reconocimiento y caracterización de la prueba tangente
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Universidad de La Salle Universidad de La Salle
Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle
Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería
1-1-2001
Reconocimiento y caracterización de la prueba Tangente Delta Reconocimiento y caracterización de la prueba Tangente Delta
aplicada en la fabricación de transformadores de distribución aplicada en la fabricación de transformadores de distribución
Carmen Patricia Beltrán Delgado Universidad de La Salle, Bogotá
Pedro Ignacio García Castillo Universidad de La Salle, Bogotá
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Citación recomendada Citación recomendada Beltrán Delgado, C. P., & García Castillo, P. I. (2001). Reconocimiento y caracterización de la prueba Tangente Delta aplicada en la fabricación de transformadores de distribución. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/415
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RECONOCIMIENTO Y CARACTERIZACIÓN DE LA PRUEBA TANGENTE DELTARECONOCIMIENTO Y CARACTERIZACIÓN DE LA PRUEBA TANGENTE DELTA
APLICADA EN LA FABRICACIÓN DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓNAPLICADA EN LA FABRICACIÓN DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
CARMEN PATRICIA BELTRÁN DELGADOCARMEN PATRICIA BELTRÁN DELGADO
PEDRO IGNACIO GARCÍA CASTILLOPEDRO IGNACIO GARCÍA CASTILLO
UNIVERSIDAD DE LA SALLEUNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICAFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C.BOGOTÁ D.C.
20012001
RECONOCIMIENTO Y CARACTERIZACIÓN DE LA PRUEBA TANGENTE DELTARECONOCIMIENTO Y CARACTERIZACIÓN DE LA PRUEBA TANGENTE DELTA
APLICADA EN LA FABRICACIÓN DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓNAPLICADA EN LA FABRICACIÓN DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
CARMEN PATRICIA BELTRÁN DELGADOCARMEN PATRICIA BELTRÁN DELGADO
PEDRO IGNACIO GARCÍA CASTILLOPEDRO IGNACIO GARCÍA CASTILLO
Monografía para optar al título deMonografía para optar al título de
Ingeniero ElectricistaIngeniero Electricista
DirectorDirector
JOSÉ L. GAMBOA NIÑOJOSÉ L. GAMBOA NIÑO
Ingeniero ElectricistaIngeniero Electricista
UNIVERSIDAD DE LA SALLEUNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICAFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C.BOGOTÁ D.C.
20012001
Nota de aceptación Nota de aceptación
_______________________________________
________________________________________
______________________________________
Ing. José L. Gamboa NiñoIng. José L. Gamboa Niño
Director del ProyectoDirector del Proyecto
____________________________________________________________________
Ing.Ing.
JuradoJurado
____________________________________________________________________
Ing.Ing.
JuradoJurado
Bogotá D.C. 15 de Marzo de 2001Bogotá D.C. 15 de Marzo de 2001
A Dios y a mis seres más queridos.A Dios y a mis seres más queridos.
A Dios, a mis padres por su apoyo incondicional.A Dios, a mis padres por su apoyo incondicional.
AGRADECIMIENTOSAGRADECIMIENTOS
Los autores expresan sus agradecimientos:
A A JOSE L. GAMBOA NIÑOJOSE L. GAMBOA NIÑO, Ingeniero Jefe de Cálculo de la división de
ENERGÍA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN de SIEMENS S.A.
A A RODRÍGO GUARÍN, Ingeniero Jefe de Campo de Pruebas de la división de
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN de SIEMENS S.A.
AA SIEMENS S.A. de Colombia, División de Transformadores de Distribución.
AA UNIVERSIDAD DE LA SALLE
AA Todas y cada una de las personas que de una u otra forma colaboraron en el
desarrollo de este proyecto.
TABLA DE CONTENIDOTABLA DE CONTENIDO
pág
RESUMEN
INTRODUCCIÓN
1. EL TRANSFORMADOR 1
1.1 DEFINICIÓN 1
1.2 CLASIFICACIÓN 2
1.2.1 Según la red de suministro de energía a la que se conecte
el transformador 2
1.2.1.1 Transformadores de distribución – serie 15 kV 2
1.2.1.2 Transformadores tipo subestación 3
1.2.1.3 Transformadores de potencia 3
1.2.2 Según el número de fases 3
1.2.2.1 Monofásico 3
1.2.2.2 Trifásico 3
1.2.3 Según el tipo de medio aislante y refrigerante 3
1.2.3.1 ONAN 3
1.2.3.2 ONAF 4
1.2.3.3 OFAF 4
1.2.4 Según el lugar de instalación 4
1.2.4.1 Para instalación interior 4
1.2.4.2 Para instalación exterior 4
1.2.4.3 Tipo poste 4
1.2.4.4 Tipo estación 5
1.2.4.5 Tipo pedestal 5
1.2.4.6 Tipo subterráneo 5
1.2.4.7 Tipo bodega 5
1.2.4.8 Transformador en red 5
1.2.4.9 Transformador bajo superficie 5
1.2.4.10 Transformador directamente puesto a tierra 6
1.3 NORMAS 6
1.4 PARTES COMPONENTES DE UN TRANSFORMADOR 8
1.4.1 Circuito magnético (Núcleo) 8
1.4.2 Circuito eléctrico (devanados) 8
1.4.3 Sistema de aislamiento 9
1.4.4 Tanque y accesorios 12
1.5 ETAPAS DE FABRICACIÓN 13
1.5.1 Proceso de construcción de núcleos 14
1.5.2 Proceso de construcción de bobinas 18
1.5.3 Construcción del tanque y prensa 20
1.5.4 Ensamble del conjunto núcleo – bobina (Armado) y fijación al tanque(Encube) 21
1.5.5 Proceso de secado del conjunto núcleo 22
2. PRUEBAS ELÉCTRICAS APLICADAS A LOS TRANSFORMADORES 24
2.1 ENSAYOS DE RUTINA 24
2.1.1 Resistencia óhmica de los devanados 24
2.1.2 Relación de transformación, verificación de la polaridad y relación deFase 27
2.1.3 Medición de las tensiones de cortocircuito 29
2.1.4 Pérdidas en vacío 32
2.1.5 Pérdidas en los devanados 34
2.1.6 Ensayo de Tensión aplicada 36
2.1.7 Ensayo de Tensión inducida 38
2.2 ENSAYOS TIPO 40
2.2.1 Ensayo de impulso 41
2.2.2 Ensayo de calentamiento 45
2.2.2.1 Carga real o directa 45
2.2.2.2 Carga simulada 46
2.2.3 Resistencia de aislamiento 46
2.3 ENSAYOS APLICADAS EN LABORATORIO A LOS DIELÉCTRICOS 50
2.3.1 Verificación realizada al papel aislante Kraft 50
2.3.2 Verificación realizada al papel resina epóxica 51
2.3.3 Verificación realizada al aceite dieléctrico a granel 52
3. PRUEBA DEL FACTOR DE DISIPACIÓN EN LOS AISLAMIENTOS 53
3.1 CONCEPTOS FUNDAMENTALES 53
3.2 ÁNGULO DE PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS 55
3.3 EL FACTOR DE DISIPACIÓN COMO RELACIÓN DE PÉRDIDAS 59
3.3.1 El Factor de disipación para el circuito equivalente en serie 61
3.3.2 El Factor de disipación para el circuito equivalente en paralelo 62
3.4 SENTIDO FÍSICO DE LAS PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS 64
3.4.1 Caso en que la conexión del dieléctrico se hace bajo tensiónConstante 64
3.4.2 Caso en que la conexión del dieléctrico se hace bajo tensiónAlterna 68
3.5 INFLUENCIA DE DIFERENTES FACTORES SOBRE EL VALOR DETANGENTE DELTA 74
3.5.1 Dependencia de Tangente Delta con respecto a la frecuencia 75
3.5.2 Dependencia de Tangente Delta con respecto a la temperatura 77
3.5.3 Dependencia de Tangente Delta con respecto a la humedad 82
3.5.4 Dependencia de Tangente Delta con respecto a la tensión 84
4. PROCEDIMIENTO EMPLEADO EN LA RECOLECCIÓN DE DATOS 87
4.1 CARACTERIZACIÓN DE LAS ETAPAS DE FABRICACIÓN 90
4.1.1 Temperatura en el encube 91
4.1.2 Presión de vacío 93
4.1.3 Temperatura del aceite 94
4.1.4 Tiempo de impregnación 96
4.2 COMPORTAMIENTO DE LA CAPACITANCIA 99
4.2.1 Con respecto a la Potencia 102
4.2.2 Con respecto al diseño 103
5. CARACTERIZACIÓN DE LA PRUEBA TANGENTE DELTA 107
5.1 COMPORTAMIENTO DEL FACTOR DE DISIPACIÓN 107
5.1.1 Con respecto a la frecuencia 107
5.1.2 Con respecto a la tensión aplicada 107
5.1.3 Con respecto a la humedad 109
5.1.4 Con respecto a la temperatura 115
5.1.5 Con respecto a otras variables 117
5.1.5.1 Con respecto al tiempo de impregnación 117
5.1.5.2 Con respecto a las pruebas de rutina 120
5.1.5.3 Con respecto al diseño del transformador 121
5.1.6 Simulación de envejecimiento 123
5.2 ANALISIS ESTADÍSTICO 124
5.2.1 Correlación entre Tangente delta y Presión de vacío 126
5.2.2 Correlación entre Tangente delta y temperatura en el encube 126
5.2.3 Correlación entre Tangente delta y temperatura en el aceite 127
5.2.4 Correlación entre Tangente delta y tiempo de impregnación del aceite 128
5.3 CARACTERIZACIÓN DE LA PRUEBA TANGENTE DELTA APLICADA A
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EN SU PROCESO DE FABRICACIÓN 129
6. CONCLUSIONES 139
BIBLIOGRAFIA 145
ANEXOS 148
LISTA DE ANEXOSLISTA DE ANEXOS
Pág
Anexo A. Curva para conversión de Factor de disipación vs. Factor dePotencia. 148
Anexo B. Equipo de prueba AVTM 672000 149
Anexo C. Descripción y aplicación de la prueba 150
Anexo D. Caso del Factor de disipación negativo 162
Anexo E. Características de los aislamientos por diseño 164
LISTA DE TABLASLISTA DE TABLAS
Pág
Tabla 1. Normas ICONTEC aplicables. 6
Tabla 2. Pérdidas en acero al silicio a 60 Hz 8
Tabla 3. Propiedades físicas del aluminio y el cobre 9
Tabla 4. Especificaciones del aceite aislante mineral nuevo 11
Tabla 5. Tensiones de prueba establecidas por IEEE para transformadores
sumergidos en aceite de acuerdo al nivel de aislamiento 36
Tabla 6. Tiempos establecidos para la prueba de Tensión inducida según ANSI
C57-72 39
Tabla 7. Magnitud de las ondas de impulso según IEEE 43
Tabla 8. Factores de corrección a 20°C para resistencia de aislamiento 47
Tabla 9. Valores mínimos recomendados para aislamiento en transformadoressumergidos en aceite 49
Tabla 10. Variables que determinan la calidad del papel aislante kraft 50
Tabla 11. Variables que determinan la calidad del papel resina epóxica 51
Tabla 12. Variables que determinan la calidad del aceite dieléctrico 52
Tabla 13. Factores de corrección por temperatura para el Factor de disipación 81
Tabla 14. Caracterización de la temperatura en el encube 92
Tabla 15. Caracterización de la presión de vacío 93
Tabla 16. Caracterización de la temperatura del aceite 95
Tabla 17. Caracterización del tiempo de impregnación 96
Tabla 18. Datos necesarios para el cálculo de r entre Tangente delta yPresión de vacío 126
Tabla 19. Datos necesarios para el cálculo de r entre Tangente delta yTemperatura en el encube 126
Tabla 20. Datos necesarios para el cálculo de r entre Tangente delta yTemperatura en el aceite 127
Tabla 21. Datos necesarios para el cálculo de r entre Tangente delta yTiempo de impregnación del aceite 128
LISTA DE FIGURASLISTA DE FIGURAS
Pág
Figura 1. Tipos de núcleo – Transformadores monofásicos 15
Figura 2. Forma constructiva de núcleos 16
Figura 3. Encube 22
Figura 4. Proceso de secado y llenado de aceite 23
Figura 5. Puente de Wheatstone 26
Figura 6. Conexión para el ensayo de relación de transformación 28
Figura 7. Conexiones necesarias para el ensayo de tensión de corto circuito 30
Figura 8. Conexiones necesarias para el ensayo de tensión aplicada 37
Figura 9. Tensión de impulso de onda completa 42
Figura 10. Conexión de un transformador para el ensayo de impulso 44
Figura 11. Conexiones para el ensayo de resistencia de aislamiento 48
Figura 12. Diagrama vectorial de un sistema de aislamiento 56
Figura 13. Triángulo de potencias. Relación entre Cosϕ y Tgδ 57
Figura 14. Diagrama vectorial donde se muestra resistencia, reactancia e
Impedancia 59
Figura 15. Circuito equivalente para pérdidas en un condensador 60
Figura 16. Impedancia en serie 61
Figura 17. Diagrama fasorial del circuito RC en serie 61
Figura 18. Impedancia en paralelo 62
Figura 19. Diagrama fasorial para el circuito RC en paralelo 63
Figura 20. (a) Esquema de dieléctrico bajo tensión constante
(b) Gráfica que describe la dependencia de la corriente I a través del
tiempo, desde el momento de conexión bajo tensión constante 64
Figura 21. (a) Esquema de dieléctrico bajo tensión alterna
(b) y (c) Deducción de la fórmula de dependencia de la corriente de absorción
en función del tiempo 68
Figura 22. Diagrama completo de las corrientes en el dieléctrico con pérdidas 71
Figura 23. Determinación del coeficiente de absorción del condensador 74
Figura 24. Dependencia teórica de la tangente de pérdidas en función de laFrecuencia de la tensión aplicada al dieléctrico 75
Figura 25. Dependencia teórica entre Tangente delta de los dieléctricos polaresy la temperatura 79
Figura 26. Dependencia de Tangente delta del papel y la humedad 82
Figura 27. Curva de ionización 85
Figura 28. Esquema de las variables que inciden en el valor de Tangente delta 88
Figura 29. Representación de las capacitancias presentes en un transformador 99
Figura 30. Magnitud de las capacitancias presentes en un transformador 101
Figura 31. Capacitancia en función de la potencia para transformadoresMonofásicos 102
Figura 32. Capacitancia en función de la potencia para transformadoresTrifásicos 102
Figura 33. Capacitancia en función del diseño del aislamiento 103
Figura 34. Tangente delta en función de la tensión aplicada para
Transformadores monofásicos 108
Figura 35. Tangente delta en función de la tensión aplicada para
Transformadores trifásicos 108
Figura 36. Tangente delta en función de la temperatura en el encube (GSTd) 110
Figura 37. Tangente delta en función de la temperatura en el encube (GSTi) 110
Figura 38. Tangente delta en función de la presión de vacío (GSTd) 112
Figura 39. Tangente delta en función de la presión de vacío (GSTi) 112
Figura 40. Comparación del factor de pérdidas entre dos niveles de vacío 114
Figura 41. Tangente delta en función de la temperatura del aceite (GSTd) 115
Figura 42. Tangente delta en función de la temperatura del aceite (GSTi) 116
Figura 43. Tangente delta en función del tiempo de impregnación del
aceite (GSTd) 117
Figura 44. Tangente delta en función del tiempo de impregnación del
aceite (GSTi) 118
Figura 45. Tangente delta en función del tiempo de impregnación del aceite :
(a) Transformadores de 15 kVA
(b) Transformadores de 37.5 kVA
(c) Transformadores de 50 kVA
(d) Transformadores de 75 kVA 119
Figura 46. Tangente delta en función de las pruebas de rutina (Antes de ser
Aplicadas) 120
Figura 47. Tangente delta en función de las pruebas de rutina (Después de ser
Aplicadas) 121
Figura 48. Tangente delta en función del diseño del aislamiento 122
Figura 49. Respuesta de Tangente delta ante la prueba de Calentamiento 124
Figura 50. Factor de disipación –GST 130
RESUMENRESUMEN
El objetivo de este proyecto es hacer el Reconocimiento y posterior
Caracterización de la prueba de Tangente Delta aplicada a la fabricación de los
transformadores de Distribución, en un rango de valores predominante.
También se busca determinar la influencia de todas las posibles variables que
pueden incidir en el Factor de Disipación, enfatizando en ciertas etapas de
fabricación (curado y secado), y su relación con las propiedades dieléctricas
del conjunto aislante empleado (aceite, barniz y papel).
La metodología seguida en el desarrollo del trabajo se inicia con la ubicación y
posterior consulta de fuentes bibliográficas tradicionales sobre teoría de
transformadores necesarias para el reconocimiento de la prueba y manejo del
equipo (manual del AVTM 672000). Posteriormente, a partir de la aplicación
del ensayo Tangente delta, se procedió a la recolección de datos obtenidos
de las lecturas del equipo de pruebas, después de haber realizado
seguimiento al proceso de fabricación. Luego, se hizo el análisis de esta
información a partir de la construcción de gráficas representativas mediante
software aplicable, junto con herramientas de estadística y métodos
numéricos.
Como resultado de esta investigación, se logra la caracterización de la prueba
Tangente delta en un rango predominante de (0.6 – 0.69%) para los
transformadores de distribución SIEMENS en su proceso de fabricación. Sin
embargo, para transformadores de distribución en general, se considera que
si el Factor de disipación se encuentra en un valor inferior al 2%, su
aislamiento se encuentra en buenas condiciones.
Se concluye entonces, que la medida del Factor de pérdidas constituye un
elemento de juicio importante a la hora de evaluar el estado del aislamiento de
un transformador y por consiguiente sirve como estimativo de la vida útil de la
máquina. Las etapas de curado y secado de la parte activa son
determinantes en el estado de los materiales aislantes sometidos a ellas
(esmaltes, aceite mineral y papel) en cuanto a sus cualidades dieléctricas.
INTRODUCCIÓNINTRODUCCIÓN
La operación sin falla de transformadores de distribución es de gran importancia
para la industria eléctrica. La confiabilidad operacional de un transformador está
substancialmente influenciada por las características de los materiales aislantes
(conjunto aislante) empleados.
El monitoreo de la condición general del aislamiento del transformador es la
preocupación principal de quienes los adquieren, y preferiblemente debe realizarse
desde el mismo proceso de fabricacióndesde el mismo proceso de fabricación del equipo, para predecir el estado del
aislamiento de la máquina que se va a entregar.
En la actualidad, la aplicación de la prueba Tangente Delta se realiza generalmente
como “Prueba tipo” sobre los transformadores de Potencia, para los que se
conoce un valor aceptable de Tangente delta inferior al 1%, a una temperatura de
20°C. Para el caso de transformadores de distribución este ensayo no se realiza,
razón por la cual no se cuenta con valores ó rangos estimados del Factor de
disipación de tales unidades. Con base en esta circunstancia, se ha decidido
enfocar la elaboración de este proyecto de grado, a determinar el rango de
valores permisibles para Tangente Delta en la fabricación de los transformadores de
distribución, asimismo como a encontrar la relación existente entre la magnitud del
Factor de Disipación y las condiciones de fabricación que influyen en el estado del
aislamiento, además de la relación entre éste y otros ensayos aplicados al
aislamiento.
En el caso de que el fabricante decida utilizar la prueba de Tangente Delta como
soporte de comparación con otras pruebas realizadas al conjunto aislante de los
transformadores de distribución, seguramente obtendrá mejores niveles de calidad
en la línea de producción, lo que a su vez se reflejará en la vida útil de estas
máquinas y en la satisfacción de quienes las adquieran.
Para lograr este propósito, se recopiló información relativa al tema como sustento
teórico del estudio realizado y se aprovecharon los recursos existentes (equipo de
pruebas, transformadores fabricados, instalaciones y asesoría técnica de la
empresa SIEMENS S.A.), para que una vez recopilada la información medida, el
análisis se orientara al cumplimiento de los objetivos planteados.
El equipo de pruebas empleado es el “AVTM672000” de AVO International, el
cual ha sido previamente utilizado en la medida del factor de disipación para
transformadores de Potencia ( Mayores a 150 kVA trifásicos y 100 kVA
monofásicos ) y que también puede ser usado en la medición y determinación de
este factor en los transformadores de distribución, conocidos como serie 15 kV,
con las siguientes tensiones:
En bornes de alta tensión: 10, 11.4, 13.2, 13.8 kV
En bornes de baja tensión: 208, 220, 240, 440, 460, 480 V
Para potencias de,
Transformadores monofásicos: 10 kVA – 100 kVA
Transformadores trifásicos: 30 – 150 kVA
El documento se divide en cinco capítulos básicamente, iniciando con un capítulo
donde se presenta el transformador, su clasificación, metodología, partes
constructivas, normas aplicables y etapas de fabricación. La segunda parte
muestra las pruebas eléctricas aplicadas a los transformadores de acuerdo con su
importancia y su periodicidad de aplicación. También muestra los ensayos
aplicados en Laboratorio a los dieléctricos. Seguidamente se trata la prueba del
Factor de Disipación en los aislamientos que es el tema central, se muestra la
importancia del concepto del ángulo de pérdidas dieléctricas, el sentido físico de
las mismas, la influencia de diferentes factores sobre La Tangente Delta. A
continuación se presenta el procedimiento en la recolección de datos, la
caracterización de las etapas de fabricación y el comportamiento de la capacitancia.
Finalmente en el capítulo quinto se hace la caracterización de la prueba de Tangente
Delta a partir del comportamiento con respecto a las variables consideradas en
los capítulos precedentes, de la simulación del envejecimiento a través de la prueba
de calentamiento de los devanados, del análisis estadístico presentado, de la
construcción de curvas y superficies representativas. Después de este desarrollo
se hacen ciertas consideraciones acerca de la influencia de las etapas de
construcción y las otras variables consideradas en el proceso de manufactura de
los transformadores de distribución, junto a la relación con otras pruebas aplicadas
a los mismos.
1.1. EL TRANSFORMADOREL TRANSFORMADOR
1.11.1 DEFINICIÓNDEFINICIÓN
Un transformador es una máquina destinada a transferir la energía eléctrica de un
sistema de c.a. con una tensión e intensidad determinadas a otro con tensión e
intensidad distintas o iguales a las anteriores. Está constituido por dos circuitos
eléctricos acoplados magnéticamente de tal manera que la influencia de un circuito
sobre otro se hace a través de un flujo magnético, siendo por tanto la ley de
inducción de Faraday el fundamento básico del funcionamiento del transformador
Estas características permiten que la energía eléctrica pueda adaptarse a
condiciones óptimas de uso: Generada con tensiones relativamente bajas,
transmitida con tensiones altas y corrientes bajas reduciéndose así las pérdidas en
líneas de distancia considerable, distribuida con tensiones y corrientes medias y
finalmente entregada a niveles de tensión y corriente más convenientes para el
dispositivo de consumo.
El transformador también se usa ampliamente en circuitos electrónicos de medida,
protección y control en baja potencia y baja tensión. También para efectuar
2
funciones tales como igualar las impedancias de una fuente con su carga para tener
transferencia máxima de potencia, aislar un circuito de otro, o aislar a la corriente
directa y al mismo tiempo mantener la continuidad de corriente alterna entre dos
circuitos.
La identificación básica de un transformador está constituida por su potencia
nominal, la tensión primaria o sea la que se aplica al transformador y la tensión
secundaria que es la obtenida en los bornes de salida cuando el transformador
funciona sin carga y el grupo de conexión. Generalmente la potencia se expresa en
kVA o MVA.
1.21.2 CLASIFICACIÓNCLASIFICACIÓN
1.2.1 Según la red de suministro de energía a la que se conecte el1.2.1 Según la red de suministro de energía a la que se conecte el
transformador:transformador:
1.2.1.1 Transformadores de distribución – Serie 15 1.2.1.1 Transformadores de distribución – Serie 15 kV. kV. Para montaje en poste
o estructura en H y potencias hasta 167.5 kVA en los monofásicos y 150 kVA en
los trifásicos.
3
1.2.1.2 Transformadores tipo 1.2.1.2 Transformadores tipo Subestación.Subestación. Para tensiones de serie 15 kV o
34.5 kV y potencias hasta 2000 kVA generalmente para montaje en piso o en
plataformas especiales.
1.2.1.3 Transformadores de potencia.1.2.1.3 Transformadores de potencia. Para series de 15 kV en adelante y
potencias superiores a 2000 kVA.
1.2.2 Según el número de fases: 1.2.2 Según el número de fases:
1.2.2.1 1.2.2.1 Monofásico. Monofásico. Tienen una sola bobina de alta tensión y una de
baja tensión, que conforman los devanados de A.T y B.T. Se conectan a una línea
o fase y un neutro o tierra. Se denotan como 1ö.
1.2.2.21.2.2.2 Trifásico. Trifásico. Tienen tres bobinas de alta tensión y tres de baja tensión, que
conforman los devanados de A.T y B.T.1 Se conectan a tres líneas o fases y
pueden estar o no conectados a un neutro común o tierra. Se denotan como 3 ö.
1.2.3 Según el tipo de medio aislante y refrigerante: 1.2.3 Según el tipo de medio aislante y refrigerante:
1.2.3.1 ONAN. 1.2.3.1 ONAN. Transformadores sumergidos en aceite con ventilación natural.
1 Entendiéndose por “devanado” a los enrollamientos destinados para la Alta o Baja tensión (Primario oSecundario) y por “bobina” a la disposición del conductor en los enrollamientos que a su vez conforman losdevanados.
4
1.2.3.2 ONAF. 1.2.3.2 ONAF. Transformadores sumergidos en aceite con ventilación forzada
aplicable por costos a transformadores con potencias superiores a 5000 kVA.
1.2.3.3 OFAF.1.2.3.3 OFAF. Transformadores en los que por medio de bombas exteriores, el
aceite circula forzadamente a través de radiadores independientes ventilados
adecuadamente.
1.2.4 Según el lugar de instalación 1.2.4 Según el lugar de instalación22::
1.2.4.1 Para instalación interior: 1.2.4.1 Para instalación interior: Transformador que por su construcción debe ser
protegido de la intemperie.
1.2.4.2 Para instalación exterior: 1.2.4.2 Para instalación exterior: Transformador cuya construcción es resistente a
las condiciones climáticas y es adecuado para poner en servicio sin protecciones
adicionales contra la intemperie.
1.2.4.3 Tipo poste: 1.2.4.3 Tipo poste: Transformador adecuado para instalar en poste o en una
estructura similar.
2 Tomado de ICONTEC 317 de 1999
5
1.2.4.4 Tipo estación: 1.2.4.4 Tipo estación: Transformador diseñado para instalar en una estación o
subestación.
1.2.4.5 Tipo pedestal: 1.2.4.5 Tipo pedestal: Transformador para instalación exterior, utilizado como
parte de un sistema de distribución subterráneo, con compartimentos sellados para
la alta y baja tensión y que se instala sobre una base o pedestal.
1.2.4.6 Tipo subterráneo: 1.2.4.6 Tipo subterráneo: Transformador de distribución tipo sumergible
adecuado para instalar en una bodega subterránea.
1.2.4.7 Tipo bodega: 1.2.4.7 Tipo bodega: Transformador construido para que opere ocasionalmente
sumergido en agua, bajo condiciones específicas de tiempo y presión externa.
1.2.4.8 Transformador en red: 1.2.4.8 Transformador en red: Transformador diseñado para ser usado en una
bodega que alimenta sistemas de capacidad variable de secundarios
interconectados.
1.2.4.9 Transformador bajo superficie: 1.2.4.9 Transformador bajo superficie: Empleado como parte de un sistema de
distribución subterráneo, cuya conexión de alta y baja tensión es subterránea y se
encuentra localizado bajo superficie.
6
1.2.4.10 Transformador directamente puesto a tierra: 1.2.4.10 Transformador directamente puesto a tierra: Transformador diseñado
para ser puesto a tierra con cables de conexión.
1.3 NORMAS1.3 NORMAS
Los transformadores se diseñan, fabrican y prueban según las normas
internacionales ANSI C57, IEC 76, NEMA, VDE, y las normas colombianas
ICONTEC.
La correcta aplicación de estas normas, garantiza niveles de seguridad óptimos con
los que deben operar los transformadores para evitar riesgos al personal que
instala y/o mantiene en servicio tales máquinas. Véase la siguiente tabla:
Tabla 1. Normas ICONTEC aplicables
NORMAICONTEC
ITEM
316 Prueba de calentamiento317 Definiciones375 Medida de resistencia de los devanados.380 Generalidades en ensayos eléctricos471 Relación de transformación, verificación de polaridad y relación de fase.532 Aptitud para soportar el corto circuito618 Placa de características737 Especificaciones devanados y derivaciones.800 Designación transformadores801 Límites de calentamiento818 Corriente sin carga, pérdidas y tensión de corto circuito en transformadores
monofásicos.819 Corriente sin carga, pérdidas y tensión de corto circuito en transformadores
trifásicos.836 Niveles de aislamiento837 Ensayos del dieléctrico
1005 Determinación de la tensión de corto circuito.
7
1031 Determinación de pérdidas y corriente sin carga.1057 Valores nominales de las potencias aparentes.1058 Requisitos de funcionamiento en condiciones de altitud y temperatura diferentes de
las normalizadas.1358 Certificado de pruebas para transformadores.1465 Aceites aislantes.1490 Accesorios para transformadores monofásicos tipo distribución.1656 Accesorios para transformadores trifásicos tipo distribución.1759 Empaques de caucho para transformadores eléctricos2100 Transformadores de distribución sumergidos en aceite (definiciones, clasificación,
designación, condiciones generales, plan de muestreo, ensayos y rotulado).2135 Guía para formulas de evaluación de pérdidas.2482 Calentamiento en los devanados, guía de cargabilidad.2501 Herrajes conectores para transformadores de distribución, potencia inferior a ---
MVA y voltaje de serie 12 kV.2622 Accesorios para transformadores trifásicos de potencia superior a 150 kVA e
inferior a 2000 kVA.2743 Campos y procedimientos de prueba para transformadores.2784 Guía para embalaje, almacenamiento y transporte.
Según ANSI ( American National Standard Institute ), las normas referentes al tema
son:
C57.12.00C57.12.00 General Requirements for Distribution, Power and Regulating
Transformers.
C57.12.00 C57.12.00 aa,,bb Thermal and short circuit requirement supplement to ANSI
C57.12.00.
C57.12.10C57.12.10 Requirements for transformers 230000 volts, and below 833/958
through 83333/10417 kVA, single phase, and 750/862 through
60000/80000/100000 kVA, three phase.
C57.12.90C57.12.90 Test code for Distribution, Power and Regulating Transformers.
C57.13 C57.13 Requirements for instrument transformers.
C62.1C62.1 Surge arresters and test code for outdoor apparatus bushings.
8
C76.2 C76.2 Electrical dimensional and related requirements for outdoor apparatus
bushings.
1.4 PARTES COMPONENTES DE UN TRANSFORMADOR1.4 PARTES COMPONENTES DE UN TRANSFORMADOR
1.4.1 Circuito Magnético (Núcleo). 1.4.1 Circuito Magnético (Núcleo). Es la parte del transformador que servirá
como medio de conducción del flujo magnético generado que enlazará
magnéticamente los circuitos eléctricos del transformador. Se encuentra formado
por láminas de acero al silicio de grano orientado de bajas pérdidas y una alta
permeabilidad magnética.
A continuación se mencionan los cuatro tipos de lámina de grano orientado que
existen con sus respectivas características:
Tabla 2. Pérdidas en acero al silicio a 60 Hz3
Grado de orientaciónGrado de orientación Espesor normal*Espesor normal*(mm)(mm)
Watts por libraWatts por libra(15kGauss)(15kGauss)
Watts por Watts por kgkg(15kGauss)(15kGauss)
M-2 0.18 0.42 0.93M-3 0.23 0.46 1.01M-4 0.28 0.51 1.12M-6 0.35 0.66 1.46
* Espesor normal: Son los más comunes sin que esto signifique que son los únicos.
1.4.2 Circuito eléctrico (devanados). 1.4.2 Circuito eléctrico (devanados). Es la parte del transformador que compone
los circuitos eléctricos (devanados primarios y secundarios), cuya función consiste
3 PEREZ, Pedro A. Transformadores de Distribución. México, 1998. p14
9
en transferir potencia eléctrica del primario al secundario a partir del flujo
magnético que se crea en el primario y que induce en el secundario una fuerza
electromotriz.
Los devanados se fabrican en distintos materiales, dependiendo de las
necesidades del diseño; para lo cual se consideran las siguientes propiedades:
Tabla 3. Propiedades físicas del aluminio y del Cobre4
PropiedadPropiedad AluminioAluminio CobreCobreConductividad eléctrica a 20oC recocido 62% 100%
Peso específico en gr/cm3 a 20oC 2.7 8.89Calor específico 0.21 0.094
Punto de fusión oC 660 1083Conductividad térmica a 20oC 0.53 0.941
Esfuerzo mecánico a la tensión (kg/mm2) 16 25Peso total de un transformador de 2500 kVA
con devanado de A.T. a 44 kV (kg)6.318 6.682
De lo expuesto en la Tabla, se puede afirmar que mientras el cobre presenta
ventajas en cuanto a su buena conductividad eléctrica y resistencia mecánica; el
aluminio presenta eficiente disipación de calor, menor peso y por consiguiente
menores costos de suministro.
1.4.3 Sistema de aislamiento. 1.4.3 Sistema de aislamiento. Se entiende como una serie de materiales aislantes
que lo determinan en conjunto. Como su nombre lo indica, su función es la de aislar
los devanados del transformador entre ellos y tierra, así como las partes cercanas
4 PEREZ, Pedro A. Transformadores de Distribución. México, 1998. p16
10
al núcleo y las partes de acero que forman la estructura. Este sistema incluye
materiales como:
§ Papel Kraft de 0.127 a 0.508 mm de espesor
§ Cartón prensado “pressboard” (con un espesor de 1.58 mm a 6.35 mm)
§ Cartón prensado de alta densidad
§ Collares de cartón prensado y aislamientos finales
§ Esmaltes y barnices
§ Recubrimientos orgánicos e inorgánicos para la laminación del núcleo
§ Porcelanas (pasatapas)
§ Recubrimientos de polvo epóxico
§ Algodón (hilos, contas)
§ Plásticos y cementos, telas y cintas adhesivas, cintas de fibra de vidrio, etc.
§ Fluido líquido dieléctrico (con la excepción de equipos aislados en aire o gas)
que puede ser aceite mineral en la mayoría de los casos, aceite de silicona o r-
temp.
Los materiales aislantes sólidos deben cumplir con los siguientes aspectos:
• Capacidad para mantener las cualidades deseadas durante un período de
servicio aceptable bajo adecuado mantenimiento.
• Capacidad para soportar las altas tensiones presentes en el servicio normal
(Ondas de impulso y transitorios).
11
• Capacidad para resistir los esfuerzos eléctricos y mecánicos que caracterizan a
un cortocircuito.
• Capacidad para prevenir excesivas acumulaciones de calor.
El líquido aislante tiene las siguientes funciones:
• Brinda rigidez dieléctrica.
• Proporciona un medio de enfriamiento eficiente.
• Protege los aislantes restantes.
En la siguiente tabla, se presentan las condiciones que debe reunir el aceite
aislante mineral no inhibido. Este aceite es aquel en el cual ningún inhibidor
sintético de oxidación ha sido adicionado.
Tabla 4. Especificaciones del aceite aislante mineral nuevo5
CaracterísticasCaracterísticas UnidadUnidad EspecificaciónEspecificaciónFISICAS
Apariencia visual --- Claro y libre de sedimentosColor --- 1 Max.
Gravedad específica a 15 o C --- 0.865 a 0.910Punto de fluidez oC -30 Max.
Temperatura de inflamación (101.3kPa)
oC 145 Min
Tensión Interfacial a 25+/- 1o C mN/m (dinas/cm) 40 Min.Punto de anilina oC 63 a 84
QUIMICASAzufre Corrosivo --- No Corrosivo
Contenido de agua ppm 20 Max.Número de neutralización mg KOH/g 0.03 Max
ELECTRICASFactor de potencia a 60 Hz:
5 De acuerdo con normas ASTM (1524,1500,1298,97,92,971,611,1275,1533,974,924,877 y 1816)respectivamente.
12
A 25o CA 100 o C
%%
0.1 Max.0.5 Max.
Tensión de ruptura dieléctrica:Electrodos de disco (2.54mm)
Electrodos semiesféricos (1.02mm)Electrodos semiesféricos VDE (2.54mm)
KVKVkV
30 Min.25 Min.60 Min.
1.4.4 Tanque y accesorios. 1.4.4 Tanque y accesorios. De acuerdo con el sistema empleado para la
preservación del aceite aislante, los transformadores pueden ser de dos tipos:
Transformador con tanque de expansión o Transformador tipo sellado. Estos
últimos deben ser construidos en un tanque hermético, el cual debe permanecer
totalmente sellado desde una temperatura mínima de -5 oC a una temperatura
máxima de 105 oC en la parte superior del líquido aislante, con refuerzos que
admitan presión y vacío de 0.65 kg/cm2. La posibilidad de emplear uno u otro
sistema depende de las especificaciones propias del fabricante y/o del común
acuerdo entre comprador y fabricante.
En los transformadores monofásicos el tanque es redondo con borde superior
moldeado para fijación de la tapa mediante una abrazadera por tornillo, de tal forma
que se evite el estrangulamiento del empaque de caucho; en los trifásicos de 15 a
2000 kVA es rectangular y de ahí en adelante, para transformadores mayores a
2500 kVA, el tanque es ovalado o rectangular.
13
En cuanto a los accesorios para los transformadores de distribución, sin mencionar
los herrajes solicitados por ICONTEC, se emplean los siguientes:
v Pasatapas de A.T y B.T.
v Conmutador de derivaciones (o taps).
v Tornillos de puesta a tierra.
v Dispositivo de purga y toma de muestras de aceite.
v Indicador de nivel de aceite.
v Radiadores planos.
v Dispositivo de alivio de presión.
v Dispositivos de levantamiento.
v Placa de características.
v Soportes: Para colgar en poste, para ruedas orientables.
v Ruedas orientables.
1.5 ETAPAS DE FABRICACIÓN1.5 ETAPAS DE FABRICACIÓN
En cada una de las etapas referidas a continuación, se mencionan procedimientos
específicos aplicados en cada una de ellas. Cabe aclarar que existen otras formas
de conseguir el mismo producto final, bajo el empleo de técnicas alternativas
determinadas por el fabricante.
14
1.5.1Proceso de construcción de núcleos.1.5.1Proceso de construcción de núcleos.
El núcleo o circuito magnético de los transformadores se clasifica en dos grandes
grupos según su disposición con respecto a las bobinas:
• Tipo Columna: Cuando tanto el primario como el secundario están repartidos
entre dos (2) columnas del circuito magnético para el caso de
transformadores monofásicos o entre tres columnas del circuito magnético
que es el caso de transformadores trifásicos. En ambos casos el circuito
magnético se cierra exclusivamente por las secciones superiores e inferiores
del núcleo, denominadas “culatas superiores e inferiores”.
• Tipo Acorazado: Caracterizados por la existencia de dos columnas exteriores,
por las que se cierra el circuito magnético, y que están desprovistas de
bobinado. En los transformadores monofásicos, los bobinados primario y
secundario se agrupan en la columna central y el transformador consta, por lo
tanto de tres columnas. En los transformadores trifásicos, los bobinados
primarios y secundarios de cada fase se agrupan en tres columnas centrales
15
distribuyendo su flujo magnético entre éstas y las dos columnas exteriores,
completando así un número de cinco (5) columnas.
Estas disposiciones, a su vez, se pueden clasificar en dos formas constructivas
de acuerdo a la conformación del laminado:
§ Núcleos apilados: Estos adquieren su forma a través del apilamiento de lámina
magnética de dimensiones específicas hasta alcanzar las dimensiones de las
columnas y culatas superior e inferior. Se utilizan generalmente en
transformadores de gran potencia.
(a) (b)
Figura 1. Tipos de Núcleo – Transformadores Monofásicos(a) Núcleo Tipo Columna
(b) Núcleo Tipo Acorazado
16
§ Núcleos enrollados: La forma en estos núcleos es obtenida enrollando lámina
magnética con las mismas dimensiones hasta obtener una corona con el
espesor calculado, a la cual se le da la forma rectangular mediante un proceso
de figurado y recocido. Para núcleos con mas de dos (2) columnas se utilizan
grupos desde dos (2) unidades con esta forma constructiva y son llamados
lazos. Es utilizado en transformadores de poca potencia.
Generalmente, el núcleo de los transformadores de distribución es de tipo
enrollado, con cortes cada dos vueltas que permiten entrehierros escalonados que
reducen las corrientes de excitación y las pérdidas sin carga. Los transformadores
monofásicos constan de dos lazos y los trifásicos de tres lazos, dos interiores y
uno exterior.
(a) (b)
Figura 2. Forma constructiva de núcleos(a) Núcleo apilado
(b) Núcleo enrollado
17
En los transformadores trifásicos superiores a 150 kVA serie 15 kV, el núcleo es
del tipo apilado (para formar columnas) donde las láminas una vez cortadas, se
agrupan en paquetes de sección cruciforme con corte a 45 grados y sección
escalonada para conformar una sección circular acorde a la forma cilíndrica de las
bobinas. Estos núcleos requieren en su manufactura de cizallas (o troqueladoras)
para el corte de láminas de acuerdo a la producción diaria; por esta razón y aunque
el núcleo enrollado requiere mayor volumen de equipo, presenta la ventaja de una
mayor producción con bajas pérdidas en el hierro y un ahorro importante de
material (acero eléctrico).
El empleo de uno u otro tipo de núcleo es una decisión propia del fabricante.
Depende principalmente de los estudios técnico- económicos adelantados por el
mismo, cuyos resultados determinan la conveniencia de diseñar transformadores
con núcleos tipo enrollado o tipo apilado.
Los pasos en el proceso de fabricación de núcleos tipo enrollado son los
siguientes, en su orden (aunque existen otras metodologías para realizar la
construcción de un transformador):
♦ Corte de la sección de lámina en las dimensiones requeridas.
♦ Formado del toroide de acuerdo con las especificaciones de diseño en cuanto a
perímetros internos de las arcadas y número de vueltas solicitadas.
♦ Pesado del toroide (debe coincidir con el peso calculado de cada arcada).
18
♦ Corte del toroide empleando guillotina.
♦ Traslape del toroide.
♦ Conformado rectangular.
♦ Proceso de recocido, empleado como medio para liberar los esfuerzos
mecánicos internos del material que fueron suministrados en el proceso de
fabricación. Se realiza en un horno eléctrico tipo campana, a una temperatura
de 790°C, bajo un atmósfera inerte controlada.
♦ Verificación de la calidad del recocido en función de las pérdidas en Watios/kg
de núcleo.
1.5.2 Proceso de construcción de bobinas.1.5.2 Proceso de construcción de bobinas.
Las bobinas de alta y baja tensión se elaboran con conductores redondos,
rectangulares, barras o flejes de cobre electrolítico. En los transformadores
monofásicos el devanado de baja tensión se compone de dos secciones con las
cuales se pueden obtener 240 o 120 voltios ( o relaciones similares de tensión),
según se conecten en serie o paralelo. En los transformadores trifásicos hasta
150 kVA serie 15 kV, las bobinas tienen una configuración compacta (se disponen
una sobre otra). La baja tensión está conformada por fleje y la alta tensión por
conductores redondos esmaltados.
19
En términos generales, el diseño de cualquier tipo de bobina, debe cumplir con las
siguientes condiciones:
- Resistencia dieléctrica apropiada para distintos niveles de tensión (ocasionados
por fallas, descargas atmosféricas, etc).
- Adecuada ventilación que permita una buena refrigeración de la bobina.
- Resistencia mecánica suficiente para soportar los esfuerzos electrodinámicos y
termomecánicos producidos por corrientes de falla de cortocircuito.
- Costo mínimo de fabricación que cumpla con las condiciones mencionadas
anteriormente, disminuyendo al máximo el empleo de recursos naturales.
Los pasos en la elaboración de una bobina rectangular concéntrica son, en su
orden:
♦ Preparación del molde, cuyas dimensiones concuerden con las especificaciones
del diseño y que permita el montaje en la máquina devanadora y la fácil
extracción de las bobinas una vez hayan sido terminadas.
♦ Tubo de devanado: Se emplea como soporte de la bobina y el aislamiento
entre la primera vuelta del conductor y el núcleo. Este tubo se forma en una
máquina dobladora para lograr las dimensiones requeridas.
♦ Devanado de la bobina de B.T.
♦ Barrera sólida: Conforma el aislamiento comprendido entre la bobina de B.T y la
bobina de A.T. Está comprendida por varias vueltas de papel y un ducto
periférico.
20
♦ Devanado de la bobina de A.T.
♦ Dimensionado y compactado de las bobinas: Esta etapa se desarrolla por
medio de dos placas metálicas (intercalando una capa de papel entre bobina y
placa) que presionan las bobinas hasta obtener las dimensiones especificadas.
Finalmente, las bobinas son llevadas a un horno que puede estar entre 110 y
130°C durante un tiempo aproximado de 4 horas, para que a partir de la
polimerización de la resina epóxica presente en el papel aislante, se fijen firmemente
los conductores al papel y se logre mayor resistencia mecánica de la bobina.
1.5.3 Construcción del tanque y prensa.1.5.3 Construcción del tanque y prensa.
Para evitar las pérdidas del aceite aislante, en casos de transformadores que
emplean refrigeración por líquido, las bobinas y el núcleo deben encerrarse en
tanques de acero soldado. Estos tanques pueden tener distintas formas
(redondos, ovalados, o rectangulares) dependiendo del diseño.
En la mayoría de transformadores de distribución, se emplea un tanque hermético al
medio ambiente con una cámara de aire entre la tapa de la máquina y el aceite
refrigerante para permitir que éste comprima o dilate el aire encerrado. En el caso
de algunos transformadores grandes, esta cámara se llena de nitrógeno a una
presión algo superior a la atmosférica.
21
El calor que generan las pérdidas del conjunto núcleo-bobina, es enviado por las
paredes expuestas del transformador hacia el exterior (o medio de enfriamiento).
Cuando la superficie de radiación del tanque no es suficiente para disipar las
pérdidas de energía generada en el transformador, se disponen en las caras
laterales intercambiadores de calor consistentes en radiadores planos del tipo
oblea fabricados en lámina de 0.8 mm.
Otros elementos importantes son: la prensa (estructura mecánica que soporta el
conjunto núcleo-bobina), los herrajes (soportes para colgar, ganchos de sujección),
los empaques, bridas y placas de datos.
1.5.4 Ensamble del conjunto 1.5.4 Ensamble del conjunto núcleo-bobina (Armado) y fijación al tanque (Encube).núcleo-bobina (Armado) y fijación al tanque (Encube).
Este proceso consiste principalmente en acoplar el núcleo a las bobinas, aislar y
acondicionar las guías de salida de B.T y de A.T. después de haber sometido las
bobinas a un proceso de horneado (curado) con la temperatura y tiempo
anteriormente mencionados.
Luego, se realiza la sujeción mecánica del conjunto con la prensa y posteriormente,
se procede a aislar las salidas terminales. También se soldan los conectores a las
22
guías de A.T y se hacen las conexiones al cambiador de derivaciones.
Seguidamente, se procede a fijar el conjunto al tanque.
1.5.5 Proceso de secado del conjunto 1.5.5 Proceso de secado del conjunto núcleo-bobina.núcleo-bobina.
El secado es una de las etapas más importantes dentro del proceso de
manufactura de un transformador, pues cualquier indicio de presencia de humedad
en los aislamientos, es una probabilidad de falla en el funcionamiento de la máquina.
Figura 3. Encube
23
El secado consiste en aplicar vacío al transformador bajo la acción de una presión
negativa inferior a 2 mmHg durante el tiempo apropiado para cada tamaño de
transformador y estando aún a una alta temperatura después del encube.
Transcurrida esta etapa, y sin interrumpir el vacío, se inyecta el aceite al tanque
hasta cubrir la totalidad de las bobinas y guías o hasta llegar a la marca del nivel de
aceite. En este momento, se rompe el vacío, inyectando aire seco.
Figura 4. Proceso de secado y llenado de aceite
24
2. ENSAYOS ELÉCTRICOS APLICADOS A LOS TRANSFORMADORES2. ENSAYOS ELÉCTRICOS APLICADOS A LOS TRANSFORMADORES
“Un transformador es probado para verificarse hasta dónde es posible, que ha sido
adecuadamente diseñado y construido a fin de soportar la carga homologa,
mientras que al mismo tiempo resista todas las situaciones peligrosas a que puede
esperarse que esté expuesto en operación durante un período de veinte años o
más”.6
2.1 ENSAYOS DE RUTINA2.1 ENSAYOS DE RUTINA
Estos son los ensayos que por norma se practican a todos los transformadores en
su etapa de fabricación, y que son exigidos como requisito indispensable por el
cliente.
2.1.1 Resistencia 2.1.1 Resistencia óhmica de los devanados.óhmica de los devanados.
Este ensayo sirve para determinar si todas las conexiones internas efectuadas en
los devanados y guías fueron ajustadas firmemente. A partir de él, también se
puede obtener información sobre las pérdidas en el cobre (I2R) y la temperatura de
6 PEREZ, Pedro A. Transformadores de Distribución. México, 1998. p151
25
los devanados, además de predecir posibles daños en las bobinas. Al realizar este
ensayo, se debe medir simultáneamente la temperatura de los devanados, para lo
cual se debe tener en cuenta lo siguiente:
- Si el transformador está sumergido en aceite, debe desenergizarse (si se
encuentra en servicio) cuando menos 8 horas antes de efectuar la medición,
y la temperatura será considerada como la del líquido.
- Si el transformador es de tipo seco, la temperatura de los devanados se
determinará como el promedio de por lo menos tres mediciones (tres
termómetros) realizadas entre los devanados.
- Se debe proteger el lugar donde se realizan las mediciones de variaciones
bruscas en el ambiente.
Existen dos métodos para realizar este ensayo:
• Método del puente de Wheatstone o Kelvin: Este método fue el más usado en
el pasado por su sencillez y exactitud. Trabaja con corrientes pequeñas que no
alteran las lecturas por efectos de calentamiento durante la medición. Se aplica
cuando la corriente nominal es menor de un (1) amperio.
• Método de caída de potencial: Es el más empleado en la actualidad y se aplica
cuando la corriente nominal es mayor a un (1) amperio. Se realiza haciendo
circular una corriente continua a través del devanado, no superior al 15% de la
corriente nominal, para de este modo evitar posibles errores ocasionados por
26
el calentamiento del devanado. Las medidas de tensión y corriente son
tomadas de los aparatos (amperímetro y voltímetro), para luego determinar la
resistencia por medio de la ley de Ohm.
La resistencia de los devanados se refiere generalmente a la temperatura de
operación a plena carga por medio de la siguiente ecuación:
++
=km
ksms TT
TTRR
donde,
Rs: Resistencia referida a la temperatura Ts
Rm: Resistencia medida
Ts: Temperatura de operación en °C, y se determina por: Ts=∆T+20°C, donde ∆T
es el incremento total de temperatura del transformador.
Figura 5. Puente de Wheatstone
R3R1
R2
Rx
Fuente CD
27
Tm: Temperatura del devanado en el momento de la medición de la resistencia Rm
en °C.
Tk: Constante de temperatura de resistencia cero, para cobre: 234.5°C y para
aluminio: 225.0°C.
2.1.2 Relación de transformación verificación de la polaridad y relación de fase.2.1.2 Relación de transformación verificación de la polaridad y relación de fase.
La función del ensayo de relación de transformación es encontrar la relación entre
el número de vueltas del devanado primario y secundario para determinar si la
tensión suministrada puede ser transformada a la tensión deseada.
Matemáticamente, la relación de transformación de un transformador se expresa
como:
1
2
2
1
2
1
II
VV
NN
a ≈≈=
donde,
a: Relación de transformación
V1, V2: Tensiones en las terminales del devanado primario y secundario
I1,I2: Corrientes en el devanado primario y secundario
Existen básicamente tres métodos para determinar la relación de transformación:
§ Método de los potenciómetros
§ Método de los voltímetros
28
§ Método del transformador patrón - TTR. Es el más empleado y opera bajo el
principio de que cuando dos transformadores tienen nominalmente la misma
relación de transformación, se conectan y se excitan en paralelo.
CONEXIONES DE PRUEBAPRUEBACN CR GN GR
MIDE
1 H1 H2 Xo X2 φ22 H2 H3 Xo X3 φ33 H3 H1 Xo X1 φ1
El TTR es un instrumento práctico para analizar las siguientes condiciones:
a. Medición de la relación de transformación de equipos nuevos, reparados o
reembobinados.
b. Identificación y determinación de terminales, derivaciones (taps) y sus
conexiones internas.
c. Determinación y comprobación de polaridad, continuidad y falsos contactos.
d. Ensayos de rutina y detección de fallas incipientes.
H1 H2 H3
Xo X1 X2 X3
T.T.R
GRGN
CR
CN
H1
H2
H3
X1
X2
X3
Diagrama Vectorial
Figura 6. Conexión para el ensayo de relación de transformación
29
e. Identificación de espiras en cortocircuito.
El ensayo de polaridad determina el desplazamiento angular expresado en grados
entre el vector que representa la tensión de línea a neutro de una fase de A.T y el
vector que representa la tensión de línea a neutro en la fase correspondiente en
B.T.
2.1.3 Medición de las tensiones de corto circuito.2.1.3 Medición de las tensiones de corto circuito.
Este ensayo consiste en determinar la tensión requerida para hacer circular la
corriente nominal a través de uno o dos devanados del transformador cuando el
otro devanado está cortocircuitado. La impedancia consta de una componente
activa la cual corresponde a las pérdidas de cortocircuito y una componente
reactiva que corresponde al flujo de dispersión en los devanados.
El valor de la tensión de cortocircuito o tensión de impedancia está generalmente
entre el 1% y el 15% de la tensión nominal del devanado de excitación y este valor
puede usarse como guía para seleccionar la tensión del ensayo.
Las componentes resistiva y reactiva de la tensión de cortocircuito se pueden
determinar por medio de las siguientes ecuaciones:
30
2r
2zx
zr UUU
IP
U −== ;
donde,
Ur= Caída de tensión resistiva en voltios
Ux= Caída de tensión reactiva en voltios
Uz= Tensión de cortocircuito en voltios
Pz= Potencia medida en el ensayo en vatios
I= Corriente en el devanado de excitación en amperios
En la figura 5 se observa el esquema de conexiones empleado para realizar el
ensayo de tensión de cortocircuito en un transformador monofásico de dos
devanados.
Con la corriente y la frecuencia ajustada a los valores de ensayo se toman lecturas
en el amperímetro, vatímetro, voltímetro y frecuencímetro. Se desconecta el
transformador bajo ensayo y se lee en el vatímetro la potencia consumida, la cual
VW
A
F
Figura 7. Conexiones necesarias para el ensayo de tensiónde cortocircuito
31
representa las pérdidas en el equipo de medida. Es suficiente medir y ajustar la
corriente en el devanado excitado solamente, porque la corriente en el devanado
en cortocircuito, debe estar en el valor correcto (exceptuando un valor
despreciable debido a la corriente de excitación).
La temperatura del devanado debe tomarse antes y después de la medida de
tensión de cortocircuito; el promedio se toma como el valor verdadero. La
temperatura del devanado antes del ensayo se considera igual a la temperatura del
aceite, cuando el transformador no ha sido excitado por lo menos ocho (8) horas
antes del ensayo.
Las pérdidas I2R de los devanados se pueden calcular con la resistencia medida
(corregida para la temperatura a la cual se realiza el ensayo) y la corriente utilizada
en el ensayo. Las pérdidas adicionales se obtiene restando de Pz las pérdidas I2R.
El procedimiento para transformadores trifásicos es similar al seguido para
transformadores monofásicos, excepto que las conexiones y medidas son trifásicas
en lugar de monofásicas.
32
2.1.4 Pérdidas en vacío.2.1.4 Pérdidas en vacío.
Consiste en determinar las pérdidas que tiene el transformador (en el hierro del
núcleo) cuando se alimenta un devanado con su tensión y frecuencia nominal, y el
otro devanado se encuentra abierto. Por el nivel de tensión más apropiado a los
equipos disponibles para las pruebas, en la mayoría de los casos se considera más
conveniente alimentar el transformador por el devanado de Baja Tensión (B.T.)para
la realización de éste ensayo. Las pérdidas en vacío están comprendidas por:
§ Pérdidas por histéresis: Se denomina así a la potencia requerida para invertir
los imanes elementales de que se compone el hierro del núcleo, cuando por él
circula un flujo alterno ϕ. Estas pérdidas varían en proporción directa con la
frecuencia y la densidad máxima de flujo, independiente de su forma de onda.
§ Pérdidas por corrientes parásitas: Se denomina así a la potencia requerida para
mantener las corrientes de Foucault (también conocidas como corrientes de
Eddy) que resultan del flujo alterno que atraviesa el núcleo del transformador.
Para aminorar estas corrientes, se coloca una resistencia elevada en su
trayectoria; esto se consigue construyendo el núcleo con láminas recubiertas
con barniz. Las pérdidas por corrientes de Foucault varían con el cuadrado del
valor eficaz del valor de la tensión de excitación y son básicamente
independientes de la forma de onda de la tensión aplicada.
33
Siguiendo el procedimiento de la norma NTC 1031 para la determinación de
pérdidas y corriente sin carga para transformadores, p 193, una vez conectado el
transformador se alimenta el devanado seleccionado con su Voltaje nominal Un, a
frecuencia nominal fn. Se hace la correspondiente medición de Voltaje promedio,
Voltaje RMS, Potencia y corrientes de vacío.
En la medición de la marcha en vacío puede suceder que la forma de la onda de la
tensión difiera algo de la forma sinusoidal preestablecida. El motivo de esta
situación son los armónicos superiores en la corriente de magnetización los cuales
ocasionan una caída adicional de tensión en las impedancias de los generadores
excitados que se están utilizando para la prueba.
Las lecturas en el voltímetro de valor eficaz (Urms) y en el promedio (Up) serán
entonces diferentes y en éste caso las pérdidas de marcha en vacío medidas Pm
tienen que ser corregidas mediante un cálculo adicional. En caso de que las dos
lecturas coincidan no hay necesidad de realizar la corrección correspondiente.
El procedimiento de corrección es el siguiente:
Las pérdidas en vacío que se han medido son:
Pm = Po(P1+K*P2)
Po = Pérdidas en vacío que aparecerían con tensión sinusoidal
K = (Urms/Up)2
34
P1 = Relación de las pérdidas de histéresis a las pérdidas totales de marcha en
vacío (por unidad)
P2 = Relación de pérdidas de las corrientes parásitas con las pérdidas totales en
de marcha en vacío (por unidad).
En la práctica debe utilizarse el porcentaje real de pérdidas por histéresis y por
corrientes parásitas, pero a falta de valores relativos, para las densidades de flujo
corrientes, con frecuencias de 50 o 60 Hz se aplican 50% tanto de pérdidas por
histéresis como de Foucault.
Con ello resulta la siguiente fórmula para las pérdidas en vacío Po:
+=
P2*kP1Pm
Po
2.1.5 Pérdidas en los devanados.2.1.5 Pérdidas en los devanados.
Consiste en la determinación de las pérdidas en el cobre cuando se cortocircuita el
secundario (devanado de baja tensión) y se regula la tensión del primario
(devanado de alta tensión) V1 hasta que I1 alcanza su valor de plena carga. El valor
a plena carga de I2 se obtiene por:
2
1
1
2
N
N
I
I=
35
El valor de V1 que hace circular la corriente a plena carga por los arrollamientos
cuando el secundario está cortocircuitado, es aproximadamente el 3% de la tensión
nominal para transformadores de distribución y el 6% para transformadores de
potencia. Por esta razón, las pérdidas(potencia absorbida), se reducen casi por
completo a pérdidas en el cobre, pues las pérdidas en el hierro varían
aproximadamente con el cuadrado de la tensión, y representan tan solo una
centésima parte de las pérdidas totales.
Luego,
eRIRIRI cobre el en Pérdida W 212
221
21Cu =+== ,
de donde
21
Cue
I
WR =
Como el secundario está cortocircuitado, los únicos parámetros que se oponen al
paso de la corriente son Re y Xe, entonces:
1
1e
2e
2ee
IV
Z
,XRZ
=
+=
y,
2e
2ee RZX −=
36
2.1.6 Ensayo de Tensión aplicada.2.1.6 Ensayo de Tensión aplicada.
Este ensayo tiene por objeto determinar que la calidad y clase de aislante son las
adecuadas, que el transformador cumple con las distancias entre bobinas y núcleo,
tanque y todas las demás partes aterrizadas para que de este modo tenga la
capacidad de soportar los esfuerzos eléctricos a los que se verá sometido durante
su operación. Se efectúa aplicando una tensión alterna a 60 Hz durante un minuto,
partiendo de un valor cuya magnitud no sobrepase a un cuarto de la tensión de
prueba establecida. Ver tabla 5.
Tabla 5. Tensiones de prueba establecidas por IEEE Std C57.12.00-1993 paratransformadores sumergidos en aceite de acuerdo al nivel de aislamiento.
Tensiones de Prueba de acuerdo al nivel de aislamientoTensiones de Prueba de acuerdo al nivel de aislamientoClase de aislamiento (Clase de aislamiento (kV)kV) Tensión de prueba (R.M.S, Tensión de prueba (R.M.S, kV)kV)
1.2 102.5 155 19
8.7 2615 3425 50
34.5 7046 9569 95
115 140138 185161 230230 275345 395500 520
37
Estas tensiones de prueba se eligen de acuerdo con el nivel de aislamiento del
devanado al que se le vaya a aplicar el ensayo ( Alta o Baja Tensión). Las
conexiones necesarias para llevar a cabo este ensayo son las que se muestran en la
figura:
Posteriormente, este valor se incrementará hasta alcanzar la tensión requerida en
un tiempo aproximado de 15 segundos. Para suspender la tensión, se reducirá
gradualmente hasta alcanzar por lo menos un cuarto de la tensión máxima aplicada
en un tiempo no mayor de 5 segundos. Si la tensión se retira repentinamente por
medio de un interruptor, el aislante puede dañarse debido a la aparición de una
tensión transitoria mayor que la de la prueba. Sólo en caso de falla, la tensión
podrá ser suspendida repentinamente.
X1 X2 X1 X2
(a)Transformador monofásico con alta tensión bajo prueba
(b)Transformador monofásico con baja tensión bajo prueba
Figura 8. Conexiones necesarias para el ensayo de Tensión aplicada
38
Existen ciertos indicios en la realización de la prueba por medio de los cuales se
puede detectar una falla, a saber:
♦ Incremento repentino de corriente: Supone una falla a tierra o entre devanados
de alta y baja tensión.
♦ Humo y burbujas: Supone la existencia de una falla a tierra o entre devanados
de alta y baja tensión. Si solo se presentan burbujas sin humo, no
necesariamente se puede estar hablando de una falla sino de aire atrapado en el
devanado.
♦ Ruidos dentro del tanque: Supone una distancia crítica o exceso de humedad
que se traduce en un ruido amortiguado o zumbido dentro del tanque.
2.1.7 Ensayo de Tensión inducida.2.1.7 Ensayo de Tensión inducida.
Con este ensayo se puede detectar el estado del aislamiento entre vueltas, capas
y secciones de los devanados del transformador; y se verifica el aislamiento entre
bobinas y entre devanados y tierra. Se practica a doble tensión nominal hasta
completar un total de 7200 ciclos.
El núcleo opera con un flujo máximo de:
N*f*4.44E
ömax =
39
Se ha observado que cuando se aplica una tensión del 200%, el flujo crece en la
misma proporción; debido a esto, es necesario aumentar de igual forma la
frecuencia para limitar este incremento. Esto significa que cuando el transformador
se diseña para 60 Hz, el ensayo de tensión inducida se podrá realizar a 120 Hz
con una duración de 60 segundos. Cuando la frecuencia supera los 120 Hz se
presentan importantes esfuerzos dieléctricos, razón por la cual este ensayo se ha
limitado a 7200 ciclos.
De acuerdo con esto, se observa que el tiempo de prueba depende de la
frecuencia del generador empleado, tal y como se muestra en la tabla 6:
Tabla 6. Tiempos establecidos para la prueba de Tensión inducida según ANSIC57-72
Frecuencia (Frecuencia (Hz)Hz) Duración de la pruebaDuración de la prueba120 60180 40240 30360 20400 18
El ensayo se practica inicialmente con una tensión menor o igual a la cuarta parte
del valor de la tensión de prueba, hasta que incrementándose, alcance la tensión
plena en un tiempo no superior a 15 segundos. La tensión se mantiene durante el
tiempo mostrado en la tabla 6 y para finalizar el ensayo, se disminuye la tensión
hasta llegar por lo menos a una cuarta parte de su valor en un tiempo inferior a 5
segundos para después interrumpir la alimentación. En el caso de
40
transformadores con aislamiento uniforme en sus devanados, se aplica el doble de
la tensión nominal.
En caso de falla se pueden presentar los siguientes eventos:
♦ Incrementos repentinos de corriente: Probablemente ocasionados por fallas en
el devanado, ya sea entre vueltas o entre capas.
♦ Humo y burbujas: Debidas a la falla entre vueltas o entre capas del devanado.
Las burbujas sin humo no aseguran la presencia de una falla; éstas pueden haber
permanecido encerradas entre el devanado.
♦ Ruidos dentro del tanque: Pueden ser provocados por cortas distancias de los
devanados o entre las partes vivas y el tanque. El ruido amortiguado se debe a
distancias críticas o a la existencia de humedad.
2.2 ENSAYOS TIPO.2.2 ENSAYOS TIPO.
Un ensayo tipo es el efectuado por el fabricante a un transformador representativo
de una serie de aparatos de valores iguales e igual construcción, con el fin de
demostrar el cumplimiento de las normas. Se considera que un transformador es
representativo de otros, si es completamente idéntico en características nominales
y construcción; sin embargo el ensayo tipo puede considerarse válido si es hecho
41
sobre un transformador que tenga pequeñas desviaciones sobre los otros. Estas
desviaciones serán objeto de acuerdo entre comprador y fabricante.7
2.2.1 Ensayo de impulso.2.2.1 Ensayo de impulso.
Este ensayo se practica con el fin de determinar si el aislamiento del transformador
puede soportar las descargas de tipo atmosférico a las que está sometido durante
su operación normal.
En primer lugar, es de vital importancia conocer el tipo de onda que caracteriza a
una descarga atmosférica. De acuerdo con una investigación de muchos años, un
comité en coordinación de aislamientos de AIEE-EEI-NEMA realizó un reporte de
los niveles básicos de aislamiento, basados en una onda patrón de 1.2/50 µs,
siendo 1.2 el tiempo en µs que tarda una onda normalizada en alcanzar su valor de
cresta y 50 µs es el tiempo que tarda la onda en llegar a la mitad de su valor
máximo a partir de su origen.
Las descargas atmosféricas producen distintos disturbios que pueden
representarse por tres tipos de ondas:
• Onda completa: Sirve para verificar si el transformador soportará los disturbios
originados en la línea de transmisión ocasionados por descargas atmosféricas y
7 Tomado de ICONTEC 380 C09.030/69 de 1994
42
que viajan hacia el transformador experimentando una serie de cambios en su
trayecto a causa de los efectos corona y los efectos capacitivos.
• Onda cortada: Esta onda posee una magnitud mayor en un 15% que la
magnitud de una onda completa y su tiempo de duración es de aproximadamente
1 a 3 µs. Se aplica bajo el fundamento de que cuando una onda completa se
acerca al transformador, en algunas ocasiones se corta y su tensión se va a
tierra. Esto se debe al bajo aislamiento que existe en las subestaciones
comparado con el aislamiento de las líneas de transmisión.
Frente de onda: Se emplea para predecir la reacción del transformador cuando se
ve sometido a una descarga atmosférica directamente, ya sea porque cae muy
cerca o sobre él. Esta onda crece velozmente hasta producir un arco que a su vez
origina un transitorio de pendiente pronunciada con una magnitud superior en un
50% a la magnitud de onda completa y una duración de 0.025 a 1 µs. En la
siguiente figura se observan las partes de esta onda:
90%
50µs
1.2µs
1
3
t(µs)
U(kV)
100%2 Cola de onda
Cresta de onda
Frente de onda1
2
3
Figura 9. Tensión de impulso de onda completa
43
Cuando se realiza el ensayo de impulso, generalmente se realiza así: Se aplica una
onda completa reducida entre el 50 y el 70% del valor de la onda completa, luego
se aplican dos ondas cortas que son el 115% del valor de la onda completa y por
último, se aplica una onda completa. En este caso, la onda reducida sirve como
medio de comparación con la onda completa para establecer diferencias que
indiquen posibles fallas.
En la Tabla 7 se muestran las magnitudes normalizadas de las ondas de impulso
aplicadas a transformadores sumergidos en aceite, de acuerdo con su nivel de
aislamiento.
Tabla 7. Magnitud de las ondas de impulso según IEEE Std C57.12.00-1993
Onda CompletaOnda Completa Onda cortadaOnda cortadaClase de AislamientoClase de Aislamiento((kV)kV) Nivel Básico de
impulso (kV cresta)Magnitud (kV cresta) Tiempo de corte (µs)
1.2 30 36 12.5 45 54 1.55.0 60 69 1.58.7 75 88 1.615 95 110 1.818 125 145 2.2525 150 175 3
34.5 200 230 346 250 290 360 300 345 369 350 400 3
44
Preferiblemente, deben probarse cada una de las terminales de los devanados en
forma individual, mientras las terminales restantes, incluyendo las de otras
devanados; son conectadas a tierra. Esto se realiza con el propósito de limitar las
altas tensiones inducidas.
Los criterios para aceptar o rechazar un transformador cuando es sometido a la
prueba de impulso son los siguientes:
♦ Oscilogramas de tensión: Cuando se presentan discrepancias entre la onda de
tensión reducida y la onda de tensión completa y entre ondas cortadas en su
parte final.
♦ Ausencia de arqueo en el explosor: En el caso de que no se presente arqueo
en el explosor o en cualquier parte externa del transformador cuando se aplica
la prueba de onda cortada. Esta situación es un claro índice de que el arqueo
se produjo en el interior del transformador, lo que se considera como una falla.
X1 X2 X2X1
X1 X2
H1 H2 H1 H2 H1 H2
(a) Prueba H1 (b) Prueba H2 (c) Prueba a la baja tensión
Figura 10. Conexión de un transformador para el ensayode impulso
45
♦ Humo y burbujas: Las burbujas acompañadas de humo que aparecen a través del
aceite son una clara prueba de falla. Si no se presenta humo, no
necesariamente se trata de una falla; estas burbujas pueden ser ocasionadas
por aire atrapado en los devanados.
♦ Ruidos dentro del tanque: Son indicadores de falla.
2.2.2 Ensayo de calentamiento.2.2.2 Ensayo de calentamiento.
Tiene por objeto determinar los parámetros térmicos y las temperaturas de los
devanados y el líquido refrigerante de los transformadores de distribución
monofásicos y trifásicos. También sirve para determinar la cargabilidad de los
mismos.
Existen dos métodos para la aplicación de este ensayo:
2.2.2.1 Carga real o directa: 2.2.2.1 Carga real o directa: Es el más preciso de todos, pero sus
requerimientos de energía son excesivos para transformadores de gran
capacidad. Los transformadores de pequeña capacidad pueden ser ensayados
por el método de carga real cargándolos por medio de reóstatos, bancos de
lámparas, cajas de agua, etc., hasta alcanzar la corriente nominal del transformador
y controlando ésta en forma constante hasta el final del ensayo.
46
2.2.2.2 Carga simulada: 2.2.2.2 Carga simulada: Puede ser realizada en dos formas:
♦ Por cortocircuito: Este método tiene la ventaja de permitir una lectura directa
de la potencia y la corriente que se consume durante el ensayo, requiere
menor cantidad de instrumentos, mayores facilidades de ensayo y menor
consumo de energía. Es muy utilizado para transformadores de capacidad alta,
aunque es aplicable a transformadores pequeños. Se realiza conectando en
cortocircuito uno o mas devanados y haciendo circular la suficiente corriente a
frecuencia nominal para producir las pérdidas totales y corrigiéndolas a una
temperatura igual al aumento nominal de temperatura promedio de los
devanados más 20 °C.
♦ Método de oposición: Requiere más facilidades de ensayo y equipos auxiliares
además de mayor consumo de energía. Dos transformadores pueden ser
ensayados a la vez por el método de oposición, conectando ambos devanados
de alta tensión en paralelo y ambos devanados de baja tensión en paralelo y
aplicando la tensión de excitación nominal a frecuencia nominal a uno de los
juegos de devanados que fueron conectados en paralelo.
2.2.3 Resistencia de aislamiento.2.2.3 Resistencia de aislamiento. El objeto primordial de este ensayo está en
determinar el estado en que se encuentran los aislamientos eléctricos de un
transformador a partir del grado de humedad e impurezas que contengan.
47
Se efectúa con un equipo llamado “Megger”, a una tensión de un (1) kV durante
diez (10) minutos. El cociente de dividir el valor de la resistencia de aislamiento a
diez (10) minutos y el mismo valor a un (1) minuto, da un número mayor a uno,
generalmente conocido como Indice de Polarización (Ip),
minuto 1 a oaislamient de aResistenciminutos 10 a oaislamient de aResistenci
=pI
El análisis de los resultados del ensayo se realiza con los valores obtenidos
corregidos a 20°C mediante la aplicación de los factores K, que se observan en la
siguiente tabla:
TEMPERATURA (°C) FACTOR K95 8990 6685 4980 36.275 26.870 2065 14.860 1155 8.150 645 4.540 3.335 2.530 1.825 1.320 115 0.7310 0.545 0.4
Tabla 8. Factores de corrección a 20 °C para Resistencia de aislamiento.Según IEEE.C57.12.00-1993
48
0 0.3-5 0.22
-10 0.16-15 0.12
En este ensayo se realizan las siguientes conexiones:
♦ Alta tensión contra baja tensión y tierra
♦ Baja tensión contra alta tensión y tierra
♦ Alta tensión contra baja tensión
Esto se observa más claramente en la siguiente figura:
Los criterios para aceptar o rechazar un ensayo de resistencia de aislamiento, los
establece el fabricante de acuerdo con su experiencia y habilidad para extraer
humedad de sus transformadores. En la siguiente tabla, se presentan los valores
X1
H1
X2X1 X2
H2H1 H2+
Megger
(a) Alta tensión contra baja tensión y tierra
Megger
+
(b) Baja tensión contra alta tensión y tierra
Megger
X1 X2
H2H1+
(c) Alta tensión contra baja tensión
Figura 11. Conexiones para el ensayo de resistencia de aislamiento
49
mínimos de aceptación de resistencia para cada clase de aislamiento dado como
criterio de fabricantes de transformadores.
RESISTENCIA MÍNIMA PARA UN TRANSFORMADOR SUMERGIDO EN ACEITE A 20°C (1 MIN. I kV)CLASE DE AISLAMIENTO (kV) MΩ
1.22.55
8.71525
34.5466992
115138161196230287345
3268
135230410670930
1240186024803100372043505300620077509300
De los ensayos anteriormente mencionados (rutina y tipo), los que evalúan
directamente la calidad del aislamiento son:
§ Prueba de impulso
§ Prueba de tensión aplicada
§ Prueba de tensión inducida
§ Prueba de resistencia de aislamiento
§ Prueba Tangente Delta (Se explica ampliamente en el capítulo tres).
Tabla 9. Valores mínimos recomendados en IEEE C57.12.00-1993 paraaislamiento en transformadores sumergidos en aceite
50
2.3 ENSAYOS APLICADOS EN LABORATORIO A LOS DIELECTRICOS2.3 ENSAYOS APLICADOS EN LABORATORIO A LOS DIELECTRICOS
Los materiales aislantes como el papel y el aceite mineral se obtienen generalmente
de proveedores de la empresa; no son producidos en ella. Por esta razón, se
verifica el nivel de calidad de estos elementos en cuanto a sus características
físicas, químicas y respuesta a ciertas pruebas que determinan su capacidad
dieléctrica.
2.3.1 Verificación realizada al papel aislante 2.3.1 Verificación realizada al papel aislante KraftKraft
Los requisitos que debe llenar el papel Kraft de 0.06 mm son los siguientes:8
VARIABLE VALOR REQUERIDOAspecto Visual Apariencia y color homogéneo, libre de arrugas, dobleces,
perforaciones, rasgaduras, suciedad y sin evidencias de aguaColor Natural
Espesor (mm) 0.06+0.005mmGramaje (gr/m2) 36 –49
Densidad (gr/cm3) 0.66 – 0.75Contenido de agua (ppm) ≤7%
Ph – Extracto acuoso 6.5 - 8Rigidez dieléctrica ≥575 V/hoja
8 Se aplica la norma ASTM D 1305 para la prueba de Rigidez dieléctrica
Tabla 10. Variables que determinan la calidad del papel aislante Kraft
51
El cumplimiento de estas condiciones determina la aceptación o rechazo del
material evaluado.
2.3.2 Verificación realizada al papel resina 2.3.2 Verificación realizada al papel resina epóxica.epóxica.
Los aspectos que debe cumplir el papel resina epóxica son:
VARIABLE VALOR REQUERIDOAspecto Visual Apariencia y color homogéneo, libre de arrugas, dobleces,
perforaciones, rasgaduras, suciedad y sin evidencia de agua.Rombos en las dos caras.
Color NaturalEspesor (mm) 0.250+0.02
Espesor recubrimiento resina 0.010-0.014 mmGramaje (gr/m2) 280
Densidad (gr/cm3) 0.95 – 1.05Contenido de agua (ppm) ≤7%
Ph – Extracto acuoso 6 - 8Adherencia (curado) Papel – papel: 100%
Papel – cobre: 100%Compatibilidad con el aceite
Dif. TgD 100°C ≤0.5%Dif. No. Neutral ≤0.05 mg KOH/g aceite
El cumplimiento de estas condiciones determina la aceptación o rechazo del
material evaluado.
Tabla 11. Variables que determinan la calidad del papel resina epóxica
52
2.3.3 Verificación realizada al aceite dieléctrico a granel.2.3.3 Verificación realizada al aceite dieléctrico a granel.
Los aspectos que se evaluan en las normas ASTM e ICONTEC son:
CARACTERISTICASCARACTERISTICASNORMAFISICASFISICAS
ASTM D NTCAspecto visual 1524 2979
Color 1500Gravedad específica (15°C /15°C) 1298
Punto de anilina (°C) 611Punto de fluidez (°C) 97
Punto de inflamación (°C) 92Tensión Interfacial (d/cm) 971 2977
QUIMICASQUIMICAS NORMAAzufre Corrosivo 1275 2978
Contenido de agua (ppm) 1533 2976No. Neutral mg. KOH/g aceite 974
ELECTRICASELECTRICAS NORMAFactor de potencia (%)
A 25°CA 100°C
924 3217
Voltaje de ruptura (kV)Electrodos disco 2.54 mm 877 2975Electrodos VDE 1.02 mm 1816 3218
El cumplimiento de estas condiciones determina la aceptación o rechazo del
material evaluado.
Tabla 12. Variables que determinan la calidad del aceite dieléctrico
53
3.3. PRUEBA DEL FACTOR DE DISIPACION EN LOS AISLAMIENTOSPRUEBA DEL FACTOR DE DISIPACION EN LOS AISLAMIENTOS
3.1 CONCEPTOS FUNDAMENTALES3.1 CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Los aislamientos eléctricos de acuerdo con su estado físico se pueden clasificar en
tres tipos principales a saber: sólido, líquido y gaseoso. Esta clasificación,
permite que se pueda relacionar cada tipo de aislamiento con las consecuencias de
las fallas eléctricas sobre él; estableciéndose que para el estado sólido las fallas
son del tipo destructivo irreversible, mientras que para los estados gaseoso y
líquido son del tipo reversible no destructivo.
A diferencia de los materiales conductores, la gran mayoría de los dieléctricos
manifiestan un rasgo característico: la disipación de potencia en estos materiales
depende de la influencia de ciertos parámetros a saber: material del dieléctrico,
tensión aplicada (pudiendo ser esta en corriente directa (D.C.)o en corriente
alterna (A. C.)), frecuencia, temperatura y humedad, principalmente. El valor de las
pérdidas de potencia en el dieléctrico suele denominarse pérdidas dieléctricas.
54
Es un término común para determinar las pérdidas de potencia en el aislamiento
eléctrico tanto a tensión constante (D.C.), como a tensión alterna (A.C). Las
pérdidas dieléctricas a tensión constante se definen así:
RU
P2
=
Donde, U es la tensión en voltios (V), R se comprende como el valor de la
resistencia del aislamiento (Ω); las pérdidas a tensión alterna se determinan por
análisis más complicados; es decir, con los parámetros antes mencionados y con la
introducción de variables complejas. Generalmente las pérdidas dieléctricas que
se tienen en cuenta son las que se presentan a tensión alterna.
En adelante, el nombre “Factor de disipación” también se designa como “Tangente
delta”, “Factor de pérdidas” o “Factor de potencia”, en el caso último cuando el
valor de Tgδ no supera el 20% (es decir que Tgδ = Cosϕ). Esto se verifica
mediante la curva presentada en el anexo 1, en la cual se muestra que mientras Tgδ
es menor al 20%, la relación con Cos ϕ es completamente lineal y para valores de
Tgδ superiores, la relación pierde progresivamente esta propiedad.
55
De acuerdo con IEEE Std. C57.12.90-1993, el factor de potencia de un
aislamiento se entiende como “la relación entre la potencia disipada en el
aislamiento en vatios y el producto de la corriente y tensión efectivos en
voltiamperios, cuando es probado bajo una tensión sinusoidal y condiciones
preestablecidas”. Su objetivo principal es verificar en forma general el grado de
humedad que contienen los materiales aislantes.
3.23.2 ANGULO DE PÉRDIDAS DIELÉCTRICASANGULO DE PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS
Para determinar la magnitud del ángulo de pérdidas dieléctricas, que en adelante
será llamado δ, se construye un diagrama vectorial de tensiones y corrientes en un
condensador que está bajo tensión alterna a través de una fuente.9
Si en el dieléctrico del condensador la potencia no se disipase del todo
“dieléctrico ideal”, entonces el vector de la corriente I a través del condensador
adelantaría el vector de la tensión U precisamente en 90° y la corriente sería
puramente reactiva. En realidad, el ángulo de desfase ϕ es un poco menor que
90°; la corriente total I que circula por el condensador puede descomponerse en
la componente activa Ia y la componente reactiva Ir., que se observa en la figura
12:
9 Se representa el material aislante como el dieléctrico de un condensador al cual se le aplica una tensiónalterna o constante y cuya función primordial es confinar el campo eléctrico originado entre las placas oelectrodos de este dispositivo.
56
De éste modo el valor del ángulo de desfase caracteriza el condensador desde el
punto de vista de las pérdidas en el dieléctrico (se menosprecian las pérdidas de
potencia en las armaduras y terminales del condensador).
La corriente tomada para un aislamiento ideal (sin pérdidas, Ia = 0) es una
corriente puramente capacitiva que adelanta a la tensión en 90° (ϕ =90°). En la
práctica, ningún aislamiento es perfecto, ya que presenta una cierta cantidad de
pérdidas (Ia), y de esta forma la corriente total I adelanta a la tensión U en un
ángulo de fase ϕ (ϕ <90°). Es más conveniente usar un ángulo de pérdidas
dieléctricas δ, donde δ = (90°- ϕ). Para aislamientos con bajo factor de potencia
δ
ϕ
I
Ia
Ir
Figura 12. Diagrama vectorial de un sistema de aislamiento
57
las corrientes Ia e Ir son substancialmente de la misma magnitud puesto que la
componente de pérdidas Ia es muy pequeña.
En un condensador con dieléctrico de alta calidad el ángulo de desfase es muy
próximo a 90° y el parámetro más evidente es el ángulo δ. El ángulo δ se
denomina ángulo de pérdidas dieléctricas. Está claro que la tangente de este
ángulo es igual a la razón de las corrientes activa y reactiva:
IrIa
tg =ä
o bien, a la razón de la potencia activa (potencia de pérdidas) P y a la reactiva Q
QP
tgä = , pudiéndose visualizar en el triángulo de potencias como se ve en la
figura 13:
SQ
P
δ
ϕ
Figura 13. Triángulo de potencias. Relación entre Cos ϕ y tg δ,
58
Siendo QP
tgä = , puede decirse también que:
F.P =Cos ϕSP
= SP
Senä = ;
El ángulo de pérdidas dieléctricas es un parámetro de gran importancia tanto del
material dieléctrico, como de la construcción electroaislante (sector del
aislamiento).10 Cuanto mayor sea este ángulo, tanto más grandes son las pérdidas
dieléctricas (siendo las demás condiciones constantes).
Por lo general, como parámetro del material o de la construcción se da el valor de
la tangente del ángulo de pérdidas ( tg δ ). A veces, se determina el factor Q del
sector del aislamiento, es decir, el valor inverso de la tangente de pérdidas.
ötgctgtg1
Q === ää
En teoría, para los mejores materiales electroaislantes que se utilizan en las
técnicas de altas frecuencias y tensiones, los valores de tg δ son del orden de
10 Electroaislante se refiere a la propiedad del material dieléctrico que consiste en no permitir la circulación decorriente eléctrica cuando se encuentra bajo tensión constante; pero que bajo la acción de una tensión alternaaplicada, deja pasar la corriente alterna capacitiva.
59
milésimas e incluso diezmilésimas partes. Para materiales de calidad inferior, tg δ
puede tener un valor de centésimas partes y aún más.
3.3 EL FACTOR DE DISIPACIÓN COMO RELACIÓN DE PÉRDIDAS3.3 EL FACTOR DE DISIPACIÓN COMO RELACIÓN DE PÉRDIDAS
Para demostrar que una característica importante de un condensador es la relación
de sus pérdidas en la resistencia a las pérdidas en la reactancia, que en definitiva
muestran el factor de disipación, debe tenerse en cuenta el diagrama vectorial
donde son reemplazadas las corrientes Ia, Ir, e I por sus magnitudes de
resistencia, reactancia capacitiva e Impedancia respectivamente; como es
mostrado en el diagrama vectorial:
U
δ
ϕ
Xc Z
R
Figura 14. Diagrama vectorial donde se muestra resistencia, reactancia e impedancia.
60
En el estudio de los dieléctricos con pérdidas, se hace útil sustituir el dieléctrico
que se examina por otro sin pérdidas y por la resistencia activa, conectados entre
sí en paralelo o en serie. Aunque en realidad un condensador posee pérdidas en
sus resistencias serie y paralelo como se muestra a continuación:
La frecuencia de la tensión aplicada determina cuales pérdidas son dominantes,
aunque a bajas frecuencias (50/60Hz) solamente las pérdidas en paralelo Rp, que
se generan en el dieléctrico, son las que generalmente se miden. Para una
frecuencia en particular, las pérdidas pueden ser expresadas en términos de un
circuito equivalente serie o paralelo con igual precisión. La aplicación de uno u otro
es una cuestión de conveniencia.
A continuación se establecen las relaciones para determinar la ecuación que define
el tg δ de acuerdo con la configuración de circuito equivalente deseado.
Cp Rp
Figura 15. Circuito equivalente para pérdidas en un condensador
61
3.3.1 El factor de disipación (3.3.1 El factor de disipación (tgtg δδ) para el circuito equivalente en serie) para el circuito equivalente en serie
Se asume la corriente para el circuito como constante (la misma para los dos
elementos).
Por definición, s
s C*1
Xcù
=
En un circuito ideal capacitivo en serie la tensión en el condensador atrasa en 90°
a la I.
Rs Cs
Figura 16. Impedancia en serie
Ur
U
Ua I
Figura 17. Diagrama fasorial circuito RC en serie
62
De la figura se obtiene: sC**Rs
Cs*IRs*I
UrUa
tg ù
ù
ä === que es la primera
relación buscada, donde:
Rs: Resistencia en serie
Cs: Capacitancia en serie
ω :Frecuencia angular 2*π*f
3.3.2 El factor de disipación(3.3.2 El factor de disipación(tgtg δδ)para el circuito equivalente en paralelo)para el circuito equivalente en paralelo
Se asume la tensión como constante para el circuito (la misma para los dos
elementos).
Se sabe que: p
p C*ù1
Xc =
RpCp
Figura 18. Impedancia en paralelo
63
En un circuito ideal capacitivo en paralelo, la corriente en el condensador adelanta
en 90° a la tensión U:
De la figura se obtiene: Cp**Rp
1Cp**U*Rp
U
Cp*1URpU
IrIa
tgùù
ù
ä ==== ,
que es la segunda relación buscada, donde:
Rs: Resistencia en paralelo
Cs: Capacitancia en paralelo
ω: Frecuencia angular 2*π*f
δ
ϕ
U
I
Ia
Ir
Figura 19. Diagrama fasorial para circuito RC en paralelo
64
3.4 SENTIDO FÍSICO DE LAS PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS3.4 SENTIDO FÍSICO DE LAS PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS
3.4.1 Caso en que la conexión del dieléctrico se hace bajo tensión constante3.4.1 Caso en que la conexión del dieléctrico se hace bajo tensión constante.
Para el entendimiento de este evento debe hacerse referencia a las figuras (a y b)
respectivamente:
De la figura 20 (a) puede notarse que al ser conectado el aislamiento bajo tensión
constante y valiéndose de un galvanómetro se obtiene la variación de la corriente I
que pasa por el dieléctrico, con relación al tiempo t, contándose a partir del
momento del cierre del interruptor. De esta forma se obtiene la gráfica de la
figura 20 (b), donde se excluye el sector inicial de la curva OP, la corriente puede
dividirse en dos componentes: la corriente que tiene un valor constante I∞ y la de
caída.
I
P
tO
Iabs
Q
I
Fuente D.C.
G
I∞
Figura 20. (a) Esquema de dieléctrico bajo tensión constante
(b) Gráfica que describe la dependencia de la corriente I a través del tiempo, desde
el momento de conexión bajo tensión constante.
65
La corriente permanente de conducción (la corriente “directa”, para el estado de
trabajo bajo tensión constante) es igual a:
RaisU
I =∞ ,
donde, Rais es la resistencia del dieléctrico (sector del aislamiento).
La corriente de absorción es igual a:
)ôt
exp(*S*UIabs −= ,
donde, S es la conductibilidad correspondiente a la corriente de absorción; τ es el
tiempo durante el cual la corriente de absorción absI desciende hasta 1/e de su
valor inicial (obtenido mediante la extrapolación de la curva en la figura 20 (b) en el
sector PQ hasta t=0).
Teniendo S*UIabs =
Para t=∞ , 0Iabs = e I =I ∞ .
La aparición de la corriente de absorción puede estar condicionada por distintas
causas:
♦ En los dieléctricos polares la corriente de absorción es provocada mediante la
orientación de las moléculas dipolares (la polarización de orientación requiere un
66
tiempo relativamente grande en comparación con la polarización por deformación
prácticamente instantánea).
♦ La rotación de las moléculas dipolares bajo la acción del campo eléctrico
exterior (con más claridad este fenómeno puede comprenderse en dieléctricos
como líquidos viscosos), exige una superación de las fuerzas de rozamiento
interno (viscosidad) de la sustancia lo que está relacionado con el consumo de
una parte de energía eléctrica y con la transformación de ésta en calor.
Además, también pueden ser observadas las corrientes de absorción en los
dieléctricos no polares; éstas se explican mediante la heterogeneidad de las
propiedades eléctricas del dieléctrico, la formación de cargas volumétricas en el
dieléctrico bajo la influencia del campo eléctrico y otras causas que provocan los
procesos de redistribución de las cargas, transcurridos en el tiempo por el
volumen del dieléctrico.
Atendiendo a los estudios realizados a materiales dieléctricos, prácticamente la
heterogeneidad es inevitable en todo dieléctrico técnico; incluso en aquellos
dieléctricos que no son mezclas de diferentes sustancias, siempre hay, en un grado
mayor o menor, unas u otras impurezas (poros llenos de aire, inclusiones de agua
higroscópica, etc); las propiedades del material pueden ser algo distintas en
diferentes partes del volumen a causa de la diversidad en el transcurso del régimen
67
de temperatura y otras variables durante el proceso de preparación del material.
Lo dicho, se refiere, en particular a las materias plásticas, películas de barniz, a los
vidrios, la cerámica, etc. Las propiedades del material en las capas exteriores
pueden diferenciarse de las capas en el interior del artículo debido a la influencia
del medio ambiente (oxidación por el oxígeno del aire, luz) y contacto con los
electrodos.
La variación de la corriente de absorción durante el tiempo, originada por
diferentes causas, pertenece a la misma dependencia exponencial así:
)ôt
exp(*S*UIabs −=
En el primer momento después de la conexión del dieléctrico bajo la tensión
constante, la presencia de la corriente de absorción provoca el aumento del
consumo de potencia.
∞>+∞ I*U)I U(I abs
Debido a que la corriente de absorción puede existir para cualesquiera variaciones
de tensión en el dieléctrico, en particular, para el trabajo del dieléctrico a tensión
sinusoidal, es evidente que las pérdidas de potencia a tensión alterna pueden ser
mayores que las mismas a tensión constante del mismo valor.
68
3.4.2 Caso en que la conexión del dieléctrico se hace bajo tensión alterna3.4.2 Caso en que la conexión del dieléctrico se hace bajo tensión alterna
Al considerar la situación para el examen de la corriente de absorción después de
conectar el dieléctrico bajo tensión alterna, debe referirse a las figuras 21 (a, b y
c) respectivamente:
Cuando el dieléctrico trabaja bajo la tensión alterna como es mostrado en la figura
21 (a) puede verse el resultado de la variación de la tensión a través del tiempo
figura 21 (b) y la correspondiente dependencia de la corriente de absorción,
figura 21 (c).
Sea que en algunos momentos de tiempo t= X1, t=X2... la tensión varíe a salto
en las magnitudes ∆1U, ∆2U... (figura 21(b)). Cada salto de tensión ∆nU debe
Figura 21. (a) Esquema de dieléctrico bajotensión alterna.(b) y (c) Deducción de la fórmula dedependencia de la corriente de absorciónen función del tiempo.
(c)
(b)
(a)
X3X2X1
∆3I∆2I
∆1I
X3X2X1
∆3U
∆2U
∆1U
I
Ot
t
Fuente A.C.
I
O
G
69
corresponder a su onda de corriente de absorción ∆nI la cual disminuirá con el
tiempo según la ley
)tx
exp(*S*U*n)xt
exp(*S*U*nnI nn
ôÄ
ôÄÄ
−=
−−=
De acuerdo con el principio de superposición, todas las corrientes se superponen
una con otra y se suman, así que la curva de la corriente total tendrá el aspecto de
una gráfica escalonada (se muestra en la figura 21 (c) con una línea azul).
Para cualquier momento de tiempo, la corriente de absorción total que pasa por el
dieléctrico, es igual a:
∑−
== )tx
exp(*S*U*n(t)i nabs ô
ÄÖ
Con la particularidad de que la adición se propaga a todos los saltos de tensión
precedentes al momento t, es decir, para todos los txn < .
En el caso de variación continua de la tensión U, la suma en el segundo miembro de
la ecuación anterior se convierte en una integral
du*)ô
txexp(SÖ(t)i
t
abs−
∫==∞−
que al ser dividido y multiplicado el integrando por dx se obtiene
70
dx*)ô
txexp(*
dxdu
St
abs−
∫=∞−
i
que es la expresión general de Iabs. Se supone ahora que la tensión U en el
dieléctrico varíe según la ley sinusoidal con la velocidad angular ω, es decir:
xSen*UmU ù= ;
entonces xùù Cos**Umdxdu
= por tanto
dx*exp(*Cos*S*Umit
abs )ô
ùxùtx −
∫=∞−
Así se obtiene la expresión general de la corriente de absorción para el trabajo del
dieléctrico bajo la tensión alterna, además, el resultado final puede formularse del
siguiente modo:
Al trabajar el dieléctrico bajo la tensión sinusoidal, la corriente de absorción debe
ser también sinusoidal, con dos componentes:
Activa
1ô*ùô*ù
*S*UI 22
22
abs'
+=
y Reactiva
ô*ùI
1ô*ùô*ù
*S*UI abs'
22abs" =
+=
71
Llegando así a una conclusión importante:
Al trazar experimentalmente la dependencia I(t) para el caso de la conexión de un
dieléctrico bajo la tensión constante (es decir, hallando R,S y τ) figura 20 (a y b),
puede calcularse el valor y la fase de la corriente de absorción para el trabajo de
dicho dieléctrico bajo la tensión alterna. Para lograr esto primero se obtienen las
magnitudes de las componentes activa y reactiva de la corriente de absorción ( absI )
que luego deben ser compuestas con el arreglo de las corrientes capacitiva y
directa que en últimas serán las determinantes para establecer el factor de
pérdidas del dieléctrico. Esto se realiza en la figura 22.
Figura 22. Diagrama completo de las corrientes en eldieléctrico con pérdidas
Icap
I'abs
I''absΦ
Iabs
Idir I
0
ϕδ
V
72
Para representar las tres corrientes sinusoidales que pasan por el dieléctrico debe
mejorarse el diagrama vectorial de la figura 12 presentado con anterioridad. En la
figura 22 se tiene:
• Corriente Capacitiva (corriente de desplazamiento), desplazada en 90° del
vector de tensión en dirección al avance. Siendo
Icap = U*ω*Cg
Donde Cg es la capacidad “geométrica”, correspondiendo ésta a la capacidad para
frecuencia muy alta, (casi infinita), cuando la influencia de la componente reactiva de
la corriente de absorción (incluso a causa de la polarización por la orientación de
las moléculas dipolares) prácticamente no se manifiesta.
• Corriente de absorción ( absI ) con las componentes activa absI' y reactiva
absI" dando lugar a: ô*ùøtg = (de sus ecuaciones y figura 22).
• Corriente directa de conducción
Gais*URaisU
Idir == , donde Rais1
Gais =
es la conducción para la corriente directa.
73
De este modo, la presencia de la corriente de absorción conduce tanto al
aumento de la conductancia (mayor que el valor de Gais), como también al valor de
la capacidad (mayor que el valor de Cg).
Las componentes de la corriente total son:
Activa: Gais)1ô*ù
ô*ù*(S*UIdir I'Ia 22
22
abs ++
=+=
Y reactiva: )1ô*ù
ô*S*(Cg*ù*UIcap I"Ir 22abs +
=+= , donde
se obtiene en términos de Ia e Ir el valor de la tangente de pérdidas dieléctricas:
1)ô*Cg(ùô*S*ùGaisS)(Gais*ô*ù
IrIa
tgä 22
22
++++
==
La absorción dieléctrica provoca la aparición de la carga residual en el condensador
que ha sido cargado y luego incluso cortocircuitado, pero durante un tiempo
insuficientemente grande, este fenómeno puede ser peligroso para los que trabajan
con instalaciones de alta tensión.
La absorción puede valorarse cuantitativamente según el valor del coeficiente de
absorción que es igual a la razón de la tensión residual en el condensador, medida
en condiciones determinadas, respecto a la tensión inicial. Entre los
condensadores de diferentes tipos los que tienen las películas de los polímeros no
polares, en calidad de dieléctrico, poseen el menor valor del coeficiente de
74
absorción. Para la determinación del coeficiente de absorción se utiliza una curva
característica similar a la presentada en la figura:
aK es el coeficiente de absorción y de la figura 23 se tiene que t1 es el tiempo de
la carga del condensador; t2 es el tiempo del cortocircuito; t3 es el tiempo
durante el cual el condensador queda desconectado, por tanto puede verse que
aK es igual a la razón de la tensión U1 respecto a la tensión U2.
3.5 INFLUENCIA DE DIFERENTES FACTORES SOBRE EL TG3.5 INFLUENCIA DE DIFERENTES FACTORES SOBRE EL TGδδ
Los valores de tgδ, al igual que otros parámetros de los dieléctricos, no son
rigurosamente constantes para muestras dadas del material o para mezclas donde
intervienen varios tipos de aislamientos que forman un conjunto aislante, sino que
dependen de diferentes factores exteriores. Estas dependencias tienen gran valor
práctico.
Figura 23. Determinación del coeficiente de absorción delcondensador.
U1
t1
U
t3t2
U2t
75
3.5.1 Dependencia de 3.5.1 Dependencia de tgtgδδ con respecto a la frecuencia. con respecto a la frecuencia.
Para el estudio de la dependencia de tgδ con respecto a la frecuencia de la
tensión alterna, aplicada al dieléctrico, debe basarse en la ecuación obtenida
anteriormente para la tangente de pérdidas dieléctricas.
1)ô*Cg(ùô*S*ùGaisS)(Gais*ô*ù
IrIa
tgä 22
22
++++
==
Esta fórmula determina la dependencia de tgδ (ω) y la gráfica en función de f
(ω=2πf) se muestra en la figura 24:
Figura 24. Dependencia teórica de la tangente de pérdidas en función dela frecuencia de la tensión aplicada al dieléctrico.
Tgδ
tgδmax0.1
0.01
1
10
10^310
10^5
10^7
10^9
10^11
f(Hz)
fk
76
Con base en la ecuación se tiene:
∞=→ äf tglím 0 ; 0tglím =∞→ äf ,
que se hace evidente en la gráfica de la figura 24. La fórmula también brinda la
posibilidad de obtener el valor de la frecuencia fk que corresponde al valor máximo
de tgδmáx , mediante la diferenciación con respecto al parámetro ω, igualando la
derivada a cero y dividiendo sobre 2π. Se tiene:
ð*2ù
f con
,S)*CgGais*(Cg
Gais*CgS)*(GaisGais)*Cg*2Cg*(SGais)*S(S
kk
44
223
k
=
+
−−−++=
ôôôô
ù
Al sustituir el valor hallado f=fk en la fórmula, se encuentra el propio valor de tgδmáx.
Al ser examinada la dependencia de tgδ del material electroaislante y la frecuencia,
en cierta gama de variación de la última pueden observarse en la práctica
diferentes caracteres de la dependencia, aumento o disminución al elevar la
frecuencia, o bien su paso a través del máximo o incluso a través de varios
máximos. Es de anotar que estas variaciones se dan a frecuencias muy altas, en el
77
orden de los kHz, si se tiene en cuenta que para transformadores de distribución
la frecuencia de referencia es la de los (50/60)Hz. Por esta razón, esta variable no
será evaluada en el capítulo cuatro (4).
3.5.2 Dependencia de 3.5.2 Dependencia de tgtgδδ con respecto a la temperatura con respecto a la temperatura
Como regla general se tiene que la tg δ aumenta sustancialmente al subir la
temperatura, esto debido a que las condiciones del funcionamiento del aislamiento
serán más difíciles a temperaturas altas. Este crecimiento de tg δ se origina tanto
por el aumento de la conductibilidad de la corriente directa como por el de la
corriente de absorción.
Las pérdidas dieléctricas, determinadas por un mecanismo dipolar, alcanzan el valor
máximo a cierta temperatura definida. Cabe recordar, que la condición
imprescindible para la existencia de la electroconductibilidad en cualquier sustancia
es la presencia en ella de partículas materiales libres cargadas: portadores de
carga (que pueden dejarse arrastrar por las fuerzas del campo eléctrico). Se
supone que todos los materiales aislantes contienen cargas positivas y negativas
ligadas, formando parte, probablemente, del mismo átomo. Cuando una sustancia
de esta clase se coloca en el interior de un campo eléctrico, las cargas positivas
tienden a moverse en un sentido y las negativas en el opuesto, pero como están
ligadas solo pueden moverse en tanto la naturaleza elástica de la ligadura lo
78
permita. Cada átomo está un poco deformado por la tensión del campo eléctrico,
y se hace positivo por un lado y negativo por el otro.
En realidad, el aumento de la temperatura y la consecuente disminución de la
viscosidad, ejercen doble influencia en el valor de las pérdidas debidas al
rozamiento de los dipolos que giran en presencia de un campo eléctrico: por una
parte, aumenta el grado de orientación de los dipolos; por otra parte, disminuye el
consumo de energía necesaria para la superación de la resistencia del medio
viscoso (rozamiento interno de la sustancia) cuando el dipolo da vuelta en una
unidad de ángulo. El primer hecho conduce al aumento de P, y por lo tanto de tgδ,
mientras que el segundo conduce a la disminución de estas magnitudes. La
magnitud kT puede hallarse analíticamente expresando el valor de las pérdidas
dipolares en función de la viscosidad y diferenciando la dependencia recibida.
Puesto que las sustancias polares o sus mezclas son sustancias neutras poseen,
además de las pérdidas dipolares, las pérdidas por electroconductibilidad que
aumentan al subir de temperatura, la dependencia de tgδ que se observa en
realidad, tiene el aspecto presentado esquemáticamente en la figura 23.
79
Las ordenadas de la gráfica representan las sumas de las ordenadas de dos
componentes:
A, provocada sólo por las pérdidas dipolares y B, originada por las pérdidas por
electroconductibilidad.
Fruto de los estudios que han realizado diferentes físicos sobre materiales
aislantes puede establecerse como regla que el valor de tgδ para los dieléctricos
no uniformes es muy pequeña a temperaturas considerablemente bajas.
Además, en muchos casos, los aislamientos presentan fallas debidas a los efectos
acumulativos de la temperatura, por ejemplo, un incremento en la temperatura causa
un incremento en las pérdidas dieléctricas y éstas a su vez facilitan el futuro
incremento en la temperatura y así sucesivamente.
Figura 25. Dependencia teórica entre tangente delta de losdieléctricos polares y la temperatura.
T
AB
Tgδ
tgδ
80
Esto es importante para determinar las características de factor de disipación-
temperatura del aislamiento bajo prueba, como mínimo en una unidad típica de cada
diseño de equipo.
Como sea posible, todas las pruebas del mismo espécimen deben ser realizadas a
la misma temperatura. En transformadores y aparatos similares, las medidas
durante el enfriamiento (después de la construcción ó después de desconectar la
carga) pueden requerir factores de corrección de temperatura. Para interruptores
y otros aparatos en los cuales ocurren pequeños calentamientos durante el
servicio, las medidas para determinar el factor de disipación (tgδ) pueden ser
hechas a cualquier unidad, pero bajo condiciones ambientales constantes.
Al comparar los valores del factor de disipación obtenidos al realizar la prueba a un
aparato varias veces o a un conjunto de aparatos similares bajo distintas
temperaturas, es necesario convertir estos valores a la temperatura de referencia
base, usualmente 20°C (68°F). Las tablas para convertir a 20°C los factores de
disipación obtenidos a una temperatura dada, se encuentran referenciadas en IEEE
C57.12.90 que se muestra a continuación:
81
Temperatura de prueba T (Temperatura de prueba T (°°C)C) Factor de corrección (K)Factor de corrección (K)10 0.8015 0.9020 1.0025 1.1230 1.2535 1.4040 1.5545 1.7550 1.9555 2.1860 2.4265 2.7070 3.00
*Estos factores se aplican solamente cuando el material aislante es aceite mineral.
La temperatura de prueba de los aparatos tales como bujes (pasatapas) de
repuesto, aisladores, interruptores en aire o gas y descargadores de sobretensión
(pararrayos) es normalmente asumida como la temperatura ambiente. Para
interruptores y transformadores sumergidos en aceite la temperatura de prueba es
asumida como la temperatura del aceite.
En la práctica, la temperatura de prueba se asume la misma que la temperatura
ambiente para pasatapas instalados , en interruptores sumergidos en aceite y
también para transformadores que llevan fuera de servicio aproximadamente 12
horas. En transformadores removidos para ésta prueba, la temperatura del aceite
normalmente excede la temperatura del ambiente. La temperatura de prueba en
este caso para los pasatapas puede ser asumida como el punto medio entre la
temperatura del aceite y del ambiente.
Tabla 13. Factores de corrección por temperatura parael Factor de Disipación*.
82
Las características Factor de Disipación-Temperatura, así como las medidas del
factor de disipación a una temperatura dada, pueden cambiar con el deterioro o
daño del aislamiento. Esto sugiere que cualquier cambio en las características de
temperatura puede ayudar al aumento de las condiciones de deterioro.
3.5.3 Dependencia de 3.5.3 Dependencia de tgtgδδ con respecto a la humedad con respecto a la humedad
Para los dieléctricos higroscópicos la magnitud tgδ crece notoriamente al
aumentar la humedad11.
Esta relación se presenta en la figura 26:
11 Sustancia higroscópica es aquella que posee la capacidad de absorber humedad.
Figura 26. Dependencia de tgδ del papel (a frecuencia de 1MHz) yla humedad (% en peso)
40.001
0 %
0.01
0.1
10
1.0
tgδ
83
De esta forma, puede decirse que la determinación cuantitativa de la cantidad de
agua contenida en la muestra pone en evidencia el hecho de que con el aumento de
la humedad empeoran las propiedades del aislamiento dieléctrico.
La presencia incluso de cantidades pequeñas de agua es capaz de disminuir la
resistividad y rigidez dieléctrica del aislamiento. Es decir, las impurezas presentes
en el agua disocian en iones, o la presencia del agua que posee una alta
permitividad, puede contribuir a la disociación de las moléculas de la propia
sustancia. El agua como compuesto químico tiene las siguientes propiedades:
§ Solvente universal: Se asocia a los ácidos orgánicos que resultan de la
oxidación de los hidrocarburos (aceite mineral), haciendo más conductor a tal
aislante.
§ Altamente corrosiva: Corroe la mayoría de los metales y aleaciones ferrosas
§ Sustancia electropositiva: Es atraída hacia los electrodos cargados
negativamente.
§ Compuesto Polar: Atraída hacia uno de los polos eléctricos, razón por la cual
conduce la corriente eléctrica.
Haciendo referencia al caso de los transformadores de distribución, un paso
determinante para la confiabilidad del transformador es el secado del conjunto
84
núcleo-bobina, antes de proceder al llenado del aceite, ya que cualquier indicio de
contenido de humedad en los aislamientos, es un posible riesgo de falla.
3.5.4 Dependencia de 3.5.4 Dependencia de tgtgδδ con respecto a la tensión. con respecto a la tensión.
Al valorar la calidad del aislamiento (en particular, el aislamiento de los cables de
alta frecuencia, y de las máquinas, etc.), además del valor absoluto de tgδ, en
muchos casos el carácter de la variación de tgδ con la tensión aplicada U (o con la
intensidad del campo E) tiene gran importancia.
En muchos casos tgδ no depende solamente de la tensión, sino que bajo el
supuesto de que las demás condiciones permanezcan constantes, las pérdidas
dieléctricas aumentan proporcionalmente al cuadrado de la tensión como lo muestra
la ecuación:
δω tg***2 CUP =
Sin embargo, a veces la dependencia de la tgδ y la tensión tiene el carácter de la
curva representada en la figura 27, donde, precisamente, a ciertos valores de la
tensión, la magnitud de tgδ es casi invariable, pero al aumentar la tensión por arriba
de un límite determinado ionU , la curva de la tgδ(U) empieza a subir bruscamente.
85
La curva presentada esquemáticamente en la figura 27 se llama curva de
ionización. El punto A de la curva se denomina punto de ionización y corresponde
al inicio del proceso (formación de la corona u otro tipo de descargas parciales) en
las inclusiones de aire o gases que están dentro del aislamiento.
Tales inclusiones se forman fácilmente, por ejemplo, en un aislamiento fibroso o
prensado insuficientemente denso que no se somete al secado profundo al vacío.
Después de pasar el máximo (punto B), la curva vuelve a descender un poco,
puesto que las inclusiones de aire adquieren una conductibilidad grande y la caída
de tensión en ellas se hace pequeña.
Figura 27. Curva de ionización(esquemáticamente)
Uion0
A
U
B
U
de
pr
ue
ba
(1
0
kV
)
86
La ionización del aire está relacionada con dos momentos muy importantes:
• Con una absorción de energía, lo que provoca un aumento brusco de P; de las
pérdidas dieléctricas y por consiguiente de tgδ .
• Con los procesos químicos que consisten en el proceso fundamental en que una
parte del oxígeno 2O que hay en el aire pasa a su forma modificada, el ozono 3O ,
además se forman los óxidos de nitrógeno. Estas sustancias, sobre todo en
presencia incluso de cantidad pequeña de humedad, actúan como fuertes
oxidantes sobre la mayor parte de los materiales electroaislantes orgánicos,
provocando su destrucción paulatina. Los materiales inorgánicos en general son
resistentes al ozono.
Como regla, la tensión de servicio del aislamiento debe ser más baja que la de
ionización ionU . El aislamiento de mayor calidad es el que posee tensión de
ionización más alta y la subida del punto A es más suave. A veces, para valorar la
calidad del aislamiento de alta tensión, se determina el valor del aumento de la
tangente de pérdidas )tg( δ∆ al subir la tensión en un valor prefijado.
87
4.4. PROCEDIMIENTO EMPLEADO EN LA RECOLECCION DE DATOSPROCEDIMIENTO EMPLEADO EN LA RECOLECCION DE DATOS
Para lograr el reconocimiento y posterior caracterización de la prueba Tangente
Delta, fue necesario aplicar este ensayo a los transformadores de distribución
pertenecientes a la línea de producción de SIEMENS S.A. Este proceso tardó un
período de tiempo de aproximadamente dos meses y medio.
Como se mencionó en el capítulo 3, teóricamenteteóricamente el valor de Tangente Delta
depende de:
§ Tensión aplicada
§ Frecuencia
§ Humedad
§ Temperatura
Bajo este concepto, el procedimiento a seguir se orientó a determinar si realmente
existe alguna relación entre estas variables y el valor de Tangente Delta,
observándose también la influencia de otras variables como el diseño eléctrico
(entendiéndose como la variación en los niveles de aislamiento determinada por el
88
volumen y disposición), el tiempo de impregnación y la aplicación de las pruebas de
rutina.
Para hacer más claro el análisis realizado antes de aplicar la prueba con respecto a
las variables involucradas, se muestra el siguiente esquema:
*
En la metodología desarrollada, se tomaron cada una de las variables mencionadas
de modo independiente, para observar la influencia que cada una de ellas ejerce
VALOR DE TANGENTE DELTAVALOR DE TANGENTE DELTA
TensiónAplicada
Frecuencia Temperaturaen el encube*
Temperaturadel aceite
Presión devacío*
Diseñoeléctrico
Pruebas derutina
Tiempo deimpregnación
del aceite
Variables que en teoría influyen directamentesobre el valor de Tangente Delta
Otras variables
Variables a partir de las cuales seevalúa la humedad
Figura 28. Esquema de las variables que inciden en el valor de Tangentedelta
89
sobre el Factor de Disipación. En el presente capítulo, se presenta la
caracterización de las etapas del proceso de fabricación involucradas, con el fin de
lograr un mayor conocimiento de éstas y de generar rangos de valores
predominantes para los cuales son sometidos más frecuentemente los
transformadores en la línea de producción. También se presenta un análisis al
comportamiento de la capacitancia. En el capítulo cinco (5) se muestran las curvas
relativas al comportamiento del Factor de disipación, el análisis estadístico de las
variables involucradas para la caracterización de la prueba Tangente Delta.
En términos generales, el proceso de recolección de datos consistió en realizar el
seguimiento a los transformadores desde el encube (tomando la temperatura de las
bobinas en ese instante), hasta el momento de ser aplicada la prueba. Por
consiguiente, las variables involucradas y valoradas fueron:
- Las lecturas propias del equipo de medición: Tensión, corriente, Capacitancia,
Tangente Delta directa e inversa en sus tres modos (UST, GST y GSTg),
Factor de Potencia y pérdidas en Vatios.
- Etapas del proceso: Horneado (Temperatura de las bobinas) y secado
(Presión de vacío en mB suministrada por el sensor).
- Temperatura del aceite en el momento de realizar la prueba. Valorada con el
fin de realizar la corrección a los valores de Tangente Delta mediante el factor
K establecido por ANSI para t= 20 °C.
90
- Secuencia con respecto a la aplicación de otras pruebas
- Tiempo de impregnación del aceite.
Es importante mencionar que en cada etapa del proceso de toma de datos, se
generaron curvas representativas de los resultados obtenidos, para de este modo
lograr un mayor acercamiento a la prueba Tangente Delta a partir de la observación
de su comportamiento con respecto a distintas variables.
4.1CARACTERIZACION DE LAS ETAPAS DE FABRICACION4.1CARACTERIZACION DE LAS ETAPAS DE FABRICACION
En este numeral, se observó el comportamiento de cada una de las variables
involucradas directamente en el proceso de fabricación además del tiempo de
impregnación; con respecto al Factor de Disipación. Para ello, se tomaron grupos
de transformadores gemelos en diseño a los que les fueron alternadas las
condiciones de fabricación, mientras que la variable “diseño” permaneció estable.12
Así, se logró un mayor conocimiento del proceso en sí, de los rangos en que
generalmente oscilan las etapas de fabricación de transformadores de distribución
y sus respectivos valores de Tangente Delta.
Las variables (etapas) caracterizadas fueron, en su orden:
12 Cuando se habla de transformadores gemelos en diseño se refiere específicamente a transformadores conlas mismas condiciones de aislamiento.
91
§ Temperatura en el encube
§ Presión de vacío
§ Temperatura del aceite
§ Tiempo de impregnación
A cada una de ellas se le elaboró una tabla resumen en la que se presentan los
rangos seleccionados, el Factor de Pérdidas en sus modos GSTd y GSTi (ver anexo
C o numeral 4.2) y el número de unidades pertenecientes a cada grupo.
Adicionalmente, al conjunto de transformadores pertenecientes al rango más
característico de cada etapa, se le realizó un análisis estadístico mediante el
cálculo del valor medio, desviación estándar, varianza y valores máx¡mo y mínimo
para ambos modos de medida: GSTd y GSTi de Tangente Delta
4.1.1Temperarura en 4.1.1Temperarura en el encube.el encube.
La evaluación de esta variable se realizó tomando la temperatura de los devanados
en el momento justo de finalizar el proceso de curado (en el horno) mediante el
empleo de una termocupla y un termómetro indicador en °C. Los rangos elegidos
para esta variable fueron:
92
A.A. Menor a 90 °C
B.B. Mayor a 90 °C
La tabla resumen es:
* El diseño está definido por la potencia nominal (kVA) y las tensiones de los ensayos de Tensión aplicada eimpulso respectivamente, a las que se somete el devanado de alta tensión de los transformadores (kV) .
Se observa que el rango en el que cae el mayor número de unidades es el B (Mayor
a 90°C. El análisis estadístico es el siguiente:
- Modo GSTd.
Valor medio: 0.59%
Desviación Estándar: 8.21x10-2
Varianza: 0.0067
Máximo: 0.71%
Mínimo: 0.52%
- Modo GSTi.
Valor medio: 0.69%
Desviación Estándar: 8.96x10-2
Varianza: 0.0080
Máximo: 0.82%
Mínimo: 0.6%
Diseño*Diseño* Temperatura encube(Temperatura encube(ºC)C) TD(%) GSTdTD(%) GSTd TD(%) GSTiTD(%) GSTi Número unidadesNúmero unidades37,5 kVA AA --- --- ---
40/125 kV BB 0,67 0,72 415 kVA AA 0,55 0,68 4
34/95 kV BB 0,53 0,75 350 kVA AA --- --- ---
34/95 kV BB 0,52 0,6 237,5 kVA AA 0,57 0,8 734/95 kV BB 0,55 0,68 4
ANALISIS DE DATOS RECOLECTADOSANALISIS DE DATOS RECOLECTADOS
Tabla 14. Caracterización de la temperatura en el encube
93
4.1.2 Presión de vacío.4.1.2 Presión de vacío.
Su comportamiento se analizó a partir de las lecturas tomadas a un sensor de
presión, destinado a la etapa de secado como herramienta de control en el nivel de
presión de vacío aplicada a los transformadores. Los rangos evaluados en esta
variable fueron:
A.A. 0.2 a 0.5 mB
B.B. 0.51 a 1.0 mB
C.C. 1.1 a 1.5 mB
D.D. 1.5 a 2 mB
DiseñoDiseño Presión de vacío (mB)Presión de vacío (mB) TD(%) GSTdTD(%) GSTd TD(%) GSTiTD(%) GSTi Número unidadesNúmero unidadesAA 0,85 0,5 1
37,5 kVA BB 0,77 0,78 640/125 kV CC 0,73 0,55 1
DD 1,22 1,65 1AA 0,45 0,54 2
15 kVA BB 0,63 0,85 434/95 kV CC 0,69 0,77 1
DD --- --- ---AA --- --- ---
25 kVA BB 0,51 0,76 334/95 kV CC 0,5 0,66 2
DD --- --- ---AA --- --- ---
50 kVA BB 0,51 0,62 534/95 kV CC --- --- ---
DD --- --- ---AA --- --- ---
37,5 kVA BB 0,57 0,67 834/95 kV CC 0,56 0,89 3
DD --- --- ---
ANALISIS DE LOS DATOS RECOLECTADOSANALISIS DE LOS DATOS RECOLECTADOS
Tabla 15. Caracterización de la presión de vacío
94
Se observa que el rango en el que cae el mayor número de unidades es el B (0.51
a 1 mB). El análisis estadístico realizado es:
- Modo GSTd.
Valor medio: 0.59%
Desviación Estándar: 0.108
Varianza: 0.011
Máximo: 0.77%
Mínimo: 0.51%
- Modo GSTi.
Valor medio: 0.73%
Desviación Estándar: 0.091
Varianza: 0.008
Máximo: 0.85%
Mínimo: 0.62%
4.1.3 Temperatura del aceite.4.1.3 Temperatura del aceite.
El control de la temperatura del aceite se practicó a partir de las medidas
tomadas al aceite aislante en el momento inmediatamente anterior a la aplicación de
la prueba Tangente Delta. Para este fin, se empleo una termocupla y un
termómetro indicador en °C. Los rangos asignados a esta variable fueron:
A.A. 15 a 20 °C
B.B. 20.1 a 25 °C
C.C. 25.1 a 30 °C
D.D. 30.1 a 35 °C
95
La tabla resumen es la que se muestra a continuación:
En esta tabla se muestra que el rango de mayor incidencia es el C ( 25.1 a 30°C).
El análisis estadístico es:
- Modo GSTd.
Valor medio: 0.55%
Desviación Estándar: 0.119
Varianza: 1.42 x10-2
Máximo: 0.69%
Mínimo: 0.46%
- Modo GSTi.
Valor medio: 0.62%
Desviación Estándar: 2.51 x10-2
Varianza: 6.33 x10-4
Máximo: 0.65%
Mínimo: 0.6%
DiseñoDiseño Temperatura aceite(Temperatura aceite(ºC)C) TD(%) GSTdTD(%) GSTd TD(%) GSTiTD(%) GSTi Número unidadesNúmero unidadesAA --- --- ---
37,5 kVA BB --- --- ---40/125 kV CC 0,69 0,63 3
DD 0,71 0,83 1AA 0,75 0,88 2
15 kVA BB --- --- ---34/95 kV CC 0,46 0,65 5
DD --- --- ---
AA --- --- ---50 kVA BB --- --- ---
34/95 kV CC 0,52 0,6 2DD --- --- ---
AA 0,58 0,6 537,5 kVA BB 0,55 0,89 634/95 kV CC --- --- ---
DD --- --- ---
ANALISIS DE LOS DATOS RECOLECTADOSANALISIS DE LOS DATOS RECOLECTADOS
Tabla 16. Caracterización de la temperatura del aceite
96
4.1.4 Tiempo de impregnación.4.1.4 Tiempo de impregnación.
El análisis seguido consistió en determinar el tiempo de impregnación (tomado por
el papel aislante para la absorción del aceite mineral) que con mayor frecuencia se
presenta en la línea de producción de los transformadores. Los rangos
establecidos para esta variable fueron:
A.A. 2 a 30 horas
B.B. 30.1 a 75 horas
La tabla es la siguiente:
Tabla 17. Caracterización del tiempo de impregnación
DiseñoDiseño Tiempo impregnación(hTiempo impregnación(h)) TD(%) GSTdTD(%) GSTd TD(%) GSTiTD(%) GSTi Número unidadesNúmero unidades15 kVA AA 0,6 0,76 7
34/95 kV BB --- --- ---37,5 kVA AA 0,56 0,74 734/95 kV BB 0,58 0,59 450 kVA AA 0,52 0,6 2
34/95 kV BB --- --- ---50 kVA AA 0,93 0,86 4
40/125 kV BB --- --- ---75 kVA AA 0,54 0,58 4
34/95 kV BB --- --- ---
CARACTERIZACION DEL TIEMPO DE IMPREGNACIONCARACTERIZACION DEL TIEMPO DE IMPREGNACION
97
El tiempo característico de impregnación se encuentra comprendido en el rango A
de 2 a 30 horas de impregnación.
Análisis estadístico:
- Modo GSTd.
Valor medio: 0.62%
Desviación Estándar: 0.153
Varianza: 0.023
Máximo: 0.93%
Mínimo: 0.52%
- Modo GSTi.
Valor medio: 0.68%
Desviación Estándar: 0.115
Varianza: 0.013
Máximo: 0.86%
Mínimo: 0.58%
98
El tiempo característico de impregnación se encuentra comprendido en el rango A
de 2 a 30 horas de impregnación.
Análisis estadístico:
- Modo GSTd.
Valor medio: 0.62%
Desviación Estándar: 0.153
Varianza: 0.023
Máximo: 0.93%
Mínimo: 0.52%
- Modo GSTi.
Valor medio: 0.68%
Desviación Estándar: 0.115
Varianza: 0.013
Máximo: 0.86%
Mínimo: 0.58%
99
4.2 COMPORTAMIENTO DE LA CAPACITANCIA4.2 COMPORTAMIENTO DE LA CAPACITANCIA
Como se explica en el anexo 3, el equipo AVTM 672000 tiene tres tipos de
medida (UST, GST y GSTg), bajo dos modos que involucran secciones distintas del
aislamiento (directo e inverso), como se ve en la figura 29.
Para el modo directo, las medidas son:
USTd ( Ungrounded Specimen Test ): Objeto de prueba sin aterrizar. En este
modo la capacitancia evaluada es la comprendida entre bornes de alta y baja
tensión (CAB).
GSTd ( Grounded Specimen Test ): Objeto de prueba aterrizado. La capacitancia
evaluada es la resultante de la suma entre dos capacitancias: la capacitancia
Figura 29. Representación esquemática de las capacitanciaspresentes en un transformador de dos devanados
100
comprendida entre bornes de alta y baja tensión, más la capacitancia comprendida
entre bornes de alta tensión y tierra (CAB + cA).
GSTgd ( Grounded Specimen Test with guard ): Objeto de prueba aterrizado con
guarda. La capacitancia evaluada es la comprendida entre bornes de alta tensión y
tierra (CA).
Para el modo inverso, las medidas son:
USTi ( Ungrounded Specimen Test ): Objeto de prueba sin aterrizar. En este
modo la capacitancia evaluada es la comprendida entre bornes de baja y alta
tensión (CBA).
GSTi ( Grounded Specimen Test ): Objeto de prueba aterrizado. La capacitancia
evaluada es la resultante de la suma entre dos capacitancias: la capacitancia
comprendida entre bornes de baja y alta tensión, más la capacitancia comprendida
entre bornes de baja tensión y tierra (CBA + cB).
GSTgi ( Grounded Specimen Test with guard ): Objeto de prueba aterrizado con
guarda. La capacitancia evaluada es la comprendida entre bornes de baja tensión y
tierra (CB).
101
Lo anterior se explica más claramente con la siguiente figura:
A continuación se analizará el comportamiento de la capacitancia en función del
volumen de aislamiento (el cual a su vez depende de la potencia y diseño), bajo el
modo inverso y la medida GST13.
13 GSTi: Bajo esta medida se considera la mayor cantidad de aislamiento evaluada por el AVTM 672000.
735,98
1079,8
343,85
0
500
1000
1500
CAPA
CIT
ANC
IA(p
F)
1
CAPACITANCIAS DE UN TRANSFORMADOR CAPACITANCIAS DE UN TRANSFORMADOR MONOFASICOMONOFASICO
MODO UST MODO GST MODO GSTg
Figura 30. Magnitud de las capacitancias presentes en untransformador
102
4.2.1 Con respecto a la potencia.4.2.1 Con respecto a la potencia.
Se observa el valor de la capacitancia para distintas potencias en la línea de
transformadores monofásicos:
Se realizó el mismo análisis para la línea de transformadores trifásicos:
CAPACITANCIA vs. POTENCIAS-TRAFOS CAPACITANCIA vs. POTENCIAS-TRAFOS MONOFÁSICOSMONOFÁSICOS
1680
2261 2288
28552784
1500
1750
2000
2250
2500
2750
3000
15 25 37,5 50 75
POTENCIA (kVA)
CAPA
CIT
ANC
IA (pF
)- M
odo
GSTi
CAPACITANCIA vs. POTENCIAS-TRAFOS TRIFÁSICOSCAPACITANCIA vs. POTENCIAS-TRAFOS TRIFÁSICOS
1661
2860
40334329
5622
1500
2500
3500
4500
5500
15 30 112,5 150 225
POTENCIA (kVA)
CAPA
CIT
ANC
IA (pF
)- M
odo
GSTi
Figura 31. Capacitancia en función de la potencia paratransformadores monofásicos
Figura 32. Capacitancia en función de la potencia paratransformadores trifásicos
103
De lo expuesto en estas gráficas, es evidente que en ambos casos
(transformadores monofásicos y transformadores trifásicos) la capacitancia
aumenta en la medida en que aumenta también la potencia. Esto a su vez
representa que un incremento en la potencia involucra mayor cantidad de
aislamiento (superiores áreas de papel aislante y volumen de aceite mineral) lo que
por consiguiente genera crecimiento en la capacitancia gracias a que una mayor
cantidad de dieléctrico le permite almacenar mayor carga eléctricacarga eléctrica para una misma
diferencia de potencial (q= C/V).
4.2.2 Con respecto al diseño. 4.2.2 Con respecto al diseño. Se analiza la relación existente entre capacitancia y
nivel de aislamiento, a partir de la comparación de varios diseños con la misma
potencia y distintas cantidades y disposiciones del dieléctrico.
Figura 33. Capacitancia en función del diseño del aislamiento
150017502000225025002750
CA
PA
CIT
AN
CIA
C
APA
CIT
AN
CIA
(p
F)(p
F)
25 k
VA
34/9
5kV
25 k
VA
34/9
5kV
25 k
VA
34/9
5kV
25 k
VA
40/1
25kV
DISEÑODISEÑO
CAPACITANCIA vs. DISEÑOCAPACITANCIA vs. DISEÑO
104
Para entender mejor la relación Capacitancia- Nivel de aislamiento (B.I.L.), se
recurre a la representación esquemática del transformador como un condensador,
ya sea uno de placas paralelas o uno con disposición cilíndrica.
En el caso del condensador de placas paralelas se tiene:
dA
*C 0å=
donde,
ε0; es la constante de permitividad
A; es el área de las placas
d; es la distancia entre las placas
Aquí se puede afirmar que la capacitancia sólo depende de factores geométricos,
como son A y d.
La variación de las distancias también se hace evidente si para el estudio es
utilizado el modelo de un condensador cilíndrico visto en sección transversal, con
una longitud L. La superficie Gaussiana central representaría el aislamiento dentro
del transformador y se tendría que;
=
ab
ln
L*å*ð*2C 0
105
Aquí se hace evidente que la capacitancia del condensador cilíndrico, al igual que el
de placas paralelas, depende sólo de los factores geométricos, en este caso L, b
y a. Donde L representa la longitud de las placas, a el radio de la placa interna y b
el radio de la placa externa respectivamente.
Los tres primeros diseños, de izquierda a derecha, poseen la misma distancia
eléctrica entre el devanado de A.T y B.T. (2.5 mm), para el cuarto esta distancia
es mayor (3.5 mm). De acuerdo con la ecuación planteada anteriormente, la
relación entre la distancia eléctrica de las placas (electrodos) y la capacitancia es
inversa lo que explica porque para este diseño la capacitancia disminuye con
respecto a los otros diseños. Sin embargo, se observa que el tercero presenta
una considerable variación en el valor de la capacitancia con respecto a los dos
primeros cuyas características similares en cuanto a que el área del papel aislante
empleado en los devanados es mayor que el área del papel en el tercer diseño.
Esta situación también se explica con la ecuación planteada donde se observa que
el área es directamente proporcional a la capacitancia, es decir que si la primera
aumenta, la otra también lo hará.
Puesto que el nivel de aislamiento dentro del transformador se entiende como la
cantidad de aislante utilizado para garantizar un nivel mínimo (B.I.L.), se hace fácil
entender que para mayores niveles es necesario modificar la cantidad (área) de
dicho material, junto con una adecuada variación de distancias eléctricas. Estos
106
cambios se realizan con el fin de garantizar parámetros exigidos por los clientes
para la satisfacción de sus necesidades especialmente en la manipulación de la
tensión y las posibles sobretensiones a las que pueda estar expuesto el equipo
durante su vida útil.
Las características del aislamiento por diseños se muestran en el anexo 5.
5.5. CARACTERIZACIÓN DE LA PRUEBA TANGENTE DELTACARACTERIZACIÓN DE LA PRUEBA TANGENTE DELTA
5.1 COMPORTAMIENTO DEL FACTOR DE DISIPACION.5.1 COMPORTAMIENTO DEL FACTOR DE DISIPACION.
5.1.1Con respecto a la frecuencia5.1.1Con respecto a la frecuencia
La frecuencia como característica de la tensión aplicada a través del equipo de
prueba, no se consideró ya que su valor es constante (frecuencia de la red: 60
Hz), para una tensión alterna de red de 120 V.
5.1.2 Con respecto a la tensión aplicada5.1.2 Con respecto a la tensión aplicada
Se practicó la prueba a ocho (8) transformadores, cinco (5) monofásicos y tres (3)
trifásicos, con valores de tensión aplicada de 2, 4, 6, 8, y 10 kV suministrados
por el equipo de prueba AVTM 672000. El comportamiento ante esta variable
para distintos diseños de cálculo es tal y como se muestra a continuación:
De estas curvas se observa que la respuesta del Factor de Disipación no se altera
ante los distintos valores de tensión, pues la magnitud de la tensión aplicada en la
prueba de Tangente Delta es considerablemente menor que la tensión necesaria
para ionizar el aislamiento (tensión de la prueba de Tensión aplicada si no se realiza
la prueba de Tensión de impulso). Por consiguiente, se puede afirmar que el valor
TANGENTE DELTA vs. TENSION APLICADA PARA TANGENTE DELTA vs. TENSION APLICADA PARA TRANSFORMADORES MONOFÁSICOSTRANSFORMADORES MONOFÁSICOS
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
0 2 4 6 8 10 12
TENSION (kV)TENSION (kV)
TD(%
)TD
(%)
15 kVA-40/125 kV 75 kVA-34/95 kV
TANGENTE DELTA vs. TENSION APLICADA PARA TANGENTE DELTA vs. TENSION APLICADA PARA TRANSFORMADORES TRIFASICOSTRANSFORMADORES TRIFASICOS
00,30,60,91,2
0 2 4 6 8 10 12
TENSION (kV)TENSION (kV)
TD(%
)TD
(%)
15 kVA-34/95 kV 30 kVA-34/95 kV
Figura 33. Tangente Delta en función de la tensión aplicadapara transformadores monofásicos
Figura 34. Tangente Delta en función de la tensión aplicadapara transformadores trifásicos
de Tangente Delta es indiferente a la tensión aplicada, al menos en el rango en el
que se aplicó la prueba ( 2 – 10 kV ) que son las magnitudes para las cuales el
equipo AVTM 672000 puede operar.
5.1.3 Con respecto a la humedad5.1.3 Con respecto a la humedad
La humedad se controla básicamente a partir del curado de las bobinas “horneado”
y en forma complementaria con el sometimiento del transformador a un proceso de
vacío a una presión negativa (secado). El curado, como ya se mencionó
anteriormente, consiste en someter las bobinas del transformador a una
temperatura de 100 °C aproximadamente, en un horno destinado para tal fin y la
presión de vacío se aplica como paso complementario para extraer la humedad
restante que se encuentre alojada en la parte activa de la máquina. La medida del
horneado (curado) se consideró como la temperatura en que se encuentran las
bobinas en el momento de ser fijadas al tanque (encube), cuyo valor se evaluó
mediante el empleo de una termocupla y un termómetro indicador en °C. Por otra
parte, la presión de vacío se evaluó mediante un sensor de presión, bajo el
conocimiento de que no sobrepasara un valor de 2mB, considerado como
magnitud crítica y preferiblemente no aplicable a la línea de producción de
transformadores.
5.1.3.1 Temperatura del encube. 5.1.3.1 Temperatura del encube. Para este análisis, se tomaron distintos grupos
de transformadores organizados por diseños (cálculos) a los que se les aplicó la
prueba con el objeto de observar la respuesta del Factor de Pérdidas ante la
variación de la temperatura del encube.
Lo encontrado fue lo siguiente:
Figura 35. Tangente Delta en función de la temperatura en elencube – Modo GSTd
Figura 36. Tangente Delta en función de la temperatura en elencube – Modo GSTi
TANGENTE DELTA(GSTd) vs. TEMPERATURA EN EL ENCUBE TANGENTE DELTA(GSTd) vs. TEMPERATURA EN EL ENCUBE
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
70 75 80 85 90 95 100 105 110
TEMPERATURA EN EL ENCUBETEMPERATURA EN EL ENCUBE (ºC)
TD(%
TD(%
)
37,5 kVA-40/125 kV 15 kVA-34/95 kV 37,5 kVA- 34/95 kV
TANGENTE DELTA(GSTi) vs. TEMPERATURA EN EL ENCUBETANGENTE DELTA(GSTi) vs. TEMPERATURA EN EL ENCUBE
00,250,5
0,75
11,25
1,5
70 75 80 85 90 95 100 105 110
TEMPERATURA EN EL ENCUBE (TEMPERATURA EN EL ENCUBE ( ºC)C)
TD(%
)TD
(%)
15 kVA-34/95 kV 37,5 kVA-34/95 kV 37,5kVA-40/125 kV
Los valores de Tangente delta empleados en las curvas se encuentran corregidos
a 20 °C por los factores mostrados en la Tabla 13. Esto se realiza debido a las
altas temperaturas que involucra el curado de las bobinas, ya que en el momento de
concluir las etapas de fabricación (secado y llenado de aceite), el calor de las
bobinas se transfiere al aceite y si la máquina aún se encuentra a una temperatura
superior a 20 °C en el momento de practicar la prueba Tangente delta, se hace
necesario corregir el factor de disipación de acuerdo a lo establecido en ANSI
C57.12.90-1993 p48 (Tabla 5).
Se observa en la primera gráfica que el Factor de Disipación es mayor para
temperaturas inferiores a 75 °C y en la segunda gráfica esto ocurre para
temperaturas inferiores a 82 °C. El rango en que oscila el valor de Tangente Delta
en el primer caso es: 0.4 – 0.8% y en el segundo caso: 0.5-1.5%.
5.1.3.2 Presión de vacío. 5.1.3.2 Presión de vacío. Se organizó la muestra en el mismo modo que se hizo
para la temperatura en el encube, con una mayor cantidad de diseños comparados
a los que también se les realizó seguimiento en la respuesta de Tangente Delta para
el modo del equipo GSTd y GSTi.
La presión en todos los casos no superó una magnitud de 2 mB (negativa) a
excepción de un caso en el que se aplicó intencionalmente un valor crítico de 2.5
mB (negativa), para observar en que forma reaccionaba el transformador cuando se
le aplicara la prueba.
Los resultados obtenidos fueron tal y como se muestran a continuación:
De lo que aquí se muestra, es evidente que el Factor de Disipación alcanza sus
mayores niveles para presiones próximas a 1 mB; se podría decir que a partir de
0.7 mB. Esto confirma que la etapa de secado, influye de forma importante sobre
TANGENTE DELTA vs PRESION DE VACIOTANGENTE DELTA vs PRESION DE VACIO
00,20,40,60,8
11,21,4
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1
PRESION(mB)PRESION(mB)
TD(%
)TD
(%)
5553-GSTd 5301-GSTd 5583-GSTd
5304-GSTd 5648-GSTd
TANGENTE DELTA vs. PRESION DE VACIOTANGENTE DELTA vs. PRESION DE VACIO
00,20,40,60,8
11,21,4
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1
PRESION(mB)
TD(%
)
5553-GSTi 5301-GSTi 5583-GSTi 5304-GSTi 5648-GSTi
Figura 35. Tangente Delta en función de la Presión devacío. Modo GSTd
Figura 36. Tangente Delta en función de la Presión devacío. Modo GSTi
el valor de Tangente Delta. Cabe anotar que la presión de vacío se considera
mejor en la medida en que su magnitud disminuye; esto explica el comportamiento
del Factor de Pérdidas.
Los valores de Tangente Delta oscilan entre 0.4 – 1% para el modo GSTd y entre
0.5 – 1.5% para el modo GSTi.
Para el caso del transformador al que se le aplicó presión de vacío de 2 mB, se
encontró la siguiente respuesta en Tangente Delta:
♦ Modo Directo:
UST: 0.71%
GST: 1.223%
GSTg: 2.31%
♦ Modo Inverso:
UST: 0.71%
GST: 1.65%
GSTg: 2.17%
Después de haber tomado estas lecturas, a este prototipo se le regresó a la
etapa del vacío y se le sometió a un mejor nivel: 0.94 mB. Nuevamente, se midió
el valor de Tangente Delta:
♦ Modo Directo:
UST: 0.67%
GST: 1.03%
GSTg: 1.83%
♦ Modo Inverso:
UST: 0.67%
GST:0.78%
GSTg: 0.83%
Se observa que para la nueva presión (que es la mejor), el valor del Factor de
disipación se redujo considerablemente, permaneciendo en un rango más apropiado
y demostrando de esta forma que la etapa de secado (presión de vacío)
ciertamente reduce el contenido de humedad presente en los aislamientos.
Los rangos presentados para el Factor de Pérdidas son:
Para GSTd: 0.4 – 1%
Para GSTi: 0.4 - 1.5%
5.1.4 Con respecto a la temperatura. 5.1.4 Con respecto a la temperatura. Para este análisis se tomó la medida de la
temperatura del aceite aislante en que se encuentra sumergida la parte activa del
transformador empleando una termocupla y un termómetro indicador en °C. Se
realiza de este modo, bajo la suposición de que la temperatura del aceite es la
misma en toda la máquina (internamente). Aunque a las lecturas tomadas de
Tangente Delta se les debe aplicar un factor K de corrección dado por ANSI para
llevar estos datos a una temperatura de 20 °C, en la elaboración de las siguientes
curvas esto no se realizó precisamente porque lo que se pretendió encontrar fue la
respuesta del Factor de disipación ante distintas temperaturas del aceite. Las
curvas para esta variable son:
TANGENTE DELTA vs. TEMPERATURA DEL ACEITETANGENTE DELTA vs. TEMPERATURA DEL ACEITE
00,20,40,60,8
11,21,41,6
0 5 10 15 20 25 30 35
TEMPERATURA DEL ACEITE(ºC)
TD(%
)
5553-GSTd 5301-GSTd 5648-GSTd
TANGENTE DELTA vs. TEMPERATURA DEL ACEITETANGENTE DELTA vs. TEMPERATURA DEL ACEITE
00,20,40,60,8
11,21,41,6
0 5 10 15 20 25 30 35
TEMPERATURA DEL ACEITE (ºC)
TD(%
)
5553-GSTi 5301-GSTi 5648-GSTi
Figura 37. Tangente Delta en función de la temperatura delaceite. Modo GSTd
Figura 38. Tangente Delta en función de la temperatura delaceite. Modo GSTi
La medida de tangente delta practicada a los transformadores del diseño 5553 se
realizó a mayores temperaturas con respecto a los otros dos diseños. Esta
situación se traduce en que los valores del Factor de Disipación encontrados para
los transformadores 5553 tienen mayores valores, aunque la diferencia con los
otros diseños no es muy representativa. Estos rangos de temperatura en que se
encuentran los transformadores después de su proceso de horneado, armado y
secado (cuando aún las bobinas están calientes), afectan el valor medido de
Tangente delta pero no representan algún tipo de deterioro que pueda
experimentar el dieléctrico, pues estas temperaturas tienden a continuar
descendiendo (sólo en el proceso de fabricación, no en funcionamiento). Se
considera que esta variable, cuyo valor oscila entre 15 a 35°C, influye en la medida
de tangente delta en la etapa de fabricación en cuanto a que a mayor temperatura
del aceite en el momento de la medición, mayor también es la respuesta de
Tangente delta. En el caso de la etapa de funcionamiento, cuando obviamente la
máquina se encuentra a mayores temperaturas ocasionadas por los esfuerzos a que
se encuentra sometida, es necesario darle un tiempo prudente de refrigeración
hasta alcanzar más o menos los 20°C establecidos por ANSI para la aplicación de la
prueba Tangente Delta.
5.1.4 Con respecto a otras variables5.1.4 Con respecto a otras variables.
5.1.4.1 Con respecto al tiempo de impregnación. 5.1.4.1 Con respecto al tiempo de impregnación. Para este análisis, se registró
el tiempo transcurrido desde el momento en que se concluye todo el proceso de
fabricación del transformador hasta el momento en que es aplicada la prueba
Tangente Delta. Se busca encontrar alguna relación para el Factor de Disipación
con respecto a la impregnación de aceite que sufre el papel aislante durante este
período.
TANGENTE DELTA vs. TIEMPO DE IMPREGNACIONTANGENTE DELTA vs. TIEMPO DE IMPREGNACION
00,20,40,60,8
11,21,4
0 10 20 30 40 50 60 70 80
TIEMPO DE IMPREGNACION(horas)
TD(%
)
5301-GSTd 5648-GSTd
TANGENTE DELTA vs. TIEMPO DE IMPREGNACIONTANGENTE DELTA vs. TIEMPO DE IMPREGNACION
00,20,40,60,8
11,21,4
0 10 20 30 40 50 60 70 80
TIEMPO DE IMPREGNACION(horas)
TD(%
)
5301-GSTi 5648-GSTi
Figura 39. Tangente Delta en función del tiempo deimpregnación del aceite. Modo GSTd
Figura 40. Tangente Delta en función del tiempo deimpregnación del aceite. Modo GSTi
En estas curvas se observa que el valor de Tangente Delta tiende a estabilizarse en
un valor de 0.6% después de transcurridas 25 horas aproximadamente, desde la
conclusión de la etapa de fabricación hasta el momento de ser aplicada la prueba.
Se considera que una vez el papel se haya impregnado de aceite, el aislamiento se
hace más uniforme en sus propiedades y la respuesta de Tangente delta tiende a
un valor constante.
5.1.4.2 Con respecto a las pruebas de rutina. 5.1.4.2 Con respecto a las pruebas de rutina. En este punto, lo realizado fue
aplicar la prueba Tangente Delta antes y después de practicar las pruebas de rutina
con el fin de observar si existe variación en el Factor de Pérdidas medido en estos
dos instantes.
Las curvas obtenidas fueron:
0,98
0,64 0,62
1,03
0,5
00,20,40,60,8
11,2
TD(%)
TANGENTE DELTA vs. APLICACIÓN DE LAS TANGENTE DELTA vs. APLICACIÓN DE LAS PRUEBAS DE RUTINAPRUEBAS DE RUTINA
5553 5304 5612 5552 5314
Figura 41. Tangente Delta en función de las pruebas derutina (Antes de ser aplicadas)
Lo que aquí se puede afirmar es que existe una variación máxima del 3.06% entre
los valores del Factor de Disipación tomados antes y después de las pruebas de
rutina. Como este valor no es significativamente alto, se considera que la
secuencia empleada en cuanto a practicar la prueba Tangente Delta antes o
después de estas pruebas no afecta de manera importante el valor obtenido: se
considera constante.
5.1.4.3 Con respecto al diseño del transformador. 5.1.4.3 Con respecto al diseño del transformador. Aquí se busca encontrar la
relación entre el Factor de Disipación y el diseño del transformador, referido este
último a la cantidad de aislante involucrada. Se dejaron las otras variables
constantes con el objeto de que la magnitud del Factor de Pérdidas dependa
únicamente del diseño y determine de este modo si existe variación en su valor
para distintos cálculos.
0,950,66 0,6
1,04
0,53
00,20,40,60,8
11,2
TD(%)
TANGENTE DELTA vs. APLICACIÓN DE LAS PRUEBAS TANGENTE DELTA vs. APLICACIÓN DE LAS PRUEBAS DE RUTINADE RUTINA
5553 5304 5612 5552 5314
Figura 42. Tangente Delta en función de las pruebas derutina (Después de ser aplicadas).
El mayor valor de Tangente Delta se encuentra para el diseño 5553 con una
magnitud de 0.72%. Para los restantes diseños: 5301, 5304 y 5648, los
valores de tangente delta son: 0.6, 0.51 y 0.55% respectivamente. Como se
mencionó en el capítulo cuatro, el análisis realizado en cuanto al diseño de los
transformadores se refiere específicamente al volumen de aislamiento contenido en
la máquina e involucrado en la medida del Factor de Disipación. Los diseños 5553,
5301 y 5304 pertenecen a transformadores monofásicos de los cuales el diseño
5553 posee un mayor refuerzo aislante. El diseño 5304 es el de mayor potencia
y el diseño 5648 es un transformador trifásico de la misma potencia del 5553.
Bajo el conocimiento de estas relaciones se afirma que el valor de tangente delta
no representa relación alguna con el volumen.
0,55
0,510,6
0,72
00,20,40,60,8
TD (%
)
TANGENTE DELTA vs. DISEÑOTANGENTE DELTA vs. DISEÑO
5553 5301 5304 5648
Figura 43. Tangente Delta en función del diseño delaislamiento.
5.25.2 ANALISIS ESTADÍSTICO.ANALISIS ESTADÍSTICO.
Como complemento al análisis practicado anteriormente, se presenta a continuación
el procedimiento estadístico seguido para encontrar el grado de correlación
existente entre el valor de Tangente Delta y las variables involucradas en el
proceso ( a las que se les encontró verdadera dependencia ). Esto se realiza
mediante el cálculo del coeficiente de correlación (r) dado por la ecuación:
( )( )∑∑
∑=22 yx
xyr
donde,
r: Grado de correlación entre las variables cuyo valor oscila entre –1 y 1.
X: Valores de la variable del proceso de fabricación
Y: Valores de Tangente delta
X : Media aritmética de los valores X
Y : Media aritmética de los valores Y
x: X- X
y: Y- Y
5.2.1Correlación entre Tangente Delta y presión de vacío.5.2.1Correlación entre Tangente Delta y presión de vacío.
0.970.0417*0.173
0.0827r
0.57Y 0.75X
0.0417y 0.0827xy 0.173x 4.57Y 6X 22
==
==
∑ ∑ ==∑ ∑ ==∑ =
5.2.2 Correlación entre Tangente Delta y temperatura en 5.2.2 Correlación entre Tangente Delta y temperatura en el encube.el encube.
X: Presión (mB) Y: TD(%) x y x^2 xy y^20,5 0,46 -0,25 -0,11 0,0625 0,0275 0,0121
0,55 0,48 -0,2 -0,09 0,04 0,018 0,00810,71 0,54 -0,04 -0,03 0,0016 0,0012 0,00090,75 0,57 0 0 0 0 00,8 0,59 0,05 0,02 0,0025 0,001 0,0004
0,87 0,6 0,12 0,03 0,0144 0,0036 0,00090,89 0,64 0,14 0,07 0,0196 0,0098 0,00490,93 0,69 0,18 0,12 0,0324 0,0216 0,0144
Tabla 17. Datos necesarios para el cálculo de r entre Tangente delta ypresión de vacío
Tabla 18. Datos necesarios para el cálculo de r entre Tangente delta ytemperatura en el encube
X:Temp.enc(ºC) Y: TD(%) x y x^2 xy y^273 0,81 -17 0,24 289 -4,08 0,057675 0,6 -15 0,03 225 -0,45 0,000982 0,57 -8 0 64 0 089 0,59 -1 0,02 1 -0,02 0,000491 0,55 1 -0,02 1 -0,02 0,000497 0,51 7 -0,06 49 -0,42 0,003699 0,59 9 0,02 81 0,18 0,0004
100 0,46 10 -0,11 100 -1,1 0,0121104 0,51 14 -0,06 196 -0,84 0,0036
0.750.079*1006
6.75-r
0.57Y 90X
0.079y -6.75xy 1006x 5.19Y 810X 22
−==
==
∑ ∑ ==∑ ∑ ==∑ =
5.2.3 Correlación entre Tangente Delta y temperatura en el aceite.5.2.3 Correlación entre Tangente Delta y temperatura en el aceite.
0.980.0062*129.31
0.8828r
0.86Y 25.02X
0.062y 0.8828xy 129.31x 3.44Y 100.1X 22
==
==
∑ ∑ ==∑ ∑ ==∑ =
Tabla 19. Datos necesarios para el cálculo de r entre Tangente delta ytemperatura en el aceite
X:Temp.ac(ºC) Y: TD(%) x y x^2 xy y^215,8 0,8 -9,22 -0,06 85 0,55 0,003625 0,85 -0,02 -0,01 0,0004 0,0002 0,0001
28,8 0,89 3,78 0,03 14,28 0,1134 0,000930,5 0,9 5,48 0,04 30,03 0,2192 0,0016
5.2.4 Correlación entre Tangente delta y tiempo de impregnación del aceite.5.2.4 Correlación entre Tangente delta y tiempo de impregnación del aceite.
0.190.0864*4900.71
4.0692r
0.6Y 29.32X
0.0864y 4.0692xy 4900.71x 6.04Y 293.22X 22
==
==
∑ ∑ ==∑ ∑ ==∑ =
X: timp (h) Y: TD(%) x y x^2 xy y^22,83 0,46 -26,49 -0,14 701,7 3,7 0,01964,83 0,48 -24,49 -0,12 599,7 2,93 0,014420,5 0,81 -8,82 0,21 77,7 -1,85 0,0441
21,08 0,69 -8,24 0,09 67,8 -0,74 0,008123,66 0,59 -5,66 -0,01 32 0,0566 0,000125,66 0,6 -3,66 0 13,3 0 026,58 0,61 -2,74 0,01 7,5 -0,0274 0,000127,08 0,6 -2,24 0 5,01 0 0
69 0,6 39,68 0 1574,5 0 072 0,6 42,68 0 1821,5 0 0
5.3 CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA REPRESENTATIVA DE TANGENTE DELTA5.3 CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA REPRESENTATIVA DE TANGENTE DELTA
APLICADA A TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EN SU PROCESO DEAPLICADA A TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EN SU PROCESO DE
FABRICACIÓN.FABRICACIÓN.
FACTOR DE DISIPACION - UST
0 0 14
1720
4
0
5
10
15
20
25
0,1-
0,19
0,2-
0,29
0,3-
0,39
0,4-
0,49
0,5-
0,59
0,6-
0,69
0,7-
0,79
%TG.DELTA
# D
E T
RA
NS
FOR
MA
DO
RE
S
138
6.6. CONCLUSIONESCONCLUSIONES
§ Considerando que la vida de los aislamientos representa el tiempo de servicio
de un transformador, es de vital importancia ejercer un exhaustivo control sobre
el estado de tales materiales desde la etapa de fabricación y continuamente
durante su funcionamiento. La prueba Tangente Delta, aplicada en la evaluación
del conjunto aislante de máquinas eléctricas, constituye una herramienta
fundamental que junto con otras pruebas practicadas para el mismo fin, brinda un
elemento de juicio en cuanto a la calidad del elemento terminado.
§ La prueba Tangente Delta se fundamenta en el principio de simular los
aislamientos involucrados en las máquinas eléctricas (en este caso en los
transformadores de distribución) mediante el empleo de circuitos RC a partir de
cuyos diagramas vectoriales se analiza el comportamiento de un dieléctrico bajo
la aplicación de una tensión alterna.
§ Como resultado de esta investigación, se logra la caracterización de la prueba
Tangente delta en un rango predominante de (0.6 – 0.69%) para los
transformadores de distribución SIEMENS en su proceso de fabricación. Sin
embargo, para transformadores de distribución en general, se considera que si
139
el Factor de disipación se encuentra en un valor inferior al 2%, su aislamiento se
encuentra en buenas condiciones.
§ La prueba del Factor de disipación tiene un alto nivel de precisión, razón por la
cual su respuesta es más representativa comparada con la de otras pruebas,
como por ejemplo el ensayo de Resistencia de aislamiento. Bajo este criterio,
se considera que para evaluar la calidad del aislamiento, se le debe dar
prioridad a la aplicación e implementación del ensayo de Tangente delta.
§ Aunque en teoría el valor de Tangente Delta depende de distintas variables
como: la frecuencia (entendida como la frecuencia de la tensión alterna
aplicada), la tensión aplicada (en su magnitud), la humedad y la temperatura del
aislante (aceite); se encontró que en el caso de la frecuencia cuyo valor
entregado por el equipo de prueba AVTM 672000 fue siempre constante a 60
Hz, no se hizo evidente la influencia de su variación en el Factor de Disipación.
En cuanto a la dependencia con respecto a la magnitud de la tensión aplicada,
se observó que para el rango empleado (2 a 10 kV), el valor de Tangente delta
permaneció constante, confirmando así que para estos niveles de tensión el
aislamiento no se altera en sus propiedades dieléctricas.
§ La pérdida de potencia en el dieléctrico es proporcional a la frecuencia. El
Factor de disipación es independiente de la forma y dimensiones de la sustancia
140
dieléctrica, pero aumenta con la temperatura y la humedad. Es independiente
de la frecuencia, pero cambia apreciablemente si se cambia el orden de
magnitud de la frecuencia. Es conveniente determinar el Factor de potencia
para la frecuencia con que se trabaja.
§ La variable “Humedad” se consideró como la conjunción de dos subvariables
que la afectan directamente: el curado de las bobinas (medible a partir de la
temperatura en el encube) y el proceso de secado del transformador mediante
la extracción de humedad a través una presión negativa (o de vacío) durante un
tiempo aproximado de 40 a 60 minutos. Se encontró que esta variable incide
de manera importante en el valor del Factor de Disipación, pues aunque en la
etapa de fabricación los materiales aislantes están en un casi perfecto estado,
éstos (papel, cartones) se encuentran expuestos al medio ambiente y podrían
absorber humedad disminuyendo sus cualidades dieléctricas.
§ El factor temperatura también fue estudiado. Se consideró como la
temperatura en la que se encuentra el conjunto aislante en el momento de la
aplicación de la prueba (temperatura del aceite). Las gráficas generadas no
contemplaron la corrección a 20 °C sugerida por ANSI, pues precisamente lo
que se deseaba observar era la reacción del valor del Factor de pérdidas ante
la variación de la temperatura del aislamiento. La respuesta fue que a mayor
temperatura del aislante, mayor el valor obtenido de Tangente delta. Esto
141
fundamenta porque para temperaturas inferiores a 20 °C, los factores K de
corrección son inferiores a 1 y porque para temperaturas que sobrepasan esta
magnitud, los factores K son mayores a 1.
§ Resulta premeditado asegurar que un único factor pueda definir el
comportamiento del Factor de pérdidas. Por esta razón no solamente se
contemplaron las variables que en teoría lo afectan directamente, sino que se
buscó determinar si existe relación entre el Factor de disipación y la aplicación
de otras pruebas, el tiempo de impregnación y el diseño(volumen) del
aislamiento.
§ El nombre “Tangente delta” también se designa como “Factor de
disipación”, “Factor de pérdidas” o “Factor de potencia”, en el caso último
cuando el ángulo δ no supera los 20°.
§ Cuando se obtienen valores negativos en la aplicación de la prueba Tangente
Delta, se considera que las causas que los originan son: Problemas en las
conexiones del equipo de prueba, interferencias electrostáticas, efectos del
medio donde se realiza la prueba (presencia de humedad), incremento de las
superficies de fuga por presencia de suciedad (pasatapas) y el estado
defectuoso del equipo.
142
§ Contrariamente a lo que se podría pensar, el valor de Tangente delta no
depende del volumen del aislante bajo el supuesto de que “a mayor cantidad,
mayor capacidad para almacenar humedad”. Lo que realmente incide es su
estado en cuanto a sus propiedades dieléctricas. Obviamente, una vez se haya
iniciado el proceso de deterioro del aislamiento, esta condición le hará más
absorbente y más vulnerable a la presencia de humedad.
§ Las medidas de capacitancia obtenidas por el equipo dependen de la sección
del aislamiento tomado por cada modo de medición aplicado al transformador
de prueba.
§ Cuando se somete a comparación el valor de la capacitancia obtenido para
transformadores de las mismas características, potencia, tensiones y
corrientes; pero con diferente nivel de aislamiento (BIL), puede afirmarse que un
mayor BIL no necesariamente involucra un mayor volumen de aislamiento, sino
que principalmente depende de la adecuada variación de las distancias
eléctricas entre los devanados de A.T, B.T y tierra. En el caso donde se
cambian las áreas de los aislamientos (papel), sin aumentar o disminuir el BIL se
encontró que esto incide directamente sobre el valor de la capacitancia.
§ Se sugiere para estudios posteriores, elaborar una curva representativa del
comportamiento de los aislamientos desde la etapa de fabricación del
143
transformador y durante su funcionamiento, a partir de la aplicación de la prueba
Tangente delta como medio predictivo en cuanto a la vida útil de la máquina.
Esto se puede realizar mediante la aplicación de la prueba a un prototipo nuevo
y simular posteriormente su envejecimiento en función de prolongadas
sobrecargas cuyos efectos térmicos alterarán el estado del aislamiento.
§ Es importante tener en cuenta que durante la utilización del equipo de prueba
AVTM 672000, deben garantizarse las mejores condiciones de tensión y
frecuencia de la red a la cual se conecta el equipo. Además, evitar la
interferencia de tipo electromagnético que pueda producirse por la realización
simultánea de otras pruebas aplicadas en la misma zona donde se está aplicando
Tangente Delta.
§ Para evitar posibles lesiones al personal o averías al equipo de prueba, es
fundamental seguir adecuadamente las instrucciones en el conexionado del
equipo y la aplicación de la prueba.
§ Se enfatiza en la importancia de someter el equipo AVTM 672000 a
calibraciones de precisión y limpiezas periódicas como se realiza hasta el
momento en el protocolo de mantenimiento de la empresa SIEMENS S.A.
144
BIBLIOGRAFIABIBLIOGRAFIA
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ENRIQUEZ, Harper Gilberto. El ABC de las máquinas eléctricas. Tomo 1. Madrid:
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FITZGERALD, A.E. Máquinas eléctricas. México: Editorial Carbayón. 1992
GINGRICH, Harold. Máquinas eléctricas, transformadores y controles. México:
Editorial Prentice Hall Inc, 1985
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Regulating Transformers IEEE, Std. C57.12.00-1993 New Jersey
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servicios de Ingeniería, 1988
McNUTT, W.J. Thermal Life evaluation of High Temperature Insulation Systems and
Hybrid Insulation Systems in mineral oil. New York: IEEE Transactions on Power
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McPHERSON, George. Introducción a las máquinas eléctricas y transformadores.
Madrid: Editorial Limusa, 1987
NIEVES, Antonio. Métodos numéricos aplicados a al Ingeniería. México: Editorial
Continental, 1998
146
PEREZ, Pedro Avelino. Transformadores de distribución. México: Ediciones
Reverté, 1998
SKILLING, Hugh. Los fundamentos de las ondas eléctricas. Buenos Aires: Editorial
Suramericana. 1952
TAREIEV, B.M. Física de los materiales dieléctricos. Moscú: Editorial Mir, 1978
147
ANEXO AANEXO A
CURVA PARA CONVERSIÓN DE FACTOR DE DISIPACIÓN CURVA PARA CONVERSIÓN DE FACTOR DE DISIPACIÓN vs. FACTOR DE POTENCIA vs. FACTOR DE POTENCIA
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
FACTOR DE POTENCIA (%)FACTOR DE POTENCIA (%)
FAC
TOR D
E D
ISIP
AC
IÓN
(%
)FA
CTO
R D
E D
ISIP
AC
IÓN
(%
)
148
ANEXO B.ANEXO B.EQUIPO DE PRUEBAS AVTM 672000EQUIPO DE PRUEBAS AVTM 672000
149
ANEXO CANEXO C
DESCRIPCIÓN Y APLICACIÓN DE LA PRUEBADESCRIPCIÓN Y APLICACIÓN DE LA PRUEBA
EQUIPO Y FINALIDAD DE SU UTILIZACIÓNEQUIPO Y FINALIDAD DE SU UTILIZACIÓN
El equipo utilizado es el AVO INTERNATIONAL. AVTM 672000 AVO INTERNATIONAL. AVTM 672000 para balance
automático de capacitancia y conjunto de prueba del factor de disipación “Tg δ "..
Es usado para establecer y probar el campo eléctrico de alto voltaje, presente en
los sistemas aislantes a tensiones de prueba superiores a 10 kV.
Los resultados del equipo de prueba pueden ser usados para evaluar la naturaleza y
la calidad de los materiales aislantes eléctricos en los procesos de fabricación y
durante la vida útil para determinar contaminación, fracturas, perforaciones y otros
defectos que acompañan el envejecimiento del aislante.
PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DEL EQUIPOPRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DEL EQUIPO
Las capacitancias que se mencionan a continuación son utilizadas para representar
las tensiones eléctricas que se producen entre devanados y entre devanados y
150
tierra de un transformador. Estas a su vez son el resultado de las corrientes de
dispersión circulantes por el aislamiento de la máquina.
La mayoría de los condensadores pueden representarse como un circuito de dos o
tres terminales, tal como se ve en la figura:
Figura 1
La capacitancia entre los terminales A y B (donde A es el terminal de alta tensión, B
es el terminal de baja tensión y T es el terminal de tierra) se representa por CAB,
mientras que la capacitancia entre cada terminal respectiva y tierra se representa
por CAT y CBT. En el condensador de dos terminales, el terminal B es conectado a
tierra. Es posible tener un complejo sistema de aislamiento con cuatro o más
terminales, al que también se le podría determinar cualquier componente capacitivo
ya que el equipo cuenta con la habilidad de realizar mediciones para conexiones con
y sin tierra.
151
La figura 2 muestra el circuito de medida, cuando el equipo opera bajo el modo
UST 3.
El circuito básico emplea un transformador diferencial de corriente con tres
devanados. Los amperios-vuelta debidos a la corriente ix a través del espécimen
de prueba (transformador en este caso) en CAB está balanceada por los amperios-
vuelta debidos a la corriente is que pasa a través del condensador de referencia,
Cs. Se aplica el mismo voltaje a los dos condensadores por medio de la fuente de
alimentación. Un balance de amperios-vuelta se logra para la componente en
cuadratura de la corriente (Capacitiva) gracias al ajuste automático de vueltas Nx y
Ns. El valor de esta capacitancia se despliega en la pantalla (LCD ó display de
cristal líquido)del equipo de medición.
Figura 2
152
Como la corriente medida incluye dos componentes: una componente en
cuadratura (capacitiva) y una componente en fase (de fuga) que aparece en el tercer
devanado después de que la capacitancia ha sido balanceada. Entonces se
despliega el valor del factor de disipación en la pantalla del equipo. En la figura 2
se observa también una guarda en el modo de prueba UST.
El puente mide la capacitancia CAB que se muestra con la línea continua. Todas las
copacitancias dispuestas internas y externas entre el terminal de alta tensión H y
guarda (tierra), deriva el puente del devanado Nx y no influye sobre la medida.
En la práctica, la resistencia del devanado del transformador y la inductancia de
fuga es tan pequeña que puede permitirse un gran valor de capacitancia (>2000
pF) para derivar el puente Nx antes de que se haga notable algún error en la
medida.
La figura 3 muestra el circuito y la guarda para el modo de prueba GST L-GROUND.
En esta prueba el terminal B del espécimen es aterrizado (para especímenes de
dos terminales). El puente mide las dos capacitancias mostradas por las líneas
continuas (CAB y CAT).
Todas las capacitancias internas dispersas entre la sonda guía CxH y la guarda, que
estaría en paralelo con la fuente de potencia y las capacitancias dispersas entre la
153
guarda y el devanado Nx aterrizado se excluyen de la medición por las mismas
razones que para el modo de prueba UST.
Figura 3
La figura 4 muestra el circuito de medida y la guarda para el modo de prueba GST
L-GUARD.
El puente mide la capacitancia mostrada por la línea continua (CHG). La capacitancia
de dispersión entre el terminal de alta tensión H y la guarda que estaría en paralelo
con la fuente de potencia y la capacitancia de dispersión entre la guarda y la tierra
que estaría en paralelo con el devanado Nx, son excluidas de la medición.
154
Figura 4
PRUEBA DE TANGENTE DELTA SOBRE UN TRANSFORMADOR DE DOSPRUEBA DE TANGENTE DELTA SOBRE UN TRANSFORMADOR DE DOSDEVANADOSDEVANADOS
La figura 5 muestra el conexionado para la aplicación de la prueba sobre un
transformador de dos devanados.
Figura 5
155
La tensión nominal de cada devanado bajo prueba debe considerarse y por
consiguiente ajustarse a la tensión nominal de cada devanado. Si se involucran las
terminales de neutro, también debe considerarse su tensión nominal. Las
mediciones deben realizarse para cada combinación de bobinas (o set bobinas
trifásicas en un transformador trifásico), con los demás devanados aterrizados al
tanque (Prueba UST).
Las mediciones también deben realizarse sobre cada devanado (o set bobinas
trifásicas) y tierra con las otras bobinas conectadas a la guarda (prueba GST L-
GUARD). En un transformador de dos devanados, la medición debe realizar además
en cada devanado y tierra con el devanado restante conectado a la guarda(Prueba
GST L-GUARD).
Para un transformador de tres devanados, deben realizarse también mediciones
entre cada devanado y tierra con un devanado restante conectado a la guarda y el
otro devanado a tierra (prueba GST L-GUARD). Esta prueba especial se realiza
para aislar los devanados entre sí. Debe tomarse una medida final entre todos los
devanados conectados conjuntamente y el tanque aterrizado.
156
OTRAS APLICACIONESOTRAS APLICACIONES
INTERRUPTORESINTERRUPTORES
Para equipos de corte de potencia al aire libre en media y alta tensión, los
aislamientos más importantes son los mismos pasatapas, la guía de montaje, las
estructuras de levantamiento y en el caso de los interruptores de aceite, el aceite.
Las medidas deben ser hechas de cada terminal del pasatapa a la tierra del tanque
con el interruptor abierto, y de cada fase (cada par de terminales de fase) al
tanque aterrizado con el interruptor cerrado. Cuando se prueba el montaje
individual de un pasatapas en cada fase, los terminales de los otros pasatapas en
cada fase deben ser aterrizados. Esto también es conveniente para probar
muestras de líquido aislante.
El término específico “indicación de pérdidas en el tanque”“indicación de pérdidas en el tanque” ha sido desarrollado
para ayudar en la evaluación de los resultados de las pruebas de interruptor abierto
y cerrado. Es definido para cada fase como la diferencia de la potencia medida (en
watts) a circuito abierto y circuito cerrado. Para obtener el valor a circuito
abierto, se deben sumar los valores medidos sobre los dos terminales en el
pasatapas de cada fase. La indicación de pérdidas del tanque puede tener un
rango de valores positivos o negativos el cual dará una indicación de la posible
fuente de un problema. Indicaciones con valores positivos ocurren cuando los
valores de circuito cerrado son mayores que la suma de los valores de circuito
157
abierto. Contrariamente, indicaciones con valores negativos ocurren cuando los
valores de circuito cerrado son menores que la suma de los valores de circuito
abierto. Los resultados de la prueba deben ser registrados en términos de
equivalencia a 2.5 kV, watts/miliwatts sin tener en cuenta el voltaje de prueba
usado.
La comparación de los valores obtenidos en la prueba con los valores de la
indicación de pérdidas del tanque tomada cuando el aceite del interruptor está
nuevo y recién instalado, (que da un rango general de valores esperados de una
buena unidad) resulta práctica para evitar censurar una buena unidad con el
resultado inherente al diseño de un fabricante en particular, debido a que
normalmente pueden mostrarse índices de pérdidas en el tanque sin que la unidad
esté deteriorada.
Las pérdidas en un interruptor de aceite son diferentes entre la prueba a circuito
abierto y la prueba a circuito cerrado, esto es porque los esfuerzos del voltaje
sobre los miembros aislantes son distribuidos en diferente forma.
Los interruptores de aceite están compuestos de diferentes materiales, teniendo
cada uno su propio coeficiente. Por esta razón, puede dificultarse la corrección de
los índices de pérdidas en el tanque por una norma de temperatura.
158
Sobre estas bases, debe hacerse un intento para llevar las pruebas
aproximadamente al mismo tiempo del año (donde hay presencia de estaciones)
para minimizar las variaciones de la temperatura. La temperatura base es
usualmente 20°C.
Los interruptores en aire y gas varían demasiado en su construcción, tanto que la
interpretación y las instrucciones podrían ser demasiado tediosas.
PASATAPASPASATAPAS
Todos los pasatapas de rango 23 kV y superiores tienen un tap de factor de
potencia o capacitancia, el cual permite realizar la prueba de factor de potencia
sobre el pasatapas mientras esté en el sitio, sin desconectar cualquier cable. El
factor de disipación es medido por el equipo aterrizado en el modo de prueba UST
el cual elimina la influencia de los aislamientos de los devanados del transformador,
los arcos de los interruptores o las estructuras de soporte a las cuales están los
terminales de los pasatapas.
Los efectos de la capacitancia dispersa entre el terminal del pasatapas y tierra así
como de la superficie de fuga sobre la porcelana también son eliminados de la
medición. El método UST mide solo los pasatapas y no son apreciablemente
afectados por condiciones externas a ellos. La prueba en el modo UST también
puede ser usada para hacer mediciones sobre los pasatapas que son provistos de
159
una pestaña(adicional) para aislamiento. Durante la operación normal, la pestaña
está aterrizada por un solo tornillo, aunque, cuando se está probando el pasatapas
este es removido. La medición es idéntica a cuando el pasatapas bajo prueba
tiene un tap para el factor de potencia excepto en que la sonda de bajo voltaje –
rojo en este caso es conectada a la pestaña aislada del pasatapas.
La interpretación de las mediciones de capacitancia y factor de disipación sobre un
pasatapas requiere un conocimiento de la construcción del pasatapas, puesto que
cada tipo de pasatapas tiene sus características particulares. Por ejemplo, un
incremento en el factor de disipación en un pasatapas sumergido en aceite puede
indicar que el aceite está contaminado, mientras que un incremento en el factor de
disipación y la capacitancia indica que la contaminación es probablemente agua.
Para un pasatapas tipo condensador, el cual tiene capas cortadas, el valor de la
capacitancia se incrementará, mientras que el valor del factor de disipación puede
ser el mismo en comparación con pruebas anteriores.
Excepto para propósitos específicos de investigación de las superficies de fuga, la
superficie aislante expuesta de los pasatapas debe estar limpia y seca para prevenir
la influencia de las superficies de fuga en la medición. Los efectos de la superficie
de fuga son eliminados de la medición cuando la práctica es hecha bajo el modo de
prueba UST.
160
Las curvas de corrección de temperatura para cada diseño de pasatapas deben ser
cuidadosamente establecidas para las mediciones y todas estas a su vez, deben
ser corregidas a una temperatura base, que usualmente es de 20°C. La medición
de la temperatura debe estar basada sobre la superficie del pasatapas. La
temperatura del aire también debe ser registrada. Cuando se prueba un pasatapas
por un método aterrizado del equipo, la superficie de los pasatapas debe estar a
una temperatura superior al punto de rocío para evitar humedad por condensación.
MÁQUINAS ROTATIVASMÁQUINAS ROTATIVAS
El propósito principal de la prueba para la medición de capacitancia y factor de
disipación es evaluar hasta que punto se permite la formación de vacíos dentro del
aislamiento de los devanados y el daño resultante sobre la estructura del
aislamiento en estos espacios debido a la ionización (descargas parciales). Una
medición general del devanado también dará una indicación del factor de disipación
inherente al aislamiento del devanado y revelará potenciales problemas debido al
deterioro, contaminación o penetración de humedad.
161
ANEXO DANEXO D
CASO DEL FACTOR DE DISIPACIÓN NEGATIVOCASO DEL FACTOR DE DISIPACIÓN NEGATIVO
En casos aislados, son encontrados factores de disipación negativos en la
medición de especímenes dieléctricos de baja capacitancia. Esta condición es más
probable que se presente cuando se realizan medidas en los modos UST y GST L-
GUARD sobre un equipo el cual tiene un valor de capacitancia de unos cientos de
picofaradios o menos. Equipos tales como bujes (pasatapas), interruptores y
descargadores de sobretensión (pararrayos) de bajas pérdidas caen dentro de
esta categoría.
Se cree que el fenómeno del factor de disipación negativo es causado por un
punto complejo en la red de capacitancias y resistencias presentes dentro de las
piezas de un equipo. Las corrientes de error pueden fluir dentro del circuito
medido en situaciones donde múltiples terminales imaginarios o un terminal de
guarda aparece en la medición del sistema. También se cree que un factor de
disipación negativo puede ser producido por error de las corrientes que están
fluyendo en un punto de la red como resultado del espacio acoplado por la
interferencia del campo electrostático.
162
Las veces en que ha sido observado un factor negativo de disipación es en los
casos donde hay un blindaje incompleto de los electrodos medidos o donde el
mismo equipo es defectuoso. El error es usualmente acentuado si las pruebas son
influenciadas por esfuerzos debidos a la interferencia de campos o son realizadas
bajo condiciones desfavorables del medio especialmente a una alta humedad la cual
incrementa las superficies de fuga.
Aquí parece no ser claro que el conocimiento de un error sea significativo o que
permita reducirlo. El mejor consejo es evitar hacer mediciones sobre equipos en
instalaciones donde se conoce que factores de disipación negativos pueden
presentar un problema, especialmente donde existen condiciones desfavorables de
tiempo, como por ejemplo una alta humedad relativa. Para hacer seguras las
superficies de los pasatapas (porcelana) son limpiadas y secadas con el fin de
minimizar los efectos de las fugas en las superficies.
163
Característica C-5301 C-5302 C-5303 C-5304 C-5315Potencia(kVA) 15 25 37,5 50 30
Número de fases 1 1 1 1 3Aislamiento Devanados (kg) 2,02 1,96 1,5 3,06 4,04Peso del transformador(kg) 109 161 188 244 215
Ao Aceite mineral Aceite mineral Aceite mineral Aceite mineral Aceite mineral
Serie 15/1,2 kV 15/1,2 kV 15/1,2 kV 15/1,2 kV 15/1,2 kVPrueba de Tensión Aplicada 34/10 kV 34/10 kV 34/10 kV 34/10 kV 34/10 kV
Prueba de Tensión de Impulso 95/30 kV 95/30 kV 95/30 kV 95/30 kV 95/30 kV
C-5551 C-5552 C-5553 C-5576 C-5583 C-558415 25 37,5 30 25 251 1 1 3 1 1
2,11 2,53 2,64 6,26 3,3 3130 180 220 300 235 235
Aceite mineral Aceite mineral Aceite mineral Aceite mineral Aceite mineral Aceite mineral
15/1,2 kV 15/1,2 kV 15/1,2 kV 15/1,2 kV 15/1,2 kV 15/1,2 kV40/10 kV 40/10 kV 40/10 kV 34/10 kV 34/10 kV 34/10 kV
125/30 kV 125/30 kV 125/30 kV 95/30 kV 95/30 kV 95/30 kV
C-5612 C-5648 C-564950 37,5 37,51 3 3
2,1 5,3 6220 356 356
Aceite mineral Aceite mineral Aceite mineral
15/1,2 kV 15/1,2 kV 15/1,2 kV34/10 kV 34/10 kV 34/10 kV95/30 kV 95/30 kV 95/30 kV
ANEXO EANEXO ECARACTERÍSTICAS DE LOS AISLAMIENTOS POR DISEÑOCARACTERÍSTICAS DE LOS AISLAMIENTOS POR DISEÑO
164
ANEXO F.ANEXO F.
PROTOCOLO PARA LA MEDIDA DE TANGENTE DELTA Y CAPACITANCIA APLICADAPROTOCOLO PARA LA MEDIDA DE TANGENTE DELTA Y CAPACITANCIA APLICADA
A TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓNA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
ALCANCE:
Mediante la aplicación de esta prueba se puede determinar las pérdidas de
potencia en los elementos aislantes involucrados en los transformadores de
distribución (papel, aceite, pasatapas, esmaltes); además de facilitar la medición de
la capacitancia involucrada en la sección de aislamiento tomada por el equipo de
medición bajo un modo de conexión específico. Puede ser utilizada como criterio
importante en la evaluación de la calidad del aislamiento.
Al igual que todas las pruebas a máquinas eléctricas donde se manejan niveles
considerables de tensión, para la aplicación de este ensayo también se deben
garantizar las condiciones mínimas de seguridad industrial que permitan evitar
lesiones al personal y daños innecesarios a los equipos.
DOCUMENTO DE REFERENCIA
NORMA ANSI C57.12.90-1993
165
IMPORTANCIA Y USO
El grado de contenido de humedad en los materiales aislantes y la presencia de
impurezas determinan la calidad del aislamiento eléctrico, el cual se deteriora en
proporción directa al incremento de este tipo de partículas en su estructura
molecular.
Sirve como herramienta de aceptación o rechazo de una máquina recién
manufacturada, debido a que puede ser un ensayo complementario, no excluyente
de otras pruebas establecidas y practicadas con el mismo fin.
EQUIPOS DE ENSAYO
En forma general se necesita un equipo y ciertas condiciones para su aplicación a
saber:
q Equipo para medida de Tangente Delta y Capacitancia “AVTM 672000”
q Equipo o espécimen a ser probado “Transformador de Distribución”
q Red eléctrica de alimentación para equipo de prueba. “120V A.C., 60Hz”.
q Termómetro (en lo posible digital). Termocupla como transductor.
q Conectores para corto-circuitar los terminales de los devanados. “Cinta de
cobre desnuda”.
166
APLICACIÓN DE LA PRUEBA
Se sugiere seguir la siguiente rutina:
1. Escoger una muestra del lote. Aplicación como ensayo de tipo.
2. Disponer el equipo de prueba con las conexiones adecuadas.
3. Tomar las especificaciones técnicas del transformador: Potencia, Tensión
máxima del sistema, cantidad de fases, grupo de conexión, voltajes nominales
M.T. y B.T. , derivaciones, Frecuencia, corrientes nominales M.T. y B.T., clase
de Aislamiento, altura de instalación (m.s.n.m), Temperatura de instalación (°C).
Año de fabricación (no aplica cuando es nuevo el transformador).
4. Corto-circuitar los devanados tanto de alta como de baja, teniendo precaución
con las puestas a tierra tanto del equipo como del transformador.
5. En el momento previo a practicar el ensayo tomar la temperatura del aceite.
6. Seleccionar la opción de medición directa o inversa para de acuerdo con esta
suministrar los 10kV o 5kV requeridos para cada situación.
7. Determinar el modo de medida del equipo de prueba. Opciones (UST, GST,
GSTg).
8. Tomar los datos que se despliegan en el display (LCD). Estos son: Valor de
Tangente delta, Capacitancia, Potencia (mW), Tensión (kV) y Corriente (mA).
167
NUMERO DE ENSAYOS
Las normas indican que un solo ensayo puede ser necesario para medir el factor de
disipación (tangente delta)
ANTECEDENTES
Norma ANSI C57.12.90 – 1993. Sección 10.10Pruebas de factor de potencia. El factor de potencia del aislamiento es la relaciónEl factor de potencia del aislamiento es la relaciónentre la potencia disipada en el aislamiento (W) y el producto de la tensiónentre la potencia disipada en el aislamiento (W) y el producto de la tensiónefectiva y la corriente (VA), cuando se prueba bajo una tensión efectiva y la corriente (VA), cuando se prueba bajo una tensión sinusoidal ysinusoidal ycondiciones preestablecidas.condiciones preestablecidas.
Preparación para la prueba.Preparación para la prueba.
El espécimen de prueba deberá cumplir las siguientes condiciones:
§ Los devanados deben estar sumergidos en líquido aislante
§ Los devanados deben estar cortocircuitados
§ Los pasatapas deben permanecer en su lugar
§ La temperatura de los devanados y del líquido aislante debe ser cercana a 20
ºC.
Instrumentación.Instrumentación.
La prueba de Factor de potencia puede ser medida por medio de circuitos de
puente especiales o por el método VA – W. La precisión de la medida deberá
168
estar entre ± 0.25% del factor de potencia del aislamiento y la medición deberá
ser practicada a una frecuencia de 60 Hz o muy próxima.
Tensión Aplicada.Tensión Aplicada.
La tensión aplicada para la prueba de Factor de potencia no deberá exceder a la
mitad de la tensión de prueba a baja frecuencia dada en IEEE Std C57.12.00 –
1993, Tabla 4, para ninguna sección del devanado, o de cualquier modo que no
sobrepase los 10000 V.
Factores de corrección de temperatura.Factores de corrección de temperatura.
Los factores de corrección de temperatura para la prueba de Factor de potencia
del aislamiento, dependen de los materiales aislantes, su estructura, contenido de
humedad, etc. Los valores de corrección para el factor K que se muestran a
continuación son aplicables a propósitos prácticos mediante la fórmula presentada:
169
Factores de corrección para la Prueba de Factor de potencia
Temperatura de prueba, ºC Factor de corrección10 0.815 0.920 125 1.1230 1.2535 1.440 1.5545 1.7550 1.9555 2.1860 2.4265 2.770 3
K
FF pt
p20 =
Donde:
Fp20 es el Factor de potencia corregido a 20 ºC
Fpt es el Factor de potencia medido a una temperatura T
T es la temperatura de prueba, ºC
K es el Factor de corrección
Nota1. Los factores de corrección mostrados en la tabla se aplican a sistemas de
aislamiento que emplean aceite mineral como líquido aislante. Otros líquidos
aislantes podrían tener otros factores de corrección.
170
Nota 2. La temperatura del aislamiento puede considerarse como la temperatura
promedio del líquido aislante. Cuando se mide el Factor de potencia del
aislamiento a una temperatura relativamente alta y los valores corregidos son
inusualmente altos, deberá refrigerarse el transformador hasta que las mediciones
puedan realizarse a 20 ºC ó a una temperatura muy próxima.