Curso de Transformadores SM

Curso De Operación, Instalación Y Mantenimiento Al Transformador.

Impartido por: Carlos Gámez

Curso de Transformadores © Carlos Gámez

Objetivos Del Curso

Conocer y comprender de manera básica el funcionamiento del transformador.Conocer y comprender el manual de instalación, operación y mantenimiento.Establecer parámetros de toma de decisiones de acuerdo a las recomendaciones del fabricante.


Agenda Del Curso

Encuestas de retroalimentación.

Examen teórico práctico.

Interpretacionde dibujosDía 5

Dudas pendientes.

Operacion y MantenimientoDía 4

Dudas pendientes.

Seguridad, Embarque y Recepcion

Día 3

Dudas pendientes.

Conceptos Basicos IIDía 2

Conceptos Basicos I

Definición de expectativas y objetivos.

Entrega de gafetes y manuales.

PresentaciónDia 1


Agenda Del Curso

Revisión de CampoDía 3

Evaluación Teórica

Interpretación de dibujos

Operación y Mantenimiento

Seguridad, Embarque y Recepción

Día 2

Conceptos Básicos

Definición de expectativas y objetivos.

PresentaciónDía 1


Nuestra Empresa

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

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


Distribución: Poste

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


Distribución: Pedestales

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


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


PotenciaEquipos de mediana potencia, potencia y gran potenciaCapacidades de 10 a 500 MVA trifásicos y monofásicos.

Reactores de compensación en paralelo.Autotransformadores


Conceptos Básicos: Normas

Normas Nacionales:Normas Nacionales:NMX

J-116-ANCE-1996: Transformadores de Distribución tipo Poste y tipo Subestación.J-169-ANCE-1996: Productos eléctricos métodos de prueba.J-284-ANCE-1998: Transformadores de Potencia.J-285-ANCE-1996: Transformadores de Distribución tipo Pedestal monofásicos y trifásicos para distribución subterránea.J-287-ANCE-1998: Transformadores de Distribución tipo Sumergible monofásicos y trifásicos para distribución subterránea.



Normas Nacionales:Normas Nacionales:CFE

K-0000-01: Transformadores de Distribución tipo Poste. K-0000-06: Transformadores de Potencia de 10 MVA y mayores.K-0000-09: Transformadores de Potencia de 10 MVA y menores.

PEMEXParticulares



Normas Internacionales:Normas Internacionales:ANSI/IEEE (E.U.A.)

C.57.12.00: General requirements for distribution, power and regulating transformers.C.57.12.10: Requirements for transformers230000 volts and below, 833/958 through8333/10417 kVA, single phase, and 750/862 through 60000/80000/100000 kVA, three phase.C.57.12.90: Test code for distribution, power andregulating transformers.

CSA (Canada)IEC (Europa)


Parámetros Eléctricos

Concepto de campo eléctrico.

Cargas Iguales

Cargas Opuestas


Parámetros EléctricosFormas de onda en un sistema trifásico.

0 0.180.360.540.72 0.9 1.081.261.441.631.811.992.172.352.532.712.893.073.253.433.613.793.974.154.334.514.694.885.065.245.42 5.6 5.785.966.146.32 6.5

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200173.204

173.205

v ab t( )

v an t( )

v bc t( )

v bn t( )

v ca t( )

v cn t( )

6.0320 t

Vectores


¿Qué Es Un Transformador?

Es un dispositivo de conversión de energía eléctrica, de unos ciertos

niveles de voltaje y corriente a otros niveles de voltaje y corriente, y con

una determinada capacidad de manejo de potencia.

No tiene partes móviles.Eficiencias arriba de 99%.


Parámetros Eléctricos

Circuito Eléctrico

CircuitoHidráulico

V = VoltajeI = CorrienteR = ResistenciaVR = Caida de voltaje

en la resistencia

VR

I

VR

P = PresionQ = FlujoT = TuberiaPT = Caida de presion

en la tuberiaBP

Q

TPT


Historia Del Transformador

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

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

Corriente

Campo


Historia del transformador1882 Thomas Alva Edison, abre la primera planta

comercial de iluminación en Nueva York, usando su reciente invento de bombillas con filamentos de carbón, encendidas con corriente directa (cd).

1882 En la misma época, en Inglaterra, Lucien Gaulard y Jhon Gibbs un inventor francés y un empresario inglés usaron un transformador para agregar lámparas incandescentes a un sistema de alumbrado por medio de arco.

1885 William Stanley, quien trabajaba para George Westinghouse, desarrolla el transformador con laminaciones en H , para más tarde introducir las laminaciones en E , método de fabricación que resulto barato y rápido. Esto permitió el rápido crecimiento de los sistemas de CA.


Historia del transformador1886 Se establece la Westinghouse Electric Company, durante los

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

El futuro Desarrollo de sistemas estado sólido, con alta tensión en CD, desarrollo de los superconductores.

1893 Se instala un generador de 5,000 HP en las cataratas del Niágara.

1895 Se construye un transformador de 750 kVA para un horno de arco.

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


Tipos de transformadores

Monofásicos

Por su construcción

Poste Subestación Pedestal Potencia

Por su capacidad

Distribución Industrial Med. Pot. Gran Pot.

Trifásicos

Por el no. de fases


Conversión De EnergíaLa inducción puede ser

entendida en términos de líneas de fuerza, una

convención que introdujo Faraday para describir la

fuerza y dirección del campo magnético.

Aquí se muestran las líneas de fuerza que son generadas por una corriente fluyendo a través

de una espira

Si se introduce una segunda bobina independiente en el campo magnético generado y el campo

esta cambiando respecto al tiempo, se inducirá un voltaje, el cual será proporcional a la razón de cambio del numero de líneas

de fuerza encerradas por la bobina,

Si la bobina tiene dos vueltas, se induce el doble del voltaje, si tiene tres, el triple y así sucesivamente. La bobina que intercepta las líneas

es llamado secundario

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

también por el secundario.


Conversión De Energía


Relaciones Básicas

VAT VBTL

NATNBT

IAT IBT

BT

AT

BT

AT

N

N

V

Va

Relación de Transformación


Pérdidas


El núcleo y las bobinas, como en todamáquina eléctrica producen una ciertacantidad de pérdidas de potencia, las cua-les son cuantificadas en los watt de pérdi-das de núcleo y de devanados.

El Ciclo de EnfriamientoLa parte activa del transformador está formada por elnúcleo y las bobinas.

T1 T2

T

Wnu

Wcu

Estas se expresan en forma de energíacalorífica, la cual produce un incrementogradual de temperatura en el interior deltransformador.

El aumento de calor en el interior provoca que el transformador presente un sobreelevación de temperaturacon respecto al medio ambiente en el que se encuentra.


Este aceite caliente, al ser menos denso queel resto del aceite, tiende a subir y a pasarpor los conductos de enfriamiento ó radia-dores, los cuales se encargan de disipar elcalor y enfriar el aceite para que comiencede nuevo el ciclo.

Dentro del aparato, la parte viva funcionacomo fuente de calor, elevando la tempera-tura del aceite que se encuentra a su alre-dedor.

La limitación acerca de las sobreeleva-ciones de temperatura máximas dentrodel transformador están reguladas pornormas nacionales e internacionales.Esto garantiza la unificación de criteriosy la estandarización del diseño entre fa-bricantes.

El Ciclo de Enfriamiento


Las normas indican una tabla con las potencias nominales preferentes para los transformadores (kVA), mismas que están referenciadas a una sobre elevación promediode temperatura del aceite de 65°C, basadas en una temperatura ambiente promedio de 30°C en un período de 24 hrs. y una máxima de 40°C.

Así mismo, las normas permiten una sobre elevación de 80°C sobre el ambiente alpunto más caliente dentro del devanado, también conocido como hot spot ; esto con el fin de garantizar que no se cause un envejecimiento prematuro al aparato debido al daño que se pudiera ocasionar al sistema de aislamientos.

También se menciona que la sobre elevación del líquido aislante medido cerca de la superficie del aceite, así como la sobre elevación de las partes metálicas no conductoras.Basado en estas condiciones, se pueden calcular fácilmente las temperaturas absolutas esperadas en ciertos puntos del transformador. Por ejemplo:

La temperatura absoluta promedio en el devanado:

La temperatura del punto más caliente:

La temperatura del aceite, medido cerca de la superficie:


CTW 953065 CTW 1054065max

CTHS 1103080 CTHS 1204080max

CTO 953065 CTO 1054065max


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

Tabs= 30 + 65 = 95 °CTabs máx = 40 + 65 = 105°C

Y para el punto más caliente tenemos que:

Tabs= 30 + 80 = 110 °CTabs máx = 40 + 80 = 120°C

De donde se establece que no es inusual que durante días de temperaturas extremas,algunos puntos del transformador lleguen a éstas temperaturas.



Tipos De Enfriamiento

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


Tipos de enfriamientoPrimera Letra: Medio de enfriamiento interno, en contacto con las bobinas:

O aceite mineral o líquido aislante sintético con punto de ignición <=300 °C

K líquido aislante con punto de ignición > 300 °C

L líquido aislante sin un punto de ignición medible

Segunda Letra: Mecanismo de circulación para el medio de enfriamiento interno:

N flujo por convección natural convection a través de las bobinas y el equipo de enfriamiento

F circulación forzada a través del equipo de enfriamiento (i.e., bombas), flujo por convección natural en las bobinas (también llamado flujo no dirigido)

D circulación forzada a través del equipo de enfriamiento, dirigido del equipo de enfriamiento hacia al menos las bobinas principales

Tercera Letra: Medio de enfriamiento externo:

A aire

W agua

Cuarta Letra: Mecanismo de circulación para el medio externo:

N convección natural

F circulación forzada [abanicos (enfriado por aire), bombas (enfriado por agua)]


Tipos de enfriamiento

Aceite-Agua, ConvecciónForzada

OFWFFOW

Aceite-Aire, Convección Natural, Aceite-Aire, Convección Forzada

ONAN/OFAFOA/FOA

Aceite-Aire, Convección Natural y Convección forzada de aire

ONAN/ONAF

OA/FA

Aceite-Aire Convección NaturalONANOA

DescripciónDesignaciónNueva

DesignaciónAntigua


Curvas De Vida


Construcción

Tanque

Bobinas

Núcleo

Boquillas

Radiadores

Herrajes


Nucleos

Material: Acero al Silicio.Función: Confinar el flujo magnético en un camino predeterminado.


Bobinas

BobinasRectangularesCircularesHelicoidalesDisco

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


Boquillas

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


Radiadores

Materiales: Acero al carbón.Función: Proporcionar una mayor area de disipación de calor al tanque del transformador.


Accesorios


Prueba Del RPS


Probando el Relevador de Presión Súbita.

Lo siguiente se ofrece como un procedimiento para probar un relevador Qualitrol de presión súbita.

1. No es necesario retirar el relevador para ejecutar la prueba.

2. Desenergizar el circuito del relevador de presión súbita.

3. Desconectar el cable del circuito de control en el relevador.

4. Para relevadores montados por un lado del transformador:

4.1 Asegurar que la válvula del relevador está abierta

4.2 Asegurar que todo el aire ha sido purgado del relevador

5. Retire el tapón de 3/8 de la tapa del dispositivo.

6. Instalar una conexión de bronce en curz, un niple, un medidor de presión (5 psi), una bomba de aire manual y tubería de plastico.

7. Conectar un ohmetro, probador de continuidad o una lámpara entre las terminales C & A del receptaculode conexiones del relevador.

8. En los modelos antiguos de relevadores de presión súbita existe un orificio de drenado de 1/8 de pulgada el cual requiere de una instalación de un tapón de hule. Este orificio es para retirar cualquier filtración de aceite de la cámara de diafragmas durante la operación normal.

PRECAUCION: La cámara de los diafragmas debe estar hermética cuando se realiza esta prueba.

Prueba Del RPS


Proceso de Prueba

1. Colocar la punta del dedo sobre la tubería de plastico en el extremo libre.

2. Apretar en forma repetida el bulbo de la bomba manual para introducir una presión a los

indicadores de registro de:

SERIE DEL RELEVADOR: 900 3.00 a 3.25 psig, 910 2.50 a 2.75 psig

Mantener esta presión por un mínimo de 30 seg.

3. Transcurridos treinta segundos retire rápidamente la punta del dedo del extremo de la tubería de plasticopara una súbita expulsión de aire.

4. Se deben obtener los siguiente resultados:

4.1 Un ohmetro conectado a las terminales C & A debe dar una reacción de deflexion completa.

4.2 Una lámpara o probador de continuidad debe encender

5. Si cualquiera de lo anterior no se presenta, se deberán hacer varios intentos para verificar la operación adecuada.

6. Si no se obtiene una prueba exitosa el relevador es defectuoso y debe ser remplazado.

7. Regrese el dispositivo a Qualitrol

Nota: Este relevador no es reparable en campo, intentos por repararlo en campo pueden resultar en la invalidación de cualquier garantía.

Prueba Del RPS


8. Para verificar los límites más bajos del relevador espere de 30 a 60 segundos para permitir al relevador que se normalize y se restablezca.

9. Otra vez, coloque la punta del dedo sobre la tubería de plastico en el extremo libre.

10. Apretar en forma repetida el bulbo de la bomba manual para introducir una presión hastalos indicadores de registro de:

SERIE DEL RELEVADOR: 900 1.25 a 1.50 psig, 910 .75 a 1.00 psig

11. Transcurridos treinta segundos retire rápidamente la punta del dedo del extremo de latubería de plastico para una rápida expulsión de aire.

12. Se deben obtener los siguiente resultados:

12.1 Un ohmetro conectado a las terminales C & A no debe tener ningúna deflexion.

12.2 Una lámpara o probador de continuidad no debe encender o brillar.

Nota: Esta última prueba debe ser verificada varias veces para estar seguros del resultado.

Si se observa una desviación o una luz el relevador es defectuoso.

Prueba Del RPS


Accesorios


Cambiador bajo carga


Equipment Standard Features:

- Finish: light green, flat, styrenated primer

- Oil gauge with low level SPDT contacts

- Provision for pressure relief device

- Drain valve, 1-in. globe with sampler

- Dehydrating breather

- Hand crank with interlocking switch

- Cam switch control: tap changer positionshaft 8 cams, tap changer limit shaft 4 cams

- Position indicator 16 L-N-16 R, 33 positions/32 steps

- Wiring: 12 pt-terminal blocks, PVC-insulatedwire,

preinsulated terminals

- Air compartment heater with thermostat

- Stainless steel inspection door studs

- Vacuum interrupters with monitoring system

- Drive system: single-phase motor, 208-240 V, 1,725 r.p.m.



Accesorios: Aceite


INTRODUCCON:

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

Pruebas Eléctricas a Transformadores



Pruebas a la Materia Prima: Se le realizan pruebas preliminares a los materiales que conforman al transformador, estas pruebas las realizan los proveedores y los materiales pasan por un proceso de certificación antes de utilizarse en la planta, dichos materiales son:

Aislantes Sólidos: cintas, papeles, cartones, madera, etc.Líquidos: Aceite mineral, aceite de silicón, fluido Rtemp.Ferromagnéticos: Aceros al silicio de diferente grado eléctrico.Aislamientos y accesorios externos: Boquillas de AT y BT.Materiales conductores: Conductores de cobre y aluminio.Materiales estructurales: Acero y soldaduras.


Pruebas en fábrica que nos determinan la calidad de su fabricación, así como el estado en que se encuentran para soportar las condiciones normales de operación y las anormales provocadas por condiciones de falla o de sobretensiones de tipo atmosferico. Estas pruebas son:

Resistencia de Aislamiento.Factor de Potencia.Rigidez dieléctrica del aceite.Relación de transformación y polaridad.Resistencia óhomica de los devanados.Potencial AplicadoPotencial InducidoImpulso por descarga atmosféricaPrueba de Temperatura.Prueba de cortocircuito a tensión nominal.



Pruebas que nos determinan la calidad de servicio, nos ayudan a conocer la eficiencia de trabajo de el transformador, así como su regulación de tensión. Además, el % de Z y % de I de excitación de garantía en caso de que aplique.

Pérdidas de los devanados % de impedancia.Pérdidas en el núcleo y % de corriente de excitación.

Pruebas que nos determinan la calidad de operación del transformador; nos determinan la vida útil del mismo.

TemperaturaHemeticidadDescargas Parciales.



Pruebas de embarqueFugas de aceite.Reducción de presión.Caída de fuga de vacío.Punto de vacío o punto de condensación.Detección de Impactos.I de excitación.

Pruebas de campoPunto de rocio o condensación.Resistencia de aislamientoFactor de Potencia.Resistencia de los devanados.Relación de transformación.



Físico-químicas del líquido aislante.Rigidez dieléctrica del aceiteFactor de potenciaGravedad especifica.AcidezTensión Interfacial.Apariencia.Humedad.

Corriente de Excitación.Alambrado externo.

Mantenimiento Preventivo.Punto de rocío.Resistencia de Aislamiento.Factor de potencia.Físico-químicas del líquido aislante.Cromatografía de gases.Prueba de relación.



Modelo del Aislamiento

Un aislamiento entre dos electrodospuede ser modelado como una red de capacitancia y resistencia en paralelo.

Arreglo fisicoCircuito equivalente

RC

Electrodos

Aislamiento


Modelo de aislamiento

Circuito equivalente

RC

En este modelo, lacapacitancia (C) representaa la constante dieléctricadel aislamiento.La resistencia (R) toma en cuenta la pequeña corrientede fuga que fluye por el aislamiento debido a su no idealidad.


Pueba de Resistencia de Aislamientos

Sirve para determinar la cantidad de humedad e impurezas que contienen los aislamientos del transformador, se realiza con un aparato conocido como Megger a una tensión desde 500 a 10000 V durante 10 minutos.

Con las lecturas se obtienen condiciones de aislamiento basadas en la relación de índice de absorción dieléctrica y el índice de polarización .

min1@

min10@

R

RI p

sec15@

min1@

R

RIab


Resistencia de aislamientos

X0X1X2X3

H1H2H3 L.V.

CABLES

H.V. LEAD

GROUNDTIER

RATRANSFORMADOR

Equipo de medición y prueba

Megaóhmetro Conectadas Juntas entre

1. HV & GRD (Todas las boquillas HV & GRD)2. LV & GRD (Todas las boquillas LV & GRD)


1. HV & LV, TV, GRD (Todas las boquillas HV) (Todas las boquillas LV, TV &2. LV & HV, TV, GRD (Todas las boquillas LV) (Todas las boquillas HV, TV &3. TV & HV, LV, GRD (Todas las boquillas TV) (Todas las boquillas HV, TV &4. HV, LV, TV & GRD (Todas las boquillas HV, LV, TV)


1. HV ,LV, & TV, GRD (Todas las boquillas HV & LV) (Todas las boquillas TV &2. TV & HV, LV, GRD (Todas las boquillas TV) (Todas las boquillas HV, LV &


1. HV ,LV, & GRD (Todas las boquillas HV & LV) (GRD)

D. Autotransformador sin Terciario

C. Autotransformador con Terciario

B. Transformador de Tres devanados

A. Transformador de Dos devanados

Conexiones tipicas para un transformador de 2 devanados

Tabla de conexiones dependiendo del tipo de aparato

Hacer la prueba a 1 min.Medir temperatura del aislamientoCorregir a 20°CMegger de 500, 1000 o 5000 VDC



MegaómetroEntre

Medida de Resistencia

Temperatura de Aislamiento

x Factor de Corrección

= Resistencia Corregida

1. HV & GRD 2000 Mohms 32ºC x 2 = 4000 Mohms

2. LV & GRD 2500 Mohms 32ºC x 2 = 5000 Mohms

Temperatura de Aislamiento ºC

Val

or

de

Co

rrec

ció

nCorrección por temperatura



Ejemplo de criterios de aceptación o rechazo

clase de aislamiento

kVMegaohoms

clase de aislamiento

kVMegaohoms

1.2 32 92 24802.5 68 115 31005 135 138 3720

8.7 230 161 435015 410 196 530025 670 230 6200

34.5 930 287 775046 1240 345 930069 1860

Resistencia mínima de aislamiento de un transformador en aceite a 20 °C 1 min 1000 volts prueba

Condiciones Relación 60/30 seg. Relación 10/1 minPeligro ------ menos 1Pobre menos de 1.1 1-1.5Dudoso 1.1-1.25 1.5-2Regular 1.25-1.4 2.0-3.0Bueno 1.4-1.6 3.0-4.0Excelente arriba de 1.6 arriba de 4

Condiciones de aislamiento basadas en la relación de índice de absorción dieléctrica y de índice de polarización


Factor de disipación de los aislamientos

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

Ic

IIw

Factor de disipación Factor de potencia

Criterios de aceptación

Factor de potencia <= 0.5 a 20 °C, si la prueba se

realiza a otra temperatura es necesario corregir con

referencia a 20 °C

Ic

Ir)tan(

I

Ir)cos(

Circuito equivalente

RC IrIc

I


Pruebas fisico quimicas del liquido aislante.

La Sociedad Americana de Pruebas y Materiales (ASTM por sus siglas en ingles), lista 33 propiedades y 55 metodos de prueba en su estandarD-117, Practicamente, hay 10 pruebas significativas que pueden proveer informacion acerca de las condiciones del aceite en un transformador en operacion, y ninguna de estas pruebas de manera separada, pueden ser por si mismas un indicador confiable de lascondiciones del aceite. Las diez pruebas que se mencionan son:

Rigidez Dielectrica,Numero de Neutralizacion,Tension Interfacial,Color,Contenido de Humedad, Gravedad Especifica, Inspeccion Visual, Sedimentos, Factor de Potencia y Analisis de Gases disueltos en el aceite mediante Cromatografia.



NUEVE PRUEBAS DE CAMPO ASTM RECOMENDADAS PARA ACEITEMINERAL PARA TRANSFORMADORES EN SERVICIO (*)

MÉTODO ASTM CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE

RESULTADOS

LÍMITES PROMEDIO PARA USO CONTINUO

INFORMACIÓN OBTENIDA DE LA

PRUEBA

D877 Y D 1816Rigidez deléctrica

Aceite NuevoArriba de 30 kv

25 kv (D877)20 Kv (D1816)

mínimo

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

D974Número de Neutralización

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

0.10 mg of KOH/g como un máximo

Acidez presente en el aceite

D971Tensión Interfacial

Dinas por centímetros de aceite nuevo: 40 o más

27 dinas/cm como un mínimo

Presencia de sedimentos en el aceite

D1524 Color Comparada contra la escala índice de color de 0.5 (nuevo) a 8.0 (el peor caso)

2.7 (máximo) Un cambio notable de un año a otro indica problemas



D1533Contenido de Humedad

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

35 PPM, 69 kv y menores,25 PPM, 69 Kv 288 Kv20 PPM, mayores de 345KV máximo (***)

Revela el contenido total de agua, fugas o deterioro de la celulosa

D1298Gravedad específica

Aproximadamente 0.875 para aceite nuevo

---Es una revisión rápida de la presencia de contaminantes

D1524Evaluación Visual de transparencia/opacidad

El aceite bueno es claro y brillante, no es obscuro Claro

La obscuridadindica la presencia de humedad y otros contaminantes

D1698Sedimento

Ninguno/ligeroModeradoAbundante

---Indica deterioración y/o contaminación del aceite

D924Factor Potencia

Aceite Nuevo:0.05% o menos

0.70% máximoRevela la presencia de humedad, resinas, barnices y contaminantes en el aceite



CLASIFICACION MYERS DE ACEITES DE TRANSFORMADOR

No Se considera(n): NN TIF I.C.A. Color

1 Buenos aceites 0.00-0.10 30.0-45.0 300-1500 Amarillo Palido

2 Aceites Tipo A 0.05-0.10 27.1-29.9 271-600 Amarillo

3 Aceites Marginales 0.11-0.15 24.0-27.0 160-318 Amarillo Brillante

4 Aceites Malos 0.16-0.40 18.0-23.9 45-159 Ambar

5 Aceites Muy Malos 0.41-0.65 14.0-17.9 22-44 Cafe

6 Aceites Malos en 0.66-1.50 9.0-13.9 6-21 Cafe Oscuro

Extremo

7 Aceites en Condi- 1.51 o mas ----------- ----------- Negro

ciones Desastro-

sas.



Un cambio marcado en el color de un periodo de muestreo a otro tiene un cierto significado. Como regla de dedo, una vez que el aceite del transformador pasa de los amarillos a los ambares y los cafes, el aceite se ha degradado al punto en el que el sistema de aislamientos ha sido seriamente afectado. Los cambios de color radicales pueden ser causados por:

Problemas electricos.Compuestos de boquillas.Polimeros o varnices sin curar.Respiraderos a la atmosfera.Aceite nuevo en un transformador sucio.Aceite que ha sido recuperado.


Cromatografia de gases


Cromatografia de gases

Hidrógeno* H2

Monóxido de Carbono* CO

Metano* CH4

Etileno* C2H4

Etano* C2H6

Acetileno* C2H2

Dióxido de Carbono CO2

ppm / %

248.42

26.58

Análisis Cromatográfico de Gases

GAS Unidad Valores Obtenidos Valores de Aceptación

9.4%

ppm / %

0.68

6.95

1512.42ppm / %

ppm / %

máx----------

0.2%

11000

2.0%

ppm / % 0 15

2.5%

0.0% máx

Lectura Anterior

4.7%

85.0%

8.1%

----------

22.87

417.59

39.94

2322.3

0.2%1

9.93

0 0.0%

50

máx

15 máx

60

máx

máx

1000 máx

ppm / % 2000 0.0%

ppm / % 87.9%

22.87

417.59

39.94

1 9.93 00

248.42

26.580.68 6.95 0

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

H2 CO CH4 C2H4 C2H6 C2H2

pp

m Anterior

Ultima


Cromatografía de gases

4.- Relaciones de Dörenburg.

Metano

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

Hidrógeno

Acetileno

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

Metano

Acetileno

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

Etileno

Etano

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

Acetileno Zona de la gráfica: Relacion de acetileno-metano no graficable

0

26.58

ND

0.000

0

0.000

26.58

6.95

ND

0

0

0.680.010

0.100

1.000

10.000

100.000

0.001 0.010 0.100 1.000 10.000 100.000 1000.000

Termico

Arqueo

CoronaC

H4

/ H

2

C2H2 / C2H4


Cromatografía de gases

5.- Triángulo de Duval

100 XX = Metano = %CH4 = -------------- = ---------------- =

Y = Etileno = X + Y + Z

Z = Acetileno =

100 YZona de la gráfica: c %C2H4 = -------------- = ---------------- =

Descargas parciales. X + Y + Z

100 Z%C2H2 = -------------- = ---------------- =

X + Y + Z

97.506

0

0.68

26.582658

27.26

27.26

2.4945

00

27.26

68

a

b

f

d

e

c

%C2H4

%C2H2

%CH4

0

100

100

100

00


Cromatografía de gases6.- Código de Roger

Código Código

Metano Etileno

--------------- = ---------------- = ## --------------- = ---------------- = 0

Hidrógeno Etano

Etano Acetileno

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

Metano Etileno

Diagnóstico: ##

0

26.58

#DIV/0!

6.95

0.2615

26.58

0

0.68

0.68

0.0978

6.95

0

Deterioro normal.

Descarga parcial.

Ligero sobrecalentamiento < 150 C.

Ligero sobrecalentamiento < 150 C.

Sobrecalentamiento de 150 a 200 C.



Corrientes circulantes en el devanado.

Corrientes circulantes en núcleo y tanque. Uniones sobrecalentadas.

Descarga no sostenida.

Descarga parcial con descarga superficial.

Descarga parcial con descarga superficial.

Centelleo continuo.

Arqueo sostenido.

Arqueo sostenido.

Arqueo sostenido.

Arqueo sostenido.

0000

5000

1000

2000

1100

2100

0100

5002

0022

0011

1010

1020

0001

0012

0021

0022

5001

metano/hidrogeno etileno/etano

min max codigo min max codigo

0 0.1 5 1 0 1 0

0.1 1 0 0 1 3 1

1 3 1 0 3 10000 2

3 10000 2

etano/metano acetileno/etileno

0 1 0 1 0 0.5 0

0 3 10000 2


Cromatografía de gases7.- Nomograma de Church.

Hidrógeno

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

Acetileno

Acetileno

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

Etano

Etano

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

Hidrógeno

Hidrógeno

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

Metano

Metano

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

Acetileno

Acetileno

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

Etileno

Monóxido de Carbono

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

Dióxido de Carbono

0

ND

0

0

0.00

6.95

0.68

248.42

26.58

26.58

ND

0

0

6.95

ND

0

0.00

0.16

0

1512.42

0.00

H2 C2H2C2H6 H2 CH4 C2H2 C2H4 CO CO2

10

10^2

10^3

10^4

10^5

10^6

10

10^2

10^3

10^4

10^5

10

10^2

10^3

10^4

10^5

10

10^2

10^3

10^4

10^5

10^6

10

10^2

10^3

10^4

10^5

10^6

10

10^2

10^3

10^4

10^5

10

10^2

10^3

10^4

10^5

10^6

10

10^2

10^3

10^4

10^5

10^2

10^3

10^4

10^5

10^6

A

D&P

P

D&P

A

A

P

P

A

A

P &D

P

A

A = Arque o P = P irolisis D = De sc a rga P a rc ia l


Relación de Transformación y Polaridad

El objetivo de la prueba de relación de transformación es la determinación de la relación entre el numero de vueltas del devanado primario y el secundario, es decir, nos determina si la tensión suministrada puede ser transformada por la tensión deseada.

El objetivo de la prueba de polaridad es determinar el desplazamiento angular expresado en grados entre el vector que representa la tensión de línea a neutro de una fase del primario y el vector que representa la tensión de línea a neutro en la fase correspondiente al secundario.

a = Relación de transformación

P

S

S

P

S

P

I

I

N

N

V

Va


Relación de Transformación

Principio de operación del TTR


Relación de TransformaciónEl T.T.R., es un instrumento práctico y preciso para analizar las condiciones de los transformadores en los siguientes casos:

Medición de transformación de equipos nuevos, reparados o rebobinados.Identificación y determinación de terminales, derivaciones (taps) y sus conexiones internas.Determinación y comprobación de polaridad, continuidad y falsos contactos.Pruebas de rutina y detección de fallas incipientes.Identificación de espiras en corto-circuito

Criterios de aceptación

%5.0%%5.0

100Re

%

dif

xcoValorTeori

alValorcoValorTeoridiferencia


Resistencia ohmica de los devanados

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

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


Resistencia ohmica de los devanados

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

RT1= Resistencia referida a la temperatura T1

RT2= Resistencia medida a la temperatura T2

T2 = Temperatura del devanado en el momento de la medición de la resistencia RT2, en °C.TA = Cte. de temperatura de resistencia cero. Cu=234.5, Al=225T1 = Temperatura de operación en °C, i es determinada por la ecuación; T1 = DT+20 °C, donde DT = elevación total de temperatura del transformador.

Rfase= monofásico: medición obtenida.Trifásico estrella: medición obtenida (fase-neutro).Trifásico delta: 2/3 de la resistencia obtenida.

2

121 TT

TTRR

A

ATT


Prueba de potencial aplicado

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

clase de aislamiento kV

Tensión de prueba kV

1.2 102.5 155 19

8.7 2615 3425 50

34.5 7046 9569 14092 182115 230138 275161 325196 395230 460315 630400 800430 860

Valores de prueba de acuerdo al nivel de aislamiento


Prueba de Potencial Inducido

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

Circuto trifasico de prueba de un transformador conectado en delta en AT, por lo que su aislamiento es uniforme.



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

18400

20360

30240

40180

60120

seg.Hz



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


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

Objetivo de la prueba de Impulso

N.B.A.I. (NOM-J 284)

Tensión nominal del sistema ( kV)

1.25.01525

34.54669115230400500

N.B.A.I. kV4575110150200250350550

1 0501 5501 675


% DE TRANSFORMADORES FALLADOS EN REDES DE CFE EN 1993

0.575%Defectos de fabricación

1.56%Reparaciones defectuosas

5.45%Vandalismo

6.56%Bajo nivel de aislamiento

10.92%Sobrecarga

12.23%Falla por hermeticidad

30.25%Corto-circuito

32.43%Tensión de impulso de rayo


Historia sobre la Prueba de Impuso1930: Surgen los primeros laboratorios que simulaban las tensiones de impulso por rayo1937: Se establecen en U.S.A. los N.B.A.I. (BIL), estandarizados por un subcomité de coordinación de aislamientos del AIEE1955: Se elaboró la guía de pruebas de impluso1980: Los fabricantes de U.S.A. ofrecen la prueba de impulso en transformadores de distribución como arma de ventas1993: En la norma IEEE (ANSI) std. C57.12.00 establece como una obligación para todos los transformadores de distribución, la prueba de impulso de rayo como prueba de rutina y calificándola como prueba de control de calidad.

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


Formas de onda de impulso

Las pruebas de impulso son hechas con formas de onda que simulan aquellas que se presentan en servicio durante la vida del transformador:

Frente de OndaOnda Completa

Reducida Plena

Onda Cortada


Frente de Onda

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

F re n te d e O n d a

T ie m p o (s e c )

Te

ns

ion

(V

)


Onda Completa

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

O nda C omple ta

Tiem po (sec )

Te

ns

ion

(V

)


Onda Cortada

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

O n d a C o r ta d a

T ie m p o (s e c )

Te

ns

ion

(V

)


Impacto de las formas de onda en el transformador

Frente de Onda. Por su muy alta amplitud produce altas tensiones de devanado a tierra. Esto combinado con su rápido cambio de tensión en el frente y el arqueo produce una alta tensión de vuelta a vuelta y de sección a sección cerca del final de la línea de devanado.

Onda Cortada. Debido a su gran amplitud, esta produce altas tensiones al final de la línea de devanado; debido al rápido cambio de tensión seguido del arqueo del gap de prueba, este produce altos esfuerzos entre vuelta y vuelta y de sección a sección.


Onda Completa. Debido a su relativa larga duración causa oscilaciones mayores a desarrollarse en el devanado y esfuerzos consecuentes no solo en el aislamiento de vuelta a vuelta y de sección a sección a través del devanado, sino también desarrolla relativa alta tensión a través de largas porciones del devanado y entre devanado y tierra.

F o rm a d e o n d a d e T e n s ió n

0

1 0

2 0

3 0

4 0

5 0

6 0

0

1.4

2.8

4.2

5.6 7

8.4

9.8

11.3

12.7

14.1

15.5

16.9

18.3

19.7

21.2

22.6 24

25.4

26.8

28.2

29.6 31

32.5

33.9

35.3

36.7

38.1

39.5

40.9

42.4

43.8

45.2

46.6 48

49.4

50.8

52.2

T ie m p o e n s

Ten

sió

n e

n K

V

5 0 %

T f

T h

1 .2

s ± 3 0 %5 0 s ± 2 0 %

1 0 0 %

A m p litu dT e n s ió n d e p ru e b a ± 3 %

Impacto de las formas de onda en el transformador


s s s 18 s 3600 s

Prueba de Tensión de Impulsopor Rayo (Frente de Onda)

Prueba de Tensión de Impulsopor Rayo (Onda Cortada)

Prueba de Tensión de Impulso por Rayo (Onda Completa)


Prueba de Potencial Inducido(larga duración)

Prueba de Tensión de Impulso por Maniobra

s

TENSION EN kV

TIEMPO

Tensión nominal deltransformador (25 años)

TENSIONES MAXIMAS EN LA VIDA DE UN TRANSFORMADORSIN AFECTAR SUS CARACTERISTICAS DE OPERACION

8.4 veces la tensión nominal


5 veces la tensión nominal




Niveles de tensión


Control de formade onda

Circuito demedición

R R

R

R

R

CC

C

L

SG L

H2

H3H1

X2

X1

X3

Detectorde corriente

Osciloscopio oMicroprocesador

Canal 1 Canal 2

X0

CONEXION ESTANDAR PARA TRANSFORMADORES DELTA - ESTRELLA


CONEXION ALTERNA PARA TRANSFORMADORES DELTA-ESTRELLA (FASE 1)


Circuito demedición

R R

RR

R

CC

C

L

SG LH2

H3H1

X2

X1

X3



Canal 1 Canal 2

X0

ANSI / IEEE C57.98



Circuito demediciónR R

RR

R

CC

C

L

SG L

H2

H3H1

X2

X1 X3



Canal 1 Canal 2

CONEXION PARA TRANSFORMADORES ESTRELLA - ESTRELLA


Otras pruebas importantes

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

Curso de Transformadores SM

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