Curso de Transformadores SM

Curso De Operación, Instalación Y Mantenimiento Al Transformador.

Impartido por: Carlos Gámez

Objetivos Del Curso Conocer y comprender de manera básica el funcionamiento del transformador. Conocer y comprender el manual de instalación, operación y mantenimiento. Establecer parámetros de toma de decisiones de acuerdo a las recomendaciones del fabricante. Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Agenda Del Curso Dia 1

Presentación

Entrega de gafetes y manuales.

Día 2

Conceptos Basicos II

Dudas pendientes.

Día 3

Seguridad, Embarque y Recepcion

Dudas pendientes.

Día 4

Operacion y Mantenimiento

Dudas pendientes.

Día 5

Interpretacion de dibujos

Examen teórico práctico.

Definición de expectativas y objetivos.

Encuestas de retroalimentaci ón.

Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Conceptos Basicos I

Agenda Del Curso

Día 1

Presentación

Día 2

Seguridad, Embarque y Recepción

Día 3

Revisión de Campo

Definición de expectativas y objetivos.

Conceptos Básicos

Operación y Mantenimiento

Interpretación de dibujos


Evaluación Teórica

Nuestra Empresa

Ubicado en: Apodaca, N.L. Extensión: 70,000 m2

Co-inversión entre el grupo AXA y General Electric. Fabricante más grande de Latinoamérica. Ventas a todo el mundo. Transformadores de 5 a 500,000 kVA. Organizada en dos divisiones: Potencia y Distribución.


Distribución: Poste Equipos monofásicos y trifásicos. Convencionales y autoprotegidos. Desde 5 hasta 167 kVA. Tensiones hasta 34.5 kV y NBAI de 200 kV. Aplicaciones en zonas residenciales y pequeños comercios.


Distribución: Pedestales Equipos monofásicos y trifásicos. Capacidades de 25 a 2500 kVA. Distribución residencial y comercial subterránea. Autoprotegidos. Exportaciones a E.U.A., Canadá, Venezuela, Panamá, Puerto Rico, Honduras, El Salvador, Nicaragua, Costa Rica, Ecuador, Brasil, Filipinas y Trinidad y Tobago. Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Distribución: Industriales Transformadores tipo Subestación y Sumergible. Capacidades de 225 a 7500 kVA trifásicos.


Potencia Equipos de mediana potencia, potencia y gran potencia Capacidades de 10 a 500 MVA trifásicos y monofásicos.

Reactores de compensación en paralelo. Autotransformadores Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Conceptos Básicos: Normas Normas Nacionales: NMX J-116-ANCE-1996: Transformadores de Distribución tipo Poste y tipo Subestación. J-169-ANCE-1996: Productos eléctricos métodos de prueba. J-284-ANCE-1998: Transformadores de Potencia. J-285-ANCE-1996: Transformadores de Distribución tipo Pedestal monofásicos y trifásicos para distribución subterránea. J-287-ANCE-1998: Transformadores de Distribución tipo Sumergible monofásicos y trifásicos para distribución subterránea. Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Conceptos Básicos: Normas Normas Nacionales: CFE K-0000-01: Transformadores de Distribución tipo Poste. K-0000-06: Transformadores de Potencia de 10 MVA y mayores. K-0000-09: Transformadores de Potencia de 10 MVA y menores. PEMEX Particulares


Conceptos Básicos: Normas Normas Internacionales: ANSI/IEEE (E.U.A.) C.57.12.00: General requirements for distribution, power and regulating transformers. C.57.12.10: Requirements for transformers 230000 volts and below, 833/958 through 8333/10417 kVA, single phase, and 750/862 through 60000/80000/100000 kVA, three phase. C.57.12.90: Test code for distribution, power and regulating transformers.

CSA (Canada) IEC (Europa) Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Parámetros Eléctricos Concepto de campo eléctrico.

Cargas Iguales

Cargas Opuestas


Parámetros Eléctricos Formas de onda en un sistema trifásico. 173.204

Vectores

200 180 160 140 120 100 80

v ab ( t)

60

v an ( t)

40

v bc ( t)

20 0 0.180.360.540.72 0.9 1.081.261.441.631.811.992.172.352.532.712.893.073.253.433.613.793.974.154.334.514.694.885.065.245.42 5.6 5.785.966.146.32 6.5

v bn ( t) 20 v ca ( t) v cn ( t)

40 60 80 100 120 140 160 180

173.205 200 0

t


6.032

¿Qué Es Un Transformador? Es un dispositivo de conversión de energía eléctrica, de unos ciertos niveles de voltaje y corriente a otros niveles de voltaje y corriente, y con una determinada capacidad de manejo de potencia. No tiene partes móviles. Eficiencias arriba de 99%.


Parámetros Eléctricos Circuito Eléctrico

I R

VR

V

Q

Circuito Hidráulico

PT P

T

B


V = Voltaje I = Corriente R = Resistencia VR = Caida de voltaje en la resistencia

P = Presion Q = Flujo T = Tuberia PT = Caida de presion en la tuberia

Historia Del Transformador 1820 - Hans Christian Oersted (físico Danés) demuestra que una corriente fluyendo en un material conductor, creaba un campo magnético alrededor del conductor. En esa época se consideraba al magnetismo y a la electricidad como dos fenómenos que no estaban relacionados entre sí, por lo que este descubrimiento fue considerado importante.

Campo

Corriente

1831 - Estas investigaciones inspiraron a Michael Faraday (físico Inglés)a buscar una relación inversa, es decir, producir una corriente a través de un campo magnético. Durante estas investigaciones, demostró que para que se diera este fenómeno, el campo magnético tenía que estar cambiando en el tiempo. Para lograr esto Faraday, conectaba y desconectaba la corriente eléctrica que generaba el campo Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Historia del transformador 1882

Thomas Alva Edison, abre la primera planta comercial de iluminación en Nueva York, usando su reciente invento de bombillas con filamentos de carbón, encendidas con corriente directa (cd).

1882

En la misma época, en Inglaterra, Lucien Gaulard y Jhon Gibbs un inventor francés y un empresario inglés usaron un transformador para agregar lámparas incandescentes a un sistema de alumbrado por medio de arco.

1885

William Stanley, quien trabajaba para George Westinghouse, desarrolla el transformador con laminaciones en H , para más tarde introducir las laminaciones en E , método de fabricación que resulto barato y rápido. Esto permitió el rápido crecimiento de los sistemas de CA. Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Historia del transformador 1886

Se establece la Westinghouse Electric Company, durante los primeros meses de este año, Westinghouse y su equipo obtienen patentes del proceso de insertar láminas de núcleo dentro de bobinas preenrolladas, las provisiones para enfriar y aislar el transformador sumergiéndolo en aceite y el ensamblaje del paquete poniéndolo en un contenedor herméticamente cerrado. 1893

Se instala un generador de 5,000 HP en las cataratas del Niágara.

1895

Se construye un transformador de 750 kVA para un horno de arco.

1886-1896 Durante esta década, los sistemas de CA sufireron un gran crecimiento, con avances muy importantes.

El futuro Desarrollo de sistemas estado sólido, con alta tensión en CD, desarrollo de los superconductores. Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Tipos de transformadores Por el no. de fases Monofásicos

Trifásicos

Por su construcción Poste

Subestación

Pedestal

Potencia

Por su capacidad Distribución

Industrial Med. Pot. Gran Pot. Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Conversión De Energía La inducción puede ser entendida en términos de líneas de fuerza, una convención que introdujo Faraday para describir la fuerza y dirección del campo magnético.

Si se introduce una segunda bobina independiente en el campo magnético generado y el campo esta cambiando respecto al tiempo, se inducirá un voltaje, el cual será proporcional a la razón de cambio del numero de líneas de fuerza encerradas por la bobina,

Si la bobina tiene dos vueltas, se induce el doble del voltaje, si tiene tres, el triple y así sucesivamente. La bobina que intercepta las líneas Aquí se muestran las líneas de fuerza que son generadas por una corriente fluyendo a través de una espira

es llamado secundario

En un trasnformador ideal, todas las líneas de fuerza que pasan por el primario pasan también por el secundario.


Conversión De Energía


Relaciones Básicas IAT

IBT

VAT

VBT

NBT

NAT

Relación de Transformación

a

VAT VBT

N AT N BT


L

Pérdidas


El Ciclo de Enfriamiento La parte activa del transformador está formada por el núcleo y las bobinas.

T T1

El núcleo y las bobinas, como en toda máquina eléctrica producen una cierta cantidad de pérdidas de potencia, las cuales son cuantificadas en los watt de pérdidas de núcleo y de devanados.

T2

Wnu Wcu

Estas se expresan en forma de energía calorífica, la cual produce un incremento gradual de temperatura en el interior del transformador. El aumento de calor en el interior provoca que el transformador presente un sobreelevación de temperatura con respecto al medio ambiente en el que se encuentra.


El Ciclo de Enfriamiento Dentro del aparato, la parte viva funciona como fuente de calor, elevando la temperatura del aceite que se encuentra a su alrededor.

Este aceite caliente, al ser menos denso que el resto del aceite, tiende a subir y a pasar por los conductos de enfriamiento ó radiadores, los cuales se encargan de disipar el calor y enfriar el aceite para que comience de nuevo el ciclo.

La limitación acerca de las sobreelevaciones de temperatura máximas dentro del transformador están reguladas por normas nacionales e internacionales. Esto garantiza la unificación de criterios y la estandarización del diseño entre fabricantes.


El Ciclo de Enfriamiento Las normas indican una tabla con las potencias nominales preferentes para los transformadores (kVA), mismas que están referenciadas a una sobre elevación promedio de temperatura del aceite de 65°C, basadas en una temperatura ambiente promedio de 30°C en un período de 24 hrs. y una máxima de 40°C. Así mismo, las normas permiten una sobre elevación de 80°C sobre el ambiente al punto más caliente dentro del devanado, también conocido como hot spot ; esto con el fin de garantizar que no se cause un envejecimiento prematuro al aparato debido al daño que se pudiera ocasionar al sistema de aislamientos. También se menciona que la sobre elevación del líquido aislante medido cerca de la superficie del aceite, así como la sobre elevación de las partes metálicas no conductoras. Basado en estas condiciones, se pueden calcular fácilmente las temperaturas absolutas esperadas en ciertos puntos del transformador. Por ejemplo: La temperatura absoluta promedio en el devanado:

TW

65 30 95 C

TW max

65 40 105 C

La temperatura del punto más caliente:

THS

80 30 110 C THS max

80 40 120 C

La temperatura del aceite, medido cerca de la superficie:

TO

65 30 95 C

TO max

65 40 105 C


El Ciclo de Enfriamiento

Por ejemplo, si deseamos calcular la temperatura interna del punto más caliente de un transformador diseñado para operar a una sobreelevación de 65°C, a una temperatura ambiente promedio de 30°C con una máxima de 40°C. Se puede decir que: La temperatura absoluta en el devanado del transformador está dada por:

Tabs= 30 + 65 = 95 °C Tabs máx = 40 + 65 = 105°C Y para el punto más caliente tenemos que:

Tabs= 30 + 80 = 110 °C Tabs máx = 40 + 80 = 120°C De donde se establece que no es inusual que durante días de temperaturas extremas, algunos puntos del transformador lleguen a éstas temperaturas.


Tipos De Enfriamiento OA Enfriado por aire, convección natural. OA/FA Enfriado por aire, convección natural y convección forzada. OA/FA/FA Convección forzada, dos etapas. OA/FA/FOA Convección forzada de aire, convección forzada de aceite. FOW Enfriamiento por agua.


Tipos de enfriamiento Primera Letra: Medio de enfriamiento interno, en contacto con las bobinas: O aceite mineral o líquido aislante sintético con punto de ignición <=300 °C K líquido aislante con punto de ignición > 300 °C L líquido aislante sin un punto de ignición medible Segunda Letra: Mecanismo de circulación para el medio de enfriamiento interno: N flujo por convección natural convection a través de las bobinas y el equipo de enfriamiento F circulación forzada a través del equipo de enfriamiento (i.e., bombas), flujo por convección natural en las bobinas (también llamado flujo no dirigido) D circulación forzada a través del equipo de enfriamiento, dirigido del equipo de enfriamiento hacia al menos las bobinas principales Tercera Letra: Medio de enfriamiento externo: A aire W agua Cuarta Letra: Mecanismo de circulación para el medio externo: N convección natural F circulación forzada [abanicos (enfriado por aire), bombas (enfriado por agua)] Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Tipos de enfriamiento

Designación Antigua OA OA/FA OA/FOA

Designación Nueva ONAN ONAN/ONA F ONAN/OFAF

FOW

OFWF

Descripción Aceite-Aire Convección Natural Aceite-Aire, Convección Natural y Convección forzada de aire Aceite-Aire, Convección Natural, Aceite-Aire, Convección Forzada Aceite-Agua, Convección Forzada


Curvas De Vida


Construcción Boquillas Tanque Radiadores

Herrajes

Núcleo Bobinas


Nucleos

Material: Acero al Silicio. Función: Confinar el flujo magnético en un camino predeterminado. Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Bobinas Bobinas Rectangulares Circulares Helicoidales Disco

Material: Cobre o Aluminio. Función: Conducir la corriente de la fuente hacia la carga.


Boquillas

Materiales: Ceramica, Aceite, Carton, Cobre, Bronce, etc. Función: Servir de puente conductor para llevar la corriente del exterior al interior del aparato o viceversa, soportando los niveles de voltaje nominales. Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Radiadores

Materiales: Acero al carbón. Función: Proporcionar una mayor area de disipación de calor al tanque del transformador. Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Accesorios


Accesorios


Accesorios


Accesorios


Accesorios


Accesorios


Accesorios


Accesorios


Prueba Del RPS


Prueba Del RPS Probando el Relevador de Presión Súbita. Lo siguiente se ofrece como un procedimiento para probar un relevador Qualitrol de presión súbita. 1. No es necesario retirar el relevador para ejecutar la prueba. 2. Desenergizar el circuito del relevador de presión súbita. 3. Desconectar el cable del circuito de control en el relevador. 4. Para relevadores montados por un lado del transformador: 4.1 Asegurar que la válvula del relevador está abierta 4.2 Asegurar que todo el aire ha sido purgado del relevador 5. Retire el tapón de 3/8 de la tapa del dispositivo. 6. Instalar una conexión de bronce en curz, un niple, un medidor de presión (5 psi), una bomba de aire manual y tubería de plastico. 7. Conectar un ohmetro, probador de continuidad o una lámpara entre las terminales C & A del receptaculo de conexiones del relevador. 8. En los modelos antiguos de relevadores de presión súbita existe un orificio de drenado de 1/8 de pulgada el cual requiere de una instalación de un tapón de hule. Este orificio es para retirar cualquier filtración de aceite de la cámara de diafragmas durante la operación normal. PRECAUCION: La cámara de los diafragmas debe estar hermética cuando se realiza esta prueba.


Prueba Del RPS Proceso de Prueba 1. Colocar la punta del dedo sobre la tubería de plastico en el extremo libre. 2. Apretar en forma repetida el bulbo de la bomba manual para introducir una presión a los indicadores de registro de: SERIE DEL RELEVADOR: 900 3.00 a 3.25 psig, 910 2.50 a 2.75 psig Mantener esta presión por un mínimo de 30 seg. 3. Transcurridos treinta segundos retire rápidamente la punta del dedo del extremo de la tubería de plastico para una súbita expulsión de aire. 4. Se deben obtener los siguiente resultados: 4.1 Un ohmetro conectado a las terminales C & A debe dar una reacción de deflexion completa. 4.2 Una lámpara o probador de continuidad debe encender 5. Si cualquiera de lo anterior no se presenta, se deberán hacer varios intentos para verificar la operación adecuada. 6. Si no se obtiene una prueba exitosa el relevador es defectuoso y debe ser remplazado. 7. Regrese el dispositivo a Qualitrol Nota: Este relevador no es reparable en campo, intentos por repararlo en campo pueden resultar en la invalidación de cualquier garantía.


Prueba Del RPS 8. Para verificar los límites más bajos del relevador espere de 30 a 60 segundos para permitir al relevador que se normalize y se restablezca. 9. Otra vez, coloque la punta del dedo sobre la tubería de plastico en el extremo libre. 10. Apretar en forma repetida el bulbo de la bomba manual para introducir una presión hasta los indicadores de registro de: SERIE DEL RELEVADOR: 900 1.25 a 1.50 psig, 910 .75 a 1.00 psig 11. Transcurridos treinta segundos retire rápidamente la punta del dedo del extremo de la tubería de plastico para una rápida expulsión de aire. 12. Se deben obtener los siguiente resultados: 12.1 Un ohmetro conectado a las terminales C & A no debe tener ningúna deflexion. 12.2 Una lámpara o probador de continuidad no debe encender o brillar. Nota: Esta última prueba debe ser verificada varias veces para estar seguros del resultado. Si se observa una desviación o una luz el relevador es defectuoso.


Accesorios


Accesorios


Accesorios


Accesorios


Accesorios


Accesorios


Accesorios


Accesorios


Accesorios


Accesorios


Accesorios


Cambiador bajo carga


Cambiador bajo carga Equipment Standard Features: - Finish: light green, flat, styrenated primer - Oil gauge with low level SPDT contacts - Provision for pressure relief device - Drain valve, 1-in. globe with sampler - Dehydrating breather - Hand crank with interlocking switch - Cam switch control: tap changer position shaft 8 cams, tap changer limit shaft 4 cams - Position indicator 16 L-N-16 R, 33 positions/32 steps - Wiring: 12 pt-terminal blocks, PVC-insulated wire, preinsulated terminals - Air compartment heater with thermostat - Stainless steel inspection door studs - Vacuum interrupters with monitoring system - Drive system: single-phase motor, 208-240 V, 1,725 r.p.m. Curso de Transformadores © Carlos Gámez













































Accesorios: Aceite


Pruebas Eléctricas a Transformadores INTRODUCCON: Un transformador es probado para verificar, hasta donde es posible, que ha sido adecuadamente diseñado y construido a fin de soportar la carga, mientras que al mismo tiempo resista todas las situaciones peligrosas a la que este expuesto. A los transformadores se les practica una serie de pruebas que se inician en las realizadas a la materia prima, hasta las de mantenimiento.


Pruebas Eléctricas a Transformadores

Pruebas a la Materia Prima: Se le realizan pruebas preliminares a los materiales que conforman al transformador, estas pruebas las realizan los proveedores y los materiales pasan por un proceso de certificación antes de utilizarse en la planta, dichos materiales son: Aislantes Sólidos: cintas, papeles, cartones, madera, etc. Líquidos: Aceite mineral, aceite de silicón, fluido Rtemp. Ferromagnéticos: Aceros al silicio de diferente grado eléctrico. Aislamientos y accesorios externos: Boquillas de AT y BT. Materiales conductores: Conductores de cobre y aluminio. Materiales estructurales: Acero y soldaduras.


Pruebas Eléctricas a Transformadores Pruebas en fábrica que nos determinan la calidad de su fabricación, así como el estado en que se encuentran para soportar las condiciones normales de operación y las anormales provocadas por condiciones de falla o de sobretensiones de tipo atmosferico. Estas pruebas son: Resistencia de Aislamiento. Factor de Potencia. Rigidez dieléctrica del aceite. Relación de transformación y polaridad. Resistencia óhomica de los devanados. Potencial Aplicado Potencial Inducido Impulso por descarga atmosférica Prueba de Temperatura. Prueba de cortocircuito a tensión nominal.


Pruebas Eléctricas a Transformadores Pruebas que nos determinan la calidad de servicio, nos ayudan a conocer la eficiencia de trabajo de el transformador, así como su regulación de tensión. Además, el % de Z y % de I de excitación de garantía en caso de que aplique. Pérdidas de los devanados % de impedancia. Pérdidas en el núcleo y % de corriente de excitación. Pruebas que nos determinan la calidad de operación del transformador; nos determinan la vida útil del mismo. Temperatura Hemeticidad Descargas Parciales.


Pruebas Eléctricas a Transformadores Pruebas de embarque Fugas de aceite. Reducción de presión. Caída de fuga de vacío. Punto de vacío o punto de condensación. Detección de Impactos. I de excitación.

Pruebas de campo Punto de rocio o condensación. Resistencia de aislamiento Factor de Potencia. Resistencia de los devanados. Relación de transformación.


Pruebas Eléctricas a Transformadores Físico-químicas del líquido aislante. Rigidez dieléctrica del aceite Factor de potencia Gravedad especifica. Acidez Tensión Interfacial. Apariencia. Humedad.

Corriente de Excitación. Alambrado externo. Mantenimiento Preventivo. Punto de rocío. Resistencia de Aislamiento. Factor de potencia. Físico-químicas del líquido aislante. Cromatografía de gases. Prueba de relación. Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Modelo del Aislamiento Un aislamiento entre dos electrodos puede ser modelado como una red de capacitancia y resistencia en paralelo. Electrodos C Aislamiento

Arreglo fisico

Circuito equivalente


R

Modelo de aislamiento

C


R

En este modelo, la capacitancia (C) representa a la constante dieléctrica del aislamiento. La resistencia (R) toma en cuenta la pequeña corriente de fuga que fluye por el aislamiento debido a su no idealidad.


Pueba de Resistencia de Aislamientos Sirve para determinar la cantidad de humedad e impurezas que contienen los aislamientos del transformador, se realiza con un aparato conocido como Megger a una tensión desde 500 a 10000 V durante 10 minutos. Con las lecturas se obtienen condiciones de aislamiento basadas en la relación de índice de absorción dieléctrica y el índice de polarización .

Ip

R@10 min R@1min

I ab

R@1min R@15sec


Resistencia de aislamientos A. Transformador de Dos devanados

H 1 H 2 H 3

TRANSFO RMADOR

X X 0 X 1 X 2 3

Equipo GRO de UND TIER medición RA y prueba

L.V. CA BLE S

H.V . LE AD

Conexiones tipicas para un transformador de 2 devanados

Hacer la prueba a 1 min. Medir temperatura del aislamiento Corregir a 20°C Megger de 500, 1000 o 5000 VDC

Megaóhmetro entre

Conectadas Juntas

1. HV & GRD 2. LV & GRD

(Todas las boquillas HV & GRD) (Todas las boquillas LV & GRD)

B. Transformador de Tres devanados Megaóhmetro entre

Conectadas Juntas

1. HV & LV, TV, GRD 2. LV & HV, TV, GRD 3. TV & HV, LV, GRD 4. HV, LV, TV & GRD

(Todas las boquillas HV) (Todas las boquillas LV, TV & (Todas las boquillas LV) (Todas las boquillas HV, TV & (Todas las boquillas TV) (Todas las boquillas HV, TV & (Todas las boquillas HV, LV, TV)

C. Autotransformador con Terciario Megaóhmetro entre

Conectadas Juntas

1. HV ,LV, & TV, GRD 2. TV & HV, LV, GRD

(Todas las boquillas HV & LV) (Todas las boquillas TV & (Todas las boquillas TV) (Todas las boquillas HV, LV &

D. Autotransformador sin Terciario Megaóhmetro entre

Conectadas Juntas

1. HV ,LV, & GRD

(Todas las boquillas HV & LV) (GRD)

Tabla de conexiones dependiendo del tipo de aparato


Resistencia de aislamientos

Valor de Corrección

Corrección por temperatura

Temperatura de Aislamiento ºC Megaómetro Entre

Medida de Resistencia

Temperatura de Aislamiento

x

Factor de Corrección

=

Resistencia Corregida

1. HV & GRD

2000 Mohms

32ºC

x

2

=

4000 Mohms

2. LV & GRD

2500 Mohms

32ºC

x

2

=

5000 Mohms


Resistencia de aislamientos

Ejemplo de criterios de aceptación o rechazo

Resistencia mínima de aislamiento de un transformador en aceite a 20 °C 1 min 1000 volts prueba clase de clase de aislamiento Megaohoms aislamiento Megaohoms kV kV 1.2 32 92 2480 2.5 68 115 3100 5 135 138 3720 8.7 230 161 4350 15 410 196 5300 25 670 230 6200 34.5 930 287 7750 46 1240 345 9300 69 1860

Condiciones de aislamiento basadas en la relación de índice de absorción dieléctrica y de índice de polarización Condiciones Relación 60/30 seg. Relación 10/1 min Peligro -----menos 1 Pobre menos de 1.1 1-1.5 Dudoso 1.1-1.25 1.5-2 Regular 1.25-1.4 2.0-3.0 Bueno 1.4-1.6 3.0-4.0 Excelente arriba de 1.6 arriba de 4 Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Factor de disipación de los aislamientos El objetivo principal de la prueba es verificar el grado promedio de sequedad que contienen los materiales aislantes. v Factor de disipación

tan( )

Ir Ic

Factor de potencia

cos( )

Ir I

I Iw Ic

Criterios de aceptación

I

Factor de potencia <= 0.5 a 20 °C, si la prueba se realiza a otra temperatura es necesario corregir con referencia a 20 °C

C

Ic

R



Ir

Pruebas fisico quimicas del liquido aislante. La Sociedad Americana de Pruebas y Materiales (ASTM por sus siglas en ingles), lista 33 propiedades y 55 metodos de prueba en su estandar D-117, Practicamente, hay 10 pruebas significativas que pueden proveer informacion acerca de las condiciones del aceite en un transformador en operacion, y ninguna de estas pruebas de manera separada, pueden ser por si mismas un indicador confiable de las condiciones del aceite. Las diez pruebas que se mencionan son: Rigidez Dielectrica, Numero de Neutralizacion, Tension Interfacial, Color, Contenido de Humedad, Gravedad Especifica, Inspeccion Visual, Sedimentos, Factor de Potencia y Analisis de Gases disueltos en el aceite mediante Cromatografia.


Pruebas fisico quimicas del liquido aislante. NUEVE PRUEBAS DE CAMPO ASTM RECOMENDADAS PARA ACEITE MINERAL PARA TRANSFORMADORES EN SERVICIO (*) MÉTODO ASTM

CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE RESULTADOS

LÍMITES PROMEDIO PARA USO CONTINUO

INFORMACIÓN OBTENIDA DE LA PRUEBA

25 kv (D877) 20 Kv (D1816) mínimo

Contaminantes conductivos presentes en el aceite, como residuos metálicos, fibras, o agua.

0.10 mg of KOH/g como un máximo

Acidez presente en el aceite

D877 Y D 1816 Rigidez deléctrica

Aceite Nuevo Arriba de 30 kv

D974 Número de Neutralización

Miligramos de Hidróxido de Potasio, que se requiere para neutralizar 1 gramo de aceite, aceite nuevo: 0.03 o menos

D971 Tensión Interfacial

Dinas por centímetros de aceite nuevo: 40 o más

27 dinas/cm como un mínimo

D1524 Color

Comparada contra la escala índice de color de 0.5 (nuevo) a 8.0 (el peor caso)

2.7 (máximo)


Presencia sedimentos aceite

en

de el

Un cambio notable de un año a otro indica problemas

Pruebas fisico quimicas del liquido aislante. D1533 Contenido de Humedad

Abajo de 25 PPM, un equipo nuevo de media potencia (**)

D1298 Gravedad específica

Aproximadamente 0.875 para aceite nuevo

D1524 Evaluación Visual de transparencia/opacid ad

El aceite bueno es claro y brillante, no es obscuro

D1698 Sedimento

Ninguno/ligero Moderado Abundante

D924 Factor Potencia

Aceite Nuevo: 0.05% o menos

35 PPM, 69 kv y menores, 25 PPM, 69 Kv 288 Kv 20 PPM, mayores de 345 KV máximo (***)

---

Claro

---

0.70% máximo


Revela el contenido total de agua, fugas o deterioro de la celulosa Es una revisión rápida de la presencia de contaminantes La obscuridad indica la presencia de humedad y otros contaminantes Indica deterioración y/o contaminación del aceite Revela la presencia de humedad, resinas, barnices y contaminantes en el aceite

Pruebas fisico quimicas del liquido aislante. CLASIFICACION MYERS DE ACEITES DE TRANSFORMADOR No

Se considera(n):

NN

TIF

I.C.A.

1

Buenos aceites

0.00-0.10

30.0-45.0

300-1500

Amarillo Palido

2

Aceites Tipo A

0.05-0.10

27.1-29.9

271-600

Amarillo

3

Aceites Marginales 0.11-0.15

24.0-27.0

160-318

Amarillo Brillante

4

Aceites Malos

0.16-0.40

18.0-23.9

45-159

Ambar

5

Aceites Muy Malos 0.41-0.65

14.0-17.9

22-44

Cafe

6

Aceites Malos en

9.0-13.9

6-21

Cafe Oscuro

-----------

Negro

0.66-1.50

Color

Extremo 7

Aceites en Condi-

1.51 o mas -----------

ciones Desastrosas.


Pruebas fisico quimicas del liquido aislante. Un cambio marcado en el color de un periodo de muestreo a otro tiene un cierto significado. Como regla de dedo, una vez que el aceite del transformador pasa de los amarillos a los ambares y los cafes, el aceite se ha degradado al punto en el que el sistema de aislamientos ha sido seriamente afectado. Los cambios de color radicales pueden ser causados por: Problemas electricos. Compuestos de boquillas. Polimeros o varnices sin curar. Respiraderos a la atmosfera. Aceite nuevo en un transformador sucio. Aceite que ha sido recuperado.


Cromatografia de gases


Cromatografia de gases Análisis Cromatográfico de Gases GAS H2 CO CH4

Unidad ppm / % ppm / % ppm / %

Etileno*

C2H4

ppm / %

0.68

0.2%

60

máx

1

0.2%

Etano*

C2H6

ppm / %

6.95

2.5%

15

máx

9.93

2.0%

Acetileno*

C2H2

ppm / %

0

0.0%

15

máx

0

0.0%

CO2

ppm / %

1512.42

----------

11000

máx

2322.3

----------

Hidrógeno* Monóxido de Carbono* Metano*

Dióxido de Carbono 450

Valores Obtenidos 0 0.0% 248.42 87.9% 26.58 9.4%

Valores de Aceptación 200 máx 1000 máx 50 máx

Lectura Anterior 22.87 4.7% 417.59 85.0% 39.94 8.1%

417.59

400 350

ppm

300

248.42

250

Anterior

200

Ultima

150 100 50

39.94

22.87

26.58

0

1

0.68

9.93

6.95

0

0

0 H2

CO

CH4

C2H4


C2H6

C2H2

Cromatografía de gases 4.- Relaciones de Dörenburg. ---------------- = ---------------- = Hidrógeno

0

Acetileno

0

---------------- = ---------------- = Metano Acetileno

ND 10.000

0.000

26.58

Etileno

0.68

Etano

6.95

---------------- = ---------------- = 0

Termico

1.000

Arqueo 0.100

0

---------------- = ---------------- =

Acetileno

100.000

26.58

CH4 / H2

Metano

0.000

Corona 0.010 0.001

0.010

0.100

1.000

10.000

100.000 1000.000

C2H2 / C2H4

ND Zona de la gráfica:

Relacion de acetileno-metano no graficable


Cromatografía de gases

100

5.- Triángulo de Duval X = Metano =

26.58

Y = Etileno =

0.68

100 X 2658 %CH4 = -------------- = ---------------- = X+ Y + Z

c

0

97.506

27.26

d

Z = Acetileno = 0 Zona de la gráfica: Descargas parciales.

c

100 Y 68 %C2H4 = -------------- = ---------------- = X+ Y + Z

2.4945

27.26

100 Z 0 %C2H2 = -------------- = ---------------- = X+ Y + Z

%C2H4

27.26

%CH4

b a

f

e

0 100

0 100


%C2H2

0

Cromatografía de gases 6.- Código de Roger Código Metano

Código

26.58

--------------- = ---------------- = Hidrógeno

Etileno #DIV/0! ##

--------------- = ---------------- =

0

Etano

Etano

6.95

--------------- = ---------------- = Metano

Acetileno 0.2615

0.68

26.58

Etileno

0

0

0

6.95 0

--------------- = ---------------- =

0

0.0978

0.68

Diagnóstico: ## 0000 Deterioro normal. 5000 Descarga parcial.

metano/hidrogeno

etileno/etano

min

max

codigo

min max

0

0.1

5

10

1

0

0.1

1

0

01

3

1

1

3

1

03

10000 2

3

10000

2

etano/metano 0

1

codigo

acetileno/etileno 0

10

0.5

0

03

10000 2

1000 Ligero sobrecalentamiento < 150 C. 2000 Ligero sobrecalentamiento < 150 C. 1100 Sobrecalentamiento de 150 a 200 C. 2100 Sobrecalentamiento de 150 a 200 C. 0100 Sobrecalentamiento de 200 a 300 C. 1010 Corrientes circulantes en el devanado. 1020 Corrientes circulantes en núcleo y tanque. Uniones sobrecalentadas. 0001 Descarga no sostenida. 5001 Descarga parcial con descarga superficial. 5002 Descarga parcial con descarga superficial. 0022 Centelleo continuo. 0011 Arqueo sostenido. 0012 Arqueo sostenido. 0021 Arqueo sostenido. 0022 Arqueo sostenido.


Cromatografía de gases 7.- Nomograma de Church.

10^6 10^6

Hidrógeno

10^5

0

--------------- = ---------------- = Acetileno 0

ND

Etano

6.95

Etano

6.95

10^4

0.00

Hidrógeno

0

Hidrógeno

0

Metano

26.58

Metano

26.58

Acetileno

0

Acetileno

0

--------------- = ---------------- = Etileno

ND

10^3

10^4

10^4

10^5

10^3 10^3

0.00

10^2

10^3

10^3

10^2

10^3

10^4

10^2 10^2

ND

10

10^2

10^2

10

10^2

10^3

10

10^2

10 10

10

10

10

0.00

248.42

-----------------= ---------------- = Dióxido de Carbono

10^4

10^3

0.68

Monóxido de Carbono

10^6

10^4

10^2

--------------- = ---------------- =

10^5

10^5

10^4

10^3

--------------- = ---------------- =

10^5

10^4

10^4

--------------- = ---------------- =

10^5 10^5

0

--------------- = ---------------- =

10^6

10^5

10^5

Acetileno

10^6

0.16 1512.42

H2

A

D&P

A

P

A

P

D&P

A

P

A

P &D

A

P

C2H2

C2H6

A =Ar que o

H2 P =P ir olisis


CH4

C2H2 C2H4

D =De sc a rga P a r c ia l

CO CO2

Relación de Transformación y Polaridad El objetivo de la prueba de relación de transformación es la determinación de la relación entre el numero de vueltas del devanado primario y el secundario, es decir, nos determina si la tensión suministrada puede ser transformada por la tensión deseada. El objetivo de la prueba de polaridad es determinar el desplazamiento angular expresado en grados entre el vector que representa la tensión de línea a neutro de una fase del primario y el vector que representa la tensión de línea a neutro en la fase correspondiente al secundario. a = Relación de transformación

a

VP VS


NP NS

IS IP

Relación de Transformación Principio de operación del TTR


Relación de Transformación El T.T.R., es un instrumento práctico y preciso para analizar las condiciones de los transformadores en los siguientes casos: Medición de transformación de equipos nuevos, reparados o rebobinados. Identificación y determinación de terminales, derivaciones (taps) y sus conexiones internas. Determinación y comprobación de polaridad, continuidad y falsos contactos. Pruebas de rutina y detección de fallas incipientes. Identificación de espiras en corto-circuito Criterios de aceptación

%diferencia

ValorTeorico Valor Re al x100 ValorTeorico 0.5% %dif

0.5%


Resistencia ohmica de los devanados Esta prueba nos sirve para comprobar que todas las conexiones internas efectuadas en los devanados y guías fueron sujetadas firmemente, así como también obtener información para determinar las pérdidas de cobre (I2R) y calcular la temperatura de los devanados en la prueba de temperatura. Un método usado para realizar esta prueba es el de caída de potencial

Conexión para la medición de la resistencia ohomica del devanado por el método de caída de potencial


Resistencia ohmica de los devanados La resistencia de los devanados es generalmente referida a la temperatura de operación a plena carga por medio de la siguiente ecuación:

RT 1

RT 2

TA T1 TA T2

RT1= Resistencia referida a la temperatura T1 RT2= Resistencia medida a la temperatura T2 T2 = Temperatura del devanado en el momento de la medición de la resistencia RT2, en °C. TA = Cte. de temperatura de resistencia cero. Cu=234.5, Al=225 T1 = Temperatura de operación en °C, i es determinada por la ecuación; T1 = DT+20 °C, donde DT = elevación total de temperatura del transformador. Rfase= monofásico: medición obtenida. Trifásico estrella: medición obtenida (fase-neutro). Trifásico delta: 2/3 de la resistencia obtenida. Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Prueba de potencial aplicado Consiste en verificar que la clase y cantidad de material aislante sean las adecuadas , con objeto de asegurar que el transformador resistirá los esfuerzos eléctricos a los que se verá sometido durante su operación. La prueba se efectúa aplicando una tensión a 60 Hz. Durante un minuto, iniciandose con un valor no mayor de un cuarto del establecido como tensión de prueba (ver tabla), posteriormente se alcanzará el voltaje requerido en un tiempo aproximado de 15 seg y luego se reducirá gradualmente hasta alcanzar por lo menos el un cuarto de la tensión máxima aplicada.


Valores de prueba de acuerdo al nivel de aislamiento clase de aislamiento kV

Tensión de prueba kV

1.2 2.5 5 8.7 15 25 34.5 46 69 92 115 138 161 196 230 315 400 430

10 15 19 26 34 50 70 95 140 182 230 275 325 395 460 630 800 860

Prueba de Potencial Inducido Esta prueba consiste en probar si el aislamiento entre vueltas, capas y secciones de los devanados del transformador es de la calidad requerida, así como verificar el aislamiento entre bobinas y devanados y tierra. La prueba es a doble de tensión nominal y hasta completar 7200 ciclos.

Circuto trifasico de prueba de un transformador conectado en delta en AT, por lo que su aislamiento es uniforme. Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Prueba de Potencial Inducido Tiempo establecido por la normas ANSI C57-12 para la prueba de potencial inducido.

Hz

seg.

120

60

180

40

240

30

360

20

400

18


Prueba de Potencial Inducido Criterios de aceptación o rechazo. Incremento brusco de la corriente: cuando sucede esto existe la evidencia de falla en el devanado, ya sea entre vueltas o entrecapas. Ruidos dentro del tanque: si se presenta un ruido fuerte en el interior del tanque, la falla posible pude deberse a distancias cortas de los devanados o partes vivas contra el tanque. Si el ruido presentado es amortiguado o en forma de zumbido, la causa puede ser distancias criticas o por la existencia de humedad. Humo y burbujas: Esto es prueba inequivoca de falla entre vueltas o entrecapas del devanado. Cuando se presentan algunas burbujas sin humo, no es posible asegurar la existencia de falla, ya que las burbujas pueden haber estado ocluidas entre el devanado.


Objetivo de la prueba de Impulso Es verificar que los aislamientos que componen el transformador sean capaces de soportar un impulso de tensión de igual magnitud al Nivel Básico de Aislamiento al Impulso (NBAI) que son generadas por cargas atmosfericas.

N.B.A.I. (NOM-J 284) Tensión nominal del sistema ( kV) 1.2 5.0 15 25 34.5 46 69 115 230 400 500


N.B.A.I. kV 45 75 110 150 200 250 350 550 1 050 1 550 1 675

% DE TRANSFORMADORES FALLADOS EN REDES DE CFE EN 1993

Tensión de impulso de rayo

32.43%

Corto-circuito

30.25%

Falla por hermeticidad

12.23%

Sobrecarga

10.92%

Bajo nivel de aislamiento

6.56%

Vandalismo

5.45%

Reparaciones defectuosas

1.56%

Defectos de fabricación

0.575%


Historia sobre la Prueba de Impuso 1930: Surgen los primeros laboratorios que simulaban las tensiones de impulso por rayo 1937: Se establecen en U.S.A. los N.B.A.I. (BIL), estandarizados por un subcomité de coordinación de aislamientos del AIEE 1955: Se elaboró la guía de pruebas de impluso 1980: Los fabricantes de U.S.A. ofrecen la prueba de impulso en transformadores de distribución como arma de ventas 1993: En la norma IEEE (ANSI) std. C57.12.00 establece como una obligación para todos los transformadores de distribución, la prueba de impulso de rayo como prueba de rutina y calificándola como prueba de control de calidad. Capítulo: Inciso: Título:

10 std. C57.12.90 (metodología de la prueba) 10.4 Rutine Impulse Test for Distribution Transformers


Formas de onda de impulso Las pruebas de impulso son hechas con formas de onda que simulan aquellas que se presentan en servicio durante la vida del transformador: Frente de Onda Onda Completa Reducida Plena Onda Cortada


Frente de Onda Si una descarga atmosférica severa golpea muy cerca al transformador seguramente el voltaje de la descarga se incrementará abruptamente hasta que se produce un arqueo, causando un repentino cambio en la tensión colapsándola a cero.

Tension (V)

F r e n te d e O n d a

T ie m p o ( s e c )


Onda Completa Si una descarga atmosférica viaja a lo largo de una línea de transmisión antes de alcanzar un transformador, su forma de onda se aproxima a la onda completa como se muestra en la figura. Esta forma de onda se define con dos parámetros: tiempo para alcanzar el valor de máximo de tensión y el tiempo que toma en reducir hasta la mitad del valor máximo de la tensión. Así una onda típica que crezca en 1.2 micro segundos y decaiga hasta la mitad en 50 micro segundos se define como una de 1.2 x 50.

Tension (V)

O nda C o mp le ta

Tie m po (s e c )


Onda Cortada Si esta onda de tensión viaja por la línea y algún aislante falla después de que el valor máximo de tensión ha sido alcanzado, éste provoca que la tensión se desplome a cero. A esta se le llama una onda cortada

Tension (V)

O n d a C o r ta d a

T ie m p o ( s e c )


Impacto de las formas de onda en el transformador Frente de Onda. Por su muy alta amplitud produce altas tensiones de devanado a tierra. Esto combinado con su rápido cambio de tensión en el frente y el arqueo produce una alta tensión de vuelta a vuelta y de sección a sección cerca del final de la línea de devanado. Onda Cortada. Debido a su gran amplitud, esta produce altas tensiones al final de la línea de devanado; debido al rápido cambio de tensión seguido del arqueo del gap de prueba, este produce altos esfuerzos entre vuelta y vuelta y de sección a sección.


Impacto de las formas de onda en el transformador

Onda Completa. Debido a su relativa larga duración causa oscilaciones mayores a desarrollarse en el devanado y esfuerzos consecuentes no solo en el aislamiento de vuelta a vuelta y de sección a sección a través del devanado, sino también desarrolla relativa alta tensión a través de largas porciones del devanado y entre devanado y tierra. F o r m a d e o n d a d e T e n s ió n 60

100% A m p litu d T e n s ió n d e p r u e b a ± 3 %

50

50% 30

20

10

Th Tf

50 1 .2

s ±20%

s ±30%

T ie m p o e n

s


52.2

50.8

49.4

48

46.6

45.2

43.8

42.4

40.9

39.5

38.1

36.7

35.3

33.9

31

32.5

29.6

28.2

26.8

25.4

24

22.6

21.2

19.7

18.3

16.9

15.5

14.1

12.7

9.8

11.3

8.4

7

5.6

4.2

2.8

1.4

0 0

Tensión en KV

40

Niveles de tensión TENSION EN kV

8.4 veces la tensión nominal

Prueba de Tensión de Impulso por Rayo (Frente de Onda)

5.5 veces la tensión nominal 5 veces la tensión nominal Prueba de Tensión de Impulso por Rayo (Onda Cortada)

4 veces la tensión nominal

Prueba de Tensión de Impulso por Rayo (Onda Completa) Prueba de Tensión de Impulso por Maniobra

2 veces la tensión nominal 1.5 veces la tensión nominal

Prueba de Potencial Inducido Tensión nominal del transformador (25 años)

Prueba de Potencial Inducido (larga duración)

s

s

s

s

18 s

3600 s

TIEMPO

TENSIONES MAXIMAS EN LA VIDA DE UN TRANSFORMADOR SIN AFECTAR SUS CARACTERISTICAS DE OPERACION


CONEXION ESTANDAR PARA TRANSFORMADORES DELTA - ESTRELLA Control de forma de onda

X2 H2

Circuito de medición

R

SG

L

X1

R H1

X0

H3 X3

R

L C

R

C R

C Detector de corriente

Canal 1

Canal 2 Osciloscopio o Microprocesador


CONEXION ALTERNA PARA TRANSFORMADORES DELTA-ESTRELLA (FASE 1) Control de forma de onda

R

SG

L


R

X2 H2

X1 X0

R L H1

H3 X3

C

C

R

R


Canal 1

Canal 2 Osciloscopio o Microprocesador

ANSI / IEEE C57.98 Curso de Transformadores © Carlos Gámez

CONEXION PARA TRANSFORMADORES ESTRELLA - ESTRELLA

Control de forma de onda

R

SG

L

H2

X2


R

H1

H3

R

L C

R

C R


Canal 1

Canal 2

Osciloscopio o Microprocesador


X1

X3

Otras pruebas importantes

Pruebas Perdidas de cobre. Perdidas de hierro. Resistencia de aislamiento del núcleo. Factor de potencia de boquilla (capacitivas). Corriente de excitación. Circuitos de control.


Curso de Transformadores SM

Recommend Documents