00. Un factor de asimetría conservador normalmente utilizado en el diseño de transformadores es del orden de 2.7. La magnitud de la fuerza generada en un conductor durante un cortocircuito es directamente proporcional al producto de la corriente por la densidad de flujo de dispersión. Teniendo en cuenta que el flujo de dispersión es función igualmente de la magnitud de la corriente y es proporcional a ésta, la magnitud de la fuerza generada variará en consecuencia con el cuadrado de la corriente de falla. Definir el nivel de cortocircuito en el sitio de instalación de los trasformadores tiene un doble propósito. Por una parte sirve para determinar las relaciones de los trasformadores de corriente que sean requeridos, cálculo que será discutido en el punto 3.6 más adelante, y por la otra permite que el fabricante de los trasformadores de potencia determine los esfuerzos axiales y radiales máximos en los arrollados cuando éstos sean sometidos a los niveles de cortocircuito especificados. Igualmente durante un cortocircuito se incrementan los valores de temperatura en los conductores por lo que en el diseño del transformador se debe verificar que se mantengan los límites de temperatura indicados en la Cláusula 7.3.5 “Límites de temperatura de los transformadores cuando son sometidos a corrientes de cortocircuito”, de la Norma IEEE C57.12.00. El exceder los límites de temperatura,


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conduce a un envejecimiento de de los conductores y a una producción de gases en el aceite y en el aislamiento con el consecuente resultado de pérdida de vida útil.

3.5. Cambiadores de Tomas. El cambiador de tomas puede ser de operación desenergizado o bajo carga. Los transformadores de generadores y los transformadores de sistemas de transmisión asociados a generadores utilizan cambiador de tomas de operación desenergizado.

Figura N° 33: Cambiador de Tomas Bajo Carga

Figura N° 34: Diagrama de Conexión de un Cambiador de Tomas Bajo Carga


50


Figura N° 35: Cambiador de Tomas Bajo Carga

.


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Los transformadores de sistemas de transmisión usualmente regulan el lado de baja tensión con un rango de regulación que se determina de estudios de flujo de carga. Se utilizan pasos de ±2.5% en los cambiadores de toma sin carga y de ±1.25% en los cambiadores de tomas bajo carga. Estos últimos son utilizados cuando se requiere mantener una tensión constante en el lado de baja tensión. Cuando se tienen varios transformadores de potencia operando en paralelo con cambiadores de toma bajo carga, se regula la tensión mediante un regulador automático de tensión. La regulación se hace con uno de los transformadores operando como maestro y los otros transformadores como esclavos. Al recibir una orden de cambio de posición el cambiador de tomas usado como maestro hará el cambio inicial y los otros transformadores lo seguirán, habrá una circulación de corriente entre los transformadores por desbalance de tensión y una pérdida de capacidad momentánea sin importancia práctica.

3.6. Transformadores de Corriente Los transformadores de corriente, especificados como parte de los transformadores de potencia son instalados en la parte inferior de los aisladores pasantes, dentro del tanque del transformador. Para transformadores de potencia de generadores o sistemas de transmisión, se utilizan normalmente uno o dos núcleos de protección por fase de relación múltiple (MR) y uno de medición igualmente de relación múltiple. La clase de precisión y la relación de los transformadores de corriente requeridos para medición de temperatura (imagen térmica) son seleccionadas por el fabricante de los transformadores de potencia. En algunas aplicaciones se utiliza una protección de sobrecorriente para fallas entre el tanque del transformador y tierra. Los núcleos de protección se disponen usualmente de acuerdo a lo siguiente: Núcleo N° 1: Protección Diferencial Primaria (87T) Núcleo N° 2: Protección Diferencial Secundaria (Diferencial larga 87T) + Protección de sobrecorriente de respaldo Para seleccionador adecuadamente los transformadores de corriente tanto para protección como para medición, es necesario especificar adecuadamente, la relación de transformación, la clase de precisión y la carga secundaria ó burden.

3.6.1. Relación de transformación Una vez seleccionada la corriente nominal secundaria, normalmente 5A, la relación de transformación se determina de acuerdo al valor de la corriente nominal primaria o de acuerdo al nivel de cortocircuito en el punto de instalación del TC, según el mayor valor resultante como se detallará mas adelante.


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Este criterio es generalmente aplicable a núcleos asociados a protecciones primarias (protecciones de generador, diferencial de transformador, diferencial de generador, protección de distancia, etc.) donde debe mantenerse un margen de error inferior al 10% a 20 veces la corriente nominal con la carga nominal (Burden) de acuerdo con lo establecido en la cláusula 6.4.1.b de la Norma IEEE / IEEE C57.13 “Standard Requirements for Instruments Transformers” Ejemplo: En el caso de TOCOMA el nivel de corto circuito trifásico en 400kV es de 36.51kA y la corriente de cortocircuito a través del arrollado de AT del transformador es de 36.51– 2•0.901 = 34.71kA, siendo 0.901kA el aporte de un generador, y el nivel de cortocircuito monofásico igualmente a través del arrollado de AT del transformador, es de 35.30 – 2•1.01= 33.38kA. Con cualquiera de estos niveles de corto circuito y una relación de 1200/5, se excedería en el secundario el error de un 10% para 20 veces la corriente nominal (5A) y burden nominal de 4 para clase C400. El valor máximo de corriente nominal primaria de los transformadores de corriente para mantener la precisión de 10% sería Ipn = 34.710/20 = 1.735Amps. En consecuencia a lo anterior, una relación de transformación de 2.000/5 para los transformadores de corriente del lado de alta tensión del transformador de potencia sería recomendable considerando un burden nominal de 4. En caso de que el burden sea inferior a 4, se debe seleccionar la relación de transformación adecuada para que se mantenga el error de 10%.

3.6.2. .Clases de Precisión La clase de precisión para núcleos de medición se ha establecido en 0.3, 0.6 y 1.2 según la cláusula 5.3 de la Norma IEEE / IEEE C57.13 “Standard Requirements for Instruments Transformers”. Estas clases representan el error porcentual en la medición, por ejemplo ± 0.3% para la clase de precisión de 0.3. La clase de precisión para los núcleos de protección se encuentra definida en la cláusula 6.4.1.B de la Norma IEEE / IEEE C57.13 en la cual se establece que a 20 veces la corriente nominal secundaria el error debe ser inferior al 10%, con una carga entre 0 y 100% de la carga nominal.

3.6.3. Designación del Burden El Burden es la carga nominal del transformador de corriente. Para determinar el Burden se suman todas las cargas secundarias en ohmios del transformador de corriente, esto es, la suma de la carga de de los propios arrollados del transformador de corriente, la carga de los conductores de conexión a los secundarios y la carga correspondiente a las protecciones.


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Los Burden se encuentran establecidos en la Cláusula 6.2 de la Norma IEEE C57.13 y los mismos se muestran en la Tabla N° 5. Tabla N° 5: Carga Nominal de Transformadores de Corriente

TRANSFORMADORES DE MEDICIÓN

TRANSFORMADORES DE PROTECCIÓN

TENSION CARGA DESIGNACIÓN NOMINAL SECUNDARIA DEL BURDEN INDUCIDA (VA)

CARGA NOMINAL (

TENSION CARGA NOMINAL SECUNDARIA INDUCIDA (VA)

DESIGNACIÓN DEL BURDEN

CARGA NOMINAL (

B‐0.1

0.1

2.5

10

B‐1

1.0

25

100

B‐0.2

0.2

5.0

20

B‐2

2.0

2.0

200

B‐0.5

0.5

12.5

50

B‐4

4.0

4.0

400

B‐0.9

0.9

22.5

B‐8

8.0

8.0

800

B‐1,8

1.8

45.0

Si utilizamos un transformador de corriente para protección tipo C, con una carga en ohmios de 4.0 ohmios, la tensión inducida en el secundario para 20 veces la corriente secundaria será entonces igual a 20•5•4 = 400, y tendremos un transformador normalmente designado como C400 de acuerdo a la Norma IEEE.

3.7. Pérdidas Las pérdidas de los transformadores de potencia están compuestas por las pérdidas en vacío o pérdidas sin carga (no load losses), las pérdidas con carga (load losses) y las pérdidas de auxiliares correspondientes a las bombas y ventiladores asociadas al sistema de enfriamiento.

3.7.1. Pérdidas sin carga (No load losses) Las perdidas en vacío incluyen: perdidas en el núcleo ó pérdidas de histéresis, perdidas dieléctricas, perdidas en los conductores debido a la circulación de la corriente de excitación y perdidas en los conductores debido a la circulación de corriente en arrollados paralelos. La corriente de excitación (la corriente de excitación sin carga) es la corriente que fluye en un arrollado para excitar el transformador cuando todos los otros arrollados están en circuito abierto. Se expresa generalmente como un porcentaje de la corriente nominal del arrollado en la que es medida. Las perdidas en vacío en el núcleo son una función de la magnitud, frecuencia y forma de onda del voltaje aplicado. Las perdidas en el núcleo también varían con la temperatura y son particularmente sensitivas a la forma de onda.


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Adicionalmente, otros factores que afectan las pérdidas en el núcleo y la corriente de excitación de un transformador están relacionados con el diseño del núcleo e incluyen: el tipo y el espesor de las láminas magnéticas del núcleo, la configuración del núcleo, la geometría de las juntas del núcleo y la densidad de flujo del núcleo. Los transformadores de una misma capacidad y diseño pueden tener perdidas en vacío diferentes fundamentalmente debido a variación en las características en las laminas magnéticas, esfuerzos mecánicos durante la fabricación y pequeñas variaciones de las dimensiones núcleo. Cada material magnético posee una característica de pérdidas en W /kg de material, determinada a una densidad de flujo y a una frecuencia. Sin embargo las pérdidas de un transformador en vacío medidas en fábrica, resultan ligeramente superiores al cálculo de este valor por el peso del núcleo en razón a lo siguiente. Las pérdidas en las láminas magnéticas son sensibles a los esfuerzos mecánicos que le son aplicados, estos esfuerzos no son uniformes ya que son aplicados en diferentes puntos para la unión de las columnas verticales y horizontales del núcleo donde el flujo cambia de dirección. Por otra parte las láminas pueden cortocircuitarse aumentando las pérdidas si la pequeña capa de aislamiento es cortocircuitada por las rebabas que se producen durante el proceso de corte. La altura de esas rebabas debe ser controlada (“burrs height control”) para evitar que el aislamiento de las láminas sea interrumpido y se incrementen las pérdidas. Debido a un eventual incremento de las pérdidas sin carga ocasionadas por este proceso, como medida de control de la calidad en la fabricación del núcleo, las pérdidas deben medirse antes y después de las pruebas dieléctricas para determinar si existe un incremento de las mismas como consecuencia de pérdida del aislamiento interlaminar. La temperatura de referencia para las perdidas en vacío es 20 °C y para las perdidas con carga es 85 °C según la norma IEEE El flujo magnético induce corrientes que circulan en trayectorias perpendiculares al flujo, estas corrientes producen pérdidas adicionales en el núcleo denominadas de eddy, “eddy current losses” y pueden ser calculadas por medio de la siguiente fórmula: P0 eddy = (1/24)•σ•ω²•d²•B²•V

(W)

En donde: σ = conductividad del material magnético ω = frecuencia angular d = espesor de las láminas magnéticas B = valor pico de la densidad de flujo magnético V = volumen del núcleo


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3.7.2. Pérdidas bajo Carga (Load Losses) La corriente que fluye en los arrollados crea pérdidas debido a la resistencia de los conductores, iguales a I²•R, donde R es la resistencia de los arrollados e I, es la corriente a través de los mismos, las cuales totalizan entre 75 – 85% de las pérdidas bajo carga. En un transformador, el flujo magnético no está concentrado totalmente en el núcleo como puede verse en la figura N°36, sino que parte entra a los arrollados creando pérdidas de Eddy (Eddy losses), y parte entra al tanque y a los miembros estructurales que soportan el núcleo y los arrollados creando pérdidas adicionales (stray losses). En el caso particular de esta figura N° 36 puede verse que el flujo que llega al tanque es repelido, esto se debe a la colocación de pantallas electromagnéticas que generan igualmente pérdidas pero más reducidas que si llegaran directamente al tanque. Los conductores de los arrollados están situados en un campo magnético que varía en el tiempo y que se produce como consecuencia de la corriente que circula a través de ellos. El flujo que pasa a través de los conductores induce corrientes de Eddy en ellos. La mayor parte del flujo es axial y la otra es radial. Existe el flujo radial principalmente en los extremos de los arrollados y en aquellas partes donde axialmente el arrollado no es continuo.

Figura N° 36: Distribución de Densidad de Flujo en los Arrollados


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Las pérdidas de Eddy son proporcionales al cuadrado de la dimensión del conductor, siendo la dimensión del conductor, aquella perpendicular a la dirección del flujo. Las mismas varían entre 5 – 15% de las pérdidas totales. Por otra parte, la densidad de flujo magnético axial, varía en la dirección radial de los arrollados. En un transformador de dos arrollados por ejemplo, donde los arrollados están situados como dos cilindros concéntricos, la densidad de flujo es mayor en los conductores que se encuentran cerca a la separación entre los dos arrollados, consecuentemente, las pérdidas y la temperatura será mayor en esos conductores. Para evitar que las pérdidas de eddy sean altas, la dimensión del conductor en la dirección perpendicular a las líneas de flujo debe ser lo más pequeña posible. En consecuencia los arrollados altos y delgados tienen más bajas pérdidas que los arrollados bajos y anchos, sin embargo en la práctica, esto no es totalmente cierto, ya que para el diseño de los transformadores hay que tomar otras consideraciones para mantener un equilibro entre los diferentes requerimientos y lograr un diseño óptimo, por ejemplo en este caso hay que tomar en consideración la impedancia de cortocircuito requerida y las limitaciones de espacio. En resumen, por medio de un análisis computarizado de concentración de flujo magnético en diferentes partes del transformador se pueden controlar las pérdidas de eddy en los conductores, optimizando el tamaño de los mismos, y por otra parte se pueden controlar igualmente las pérdidas en el tanque y miembros estructurales, colocando adecuadamente pantallas electromagnéticas en diferentes partes del transformador para controlar mejor dichas pérdidas (stray losses). Las perdidas bajo carga incluyen: las perdidas en los arrollados debido a la carga aplicada, I2R, mas las pérdidas debidas al flujo de dispersión (stray losses), más las pérdidas debidas a las corrientes de eddy inducidas por dicho flujo en los arrollados (leakage flux o stray flux), core clamps, apantallamiento magnético (magnético shields), paredes del tanque y otras partes conductores. Las perdidas bajo carga son medidas conectando en corto circuito cualquiera de los arrollados de alta o baja tensión y aplicando un valor de tensión reducido en el otro arrollado hasta llevar los arrollados a un valor de corriente igual a la corriente nominal. La impedancia de corto circuito (impedance voltage) de un transformador es expresada usualmente en porcentaje o pu del voltaje nominal del arrollado que se está midiendo y es igual al voltaje requerido para hacer circular la corriente nominal en un arrollado mientras el otro arrollado esta en corto circuito, dividido por la corriente nominal del arrollado. La impedancia de corto circuito (impedance voltage) tiene dos componentes, una componente resistiva que corresponde a la caída de voltaje resistiva y que está en fase con la corriente de carga, y una componente reactiva que corresponde al flujo de dispersión.


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Las perdidas bajo carga y la impedancia de corto circuito varían con la temperatura y con la posición del cambiador de tomas. Normalmente son medidas en el tap nominal y en los extremos del cambiador de tomas, y el valor medido de perdidas debe ser inferior al valor garantizado. En el caso de los transformadores para TOCOMA, se obtuvieron del diseño de los mismos los siguientes valores de pérdidas bajo carga: Tabla N° 6: Pérdidas con Carga de Transformadores de la Central TOCOMA

PERDIDAS CON CARGA TRANSFORMADOR DE POTENCIA PARA TOCOMA 460/230/230 MVA, 400±2*2,5%/13,2kV VALORES DE DISEÑO TAP NOMINAL 400/13.2

MÁXIMO TAP 420/13.2

MÍNIMO TAP 380/13.2

Pcu = I²R

646,334

627,474

671,34

P0 eddy

109,53

109,53

109,53

Pérdidas Totales (PL)

755,864

737,004

780,87

I²R/PL (%)

85,51

85,14

85,97

3.7.3. Diagrama del Transformador en función de las pérdidas en vacío y bajo carga Para un transformador, la relación de transformación corresponde a la condición de operación en vacío, es decir, para el transformador sin carga, y es directamente proporcional a la relación de vueltas de los arrollados. Al aplicar una carga, el voltaje secundario disminuye en función de la magnitud de la corriente, del factor de potencia de la carga y de las componentes activa y reactiva de la impedancia del transformador. La impedancia del transformador a su vez puede se calculada a partir

Figura N° 37: Circuito Equivalente del Transformador


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Del diagrama de la figura N° 37, cuando la carga ZL no está conectada (transformador en vacío) y se aplica al primario una tensión U1, se tiene la siguiente situación: El voltaje secundario será U20, y corresponde fundamentalmente a la relación de vueltas del primario y del secundario. Z0 es la impedancia del transformador en vacío. La parte real de esta impedancia representa las pérdidas en vacío.

3.7.4. Voltaje secundario de un transformador bajo carga Cuando se conecta la carga ZL, el voltaje en los terminales del secundario cambia a U2. El diagrama vectorial correspondiente se muestra en la figura N° 38. En las siguientes consideraciones se asume que la carga es simétrica y que la influencia de la pequeña corriente magnetizante (usualmente 1% de la corriente nominal) es muy baja. Para determinar el voltaje secundario en función de la carga aplicada y el factor de potencia, es necesario conocer también las pérdidas en vacío (core losses), las pérdidas bajo carga (load losses) y la impedancia de cortocircuito (tensión de cortocircuito u%.). Igualmente con estos parámetros se puede determinar la eficiencia del transformador para cualquier condición de carga y factor de potencia. Estos cálculos pueden hacerse para cualquier posición del tap, aunque los valores garantizados de eficiencia son normalmente solicitados para el tap nominal del transformador.

I Figura N° 38: Diagrama Vectorial de un Transformador bajo Carga


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Del diagrama de la figura N° 38 se tiene lo siguiente: U20 = tensión secundaria en vacío U2 = tensión secundaria bajo carga  = ángulo de factor de potencia entre el voltaje en los terminales del secundario U2 y la corriente secundaria I2. I2 = corriente secundaria de carga. Z = impedancia de cortocircuito del transformador con sus componentes activa y reactiva r ± jx, respectivamente. La impedancia Z es medida en fábrica y corresponde a u(%) y r se calcula de las pérdidas bajo carga. Ver cálculos en cláusula 3.7.2 Del diagrama vectorial de la figura N° 38 se deduce la siguiente relación:

(1) ΔU2 es la caída de tensión, esto es, la diferencia aritmética entre los voltajes U20 y U2. Los valores ur y ux son los voltajes activo y reactivo de la impedancia de corto circuito a la corriente nominal en relación con la tensión nominal U20. Para calcular la caída de tensión relativa a la tensión U20, referida a una carga secundaria relativa n, la ecuación (1) puede ser reescrita como:

(2) (3)

(4)

(5) 3.7.5. Cálculo de la eficiencia de un transformador La eficiencia de un transformador es calculada de acuerdo con la siguiente fórmula:


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En donde: P0 PL P2 n

son las pérdidas sin carga a voltaje nominal (kW) son las pérdidas con carga a corriente nominal (kW) es la potencia activa suministrada a la carga (KW) es el porcentaje de carga aplicado. A carga nominal n=1

P2 es calculado de acuerdo a la siguiente fórmula:

Ejemplo: Transformador de 1600 kVA P0=1,560 Kw

PL= 11,900

µ=5.7%

n=1

cos= 0.8 = 98,92% cos= 1.0 = 99,16

3.7.6. Capitalización de la Pérdidas Las perdidas en el núcleo de un transformador son permanentes. Para calcular el total de las pérdidas anuales, se debe establecer un factor de utilización del transformador, que multiplicadas por el costo del kW/h, nos dará el monto anual de perdidas en el núcleo. De igual forma para las perdidas en el cobre, se debe establecer además del factor de utilización del transformador, un diagrama de carga de 24 horas para, así poder determinar las pérdidas bajo carga mensuales, que multiplicadas por el costo del kW/h, nos dará el monto mensual de perdidas bajo carga. Estos costos deben calcularse para la vida útil de los transformadores estimada por ejemplo en 40 años. Los montos mensuales deben ser escalados de acuerdo a los factores de escalación que se establezcan. A partir de los costos mensuales se puede determinar el valor presente de las pérdidas, este monto puede ser utilizado en la evaluación de ofertas como costo de penalización de las pérdidas en bolívares por kW o dólares por kW.

3.8. Aisladores Pasantes Los aisladores pasantes normalmente son del tipo de condensador sellado (Condenser Bushing), provistos con papel impregnado de aceite para obtener alta resistencia dieléctrica y los niveles de aislamiento deben ser iguales o mayores que los niveles de aislamiento de los arrollados asociados.


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Los aisladores pueden indistintamente ser de porcelana de color gris o marrón. Para ambientes de alta contaminación marina o industrial debe especificarse una distancia de fuga adecuada o alternativamente indicar el grado de contaminación. Para disminuir la resistencia de contacto entre el terminal y el conector de línea es conveniente que toda la superficie de contacto de los terminales sea de cobre plateado usando plata pura, libre de cobre. Los aisladores pasantes de un mismo voltaje y diseño, deben ser intercambiables entre sí para transformadores de un mismo suministro. Las dimensiones de los aisladores pasantes de tensiones iguales y menores a 230kV se encuentran normalizadas según IEEE C57.19.01, sin embargo, la normalización de las dimensiones externas no es práctica desde el punto de vista de intercambiabilidad entre diferentes fabricantes, sólo las dimensiones de los terminales de los aisladores pasantes pueden normalizarse.

3.8.1.

Aisladores pasantes de baja tensión

Los aisladores pasantes de baja tensión hasta 34.5kV y de baja corriente nominal son de porcelana provistos de una barra pasante solida o cilíndrica como conductor, similares a los de la figura N° 39. Para aplicaciones especiales como en el caso TOCOMA, donde se tienen muy altos valores de corriente nominal, se utilizan aisladores pasantes del tipo condensador sellado.

Figura N° 39: Aislador Pasante de Baja Tensión

3.8.2. Aisladores pasantes de alta tensión Los aisladores pasantes de 115kV ó tensión superior tienen normalmente una toma capacitiva que se usa para pruebas de medición de la capacitancia C2 y para la conexión de un dispositivo de medición de tensión tipo aislador pasante (Bushing potencial device). Un tubo conductor pasa a través de todo el aislador y sobre él se forma externamente un condensador que consiste de capas de papel aislante impregnadas con aceite y capas intermedias de material conductor que permiten la formación del condensador. Ver figura N° 40.


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Los aisladores pasantes de 765kV deben venir provistos de anillos para control de corona a fin de disminuir la Radio Interferencia (RIV) que se produce por efecto corona, la cual por Normas debe ser inferior a 500µV. En niveles de tensión 400kV e inferiores, el nivel de radio interferencia es menor, sin embargo puede producirse una RIV alto si los conectores no son adecuadamente diseñados, éste valor de RIV debe ser medido durante las pruebas en fábrica. Los aisladores pasantes de 765 kV y 400 kV están sometidos a esfuerzos dieléctricos considerablemente altos en el área de conexión con los arrollados. Para disminuir estos esfuerzos dieléctricos, la conexión interna al arrollado dentro del transformador se coloca una pantalla equipotencial, la cual debe aislarse con un material de celulosa moldeado en frío. Las pantallas aisladas solamente con un recubrimiento epóxico no son recomendables. La Figura N° 40 muestra una disposición típica de un aislador pasante aislado en aceite (Condenser Bushing).

Figura N° 40: Aislador Pasante de Alta Tensión

En esta figura se detallan las siguientes partes del aislador pasante: 

Sistema de sellado para evitar la entrada de aire o humedad.


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

Depósito para expansión del aceite.



Indicador de nivel de aceite. Los aisladores pasantes para tensión de 115kV tienen un indicador de nivel, de tal manera que se pueda ver el nivel del aceite en el depósito del aislador pasante desde el suelo.



Para la conducción de corriente se han adoptado diferentes soluciones que dependen del diseño del aislador pasante y de la corriente nominal del mismo. En el Anexo N°4 se muestran las distintas disposiciones para la conexión de los aisladores pasantes.



Para bajas corrientes se utiliza una barra de cobre solida, para corrientes intermedias el mismo conductor de arrollado se pasa a través de un cilindro de aluminio o de cobre, y para muy altas corrientes se utiliza un tubo sólido de cobre.



En el tubo que pasa a través de todo el aislador, se forma externamente el condensador.



En la parte inferior del aislador pasante se deja un espacio para instalar los transformadores de corriente.

Figura N° 41: Distribución de Voltaje en el Aislador Pasante

En la figura N°41 se muestra la disposición constructiva de un condensador capacitivo en el cual el voltaje fase tierra se ha distribuido en cuatro capas de aislamiento. Adicionalmente se tienen cuatro capas de aluminio (aluminium foils), las cuales tienen


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la función de distribuir equipotencialmente el voltaje a tierra en las cuatro capas, logrando una repartición uniforme del voltaje en las distintas capas como se muestra en la figura N°42.

Figura N° 42: Gradiente de Tensión en el Aislador Pasante

3.9. Gabinete de control Todos los relés, transformadores de corriente, detectores de temperatura, dispositivos de supervisión y control del sistema de enfriamiento, etc., se conectan a bloques terminales en un gabinete terminal de metal a prueba de intemperie montado en el transformador normalmente denominado gabinete de control. Si el gabinete de control está adosado al tanque, es conveniente proveer elementos flexibles a prueba de intemperie que absorban las vibraciones del tanque y no las transmitan al gabinete de control, el gabinete debe estar aislado eléctricamente del tanque del transformador y con puesta a tierra independiente. Asimismo todos los conduits y elementos metálicos provenientes de la cuba que lleguen al gabinete, deberán aislarse eléctricamente cuando se quiera instalar una protección masa – cuba (50N) (Tank protección). Cuando se instalen un número importante de transformadores en una misma central o en una misma subestación donde se tengan futuras ampliaciones, es conveniente que junto con el gabinete de control se solicite un gabinete de Interface (Split Box), adosado a la parte inferior del gabinete de control tipo intemperie y provisto de puertas abisagradas, con empacaduras y cerraduras tipo manija.


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En este gabinete de interface se tienen únicamente de borneras normalizadas las cuales se disponen uniformemente distribuidas e identificadas. Cuando se moviliza un transformador por ejemplo por presentar fallas, se desconecta todo el cableado que llega al gabinete de interface y el nuevo transformador vendrá con un gabinete de interface igual al del transformador fallado, facilitándose de esta forma la instalación de la unidad nueva. El gabinete de control se debe colocar, a una altura conveniente y accesible y deberán proveerse cuando sea necesario (por ejemplo en transformadores de centrales eléctricas no es necesario), relés bandera para la indicación local de operación de los dispositivos y relés del transformador. Se debe indicar en planos de licitación la ubicación exacta del gabinete de control, en consecuencia debe fijarse la altura y la distancia horizontal y lateral del gabinete de control al centro de la fundación (centro de la fosa).

3.10.

Sistema de preservación de Aceite

El volumen de aceite en un transformador varía como consecuencia de las variaciones de su temperatura debido a los cambios de temperatura ambiente y a las variaciones de carga en el transformador. En los transformadores que no son sellados, el aumento y disminución del volumen se hace con un tanque conservador. Es necesario en consecuencia controlar el contenido de humedad en el aire que entra al tanque conservador del transformador. Para lograrlo, se pasa el aire, antes de su entrada al tanque, por un depósito que contiene un material deshidratante, denominado silicagel.

3.10.1. Medio deshidratante de Silicagel La propiedad del silicagel es su alta capacidad de absorción de humedad. El aire dentro del tanque conservador está seco cuando el contenido de humedad alcanza un 15% de su peso y su saturación se alcanza cuando el contenido de humedad es 30 – 40% de su peso. Inicialmente el silicagel se impregnaba con clorhídrico de cobalto como indicador de su estado, cambiando de color azul a color rosado cuando el contenido de agua es de un 50% del valor de saturación. Hoy en día este aditivo de metal pesado ha sido reemplazado por un indicador de color orgánico que es ecológico. Este nuevo tipo de silicagel muestra una variación de color de naranja a incoloro.


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Cuando el contenido de humedad es excesivo y más de 2/3 del silicagel ha cambiado de color, su capacidad para extraer humedad se ha reducido y se recomienda que sea reemplazado por una carga de material seco. El material saturado puede ser secado en un horno y su color natural será revertido.

3.10.2. Sistemas de Preservación de Aceite El volumen adicional requerido en el transformador por aumento del volumen de aceite como consecuencia de las variaciones de temperatura, es necesario compensarlo, mediante uno de los siguientes sistemas de preservación de aceite, para evitar la entrada de humedad al transformador. 3.10.2.1. Sistema sellado El sistema sellado es utilizado en transformadores de distribución de muy baja capacidad. El volumen de aceite es muy bajo por lo que no requieren de un sistema de compensación exterior, en consecuencia los transformadores son totalmente sellados y se fabrican en algunos casos con tanques corrugados expandibles como se muestra en la figura N°43, o alternativamente se coloca encima del aceite un colchón de aire seco o de nitrógeno.

Figura N° 43: Sistema de Preservación de Aceite Sellado

3.10.2.2. Sistema con Tanque Conservador y Medio aire-aceite en contacto El sistema es utilizado en transformadores de distribución de baja capacidad. El aire atmosférico se encuentra en contacto con el aceite, sin embargo el aire atmosférico se hace pasar por un depósito que contiene silicagel.


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3.10.2.3. Sistema con Tanque Conservador y Bolsa de Aire (Air bag system) En este sistema el tanque conservador está provisto de una bolsa de goma sintética resistente al aceite que ocupa el espacio de aire encima del aceite. El interior de la bolsa es conectado a la atmosfera a través de un depósito que contiene material deshidratante silicagel de tal forma que el volumen de aire se incrementa al enfriarse el transformador y se reduce cuando se calienta el transformador.

Figura N° 44: Sistema de Preservación de Aceite con Tanque Conservador

1. Tanque Conservador: Cámaras separadas para el transformador y para el cambiador de tomas bajo carga. 2. Indicadores de nivel de aceite 3. Válvula de conexión al tanque principal 4. Válvula de conexión al cambiador de tomas bajo carga 5. Válvulas de llenado y de drenaje 6. Sistema de silicagel para el compartimiento principal


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7. Válvula de cierre de entrada de aire para el separador durante el montaje 8. Válvula de ventilación para el compartimiento principal 9. Sistema de silicagel para el compartimiento del cambiador de tomas bajo carga. 10. Bolsa de aire 11. Válvulas de drenaje y de llenado 3.10.2.4. Sistema con Tanque Conservador y Membrana Este sistema es similar al anterior con la diferencia que en lugar de bolsa de aire se utiliza una membrana o un diafragma igualmente de goma sintética sellada en la mitad del tanque conservador. El espacio de aire es conectado a la atmosfera a través de un depósito que contiene igualmente material deshidratante silicagel. 3.10.2.5. Sistema con Tanque Conservador y Medio nitrógeno-aceite o aire seco-aceite En este sistema el espacio que se encuentra encima del aceite en el tanque conservador es llenado con nitrógeno o aire seco. Se usa un cilindro de gas comprimido que inyecta gas a través de una válvula reductora cuando aumenta el volumen de gas por efecto de enfriamiento del transformador. Al aumentar la temperatura y en consecuencia el volumen de aceite, el gas en exceso es liberado a la atmósfera a través de una válvula dispuesta para tal fin. Para minimizar el consumo de gas se deja un margen en las presiones de operación.

3.11.

Materiales Aislantes

3.11.1. Aislantes Sólidos Un buen aislante sólido debe tener las siguientes propiedades eléctricas y mecánicas: Alta resistencia dieléctrica (High dielectric strength) Buenas propiedades mecánicas Larga vida útil a la temperatura normal de operación Fácilmente trabajables Compatibilidad con aislantes líquidos Los siguientes aislantes sólidos son hoy en día utilizados en la fabricación de transformadores secos y en transformadores inmersos en aceite mineral u otros líquidos aislantes: 3.11.1.1. Factor de pérdidas o Tan δ de un dieléctrico: La corriente en un dieléctrico ideal (sin perdidas) es totalmente capacitiva con un adelanto de 90 grados respecto al voltaje. Al aplicar un voltaje, sin embargo, se produce una corriente capacitiva, y una corriente resistiva que es convertida en pérdidas y en calor dieléctrico. La relación entre la componente de corriente resistiva y la corriente capacitiva es denominada factor de perdidas o tangente de perdidas. Es un


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numero sin dimensiones llamado tan δ el ángulo δ es el ángulo de perdidas medido entre la corriente total y la corriente capacitiva, ver la figura N° 45.

Figura N° 45: Factor de Pérdidas o Tan δ de un Dieléctrico

La figura N° 46 muestra la relación de pérdidas del papel vs el contenido de humedad. El factor de pérdidas, Tan δ, es influenciado por la temperatura del dieléctrico, la frecuencia del voltaje, las impurezas en el dieléctrico y la presencia en intensidad de las descargas parciales (voltaje aplicado por encima del voltaje de incepción).

Figura N° 46: Factor de Pérdidas del papel (Tan δ) vs Contenido de humedad

3.11.1.2. Celulosa


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Los productos normalmente fabricados de celulosa como aislantes son el papel y el pressboard. Al papel aislante también se le denomina algunas veces Kraft Paper. La vida útil y sus características del papel como aislante están incluidas en la cláusula 3.2.2 de este documento. El papel fabricado de celulosa es el principal aislante utilizado en transformadores de potencia inmersos en aceite y poseen una clasificación térmica de 105, lo que significa que trabajan satisfactoriamente a 105°C de temperatura absoluta, es decir, a 65°C de elevación de temperatura más 40°C de temperatura ambiente máxima. La celulosa es madera tomada de árboles de crecimiento lento los cuales dan largas fibras de celulosa de alta densidad. Las largas fibras de celulosa dan larga vida al transformador mientras que la alta densidad de la celulosa da una alta rigidez dieléctrica. El aislamiento de celulosa es compatible con el aceite lo cual le da una mayor rigidez dieléctrica. Las características y requerimientos técnicos del aislamiento de celulosa están cubiertas por la Norma IEC 60554-3. 3.11.1.3. Madera La madera es utilizada como soporte mecánico en diferentes aplicaciones en transformadores de potencia inmersos en aceite mineral o líquidos aislantes sintéticos. Las características y requerimientos técnicos de la madera utilizada en transformadores están cubiertas por la Norma IEC 61061-1/2/3. 3.11.1.4. Porcelana La porcelana es utilizada en la fabricación de aisladores pasantes para transformadores aislados en aceite y también es utilizada en transformadores secos cuando se requieran soportes o espaciadores. 3.11.1.5. Materiales Aislantes Sintéticos Sólidos Estos materiales son utilizados fundamentalmente en transformadores secos y en reactores tipo seco. Tienen una alta capacidad térmica y algunos de ellos pueden trabajar a altas temperaturas, su clasificación térmica varía de 130, 155, 180, hasta 220. Esta última clasificación por ejemplo significa que los materiales trabajan satisfactoriamente a 220°C de temperatura absoluta, es decir, a 180°C de elevación de


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temperatura más 40°C de temperatura ambiente máxima. Tienen la desventaja respecto a la celulosa, que su costo es mucho mayor.

3.11.1.5.a.

Esmalte

En el caso del esmalte aislante, existen diversas clases para diferentes aplicaciones. El esmalte aislante se utiliza como aislamiento de conductores mediante la aplicación de una o dos capas de esmalte dependiendo de la utilización del conductor. Las características y requerimientos técnicos del esmalte utilizado como aislamiento en transformadores están cubiertas por la Norma IEC 60317.

3.11.1.5.b.

Resina Epóxica

La resina epóxica es utilizada fundamentalmente en transformadores tipo seco, y es usada en combinación con diversos aditivos que mejoran su resistencia mecánica y eléctrica. Por ejemplo se usa fibra de vidrio o polvo de cuarzo cuando se quiere su utilización como soporte mecánico que requiera una alta resistencia mecánica o también es utilizada para el moldeado al vacío de transformadores tipo seco.

3.11.1.5.c.

Poliésteres

Los poliéster son utilizados como barreras aislantes, espaciadores y ductos en transformadores tipo seco. Las características y requerimientos técnicos del poliéster utilizado en transformadores están cubiertas por la Norma IEC 60893-3 y 61212-3.

3.11.1.5.d.

Asbestos

La fibra de asbesto es utilizada para fabricar papel aislante de asbesto y para fabricar láminas de pressboard de diferentes espesores y puede fabricarse en forma lisa o porosa, siendo esta última aplicación la más apropiada para la impregnación de aceite. El material tiene excelentes propiedades térmicas, siendo su clasificación térmica, clase 220. Las características y requerimientos técnicos del asbesto utilizado en transformadores como papel aislante están cubiertas por la Norma IEC 60819-3 y como pressboard en la Norma IEC 60619-1.

3.11.2. Aislantes Líquidos La principal función de los fluidos es servir de aislante interno en el transformador y de medio refrigerante que permita liberar el calor generado por el núcleo y los arrollados como consecuencia de las pérdidas eléctricas que se producen en el mismo. Hoy en día otro aspecto importante a considerar es la facilidad del líquido aislante para transportar información respecto al estado interno de las partes activas del transformador. El aceite mineral por ejemplo tiene la propiedad de que una parte importante de los gases que se generan como consecuencia de envejecimiento de la celulosa, arcos eléctricos, descargas parciales permanecen en el aceite, lo que nos permite mediante un análisis de una toma de muestra aceite, evaluar su estado del


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aceite al igual que conocer hasta cierto punto el estado del transformador evaluando su contenido de gases. El principal líquido aislante es el aceite mineral. Existen otros líquidos aislantes hoy en día como el dimetil silicona, el ester sintético, el hidrcarbonato y el ester, que son utilizados donde se quiera minimizar el riesgo contaminación o de incendio como en hospitales, centros comerciales, laboratorios, etc. Estos aislantes líquidos tienen un punto de inflamación mucho mayor que el aceite pero son mucho más costosos, variando su costo entre 5 a 6 veces el costo del aceite mineral. En el pasado se utilizaron otros líquidos aislantes como el PCB y el Askarel que fueron retirados del mercado por ser altamente contaminantes del medio ambiente y peligrosos para la salud de las personas. 3.11.2.1. Aceite mineral El aceite mineral es el fluido más ampliamente utilizado como medio aislante y refrigerante por su bajo costo, su compatibilidad con diversos aislantes sólidos y con otros componentes internos del transformador. El punto de inflamación del aceite mineral es 145°C, su densidad es 0.88kg/dm3 y su constante dieléctrica 2.2. La constante dieléctrica o permitividad del aceite y en general de los aislantes es la relación entre la capacitancia del dieléctrico y la capacitancia en vacío para la misma configuración de electrodos y su símbolo es ᶓ (sin dimensión). Para el aceite mineral nuevo la constante dieléctrica es del orden 2.2. Al incrementarse las impurezas o la humedad en el dieléctrico, la constante dieléctrica aumenta exponencialmente como puede verse en la figura 47. La constante dieléctrica es función de la temperatura, la frecuencia del voltaje aplicado y el contenido de partículas o humedad en el aislante.

1. Aceite Nuevo.

2. Aceite contaminado con humedad

Figura Nº 47: Constante dieléctrica ó Permitividad del Aceite vs Temperatura


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En el Anexo N° 4, Parte 4.1 se detallan las características químicas, físicas y eléctricas de los aceites minerales aislantes, y se resumen los valores mínimos o máximos aceptados por EDELCA junto con la norma ASTM aplicable. Las características y propiedades químicas, físicas y eléctricas del aceite mineral están cubiertas igualmente por las Normas IEC-296 y ASTM D-3487 El estado del aceite de un transformador en servicio puede ser evaluado tomando muestras del mismo y haciendo un análisis químico del aceite, del contenido de humedad y del contenido de gases. Este análisis permite hacer una evaluación del estado del transformador y de eventuales fallas internas que pudieran estar ocurriendo, tales como, puntos calientes internos, operación a temperaturas mayores a las permitidas, pequeños arcos eléctricos, descargas parciales, envejecimiento prematuro de la celulosa, etc. La evaluación de los resultados y de los gases en el aceite se incluyen en el Anexo N°7-B, “Análisis de Gases disueltos en EL Aceite”, de este documento. Los valores sugeridos en las Normas IEC 599 / IEEE C57-104, corresponden a transformadores en servicio y los mismos se resumen en este Anexo. 3.11.2.2. Dimetil Silicona El dimetil silicona tiene una menor rigidez dieléctrica que el aceite y menor capacidad de transferencia de calor que el aceite. Tiene la ventaja de que al inflamarse crea un óxido que le permite autoextinguirse, pero esta deja de ser una propiedad en presencia de arco eléctrico o fallas eléctricas. Tiene además la desventaja de su bajo nivel de lubricación lo que limita su uso cuando el transformador es requerido con cambiadores de tomas El punto de inflamación del dimetil silicona es 310°C mucho mayor que el del aceite, su densidad es 0.96kg/dm3 y su constante dieléctrica 2.7. Las características y propiedades químicas, físicas y eléctricas del dimetil silicona están cubiertas por la Norma IEC 60836. 3.11.2.3. Ester Sintético El punto de inflamación del ester sintético es 275°C mayor que el del aceite, su densidad es 0.97kg/dm3 y su constante dieléctrica 3.2. Las características y propiedades químicas, físicas y eléctricas del ester sintético están cubiertas por la Norma IEC 61099. 3.11.2.4. Hidrocarbonatos El punto de inflamación de los hidrocarbonatos es 230°C mayor que el del aceite pero el más bajo de los otros fluidos dieléctricos, su densidad es 0.83kg/dm3 y su constante dieléctrica 2.1.


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Las características y propiedades químicas, físicas y eléctricas de los hidrocarbonatos están cubiertas por la Norma IEC 60817. 3.11.2.5. Ester El punto de inflamación de del éster es 330°C el más alto entre los otros fluidos dieléctricos, su densidad es 0.91kg/dm3 y su constante dieléctrica 3.2. Las características y propiedades químicas, físicas y eléctricas del éster no están cubiertas por las Normas IEC.

3.12.

Medidores de Temperatura

3.12.1. Termómetro indicador para temperatura del aceite Los termómetros son normalmente instalados para medir la temperatura del aceite y del punto más caliente de los arrollados en la parte superior del transformador por ser la parte más caliente. Para la medición de temperatura del aceite se el termómetro deberá ser del tipo dial, con contactos ajustables para el cierre de los circuitos de alarma y disparo. El error en la medición no deberá ser mayor a ± 2 °C en todo el rango de medición y bajo condiciones de carga mínima y máxima.

3.12.2. Termómetro indicador para temperatura de los arrollados La temperatura de los arrollados es realizada de una manera indirecta, normalmente se le denomina imagen térmica. Un sistema consiste en medir el punto más caliente de los arrollados que se asume está en la parte superior de los arrollados, donde se encuentran también la temperatura más alta en el aceite. De otro lado el gradiente de temperatura entre el punto más caliente de los arrollados y el aceite superior depende de las perdidas en los arrollados las cuales a su vez son proporcionales al cuadrado de la corriente de carga, el termómetro por lo tanto mide la temperatura del aceite a la cual se le suma la diferencia de temperatura en los arrollados en contacto con el aceite superior. El termómetro es un sensor dentro de un resistor inmerso en el aceite superior. Un trasformador de corriente que mide la corriente en los arrollados alimenta el resistor. Finalmente, un Shunt a través del resistor es ajustado para que de una contribución de temperatura igual al gradiente medido durante las pruebas de temperatura en fábrica. Otros diseños de medida de temperatura de arrollados toman la temperatura superior del aceite y la corriente en los arrollados.


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Figura N° 48: Esquema de Funcionamiento de Medidores de Temperatura

Figura N° 49: Medidores de Temperatura Tipo Dial


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En los transformadores trifásicos solo se requiere la medición de temperatura de los arrollados de la fase central. Los indicadores tienen contactos para circuitos de alarma y disparo y para el arranque de los grupos de enfriamiento. Uno o más contactos deberán cerrarse para poner en marcha en etapas los grupos de enfriamiento cuando se alcanzan las temperaturas prefijadas. Es conveniente que un grupo de enfriamiento entre en operación cuando se energiza el transformador toda vez que la constante de tiempo del aceite es bastante alta y evitar así que puedan ocurrir puntos calientes en el transformador. Uno o más grupos deben ir arrancando a medida que sube la carga y en consecuencia sube la temperatura en el transformador. Al subir la temperatura un contacto deberá cerrarse para indicar que se ha alcanzado una temperatura prefijada del arrollado por encima de la elevación de temperatura obtenida de las pruebas en fábrica, y dar una alarma. Asimismo si la temperatura sigue subiendo, otro contacto deberá cerrarse a temperatura un poco más alta para dar una señal de disparo. Los relés térmicos deben responder a la corriente de carga y deberán tener características térmicas correspondientes a los arrollados del transformador. Se puede utilizar cuando se requiera, un sistema para medida remota de la temperatura del aceite y de los arrollados, cableado hasta el gabinete de controlo hasta el gabinete de interfase cuando este gabinete sea necesario en Para tal aplicación se deberán utilizar transductores de 4-20 mA para la señalización remota. Los ajustes tanto para alarma como para disparo de la temperatura del aceite y de los arrollados deben hacerse con base en los valores de temperatura obtenidos en las pruebas en fábrica de elevación de temperatura. Para trasformadores tipo seco solo se mide la temperatura exterior en la parte superior de los arrollados.

3.13.

Válvulas de Alivio de Presión

Para los transformadores de potencia se utilizan una ó más válvulas de alivio de presión, de tamaño adecuado para proteger el tanque contra una explosión interna. Estas son automáticas, del tipo autoselladas, diseñadas para minimizar la presión interna, la descarga de aceite, y la entrada de aire y agua después de su apertura, y deberán mantener un sello perfecto cuando exista vacío en el tanque. Las válvulas están provistas de contactos de alarma y disparo y contactos para la activación del sistema de extinción de incendios. El número de válvulas de alivio de presión y su ubicación deberá conformar con los requerimientos del fabricante de dichas válvulas. Cuando las válvulas operen no deben


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descargar aceite sobre el gabinete de control o medidores de temperatura u otros dispositivos.

3.14.

Ruedas, Medidor de Nivel, Flujómetros, Válvulas.

3.14.1. Ruedas Para los transformadores de gran capacidad es conveniente que por su peso, los mismos sean provistos de ruedas, preferiblemente de doble pestaña, a objeto de poderlos deslizar sobre rieles. Las ruedas son orientables 90°. Cuando el transformador se lleva a su sitio de instalación es necesario levantarlo mediante gatos para así girar las ruedas 90° y llevarlo a su posición definitiva.

3.14.2. Medidores de Nivel El tanque conservador debe venir provisto de un medidor del nivel de aceite con contactos de alarma, igual que los aisladores pasantes aislados en aceite. Todo compartimiento independiente que contenga aceite como los utilizados en los cambiadores de tomas bajo carga debe tener un medidor de nivel de aceite.

3.14.3. Medidores de Flujo Para el control del flujo de aceite se instalar indicadores de flujo a la salida de las bombas de aceite con contactos de alarma para verificar el correcto funcionamiento de las mismas.

3.14.4. Válvulas Una serie de válvulas para diferentes aplicaciones y propósitos son instaladas en el transformador. Todas estas válvulas y su aplicación son detalladas en el Anexo N°5. El fabricante del transformador debe instalar una placa de características con la ubicación, tipo de válvula, aplicación y medidas de todas las válvulas, similar a la mostrada en el mismo Anexo.


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4. OPERACIÓN DE TRANSFORMADORES EN PARALELO Para la operación en paralelo de transformadores conectados tanto en alta como en baja tensión, es necesario que algunos parámetros eléctricos estén dentro de ciertos límites para evitar fundamentalmente perdida de la capacidad de las unidades. Además de la compatibilidad de las características eléctricas que se señalan más adelante, es conveniente que las unidades sean intercambiables desde el punto de vista físico de instalación. Toda vez que una intercambiabilidad permite un ahorro importante en costos y en tiempo de instalación. Para la operación en paralelo con transformadores que se encuentran en servicio, las siguientes características deben ser conocidas por el fabricante y en consecuencia incluidas en unas especificaciones. Potencia nominal. Relación de transformación. Numero de pasos y variación de cada paso del cambiador de tomas Grupo de conexión. Perdidas con carga en el tap nominal, a corriente nominal, llevador a una temperatura de referencia (75°C). Impedancia de corto-circuito AT/MT, AT/BT y MT/BT en el tap nominal para transformadores de tres arrollados y AT/BT para transformadores de dos arrolladores. Igual al anterior pero en las posiciones extremas de los cambiadores de tomas. Cuando no se conocen las pérdidas bajo carga y se trata de una instalación nueva, caso Guri II, donde los transformadores fueron provistos por tres o más fabricantes, es más conveniente especificar un valor mínimo de eficiencia de los transformadores, ya que la misma está relacionada con las pérdidas del transformador y una alta eficiencia significa bajas pérdidas..


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5. INTERCAMBIABILIDAD La operación en paralelo de transformadores debe venir acompañada de una intercambialidad entre unidades nuevas y existentes de diferentes fabricantes. La intercambiabilidad se relaciona fundamentalmente con la normalización de la instalación de los transformadores. En consecuencia, cuando se adquieren transformadores para una instalación en servicio deben sumarse los aspectos de intercambiabilidad más operación en paralelo. Los transformadores a ser adquiridos, deberán ser eléctrica y físicamente intercambiables con unidades de la misma capacidad que se encuentran en servicio en la red. Los siguientes puntos mínimos deberán ser considerados en el diseño de las unidades y deberán ser resueltos satisfactoriamente a fin de lograr una correcta intercambiabilidad.  Transformadores de corriente: Los transformadores de corriente del tipo pasantes deben tener la misma relación de transformación, clase de precisión e identificación de terminales en las borneras que los transformadores de unidades en servicio.  Aisladores pasantes: Los aisladores pasantes, deberán estar localizados en las mismas posiciones de las unidades existentes. Los terminales externos deberán tener las mismas dimensiones y disposición que los aisladores pasantes de las unidades existentes.  Gabinetes de control: Los gabinetes de control deberán estar en las mismas posiciones de las unidades existentes. Con cada transformador deberá suministrarse y cablearse un gabinete de interface de dimensiones y características iguales al de las unidades existentes en caso de que lo tengan. La identificación de los bloques terminales del gabinete de control o del gabinete de interface deberá ser indicada en planos de disposición de borneras terminales, y deberá definirse el tipo de bloque terminal.


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 Fundación: Los transformadores podrán ser ubicados en fundaciones con rieles, por lo que los mismos deberán estar provistos de ruedas. El tipo de riel y las distancias entre rieles tanto en la fundación como en la pista deberán ser iguales al de las unidades existentes. .  Cambiadores de tomas bajo carga: Cuando se soliciten transformadores con cambiadores de tomas bajo carga, el fabricante deberá proveer un sistema de control compatible con el sistema de control de las unidades existentes en la red de EDELCA.


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6. PRUEBAS TIPO Y DE RUTINA Las pruebas tipo son denominadas también pruebas de diseño y son realizadas únicamente sobre la primera unidad que sea ensamblada y sirven para validar los valores obtenidos en el diseño de los transformadores y para verificar que se cumplen con los valores de los distintos parámetros especificados.Las pruebas de rutina son realizadas a todas las unidades y sirven igualmente para validar los valores obtenidos en el diseño de los transformadores y para verificar que se cumplen con los valores de los distintos parámetros especificados. Las siguientes son las pruebas tipo y de rutina a ser realizadas a los transformadores: Tabla N° 7: Pruebas Tipo y de Rutina TIPO DE PRUEBA

PRUEBA

PRUEBA DE RUTINA

1) Medida de Resistencia 2) Polaridad y grupo vectorial 3) Prueba de relación de transformación 4) Medida de las pérdidas en vacío y corriente de excitación 5) Impedancia y pérdidas bajo carga 6) Cálculos de Regulación y Eficiencia 7) Pruebas dieléctricas 7.1) Prueba de sobretensión de maniobra 7.2) Prueba de impulso atmosférico 7.3)Prueba de Potencial Aplicado 7.4)Corriente de Fuga 7.5)Prueba de Potencial inducido 8) Pruebas funcionales de los sistemas auxiliares y de control 9) Pruebas del factor de potencia del aislamiento 10) Resistencia de aislamiento del arrollado 11) Resistencia del aislamiento masa-cuba 12) Prueba de fuga 13) Prueba de vacío 14) Prueba de elevación de temperatura 15) Prueba de elevación de temperatura Especial 16) Pruebas de Radio Influencia Externa (RIV) 17) Ruido Audible 17) Prueba de Respuesta en Frecuencia


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PRUEBA TIPO

R R R R R R R R R R R R R R R R R T T T T T


El fabricante debe presentar con suficiente anticipación a la realización de las pruebas, un programa de pruebas en el cual se indique la secuencia de realización de todas las pruebas y se muestren los esquemas de conexión así como las características y precisión de los equipos a ser utilizados en cada prueba. Dicho programa deberá incluir para cada prueba lo siguiente:        

Norma aplicable Circuito de prueba Procedimiento para la realización de la prueba Valores garantizados Tipos de ondas que se vayan a aplicar Secuencia de la prueba Tolerancias Criterios de Aceptación

Las pruebas pueden ser realizadas indistintamente, de acuerdo con las Normas IEEE o IEC. Para la ejecución de las pruebas es conveniente que se mantenga cierta secuencia durante la realización de algunas de ellas. Por ejemplo durante la realización de las pruebas dieléctricas, la prueba de medida de descargas parciales (prueba de potencial inducido) debe realizarse después de las pruebas de impulso por cuanto durante esta pueden detectarse eventuales descargas de baja energía que ocurran en los arrollados al aplicar las pruebas de impulso. Igualmente la prueba de medición de las pérdidas es conveniente hacerla antes y después de las pruebas dieléctricas para detectar la integridad del núcleo al poder verificar que no hayan ocurrido cortocircuitos entre láminas del núcleo. En el Anexo N°6 se incluye como referencia un protocolo de pruebas en fábrica de un transformador de 500MVA, 765/400/20kV suministrado para EDELCA por la empresa Mitsubishi, en el cual se muestran en detalle, los circuitos de prueba, criterios de aceptación, valores garantizados, etc.

6.1. Pruebas de Rutina 6.1.1. Medida de la Resistencia (R), de los Arrollados Esta prueba de medida de resistencia de los arrollados, nos permite calcular lo siguiente:  Cálculo de la componente I2R de las pérdidas bajo carga, es decir, de las pérdidas en los conductores.  Cálculo de la temperatura de los arrollados al final de la prueba de elevación de temperatura.


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 Igualmente sirve como base para determinar eventuales daños de los transformadores en servicio. La prueba se debe realizar a temperatura ambiente y se denomina resistencia en frío (Cold Resistance), El transformador no deberá haber sido energizado ni aplicada ninguna carga por lo menos 3 a 8 horas antes de la prueba dependiendo del tamaño del transformador, y la diferencia de temperatura del aceite entre la parte superior e inferior del transformador, no deberá superar los 5°C. La prueba se realiza en todos los arrollados y en todas las posiciones del cambiador de tomas. Para la medición se utiliza un circuito de alimentación de corriente continua con medición de corriente y voltaje para determinar el valor de la resistencia. El valor de corriente en el arrollado se limita a un 15% de la corriente nominal del arrollado. La resistencia medida puede ser llevada a una determinada temperatura utilizando la siguiente fórmula:

= En donde Rs Rm Ts Tm Tk

es la resistencia a una temperatura deseada Ts () es la resistencia medida () es la temperatura de referencia deseada Ts(°C) es la temperatura a la cual la resistencia fue medida (°C) es una constante igual a 234.5°C para el cobre y 225°C para el aluminio

La prueba se realiza conectando el arrollado bajo prueba a una fuente de corriente continua, preferiblemente bancos de baterías o rectificadores y medición de los valores de corriente y voltaje. La resistencia es medida en consecuencia de acuerdo a la Ley de Ohm, de acuerdo a IEC 60076 ó IEEE C57.12.90, Cláusula 5.3 por medio del siguiente circuito:

Figura N° 50 Medida de Resistencia por el Método de Voltímetro/Amperímetro


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6.1.2. Prueba de Polaridad y grupo vectorial Mediante esta prueba se verifica que todas las conexiones internas del transformador están correctas y que las relaciones de fase entre los arrollados son correctas.

Figura N° 51: Polaridad Substractiva

Figura N° 52: Polaridad Aditiva

6.1.2.1.

Medida de Polaridad por el Método de Medición de Tensión

Este método consiste en conectar dos terminales adyacentes, por ejemplo H1 y X1, y aplicar un voltaje entre los terminales de alta tensión, en este caso H1-H2, luego se mide el voltaje entre los terminales H2 y X2. Si el voltaje medido es menor que el voltaje aplicado, entonces la polaridad es sustractiva, y si el voltaje es mayor, la polaridad será aditiva. Si es sustractiva, los terminales

Figura N° 53: Medida de Polaridad por el Método de Voltaje


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Las pruebas son realizadas usualmente, de acuerdo con las Normas IEC 60076 ó IEEE C57.12.90, Cláusula 6. 6.1.2.2.

Medida de Polaridad por el Método de Comparación

Este método es utilizado cuando se tiene un transformador de polaridad conocida y se desea conocer la polaridad de otro transformador. Se procede de la siguiente forma:  Se conectan lo arrollados de alta tensión H1-H2 de los dos transformadores en paralelo.  Se unen los dos terminales X1 de los dos transformadores.  Se mide el voltaje entre los terminales X2 de los dos transformadores. Si el voltaje medido es cero, entonces el transformador bajo prueba tendrá la misma polaridad del transformador utilizado como patrón.

6.1.3. Prueba de relación de transformación Mediante esta prueba se verifica que el transformador tiene el número correcto de vueltas en cada arrollado, que la localizaciones del cambiador de tomas están correctas y que la conexión de los circuitos internos del cambiador de tomas están correctas. Para la realización de esta prueba existen varios métodos, señalados a continuación: 6.1.3.1.

Prueba de Relación de Transformación por el Método de Voltímetros

La pruebas son realizadas usualmente de acuerdo con las Normas IEC 60076 ó IEEE C57.12.90, Cláusula 7.3.1 sobre todos los arrollados y en todas las posiciones del cambiador de tomas. Se utiliza el siguiente procedimiento:  Se aplica un voltaje en alta tensión y se miden los voltajes en alta y baja tensión.  Se intercambian los voltímetros y se miden los voltajes en alta y baja tensión.  La relación de transformación de transformación es el promedio de la lectura de los voltímetros. De esta forma se compensa el error de medición de los voltímetros. Los voltímetros deben dar valores muy aproximados cuando sean intercambiados, de otra forma deberán aplicarse las correcciones previstas en la Cláusula 7.3.1 de la referida Norma. 6.1.3.2. Prueba Comparación

de

Relación

de

Transformación

por

el

Método

de

Los métodos de comparación consisten en determinar la relación de transformación de un transformador idéntico a otro de relación conocida. En este caso se utiliza el esquema mostrado en la figura N° 54. Los terminales de alta tensión de ambos transformadores se conectan en paralelo, se unen los terminales X1 de baja tensión y se aplica un voltaje en alta tensión. El voltaje medido entre los terminales X2 de ambos transformadores debe ser igual a cero lo que representa que los transformadores tienen la misma relación


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Figura N° 54 Medición de la relación de Transformación por el Método de Comparación

Otro método de comparación se muestra en la figura N° 55. Los terminales de alta tensión de ambos transformadores se conectan en paralelo, y se aplica un voltaje en alta tensión. Se miden los voltajes secundarios con dos voltímetros y se realiza una segunda medición con los voltímetros intercambiados. Se toma el promedio de los dos voltímetros y se determina de esta forma la relación de transformación.

Figura N° 55 Medición de la relación de Transformación por el Método de Comparación

6.1.4. Medida de las pérdidas en vacío y corriente de excitación Mediante esta prueba se verifica que las pérdidas se encuentran dentro de los valores garantizados y que las laminaciones de acero son de la calidad requerida en el diseño. Esta información sirve para determinar la eficiencia del transformador. La prueba deberá ser realizada, antes y después de las pruebas dieléctricas, de acuerdo a IEC 60076 ó IEEE C57.12.90, Cláusula 8, a 90%, 95%, 100%, 105% y 110% de la tensión nominal a 60 Hz.


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La medición de las pérdidas para los transformadores trifásicos deberá efectuarse mediante excitación trifásica de la unidad y utilizando el método de los tres vatímetros.

Figura N° 56 Circuito de Pruebas de Pérdidas sin Carga

Las formas de onda instantáneas de tensión y corriente deberán ser registradas mediante osciloscopio e incluidas en el reporte de pruebas. Las mediciones de la corriente de excitación y pérdidas en vacío deberán incluir los kW de pérdidas, amperios pico reales y voltaje promedio; estos valores deberán incluirse en el reporte.Igualmente deberá efectuarse una prueba de excitación a baja tensión con una fuente de 10 kV.

6.1.5. Impedancia y pérdidas bajo carga Mediante esta prueba se verifica que las pérdidas se encuentran dentro de los valores garantizados, los cálculos del diseño y la calidad de la fabricación.

Figura N° 57 Circuito de Pruebas de Pérdidas Bajo Carga


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Las pruebas deberán ser realizadas de acuerdo a IEC 60076 ó IEEE C57.12.90, Cláusula 9, para la toma nominal, en las posiciones extremas del cambiador de tomas y en la toma que produzca las máximas pérdidas. La medición deberá realizarse utilizando el método de los tres vatímetros. En el caso de transformadores trifásicos deberá igualmente efectuarse la medición de la impedancia de secuencia cero.

6.1.6. Cálculos de Regulación y Eficiencia Se deberán presentar cálculos de regulación y eficiencia que demuestren que la unidad cumple con los valores garantizados, de acuerdo a IEEE C57.12.90, Cláusula 14.3.

6.1.7. Pruebas dieléctricas Estas pruebas deben ser aplicadas a todos los transformadores. En la Tabla N° 8 se muestran todas las pruebas dieléctricas y la secuencia en la que deben ser realizadas. Para los transformadores de 400kV y 765kV Edelca solicita una prueba dieléctrica especial denominada Prueba de Energización, que consiste en aplicar al transformador una serie de ondas que simulen la energización de las líneas de transmisión, la onda debe ser de 2.0x1000µs y se deben aplicar a los terminales de alta tensión dos ondas reducidas y una onda completa de un valor pico igual o menor a 2.0pu. Durante las pruebas dieléctricas el transformador deberá ser ensamblado con todos sus accesorios Es conveniente que las pruebas dieléctricas y su secuencia sean realizadas como se indica a continuación: Tabla N° 8: Prueba dieléctricas

Descripción de la prueba Prueba de Energización Impulso de Maniobra Impulso Atmosférico Potencial Aplicado Corriente de fuga Potencial Inducido Factor de potencia del aislamiento

Secuencia para las pruebas de Rutina 1 2 3 4 5 6 7

Antes y después de las pruebas dieléctricas es conveniente realizar un análisis de gases disueltos en el aceite, por tanto durante la revisión y discusión del programa de pruebas se debe llegar a un acuerdo con el fabricante para incorporar procedimientos no cubiertos por las normas pero que corresponden a criterios de aceptación validos para el cliente, en este caso Edelca.


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Es conveniente tomar muestras de aceite en tres oportunidades: antes del comienzo de las pruebas dieléctricas de impulso de maniobra y de impulso atmosférico, antes de la prueba de tensión inducida, y al final de ésta. Igualmente se deberá realizar un análisis de gases disueltos en el aceite antes y después de la prueba de aumento de temperatura. En la siguiente tabla se muestran los criterios de aceptación del contenido de gases en el aceite durante la realización de esta prueba: Tabla Nº 9: Contenido de gases máximos durante las pruebas dieléctricas

Contenido de gases durante las Pruebas Dieléctricas Rango Aceptable Gas ppm H2 10 – 15 CH4 <5 C2H4 =3 C2H6 =3 C2H2 =0 CO < 20 CO2 < 200 Los criterios de evaluación del contenido de gases en el aceite, deben corresponder con los valores antes indicados por tratarse de transformadores nuevos. Los valores límites, esto es, los valores mínimos sugeridos en la Norma IEC 599 y la Norma IEEE C57-104, correspondientes a la evaluación del contenido de gases en el aceite, se refiere a transformadores en servicio y deben considerarse sólo como valores de referencia. En dichas Normas se hace una evaluación del contenido de gases en función de la relación entre diferentes gases, por lo que los transformadores bajo pruebas no deberán presentar valores diferentes a la condición normal de un transformador en servicio. En el Anexo 7-B “Análisis de Gases disueltos en EL Aceite”, se presenta un resumen de las recomendaciones de ambas Normas. 6.1.7.1.

Prueba de sobretensión de maniobra

La prueba deberá ser realizada en los terminales de alta tensión mediante la aplicación o la inducción de la sobretensión de maniobra y en una posición del cambiador de tomas a ser acordada con el fabricante. El procedimiento para limitar la tensión en los terminales de Alta Tensión que aparece al impulsar por Media Tensión una onda igual al nivel resistente a las sobretensiones de maniobra (SIL) de Media Tensión, deberá ser acordado con el fabricante, toda vez que el voltaje que aparece en alta tensión puede ser mayor que el voltaje resistente del arrollado.


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6.1.7.1.a.

Forma de Onda

La prueba de sobretensión de maniobra según las normas IEEE C57 12.90 e IEC 60076-3, corresponde a una onda de 100 µs x 1000 µs, como se muestra en la figura a continuación:

Figura N° 58: Onda Normalizada de Sobretensión de Maniobra

6.1.7.1.b.

Tolerancias en la Forma de Onda

La forma de onda deberá cumplir lo siguiente:    

El voltaje pico debe ocurrir a 100µs o un tiempo mayor. Se deberá mantener un valor de tensión superior al 90% de valor pico por 200µs. El primer paso por cero de la onda deberá ocurrir en un tiempo mayor a los 1000 µs. Para el valor de voltaje pico la tolerancia deberá ser ± 3%.

6.1.7.1.c.

Desviaciones a la Forma de Onda

Se deben tomar oscilogramas del voltaje inducido ó aplicado. La forma de onda del voltaje aplicado o inducido que muestren los oscilogramas podrán tener un tiempo correspondiente al primer paso por cero del voltaje en un tiempo menor de 1000µs y tener una forma diferente a la onda normalizada como consecuencia de la saturación del núcleo como se muestra en los oscilogramas siguientes.

6.1.7.1.d.

Procedimiento

De acuerdo con el procedimiento de la Norma IEEE C57.12.90 los voltajes correspondientes a sobretensiones de maniobra se aplican en este orden:


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 

Una onda reducida de 50-70% del valor de tensión aplicada. Más dos ondas plenas de 100%.

De acuerdo con el procedimiento de la Norma IEC 60076-3 sobretensiones de maniobra se aplican en este orden:  

los voltajes de

Una onda reducida de 50-75% del valor de tensión aplicada. Más tres ondas plenas de 100%.

6.1.7.1.e.

Análisis de de Resultados y de Fallas

Un colapso del valor del voltaje en un oscilograma o una discontinuidad en la corriente de neutro significa una falla en el transformador, como se muestra en los oscilogramas de las figuras 61 y 63. Los siguientes tipos de onda son representativos de ondas típicas de maniobra durante la realización de las pruebas.

Figura N° 59 Onda Típica Plena o Reducida de Sobretensión de Maniobra

Figura N° 60 Onda de Sobretensión de Maniobra con Saturación del Núcleo

Figura N° 61 Onda Típica de falla al Impulso de Maniobra


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Figura N° 62 Prueba Exitosa de sobretensión de Maniobra en el terminal de AT de un Transformador Trifásico de 400kV de Generador


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Figura N° 63 Falla en el arrollado de AT durante una Prueba de Sobretensión de Maniobra en un Transformador Trifásico de 525kV de Generador


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6.1.7.2.

Prueba de impulso atmosférico

La prueba deberá ser realizada en todos los terminales de alta tensión y del neutro y en las posiciones nominales y extremas del cambiador de tomas. Las pruebas deberán realizarse preferiblemente con ondas de tensión de polaridad negativa para disminuir el riego de descargas externas erráticas.

6.1.7.2.a.

Forma de Onda

La prueba de impulso atmosférico normalizada, corresponde a una onda de 1,2 µs x 50 µs en la cual el pico de voltaje debe ocurrir en un tiempo igual o mayor a 1,2 µs y cuando se alcance el 50% del valor pico del voltaje, el tiempo deberá ser 50 µs.

Figura N° 64: Onda Normalizada de Impulso Atmosférico

La prueba de impulso atmosférico es realizada en todos los terminales incluyendo los terminales del neutro. Se deben aplicar en este orden: una onda reducida de 50-70% del valor de tensión aplicada, dos ondas cortadas y una onda plena.

6.1.7.2.b.

Tolerancias en la forma de onda Completa

Las tolerancias en las formas de ondas deberán ser como las indicadas en la norma IEC ó IEEE C57.12.90.  Para el tiempo al pico la tolerancia deberá ser 1,2 µs ± 30%.  Para el tiempo correspondiente al 50% del valor de la tensión, la tolerancia deberá ser 50 µs ± 20%.  Para el valor de voltaje pico la tolerancia deberá ser ± 3%. En caso de que no se pueda cumplir con la forma de onda, el valor pico de la tensión será aumentado proporcionalmente para compensar el tiempo al valor pico y el tiempo de cola y de este modo mantener el nivel de kV/µs requerido.


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6.1.7.2.c.

Tolerancias para la forma de Onda Cortada

Para la prueba de onda cortada deberá cumplirse lo siguiente:  El tiempo entre el instante de corte y el primer paso por cero de la onda deberá ser inferior a 1 µs.  La magnitud de la oscilación no deberá ser limitada artificialmente durante el corte de la onda a menos del 30% del valor pico de la tensión.  El valor pico de la onda cortada será un 10% superior al BIL correspondiente al terminal en consideración.

Figura N° 65: Onda Cortada de Impulso Atmosférico

6.1.7.2.d.

Procedimiento

Para los terminales de AT deberán realzarse las pruebas de impulso en el tap nominal del cambiador de tomas, y en las posiciones extremas del mismo.Las pruebas de impulso deben hacerse por aplicación directa del voltaje de prueba. Deberán registrarse los voltajes aplicados y la corriente del neutro por medio de un osciloscopio o un registrador digital de transitorios. El registrador u osciloscopio debe ajustarse para que de la misma deflexión a voltaje reducido y a voltaje completo, facilitando de esta manera la comparación de los oscilogramas. De acuerdo con el procedimiento de la Norma IEEE C57.12.90 los voltajes correspondientes a sobretensiones de impulso atmosférico se aplican en este orden:   

Una onda reducida de 50-70% del valor de tensión aplicada. Dos ondas cortadas Más una onda plena de 100%.

De acuerdo con el procedimiento de la Norma IEC 60076-3 sobretensiones de maniobra se aplican en este orden:


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los voltajes de


    

Una onda reducida de 50-75% del valor de tensión aplicada. Una onda plena de 100%. Una o más ondas cortadas reducidas Dos ondas cortadas Plenas Dos ondas completas de 100%

6.1.7.2.e.

Análisis de Resultados y de Fallas

Cualquier desviación en las formas de las ondas resultantes de las pruebas a voltaje reducido y voltaje completo deberá explicarse a satisfactoriamente, o será considerada como cause para el rechazo del transformador. Una variación de la forma de onda de la corriente de neutro entre la onda de voltaje reducido y la onda plena significará probablemente una falla del transformador y la eventual falla debe ser investigada. Cualquier ruido anormal en el transformador durante la prueba será indicación de una falla. En la figura N° 58 se muestran los oscilogramas de una prueba exitosa de onda cortada y en los oscilogramas a continuación se muestran diferentes casos de fallas.

Figura N° 66: Prueba Satisfactoria de Onda Cortada de Impulso Atmosférico con tiempo idéntico al corte.


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Figura N° 67: Prueba Satisfactoria de Onda Reducida al 75% del Impulso Atmosférico y falla al 100% del Impulso Atmosférico


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Figura N° 68: Prueba de Onda Cortada de Impulso Atmosférico al 100% de la onda sin falla y una segunda onda aplicada al 100% con falla

Figura N° 69: Prueba Satisfactoria de Onda Reducida al 62.5% del Impulso Atmosférico y falla al 100% del Impulso Atmosférico


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6.1.7.3.

Prueba de Potencial Aplicado

Esta prueba sirve para verificar la capacidad del aislamiento para soportar tensiones fase tierra y entre arrollados. La prueba deberá ser realizada aplicando los voltajes especificados de un minuto en los terminales de neutro y en los terminales de baja tensión conectados en delta. Normalmente no se aplica a los terminales de los transformadores de alta tensión conectados en Y con neutro puesto a tierra. Un aumento de la corriente del circuito de pruebas, un ruido anormal en el transformador o una producción de humo indicarán la presencia de una eventual falla que debe ser investigada y la prueba debe ser repetida. 6.1.7.4.

Corriente de Fuga

Antes del comienzo de la prueba y con el transformador desenergizado, todas las bombas deberán haber estado operando por un período previo de cuatro (4) horas; en este período se deberán realizar mediciones (cada 30 minutos) de la corriente de fuga del neutro. Esta prueba es realizada para determinar el grado de electrificación estática que pueda tener el transformador. Esta prueba no está prevista en las normas y EDELCA la ha solicitado como referencia para un eventual crecimiento de la corriente de fuga que debe ser investigado. 6.1.7.5.

Prueba de Potencial inducido para Transformadores de 765 kV.

El procedimiento de las pruebas de potencial inducido requeridas por EDELCA, al igual que los criterios de aceptación son más exigentes que las normas IEEE e IEC. Estos procedimientos y criterios fueron desarrollados después de discusiones y acuerdos con diversos fabricantes al igual que de discusiones de grupos técnicos formados por las empresas AEP, American Electric Power de Estados Unidos, Hydro-Quebec de Canadá, Furnas de Brazil y EDELCA. La prueba deberá ser realizada de acuerdo con la Norma IEEE C57.12.90 en una posición del cambiador de tomas a ser acordada con el fabricante de acuerdo con siguiente procedimiento: 

La prueba comenzará mediante la energización del transformador a una tensión de 1.8 Um (1,8 veces la tensión máxima de operación) la cual se mantendrá por 5 minutos, luego se elevará momentáneamente la tensión hasta 2 veces la tensión máxima de operación por 5 segundos, finalmente se reducirá la tensión hasta 1,8 Um y se mantendrá por 60 minutos. Las descargas parciales deberán ser continuamente monitoreadas en todos los terminales y se deberán registrar los valores cada 5 minutos.



Durante la realización de la prueba de potencial inducido, todas las bombas continuarán operando y se deberá medir la corriente de fuga del neutro con intervalos de 15 minutos. Para la medición de corriente de fuga del neutro, el


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fabricante deberá tomar todas las precauciones en cuanto a medidas de seguridad para el personal que efectuara las mediciones de dicha corriente durante la prueba. Asimismo, deberá disponer de los equipos necesarios para la ejecución de la prueba. La unidad se considerará que ha pasado la prueba si se cumplen los tres requisitos siguientes: 

El nivel de descargas parciales se mantiene por debajo de 500 pC cuando la tensión es de 1,8 Um.



No hay un incremento sostenido del nivel de las descargas parciales durante los últimos 20 minutos de la prueba.



El incremento del nivel de las descargas parciales durante una hora no supera los 100 pC.



Cuando el incremento es superior a los 100 pC, la prueba podrá ser prolongada si se cumplen los dos primeros requisitos. La prueba se prolongará por el período de una hora durante el cual deberán satisfacerse los tres requisitos. 6.1.7.6. Prueba de potencial inducido para transformadores de tensión nominal inferior a 765 kV.

El procedimiento y los criterios de aceptación serán como indicado para las unidades de tensión nominal igual a 765 kV, excepto que los valores de la tensión de prueba, serán como se indica a continuación: La prueba comenzará mediante la energización del transformador a 1,5 Um (1,5 veces la tensión máxima de operación) la cual se mantendrá por cinco minutos, luego se lleva la tensión momentáneamente a 1,7 Um y se mantendrá por 30 segundos, finalmente se reducirá la tensión hasta 1,6 Um y se mantendrá por 60 minutos para transformadores de V >300kV y por 30 minutos para transformadores de V <300kV. Se realizan mediciones de la corriente de fuga del neutro con intervalos de 15 minutos. Para los transformadores de TOCOMA los valores utilizados son ligeramente superiores y corresponden a 1.9Um por 7200 ciclos y 1.65Um por una hora. 6.1.7.7. Resumen de valores de prueba de potencial inducido de acuerdo con las normas IEEE e IEC El nivel de sobretensión para la medición de descargas parciales es seleccionado de acuerdo a las Normas IEEE C57.1200 /IEC 60076-3 como se indica a continuación. Este valor es fundamental por cuanto define el aislamiento principal del transformador. Norma IEEE, Transformadores Clase II: Voltaje inicial (Enhancement) = 1.8xUnom (7200 ciclos) Voltaje de prueba = 1.6xUnon. (1 hora) Norma IEC, Transformadores V≤ 300kV


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Voltaje inicial (Enhancement) = 1.7xUmax/√3 (7200 ciclos) Voltaje de prueba = 1.5xUmax/√3. (30 minutos) Norma IEC, Transformadores V> 300kV Voltaje inicial (Enhancement) = 1.7xUmax/√3 (7200 ciclos) Voltaje de prueba = 1.5xUmax/√3. (1 hora) Esta prueba se realiza en consecuencia de acuerdo al esquema de tiempo y valores de voltaje antes indicados y a un valor de frecuencia mayor de 60Hz para evitar la saturación del núcleo de acuerdo con la siguiente expresión: Fp = Up.Fn/1.1Un En donde: Fp Es la frecuencia de prueba Up Es la tensión de prueba Fn Es la frecuencia nominal Un Es la tensión nominal

6.1.8. Pruebas del factor de potencia del aislamiento Esta prueba sirve para verificar que el sistema de aislamiento utilizado en el transformador no contiene excesiva humedad. La prueba deberá ser hecha de acuerdo a IEC 60076 ó IEEE C57.12.90, Cláusula 10.10, a 10 kV, 60 Hz sobre cada arrollado. Se dará preferencia al método II indicado en la tabla 4 de la norma antes citada. El valor medido deberá ser inferior a 0,5% referido a 20C.

6.1.9. Resistencia del aislamiento del arrollado Esta prueba sirve para verificar que no haya un corto circuito accidental entre alguna parte del arrollado. La prueba deberá ser hecha de acuerdo a IEC 60076 ó IEEE C57.12.90, Clausula 10.11, sobre cada arrollado y entre arrollados. Los índices de polarización deberán ser mayores de 2,0.

6.1.10. Resistencia de aislamiento masa-cuba Esta prueba sirve para verificar que no haya un corto circuito accidental entre alguna parte del núcleo y tierra. Se deberá verificar el aislamiento entre la cuba (tanque principal) y los gabinetes de control y del cambiador de tomas bajo carga.


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6.1.11. Prueba de fuga El tanque del transformador y el sistema de enfriamiento deberán ser probados para detectar fugas de aceite a la temperatura normal de funcionamiento. La prueba deberá realizarse mediante la aplicación de una presión igual a 1,50 veces la máxima presión normal de operación por un período de seis (6) horas continuas, luego se quitará la presión y se mantendrá a presión normal por otras seis (6) horas, posteriormente se vuelve a aplicar la presión de prueba otras seis (6) horas; este ciclo se repite por un período de veinticuatro (24) horas continuas. Durante la prueba deberá verificarse si hay fugas de aceite y deberá medirse la deflexión en diferentes partes del transformador. Si ocurren fugas, ó si hay una deformación permanente los defectos deberán ser corregidos y la prueba deberá ser repetida.

6.1.12. Prueba de vacío Deberán efectuarse pruebas de vacío en cada transformador con el sistema de enfriamiento instalado. Durante la prueba deberá medirse la deflexión en diferentes partes del transformador. Si hay pérdida de vacío ó si hay una deformación permanente, los defectos deberán ser corregidos y la prueba deberá ser repetida.

6.1.13. Pruebas funcionales de los sistemas auxiliares y de control Las pruebas deberán ser realizadas para asegurar que todos los accesorios (cambiador de tomas, relés, indicadores de temperatura, ventiladores, bombas, etc.) están en buenas condiciones de operación.

6.2. Pruebas Tipo Las pruebas tipo deberán ser hechas a un transformador de cada tipo equipado con todos sus accesorios como se indica a continuación

6.2.1. Prueba de elevación de temperatura La prueba deberá ser hecha de acuerdo a IEEE C57.12.90, Cláusula 11, para todas las capacidades especificadas. Los valores de elevación de temperatura de los arrollados medidos por medida de resistencia de los arrollados deberán ser inferiores a los valores de diseño. Es conveniente llegar a un acuerdo con el fabricante para que durante las pruebas de elevación de temperatura se utilicen sensores, ubicados en diferentes partes de los arrollados para medir la temperatura en diferentes puntos, especialmente en el caso de transformadores de generadores (en conexión del aislador pasante con el arrollado de Baja Tensión) o transformadores de gran capacidad para los que la medición real de la temperatura es de beneficio mutuo tanto para el cliente como para el fabricante.


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En el caso de transformadores con sistema de enfriamiento por circulación forzada de aceite, es conveniente que las bombas sean puestas en operación al menos dos (2) horas antes de la prueba y deberán seguir en funcionamiento después de la prueba hasta que todas las muestras de aceite hayan sido extraídas. Se deben realizar un análisis de gases disueltos en el aceite antes y después de la prueba de aumento de temperatura. Los criterios de aceptación referentes al contenido máximo de gases en el aceite se muestran en la tabla N° 10. Tabla N° 10: Contenido máximo de gases durante la prueba de aumento de temperatura

Contenido de gases durante la Prueba de Aumento de Temperatura Rango Aceptable Gas ppm H2 10 - 15 CH4 <5 C2H4 =3 C2H6 =3 C2H2 =0 CO < 20 CO2 < 200

6.2.2. Prueba de elevación de temperatura Especial En el caso de TOCOMA se solicitó una prueba de elevación de temperatura de larga duración. El contratista deberá realizar una prueba de calentamiento con una duración mínima de setenta y dos (72) horas, a 100% de los kVA nominales, donde el transformador alcance las temperaturas esperadas durante su funcionamiento a carga nominal en el sitio, suponiendo una temperatura ambiente máxima de 40°C. Durante esta prueba se deberán tomar lecturas de las temperaturas dentro del transformador utilizándose un método de indicación directa mediante sensores de fibra óptica colocados en zona o puntos que el fabricante considere como los más calientes de acuerdo a su diseño. También se deberán efectuar análisis de gases disueltos en el aceite, cada doce (12) horas. Los criterios de aceptabilidad de las pruebas de análisis de gases disueltos en el aceite deberán estar de acuerdo con lo indicado en la Publicación 60599 de la IEC. Esta prueba deberá ejecutarse en el lugar de la prueba de 100% de los kVA nominales, de la prueba de temperatura y deberá cumplir con los requerimientos indicados en dicha cláusula excepto que en caso de ser necesario probar todos los transformadores por haberse excedido el aumento de temperatura especificado en el transformador bajo prueba, las otras pruebas serán de corta duración, conforme a la cláusula antes mencionada. Sin embargo, si las pruebas de


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análisis de gases disueltos en el aceite demuestran que hay generación de gases debido a la descomposición del aislamiento del transformador por alta temperatura, deberá modificarse el diseño y deberá repetirse la prueba hasta obtener resultados satisfactorios.

6.2.3. Pruebas de Tensión de Radio Influencia Externa (RIV) La prueba deberá ser realizada de acuerdo a NEMA 107 y IEEE C63.2. Los conectores de línea podrán ser suministrados por el cliente en la fábrica; en caso contrario el fabricante deberá simular la condición en servicio para la ejecución de dicha prueba.

6.2.4. Ruido Audible Esta prueba sirve para verificar que el transformador cumple con los valores garantizados y que las características de las laminaciones del núcleo usado en el transformador cumplen con los requerimientos especificados. La principal fuente del ruido en un transformador de potencia son las pequeñas variaciones en las dimensiones de las laminaciones cuando conducen un flujo magnético. Teniendo en cuenta que el cambio dimensional depende de la magnitud y no de la dirección del flujo magnético, hay un pulso de ruido cada medio ciclo del voltaje. De esta forma un transformador de 60 ciclos, la frecuencia del ruido será 120 ciclos. Una segunda fuente de ruido en el rango de Khz proviene de la turbulencia de aire creada por los ventiladores de enfriamiento. La prueba deberá ser hecha de acuerdo a IEC 60076 ó IEEE C57.12.90, Cláusula 13.

6.2.5. Pruebas de Respuesta en Frecuencia Actualmente los fabricantes de transformadores desarrollan modelos matemáticos detallados de los transformadores, en los que representan las inductancias y capacitancias entre los discos de los arrollados (caso de arrollados tipo disco) o entre espiras (arrollados tipo helicoidal) y capacitancias entre arrollados de diferentes tensiones, así como también capacitancias al núcleo, al tanque y otros componentes internos estructurales de soporte del núcleo del transformador. Las resistencias de cada elemento o parte del arrollado considerado son igualmente calculadas e incluidas en los modelos. En función a estos modelos matemáticos del transformador, se determinan los esfuerzos internos en diferentes partes de los arrollados para los diferentes tipos de sobretensiones, a fin de determinar los esfuerzos máximos a que son sometidos los arrollados en toda su extensión. Por otra parte los modelos matemáticos permiten hacer un barrido en frecuencia a fin de determinar eventuales puntos resonantes internos en el transformador. Del mismo modo, es conveniente disponer de modelos simplificados para diferentes rangos de frecuencia a objeto de que el cliente pueda verificar mediante simulaciones los resultados de pruebas de respuesta en frecuencia.


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Las pruebas de respuesta en frecuencia consisten en conectar el transformador a una fuente de tensión de salida constante mayor ó igual a 100 V pico y frecuencia variable entre un rango de 60 Hz y 250 kHz, tomando una medición de 60 Hz y luego a partir de 100 Hz variando en escalones de 100 Hz hasta llegar a los 250 kHz, para determinar así las tensiones de transferencia y las admitancias de cortocircuito. La frecuencia de 250 kHz corresponde a un cuarto de ciclo de una onda de impulso de 1.0 MHz (1.2x50µs), la cual es la frecuencia máxima esperada en condiciones de operación, sin embargo, la misma puede ser llevada hasta 500kHz para explorar eventuales resonancias a mayor frecuencia. Estas pruebas deberá realizarse para la posiciones del cambiador de tomas mínima, nominal y máxima. Estas pruebas tiene la finalidad de medir las tensiones de transferencia en circuito abierto (magnitud y fase vs frecuencia) en todos los nodos accesibles del transformador. Las tensiones de transferencia son determinadas para cada terminal abierto y debe reportarse adicionalmente la tensión de alimentación y la relación de tensión que aparece en el terminal en circuito abierto a la del terminal donde se aplica la tensión de entrada (Factor de Transferencia de Tensión). Igualmente en estas pruebas se deben medir las admitancias (magnitud y fase vs. frecuencia) En las pruebas antes mencionadas se deben monitorear las tensiones de cada uno de los nodos accesibles del transformador a medida que la fuente se varía en pasos discretos en el rango anteriormente indicado. La información obtenida durante las pruebas permite por una parte validar los modelos matemáticos desarrollados por los fabricantes, y por la otra, permite en caso de disponer de un sistema de medición de respuesta en frecuencia en sitio, poder monitorear el transformador en servicio en caso de que ocurran eventuales desplazamientos de los arrollados durante el transporte o durante la vida útil del mismo por efecto de cortocircuitos en la red. La respuesta en frecuencia inicial del transformador medida en fábrica debe ser la misma a lo largo de la vida útil del transformador.


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7. PRUEBAS EN SITIO Y ANÁLISIS DE GASES EN ACEITE Esta parte cubre los procedimientos, verificaciones y pruebas necesarias para poner en servicio los transformadores y que deben ser realizadas una vez los transformadores se encuentran totalmente instalados. En el Anexo N°8 se incluye un Protocolo que incluye además de las verificaciones que deben realizarse, un detalle de las siguientes pruebas, para la comprobación de que los transformadores no han sufrido daños durante el transporte o haya ingresado humedad al mismo.  Pruebas de relación de transformación para verificar que la misma corresponde a los valores de relación medidos en fábrica. Cuando las conexiones del cambiador de tomas se hacen en sitio, es necesario medir la relación en todas las posiciones del cambiador de tomas.  Medida de la resistencia de los arrollados (prueba opcional). Se debe medir la resistencia en la toma nominal y en las tomas extremas. Es necesario medir la temperatura ambiente durante la prueba a objeto de corregir el valor de resistencia por variación de temperatura y llevarlo a la misma temperatura de referencia que se hizo durante las pruebas de medida de resistencia en fábrica.  Prueba de resistencia del aislamiento entre los diferentes arrollados y entre arrollados y tierra.  Prueba de resistencia del aislamiento de los transformadores de corriente.  Prueba de resistencia del aislamiento de los circuitos de control y de los circuitos de potencia.  Toma de muestra de aceite y análisis físico – químico y naálisis de contenido de gases en el aceite.  Pruebas funcionales y de control y operación de todos los dispositivos de control y protección.


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8. REVISIÓN DE DISEÑO DE LOS TRANSFORMADORES El propósito de la revisión de Diseño no es introducir modificaciones al diseño, sino verificar que el fabricante está dando cumplimiento a los requerimientos de las especificaciones técnicas. Durante las reuniones el fabricante deberá proveer detalles del diseño incluyendo toda la información solicitada que se detalla en el Anexo N°9. La Revisión de Diseño deberá cubrir principalmente los siguientes aspectos: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Núcleo Disposición y detalles de los arrollados y dimensionamiento de los arrollados. Cálculo de las pérdidas y diseño térmico. Aisladores pasantes, cambiadores de tomas y pararrayos. Evaluación del diseño del aislamiento Diseño Mecánico contra cortocircuitos.


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Referencias Bibliográficas DESIGN REVIEW FOR LARGE POWER TRANSFORMERS

Berkshire Consultants, 1992 ELECTRIC POWER TRANSFORMERS ENGINEERING

James H. Harlow, 2005 POWER TRANSFORMERS (POWER ENGINEERING), FIRST EDITION, 2002

John Winders LARGE POWER TRANSFORMERS, SHELL FORM, FORM-FIT CONSTRUCTION

Jeumont Schneider, 1995 HANDBOOK OF TRANSFORMER DESIGN & APPLICATIONS

William M. Fanagan, 1992 TRANSFORMER HANDBOOK

Asea Brown Boveri,, 2007 HYDROELECTRIC POWER PLANTS

Vatech, Linz, 2007 IEC 60076.1 ….60076.10 “POWER TRANSFORMERS” IEEE C62.22 “IEEE GUIDE FOR THE APPLICATION OF METAL-OXIDE SURGE ARRESTERS FOR ALTERNATING CURRENT SYSTEMs” IEEE C57.12.00 “STANDARD GENERAL REQUIREMENTS FOR LIQUID – IMMERSED DISTRIBUTION, POWER AND REGULATING TRANSFORMERS” IEEE C57.12.90 “STANDARD TEST CODE FOR LIQUID – IMMERSED DISTRIBUTION, POWER AND REGULATING TRANSFORMERS”


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Índice de Figuras FIGURA Nº 1: DIAGRAMA DE UN AUTOTRANSFORMADOR TRIFÁSICO CON ARROLLADO TERCIARIO EN DELTA ....................................... 8 FIGURA Nº 2: TRANSFORMADOR TRIFÁSICO DE DISTRIBUCIÓN .................................................................................................... 9 FIGURA Nº 3: TRANSFORMADORES TIPO SECO DE MEDIO VOLTAJE EN RESINA EPÓXICA. CLASE DE AISLAMIENTO IEEE (220°C), IEC (C2‐ 600276‐11) ......................................................................................................................................................... 10 FIGURA Nº 4: DISPOSICIÓN DE NÚCLEO Y ARROLLADOS DE TRANSFORMADORES TIPO CORE ........................................................... 12 FIGURA Nº 5: DISPOSICIÓN DE NÚCLEO Y ARROLLADOS DE TRANSFORMADORES TIPO ACORAZADO ................................................. 13 FIGURA Nº 6: CONFIGURACIÓN DEL NÚCLEO DE UN TRANSFORMADOR TIPO CORE MONOFÁSICO ................................................... 13 FIGURA Nº 7: CONFIGURACIÓN DEL NÚCLEO DE UN TRANSFORMADOR TIPO CORE TRIFÁSICO ......................................................... 14 FIGURA Nº 8: ENSAMBLAJE DEL NÚCLEO DE TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS TIPO CORE .............................................................. 15 FIGURA Nº 9: BANDAS DE AMARRE DEL NÚCLEO .................................................................................................................... 16 FIGURA Nº 10: CARACTERÍSTICAS DE PÉRDIDAS DE LÁMINAS MAGNÉTICAS DE GRANO ORIENTADO Y GRANO NO‐ORIENTADO ............. 17 FIGURA N° 11: INDUCCIÓN ELECTROMAGNÉTICA ................................................................................................................... 18 FIGURA Nº 12: CURVA DE HISTÉRESIS .................................................................................................................................. 22 FIGURA Nº 13: ARROLLADOS TIPO DISCO Y TIPO ESPIRAL PARA TRANSFORMADORES TIPO CORE ..................................................... 24 FIGURA Nº 14: DISPOSICIÓN DE NÚCLEO Y ARROLLADOS DE TRANSFORMADORES TIPO ACORAZADO ............................................... 25 FIGURA Nº 15: ARROLLADOS TIPO PANCAKE DE UN TRANSFORMADOR TIPO ACORAZADO .............................................................. 26 FIGURA Nº 16: TRANSFORMADOR TIPO CORE DE LA CENTRAL CARUACHI ................................................................................... 26 FIGURA Nº 17: DISPOSICIÓN LATERAL Y FRONTAL INTERNA DEL TRANSFORMADOR TIPO CORE DE LA CENTRAL CARUACHI .................... 27 FIGURA Nº 18: VISTA SUPERIOR INTERNA DEL TRANSFORMADOR TIPO CORE DE LA CENTRAL CARUACHI ........................................... 28 FIGURA Nº 19: DISPOSICIÓN LATERAL INTERNA DE UN TRANSFORMADOR TIPO ACORAZADO .......................................................... 28 FIGURA N° 20: RELACIÓN DE VIDA ÚTIL VS TEMPERATURA ....................................................................................................... 37 FIGURA N° 21: ESTRUCTURA MOLECULAR DE LA CELULOSA ..................................................................................................... 38 FIGURA N° 22 GRÁFICO DE EQUILIBRIO DE HUMEDAD EN EL ACEITE Y EN LA CELULOSA ................................................................. 39 FIGURA N° 23: RIGIDEZ DIELÉCTRICA DE ACEITE VS CONTENIDO DE HUMEDAD ............................................................................ 40 FIGURA N° 24: GRUPOS DE CONEXIÓN DE LOS ARROLLADOS ..................................................................................................... 44 FIGURA N° 25: CONEXIÓN EN Y, FASE “A” EN 12.00 ............................................................................................................. 45 FIGURA N° 26: CONEXIÓN EN Δ, FASE “A” EN 12.00 ............................................................................................................. 45 FIGURA N° 27: GRUPO YND1 ............................................................................................................................................ 46 FIGURA N° 28: CONEXIÓN DE LA Δ, FASE “A” ....................................................................................................................... 46 FIGURA N° 29: CONEXIÓN DE LA Δ, FASE “B” ....................................................................................................................... 47 FIGURA N° 30: CONEXIÓN DE LA Δ, FASE “C” ....................................................................................................................... 47 FIGURA N° 31: GRUPO DE CONEXIÓN YND11 ....................................................................................................................... 48 FIGURA N° 32: GRUPO DE CONEXIÓN YND5 ......................................................................................................................... 48 FIGURA N° 33: CAMBIADOR DE TOMAS BAJO CARGA ............................................................................................................. 50 FIGURA N° 34: DIAGRAMA DE CONEXIÓN DE UN CAMBIADOR DE TOMAS BAJO CARGA ................................................................. 50 FIGURA N° 35: CAMBIADOR DE TOMAS BAJO CARGA ............................................................................................................. 51 FIGURA N° 36: DISTRIBUCIÓN DE DENSIDAD DE FLUJO EN LOS ARROLLADOS ............................................................................... 56 FIGURA N° 37: CIRCUITO EQUIVALENTE DEL TRANSFORMADOR ................................................................................................ 58 FIGURA N° 38: DIAGRAMA VECTORIAL DE UN TRANSFORMADOR BAJO CARGA ............................................................................ 59 FIGURA N° 39: AISLADOR PASANTE DE BAJA TENSIÓN ............................................................................................................ 62 FIGURA N° 40: AISLADOR PASANTE DE ALTA TENSIÓN ............................................................................................................ 63 FIGURA N° 41: DISTRIBUCIÓN DE VOLTAJE EN EL AISLADOR PASANTE ........................................................................................ 64 FIGURA N° 42: GRADIENTE DE TENSIÓN EN EL AISLADOR PASANTE ............................................................................................ 65 FIGURA N° 43: SISTEMA DE PRESERVACIÓN DE ACEITE SELLADO ............................................................................................... 67 FIGURA N° 44: SISTEMA DE PRESERVACIÓN DE ACEITE CON TANQUE CONSERVADOR .................................................................... 68 FIGURA N° 45: FACTOR DE PÉRDIDAS O TAN Δ DE UN DIELÉCTRICO ........................................................................................... 70 FIGURA N° 46: FACTOR DE PÉRDIDAS DEL PAPEL (TAN Δ) VS CONTENIDO DE HUMEDAD ................................................................. 70 FIGURA Nº 47: CONSTANTE DIELÉCTRICA Ó PERMITIVIDAD DEL ACEITE VS TEMPERATURA .............................................................. 73 FIGURA N° 48: ESQUEMA DE FUNCIONAMIENTO DE MEDIDORES DE TEMPERATURA ..................................................................... 76 FIGURA N° 49: MEDIDORES DE TEMPERATURA TIPO DIAL ....................................................................................................... 76 FIGURA N° 50 MEDIDA DE RESISTENCIA POR EL MÉTODO DE VOLTÍMETRO/AMPERÍMETRO ........................................................... 84


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FIGURA N° 51: POLARIDAD SUBSTRACTIVA ........................................................................................................................... 85 FIGURA N° 52: POLARIDAD ADITIVA .................................................................................................................................... 85 FIGURA N° 53: MEDIDA DE POLARIDAD POR EL MÉTODO DE VOLTAJE ....................................................................................... 85 FIGURA N° 54 MEDICIÓN DE LA RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN POR EL MÉTODO DE COMPARACIÓN ............................................. 87 FIGURA N° 55 MEDICIÓN DE LA RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN POR EL MÉTODO DE COMPARACIÓN ............................................. 87 FIGURA N° 56 CIRCUITO DE PRUEBAS DE PÉRDIDAS SIN CARGA ................................................................................................. 88 FIGURA N° 57 CIRCUITO DE PRUEBAS DE PÉRDIDAS BAJO CARGA .............................................................................................. 88 FIGURA N° 58: ONDA NORMALIZADA DE SOBRETENSIÓN DE MANIOBRA .................................................................................... 91 FIGURA N° 59 ONDA TÍPICA PLENA O REDUCIDA DE SOBRETENSIÓN DE MANIOBRA ...................................................................... 92 FIGURA N° 60 ONDA DE SOBRETENSIÓN DE MANIOBRA CON SATURACIÓN DEL NÚCLEO ................................................................ 92 FIGURA N° 61 ONDA TÍPICA DE FALLA AL IMPULSO DE MANIOBRA ............................................................................................ 92 FIGURA N° 62 PRUEBA EXITOSA DE SOBRETENSIÓN DE MANIOBRA EN EL TERMINAL DE AT DE UN TRANSFORMADOR TRIFÁSICO DE 400KV DE GENERADOR ...................................................................................................................................................... 93 FIGURA N° 63 FALLA EN EL ARROLLADO DE AT DURANTE UNA PRUEBA DE SOBRETENSIÓN DE MANIOBRA EN UN TRANSFORMADOR TRIFÁSICO DE 525KV DE GENERADOR ........................................................................................................................ 94 FIGURA N° 64: ONDA NORMALIZADA DE IMPULSO ATMOSFÉRICO ............................................................................................ 95 FIGURA N° 65: ONDA CORTADA DE IMPULSO ATMOSFÉRICO .................................................................................................... 96 FIGURA N° 66: PRUEBA SATISFACTORIA DE ONDA CORTADA DE IMPULSO ATMOSFÉRICO CON TIEMPO IDÉNTICO AL CORTE. ................. 97 FIGURA N° 67: PRUEBA SATISFACTORIA DE ONDA REDUCIDA AL 75% DEL IMPULSO ATMOSFÉRICO Y FALLA AL 100% DEL IMPULSO ATMOSFÉRICO ........................................................................................................................................................ 98 FIGURA N° 68: PRUEBA DE ONDA CORTADA DE IMPULSO ATMOSFÉRICO AL 100% DE LA ONDA SIN FALLA Y UNA SEGUNDA ONDA APLICADA AL 100% CON FALLA ............................................................................................................................................... 99 FIGURA N° 69: PRUEBA SATISFACTORIA DE ONDA REDUCIDA AL 62.5% DEL IMPULSO ATMOSFÉRICO Y FALLA AL 100% DEL IMPULSO ATMOSFÉRICO ........................................................................................................................................................ 99


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Índice de Tablas TABLA Nº 1: NIVELES DE AISLAMIENTO DE ARROLLADOS Y MÁRGENES DE PROTECCIÓN ................................................................. 33 TABLA Nº 2: NIVELES DE AISLAMIENTO DE LOS ARROLLADOS .................................................................................................... 34 TABLA Nº 3: NIVELES DE AISLAMIENTO DE LOS AISLADORES PASANTES ....................................................................................... 35 TABLA N° 4: CLASES DE ENFRIAMIENTO................................................................................................................................ 43 TABLA N° 5: CARGA NOMINAL DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE ...................................................................................... 54 TABLA N° 6: PÉRDIDAS CON CARGA DE TRANSFORMADORES DE LA CENTRAL TOCOMA ............................................................... 58 TABLA N° 7: PRUEBAS TIPO Y DE RUTINA .............................................................................................................................. 82 TABLA N° 8: PRUEBA DIELÉCTRICAS ..................................................................................................................................... 89 TABLA Nº 9: CONTENIDO DE GASES MÁXIMOS DURANTE LAS PRUEBAS DIELÉCTRICAS ..................................................................... 90 TABLA N° 10: CONTENIDO MÁXIMO DE GASES DURANTE LA PRUEBA DE AUMENTO DE TEMPERATURA ............................................. 104


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Índice de Anexos ANEXO 1: CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS DEL NÚCLEO ..................................................................................................... 114 ANEXO 2‐A: ARROLLADOS DE TRANSFORMADORES TIPO NÚCLEO ............................................................................................. 117 ANEXO 2‐B: ARROLLADOS DE TRANSFORMADORES TIPO ACORAZADO ....................................................................................... 123 ANEXO 2‐C: ARROLLADOS DEL TRANSFORMADOR DE TOCOMA ............................................................................................... 124 ANEXO 3: GRUPOS DE CONEXIÓN ...................................................................................................................................... 126 ANEXO 4: TIPOS DE CONEXIÓN DE AISLADORES PASANTES ...................................................................................................... 131 ANEXO 5: CARACTERÍSTICAS DEL ACEITE MINERAL ................................................................................................................. 133 ANEXO 6: VÁLVULAS ....................................................................................................................................................... 153 ANEXO 7: PROTOCOLO DE PRUEBAS EN FÁBRICA ................................................................................................................... 156 ANEXO 8: PROTOCOLO DE PRUEBA EN SITIO ........................................................................................................................ 192 ANEXO 9: REVISIÓN DE DISEÑO ......................................................................................................................................... 207


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ANEXO 1: CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS DEL NÚCLEO


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CAPACIDAD DE SOBREXITACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES


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ANEXO 2-A: ARROLLADOS DE TRANSFORMADORES TIPO NÚCLEO


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Different kind of winding


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Insulation components of a core type transformer:

Cross sectional view of a 400 kV transformer end insulation (220 kV side)

Cross sectional view of a 400 kV transformer end insulation (detail)


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ANEXO 2-B: ARROLLADOS DE TRANSFORMADORES TIPO ACORAZADO


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ANEXO 2-C: ARROLLADOS DEL TRANSFORMADOR DE TOCOMA


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ANEXO 3: GRUPOS DE CONEXIÓN


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GRUPO DE CONEXIÓN DE UN TRANSFORMADOR TRIFÁSICO Y ESQUEMA DE CONEXIÓN DEL ARROLLADO EN DELTA Tenemos como ejemplo, un transformador trifásico con una conexión en delta en alta tensión y una conexión en baja tensión y sabemos que la alta tensión se encuentra adelantado 30° respecto a baja tensión Para determinar el grupo de conexión de este transformador trifásico es decir el desplazamiento angular entre los arrollados de alta tensión (AT) y baja tensión, al igual que la forma como está conectado el arrollado en delta, se debe seguir el siguiente procedimiento: a) El arrollado de alta tensión se coloca en primer lugar y se le asigna la letra de su conexión en mayúsculas, en este caso, D. Si el neutro es sólidamente aterrado se coloca a continuación la letra n minúscula. b) La primera letra del arrollado de baja tensión se coloca a continuación y en letras minúsculas, en este caso Y, Tenemos entonces que el grupo es

Dyn, sin embargo nos falta indicar el desplazamiento. Sabemos que el arrollado de alta tensión esta adelantado 30° respecto al arrollado de baja tensión y nos falta saber cómo estará conectada la delta. c) Para determinar el grupo se coloca primero la fase A (Tensión fase-tierra), del arrollado de alta tensión en las 12:00 del reloj.

d) Sabemos que AT esta adelantado 30° respecto a BT. Como la secuencia de las fases A, B, C (Tensión fase-tierra) giran en sentido contrario a las manecillas del reloj primero pasara la fase A sobre las 12:00, Luego las fases B y C. De otra parte el arrollado de BT esa atrasado 30° respecto al arrollado de AT (Es igual a tener el arrollado de alta tensión adelantado 30° respecto al arrollado de baja tensión), por tanto si la fase “A” esta a las 12:00, la fase “a” de baja tensión estará a la 1 (una) en las manecillas del reloj, y sabemos entonces que el grupo es Dyn1 como se muestra en la figura siguiente, sin embargo nos falta ahora conocer como está conectada la delta.


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e) Necesitamos ahora determinar cómo está conectada la delta. El vector “b”, correspondiente a la tensión fase tierra de baja tensión, tendrá la posición mostrada en la siguiente figura. Teniendo en cuenta que las fases giran en sentido contrario y a las 12:00 pasara primero la tensión “a”, luego la tensión “b”. Por otra parte el arrollado de la delta conectado entre los terminales “A” y “B” como se ve en la figura está en fase, con la fase “b” de baja tensión, es decir ambos arrollados estarán ubicados en la misma Columba del núcleo del transformador, la fase b.


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f) Seguidamente observamos que la fase “c” de baja tensión esta en fase la misma con el arrollado de la delta que está entre los terminales B y C

g) Finalmente, para continuar con la delta notamos que el arrollado que está entre los terminales “C” y “A” de la delta está en fase con el arrollado “a” de baja tensión.


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ANEXO 4: TIPOS DE CONEXIÓN DE AISLADORES PASANTES


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ANEXO 5: CARACTERÍSTICAS DEL ACEITE MINERAL


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ANEXO N°5 CARACTERISTICAS DEL MEDIO AISLANTE (ACEITE) CARACTERISTICAS 1. Color

VALOR ACEPTABLE 0,5 máximo

2. Contenido Máx. de gas

0,5 %

D831

3. N° de Neutralización

0,03 mg KOH/gr. de aceite, máximo

D974

4. Azufre corrosivo

No corrosivo

D1275; IP227

5. Cloruros y sulfatos inorgánicos

Ninguno

D878

6. Número de emulsión de vapor

25 segundos, máximo

D1935

7. Punto de inflamación

145°C (295°F), mínimo

D92

8. Punto de combustión

160°C (320°F), mínimo

D92

9. Punto de fluidez

-40°C (-40°F), máximo

D97

10. Viscosidad 100 °C 40 °C 0 °C

3 cst, máximo 12 cst, máximo 76 cst, máximo

D88 D88 D88 D1298

12.Tensión Interfacial

0,865 - 0,910 g/cm3 a 15 ºC 40 dinas/cm a 25°C,mínimo

D971

13.Factor de potencia máximo, 60 Hz

0,3 % a 100°C 0,05 % a 25°C

D924 D924

14.Constante Dieléctrica

2,2

D294

11. Peso específico

METODO DE PRUEBA ASTM (colorímetro) D1500

15.Rigidez Dieléctrica mínima: - Entrehierro 0,100" 35 kV (a la recepción) - Entrehierro 0,040" 28 kV (a la puesta en servicio)

D877 D1816

16.Contenido de agua máximo:

D1533 D1533

17. Contenido de inhibidor


15 ppm (a la recepción) 10 ppm (a la puesta en servicio) 0,3% Máximo

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ANEXO 6: VÁLVULAS


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VÁLVULAS Las siguientes válvulas deben ser provistas con el transformador: 1) Válvulas de drenaje de aceite de diámetro 10,16 cm (4" IPS) 2) Dos válvulas para toma de muestra de diámetro 0,953 cm. (3/8" IPS), una instalada en la tubería de drenaje, antes de la válvula de drenaje y otra después de las bombas en la tubería del sistema de refrigeración. 3)

Conexión inferior para el filtro de prensa de diámetro 5,08 cm (2" IPS).

4) Conexión superior para el filtro de prensa de diámetro 5,08 cm (2" IPS). 5) Válvulas de entrada y salida de aceite del tanque hacia los sistemas de tuberías de aceite de los intercambiadores de calor. La hermeticidad deberá ser mantenida a lo largo de la vida útil del transformador. 6) Válvulas para aislamiento del relé Buchholz. 7) Válvulas para aislamiento de la válvula especial de flujo súbito. (Retención Automática).

Válvula de by-pass para remover el Relé Buchholz o la válvula de retención automática

8) Válvula de purga de aire y de drenaje del tanque conservador y de los grupos de enfriamiento. 9) Válvulas de aislación de purga y drenaje para permitir remover las bombas, sin necesidad de drenar el aceite del tanque y de los radiadores. 10) Válvula de drenaje del fondo del tanque de diámetro 0,953 cm (3/8) " IPS. 11) Válvula de vacío de 5,08 cm (2" IPS) ubicada en la parte superior del tanque.


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12) Válvula para inyección de nitrógeno de 0,953 cm (3/8" IPS), ubicada en la parte superior del tanque. 13) Cuando se instale un sistema de prevención y extinción de incendio del tipo inyección de nitrógeno, las siguientes válvulas deberán ser instaladas: 13.1) Válvula para inyección de nitrógeno de 1” correspondiente al sistema de prevención contra la explosión y extinción de incendios, ubicada en la parte inferior del tanque. 13.2) Válvula de drenaje rápido de aceite de 4” correspondiente al sistema de prevención contra la explosión y extinción de incendios, ubicada en la parte superior de la pared del tanque. 13.3) Válvula de 2” NPT para la instalación de un dispositivo para análisis de gases (ver cláusula 5.10.8 de esta especificación).


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ANEXO 7: PROTOCOLO DE PRUEBAS EN FÁBRICA


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ANEXO 8: PROTOCOLO DE PRUEBAS EN SITIO


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PROTOCOLO DE PRUEBAS DE ACEPTACIÓN EN SITIO TRANSFORMADORES DE POTENCIA SUBESTACIÓN: ____________________________________________________ LUGAR: ___________________________________________________________ FECHA: ___________________________________________________________ PERSONAL DE PRUEBAS: ___________________________________________ DATOS DEL EQUIPO FABRICANTE: _____________________________________________________ TIPO: _____________________________________________________________ NORMAS: _________________________________________________________ POLARIDAD: ______________________________________________________ FRECUENCIA: _____________________________________________________ AÑO DE FABRICACIÓN: _____________________________________________ SERIAL: __________________________________________________________ RELACIÓN: ________________________________________________________ CAPACIDAD: ______________________________________________________ CONEXIÓN: _______________________________________________________ DESPLAZAMIENTO ANGULAR ENTRE FASES: __________________________ UBICACIÓN CAMBIADOR DE TOMAS BAJO CARGA: _____________________ UBICACIÓN CAMBIADORE DE TOMAS EN VACIO: _______________________ ENFRIAMIENTO: ___________________________________________________ INSPECCIÓN GENERAL ASPECTO EXTERIOR_______________________________________________ HERMETICIDAD GENERAL___________________________________________ BUSHING: A.T._________ M.T.________ B.T.________ N________ CABLEADO_____________

PINTURA__________

ACEITE_________________

OBSERVACIONES______________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________


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PRUEBAS DIELECTRICAS ACEITE: RIGIDEZ DIELECTRICA REQUERIDA___________________________________

MUESTRA N°

MUESTRA N°

VALVULA N°

VALVULA N°

PROMEDIO

PROMEDIO

MUESTRA N°

MUESTRA N°

VALVULA N°

VALVULA N°

PROMEDIO

PROMEDIO

A la muestra #1 se le deberá realizar un análisis completo físico químico y un análisis del contenido de gases en el aceite.

MEDICIÓN DE LA RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Para cada transformador en particular se debe elaborar antes de la prueba una tabla con las relaciones de transformación que se deben medir. Se deben hacer mediciones en la posición nominal del cambiador de tomas y en todas las posiciones del cambiador de tomas. MEDICIÓN DE LA RESISTENCIA (OPCIONAL) Esta prueba es opcional, sin embargo para transformadores a los cuales rehagan las conexiones del cambiador de tomas en sitio, se debe medir la resistencia en todas las relaciones de transformación. Esto es, se deben hacer mediciones en la posición nominal del cambiador de tomas y en todas las posiciones del cambiador de tomas.


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RESISTENCIA DE AISLAMIENTO 1. ARROLLADOS PRINCIPALES DEL TRANSFORMADOR: MEGGER DE________ kV

TEMPERATURA DEL ACEITE_______ °C

AT-BT______________ MΩ

AT-TIERRA________ MΩ

MT-BT______________ MΩ

MT-TIERRA________ MΩ

BT-TIERRA______ MΩ

AT-MT______________ MΩ Antes de iniciar la prueba, el tanque del transformador debe estar puesto a tierra. Al concluir la prueba deben colocarse todos los terminales a tierra por un periodo suficiente para que la carga atrapada caiga a un valor mínimo. OBSERVACIONES______________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________ 2. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE: MEGGER DE________ V Se deben probar todas las conexiones a tierra. La resistencia de aislamiento debe ser mayor a 10 MΩ. OBSERVACIONES______________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________

3. CABLEADO DE CONTROL Y DE POTENCIA: MEGGER DE________ V


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Se deben probar todas las conexiones a tierra. La resistencia de aislamiento debe ser mayor a 10 MΩ. OBSERVACIONES______________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________


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MEDICIÓN DE LA CAPACITANCIA Y tan δ (FACTOR DE PÉRDIDAS) DE LOS ARROLLADOS AT a MT + BT + TANQUE

tan δ (%) _______ (%) Cx

MT a AT + BT + TANQUE

(pF)

tan δ (%) _______ (%) Cx

BT a AT + MT + TANQUE

(pF)

tan δ (%) _______ (%) Cx

BT + AT + MT a TANQUE

(pF

tan δ (%) _______ (%) Cx


(pF

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INSPECCION CIRCUITOS DE ALARMAS

CIRCULACIÓN ACEITE: _____________________________________________ TEMPERATURA ACEITE: ____________________________________________ TEMPERATURA DE ARROLLADOS: ___________________________________ BUCHHOLZ TRANFORMADOR: _______________________________________ CONMUTACION INCOMPLETA: _______________________________________ VALVULA DE SOBREPRESION: _______________________________________ FUERA DE PARALELO DE TRANSFORMADORES: _______________________ PARO DE UN VENTILADOR: __________________________________________ APERTURA

INTERRUPTOR

AUTOMATICO

DE

VENTILADOR

O

BOMBA:

__________________________________________________________________ APERTURA

INTERRUPTOR

AUTOMATICO

DE

CIRCUITO

DE

MANDO

O

RESISTENCIA DE CALENTAMIENTO: __________________________________

OBSERVACIONES______________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________


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INSPECCION CIRCUITOS DE DISPAROS

TEMPERATURA ACEITE: ____________________________________________ IMAGEN TERMICA: _________________________________________________ BUCHHOLZ TRANSFORMADOR: ______________________________________ BUCHHOLZ CONMUTADOR: _________________________________________ CONMUTACION INCOMPLETA: _______________________________________ VALVULA DE SOBREPRESION: _______________________________________

OBSERVACIONES______________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________


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INSPECCION VARIOS CONTACTOS INTERRUPTORES ASOCIADOS __________________________________________________________________ SEÑALIZACION ENTRADA GRUPO POR IMAGEN TERMICA __________________________________________________________________ SEÑALIZACION FUNCIONAMIENTO GRUPO ENFRIAMIENTO __________________________________________________________________ SEÑALIZACION POSICION CAMBIADOR DE TOMAS __________________________________________________________________ ILUMINACION DE GABINETES __________________________________________________________________ RESISTENCIA DE CALEFACCION TRANSFORMADOR INTERNO __________________________________________________________________ TOMACORRIENTES OBSERVACIONES______________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________


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GRUPO DE ENGRIAMIENTO N°____

CONSUMO NORMAL (KVA)

CONSUMO SOLO CON 2 FASES (KVA)

BOMBA

VENTILADOR 1

VENTILADOR 2

VENTILADOR 3


201

CALIBRACION TIEMPO DEL DEL TERMICO DISPARO DEL (A) TERMICO (SEG)


INSPECCION GRUPOS ENFRIAMIENTOS SELECTOR DE GRUPOS: _________________________________ INTERRUPTORES AUTOMATICOS VENTILADORES: ___________ INTERRUPTORESAUTOMATICOS BOMBAS: __________________ CONTACTORES MANDO GRUPOS ENFIRAMIENTO: ___________ SENTIDO ROTACIÓN VENTILADORES: ______________________ ENTRADA DE GRUPO POR IMAGEN TERMICA: _______________ INTERRUPTORES ENSAYO DE GRUPOS: ___________________

OBSERVACIONES______________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________


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INSPECCION CAMBIADOR DE TOMAS MANDO ELECTRICO LOCAL: __________ MANDOELECTRICO A DISTANCIA: __________ MANDO MANUAL: __________ SEÑALIZACION DE PISICIONES LOCAL: __________ SEÑALIZACION DE PISICIONES A DISTANCIA: __________ PARADA DE DE EMERGENCIA LOCAL: __________ PARADA DE EMERGENCIA A DISTANCIA: __________ CONTACTOS MECANICOS: __________ CABLEADO GENERAL: __________ INTERRPTORES AUTOMATICOS DEL MOTOR: __________ FRENADO ELECTRICO DEL MOTOR: __________ RESISTENCIAS CALEFACCIÓN: __________ ILUMINACIÓN GABINETE: __________ TOMA CORRIENTES: __________

OBSERVACIONES______________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________


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CAMBIADOR DE TOMAS DATOS DEL EQUIPO FABRICANTE: _____________________________________________________ CARACTERISTICAS: ________________________________________________ TIPO: _____________________________________________________________ AÑO DE FABRICACION: _____________________________________________ SERIAL: __________________________________________________________ NUMERO DE POSICIONES: __________________________________________ GAMA DE VARIACION: ______________________________________________ TENSION ALIMENTACION DEL MOTOR: ________________________________ POTENCIA: ________________________________________________________ FRECUENCIA:______________________________________________________ OBSERVACIONES______________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________


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ACTUACIÓN DE TERMOMETROS

ARRANQUE GRUPOS N°:_____ CRECIENTE

DECRECIENTE

ALARMA

CRECIENTE

DECRECIENTE

DISPARO

CRECIENTE

DECRECIENTE

TERMOMETRO ALTA TENSION O SERIE TERMOMETRO TERCIARIO TEMOMETRO COMUN TERMOMETRO T.ACEITE

ARRANQUE GRUPOS N°:_____ CRECIENTE

DECRECIENTE

ALARMA

CRECIENTE

TERMOMETRO ALTA TENSION O SERIE TERMOMETRO TERCIARIO TEMOMETRO COMUN TERMOMETRO T.ACEITE


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DECRECIENTE

DISPARO

CRECIENTE

DECRECIENTE


TERMOMETRO

TERMOMETRO T.

TERMOMETRO

TERMOMETRO

TERMOMETRO

PATRÓN °C

ACEITE °C

ARROLLADO ALTA

ARROLLADO

ARROLLADO

TENSIÓN O SERIE °C

COMÚN °C

TERCIARIO °C

OBSERVACIONES:


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ANEXO 9: REVISIÓN DE DISEÑO


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REVISION DE DISEÑO PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA Para los transformadores de tensión igual a 765 kV y 400 kV es conveniente hacer una revisión del diseño antes de iniciarse la fabricación. En este Anexo se detalla el alcance que debe tener dicha revisión de diseño. El propósito de la revisión de Diseño no es introducir modificaciones al diseño, sin embargo, si se detectara que EL FABRICANTE está dando cumplimiento a los requerimientos Técnicos de las especificaciones. La información dada durante la revisión del diseño debe ser usada durante el proceso de fabricación como parte del control de calidad a fin de verificar que ésta se hace de acuerdo con los parámetros de diseño. Durante las reuniones se deberán proveer detalles del diseño incluyendo toda la información indicada más adelante. Adicionalmente cualesquiera requerimientos cubiertos dentro las especificaciones podrán ser discutidos durante la Revisión de Diseño. La Revisión de Diseño cubrirá principalmente los siguientes aspectos: 1. Núcleo 2. Disposición y detalles de los arrollados y dimensionamiento de las bobinas. 3. Cálculo de las pérdidas y diseño térmico. 4. Aisladores pasantes, cambiadores de tomas y pararrayos. 5. Evaluación del diseño del aislamiento 6. Diseño Mecánico. 1. - Núcleo Se deberá describir, el proceso de fabricación y ensamblaje del núcleo, las dimensiones del núcleo, las características de los materiales utilizados, el diseño de las uniones, el sistema de corte de las laminaciones, los sistemas de enfriamiento y soporte mecánico para las laminaciones una vez conformado el núcleo. Se deberá igualmente suministrar los datos siguientes: Laminaciones de acero (1)

Espesor, material y grado

(2)

Tipo de aislación y espesor

(3)

Inducción nominal (T)

(4)

Pérdidas a inducción nominal, 60 Hz (W/Kg)


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(5)

Suplidor

Diseño del núcleo (1)

Configuración y dimensiones

(2)

Diseño de las laminaciones de la cara del núcleo

(3)

Distribución de la densidad del flujo en cada columna/yugo para excitación nominal y máxima.

(4)

Aumento de temperatura del núcleo y distribución en cada columna/yugo del núcleo para excitación nominal y máxima.

(5)

Máximo flujo residual, en % de la excitación nominal.

(6)

Peso total del núcleo.

Construcción del núcleo (1)

Sistema de corte y control de la altura de las rebabas con relación al espesor de la aislación

(2)

Descripción general de la fabricación y ensamblaje del núcleo

(3)

Método de unión entre columnas y yugos.

(4)

Descripción de la parte inactiva (abrazadera de ménsula)

(5)

Puesta a tierra de partes activas e inactivas y medidas empleadas para evitar las corrientes circulatorias en la parte inactiva.

(6)

Sistema de enfriamiento.

2. - Disposición de los arrollados, detalle de los arrollados y dimensionamiento de las bobinas. Se deberá definir los diversos aspectos tales como la disposición del arrollado y conductores, ubicación física de las tomas, cruces de las conexiones, pantallas electrostáticas, disposición del conductor en cada bobina, espaciadores, distancias libres, arrollamiento de las bobinas y capacidad para controlar la simetría axial, estructura mecánica para fijar los arrollados y método de consolidación de los arrollados.


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Se deberá proveer una descripción detallada de todos los procedimientos preliminares para el dimensionamiento de las bobinas, incluyendo la precarga (presión de abrazamiento) aplicada a los arrollados y el sistema de fijación empleado. Esta descripción deberá incluir las presiones axiales y radiales, temperaturas y procesos de secado, duración, tolerancias permitidas, y el propósito de cada paso en la preparación del arrollado. Se deberá proveer también los datos siguientes: Disposición del arrollado (1)

Diagrama esquemático del circuito del arrollado.

(2)

Arreglo del arrollado.

(3)

Tipo de bobina para cada arrollado (disco, capa, etc.)

(4)

Ubicación física de las tomas, cruces de conexiones y pantallas estáticas y de puesta a tierra.

(5)

Número de secciones o capas en cada arrollado.

Detalles del arrollado (1)

Descripción general de la disposición del conductor en cada bobina.

(2)

Descripción general de la transposición utilizada.

(3)

Número de cables por vuelta y de hilos por cable.

(4)

Espesor de la aislación de los cables e hilos.

(5)

Esfuerzo a tracción del cable y esfuerzo cedente.

(6)

lndentificación de materiales y métodos especiales, ejemplo: alta resistencia o conductor continuamente transpuesto, ligazón de conductores, cilindros de arrollados de afta resistencia, espaciadores precomprimidos de alta densidad

(7)

Descripción general de los sitios donde se permiten uniones de conductores de los arrollados y procedimientos de control de calidad empleados para asegurar su integridad y su lisura.

(8)

Construcción de las conexiones, incluyendo soportes, pantallas y barreras.

(9)

Descripción básica de las pantallas estáticas, de tierra y otros.


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(10) Peso total. (11) 3. - Cálculo de pérdidas y diseño térmico Se deberá presentar los cálculos de las pérdidas para el núcleo (histéresis y corrientes de Eddy), arrollados (l2R, Pérdidas axiales y radiales de Eddy) y miembros estructurales. Se deberá sustanciar estos cálculos presentando gráficos de los patrones de campos electromagnéticos que muestren donde y como se producen y controlan las pérdidas, particularmente las debidas al flujo de dispersión. Para aplicaciones especiales como en el caso de transformadores de compensadores estáticos de reactivos, se deberá describir la influencia de las armónicas en el cálculo de las pérdidas. Se deberá presentar cálculos del aumento promedio de temperatura y del punto más caliente de cada arrollado como también del aumento de temperatura del aceite en la parte alta, promedio y parte baja del tanque. Deben presentarse perfiles de temperatura así como planos que muestren las dimensiones de los ductos y la trayectoria del aceite en los arrollados. Deberá presentarse el efecto del bloqueo de ductos y el de la velocidad del aceite dentro de los arrollados. Se deberá mostrar las precauciones tomadas para prevenir puntos calientes adyacentes a los terminales de BT y a los aisladores pasatapas particularmente en los transformadores elevadores. La capacidad de carga en función del tiempo deberá ser definida por EL CONTRATISTA y deberá suministrar un gráfico de capacidad de carga versus tiempo. Se deberá igualmente definir la capacidad de carga en función del tiempo con pérdida parcial y total del sistema de enfriamiento. Se deberá revisar estos datos después de la prueba de aumento de temperatura si los resultados de la prueba varían significativamente con respecto a los valores calculados. Se deberá proveer los datos siguientes: - Cálculos de las pérdidas (1)

Por arrollado: I2R, pérdidas de Eddy axiales y radiales y pérdidas totales del arrollado.

(2)

Pérdidas de histéresis y por corrientes de Eddy a 0.95, 1.0 y 1.05 p.u.

(3)

Medidas para controlar el flujo magnético de dispersión en la estructura de soporte mecánico del núcleo, paredes del tanque y alrededor de las conexiones de alta, media y baja tensión.


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- Diseño térmico (1)

Tipo de enfriamiento del arrollado

(2)

Trayectoria del aceite, dimensiones de los ductos y velocidad del aceite en los arrollados.

(3)

Efecto del bloqueo de los ductos

(4)

Ratas de transferencias de calor a través de los arrollados, partes metálicas, tanque y enfriadores.

(5)

Diseño de los enfriadores.

4. - Aisladores pasatapas, Cambiador de tomas y Pararrayos. Se deberá proveer descripciones y datos durante la Revisión de Diseño para los accesorios principales: (1)

Aisladores pasatapas, incluyendo apantallamiento y pruebas de diseño efectuadas.

(2)

Cambiadores de tomas, incluyendo construcción básica y capacidades dieléctricas, térmicas, de corriente y mecánica.

(3)

Dimensionamiento de los pararrayos cuando sean usados internamente para el control de sobretensiones.

5. - Evaluación del diseño del aislamiento Se deberá describir los detalles del diseño del aislamiento durante la Revisión de Diseño. Deberán mostrarse los esfuerzos debidos a transitorios (altas frecuencias) y bajas frecuencias en relación con las capacidades de diseño para todas las posiciones del cambiador de tomas para todas las condiciones de operación definidas en la especificación, para todas las formas de onda especificadas, y para todas las pruebas dieléctricas a ser aplicadas según definidas en la especificación. Condiciones adicionales o pruebas requeridas deberán ser incluidas en el análisis. En caso de que las formas de onda no cumplan con los requerimientos indicados en las especificaciones, se deberán proveer los resultados tanto para la forma de onda especificada como para la esperada. Esta información será utilizada para determinar la posición del cambiador de tomas durante las pruebas dieléctricas. Bajo estas


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condiciones, la magnitud y localización de esfuerzos dieléctricos y las capacidades de resistencia asociadas deberán ser provistas para las siguientes regiones o condiciones: (1)

Esfuerzos en el aceite, incluyendo las conexiones y región inferior del aislador pasatapas de extra alta tensión, y el efecto de la turbulencia del aceite en los extremos de las bobinas y en el aislamiento.

(2)

Esfuerzos en los arrollados incluyendo lo siguiente: (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g)

kV a tierra de cada terminal kV a tierra de cada nodo (definido abajo) kV diferencial entre nodos adyacentes kV diferencial a través de cada espacio alta - baja tensión kV diferencial entre líneas adyacentes, cruces y conexiones de las tomas kV diferencial entre conexiones críticas y discos o capas adyacentes. kV distribuidos a lo largo de los arrollados para estabilización contra cortocircuitos.

(3)

Formas de onda de los esfuerzos para los ítems (1) y (2) anteriores

(4)

Descripción de como los límites de diseño fue obtenida y aplicados.

Los nodos referidos anteriormente son definidos como los puntos de conexión terminal para cada capa de los arrollados tipo capa, o un punto de conexión de comienzo o finalización que representa no mas del 10% de las vueltas en un arrollado tipo disco. Los nodos de los arrollados helicoidales se deberán definir como los puntos terminales del arrollado y un punto en la mitad del cilindro del arrollado. Se deberá proveer un dibujo de la disposición del aislamiento. Cada región mayor de la estructura del aislamiento (es decir, principales entrehierros entre arrollados, apantallamiento y/o aislamiento a tierra en los terminales del arrollado, del arrollado mas interno al núcleo, del arrollado más externo al tanque, axialmente a lo largo de los arrollados, y alrededor de las conexiones de AT de las conexiones de las tomas) deberá identificarse con la prueba o condición de operación que es la más critica para efectos de su dimensionamiento y diseño. Un breve resumen de los esfuerzos en las regiones críticas para cada prueba o condición de operación deberá ser incluido o presentado en un dibujo. 6. - Diseño mecánico Se deberá presentar el tipo de sistema de preservación de aceite utilizado y los métodos de sellado utilizados para impedir fugas bajo cualesquiera condiciones de operación. Se deberá describir los métodos preventivos para limitar presiones anormales a consecuencia de fallas internas y deberá describir también durante la revisión de diseño como los esfuerzos durante el transporte son considerados en el


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diseño mecánico y deberá describir el diseño del transformador para cortocircuitos externos como se especifica a continuación: (1)

Fuerzas generadas. Se deberá presentar un resumen de las fuerzas calculadas que se generan durante todas las posibles fallas externas sobre cada arrollado en todas las posiciones del cambiador de tomas. Para cada tipo de falla, deberá indicarse lo siguiente: la fuerza total que actúa en cada dirección y sobre cada arrollado, las presiones locales máximas las hipótesis y parámetros estimados utilizados para calcular estas fuerzas.

(2)

Análisis del modo de falla. Se deberá presentar un resumen del peor caso de esfuerzos mecánicos en cada arrollado, y una descripción del diseño y construcción usado para resistir estos esfuerzos, para cada uno de los siguientes modos de falla mecánica: pandeo del collarín, Compresión axial, falla del sistema de fijación, tensión del collarín, comba de viga y resonancia mecánica (hoop buckling, axial compression, clamping failure, hoop tension, bean bending and mechanical resonance) Deberá proveerse un dibujo donde se muestre las varias regiones de los arrollados y el tipo de falla que dicte la fortaleza del arrollado en esa región.

(3)

Soporte estructural. Se deberá presentar descripción de las cargas axiales y radiales de los arrollados y estructura de soporte.

(4)

Conexiones y soportes. Se deberá presentar un resumen de los peores casos de fuerzas que actúen sobre las conexiones y cruces. La capacidad de estas conexiones y sus estructuras de soporte para resistir estas fuerzas deberá ser descrita.

(5)

Elevación de temperatura como consecuencia de una falla externa. Se deberá describir el peor caso de las temperaturas que se producen en cada arrollado, y la condición que causa estas temperaturas: las propiedades de los materiales del conductor a estas temperaturas deberán igualmente ser descritas.

(6)

Evidencias que soporten los cálculos. Se deberá proveer evidencia que soporte el modo como aborda el diseño. Se deberán describir las experiencias de pruebas exitosas de cortocircuito con transformadores existentes y con modelos de bobinas. La resistencia del material utilizado y márgenes de diseño permisible deberán ser presentados. El efecto de los procesos de manufactura sobre las resistencias de los materiales deberá ser descrito, por ejemplo, el efecto de las uniones en el conductor, tratamiento del arrollado durante el secado, compresión preliminar del arrollado, etc.


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DESIGN REVIEW GUIDE FOR EHV POWER TRANSFORMER For transformers within the scope of this specification a Design Review is required after the basic design has been established but before starting Manufacturing. All information obtained in the Design Review will be held as confidential information it , is not the intention of such a Design Review to cause modifications on the design. However, should it be discovered that the Manufacturer has not complied with the specified requirements as agreed upon in the contract, it may be necessary for the Manufacturer to make those changes to comply with the specifications. During the Design Review meeting, Manufacturer shall provide drawings and calculations requested by and any other information such as type grade and characteristics of materials and tolerances used in the design. Information provided during the design review may be used by inspection during manufacturing process in order to verify that manufacturing is done in accordance with design parameters. During the Design Review meeting, Manufacturer shall provide details of the design including all information specified below. In addition any requirements covered within this Specification may be discussed at the Design Review and Manufacturer shall be prepared to explain in detail how they meet or exceed such requirements. The Design Review will cover mainly the following items: 1. Core 2. Winding arrangement winding details and coil sizing 3. Loss calculation and thermal design 4. Bushings Tap Changer and Surge arresters 5. lnsulation Design evaluation 6. Mechanical Design 1. - CORE Manufacturer shall describe core manufacture and assembly, core dimensions characteristics of materials joint design cutting system cooling and mechanical support for the stacked laminations. Manufacturer shall provide also the following data: 1.1. (1) (2) (3) (4) (5)

Steel Laminations Thick material and grade Insulation type and thickness Nominal induction (T) Losses at nominal induction 60 Hz (W/kg.) Supplier


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1.2 Core Design (1) (2) (3) (4) (5) (6)

Configuration and dimensions Core face lamination design Flux density distribution in limb/Yoke for nominal and maximum excitation. Core temperature rise and distribution in each core limb/Yoke for nominal and maximum excitation. Maximum residual flux in % of nominal excitation Total core weight

1.3. Core Construction (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)

Cutting system and buff height control relative to insulation thickness General description of core manufacture and assembly Method of binding limbs together and clamping yokes Description of inactive part (bracket clamps) Grounding of active and inactive parts and measures used to prevent circulating currents in inactive part. Cooling system

2. - Winding Arrangement, Winding Details and Coil Sizing Manufacturer shall provide detailed description of all preliminary coil sizing procedures including the preload (clamping pressure) applied to the windings and the clamping system used. This description shall include axial and radial pressures temperatures and drying processes time dimensional tolerances allowed and the purpose for each step in the winding preparation. Manufacturer shall provide also the following data: 2.1

Winding Arrangement

(1) (2) (3) (4) (5) 2.2

Winding circuit schematic diagram Winding layout Coil type for each winding (disk layer etc.) Physical location of taps crossovers and static and ground shields. Number of sections or layers in each winding Winding Details

(1) (2) (3) (4) (5) (6)

General description of conductor arrangement in each coil General description of interleaving used Cables per turn and strands per cable lnsulation thickness of cables and strands Cable tensile strength and yield strength Identification of special materials and methods, e.g. high strength or continuously


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(1)

transposed conductor bonded conductors high strength winding tubes high density precompressed spacers etc. (7) General description of where winding conductor joints are permitted and quality control procedures employed to ensure their integrity and smoothness. (8) Lead construction including support shields and barriers. (9) Basic description of static ground and other dielectric shields (10) Total weight 2.3

Coil sizing

3. 3. 3. 3. 3. 3.

Number and size of axial and radial spacers used General description of how coil spacers and barriers are located and secured. Compressed height of each winding lnside and outside diameters and high of each winding Diameters and physical description of each winding tube Clamping structure description including materials used for end rings and pressure plates and special components or systems used.

3. - Loss Calculation and Thermal Design. Manufacturer shall present calculation of losses for core (hysteresis and eddy current), windings (l2r, axial and radial eddy losses) and structural members. Manufacturer shall substantiate these calculations by presenting plots of the electromagnetic field patterns to reveal where and how losses are generated and controlled, particularly as affected by the stray flux. For special applications such as Static Var Compensator transformers, Manufacturer shall describe the influence of harmonics on loss computations. Manufacturer shall present calculations for average temperature rise and hot spot temperature for each winding as well as for top, average and bottom oil temperature rises. Temperature profiles shall be presented and also drawings showing duct dimensions and oil path in windings. Effect of duct blockage and o¡¡ velocity inside the windings shall be presented. The manufacturer shall demonstrate precautions taken to prevent hot spot adjacent to LV-terminals and bushings particularly on generator transformers. The load capability as a function of time shall be defined by the manufacturer. A plot of load-time capability shall be provided. Manufacturer shall also define load capability as a function of time with partial and complete loss of cooling. Manufacturer shall revise this data following temperature rise test if test results vary significantly from calculated values. Manufacturer shall provide the following data:


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3.1

Loss computations

(1) (2) (3)

Par winding: l2R , axial, eddy and radial eddy losses and total winding losses. Hysteresis and eddy, current, core, losses at 0.95 1.0 and 1.05 pu. Measures to control magnetic flux leakage on the clamping structure, core, tank wall and around high and low voltage leads.

3.2

Thermal design

(1) (2) (3) (4) (5)

Winding cooling type Oil path duct dimensions and oil velocity in windings Effect of duct blockage Heat transfer rates through windings, metallic parts, tank and radiators. Radiator design

4. - Bushing. tap changer and surge arresters Manufacturer shall accessories: (1) (2) (3)

provide descriptions and data at the Design Review for major

Bushings including shielding and the design tests which have been performed on the bushings. Tap changer including basic construction and dielectric thermal ampacity and mechanical capabilities. Surge arrester dimensioning when they are used intemally to control overvoltages.

5. - Insulation Design Evaluation Manufacturer shall describe insulation design details at the Design Review. Transient (high frequency) and low frequency stresses with commensurate design capabilities shall be provided for all tap position with all operating conditions defined in the specification, the waveshapes specified and all dielectric test applied as defined in the specification. Additional conditions or tests required shall be included in the analysis. If the input waveshapes do not meet the requirements stated in the specifications, then data shall be provided for both the required and the prospective waveshapes. This information shall be used to determine the most stressful operating situations and the no-load tap settings required for dielectric tests. Under these conditions, the magnitude and location of electric stresses and the associated withstand capabilities shall be provided for the following regions or conditions: 1. Stress in oil including leads and bottom region of EHV bushing and effect of oil turbulence on coil ends and insulation. 2. Stress in windings including the following:


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(a) kV to ground of each terminal (b) kV to ground of each node (defined below) (c) kV differential between adjacent nodes (d) kV differential across each high-low space (e) kV differential between adjacent line crossover and tap leads (f) kV differential between critical leads and adjacent discs or layers. 3. Waveshapes of the stresses in (1) and (2) above 4. Description of how design limits were developed and applied The nodes referred to in (2) and (3) are defined as the end connection points for each layer of layer type windings, or a start or finish connection point representing no more than 10% of the turns in a disk type winding. Helical winding nodes shall be defined as the end points of the winding and a point at the middle of the winding cylinder. Manufacturer shall provide an insulation layout sketch. Each major region of the insulation structure (i.e., main gap between windings, shielding and/or ground insulation at winding ends, inner winding to core outer winding to tank, axially along windings, and around all EHV and tap leads) shall be identified with the test or operating condition which is most critical to its dimensioning and design. A brief summary of the stresses in the critical regions for each test or operating condition shall be included on or with the sketch.


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6. - Mechanical design Manufacturer shall present the type of conservator and the sealing methods used to prevent leakage under any operating conditions. Manufacturer shall describe the preventive methods for limiting abnormal pressures following internal faults and shall describe also at the Design Review how transportation stresses are considers in the mechanical design and shall describe the through fault design of the transformer as specified below. (1)

Generated Forces. Manufacturer shall present a summary of calculated forces generated during all possible external faults on each winding at all tap positions. For each type of fault the total force acting in each direction and on each winding shall be given. Local maximum pressures shall also be given. All assumptions and estimated parameters used to compute these forces shall be included in the summary.

(2)

Failure Mode Analysis. Manufacturer shall present a summary of the worst case mechanical stress in each winding and a description of the design and construction used to withstand this stress for each of the following mechanical failure modes: hoop buckling, axial compression, clamping failure, hoop tension, beam bending and mechanical resonance. A sketch shall be provided which shows the various regions of the windings and the type of fault which dictates the winding strength in that region.

(3)

Structural Support. Manufacturer shall present a description of the axial and radial loading of the windings and support structure.

(4)

Leads and Supports. Manufacturer shall present a summary of worst case forces acting on all leads and crossovers. The ability of these leads and their supporting structures to withstand these forces shall be describes.

(5)

Through-Fault Temperatures. Manufacturer shall describe the worst case temperatures which occur in each winding, and the condition which causes these temperatures, and the mechanical properties of the conductor materials at these temperatures, shall be describes.

(6)

Supporting Evidence. Manufacturer shall provide evidence to support their design approach. Successful short-circuit test experiences with actual transformers and modes coils shall be describes. Design strength of material used and allowable design margins shall be presented. The effect of manufacturing processes on these materials strength shall be describes e.g. the effect of conductor joints, winding treatment during drying, preliminary winding compression, etc.


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Notas

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curso Transformadores

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