UNIDAD 1 EQUIPOS PRIMARIOS DE UNA SUBESTACION ELECTRICA
1.1 DEFINICION, CLASIFICACION Y ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE UNA SUBESTACION
Una subestación es un conjunto de máquinas, aparatos y circuitos, que tienen la función de modificar los parámetros de la potencia eléctrica, permitiendo el control del flujo de energía, brindando seguridad para el sistema eléctrico, para los mismos equipos y para el personal de operación y mantenimiento Subestaciones en las plantas generadoras o centrales eléctricas.Estas se encuentran en las centrales eléctricas o plantas generadoras de electricidad, para modificar los parámetros de la potencia suministrada por los generadores, permitiendo así la transmisión en alta tensión en las líneas de transmisión. Los generadores pueden suministrar la potencia entre 5 y 25 kV y la transmisióndepende del volumen, la energía y la distancia. Subestaciones receptoras primarias.Se alimentan directamente de las líneas de transmisión, y reducen la tensión a valores menores para la alimentación de los sistemas de subtransmisión o redes de distribución, de manera que, dependiendo de la tensión de transmisión pueden tener en su secundario tensiones de 115, 69 y eventualmente 34.5, 13.2, 6.9 o 4.16 kV. Subestaciones receptoras secundarias.Generalmente estas están alimentadas por las redes de subtransmisión, y suministran la energía eléctrica a las redes de distribución a tensiones entre 34.5 y 6.9 kV. ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE UNA SUBESTACIÓN Los elementos que constituyen una subestación se pueden clasificar en elementos principales y elementos secundarios.
1
ELEMENTOS PRINCIPALES : 1. Transformador. 2. Interruptor de potencia. 3. Restaurador. 4. Cuchillas fusibles. 5. Cuchillas desconectadoras y cuchillas de prueba. 6. Apartarrayos. 7. Tableros dúplex de control. 8. Condensadores. 9. Transformadores de instrumento. ELEMENTOS SECUNDARIOS : 1. Cables de potencia. 2. Cables de control. 3. Alumbrado. 4. Estructura. 5. Herrajes . 6. Equipo contra incendio. 7. Equipo de filtrado de aceite. 8. Sistema de tierras. 9. Carrier. 10. Intercomunicación. 11. Trincheras, conducto, drenajes. 12. Cercas.
2
1.2.-TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Un transformador es un dispositivo qué: a) Transfiere energía eléctrica de un circuito a otro conservando la frecuencia constante. b) Lo hace bajo el principio de inducción electromagnética. c) Tiene circuitos eléctricos que están eslabonados magnéticamente y aislados eléctricamente. d) Usualmente lo hace con un cambio de voltaje, aunque esto no es necesario.
ELEMENTOS QUE CONSTITUYEN UN TRANSFORMADOR 1. Núcleo de circuito magnético. 2. Devanados. 3. Aislamiento. 4. Aislantes. 5. Tanque o recipiente. 6. Boquillas. 7. Ganchos de sujeción. 8. Válvula de carga de aceite. 9. Válvula de drenaje. 10. Tanque conservador. 11. Tubos radiadores. 12. Base para rolar. 13. Placa de tierra. 14. Placa de características. 15. Termómetro. 16. Manómetro.
3
1.1.1 CLASIFICACION DE LOS TRANSFORMADORES Los transformadores se pueden clasificar por:
a)La forma de su núcleo. b) Por el número de fases. c) Por el número de devanados. d) Por el medio refrigerante. e) Por el tipo de enfriamiento. f) Por la regulación. g) Por la operación. a) La forma de su núcleo. 1. Tipo columnas. 2. Tipo acorazado. 3. Tipo envolvente. 4. Tipo radial.
b) Por el número de fases. 1. Monofásico. 2. Trifásico.
c) Por el número de devanados. 1. Dos devanados. 2. Tres devanados.
d) Por el medio refrigerante. 1. Aire. 4
2. Aceite. 3. Líquido inerte.
e) Por el tipo de enfriamiento.
.
1. Enfriamiento O A. 2. Enfriamiento O W. 3. Enfriamiento O W /A. 4. Enfriamiento O A /A F. 5. Enfriamiento O A /F A/F A. 6. Enfriamiento F O f) Por la regulación 1. Regulación fija. 2. Regulación variable con carga. 3. Regulación variable sin carga.
g) Por la operación. 1. De potencia. 2. Distribución 3. De instrumento 4. De horno eléctrico 5. De ferrocarril
5
1.1.2.-LOS TIPOS DE ENFRIAMIENTO MAS EMPLEADOS EN TRANSFORMADORES
TIPO OA Sumergido en aceite con enfriamiento propio. Por lo general en transformadores de más de 50 kva se usan tubos radiadores o tanques corrugados para disminuir las pérdidas; En capacidades mayores de 3000kva se usan radiadores del tipo desmontable. Este tipo de transformador con voltajes de 46kv o menores puede tener como medio de enfriamiento líquido inerte aislante en vez de aceite. El transformador OA es el tipo básico y sirve como norma para capacidad y precio de otros. TIPO OA/FA Sumergido en aceite con enfriamiento propio, por medio de aire forzado. Este básicamente un transformador OA con adición de ventiladores para aumentar la capacidad de disipación de calor.
TIPO OA/FA/FOA Sumergido en aceite con enfriamiento propio a base de aire forzado y aceite forzado. Este transformador es básicamente un OA, con adición de ventiladores y bombas para la circulación de aceite TIPO FOA Sumergido en aceite, enfriado con aceite forzado y con enfriador de aire forzado. Este tipo de transformadores se usa únicamente donde se desea que operen al mismo tiempo las bombas de aceite y los ventiladores; tales condiciones absorben cualquier carga a pico a plena capacidad. TIPO OW Sumergido en aceite y enfriado con agua. En este tipo de transformadores el agua de enfriamiento es conducida por serpentines, los cuales están en contacto con el aceite aislarte del transformador. El aceite circula alrededor de los serpentines por convicción natural. TIPO AA Tipo seco, con enfriamiento propio, no contiene aceite ni otros líquidos para enfriamiento; son usados en voltajes nominales menores de 15 Kv en pequeñas capacidades.
6
TIPO AFA Tipo seco, enfriado por aire forzado. Estos transformadores tienen una capacidad simple basada en la circulación de aire forzado por ventiladores o sopladores. CONTROL DEL TRANSFORMADOR 1.Temperatura del transformador. 2. Presión del transformador 3. Nivel de aceite o liquido 4. Rigidez del aceite (Dieléctrica)
1.3 INTERRUPTORES DE POTENCIA El interruptor de potencia es el dispositivo encargado de desconectar una carga o una parte del sistema eléctrico, tanto en condiciones de operación normal (máxima carga o en vacío) como en condición de cortocircuito. La operación de un interruptor puede ser manual o accionada por la señal de un relé encargado de vigilar la correcta operación del sistema eléctrico, donde está conectado.
1.3.1 DEFINICION Y TIPOS DE INTERRUPTORES
Interruptores Un interruptor eléctrico es un dispositivo utilizado para desviar o interrumpir el curso de una corriente eléctrica. En el mundo moderno las aplicaciones son innumerables, van desde un simple interruptor que apaga o enciente un bombillo, hasta un complicado selector de transferencia automático de múltiples capas controlado por computadora. Tipos de Interruptores: Interruptor basculante: Interruptor cuyo miembro de actuación es una palanca de bajo perfil (basculador) que debe inclinarse en la/las posición(es) indicada(s) para lograr un cambio en el estado del contacto.
7
Interruptor de pulsador: Interruptor cuyo miembro de actuación es un botón que debe presionarse para lograr un cambio en el estado del contacto. Interruptor rotativo: Interruptor cuyo miembro de actuación es una barra o un eje que debe rotarse en la/las posición(es) indicada(s) para lograr un cambio en el estado del contacto. El Interruptor magnetotérmico o Interruptor automático incluye dos sistemas de protección. Se apaga en caso de cortocircuito o en caso de sobre carga de corriente. Se utiliza en los cuadros eléctricos de viviendas, comercios o industrias para controlar y proteger cada circuito individualmente. Reed switch es un interruptor encapsulado en un tubo de vidrio al vacío que se activa al encontrar un campo magnético. Interruptor centrífugo se activa o desactiva a determinada fuerza centrífuga. Es usado en los motores como protección. Interruptores de transferencia trasladan la carga de un circuito a otro en caso de falla de energía. Utilizados tanto en subestaciones eléctricas como en industrias. Interruptor DIP viene del inglés ¶¶¶dual in-line package¶¶¶ en electrónica y se refiere a una línea doble de contactos. Consiste en una serie de múltiples micro interruptores unidos entre sí. Hall-effect switch también usado en electrónica, es un contador que permite leer la cantidad de vueltas por minuto que está dando un imán permanente y entregar pulsos. Sensor de flujo es un tipo de interruptor que formado por un imán y un reed switch. Interruptor de mercurio usado para detectar la inclinación. Consiste en una gota de mercurio dentro de un tubo de vidrio cerrado herméticamente, en la posición correcta el mercurio cierra dos contactos de metal.
8
1.3.2 INTERRUPTORES DE GRAN VOLUMEN DE ACEITE Interruptores de gran volumen de aceite:
Ventajas: - Construcción sencilla, - Alta capacidad de ruptura, - Pueden usarse en operación manual y automática, - Pueden conectarse transformadores de corriente en los bushings de entrada. Desventajas: - Posibilidad de incendio o explosión. - Necesidad de inspección periódica de la calidad y cantidad de aceite en el estanque. - Ocupan una gran cantidad de aceite mineral de alto costo. - No pueden usarse en interiores. - No pueden emplearse en conexión automática. - Los contactos son grandes y pesados y requieren de frecuentes cambios. - Son grandes y pesados.
9
1.3.3 INTERRUPTORES EN AIRE
El interruptor de aire hasta la aparición del interruptor de SF6 fue el que operó más satisfactoriamente a altas tensiones; de hecho, en una época fue el único interruptor apropiado para operar a tensiones mayores de 345 KV. Con el desarrollo de este interruptor se eliminó el riesgo de explosión de los interruptores de aceite. Los interruptores de aire para tensiones entre 72,5 KV y 800 KV son del tipo tanque vivo. El apagado del arco se efectúa por la acción de un chorro de aire comprimido que barre el aire ionizado del arco. Las desventajas que presentan los interruptores de aire, básicamente son el alto costo de las instalaciones neumáticas y el mantenimiento frecuente que requieren debido al gran número de válvulas y equipos de compresión, además del fuerte ruido que se produce en la operación del equipo debido a las altas presiones a las que se encuentra sometido el aire.
1.3.4 INTERRUPTORES DE VACIO
La alta rigidez dieléctrica que presenta el vacío (es el aislante perfecto) ofrece una excelente alternativa para apagar en forma efectiva el arco. En efecto, cuando un circuito en corriente alterna se desenergiza separando un juego de contactos ubicados en una cámara en vacío, la corriente se corta al primer cruce por cero o antes, con la ventaja de que la rigidez dieléctrica entre los contactos aumenta en razón de miles de veces mayor a la de un interruptor convencional (1 KV por µs para 100 A en comparación con 50 V/µs para el aire). Esto hace que el arco no vuelva a reencenderse. Estas propiedades hacen que el interruptor en vacío sea más eficiente, liviano y económico. La presencia del arco en los primeros instantes después de producirse la apertura de los contactos se debe principalmente a: Emisión termoiónica. Emisión por efecto de campo eléctrico. 10
En otras palabras, los iones aportados al arco, provienen de los contactos principales del interruptor. Conviene destacar que en ciertas aplicaciones se hace conveniente mantener el arco entre los contactos hasta el instante en que la corriente cruce por cero. De esta forma se evitan sobre-tensiones en el sistema, producto de elevados valores de di/dt. La estabilidad del arco depende del material en que estén hechos los contactos y de los parámetros del sistema de potencia (voltaje, corriente, inductancia y capacitancia). En general la separación de los contactos fluctúa entre los 5 y los 10 mm. INTERRUPTORES EN VACIO PARA MT (13,2 kV)
Los interruptores de potencia de media tensión antiguos, interrumpen la corriente extinguiendo el arco que se produce a l separarse los contactos, mediante el empleo de un medio de extinción que refrigera y deioniza el mismo. Normalmente el arco se extingue por el paso por cero de la corriente. Como medio de extinción se emplea preferentemente aceite, aire y hexafluoruro de azufre. El interruptor de potencia de vacío, se diferencia de esos interruptores, porque no requiere de un medio de extinción. En contraposición a los arcos de maniobra en aire, SF6 o aceite, en el vacío falta la materia ionizable necesaria para la formación de una descarga térmica de gases. Sin embargo, después de la apertura de los contactos atravesados por una corriente, en el vacío se genera un arco de vapor metálico, al cual para abreviar, de ahora en adelante llamaremos arco en vacío. El arco en vacío genera por sí mismo, los portadores de carga necesarios para transmitir la corriente a través del vacío, mediante la vaporización del material de los contactos.
Proceso de interrupción en el interruptor
11
Al separarse los contactos recorridos por una corriente, se genera el arco en vacío debido a la fusión o vaporización explosiva del último puntode contacto, teniendo el arco en el primer momento, un solo pie en el electrodo negativo, la así llamada mancha catódica. La mancha catódica es una pequeña y limitada región de alta temperatura y presión, desde la cual se emiten iones, electrones y partículas neutras. En la mancha rige una alta densidad de corriente ( >108 A/cm2 ) como así también una temperatura superficial próxima a la de evaporación del material de los contactos. Podemos tener diferentes formas de arcos en vacío que se diferencian según sean las formas de las mismas: y
Arco en vacío difuso
y
Arco en vacío contraído en el ánodo y en el cátodo.
y
Formación de la mancha anódica
Estas van a depender de la forma y el material de contacto. No existe un arco concentrado en los interruptores de potencia, al menos para corrientes en el entorno de la corriente nominal. Por ello, la erosión de los contactos durante la operación con corrientes hasta los valores de la corriente nominal, es despreciable. Arco en vacío difuso
Tiene la siguiente característica, el único electrodo activo es el cátodo. Toda la superficie del ánodo forma una superficie de condensación para las partículas de vapor y los portadores de carga, actuando como un colector. Si la corriente de arco excede un valor limite, dependiendo del tipo de material de los contactos, el pie del arco ubicado en el cátodo se divide en dos o varias manchas catódicas paralelas. 12
Sin la influencia de un campo magnético exterior, los pies de los diferentes arcos, se mueven a gran velocidad y en forma desordenada por la totalidad de la superficie catódica rechazándose mutuamente los puntos vecinos. De esta manera, generan permanentemente un nuevo vapor metálico. Arco en vacío contraído en el ánodo y en el cátodo
Se forma la descarga en el rango de las corrientes altas, el cual se genera con electrodos cilíndricos de cobre a partir de una intensidad de corriente de 10 kA. En ell arco de vacío contraído, se trata de un arco de vapor metálico de alta presión con caída de la tensión anódica y columna térmica, el cual se genera partiendo de los puntos difusos de las manchas anódicas y el agrupamiento de las manchas catódicas opuestas, formando así un único pie catódico. El ánodo, luego de esta solicitación, presenta nítidas erosiones. En los interruptores para altas corrientes de cortocircuito, la erosión de los contactos y el sobrecalentamiento localizado, se evitan mediante un movimiento forzado y constante de los pies de los arcos. Ventajas - Tiempo de operación muy rápidos, en general la corriente se anula a la primera pasada por cero. - Rigidez dieléctrica entre los contactos se restablece rápidamente impidiendo la reignición del arco. - Son menos pesados y más baratos. - Prácticamente no requieren mantención y tienen una vida útil mucho mayor a los interruptores convencionales. - Especial para uso en sistemas de baja y media tensión. Desventajas: - Dificultad para mantener la condición de vacio. - Generan sobre-tensiones producto del elevado di/dt. - Tienen capacidad de interrupción limitada.
13
Es importante destacar la importancia que tiene el material con que se fabrican los contactos de los interruptores en vacío. La estabilidad del arco al momento de separarse los contactos, depende principalmente de la composición química del material con que fueron fabricados. Si el arco es inestable, significa que se apaga rápidamente antes del cruce natural por cero de la corriente, generando elevados di/dt con las consiguientes sobre tensiones. Para evitar esta situación, se buscan materiales que presenten baja presión de vapor en presencia de arco. Estos materiales no son fáciles de encontrar, pues tienen propiedades no del todo apropiadas para uso en interruptores en vacío.
1.3.5 INTERRUPTOR DE HEXAFLORURO DE AZUFRE
El SF 6 se usa como material aislante y también para apagar el arco. El SF 6 es un gas muy pesado (5 veces la densidad del aire), altamente estable, inerte, inodoro e inflamable. En presencia del SF 6 la tensión del arco se mantiene en un valor bajo, razón por la cual la energía disipada no alcanza valores muy elevados. La rigidez dieléctrica del gas es 2.5 veces superior a la del aire (a presión atmosférica). La rigidez dieléctrica depende de la forma del campo eléctrico entre los contactos, el que a su vez depende de la forma y composición de los electrodos. Si logra establecerse un campo magnético no uniforme entre los contactos, la rigidez dieléctrica del SF 6 puede alcanzar valores cercanos a 5 veces la rigidez del aire. Son unidades selladas, trifásicas y pueden operar durante largos años sin mantenimiento, debido a que prácticamente no se descompone, y no es abrasivo. Otra importante ventaja de este gas, es su alta rigidez dieléctrica que hace que sea un excelente aislante. De esta forma se logra una significativa reducción en las superficies ocupadas por subestaciones y switchgear. La reducción en espacio alcanzada con el uso de unidades de SF 6 es cercana al 50% comparado a subestaciones tradicionales. Esta ventaja muchas veces compensa desde el punto de vista económico, claramente se debe mencionar que hay un mayor costo inicial, en su implementación. La presión a que se mantiene el SF 6 en interruptores, es del orden de 14 atmósferas, mientras que en switchgear alcanza las 4 atmósferas. El continuo aumento en los niveles de cortocircuito en los sistemas de potencia ha forzado a encontrar formas más eficientes de interrumpir corrientes de fallas que minimicen los tiempos de corte y reduzcan la energía disipada durante el arco. Es por estas razones que se han estado desarrollando con bastante éxito interruptores en vacío y en hexafluoruro de azufre (SF 6) .
14
1.3.6 ESPECIFICACION DE INTERRUPTORES DE POTENCIA
El interruptor de potencia es el dispositivo encargado de desconectar una carga o una parte del sistema eléctrico, tanto en condiciones de operación normal (máxima carga o en vacío) como en condición de cortocircuito. La operación de un interruptor puede ser manual o accionada por la señal de un relé encargado de vigilar la correcta operación del sistema eléctrico, donde está conectado. Existen diferentes formas de energizar los circuitos de control. Para obtener una mayor confiabilidad, estos circuitos se conectan a bancos de baterías. Este tipo de energización, sí bien aumenta los índices de confiabilidad, también aumenta el costo y los requerimientos de mantención exigidos por las baterías. Las tensiones más empleadas por estos circuitos son de 48 y 125 V. También es común energizar estos circuitos de control, a través de transformadores de servicios auxiliares, conectados desde las barras de la central generadora o subestación, con un voltaje secundario en estrella de 400/231 Volts.
1.3.7 SELECCIÓN DE INTERRUPTORES DE POTENCIA
La selección de un interruptor de potencia para una determinada aplicación consiste en definir un conjunto de valores que limitan las condiciones de operación máximas del interruptor. Los parámetros a indicar son algunos de los cuales deben tenerse presente: Tensión nominal. Frecuencia nominal. Corriente nominal. Rigidez dieléctrica (clase de aislación). Ciclo de trabajo. Corriente de cortocircuito momentánea. Corriente de cortocircuito de interrupción. Etc. Tensión Nominal
Es el máximo valor efectivo de tensión al cual el interruptor puede operar en forma permanente. En general esta tensión es mayor al voltaje nominal del sistema. Frecuencia nominal 15
Es la frecuencia a la cual el interruptor está diseñado para operar. Este valor tiene incidencia en los tiempos de apertura y cierre de los contactos además del tiempo de apagado del arco.
Corriente nominal
Es el máximo valor efectivo de corriente que puede circular a través del interruptor en forma permanente, a frecuencia nominal, sin exceder los límites máximos de temperatura de operación indicados para los contactos. La temperatura en los contactos depende del material que están hechos (cobre, plata o equivalente), del medio en que están sumergidos, y de la temperatura ambiente. En interruptores con contactos de cobre, las máximas temperaturas de operación, están referidas a una temperatura ambiente máxima de 40 ºC y en caso de contactos de plata de 55 ºC. Rigidez dieléctrica
Define la máxima tensión que soporta el interruptor sin dañar su aislación. La rigidez dieléctrica debe medirse entre todas las partes aisladas y partes energizadas y también entre los contactos cuando están abiertos. Estas pruebas se realizan entre contactos y tierra (contacto cerrado), a través de los contactos, entre fases (con contactos cerrados). Ciclo de trabajo
El ciclo de trabajo normal de un interruptor de potencia se define como dos operaciones "cerrar-abrir" con 15 segundos de intervalo. Para este ciclo de trabajo, el interruptor debe ser capaz de cortar la corriente de cortocircuito especificada en sus características de placa. Corrientes de cortocircuito de momentánea
Es el valor máximo efectivo que debe soportar el interruptor sin que sufra un deterioro, debe ser capaz de soportar el paso de esta corriente en los primeros ciclos cuando se produce la falla (1 a 3 ciclos). Entre estas corrientes deben especificarse los valores simétricos y asimétricos. -Corrientes de cortocircuitos de interrupción. Es el máximo valor efectivo medido en el instante en que los contactos comienzan a separarse. Esta corriente corresponde a un cortocircuito trifásico o entre líneas con tensión y ciclo de trabajo nominal. Entre estas corrientes deben especificarse los valores simétricos y asimétricos de interrupción. a) La capacidad de interrupción simétrica
16
Es la máxima corriente RMS de cortocircuito sin considerar la componente continua que el interruptor debe ser capaz de cortar en condiciones de voltaje nominal y ciclo de trabajo normal. Para una tensión de operación diferente al valor nominal, la corriente de interrupción está dada por la ecuación (1.2): I interrupción simétrica = I interrupción simétrica nominal x (V nom /V op ) (1.2)
al valor RMS de la corriente total (incluida la componente continua) que el interruptor debe ser capaz de interrumpir en condiciones de voltaje y ciclo de trabajo nominal. b )
La capacidad de interrupción asimétrica Corresponde
1.4 CUCHILLAS Y FUSIBLES CUCHILLAS
Son dispositivos que sirven para conectar y desconectar diversas partes de una instalación eléctrica, para efectuar maniobras de operación o bien para darles mantenimiento. Las cuchillas pueden abrir circuitos bajo la tencion nominal pero nunca cuando están fluyendo corriente atravez de ellas. Antes de abrir un juego de cuchillas siempre devera abrirse primero el interruptor correspondiente. La diferencia entre un juego de cuchillas y un interruptor, considerando que los dos abren y cierran los circuitos es que las cuchillas no pueden abrir un circuito con corriente y el interruptor si puede abrir cualquier tipo de corriente, desde el valor nominal hasta el valor de corto circuito. COMPONENTES Las cuchillas están formadas por una base metalica de lamina galvanizada con un conector para puesta a tierra; dos otres columnas de aisladores que fijan el nivel básico de impulso, y encima de estos, la cuchilla. La cuchilla esta formada por una navaja o parte móvil y la parte fija, que es una mordaza que recibe y presiona la parte móvil. Existen cuchillas individuales, es decir, una cuchilla para cada fase, y cuchillas de operación en grupo.
1.4.1 DEFINICION DE CUCHILLAS CONECTORAS
17
Este tipo de cuchillas se encuentran sostenidas mecanicamente y pueden operarse ya sea automática o manualmente. Para reestablecer basta con volverlas a conectar automáticamente o bien, con ayuda de una pértiga.
1.4.2 FUSIBLES DE POTENCIA Y SUS CURVAS DE OPERACIÓN
Son dispositivos de protección eléctrica de una red que hacen las veces de un interruptor, siendo mas baratos que estos. Se emplean en aquellas partes de una instalación lectrica en que los relevadores y los interruptores no se justifican económicamente. Su función es la de interrumpir circuitos cuando se producen en ellos una sobre corriente, y soportar la tencion transitoria de recuperación que se produce posteriormente. Para los elementos fusibles se utiliza como material un alambre de aleación a base a plomo, para el caso de baja tenciones y corrientes, y una cinta de aislación a base de cobre y aluminio, para el caso de mayores corrientes. TIPOS DE FUSIBLES De acuerdo con su capacidad de ruptura, lugar de instalcion y costo, se pueden utilizar diferentes tipos de fusibles, entre los mas conocidos se pueden indentificar los siguientes: 1- Expulsión 2- Limitador de corriente 3- Vacio
EXPULSION.- Estos aprovechan la generación y expulsión de un gas a alta presión que, al ser inyectado a través del arco producido provoca la extinción del mismo. LIMITADOR DE CORRIENTE.- Este tipo de fusible tiene doble acción, por un lado reduce la corriente de falla debido a la caractyeristica de introducir una resistencia elevada 18
en el circuito y por otro, debido al incremento de la resistencia pasa de un circuito de bajo factor de potencia, desfasando el cero normal de la onda de corriente a un punto cercano normal de la onda de tencion. VACIO.- En este tipo de interrupción se produce al separarse los contactos dentro de un recipiente hermetico en el que se ha hecho el vacio, de tal manera que a medida que se separan los contactos, la correinte se concentra en los puntos mas salientes de la superficie del contacto y cesa cuando se evapora el ultimo puente entre dos contactos. TERMINOLOGIA UTILIZADA EN RELACION CON LOS FUSIBLES INTENSIDAD LIMITE- Es la corriente por debajo de cuiyo valor, el elemento fusible ya no se funde. La intensidad limite queda ligada por la siguiente relación de proporcionalidad.
1.4.3 ESPECIFICACIONES DE CUCHILLAS Y FUSIBLES
Este tipo de cuchillas abren al presentarse una sobrecorriente. Este tipo de cuchillas tienen internamente un elemento fusible calibrado para que con determinada corriente alcance su punto de fusióne interrumpa el paso de la corriente eléctrica a través de el. Para reestablecer es necesario reponer el elemento fusible a la cuchilla y volver a conectar. Las cuchillas fusibles son por lo general de operación unipolar, en caso de fundirse unicamente una fase, únicamente ésta es repuesta y no necesariamente se tienen que abrir las demás fases.
1.5 APARTARRAYOS 19
Las sobretensiones que se presentan en las instalaciones de un sistema pueden ser de dos tipos: 1. sobretensiones de tipo atmosférico. 2. sobretensiones por fallas en el sistema. En el estudio que ahora trataremos nos ocuparemos de las sobretensiones de tipo atmosférico. Apartarrayos. El apartarrayos es un dispositivo que nos permite proteger las instalaciones contra sobretensiónes de tipo atmosférico. Las ondas que presentan durante una descarga atmosférica viajan a la velocidad de la luz y dañan al equipo si no se tiene protegido correctamente; para la protección del mismo se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos: 1. descargas directas sobre la instalación 2. descargas indirectas De los casos anteriores el mas interesante, por presentarse con mayor frecuencia, es el de las descargas indirectas. El apartarrayos, dispositivo que se encuentra conectado permanentemente en el sistema, opera cuando se presenta una sobretensión de determinada magnitud, descargando la corriente a tierra. Su principio general de operación se basa en la formación de un arco eléctrico entre dos explosores cuya operación esta determinada de antemano deacuerdo a la tensión a la que va a operar. Se fabrican diferentes tipos de apartarayos, basados en el principio general de operación; por ejemplo: los más empleados son los conocidos como ³apartarrayos tipo autovalvular´ y ³apartarrayos de resistencia variable´. El apartarrayos tipo autovalvular consiste de varias chapas de explosores conectados en serie por medio de resistencias variable cuya función es dar una operación más sensible y precisa. se emplea en los sistemas que operan a grandes tensiones, ya que representa una gran seguridad de operación. 20
El apartarreyos de resistencia variable funda su principio de operación en el principio general, es decir, con dos explosores, y se conecta en serie a una resistencia variable. Se emplea en tensiones medianas y tiene mucha aceptación en el sistema de distribución. La función del aparterrayos no es eliminar las ondas de sobretensión Presentadas durante las descargas atmosféricas, sino limitar su magnitud a valores que no sean perjudiciales para las máquinas del sistema. Las ondas que normalmente se presentan son de 1.5 a 1 microseg. (Tiempo de frente de onda). La función del apartarrayos es cortar su valor máximo de onda (aplanar la onda). Las sobretensiones originadas por descargas indirectas se deben a que se almacenan sobre las líneas cargas electrostáticas que al ocurrir la descarga se parten en dos y viajan en ambos sentidos de la línea a la velocidad de la luz. Los apartarrayos protegen también a las instalaciones contra descargas directas, para lo cual tiene un cierto radio de protección. Para mayor seguridad a las instalaciones contra las cargas directas se instalan unas varillas conocidas como bayonetas e hilos de guarda semejantes a los que se colocan en las líneas de transmisión. La tensión a que operan los apartarrayos se conoce técnicamente como tensión de cebado del apartarrayos. El condensador se emplea como filtro con los apartarrayos de los generadores. Los partarrayos se emplean para limitar las sobretensiones que se producen por acción tanto de efectos transitorios (sobretensión debida a operación de interruptores) como de descargas atmosféricas a niveles en los que los aislamientos del equipo no sufran deterioro, así como para asegurar la continuidad del servicio al presentarse dichas sobretensiones. Cada apartarrayos se encuentra normalmente abierto y se encuentra calibrado para que a partir de cierta tensión entre línea y tierra se cierre automáticamente y filtre los frentes de onda. Esto de hace con un circuito de resistencia variable, con tensión, de los elementos dependiendo de la naturaleza de éstos. Al desaparecer la sobretensión el apartarrayos vuelve a la posición de abierto. Deben instalarse apartarrayos en plantas industriales, especialmente en lugares donde las tormentas son frecuentes y de gran intensidad. Su instalación, tanto para proteger al equipo de la subestación como al equipo de utilización, puede hacerse tanto en el exterior como en 21
el interior del local que contiene al equipo que se va a proteger, tan cerca de éste como sea factible, tomando en cuenta que deben estar fuera de pasillos y alejados de otro equipo, así como de partes combustibles del edificio. Además, deben resguardarse, ya sea por su elevación o por su localización, en sitios inaccesibles a personas no idóneas, o bien, protegidos por defensas o barandales adecuados. Un primera alternativa es la de considerar los apartarrayos con las características siguientes: - Apartarrayos clase estación - Tensión nominal 96 kV - Nivel de protección a impulso de rayo 237 kV @ 10 kA. - Nivel de protección a impulso de maniobra 200 kV @ 500 A. Otra alternativa consiste en considerar apartarrayos con las características siguientes: - Apartarrayos clase estación - Tensión nominal 90 kV - Nivel de protección a impulso de rayo 222 kV @ 10 kA.
1.5.1 NATURALEZA DE LAS SOBRETENCIONES Y SUS EFECTOS EN LOS SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA
Las sobretensiones son voltajes transitorios mayores al los máximos voltajes de operación del sistema. De acuerdo al tipo de sobretensión estos pueden ser limitados por distintos medios de protección. La amplitud de las sobretensiones se puede limitar mediante pararrayos u otros medios de protección. Existen tres tipos de sobretensiones: las temporales, las de maniobra y las atmosféricas. Las sobretensiones temporales y las de maniobra son consideradas de origen interno del sistema, como resultado de un fenómeno transitorio, mientras que las atmosféricas se consideran de origen externo. SOBRETENSIONES TEMPORALES Se caracterizan por presentarse a una frecuencia muy cercana a la industrial (o a la misma frecuencia industrial), y por no ser amortiguadas ni suavemente amortiguadas. Se asocian principalmente con perdidas de carga, fallas a tierra y resonancias de diferentes tipos. En un 22
sistema bien diseñado, las amplitudes de las sobretensiones temporales no deben exceder de 1.5 p.u. y su duración debe ser menor de 1 segundo. Para el diseño de la Subestación Paez, la sobretensión temporal debe ser menor a 330kV (220kV*1.5=330kV). Este valor será menor si los transformadores de tensión del sistema son sólidamente aterrizados. SOBRETENSIÓN DE MANIOBRA Las sobretensiones de maniobra están asociadas a todas las operaciones de maniobra y fallas en un sistema. Sus altas amplitudes están generalmente en el rango de 2 a 4 p.u., dependiendo mucho de los valores reales del diseño del sistema y de los medios para limitarlos. Para el nivel de tensión de la Subestación Paez de 220kV, se pueden presentar sobretensiones de maniobra entre 440kV y 880kV.
SOBRETENSIONES ATMOSFÉRICAS Las sobretensiones atmosféricas de amplitudes grandes pueden entrar a una subestación como resultado de descargas atmosféricas directas sobre una línea o como flameos inversos en una torre. La subestación debe estar protegida contra descargas directas mediante un apantallamiento eficiente. Para tensiones de 220kV su valor esta entre 4 y 6 p.u. es decir, entre 880kV y 1520kV. De acuerdo con la IEC 60-2, la tensión de prueba normalizada para sobretensiones atmosféricas tienen un tiempo de frente de 1.2 s y un tiempo de cola medio de 50 s. En la Figura 8, se observa la representación esquemática de los diferentes tipos de sobretensiones.
23
1.5.2 DEFINICION Y OPERACIÓN DE APARTARRAYOS
El apartarrayos es eso: apartar los rayos en una zona ó área específica, o sea que las descargas se dirigirén hacia las puntas metálicas del apartarrayos que estarán instalados en postes también con conexión propia a tierra, generalmente se usan en campo para proteger líneas y subestaciones de alta tensión o cualquier equipamiento eléctrico en campo abierto.
1.5.2.1 NIVEL BASICO AL IMPULSO MANIOBRA
El NPM para un pararrayos de ZnO se obtiene así: y
y y
Sistema con tensión máxima menor de 145kV, máximo voltaje residual con impulso de corriente de maniobra (30/60m s) de 0.5 kA. Sistema con tensiones entre 145kV y 362kV el impulso de corriente de maniobra debe ser de 1kA. Sistemas con tensiones superiores, el impulso de corriente de maniobra debe ser de 2kA.
De acuerdo a la tabla 4, la tensión nominal del pararrayo R , queda normalizada así:
24
Valor Normalizado R = 192 kV.
NPM (SIPL) = 374 kV. NPR (LIPL) = 442 kV. Debido a que las características de altura de la subestación no son de importancia como se menciono en la etapa de planeación, entonces no se harán correcciones por altura al nivel de protección para impulso tipo atmosférico (NPR). De igual manera se considero que el nivel ceraunico no era representativo, por lo cual se decidirá que la corriente de choque que soportara los pararrayos será de 10kA, debido al nivel de tensión a manejar (>30kV). 1.5.2.2 NIVEL BASICO AL IMPULSO DE DESCARGAS
De las ondas debidas a rayos, solo llegan a la subestación aquellas cuya magnitud es inferior al nivel de aislamiento de línea y que, por lo tanto, no alcanzan a contornear los aisladores de la instalación. Están ondas pueden ser de polaridad positiva o negtiva, predominando estas ultimas. Los rayos que nos interesan por su efecto, son los de nube a tierra, y en éstos se pueden encontrar 4 tipos: 2 iniciados en las nubes, y 2 iniciados en tierra, ya que pueden ser positivos o negativos. Los más comunes, siendo el 90 % de los rayos detectados, son de una nube negativa hacia tierra. 1.5.2.4 COORDINACION DE AISLAMIENTO
Se pueden distinguir dos métodos de coordinación de aislamiento: determinista y estadístico. La aplicación de uno u otro método dependerá de la información disponible sobre el sistema y las tensiones representativas. El método estadístico se puede aplicar cuando es posible obtener la función de densidad de probabilidad de las sobretensiones representativas. La distribución estadística de sobretensiones y la función de probabilidad de fallo del aislamiento permiten obtener el riesgo de fallo de un equipo. SOBRETENCIONES A CONSIDERAR Tensiones permanentes ± Tensión más alta del sistema en régimen permanente Sobretensiones temporales ± Faltas a tierra ± Pérdida de carga 25
± Resonancia y ferro resonancia Sobretensiones de frente lento ± Conexión y reenganche de líneas ± Faltas y su eliminación ± Maniobras de corrientes inductivas y capacitivas Sobretensiones de frente rápido ± Caída de rayos sobre líneas Sobretensiones de frente muy rápido ± Maniobras de seccionadores ± Defectos en GIS
Procedimiento para coordinación de aislamiento 1. Estimación de la tensión representativa en los equipos o en la instalación a diseñar, teniendo en cuenta los niveles de protección proporcionados por los dispositivos de protección instalados y el valor máximo de la tensión de operación: ± para instalaciones de gama I se analizan las sobretensiones temporales y las de origen atmosférico, ± para instalaciones de gama II se analizan las sobretensiones de frente lento y las de origen atmosférico 2. Se determina la tensión soportada de coordinación, que es la tensión soportada que cumple los criterios de diseño en las condiciones de servicio en que funcionarán los equipos o la instalación. ± Esta tensión se basa en el riesgo de fallo aceptado, y su cálculo se realizará multiplicando la tensión representativa por el factor de coordinación, Kc, que depende del tipo de aislamiento y del método de coordinación de aislamiento (determinista, estadístico) que es posible aplicar.
1.6 MANTENIMIENTO A EQUIPO PRIMARIO
Con la aparición de nuevas tecnoligias aplicables tanto a los equipos del sistema eléctrico como alos instrumentos de prueba, se vuelve imprensendible adoptar procedimientos que optimicen el mantenimiento de los mismos, taratando de dar una periodicidad mayor con relación a la ejecución del mantenimiento. 26
El mantenimiento, siendo tan prioritario para los equipos se debe realizar siguiendo una cierta periodicidad que normalmente la determinan los fabricantes de los equipos. SISTEMA PRIMARIO Relacionado con las configuraciones de alta potencia de la instalación a la cual se destina el flujo de energía eléctrica. El equipo de este sistema se le denomina también equipo primario, y so en general transformadores de potencia, cuchillas desconectadoras, transformadores de instrumentos (de potencial y corriente), apartarrayos, trampa de ondas, etc). PUESTA EN SERVICIO Y MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES Antes de poner en operación un transformador dentro de una subestación eléctrica conviene efectuar una revisión de lo siguiente: 1. Rigidez dieléctrica del aceite. Una lectura baja de rigidez dieléctrica del aceite nos indicara suciedad, humedad en el aceite. Para corregir esto se filtra el aceite las veces que sea necesario hasta obtener un valor correcto. 2. Resistencia de aislamiento. 3. Secuencia de fases correctas (polaridad). 4. Tener cuidado de que las lecturas de parámetros (V,I,W) sean las adecuadas. MANTENIMIENTO Es el cuidado que se debe tener en cualquier tipo de máquinas durante su operación, para prolongar su vida y obtener un funcionamiento correcto. En el caso particular de los transformadores se requiere poco mantenimiento, en virtud de ser maquinas estáticas. Sin embargo, conviene que periódicamente se haga una revisión de alguna de sus partes, como son: 1. Inspección ocular de su estado externo en general, para observar fugas de aceite, etc. 2. Revisar si las boquillas no están flameadas por sobre tensiones de tipo externo o atmosférico. 27
3. Cerciorarse de que la rigidez dieléctrica sea la correcta, según las normas. 4. Observar que los aparatos indicadores funcionen debidamente. 5. Tener cuidado que los aparatos de protección y control operen en forma correcta.
UNIDAD 2 EQUIPOS SECUNDARIOS
2.1 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO
El transformador de instrumento es el tipo especial de transformadores que estos transformadores se definen como el transformador previsto para proveer los instrumentos que miden, los metros, el relais y el otro aparato similar. En la corriente grande que mide en a circule la corriente y el voltaje es medido usando el amperímetro bajo de la gama con una desviación conveniente. Para medir la alta resistencia de alto voltaje se utiliza en paralelo. Para las medidas del circuito de la CA para el measuriment de alto voltaje los instrumentos simples no son especialmente convenientes pues éstos se diseñan para la baja tensión. También un instrumento alto del grado no es conveniente en el punto de vista económico. La medida de estas cantidades se hace con el dispositivo especial conocido como transformadores de instrumento. Estos transformadores caminan abajo de corriente y de voltaje en la proporción definida. Esta cantidad reducida se mide con la ayuda de los 28
amperímetros y de los voltímetros bajos de la gama y después es cambiada al valor real sabiendo el cociente de la transformación del transformador. Ventajas De los Transformadores De Instrumento: Los siguientes son las ventajas de los transformadores de instrumento sobre las desviaciones y los multiplicadores etc. 1. Las lecturas de los transformadores de instrumento no dependen de sus constantes tales como resistencia, capacitancia e inductancia etc. 2. La bobina secundaria de CT &VT demuestra una corriente y un voltaje respectivamente de un valor tan bajo qué caídas en la gama del instrumento que mide se pueden hacer fácilmente. 3. Con el uso del transformador de instrumento el circuito que mide se aísla del circuito de la energía. 4. Con la estandardización de CT y de la bobina secundaria de la pinta es posible estandardizar el instrumento alrededor del grado y así que llega a ser fácil que la fabricación tenga una gran reducción en costes del transformador de instrumento. Tipos de transformador de instrumento: Dos tipos de transformador de instrumento están allí. 1. transformador corriente (CT) 2. transformador potencial (PT/VT)
2.1.1 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE La función de un transformadores de corriente es la reducir a valores normales y no peligrosos, las características de corriente en un sistema eléctrico, con el fin de permitir el empleo de aparatos de medición normalizados, por consiguiente más económicos y que pueden manipularse sin peligro.
Un transformador de corriente es un transformador de medición, donde la corriente secundaria es, dentro de las condiciones normales de operación, prácticamente proporcional a la corriente primaria, y desfasada de ella un ángulo cercano a cero, para un sentido apropiado de conexiones.
29
El primario de dicho transformador está conectado en serie con el circuito que se desea controlar, en tanto que el secundario está conectado a los circuitos de corriente de uno o varios aparatos de medición, relevadores o aparatos análogos, conectados en serie. Un transformador de corriente puede tener uno o varios devanados secundarios embobinados sobre uno o varios circuitos magnéticos separados. Los factores que determinan la selección de los transformadores de corriente son: El tipo de Transformador de Corriente. El tipo de instalación. El tipo de aislamiento. La potencia nominal. La clase de precisión. El tipo de conexión. La Corriente Nominal Primaria. La Corriente Nominal Secundaria. Tipo de Transformador de Corriente. Existen tres tipos de TC según su construcción: a) Tipo devanado primario. Este como su nombre lo indica tiene mas de una vuelta en el primario. Los devanados primarios y secundarios están completamente aislados y ensamblados permanentemente a un núcleo laminado. Esta construcción permite mayor precisión para bajas relaciones. b) Tipo Barra. Los devanados primarios y secundarios están completamente aislados y ensamblados permanentemente a un núcleo laminado. El devanado primario, consiste en un conductor tipo barra que pasa por la ventana de un núcleo. c) Tipo Boquilla (Ventana o Bushing). El devanado secundario está completamente aislados y ensamblado permanentemente a un núcleo laminado. El conductor primario pasa a través del núcleo y actúa como devanado primario.
30
2.1.2 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL
CARACTERIZACIÓN DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIAL OBJETIVOS: Conocer el funcionamiento y aplicar los transformadores de potencial para la medición de tensiones en el módulo de magnitudes eléctricas. Establecer y determinar los parámetros característicos de los transformadores de corriente mediante pruebas variando la corriente de medida por estos sensores de corriente. DESCRIPCIÓN: Es un transformador devanado especialmente, con un primario de alto voltaje y un secundario de baja tensión. Tiene una potencia nominal muy baja y su único objetivo es suministrar una muestra de voltaje del sistema de potencia, para que se mida con instrumentos incorporados. Los transformadores de potencial se comportan en forma similar a un transformador convencional de dos bobinas. Por lo tanto el circuito equivalente referido al secundario es el siguiente. Zeq2 = Impedancia equivalente, referida al secundario. ZL = Impedancia del instrumento (voltímetro, similar). V2 = Tensión secundaria que deberá ser fiel reflejo de la primaria. Y0 = 0 La ecuación de malla en el secundario es: V1 / V2 = I L Z e q 2 +V2 IL = V2 /Z2
31
Por lo tanto V1/V2 = (Zeq2/ZL + 1) * a Se observa que la razón de transformación V1/V2 difiere de a en el coeficiente: (Zeq2 / ZL + 1)
2.2 BANCOS DE BATERIAS
Es elConjunto de baterías conectadas en serie para lograr la tensión de continua requerida. Los bancos se utilizarán como dispositivos de almacenamiento de energía en caso de falla del circuito de alimentación primario de los servicios auxiliares (ciclos de trabajo intermitentes), tanto en las tensiones de 110 Vcc como de 48 Vcc. Deben estar constituidos por baterías reguladas por válvula (VRLA) del tipo de recombinación de gases (selladas) del tipo de plomo ácido de 2 volts de tensión nominal por elemento y baterías de 2, 6 o 12 Vcc, libres de mantenimiento durante toda su vida útil, de placas planas empastadas o tubulares y de electrolito absorbido o gelificado. Deben poseer un espectro de voltaje de funcionamiento amplio, principalmente una tensión final de descarga alta y un perfil de descarga plano. Es recomendable que posean una alta densidad de energía y buena performance en el rango de temperaturas de funcionamiento del banco. Las baterías deben ser de construcción robusta, resistentes a los golpes; respecto de la carcaza las mismas se prefieren en ABS retardante de las llamas con refuerzos laterales, y pueden disponerse en cualquier orientación. Las baterías se ajustan a las prescripciones de la publicación IEC 896-2 y BS 6290 Parte 4: 1987 y posteriores enmiendas en todos los puntos que esta especificación técnica no contemple. Hay tres tipo de bancos de baterías: TIPO 1 Bancos de baterías para los servicios auxiliares en las estaciones y subestaciones de Distribución, de una tensión de 110 Vcc y una capacidad de 200 Ah C8.
32
TIPO 2 Bancos de baterías para los servicios auxiliares en las estaciones y subestaciones de Distribución, de una tensión de 110 Vcc y una capacidad de 50 Ah C8. TIPO 3 Bancos de baterías para los servicios auxiliares en las estaciones y subestaciones de Distribución, de una tensión de 48 Vcc y una capacidad de 50 Ah C8.
2.3.- BANCO DE CAPACITORES
Estos bancos, están formados básicamente por celdas capacitivas monofásicas de alta tensión en conexión estrella marca General Electric, las cuales cuentan con el índice más bajo de fallas por año a nivel mundial y son protegidas mediante fusibles tipo expulsión en forma individual. Las celdas son montadas en una o varias estructuras de acero galvanizado por inmersión en caliente con un diseño adecuado para su montaje a la intemperie. Como elementos complemetarios de los bancos de capacitores, se pueden suministrar con desconectadores en aceite o en vacío, apartarrayos, fusibles principales de potencia, cuchillas desconectadoras y/o de puesta a tierra, sistemas de control y protección por medio de relevadores de protección microprocesados y los TC's o TP's necesarios para el esquema de protección. ARTECHE tiene la capacidad para fabricar este tipo de bancos para tensiones de 4,16 hasta 230 KV en capacidades de 1200 KVAR y superiores. Contamos con la calificación de LAPEM.
2.4 .- TABLEROS DE TRANSFERENCIA
El tablero de transferencia es un equipo que permite que la planta electica opere totalmente automática supervisando la corriente electrica de la red comercial. FUNCIONES DE LOS TABLEROS DE TRANSFERENCIA: -Sensar el voltaje de alimentación. -Dar la señal de arranque cuando a la planta cuando el voltaje falta, baja o sube de un nivel adecuado.
33
-Realizar la carga de la transferencia de la red comercial a la planta y viceversa. ( Esta función se realiza a través de la unidad de fuerza, que puede ser el tipo de contactores o interruptores, según la capacidad requerida). -Dar la señal a la unidad de fuerza para para que haga el cambio cuando se normaliza la alimentación (retransferencia). -Mandar la señal de paro al motor a través del control maestro. -Mantener cargado el acumulador.
UNIDAD 3 ESTRUCTURAS, TIERRAS Y DIAGRAMAS UNIFILARES
3.1.- CLASIFICACION DE LOS DIFERENTES TIPOS DE ESTRUCTURAS
Las subestaciones se clasifican de acuerdo a su nivel de tensión, de acuerdo a su configuración y de acuerdo a su función. De acuerdo al Nivel de Tensión: De Ultra Alta tensión (Un>800 kV.), De Extra Alta Tensión (300 kV.
También se pueden clasificar como sigue: 1.- Por su operación: a) de corriente alterna. b) de corriente directa. 2.- Por la función que desempeñan: elevadores (elevan la tensión) reductores (reducen la tensión) de enlace para interconectar líneas. 3.- Por su composición: tipo intemperie (para operación en el exterior) tipo interior (para operar bajo techo) tipo blindada (para operación en interiores o exteriores)
COMPONETES Y EQUIPO QUE CONFORMAN UNA SUBESTACIÓN ELECTRICA El equipo eléctrico en una subestación típica puede incluir lo siguiente. Interruptor automático Seccionadores Conmutadores de puesta a tierra Transformadores de corriente Transformadores de potencial o transformadores de voltaje capacitor. Capacitores de acoplamiento Filtros de línea Apartarrayos y/o espinterometros
35
Transformadores de potencia. Reactores de derivación Reactores limitadores de corriente Barras y aisladores de estación.
3.2.1.- CLASIFICACION DE SISTEMAS A TIERRAS Características del sistema de tierra. Resistencia a tierra del sistema. La resistencia eléctrica total del sistema a tierra incluyendo todos los elementos que lo forman, debe conservarse en un valor menor a lo indicado en la tabla siguiente:
Resistencia (ohms) Máxima (kVA) 5 a 250 10 a 250 25 250
Tensión Eléctrica Máxima (kV)
Capacidad
mayor a 34,5 34,5
mayor mayor
34,5
Excepción: Para terrenos con resistividad eléctrica mayor a 3000 ohm-metro, se permite que los valores anteriores de resistencia de tierra sean el doble para cada caso.
3.2.2 .- CALCULO DE TENSIONES DE PASO Y DE CONTACTO Tensión de paso Es la diferencia de potencial entre dos puntos de un terreno que pueden ser tocados simultáneamente por una persona; su valor permisible esta dado por: Ep =165+ s ---------36
¥t Donde: Ep = Tensión de Paso Permisible en voltios. s = Resistividad de la superficie del terreno en (-m) Tensión de contacto Es la diferencia de potencial entre un punto en la superficie del terreno y cualquier otro punto que se pueda ser tocado simultáneamente por una persona; su valor permisible está dado por:
Et =165+0.25ps ------------¥t En donde: Et = Tensión de contacto permisible en voltios. Para el diseño y cálculo de la puesta a tierra son necesarios los siguientes datos de partida:
1.- Subestación de la que se alimenta el C.T. 2.- Tensión de servicio de M.T. del C.T. 3.- Conexión del neutro de la subestación. 4.- Tipo de protección de faltas a tierra. 5.- Sensibilidad de la protección. 6.- Tiempo de duración del defecto. 7.- Nivel de aislamiento de los circuitos de B.T. del C.T. 8.- Resistividad del terreno (superficial y media según electrodo). 9.- Geometría de dispersor de tierra elegido. 10.- Longitud de la red aérea y subterránea de M.T. conectada a la misma red que alimenta el C.T. TENSIONES DE PASO Y CONTACTO MAXIMAS ADMISIBLES
Una vez conocida la resistividad superficial del terreno y las características del neutro de la subestación se determinan las tensiones de paso y contacto admisibles de acuerdo con la MIE-RAT 13, cuyos valores son: 37
V Padm =
10 K t
n
( 1+
6 V s 1000
)
Siendo: C ¡
Vs:
¢
£
t
,5 Vs
(
)
Resistividad superficial del terreno
t : Tiempo total de duración de la falta K y n: Constantes, función del tiempo
0,9 u t > 0,1
seg
K = 72
n=1
3
u t > 0,9
seg
K = 78,5
n = 0,18
5
ut>3
seg
Vcc = 64
t
>5
seg
Vcc = 50
RESISTENCIA DE LA PUESTA A TIERRA
Su valor será: RT = Kr _ V
CORRIENTE DE DEFECTO
El valor de la corriente de defecto máximo en el C.T. depende del sistema de neutro y se calculo por las expresiones: Neutro aislado: 38
U
I
¦
§
3
Xc
2
¥
Xc
/ 3 [( L C ©
¦
¨
2
¤
T
siendo
Lc Cc )
¤
©
Neutro a tierra:
I
U
3 _ (
T
)
2
X
2
Expresiones en las que: Id=
Intensidad máxima de defecto en el C.T. en Amperios.
U=
Tensión de servicio de la red entre fases en voltios.
R n=
Resistencia de puesta a tierra del neutro de la red de MT (Subestación) en ohmios.
Xn=
Reactancia de puesta a tierra del neutro de la red de MT (Subestación) (Subesta ción) en ohmios.
R T=
Resistencia de la tierra de protección del C.T. en ohmios.
La= Longitud total de las líneas aéreas aérea s de alta tensión subsidiarias de la misma transformación AT/MT de la subestación en km. Lc= Longitud total de los cables subterráneos subterrá neos de alta tensión subsidiarias de la misma transformación AT/MT de la subestación en km. Ca=
Capacidad homopolar de las líneas aéreas } 0,006 QF/km.
Cc=
Capacidad homopolar de los cables subterráneos subterrá neos } 0,25 QF/km.
[ = 2Tf = 314 pulsación de la corriente alterna.
TENSION DE PASO MAXIMA 39
Se calcula por la expresión:
V p = K p _ Id _ V
Debiendo ser inferior a VPadm
TENSION DE CONTACTO MAXIMA
Se calcula por la expresión:
V c ! K c Id V
Debiendo ser inferior a VCadm (apartado 4.1). En caso contrario se adoptarán como medidas adicionales de seguridad la formación de una plataforma equipotencial alrededor del C.T. según lo indicado en el apartado 5.7 de la memoria. En este caso la tensión de paso de acceso a dicha plataforma será:
VPacc ! V c ! K c V Id
Debiendo cumplirse:
cc
e
t
(
3 V
3 Vd )
3000 ;.m resistividad superficial de la plataforma equipotencial.
40
TENSION DE DEFECTO
Se calcula por la expresión:
V d = R T Id
Debiendo ser inferior al nivel de aislamiento de las instalaciones de B.T. fijado en 10 kV (apartado 5.1 de la memoria). Si Vde 1000 V se podrá disponer una sola tierra para protección y neutro de B.T. SEPARACION ENTRE TIERRAS
Si Vd es superior a 1000 V, la separación mínima entre las tierras de protección y neutro será: D I V/
!
28
metros
3.2.3.- CALCULO DE RED A TIERRAS
Ejemplo del diseño de una red de tierra para una subestación de 400/230 kV, con potencia de cortocircuito de 7500 MVA. A continuación se presentan los datos para el desarrollo del Sistema de Tierras de una Subestación, por el método de una capa. Para el diseño se toma como área básica de la red, la que ocupa el equipo eléctrico y las estructuras. Datos para el cálculo: Potencia de cortocircuito máximo 7500 MVA (trifásica a tierra) Corriente de cortocircuito máximo 21,300 Amp Resistividad de terreno ( ) 50 -m Resistividad superficial (piedra) ( s) 2500 -m Profundidad de la red (h) 0.30 m Tiempo de duración de la falla 20 ciclos Longitud de la red de tierra 650 m Frecuencia 60 ciclos/segundo Ancho de la red de tierra 25 m Relación x/R en el bus (para x´/R = 20) 1.03 Hilos de guarda 12 Resistencia del hilo de guarda conductor PIGEON 41
Solución: Calculo del diseño preliminar
Superficie cubierta por la red de tierra
A = (650 x 25) m = 16,250m2 1. Corriente de cortocircuito Icc = 21.3 KA Cálculo de número de conductores La separación entre conductores será de 5m lado corto y 25m lado largo, entonces se tiene: Lado corto:
25/5+ 1= 6 (Lado longitudinal) Lado largo: 42
650 /25+1=27 (Lado transversal) LLLKLKELRDKJNKGNKJCFXCFVFFGGHHGFFDDFGGHVVCDDDFFFFFDF DResistencia de la red R red = p/4r + pLt
Rred =50 / 4(71.92) + 50 /457 5= 0.1847
3.3.- DIAGRAMAS UNIFILARES
Los diagramas unifilares representan todas las partes que componen a un sistema de potencia de modo gráfico, completo, tomando en cuenta las conexiones que hay entre ellos, para lograr así la forma una visualización completa del sistema de la forma más sencilla. Ya que un sistema trifásico balanceado siempre se resuelve como un circuito equivalente monofásico, o por fase, compuesto de una de las tres líneas y un neutro de retorno, es rara vez necesario mostrar más de una fase y el neutro de retorno cuando se dibuja un diagrama del circuito. Muchas veces el diagrama se simplifica aún más al omitir el neutro del circuito e indicar las partes que lo componen mediante símbolos estándar en lugar de sus circuitos equivalentes. No se muestran los parámetros del circuito, y las líneas de trasmisión se representan por una sola línea entre dos terminales. A este diagrama simplificado de un sistema eléctrico se te llama diagrama unifilar o de una línea. Éste indica, por una sola línea y por símbolos estándar, cómo se conectan las líneas de transmisión con los aparatos asociados de un sistema eléctrico. El propósito de un diagrama unifilar es el de suministrar en forma concisa información significativa acerca del sistema. La importancia de las diferentes partes de un sistema varía con el problema, y la cantidad de información que se incluye en el diagrama depende del propósito para el que se realiza. Por ejemplo, la localización de los interruptores y relevadores no es importante para un estudio de cargas. Los interruptores y relevadores no se mostrarían en el diagrama si su función primaria fuera la de proveer información para tal estudio. Por otro lado, la determinación de la estabilidad de un sistema bajo condiciones transitorias resultantes de una falla depende de lavelocidad con la que los relevadores e interruptores operan para aislar la parte del sistema que ha fallado. Por lo tanto, la información relacionada con los interruptores puede ser de extrema importancia. Algunas veces, los diagramas unifilares incluyen información acerca de los transformadores de corriente y de potencia que conectan los relevadores al sistema o que son instalados para medición.
43
3.3.- SIMBOLOGIA
Es importante conocer la localización de los puntos en que el sistema se aterriza, con el fin de calcular la corriente que fluye cuando ocurre una falla asimétrica que involucro la tierra El símbolo estándar para designar a una conexión Y trifásica con el neutro sólidamente conectado a tierra. Si una resistencia o reactancia se inserta entre el neutro de la Y y la tierra, para limitar el flujo de corriente a tierra durante la falla, se le pueden adicionar al símbolo estándar de la Y aterrizada los apropiados para la resistencia o la inductancia. La mayoría de los neutros de transformadores de los sistemas de transmisión están sólidamente aterrizados. Porlo general, los neutros de los generadores se aterrizan a través de resistencias razonablemente elevadas y algunas veces a través de bobinas. 44
Diagrama Unifilar de un sistema eléctrico de Potencia
Este diagrama unifilar es de un sistema de potencia sencillo. Dos generadores uno aterrizado a través de una reactancia y el otro a través de una resistencia están conectados a una barra y por medio de un transformador de elevación de tensión, a una línea de transmisión. El otro generador aterrizado a través de una reactancia se conecta a una barra y por medio de un transformador, al extremo opuesto de la línea de trasmisión. Una carga está conectada en cada barra. Es común dar información sobre el diagrama que esté relacionada con las cargas, los valores nominales de los generadores y transformadores y con las reactancias de los diferentes componentes del circuito. DIAGRAMAS DE IMPEDANCIA Y REACTANCIA
El diagrama unifilar se usa para dibujar el circuito equivalente monofásico o por fase del sistema, con el fin de evaluar el comportamiento de éste bajo condiciones de carga o durante la ocurrencia de una falta. La figura la siguiente figura se combina los circuitos equivalentes de los diferentes componentes que se muestran en la figura anterior para formar el diagrama de impedancias monofásico del sistema. Si se realiza un estudio de 45
cargas, las cargas en atraso A y B se representan por una resistencia y una reactancia inductiva en serie. El diagrama de impedancias no incluye las impedancias limitadoras de corriente, mostradas en el diagrama unifilar entre los neutros de los generadores y la tierra, porque no fluye corriente a tierra en condiciones balanceadas y los neutros de los generadores están al mismo potencial que el del sistema. Debido a que la corriente de magnetización de un transformador es, por lo general, insignificante con respecto a la corriente de plena carga, el circuito equivalente del transformador omite con frecuencia la rama de admitancia en paralelo. Cuando se hacen cálculos de fallas, aun usando programas computacionales, es común no considerar la resistencia. Por supuesto, esta omisión introduce algún error, pero los resultados pueden ser satisfactorios ya que la reactancia inductiva de un esquema es mucho mayor que su resistencia. La resistencia y la reactancia inductiva no se suman directamente, y laimpedancia no es muy diferente de la reactancia inductiva si la resistencia es pequeña. Las cargas que no involucran maquinaria rotatoria tienen un efecto pequeño en la corriente de línea total durante una falla y generalmente se omiten. Sin embargo, as cargas con motores sincrónicos siempre se toman en cuenta al hacer cálculos de fallas ya que sus fems generadas contribuyen a la corriente de corto circuito. Si el diagrama se ya ausar para determinar la corriente inmediatamente después de que una falla ha ocurrido, se deben tener en cuenta los motores de inducción como si fueran fems generadas en serie con una reactancia inductiva. Los motores de inducción se ignoran cuando se desea calcular la corriente unos pocos cielos después de ocurrida la falla, ya que su contribución decae muy rápidamente al cortocircuitarse el motor .
El diagrama de impedancias se reduce al diagrama de reactancias por fase de la Figura anterior, si se decide simplificar el cálculo de la corriente le falla omitiendo todas las cargas estáticas, todas las resistencias, la rama de admitancia en paralelo de cada transformador y la capacitancia de las líneas de trasmisión. A los diagramas de impedancia y de reactancia monofásicos se les llama diagramas monofásicos de secuencia positiva, ya que muestran las impedancias para corrientes balanceadas en una fase de un sistema trifásico simétrico.
46
3.3.2.- DIFERENTES TIPOS DE SUBESTACIONES
Las subestaciones se pueden denominar de acuerdo con el tipo de función que desarrollan, en tres grupos: a) Subestaciones variadoras de tensión. S ubestación
Elevadora
Subestación de transformación en la cual la potencia de salida de los transformadores está a una tensión más alta que la potencia de entrada. S ubestación
Reductora
Estación de transformación en la cual la potencia que sale de los transformadores tiene una tensión más baja que la potencia de entrada. b) Subestaciones de maniobra o seccionadoras de circuito. c) Subestaciones mixtas (mezcla de las dos anteriores). De acuerdo con la potencia y tensión que manejan las subestaciones, estas se pueden agrupar en: Subestaciones de transmisión. Arriba de 230 kv. Subestaciones de subtransmisiòn. Entre 230 y 115kv. Subestaciones de distribución primaria. Entre 115 y 23 kv. Subestaciones de distribución secundaria. Debajo de 23 kv.
47
CLASIFICACION DE LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS a) Subestaciones receptoras primarias. b) Subestaciones receptoras secundarias. c) Subestaciones tipo intemperie. d) Subestaciones tipo interior. e) Subestaciones tipo blindado. f) Subestaciones tipo rural. g) Subestaciones en las plantas generadoras o centrales eléctricas Subestación eléctrica
Subestación eléctrica elevadora. Una subestación eléctrica es usada para la transformación de la tensión de la energía eléctrica. El componente principal (y más caro) de una subestación eléctrica es el transformador. Las subestaciones eléctricas elevadoras se ubican en las inmediaciones de las centrales eléctricas para aumentar la tensión de salida de sus generadores. En España los niveles de tensión normalizados más habituales son 15, 20, 66, 132, 220 y 400 kV. De ellos, los dos últimos corresponden a la red de transporte (gestionada y operada por RED ELÉCTRICA) y el resto son de la red de distribución. Cerca de las poblaciones y de los consumidores, se encuentran las subestaciones eléctricas reductoras que reducen el nivel de tensión para que sea apto para su uso por medianos consumidores (fábricas, centros comerciales, hospitales, etc). Dicha reducción tiene lugar entre tensiones de transporte (400 o 220kV) a tensiones de distribución. Repartidos en el interior de las ciudades existen centros de transformación (CT¶s) que bajan la tensión a 400V en trifásica (tres fases y neutro), la cual es apropiada para su distribución a pequeños consumidores, entre los que se encuentra el consumo doméstico. Para este tipo de consumo se utiliza en cada vivienda una fase y el neutro, por lo que la tensión que se mide con un polímetro es de 230 V. La razón técnica para realizar esta operación es la conveniencia de transportar la energía eléctrica a larga distancia a tensiones elevadas para reducir las pérdidas resistivas por efecto Joule ( ), que dependen de la intensidad de corriente. Las líneas de la subestación eléctrica están protegidas por equipos principalmente con dos principios de funcionamiento: diferencial de línea y distancia. En el primer caso se compara 48
la intensidad de ambos extremos de la línea en cada instante y se comprueba que coincidan, mientras que en el segundo se obtiene la impedancia de la línea realizando el cociente entre tensión e intensidad para verificar que se encuentre entre unos valores predeterminados. También poseen aparatos de maniobra tanto en carga (interruptores) como sin carga (seccionadores) y de medida (transformadores de intensidad y de tensión). Así mismo es necesario establecer comunicaciones entre las subestaciones que se encuentran en los extremos de las líneas, y ésta puede realizarse bien mediante fibra óptica, comunicaciones en alta frecuencia a través de la misma línea (onda portadora) o por un enlace de radio. Para proteger líneas de media tensión (<66 kV) frente a caídas de rayos durante tormentas eléctricas y prevenir que se vean afectadas por averías en CT¶s de clientes se instalan fusibles (comúnmente llamados XS) de manera que éstos sean los elementos que se deterioren en caso de sobreintensidades.
49
UNIDAD 4 PRUEBAS DE RUTINA A TRANSFORMADORES
ENSAYOS DE RUTINA
Los ensayos de rutina son aquellos que se realizan a todos los transformadores nuevos reconstruidos o reparados y establecidos por la siguiente tabla. Ensayos de Rutina ENSAYOS DE RUTINA ENSAYOS ELÉCTRICOS NORMA APLICABLE Medición de la relación de transformación, verificación de polaridad NTC 471 Medición de la resistencia de los devanados NTC 375 Tensión aplicada NTC 837 Tensión inducida NTC 837 Medición de las tensiones de cortocircuito NTC 1005 Medición de las pérdidas con carga NTC 1005 Medición de las pérdidas y corrientes sin carga (en vacío) NTC 1031 Fuente: Norma Técnica Colombiana NTC 380 50
Ensayo de Relación de Transformación.
El ensayo tiene como principal objetivo, la determinación de la relación entre el número de vueltas del devanado primario y el secundario, en otras palabras es la relación de voltajes del devanado de alta tensiónal devanado de baja tensión. La relación de transformación se expresa: a: relación de transformación N1y N2: Numero de espiras en el devanado primario y secundario V1 y V2: Tensiones en las terminales del devanado primario y secundario. I1 y I2: Corrientes en el devanado primario y secundario. Para interpretar los resultados será necesario calcular el porcentaje de diferencia que exista entre los valores reales y los valores teóricos de acuerdo a la siguiente expresión: Valor Medio o Valor Teoria.- Diferencia (2) Como regla general se acepta que el porcentaje de diferencia no debe ser mayor al 0.5% Existen varios métodos para determinar la relación de transformación de un transformador: método de los voltímetros, método del potenciómetro, método del transformador patrón (TTR). A continuación se expondrán los métodos de voltímetros y de transformador patrón por ser los métodos más utilizados. Método de los Voltímetros.
Se realiza aplicando una tensión de valor conocido por el primario del transformador. La relación de transformación puede medirse a través de voltímetros conectados al primario y al secundario. Método del Transformador Patrón (TTR).
Cuando dos transformadores con la misma relación de transformación son conectados en paralelo y se excitan, la corriente circulante a través de los devanados de baja tensión es igual a cero como se muestra en la Figura 2. Basándose en este principio, el TTR opera 51
variando controladamente el número de espiras del transformador patrón hasta obtener la no circulación de corriente, de esta forma se afirma que los transformadores tanto patrón como bajo prueba tienen la misma relación de transformación. El TTR es una herramienta diseñada para hacer mediciones de relación de transformación, además es un elemento práctico y preciso para analizar las condiciones de transformadores en los siguientes casos: Medición de la relación de transformación de los 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. Identificación de espiras en cortocircuito. Determinación de la cantidad de espiras en bobinas de transformadores. Ensayo de Polaridad.
El objetivo de el ensayo de polaridad es determinar el desplazamiento angular expresado en grados entre el vector que representa la H1 H2 X1 X2 Polaridad Aditiva H1 H2 X2 X1 Polaridad Sustractiva
Tensión de línea a neutro de una fase de alta tensión y el vector que representa la tensión de línea a neutro en la fase correspondiente por el lado de baja tensión. Se encuentran dos clases de polaridad aditiva y sustractiva como se muestra en la La polaridad reviste una gran importancia en la conexión de los transformadores, sobre todo si estos han de ser conectados en paralelo, en bancos o Y-¨ porque un error equivale a un cortocircuito parcial o completo, con desastrosas consecuencias. Método del Transformador Patrón.
52
El TTR es un transformador de polaridad conocida que realiza dos operaciones simultáneas relación de transformación descrita anteriormente y verificación de polaridad que opera de la siguiente manera: El transformador de polaridad conocida y el bajo prueba se conectan en paralelo por el lado de alta tensión, por el lado de baja solo se conectan los terminales de uno de los devanados de ambos transformadores, dejando libre los restantes. En estas condiciones se aplica una tensión de valor reducido a los terminales de alta, se mide la tensión entre los terminales libres del lado de baja tensión; si el voltímetro indica cero o un valor mínimo, la polaridad de ambos transformadores será la misma. Método Diferencial de Corriente Alterna.
Se conectan entre si, los terminales de los devanados de alta y baja tensión contiguos del lado izquierdo del transformador (mirando desde el lado de baja), se aplica una tensión reducida de corriente alterna al devanado completo de AT y se efectúan lecturas, primeramente de la tensión aplicada y luego de la tensión entre terminales contiguos del lado derecho de ambos devanados . Si esta ultima lectura es de menor valor que la primera, la polaridad es sustractiva y si es de mayos valor que la primera la polaridad es aditiva.
4.1 PRUEBAS DE POLARIDAD Y RELACION DE TRANSFORMACION Prueba de polaridad.
El transformador de polaridad conocida y el bajo prueba se conectan en paralelo por el lado de alta tensión, por el lado de baja solo se conectan los terminales de uno de los devanados de ambos transformadores, dejando libre los restantes. En estas condiciones se aplica una tensión de valor reducido a los terminales de alta, se mide la tensión entre los terminales libres del lado de baja tensión; si el voltímetro indica cero o un valor mínimo, la polaridad de ambos transformadores será la misma Polaridad de un transformador .
La polaridad reviste una gran importancia en la conexión de los transformadores, sobre todo si estos han de ser conectados en paralelo, en bancos o Y porque un error equivale a un cortocircuito parcial o completo, con desastrosas consecuencias. Tipos de polaridad. 53
y
Adictiva: Cuando sus bornes sean de polaridad opuesta.
y
Sustractiva: Cuando sus bornes homólogos tengan igual polaridad Ensayo de polaridad mediante un transformador normalizado.
Cuando se dispone de un transformador normalizado de polaridad conocida y de la misma relación que la unidad que se está ensayando, se conectan en paralelo los devanados de alta tensión de ambos transformadores uniendo los terminales igualmente marcados. Se conectan también análogamente los terminales marcados de un extremo de los devanados de baja tensión de ambos transformadores, dejando los otros extremos libres. Se aplica un valor reducido de tensión a los devanados de alta tensión y se mide la tensión entre los dos terminales libres. Una lectura cero o despreciable del voltímetro indicará que las polaridades de ambos transformadores son idénticas. Ensayo de polaridad por respuesta inductiva.
Haciendo pasar corriente continua a través del devanado de alta tensión, se conecta un voltímetro de c.c. de alta tensión en bornes de los terminales del mismo devanado, de manera que se obtenga una pequeña desviación positiva de la aguja cuando se cierre el circuito de excitación. Entonces se transfieren las dos conexiones del voltímetro directamente a través del transformador a los terminales opuestos de baja tensión. La interrupción de la corriente de excitación de c.c. induce una tensión en el devanado de baja tensión y provoca una desviación en el voltímetro. Si la aguja se mueve en el mismo sentido que antes, la polaridad es aditiva. Si la aguja se mueve en sentido opuesto, la polaridad es sustractiva. Ensayo de polaridad mediante elensayo de tensión alterna.
Colocándose enfrente del lado de baja tensión del transformador, se unen las conexiones adyacentes, de alta y baja tensión de la parte izquierda. Aplicar cualquier valor conveniente de tensión de c.a. a todo el devanado de alta tensión y tomar lecturas primero de la tensión aplicada y luego de la tensión entre los terminales adyacentes de alta y baja tensión de la parte derecha. Si la última lectura es menor que la primera, la polaridad es sustractiva. Si es mayor que la primera, la polaridad es aditiva.
Relación de Transformación.
La relación existente entre el número de espiras del primario y del secundario de un transformador, determinará el valor de la f.e.m. inducida sobre su circuito secundario. Un transformador que posea en su secundario mayor número de espiras que las del primario, inducirá sobre aquel una tensión mayor que la aplicada. A la inversa, un secundario con 54
menor número de espiras que las del primario generará una tensión menor que la del primario.
4.2 PRUEBA DE RIGIDEZ DIELECTRICA DEL ACEITE 1. OBJETIVO. Comprobar que el aceite usado como líquido aislante de un transformador cumpla con las especificaciones eléctricas necesarias para ser usado. Y prevenir la contaminación con humedad del aceite e impurezas. 2.INSTRUMENTOSDEMEDICIÓN. El instrumento de medición a emplear para este tipo de prueba es el probador digital de rigidez dieléctrica o probador de la copa marca HIPOTRONICS completamente automático y provisto con un rango máximo de salida de 0 - 60 kV entre 2 boquillas y de 30 kV entre boquilla y tierra con un rango de medición de 3.5 dígitos en la escala de kV con una proporción de aumento de tensión aplicada de 500, 2000 o 3000 Volts por segundo (vps). 3. NORMAS DE REFERENCIA. as presentes especificaciones están referidas a lo estipulado en las normas:
NMX-J-123/1-ANCE-1999 "Aceites minerales aislantes para transformador" Parte 1: especificaciones NMX-J-123/2-ANCE-1999 "Productos eléctricos - transformadores " Parte 2: Muestreo y métodos de prueba. 4. METODO DE PRUEBA. El método de prueba es directo a la muestra con equipo de medición, bajo la norma ASTMD 877. 5. PROCEDIMIENTO. El aceite de un transformador cumple con 2 funciones elementales como lo son el enfriado y aislamiento de los devanados eléctricos para mejor su eficiencia y correcto funcionamiento. Como el aislante estará sometido a grandes tensiones de operación es necesario que cumpla con una prueba de tensión disrruptíva mínima que se pudiera presentar y de este modo prevenir percances que pudieran ser más costosos.
El panel de control del probador de rigidez dieléctrica se muestra en la figura 1 (parte inferior) y
1.Consta de un voltmetro (1) certificado con una exactitud del 2% y memoria característica que hace que el indicador retenga en la pantalla el voltaje al cual ocurrió la ruptura hasta que sea manualmente reseteado.
55
y
y
y
y
y y
y
y y y y y y y
y y
El selector de proporción de aumento de tensión aplicada (2) regula el voltaje de salida y tiene 3 rangos de incrementos: 500, 2000 y 3000 Volts por segundo y posiciones de "stop" arriba y debajo de cada rango que detiene el voltaje de prueba aplicado hasta ese momento en el valor que se esté obteniendo, y reanuda la aplicación de voltaje, girando la perilla al rango original de prueba inicial. El botón pulsador "start" (3) se utiliza para activar el voltaje de prueba dependiendo del rango de incremento de tensión. Una vez que se presiona el botón "start" el voltaje de prueba se aplica hasta la ruptura y se enciende el indicador rojo de "failure" (falla) o hasta que el interruptor de candado "HV off anytime" es liberado para abrir la cubierta de vidrio. La prueba puede ser también finalizada presionando el botón pulsador "reset". El Indicador de falla (4) se enciende instantáneamente cuando se produce una ruptura en el aislante y el voltaje de salida es automáticamente desactivado. El botón de pulso "reset" (4) se usa para desenergizar el indicador de falla "failure" reajustar la lectura del voltmetro a cero y permitir la reanudación de la prueba La sección de controles de Energía de CA (5) contiene un interruptor tipo "toggle" una lámpara piloto que indica cuando el equipo está energizado y un fusible limitador de corriente que protege a la unidad y puede ser removido para su reemplazo. La temperatura del aceite bajo prueba debe estar entre 20 y 30 grados centígrados. Enjuagar los electrodos de prueba completamente con un solvente de hidrocarburo seco como keroseno o Stoddard. Antes de iniciar la prueba, dejar reposar a la muestra por 3 minutos o más para Para la operación del equipo se deben seguir las siguientes instrucciones paso a paso: Para asegurar la conformidad con las normas ASTM D877 o D1816, checar y ajustar el espacio entre los electrodos en la celda de prueba usando un apropiado calibrador. Llenar la copa de prueba con suficiente cantidad de líquido aislante para cubrir completamente los electrodos y cumplir con el nivel mínimo especificado en las normas ASTM Agitar el líquido aislante con pequeños golpes en la copa de pruebas (La agitación rápida puede causar un exceso de burbujas en el líquido) Colocar cuidadosamente la copa de prueba llena entre los electrodos dentro de la celda de prueba y cerrar la tapa de cristal de seguridad. permitir el escape de cualquier burbuja que se haya acumulado. Energizar el equipo, oprima el botón de AC POWER a la posición ON. Si se enciende el indicador de falla "failure", presione el botón "reset", hasta que la lectura del voltmetro sea cero. Ajuste la posición de la proporción de aumento del voltaje de prueba "rate of raise" a la posición apropiada. Presione el botón "start" para inicial a incrementar el voltaje de salida. El voltaje se incrementa automáticamente hasta que la ruptura ocurre y el indicador de falla "failure" se enciende y el voltaje decae a cero. La pantalla del voltmetro continuará desplegando el voltaje de ruptura hasta que el botón "reset" sea presionado y la lectura regresará a cero. Repetir el proceso 2 veces más para la misma muestra, para encontrar un promedio de las tres lecturas obtenidas. 56
Figura 1. Panel frontal del probador de rigidez dieléctrica del aceite 6. CRITERIOS DE APROBACIÓN.
Para un probador de rigidez dieléctrica de electrodos planos con una separación de 2.54 mm, el promedio de 5 muestras de aceite deberá soportar favorablemente una tensión de 30 kV como mínimo para que sea considerado como bueno para su uso. Además la relación de la desviación estándar de las 5 lecturas entre la media debe ser menor a 0.1 para considerar la prueba como satisfactoria, de lo contrario se deberán repetir las pruebas para otras 5 muestras. Para un probador de rigidez dieléctrica de electrodos semiesféricos con separación de 1.02 mm, una muestra de aceite debe soportar favorablemente una tensión de 20 kV como mínimo para que sea considerado como bueno para su uso. 7. REPORTE DE PRESENTACIÓN DE RESULTADOS.
El reporte de presentación de resultados de la prueba de rigidez dieléctrica del aceite contiene la información de la lectura de las 5 muestras, el promedio, la desviación estándar y la relación de la desviación estándar entre la media. Deberá contener todas las lecturas que fueran necesarias para obtener resultados satisfactorios o de lo contrario, se deberá realizar el cambio de aceite del transformador.
57
PROCESO DE FILTRADO Y DESGASIFICADO AL ALTO VACÍO DE TRANSFORMADORES EN ACEITE.
El transformador es el equipo eléctrico con el cual el usuario comete mayores abusos, lo trabajan a sobrecargas continuas, se le protege inadecuadamente y si se le dedica un período de mantenimiento, éste por lo general es pobre. Por supuesto que estos abusos se comenten a título de que el transformador es un aparato estático y que construido correctamente, sus posibilidades de fallas son mínimas. Sin embargo, tales abusos se reflejan en una disminución considerable de la vida útil del aparato. Entrando en materia, la humedad presente en el aceite, se puede originar por el aire que inhala el transformador durante su proceso de trabajo, por fallas en sus juntas y fugas en general. El contenido de agua en el aceite, se define en partes por millón, 1,000 partes por millón (ppm)= 1% humedad. Se dice que un aceite está en equilibrio, cuando su contenido de humedad es igual a 40 ppm, (0.04% de humedad),. Bajo esta condición, ni el aceite cede su humedad a los aislamientos, ni éstos la ceden al aceite. Al romperse la condición de equilibrio, es decir aumentarse el valor de contenido de humedad en el aceite, se obtienen los siguientes resultados: 1. El aceite cede su humedad a los aislamientos, lo cual da por resultado que se incremente su valor de factor de potencia y sus pérdidas, lo que se traduce en envejecimiento y destrucción. 2. El incremento de humedad de aceite, da por resultado una disminución en su valor de voltaje de ruptura o rigidez dieléctrica. Con valores de contenido de agua de 60 ppm., el valor de rigidez dieléctrica se disminuye en un 13%. El aceite se satura, cuando su contenido de humedad es de 100 ppm, (0.1%). Bajo esta situación, cualquier adición en humedad será absorbida por los materiales fibrosos del transformador, como son: cartones, papeles aislantes y maderas. De lo antes expuesto, concluimos que la inspección de un aceite aislante, debe abarcar al menos: Contenido de humedad. Acidez. Rigidez dieléctrica. Presencia de lodos. Si al realizar las pruebas Físico - Químicas y Cromatografía de Gases al aceite, estas nos arrojan valores no favorables, entonces se procederá a realizar el Filtrado y Desgasificado al alto vacío del mismo, siendo el proceso de la siguiente forma:
58
FILTRADO Y DESGASIFICADO DE ACEITE A TRANSFORMADOR.
1. OBJETIVO DEL SERVICIO. Mantener al aceite aislante del transformador en condiciones adecuadas de acuerdo a las especificaciones establecidas. 2. PROCEDIMIENTO. El proceso del filtrado desgasificado se hace a todo tipo de transformadores que contengan aceite aislante ya sea parafínico o nafténico. Es decir, transformadores de pequeña, mediana y alta capacidad que podrán ser cualquier marca y de cualquier tensión. CALENTAMIENTO AL ACEITE.- Eliminándose humedad contenida, así mismo provocando su dilatación. PURIFICACIÓN MECANICA.- A base de fuerza centrífuga, en este se efectuará la separación de sólido-liquido (partículas de suspensión sedimentos etc.) y la más importante líquido-líquido. PROCESO DE FILTRACIÓN.- A base de cartuchos de asbesto de celulosa en este se eliminan y / o se retienen partículas mayores de 5 micras (separación líquidosólido). PROCESO DE ALTO VACIO.- Con capacidad de 575 mm de Hg. En este se almacenan gases, burbujas, desareación, rompimiento de tensión superficial y deshidratación del aceite. 3. EQUIPO UTILIZADO. Se usa un equipo de filtración al alto vacío, con sistema de calentamiento y con capacidad Necesaria para realizar al recírculado en un tiempo normal (que depende de la cantidad de aceite aislante a tratar). DIGRAMA DE FLUJO PARA EL PROCESO DE FILTRADO Y DESGACIFICADO DEL ACEITE.
4. RESULTADOS. Mejora las propiedades dieléctricas del aceite como su rigidez dieléctrica, tensión interfacial, disminuir el contenido de ppm. de agua, mejorar su factor de potencia y reducir sólidos. 5. RECOMENDACIONES. Se recomienda que el tratamiento de aceite se efectué por lo menos una vez al año, y si el medio ambiente es muy contaminado dos veces al año. Así mismo se recomienda que haga un análisis completo al aceite. CAMBIO DE ACEITE. El aceite aíslate se deteriora por la acción de la humedad, del oxígeno, por la presencia de catalizadores (cobre) y por temperatura. La combinación de estos elementos, efectúan una acción química en el aceite, que da como resultado, entre otros, la generación de ácidos que 59
atacan intensamente a los aislamientos y a las partes mecánicas del transformador. De esta acción química resultan los lodos que se precipitan en el transformador y que impiden la correcta disipación del calor, acelerando por lo tanto el envejecimiento de los aislamientos y su distribución. La humedad presente en el aceite, se puede originar por el aire que inhala el transformador durante su proceso de trabajo, por fallas en sus juntas y fugas en general. También se genera por descomposición propia del aceite y de los aislamientos. Un aceite muy contaminado es aquél que presenta los siguientes valores Contenido de humedad igual o mayor que 80 ppm. Acidez igual o mayor que 0.2 mg. del número de neutralización de la potasa cáustica. Rigidez dieléctrica, menor o igual a 22 KV. Se reporta presencia de lodos. Bajo tal condición de contaminación, es recomendable sustituir el aceite, para lo cual se debe disponer lo siguiente: Sacar la parte viva en caso de que este en taller. Desechar el aceite (Se hace el vaciado en Tambos de 200 lts, bajo normas). Limpiar tanque con aceite nuevo en su interior. Limpiar parte viva con aceite nuevo y secarla si estuviese en taller. Sellar y llenar a vacío con aceite nuevo. Lo eficiente del servicio dependerá de la periodicidad del mismo. Si bien es reconocido que un mantenimiento preventivo realizado en plazo de cada seis meses, es un buen servicio para el transformador en aceite, creemos que éste será mejor si disminuimos el tiempo transcurrido entre uno y otro, y el o del mismo dependerá de si se lleva o no un registro de operaciones y resultados.
60
4.3.- PRUEBAS DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO OBJETIVO.
Verificar que los aislamientos del transformador bajo prueba cumplen con la resistencia mínima soportable bajo la operación a la que serán sometidos, así como de comprobar la no inadecuada conexión entre sus devanados y tierra para avalar un buen diseño del producto y que no exista defectos en el mismo. INSTRUMENTOS DE MEDICION. Los instrumentos de medición que se emplearán en esta prueba dependen del grado de exactitud de la lectura de la resistencia de aislamiento que se quiera conocer. NORMAS DE REFERENCIA. Las presentes especificaciones están referidas a lo estipulado en las normas:
IEEE C57.12.90-1993 "IEEE Standard test code for liquid - inmersed distribución, power, and regulating transformers and IEEE guide for short - circuit testing of distribution and power transformers". IEEE 43-1974 METODO DE PRUEBA. El método de prueba de la resistencia de aislamiento de un transformador es el de medición directa con el instrumento de medición PROCEDIMIENTO. El significado de la resistencia de aislamiento generalmente requiere de cierta interpretación y depende básicamente del diseño, sequedad y limpieza de los aislantes que envuelven al transformador. El procedimiento de prueba para la medición de la resistencia de aislamiento de un transformador está descrito en la norma IEEE C57.12.90 y contiene básicamente los siguientes puntos claves :
La temperatura de los devanados y del líquido aislante deben estar cercanos a 20° C. Todos los devanados deben estar inmersos en el mismo liquido aislante. Todos los devanados deben de estar cortocircuitados. Todas las boquillas del transformador deben estar en su lugar. Todas las terminales que no se consideran en la prueba así como la carcaza y el tanque deberán conectarse a tierra mientras se aplique el voltaje de prueba. Deben seguirse las indicaciones de cada instrumento de medición dependiendo del que se trate teniéndose como mínimas las siguientes: Megger analógico. Primeramente se debe seleccionar el voltaje de prueba de acuerdo a la tabla 1 que son las recomendaciones del fabricante ya que no se cuenta con normas publicadas que contengan una especificación más detallada: o
61
Tabla 1. Voltaje de prueba para diferentes voltajes de referencia.
Voltaje nominal de referencia (V) Voltaje de prueba (V) Menos de 115 250 115 250 o500 230 500 460 500 o 1000 Como una regla general, el voltaje de prueba debe ser aplicado hasta que se registre una lectura que no cambie en un margen de 15 segundos o la lectura final que observa en el transcurso de 60 segundos. En circuitos capacitivos se deberá ejercer la tensión de prueba por un minuto o más si es necesario completar la carga de la muestra. La norma IEEE 431974 marca que es imposible de especificar el valor de la resistencia de aislamiento que debe ser medida para la cual un devanado fallará eléctricamente, pero en motores las lecturas mínimas generalmente figuran en 2 MW para tensiones nominales de hasta 460 V. La figura 1 muestra el diagrama elemental de conexiones del Megger analógico, donde el devanado bajo prueba puede ser cualquiera de los ya mencionados antes. Una vez terminadas las conexiones se debe girar la palanca a una velocidad tal que la aguja del instrumento se estabilice y se encienda el led de color verde y tomar la lectura. Si el led de color rojo se enciende significa que el valor medido se deberá multiplicar por 10. El voltaje aplicado para la medición de la resistencia de aislamiento a tierra deberá ser incrementado en un tiempo no mayor a 15 segundos y después de ser retenido en su valor de prueba durante un minuto y se deberá reducir gradualmente en no más de 5 segundos a un valor de un cuarto o menos del valor máximo que se haya registrado. Las pruebas de resistencia de aislamiento deberán realizarse con los circuitos de igual voltaje conectados entre sí y los circuitos de diferente voltaje deberán ser probados por separado, por ejemplo: Alta tensión vs. Baja tensión Alta tensión vs. Tierra Baja tensión vs. Tierra Neutro vs. Tierra (En el caso de que el neutro no esté conectado directamente a tierra) Esta prueba se realiza con la finalidad de incrementar la exactitud del estado de prueba de los aislamientos de un transformador, y en el caso de que no sea suficiente con la prueba de resistencia de aislamiento, se recomienda la PRUEBA DE INDICE DE POLARIZACION y PRUEBA DE INDICE DE ABSORCION
62
La prueba debe ser interrumpida inmediatamente si la lectura de la corriente comienza a incrementarse sin estabilizarse. Podrían presentarse descargas parciales durante las pruebas de resistencia de aislamiento que puedan causar al transformador bajo prueba y también arrojar resultados erróneos en los valores de las lecturas de medición, para este caso se deberá hacer una pausa y continuar posteriormente con la prueba. Después de que la prueba haya sido completada se deberán aterrizar por un periodo de tiempo suficiente para liberar cualquier carga que haya quedado atrapada.
Figura 1 Conexiones del Megger analógico para la medición de la resistencia de aislamiento de un transformador. CRITERIOS DE APROBACIÓN. No hay una buena cifra para determinar si una lectura de una resistencia de aislamiento es buena o mala, pero una buena guía es la de considerar 1 MW por cada 1000 Volts de prueba aplicados como una cifra mínima. Esto es aplicable a motores y transformadores.
63
4.4.- PRUEBAS AL SISTEMA DE TIERRAS
El factor más importante de la resistencia a tierra no es el electrodo en sí, sino la resistividad del suelo mismo, por ello es requisito conocerla para calcular y diseñar la puesta a tierra de sistemas. La resistividad del suelo es la propiedad que tiene éste, para conducir electricidad, es conocida además como la resistencia específica del terreno. En su medición, se promedian los efectos de las diferentes capas que componen el terreno bajo estudio, ya que éstos no suelen ser uniformes en cuanto a su composición, obteniéndose lo que se denomina "Resistividad Aparente" que para el interés de este trabajo, será conocida simplemente como "Resistividad del Terreno". En la NOM-022-STPS-1999 se define el término resistividad, como la resistencia que ofrece al paso de la corriente un cubo de terreno de un metro por lado. De acuerdo con la NOM-008-SCFI-1993, Su representación dimensional debe estar expresada en Ohm-m, cuya acepción es utilizada internacionalmente. La resistividad del terreno varía ampliamente a lo largo y ancho del globo terrestre, estando determinada por: y y y y y y y
Sales solubles Composición propia del terreno Estratigrafía Granulometría Estado higrométrico Temperatura Compactación
SALES SOLUBLES La resistividad del suelo es determinada principalmente por su cantidad de electrolitos; ésto es, por la cantidad de humedad, minerales y sales disueltas. Como ejemplo, para valores de 1% (por peso) de sal (NaCl) o mayores, la resistividad es prácticamente la misma, pero, para valores menores de esa cantidad, la resistividad es muy alta. COMPOSICIÓN DEL TERRENO La composición del terreno depende de la naturaleza del mismo. Por ejemplo, el suelo de arcilla normal tiene una resistividad de 40-500 ohm-m por lo que una varilla electrodo enterrada 3 m tendrá una resistencia a tierra de 15 a 200 ohms respectivamente. En cambio, la resistividad de un terreno rocoso es de 5000 ohm-m o más alta, y tratar de conseguir una resistencia a tierra de unos 100 ohm o menos con una sola varilla electrodo es virtualmente imposible.
64
ESTRATIGRAFÍA El terreno obviamente no es uniforme en sus capas. En los 3 m de longitud de una varilla electrodo típica, al menos se encuentran dos capas diferentes de suelos. En XX se encuentran ejemplos de diferentes perfiles de resistividad. GRANULOMETRÍA Influye bastante sobre la porosidad y el poder retenedor de humedad y sobre la calidad del contacto con los electrodos aumentando la resistividad con el mayor tamaño de los granos de la tierra. Por esta razón la resistividad de la grava es superior a la de la arena y de que ésta sea mayor que la de la arcilla. ESTADO HIGROMÉTRICO El contenido de agua y la humedad influyen en forma apreciable. Su valor varía con el clima, época del año, profundidad y el nivel freático. Como ejemplo, la resistividad del suelo se eleva considerablemente cuando el contenido de humedad se reduce a menos del 15% del peso de éste. Pero, un mayor contenido de humedad del 15% mencionado, causa que la resistividad sea prácticamente constante. Y, puede tenerse el caso de que en tiempo de secas, un terreno puede tener tal resistividad que no pueda ser empleado en el sistema de tierras. Por ello, el sistema debe ser diseñado tomando en cuenta la resistividad en el peor de los casos. TEMPERATURA A medida que desciende la temperatura aumenta la resistividad del terreno y ese aumento se nota aún más al llegar a 0° C, hasta el punto que, a medida que es mayor la cantidad de agua en estado de congelación, se va reduciendo el movimiento de los electrolitos los cuales influyen en la resistividad de la tierra COMPACTACIÓN La resistividad del terreno disminuye al aumentar la compactación del mismo. Por ello, se procurará siempre colocar los electrodos en los terrenos más compactos posibles. MEDICIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL SUELO.
La resistividad del terreno se mide fundamentalmente para encontrar la profundidad y grueso de la roca en estudios geofísicos, así como para encontrar los puntos óptimos para localizar la red de tierras de una subestación, sistema electrónico, planta generadora o transmisora de radiofrecuencia. Asimismo puede ser empleada para indicar el grado de corrosión de tuberías subterráneas. En general, los lugares con resistividad baja tienden a incrementar la corrosión.
65
En este punto es necesario aclarar que la medición de la resistividad del terreno, no es requisito para hacer una malla de puesta a tierra. Aunque para diseñar un sistema de tierras de gran tamaño, es aconsejable encontrar el área de más baja resistividad para lograr la instalación más económica. El perfil de la resistividad del suelo determinará el valor de la resistencia a tierra y la profundidad de nuestro sistema de puesta a tierra. Para medir la resistividad del suelo se requiere de un terrómetro (llamado en otros países: telurómetro) o M egger de tierras de cuatro terminales. Los aparatos de mayor uso, de acuerdo a su principio de operación, pueden ser de 2 tipos: del tipo de compensación de equilibrio en cero y el de lectura directa. Los terrómetros deben inyectar una corriente de frecuencia que no sea de 60 Hz para evitar se midan voltajes y corrientes que no se deban al aparato sino a ruidos eléctricos. Por ejemplo, si estamos cerca de una subestación o de una línea en servicio, y vamos a realizar mediciones de resistividad y resistencia de tierra, con un aparato de 60 Hz, dichos sistemas van a inducir corrientes por el suelo debido a los campos electromagnéticos de 60 Hz y darán una lectura errónea. De igual manera sucede cuando los electrodos de prueba están mal conectados o tienen falsos contactos, darán señales falsas de corriente y voltaje. Si hay corrientes distintas a las que envió el aparato, éste leerá otras señales de voltaje y corriente que no son las adecuadas. También estos aparatos de repente tienen oscilaciones en sus lecturas y no es posible leerlas. Un aparato inteligente, lleva conductores blindados, coaxiales, tiene sistemas de filtraje, de análisis y mide lo que halla, pero esa información la analiza, la filtra y luego la deduce. Por ejemplo, para hacer una medición manda una señal de 100 Hz y mide; luego manda otra señal de 150 Hz y vuelve a medir y puede seguir enviando otras altas frecuencias hasta que los valores van siendo similares, forma una estadística y obtiene un promedio. Los terrómetros son analógicos o digitales y deben contener 4 carretes de cable calibre 14 AWG normalmente. Para enrrollamiento rápido se recomienda construir un sistema devanador que permita reducir el tiempo de la medición. También traen 4 electrodos de material con la dureza suficiente para ser hincados en la tierra con marro. Son de una longitud aproximada de 60 cm y un diámetro de 16 mm. Además de lo anterior se hace necesario contar con una cinta no metálica de 50 m aproximadamente. Los terrómetros tienen cuatro terminales 2 de corriente (C1, C2) y 2 de potencial (P1, P2) y están numerados en el aparato C1 P1 P2 C2. Los terrómetros deben estar certificados y probados en el campo con una resistencia antes de realizar las mediciones.
66
Como la medición obtenida por un terrómetro es puntual, se deben hacer mediciones en un sentido, en otro a 90 grados del primero, y, en el sentido de las diagonales. En la medición de resistividad de un terreno, es común encontrar valores muy dispares, causados por la geología del terreno, por lo que es una práctica común de una tabla con lecturas, el eliminar los valores que estén 50% arriba o abajo del promedio aritmético de todos los valores capturados.
de Cuatro Terminales.
M egger
MÉTODO DE WENNER. En 1915, el Dr. Frank Wenner del U.S . Bureau of S tandards desarrolló la teoría de este método de prueba, y la ecuación que lleva su nombre. Con objeto de medir la resistividad del suelo se hace necesario insertar los 4 electrodos en el suelo. Los cuatro electrodos se colocan en línea recta y a una misma profundidad de penetración, las mediciones de resistividad dependerán de la distancia entre electrodos y de la resistividad del terreno, y por el contrario no dependen en forma apreciable del tamaño y del material de los electrodos, aunque sí dependen de la clase de contacto que se haga con la tierra. El principio básico de este método es la inyección de una corriente directa o de baja frecuencia a través de la tierra entre dos electrodos C1 y C2 mientras que el potencial que aparece se mide entre dos electrodos P1 y P2. Estos electrodos están enterrados en línea recta y a igual separación entre ellos. La razón V/I es conocida como la resistencia aparente. La resistividad aparente del terreno es una función de esta resistencia y de la geometría del electrodo.
En la figura se observa esquemáticamente la disposición de los electrodos, en donde la corriente se inyecta a través de los electrodos exteriores y el potencial se mide a través de los electrodos interiores. La resistividad aparente está dada por la siguiente expresión:
67
Si la distancia enterrada (B) es pequeña comparada con la distancia de separación entre electrodos (A). O sea A > 20B, la siguiente fórmula simplificada se puede aplicar:
La resistividad obtenida como resultado de las ecuaciones representa la resistividad promedio de un hemisferio de terreno de un radio igual a la separación de los electrodos. Como ejemplo, si la distancia entre electrodos A es de 3 metros, B es 0.15 m y la lectura del instrumento es de 0.43 ohms, la resistividad promedio del terreno a una profundidad de 3 metros, es de 8.141 ohm-m según la fórmula completa y de 8.105 ohms-m según la fórmula simplificada. Se recomienda que se tomen lecturas en diferentes lugares y a 90 grados unas de otras para que no sean afectadas por estructuras metálicas subterráneas. Y, que con ellas se obtenga el promedio. MÉTODO DE SCHLUMBERGER El método de Schlumberger es una modificación del método de Wenner, ya que también emplea 4 electrodos, pero en este caso la separación entre los electrodos centrales o de potencial (a) se mantiene constante, y las mediciones se realizan variando la distancia de los electrodos exteriores a partir de los electrodos interiores, a distancia múltiplos (na) de la separación base de los electrodos internos (a). La configuración, así como la expresión de la resistividad correspondiente a este método de medición se muestra en la figura.
68
El método de Schlumberger es de gran utilidad cuando se requieren conocer las resistividades de capas más profundas, sin necesidad de realizar muchas mediciones como con el método Wenner. Se utiliza también cuando los aparatos de medición son poco inteligentes. Solamente se recomienda hacer mediciones a 90 grados para que no resulten afectadas las lecturas por estructuras subterráneas. PERFIL DE RESISTIVIDAD
Para obtener el perfil de resistividad en un punto dado, se utiliza el Método de Wenner con espaciamientos entre electrodos de prueba cada vez mayores. Por lo general, para cada espaciamiento se toman dos lecturas de resistividad en direcciones perpendiculares entre sí. La gráfica resultante de trazar el promedio de las mediciones de resistividad (R) contra distancia entre electrodos (a) se denomina perfil de resistividad aparente del terreno.
69
DATOS DE RESISTIVIDAD DE SUELOS TÍPICOS
MATERIAL Permafrost Asfalto Seco Asfalto Mojado Concreto Seco Concreto Mojado Compuesto GAP seco Compuesto GAP con 30% de agua en masa
RESISTIVIDAD (ohm-metro) 3500 - 4000 2*10 e6 - 30*10e6 10000 - 6 * 10 e6 1200-28000 21-100 0.032 0.015
DATOS DE RESISTIVIDAD DEL SUELO DE LA CIUDAD DE LEÓN, GTO. (A 3 metros de profundidad)
CERRO DE LAS HILAMAS (Rocoso) CERRO GORDO (Rocoso) COLONIA PARQUE MANZANARES (Arenoso) ESTACIÓN DEL FERROCARRIL (Arcillas) TECNOLÓGICO DE LEÓN (Arcillas) PARQUE HIDALGO (Antiguo ojo de agua)
220 ohm-m 80 ohm-m 14 ohm-m 8 ohm-m 7 ohm-m 3 ohm-m
DATOS DE RESISTIVIDAD DEL SUELO DE OTROS LUGARES
IRAPUATO, GTO. (LAPEM) a 1.6 m de profundidad.
11-27 ohm-m
EJEMPLOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD Capa superficial arcillosa y húmeda, capa inferior rocosa: perfil de resistividad ascendente. Lugar: Parte norte de la zona urbana de León, Guanajuato. Para simular su comportamiento se requiere de por lo menos utilizar los valores de 2 capas.
70
Capa superficial muy seca, capa inferior arenosa: perfil de resistividad descendente. Lugar: Zona urbana de Aguascalientes, Ags. Para simular su comportamiento se requiere de por lo menos utilizar los valores de 2 capas.
Terreno rocoso y seco. Perfil de resistividad plano. Lugar: Zona del cerro de la Bufa en Zacatecas, Zacatecas. Para simular su comportamiento se puede utilizar la resistividad promedio.
Existen programas para elaborar modelos del terreno con los datos de las mediciones. La figura de ejemplo es del programa RE SAP-S oil Resistivity Analysis de la compañía Safe Engineering Services and Technologies Ltd. 71
72
4.5.-MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
Mantenimiento de los transformadores de potencia. Introducción El cambio de política de muchas empresas ha ejercido una considerable influencia en los apartados de mantenimiento y operación de sus máquinas eléctricas. Estas han visto en muchos casos reducidas las labores activas de mantenimiento consiguiendo reducir costes a corto plazo pero generando un mayor riesgo de uso de las mismas a medio y largo plazo. Las condiciones de operación también han cambiado en el sentido de sacar el máximo partido a cada máquina funcionando las mismas a los máximos regímenes posibles y en ocasiones por encima del nominal. Este marco de trabajo tiende a envejecer prematuramente el parque de máquinas y si las mismas no son objeto de un mínimo programa de mantenimiento que detecte situaciones de riesgo o de limitación de uso, la situación resultante conducirá a medio plazo a un irregular campo de maniobra (averías, paradas no programadas, interrupciones de suministro«) que hoy en día son tan habituales y negativas ante el cliente final. El transformador de potencia es una máquina eléctrica diseñada alrededor de un ciclo de vida útil de unos 30 años. Esto no quiere decir que no se pueda continuar su explotación mas allá de este tiempo, de hecho gran parte del parque de operación eléctrica e industrial viene operando con máquinas fiables más allá de este límite. Lo realmente importante es conocer el estado y evolución del transformador para estar en condiciones de poderlo operar con la máxima seguridad y saber si es apropiado continuar su uso, conocer la capacidad de sobrecarga, limitar la potencia, reacondicionarlo o en su caso retirarlo del servicio activo. Existen una serie de técnicas de mantenimiento que desde el punto de vista eléctrico y a través de determinados ensayos de campo nos van a permitir poder seguir el estado del transformador como se ha indicado y para el caso de avería detectar con agilidad el problema acaecido y ejecutar las acciones oportunas. ENSAYOS DE CAMPO EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
En función de la política de mantenimiento de la empresa propietaria, de la importancia de la máquina y de las posibilidades de parada, lo apropiado es organizar sobre cada transformador un ajustado programa de mantenimiento mediante un protocolo de ensayos previamente acordado. A continuación se va a indicar una serie de ensayos que pueden constituir este programa y que vienen a ser una continuación de los ensayos de validación del transformador en fábrica pero adaptados al trabajo en campo. Hay que tener en cuenta que en campo, en las instalaciones receptoras del transformador, habitualmente no se va a disponer de la posibilidad de uso de equipos voluminosos, lo que impone ciertas limitaciones a los ensayos de campo con respecto a los de fábrica. 3 Los ensayos que se citan son un conjunto de entre los comercialmente disponibles, estandarizados y habituales en los programas de ensayos. 73
ENSAYOS DE LOS CIRCUITOS ELÉCTRICO / MAGNÉTICO.
Se trata de la realización con instrumentación portátil (transportable en turismo/camioneta de ensayos) de una serie de medidas que permitan la obtención de los parámetros básicos del transformador. Se estudiará su estado puntual para emitir un diagnóstico y la tendencia de los parámetros para la ejecución de acciones programadas. Todos los ensayos de este grupo son off-line (fuera de servicio). Ensayos de circuito eléctrico/magnético: Ensayo de vacío. Relación de transformación (TTR). Polaridad, grupo de conexión y corriente de excitación. Ensayo de cortocircuito (impedancia de dispersión). Resistencia de bobinados. Respuesta de frecuencia (FRA). Ensayo de vacío.
Relación de transformación. Polaridad, grupo de conexión y corriente de excitación. Este ensayo tradicionalmente conocido como ³ensayo de vacío´ se basa en la inserción de una tensión alterna en el devanado de alta tensión del transformador por cada una de sus fases estando el lado de baja abierto. En función de los datos recogidos se obtienen estos parámetros significativos del transformador: Relación de transformación (TTR de ³Transformer Turn Ratio´): Cociente entre la Tensión en alta / tensión en baja. Se debe de corresponder con los valores del protocolo del transformador / placa de características. Unidad de medida de relación de transformación monofásica, marca Megger, modelo TTR 100. 4 En el transformador de potencia con regulador se aprovechará para realizar el registro de todas las posiciones del mismo lo cual aporta una información extra de su estado y el Cambiador de Tomas en Carga (CTC). Esta medida informará directamente de la presencia de cortocircuitos entre espiras. Resultados de un ensayo de relación de transformación que determinan un cortocircuito entre espiras en el lado de baja. Aplicación diagnóstica del sistema ETP (unidad TTR UM1B de UNITRONICS). Fases roja y verde superpuestas, amarilla separada. Polaridad / grupo de conexión. Se puede corroborar el grupo de conexión con el parámetro anterior y mediante los desfases entre tensiones alta / baja. Unidad de medida de relación de transformación trifásica de la firma UNITRONICS, modelo UM1B. Corriente de excitación. Es la corriente que circula por el devanado de alta con la baja abierta. Esta corriente debería de ser proporcional a la del ensayo de vacío de fábrica pero con la alinealidad que supone el uso de tensiones de ensayo distintas a la nominal. 74
Unidad de medida de relación de transformación trifásica de la marca Megger, modelo TTR. No debe existir excesiva desviación entre los valores medidos entre fases y es normal una ligera diferencia (por geometría) entre fases extremas y central. Existirán importantes variaciones cuando haya problemas de puntos calientes, deterioro en el paquete magnético, aflojamiento del núcleo o desprendimiento del shunt magnético. ENSAYO DE CORTO CIRCUITO (IMPEDANCIA DE DISPERSION).
Este ensayo tradicionalmente conocido como ³ensayo de cortocircuito´ se basa en la inserción de una tensión por un devanado (el de alta) estando el otro devanado en cortocircuito. Este ensayo simula al de fábrica pero no es del todo comparable en cuanto a resultados al no circular valores nominales. Es habitual registrar las posiciones nominal y extremas si hubiera regulador. Unidad de medida de impedancia de cortocircuito de la firma UNITRONICS, modelo UM5B. Tensión de cortocircuito.
Este parámetro normalmente dado en % e identificado en la placa de características del transformador es el resultado extrapolado por linealidad de 6 tensiones al valor nominal y debería de aproximarse al del protocolo / placa de características del transformador. Su variación indicará irregularidades en el circuito magnético, desplazamiento de bobinados, cortocircuitos, deformaciones mecánicas« Pantalla de resultados de un ensayo de cortocircuito (equipo UM5B, marca UNITRONICS) indicando cambios en el circuito geométrico. Resistencia de bobinados (Winding Resistance).
Con esta prueba se persigue la determinación de la resistencia óhmica pura de los devanados de cada fase tanto en el lado de alta como en el de baja tensión y si existe regulador para cada posición del mismo. Lo que a primera vista puede parecer sencillo de medir, no lo es tanto, ya que es preciso hacer circular corrientes relativamente elevadas para registrar los mínimos valores de resistencia habituales /m/ con la precisión requerida. Estas corrientes han de circular a la vez a través de las inductancias equivalentes del transformador. Resultados de un ensayo de resistencia de bobinados mostrando un problema en el devanado de alta. El carácter elevadamente inductivo de los transformadores (L asociada y núcleo magnético) implica tiempos de magnetización y estabilización de la medida que 75
deben ser tenidos en cuenta a la hora de determinar el fin de la misma y proporcionar los resultados. Unidad de medida de resistencia de bobinados de la firma UNITRONICS, modelo UM3B. Esto es especialmente importante en transformadores de elevada potencia o diseños o configuraciones especiales. Fallo detectado en el regulador desde los resultados del ensayo anterior. La medida definitiva debe de ser corregida en temperatura para conseguir resultados comparables en el tiempo y se deben convertir los parámetros compuestos a simples (esto es, si se mide una estrella y la medida se ha realizado entre fases sin neutro; extraer los valores de cada bobinado de fase por separado). El resultado de este ensayo debe de ser comparable con el del protocolo de fábrica y dará una indicación clara del estado de los bobinados, el regulador y el conexionado (aflojamiento o calentamientos). Ensayo de respuesta en frecuencia (FRA de ³Frequency Response Analisys´).
El objetivo de este ensayo es determinar la curva de respuesta en frecuencia del conjunto equivalente eléctrico / dieléctrico / magnético / mecánico del transformador evaluado. Hay dos acercamientos a este ensayo: Técnica Barrido en frecuencia. Se utiliza un generador de barrido de baja tensión sincronizado con un medidor de nivel que para cada fase registran su curva de respuesta en frecuencia. El resultado es una curva que correlaciona frecuencias en eje horizontal y atenuaciones por fase en el eje vertical. Técnica del pulso. Se inserta un pulso rápido de ~500V al transformador y se recoge el mismo tanto en la entrada como en la salida de cada fase. ³Firma´ FRA de un ensayo con un problema en los bobinados de un transformador detectada con el equipo FRAMIT. Devanado derrumbado y conexiones flojas en el transformador del ensayo anterior. A continuación y ya en el PC, se usan técnicas de proceso digital de señal y algoritmos matemáticos que pasan del dominio del tiempo al de la frecuencia generando el mismo resultado que con la técnica de barrido. Ambas técnicas presentan como resultado la misma ³firma´ del transformador que incorpora implícita en su interior toda la información del completo estado eléctrico / dieléctrico / /magnético / mecánico. Este ensayo es muy útil como complemento a los habituales y puede además servir para comprobar que el transformador no haya 10 sufrido alteraciones debidas al transporte, bobinados sueltos o desplazados, problemas en el núcleo magnético, etc. 76
Equipo FRA de la marca Starlogic, modelo FRAMIT
Diagnóstico y tendencias Los resultados de los ensayos anteriores se convierten en los distintos parámetros registrados del transformador y que fueron previamente programados en el protocolo de ensayos. Estos parámetros se someterán a una evaluación de criterios para la emisión del diagnóstico. Aspecto del software experto de diagnóstico de medidas en transformadores de potencia ETP Diag Help.
Los criterios de diagnóstico pueden variar en función del transformador y de unas compañías a otras, pero existen unos valores mínimos, otros normalizados y otros que de modo empírico conforman los programas expertos de diagnóstico que en este sentido dan una interpretación de los criterios de fallo. Estos programas dan una orientación del estado de la máquina, pero debe ser el experto de mantenimiento quien con todos los datos de la misma indique el diagnóstico final y ejerza las acciones oportunas: reparar, continuar la operación, programar nuevos ensayos, recomendar limitación de servicio« Otro alcance vendrá determinado por el histórico/tendencias del transformador. La evolución de los parámetros del mismo puede ayudar en la detección de la velocidad de degradación de la máquina y en las exigencias de mantenimiento de la misma. Aspecto del software de tendencias ETP Trends, mostrando un fallo en el regulador y su posterior reparación. ENSAYOS DE CAMPO DEL SISTEMA DIELÉCTRICO.
Uno de los elementos clave en la operación del transformador de potencia y el que va a determinar su vida útil remanente es su dieléctrico. El dieléctrico se divide en: dieléctrico líquido (usualmente aceite) sobre el que tendremos cierto grado de manipulación a través de posibles tratamientos y dieléctrico sólido (papel) sobre el que nuestras acciones son limitadas exclusivamente a la comprobación externa e indirecta de su estado. En función de la política de mantenimiento de la empresa propietaria, de la importancia de la máquina y del riesgo tolerable de avería, lo apropiado en su caso es realizar sobre ella ensayos según un apropiado programa y protocolo previamente acordados. Los programas de mantenimiento darán como resultado un mayor conocimiento del estado y disponibilidad de los transformadores. A largo plazo esto se 12 traducirá en un concepto muy importante: ³Extensión de la vida de los transformadores de Potencia´. En este apartado vamos a incidir en los métodos eléctricos de detección aunque se comentará que existen otros mas, enfocados a laboratorio y relacionados con la toma de muestras de aceite. El objetivo de 77
este artículo es afianzar el conocimiento de estas medidas tanto en caso de realizarlas en las entidades por sí mismas como si son subcontratadas a empresas externas. A continuación se resumen los ensayos de campo habituales realizados sobre el sistema dieléctrico de los transformadores de potencia ENSAYOS ELÉCTRICOS DEL CIRCUITO DIELÉCTRICO.
Existe un conjunto de ensayos que mediante instrumentación electrónica de medida nos puede proporcionar una evaluación en campo del estado puntual del dieléctrico del transformador de potencia. Se van a describir los ensayos más habituales. De nuevo serán todos off-line (transformador fuera de servicio) salvo las excepciones indicadas. Ensayos del circuito dieléctrico. Resistencia de Aislamiento e Índice de Polarización (IR, PI). Tensión de reabsorción (RVM) y constante de tiempo. Capacidad, Tangente de Delta y pérdidas en dieléctrico / bornes. Descargas parciales (PD). Ensayos físico-químicos en el aceite. Rigidez dieléctrica. Humedad disuelta. Cromatografía de gases. Cromatografía de furanos. - Resistencia de Aislamiento (IR, Insulation Resistance). Este ensayo ha sido el más corriente históricamente siendo llamado en la terminología de los operarios ³meggar´ al transformador (el término viene de la marca de los primeros equipos Megger). 13 Equipo de medida de resistencia de aislamiento e Índice de Polarización. Marca Megger, modelo BM 25.
En este ensayo se utiliza un equipo de medida capaz de generar altas tensiones en continua typ.5000V que aplicadas entre extremos del dieléctrico del transformador de potencia (un extremo a los bornes unidos de alta y el otro a la baja y al chasis) permite evaluar el estado puntual del dieléctrico en su interior. El equipo dispone de una fuente de alta tensión continua operando con baterías o desde la red de alimentación. La filosofía de medida se basa en el registro de la corriente / tensión de forma continua que evoluciona como respuesta a un escalón de tensión. Esquema equivalente del circuito dieléctrico de un transformador.
Ri es la resistencia de aislamiento, Cg la capacidad geométrica y las distintas Ra/Ca simulan el circuito equivalente de absorción dieléctrica. La resistencia de aislamiento será el cociente entre tensión y corriente en el minuto 1 del ensayo (~Ri en la figura 18). Este parámetro debe de estar por encima de unos valores mínimos normalizados. Contiene información directa del estado del sistema dieléctrico del transformador, pero está muy influenciado por la temperatura (y debería de normalizarse / corregirse a una dada), por ello se suele utilizar otro parámetro llamado Índice de Polarización (PI, Polarization Index). 78
Para registrarlo se continúa el ensayo desde el minuto 1 hasta el minuto 10 siendo el IP el cociente de corrientes en ambos tiempos. Este valor ya es independiente de la temperatura y debería de ser cotejable entre ensayos sucesivos. Tensión de Reabsorción (RVM, Recovery Voltaje Measurement). Una forma de disponer de un conocimiento genérico del estado del dieléctrico (papelaceite) del transformador es mediante el ensayo de tensión de reabsorción. Mediante este ensayo se obtiene el espectro de polarización del dieléctrico que incorpora a la vez información tanto de la humedad disuelta como de la degeneración de sus componentes. El ensayo de tensión de reabsorción persigue determinar el ³espectro temporal´ de los distintos circuitos Ra/Ca que incorporan la información de humedad / degradación del dieléctrico. Consta de la ejecución de varios ciclos de carga / descarga del dieléctrico desde una fuente de tensión continua V con cuyo resultado se compone un espectro de puntos llamado espectro de polarización. Cada punto se deduce de un proceso de carga durante un tiempo T (S1 cerrado y S2 abierto) de la muestra y descarga de un tiempo T/2 (S1 abierto y S2 cerrado). Finalmente un electrómetro (E= voltímetro de muy alta impedancia) registra el punto como el máximo de la curva de tensión aportada por los Ra/Ca que devuelve la muestra. Esquema de operación del medidor de tensión de reabsorción (RVM).
La curva obtenida (figura 20) responde al espectro equivalente de todas las Ra/Ca asociadas al circuito de la figura 18. El aspecto de la curva y la posición del máximo son indicativos de la calidad definitiva del dieléctrico papel / aceite. Mayor humedad = mayor desviación del máximo hacia la izquierda en el eje de tiempos. 15 Pantalla de ensayo del sistema RVM de Unitronics UM2B.
La tensión utilizada en este ensayo se ha estandarizado en 2kV para que sea comparable y aplicable al conjunto de transformadores de potencia / distribución en baño de aceite. En la curva de la figura 20 se aprecian en el eje horizontal tiempos de ciclo y en el vertical máximos por ciclo de la tensión de reabsorción. Aparte del ensayo RVM, este ensayo aporta de paso y para un ciclo mayor de 10 minutos la resistencia de aislamiento, el índice de polarización y la curva de evolución de resistencia. Equipo de ensayo de tensión de reabsorción (Recovery Voltaje Meter / RVM) de la marca Unitronics, modelo UM2B. Capacidad / Tangente de delta y pérdidas en el dieléctrico /bornes (DDF & Capacitance, Dissipation Factor & Capacitance / Bushings). Otro 79
acercamiento habitual a la hora de realizar la evaluación del dieléctrico es el de tangente de delta. En este ensayo se utiliza una tensión alterna y se busca conocer el ángulo de pérdidas del elemento bajo ensayo. Este equipo de ensayo suele ser mas voluminoso ya que para poder generar corriente suficiente en elevadas tensiones alternas es precisa una voluminosa fuente de alimentación. Esta técnica de medida es 16 de nuevo off-line aunque existen equipos de medida desarrollados que permiten acercamientos on-line. Esta medida incorpora información del grado de humedad y contaminación y emula (mayor tensión) el comportamiento y las agresiones de tensión próximas a las de servicio. Es importante anotar la temperatura del transformador y la humedad ambiental (fugas superficiales). Diagrama de las corrientes fluyendo por el dieléctrico, la IR, resistiva está en fase a la tensión y la IC capacitiva desfasada 90º, la IT, total define el ángulo y su tangente. Equipo de medida de tangente de delta marca Megger, modelo Delta 2000. Ensayos de descargas parciales (PD, Partial Discharge test).
Existe la posibilidad de realizar ensayos de descargas parciales en transformadores de potencia, sobre todo en los transformadores más críticos o de mayor potencia. Las descargas parciales son pequeñas descargas que aparecen en el interior de los dieléctricos como manifestación de la degeneración de los mismos. Aparecen como 17 efecto del incremento del campo eléctrico en pequeños vacíos gaseosos en el interior del aceite aunque también se pueden dar en el papel o epoxy o como resultado de la presencia de contaminaciones metálicas, etc. Estas descargas aceleran los efectos de degradación térmica y aunque para el caso del aceite son auto-regenerables, conducen en algunos casos exponencialmente a la destrucción del transformador de potencia. Hay dos sistemas usuales de detección, acústicos y eléctricos. El sistema acústico busca registrar la manifestación mecánica sonora (en el rango ultrasónico) de las descargas posibilitando incluso con algún sistema determinar su localización. El sistema eléctrico permitiría determinar las descargas y correlacionarlas con otros parámetros. Este ensayo puede realizarse on-line u offline si se usa fuente aparte para energizar la máquina (posibilidad complicada en campo). En este ensayo de nuevo es importante aportar al informe la temperatura de la máquina y condiciones de entorno. ENSAYOS FISICO-QUÍMICOS.
Otro bloque importante de ensayos son aquellos en los que en campo sólo se extrae adecuadamente (ver normas) una muestra de aceite on/off line a partir de la cual luego vamos a deducir ciertas características de operación del transformador. Rigidez dieléctrica (breakdown voltaje). La degradación del aceite se puede apreciar con sencillez con el 80
registro de este parámetro. El ensayo se basa en la inserción entre electrodos sumergidos en aceite de una tensión creciente hasta que se produce la descarga. Se repite el ensayo seis veces para conseguir una media repetible. La única desventaja es que se precisa extraer del transformador una muestra significativa (la célula de ensayo contendrá 350«600ml). El informe contendrá la temperatura de la muestra. Interior de la vasija de ensayo de rigidez dieléctrica del aceite de un equipo marca Megger, modelo OTS 60 SX.
Tienen terminales de descarga y la hélice de agitación. Humedad (Water content). Hasta últimamente, la evaluación de la humedad disuelta en aceite era un proceso de laboratorio relativamente complejo. Hoy día, la firma Megger ha puesto en el mercado un equipo portátil que unido a unos reactivos de sencilla localización y unos mínimos 18 cuidados de ensayo permite realizar el registro en campo / fábrica / taller de una forma cómoda y sencilla. El sistema implementado es el Karl-Fischer, el habitual normalizado de laboratorio pero ofrecido de modo portátil. Presenta una buena repetibilidad y precisión. Sólo requiere una pequeña muestra de aceite (1ml) y el sistema ejecuta el control completo del proceso químico eliminando la humedad disuelta e indicando su cantidad en ppm, %« Equipo de determinación de humedad disuelta en aceite, marca Megger, Modelo KF 875?. Otros parámetros del aceite.
Otros ensayos habituales de laboratorio y que reportan información complementaria del estado del aceite / transformador son: Tangente de delta en líquidos, tensión interfacial, acidez orgánica, contenido de inhibidor de oxidación, color, aspecto, punto de inflamación y escurrimiento, lodos, densidad, viscosidad, contaminantes sólidos, residuo carbonoso, cenizas, contenido en PCB« - Cromatografía de gases (DGA & Ratio Análisis). El análisis de gases disueltos en aceite se inició alrededor de 1956 en investigaciones de los gases procedentes del disparo de los relés Buchholz protectores del transformador. Ciertas investigaciones sobre los gases allí generados han creado normativas concretas que permiten realizar interpretaciones de los posibles problemas existentes en el interior del transformador. Son parámetros básicos tanto las cantidades de ciertos tipos de gases generados como las proporciones relativas entre distintos gases y la velocidad de aparición / variación de los gases en las muestras recogidas. Se puede por tanto extraer información indirecta de la existencia de Descargas Parciales, puntos calientes, arco, combustiones, envejecimiento, sobrecalentamiento, detectándose fallos incipientes que podrían determinar la avería del transformador.
81
Cromatografía de furanos (Furan Análisis).
En este ensayo de laboratorio se busca determinar la cantidad de cierto componente (furaldehidos) en una muestra de aceite aislante. La teoría es que este tipo de derivados furánicos nunca está presente en el aceite de modo natural y solo existirá como subproducto de degeneración del papel anexo en el transformador. Como complemento, indicar que existen tratamientos para reducir el grado de humedad y purificar el aceite eliminando productos de degradación y retirando partículas metálicas, etc. Pero el acceso al papel del transformador está limitado a su interface con el aceite, por lo que la vida del transformador es la vida del papel. Conclusiones Dados los reducidos tiempos disponibles de parada hoy en día es preciso utilizar equipamiento de medida que permita automatizar al máximo los ensayos a realizar y llevar una base de datos con todos los ensayos realizados a fin de poder optimizar las labores de diagnóstico y tendencia. Es preciso realizar ensayos de puesta a cero bien para instalaciones o en máquinas nuevas: en primer lugar para asegurar que la máquina está en perfectas condiciones de uso y cumple con los requisitos contractuales y en segundo lugar para disponer de datos con que realizar un posterior seguimiento Predictivo o ante averías. Se hace necesario además que el personal de mantenimiento conozca a fondo tanto estos ensayos como la forma de realizarlos para obtener de ellos la máxima fiabilidad bien si se hacen dentro de la empresa como sub-contratados evitando inconsistencias en los resultados. Estos ensayos, pese a ser sencillos y hoy en día automatizados, conllevan una serie de detalles de medida a tener en cuenta para que las medidas sean fiables aparte de los detalles de seguridad del usuario. Formación teórico-práctica en ensayos de campo sobre máquinas eléctricas en las instalaciones de UNITRONICS. Se han descrito la mayoría de ensayos habituales y ³normalizados´ en los protocolos de medida. Con un número reducido de equipos de medida se puede tener una idea clara del sistema dieléctrico del transformador. En cualquier caso es de gran importancia profundizar en el conocimiento de estos ensayos para asegurarnos del seguimiento tanto en la realización por nuestra cuenta como en la subcontratación de los mismos. Estos ensayos deben de realizarse teniendo en cuenta una serie de precauciones que se relatan tanto en sus normativas asociadas como la lógica de la experiencia. En todos los ensayos del sistema dieléctrico es importante anotar la temperatura del transformador y las condiciones de entorno. Es vital que los operarios encargados de la realización de las medidas dispongan de una óptima formación en este tipo de ensayos, tanto a nivel de ejecución como de diagnóstico y seguimiento.
82
Blindaje.
Es una malla formada por cables de guarda que se instala sobre la estructura de la subestación. Cables de guarda: se entiende por cables de guarda una serie de cables desnudos, generalmente de acero, que se fijan sobre la estructura de una subestación, formando una red que actúa como blindaje, para proteger las partes viva de la subestación de las cargas directas de los rayos. La red de los cables de guarda actúa como contra parte del sistema de tierra. A veces se complementa o se sustituye por una serie de bayonetas de tubo de cable de acero galvanizado, también conectadas a la red de tierra de la instalación, que se fijan ala parte superior de los remates de las columnas de la estructura de la subestación. Para el cálculo del blindaje se puede utilizar una forma más o menos aproximada los siguientes métodos analíticos: 1. Método electrogeométrico. 2. Método se Bewley. 3. Método de bayonetas. Método electrogeométrico.
El cálculo del blindaje a partir del método electrogeométrico se desarrolla en la forma siguiente: La tensión que aparece en los conductores se calcula de la siguiente forma análoga a las líneas de transmisión, o sea: V = Z I 2
Donde I = corriente de rayo obtenida partir de la curva de distribución de la corriente de los rayos. Z = impedancia característica de los conductores.
La corriente del rayo I y la impedancia característica Z se pueden determinar también por las expresiones siguientes: I = 2 x (T.C.F) 2
83
En donde: Z = 60 log
T.C.F. = tención critica de flameo
2Y ohms
r
En donde re = radio externo del conductor
Y = altura efectiva del conductor, que a su vez se determina a partir de: Y = T 2/3
En donde: Yt = altura del remate del conductor en la torre en m. = flecha del conductor en metros. El modelo electro geométrico del blindaje considera a I como el valor de la corriente mínima que produce salidas de la instalación por falla del blindaje. Esta corriente establece una distancia (r) llamada radiocritico de flameo, respecto a los conductores mas elevados de la subestación, y cuya expresión es: rc = 9.06 I c En el modelo electro geométrico se considera que al quedar protegidos los conectores mas altos de una subestación, los niveles superiores quedan automáticamente protegidos, y considera que la zona de atracción de los rayos en el hilo de guardas, genera una parábola, como se muestra en la Figura 5-10. C.G
Zona I Zona II
x FIG. 5-10 Zona de atracción de un rayo 84
En dicha figura: = Altura del hilo de guarda sobre el suelo en metros X =distancia máxima a la que se localizan los puntos protegidos por el cable de guarda. En la figura 5-11 se observa la posición del cable de guarda Cg y del cable de fuerza CF por proteger. La elaboración del modelo electro geométrico se realiza considerando la zona de protección, a aquella limitada por dos parábolas que parten de los cables de guarda. Plano imaginario de tierra
CG
b CF rsg = rcf
h1 Zona protegida
xt
FIG. 5-11 Protección de un cable de fuerza En donde: H1 = Altura máxima del objeto para proteger, localizando exactamente debajo del del cable de guarda (Cg) rsg = Altura del plano imaginario, normalmente se considera que: rsg = o bien,
rsg = rc
cuando r c < por lo que la altura máxima del cable de fuerza será:
h1 = 2 rc- 85
como en realidad los cables de guarda no se instalan exactamente encima de los cables por proteger, entonces conviene establecer la protección por zonas, como se muestra en la figura 5-12 en donde aparece la magnitud ØB que se denomina ángulo de blindaje.
zona de atracción C.G.
C.G.
C.F. rcf
C.F. C.F. c ØB b
d
d
a
Plano imaginario
=y
de tierra rsg = rcf FIG. 5-12 Protección por zonas
En la figura 5-13 se presenta el caso físico de la figura anterior.
CG CB b
C
a
CF
d
CF
CF
d rcf
ht
D 2D
plano imaginario de tierra
86
FIG. 5-13 caso real de la figura anterior (falta dibujo) En donde: a = distancia horizontal entre CF Y Cg b = distancia vertical entre CF y Cg c = distancia entre los centros de los cables CF y Cg d = distancia entre faces
ØB = ángulo de blindaje rc = radio critico de flameo o radio de la zona de atracción Con estos datos se pueden determinar dos de las cuatro variables a, b, c, ØB. Normalmente, r sg que es la altura de plano imaginario de tierra, es igual a la altura h del cable de guarda. La altura mínima de las posibles posiciones que pueden ocupar los cables de guarda, se obtiene a partir de la siguiente expresión. bmin = rc -
r²c - D²
Dividiendo miembro a miembro entre d y considerando que D > d
bmin = rc ±
ref ² - 1 d
d
d
El área total de la subestación A se puede dividir en n subareas (puede ser el área de un modulo) o sea: n=A/a El numero de áreas consideradas puede ser el numero de módulos, mas el numero de bancos. A =2D * L
87
El área de un modulo que se va a proteger es: a = 2D x L. La distancia protegida, de la figura 5-11.
XT = a / 120 El número de cables de guarda (Ncg) requeridos para el blindaje del área A es: Ncg = 30 N / L = 30n / 2D Donde: Ncg = número de cables de guarda. n = numero de subareas en que se divide el área A. La separación entre los cables de guarda, en la fig. 5-13 es de 2D, o sea: 2D * 2XT
Laalturamínima del cable de guarda se calcula a partir de: Tomada de la figura 5-14 f
ht
L
Método de Buwley
El calculo de blindaje a partir de este método se desarrolla en la siguiente forma: si se considera el ejemplo anterior con el modulo de 85kV, en que se tiene:
El largo del modulo (claro) L = 17m 88
El ancho de 2D
= 10m
d
= 3m
d
= 2m
la flecha del cable de guarda, se puede considerar de un 2% de L, o sea: = 0.02 *17 = 0.34m Considerando que los conductores están soportados por cadenas de tención, el punto inferior del punto de guarda puede darse por la expresión: ht = 12.40 + = 1.40 + 0.34 = 12.74m
Por lo tanto, la altura inferior del cable de guarda viene dada por: = 2/3 hI + = 2/3 * 12.74 +
1/9 h²I + 1/3 (L/2)² 1/9 (12.74)² + 1/3(17/2)²
= 14.98 m Si la longitud del modulo es de 60 m, a = 60 * 2 *XT el espacio protegido entre estructuras es: XT = a/120 = 17*10/10 = 1.41 m
El ángulo del blindaje es: ØB = ang tan a/b Y como b = ± hI = 14.98-12.40 = 2.58 m ØB = ang tan 2/2.58 = 37.78º Como este valor esta por debajo del máximo permitido que es de 45º, entonces se considera que la protección contra rayos es adecuada. En estructuras muy altas ØB se puede limitar a 30º. El ejemplo anterior se puede verificar por medio del modelo electrogeométrico, donde a partir de los valores: 89
rc = 29 m rsg = 14.90 m Se pueden dibujar a escala según la figura 5-15
rcf
rcf
rcf
CG
b= 2.58
CG CF
CF
CF
ØB 14.9
12.4
acotaciones en metros
2
3
3
2
FIG. 5-15 Modulo electromagnético
De acuerdo con los datos se puede obtener el ángulo de blindaje ØB Que es una magnitud menor del valor máximo permitido de 45º, que alcanza a cubrir los conductores CF. Por lo tanto en la figura 5-16 se puede reducir el valor de b hasta tener como máximo ØB = 45º valor que se obtiene haciendo b= 2m. 90
Ejemplo: calcule el blindaje de un modulo de 230 kW usando una red de hilos de guarda. Se considera NBI = 1050 kV 2D = 17.50 m = 30.85 m La corriente critica del rayo, como se indico anteriormente es de: Ic = 14 kA La tencióncrítica de flameo es: TCF = NBI / 0.961 = 150 / 0.961 = 1092.6 kV
El radio crítico de flameo, o radio de la zona de atracción es: r c = 9.06 I c = 9.06 * (14) = 52.6 m La altura mínima de las posibles posiciones que pueden ocupar los cables de guarda es: r min = rc ± r²c - D² = 52.6 ± = 0.733m Cuyo valor es la distancia mínima a la que todavía se considera que hay blindaje. a) Primero se puede calcular el blindaje por el método de Bewley, para lo cual se parte de los siguientes datos del modulo de 230 kW. Claro = largo = L = 60.0 m Ancho = 2D = 17.50 m Calculo de la flecha (c) del cable de fuerza. Se puede considerar un dato práctico del 2% del claro, o sea: c = 0.02 * 60.0 = 1.20 m
91
b= 13.35 m
3.75
5
5
3.75
= 30.85 m
h = 17.50 m
17.50 m FIG. 5-16 Marco para 230 kV
Como los cables de fuerza se soportan con cadenas de tensión, el punto inferior del cable de fuerza tiene la siguiente altura hI desde el suelo: hI = 17.5 ± 1.2 = 16.30 m
La altura mínima del cable de guarda, en el punto de montaje es: = 2/ 3 hI + 1/ 9 h²I + 1/ 3 (L/ 2)² = 2/ 3 * 16.3+ 1/ 9(16.3)² + 1/ 3 (60/ 2)² = 29.02 m La distancia XT protegida es: XT = A/ 120= 60 * 17.50/ 120 = 8.75
El ángulo de blindaje ØB es: ØB = ang tan 3.75 / 13.35 = 15.68º Lo cual quiere decir que el blindaje esta sobrado y por lo tanto es correcto. Como este ángulo es inferior al máximo permitido de 45º se puede suponer, para estar entro de la seguridad, un ángulo menor, por ejemplo uno de 40º, permaneciendo a = 3.75m, en cuyo caso: 92
b = a / tan ØB = 3.75 / tan 40º = 4.50 m
Y reduce mucho el costo de la estructura. b) Ahora se puede verificar el mismo caso por el método electrogeométrico. A partir de:
Ic = 14 kA rc = 52.6 m
rcf
rcf
rcf = 52.6 CG
CG
b = 13.35 ØB= 15.68ºC CF
CF
3.75 5 .00
CF
5.00
3.75
17.50
FIG. 5-17 Verificación por el método electrogeométrico
Ya cálculos, se calcula la altura del plano de tierra imaginario que para un modulo de 230 kV puede ser de 22 m. verificando el blindaje que de acuerdo con la figura 5-17.
93
La figura 5-17 indica que si reducimos el valor de b hasta un valor de 3.75 m, todavía quedan protegido los conductores de fase.
Método de bayonetas.
Las bayonetas son piezas de tubo de hierro galvanizado, con su extremo superior cortado en diagonal, terminado en punta, de una longitud variada que depende de la zona que va a proteger, y con un diámetro que depende de la longitud del tubo. Como ejemplo se puede considerar una longitud de 3 m de largo por 32 mm de diámetro. Las bayonetas constituyen un medio adicional de protección contra las descargas atmosféricas directas, aunque no siempre son necesarias, si la red de cables de guarda esta correctamente calculada. Estas actúan como electrodos, provocando mediante el efecto de punta, la concentración de cargas electroestáticas durante la descarga de un rayo. Las bayonetas se colocan sobre las partes mas altas de las estructuras, sobre los capítoles de las columnas, protegiendo un área igual a la sección del cono que corta. El ángulo de protección máxima del cono se ha determinado, en forma experimental, de 30º respecto a su eje, aunque aunque se acostumbra algunos cálculos llegar a utilizar utilizar ángulos de hasta 45º. La zona de protección de una bayoneta se determina a partir de la distancia llamada radio de circuito de flameo rc. De la figura 5-18 se tiene: = altura del plano de la tierra imaginario. = constante del efecto de tierra. Su valor depende del nivel ceráunico del lugar de la instalación, de acuerdo con: = distancia radial de protección = ángulo de blindaje = áreaprotegida al nivel del suelo A = = altura total de la estructura mas la bayoneta La distancia protegida se puede calcular gráficamente a partir de las curvas experimentales indicadas en la figura 5-19, que relacionan la altura b de la punta de la bayoneta con la distancia de protección XT, en función de diferentes valores de h. recomendándose como 94
limite máximo la relación: la altura mínima que debe tener una bayoneta se puede obtener aproximadamente a partir de la figura 5-19. En la práctica, para normalizar las dimensiones de todas las bayonetas de una instalación, se calcula la mas critica y todas las demás se fabrican de la misma longitud, aun quedando excedidas. Distancias de diseño.
Este punto se refiere a las las dimensiones de las distancias entre partes vivas, que se requieren requieren en instalaciones de tipo convencional, ya sea interiores o intemperie. No se toman en cuenta las instalaciones de tipo blindado aisladas en gas.los puntos aquí tratados se basan en las conclusiones del comité No. 23 dela CEI. La separación entre aparatos de una instalación y disposición física de los mismos se efectúa de acurdo con el diagrama unifilar, seleccionando la capacidad de la instalación y su tención nominal. Estos factores no solo afectan el tamaño de las componentes, si no también las distancias a tierra y entre faces. Las determinaciones de estas dimensiones, dimensiones, se efectúan por medio del cálculo cálculo de las distancias eléctricas entre las partes vivas del equipo, y entre estas y las estructuras, muros, rejas y el suelo, de acuerdo con el siguiente orden: 1. 2. 3. 4. 5. 6.
Distancia entre fases Distancia entre fases y tierra Altura de los equipos sobre el nivel del suelo Altura de las barras conectoras sobre el suelo Altura de remate de las líneas de transmisión que llegan a la subestación Distancias de seguridad
Los incisos 1 y 2 ya fueron considerados en el capitulo 2, aunque por conveniencia se repiten en la tabla 5-8. Tabla 5-8 distancias mínimas entre conductores.
TenciónNBIDistancias mínimas a 2 300 m.s.n.m. nominal del sistema kV 85
550
Fase de tierra Ajustes Entrefases Ajustes kV
m
1.35
m 2.43
m 2.50
230
1 050
2.59
4.66
5.00
400
1 425
3.50
7.02
7.00 95
Altura de los equipos sobre el nivel del suelo (hs).
Esta altura se considera también como el primer nivel de barras hs. En cambio, la altura del segundo nivel de barras se indica con hb de acuerdo con la figura 5-22. En donde: 1. 2. 3. 4. 5.
Pararrayos Transformadores de tención y trampa de onda Transformadores de corriente Cuchillas Interruptor
La altura mínima h, de las partes vivas sobre el nivel del suelo, en ningún caso debe ser inferior a 3 metros, si no se encuentran aislados por barras de protección. La altura mínima de la base de los aisladores que soportan partes vivas, no deben ser menor de 2.25 metros, que es la altura de una persona de altura promedio, con el brazo levantado. En general, para cualquier equipo, la altura mínima de sus partes vivas de se calcula de acuerdo con la siguiente expresión, que se considera para un máximo de hasta 1000 m.s.n.m. Donde kV es la tención máxima de diseño del equipo que se trate. A continuación se van a calcular las alturas mínimas para un equipo para las trestenciones nominales consideradas en la tabla 5-8, primero por una altitud de hacia 1000 m.s.n.my después para la altitud de 2300 m.s.n.m. Altura de las barras colectoras sobre el suelo ( 2º nivel) La altura de las barras sobre el nivel del suelo debe considerar la posibilidad de que al pasar el personal por debajo de las barras, esta recibida la tención del campo eléctrico. De hecho, en la edición de 1977 del Nacional Electrical Safety Code se establecen valores de gradientes de tención con un 10% de posibilidad de que el personaltenga la sensación de la existencia del campo eléctrico. La expresión que proporciona la altura de las barras colectoras hb, considerando la sensación de campo eléctrico, es la siguiente: Altura de remate de las líneas de transmisión de la subestación. Los conductores de las líneas de transmisión que llegan o salen de la subestación, no deben rematar a una altura hL inferior a 6 metros. Dicha altura, indica en la figura 5-23, se pueden obtener a partir de la relación 96