ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO

Transcripción

1 1. ENSAYOS DE RUTINA. 1.1 Ensayos del conmutador. ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO El conmutador, una vez montado en el transformador se prueba ejecutando 20 (veinte) maniobras completas de conmutación sobre todo el campo de regulación, no debiéndose encontrar traza alguna de pérdida de aceite por el retén y/o junta. 1.2 Medición de resistencia. Se realiza sobre todos los arrollamientos y en todos los taps, deben calcularse los valores obtenidos a la temperatura de 75ºC, según Norma IRAM Para ello se cuenta con puentes de medición de resistencias tipo Kelvin, Wheatstone y Thompson clase 0,5. La fórmula de corrección de la resistencia por temperatura es: R s = R m 274,5 + T s 274,5 + T m 1.3 Medición de relación. La relación de transformación se mide en todos los taps y derivaciones. La misma se efectúa con relacionómetro clase 0,1 basado en el principio del divisor patrón. La frecuencia de ensayo es en todos los casos la nominal.- La verificación de polaridad y grupo de conexión se realiza puenteando una fase del arrollamiento primario con una fase del arrollamiento secundario, alimentando por el arrollamiento de alta tensión con tensión reducida, y verificando todas las relaciones de tensión, entre las distintas fases, correspondientes al grupo considerado, comparadas con las indicadas en la norma IRAM Ensayo de vacío. Se realiza para la determinación de las pérdidas de vacío y corriente de excitación, en un todo de acuerdo a la Norma IRAM El ensayo de vacío se realiza aplicando a los terminales de un arrollamiento, su tensión y frecuencia nominales, estando los demás arrollamientos a circuito abierto. Los arrollamientos previstos para funcionar en triángulo deben encontrarse en esa conexión durante el ensayo.- El circuito de medición se ejemplifica en la Figura 1, disponiéndose como se indica, los voltímetros y bobinas voltimétricas de los vatímetros conectados del lado de la carga, con respecto a los circuitos de corriente. 1.5 Ensayo de cortocircuito. Se realiza para la determinación de las pérdidas homónimas y la tensión de cortocircuito a corriente nominal. Los valores obtenidos se refieren a la temperatura de 75ºC, en un todo de acuerdo a la 80 de 99

2 norma IRAM El ensayo de cortocircuito se realiza poniendo en corto un arrollamiento y aplicando al otro la tensión necesaria para que por el mismo circule la corriente nominal. La conexión para la puesta en cortocircuito se realiza lo más corta posible y con una sección no menor a la de los terminales. El circuito de medición se ejemplifica en la Figura 2, disponiéndose como se indica, los voltímetros y bobinas voltimétricas de los vatímetros conectados del lado de la carga, con respecto a los circuitos de corriente. 1.6 Medición de resistencia de aislación. Se realiza con megóhmetro y a una tensión entre 2500 y 5000 V. Se determina la resistencia de aislación entre los arrollamientos de alta y baja tensión, entre alta y masa y entre baja y masa, no debiendo ser en ningún caso inferior a 800 M. 1.7 Ensayo dieléctrico Ensayo con tensión aplicada. La ejecución de este ensayo requiere una fuente de corriente alterna de frecuencia adecuada de por lo menos el 80% del valor nominal y prácticamente sinusoidal. Para la protección de los arrollamientos se dispone de un explosor a esferas en un todo de acuerdo a la norma IRAM Para la realización de este ensayo, se conectan entre sí los terminales y las eventuales tomas del arrollamiento en ensayo, conectando el conjunto al terminal vivo de la fuente de ensayo, conectándose el núcleo, la cuba y los demás arrollamientos entre sí, a tierra y al terminal de tierra de la fuente de ensayo Ensayo con tensión inducida. Para el ensayo con tensión inducida, de frecuencia industrial, se dispone de una fuente de corriente alterna polifásica y de frecuencia igual al doble de la de línea. La tensión que entrega es muy próxima a la senoidal pura y puede ser regulada entre el 25 y 100% del valor de ensayo. Para la medición de la frecuencia de la fuente se dispone de un frecuencímetro clase 0,5. El esquema circuital para la realización del ensayo se muestra en la Figura 3.Figura 3: Disposición circuital ensayo con tensión inducida. 81 de 99

3 2. ENSAYOS DE TIPO. 2.1 Ensayo de calentamiento. ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO El ensayo de calentamiento consiste en la verificación de las elevaciones de temperatura que alcanzan sobre la temperatura ambiente los arrollamientos de un transformador y el líquido aislante.- El ensayo se realiza utilizando la toma a la que corresponda la corriente que ocasiona las máximas pérdidas totales, siendo las demás condiciones las de régimen. El ensayo se realiza sobre el transformador del lote que presenta las mayores pérdidas y, en función de las pérdidas medidas, se determina para cada máquina si cumple el requisito de calentamiento. La Figura 2 muestra la disposición circuital para la realización de este ensayo. El método de carga empleado es el de cortocircuito. Para determinar el calentamiento del líquido aislante se pone en cortocircuito uno de los arrollamientos del transformador y se alimenta el otro arrollamiento con una tensión tal, que las pérdidas disipadas en los arrollamientos en ensayo sean iguales a la suma de las pérdidas de vacío y las debidas a la carga (con una tolerancia en más o en menos del 20%) referidas a 75ºC. Alcanzado el equilibrio térmico se determina el calentamiento del líquido aislante en su parte superior y su calentamiento medio en un todo de acuerdo a la Norma IRAM Determinado el calentamiento del líquido aislante, se reduce la tensión de alimentación a un valor que permita obtener las corrientes de régimen en los arrollamientos (con una tolerancia en más o en menos del 10%), hasta la estabilización de temperaturas. Se determina entonces la temperatura de los arrollamientos por el método de medición de resistencias y la temperatura media del líquido aislante en ese instante. El calentamiento de los arrollamientos sobre la temperatura ambiente se determina en un todo de acuerdo a la Norma IRAM Ensayos con tensiones de impulso. El objetivo es simular descargas atmosféricas sobre bornes del transformador y ver cómo se comporta éste ante estas condiciones. Normas a consultar: IRAM 2038 IRAM 2280 IRAM 2211 IRAM 2453 Se procede a verificar con el diseño los niveles de tensión, de acuerdo a éstos la norma IRAM declara valores para realizar los ensayos. El ensayo se realiza pierna por pierna efectuando 4 disparos sobre cada una (uno a tensión reducida y otros tres a tensión nominal BIL), luego de obtener los oscilogramas se procede a compararlos entre sí a través de un retroproyector, la diferencia de los mismos indicaría un cambio de geometría en los devanados, o, si en el espectro aparece una brusca caída de tensión producida por una rotura de la aislación de la bobina a tierra. Los bornes no ensayados de la misma tensión se referencian a tierra a través de un shunt, por el cual tomo una señal para ver la onda de corriente. A través de un divisor capacitivo ubicado entre el espécimen a ensayar y el generador de tensión de impulso se toma una señal que se traducirá en la señal de respuesta 82 de 99

4 de tensión. El ensayo será satisfactorio cuando las formas de onda (1,2/50 <frente/cola>) sean idénticas en los cuatro disparos. Cabe destacar que debido a las grandes tensiones que se manejan (hasta 1000kV) se procede a calibrar a través de un espincterómetro 2.3 Ensayo de nivel de ruido. acústicas reflectoras (con excepción del piso y del techo). Para la realización de este ensayo se alimenta al transformador con tensión y frecuencias nominales en vacío, ubicándose el transformador en un lugar donde no existen superficies 2.4 Ensayo de hermeticidad. Con el aceite del transformador a 90ºC, se somete al transformador a una sobrepresión de 0.50 kgf/cm 2 durante 3 hs. verificándose a simple vista que no existan deformaciones permanentes y/o pérdidas de aceite. 2.5 Ensayo a baja presión. Estando el transformador sin aceite, se lo somete a una presión interna de 0,7 kgf/cm 2 (depresión de 0,3 kgf/cm 2 ) durante 15 min., verificándose a simple vista que no existan deformaciones permanentes. 2.6 Ensayo del aceite aislante Diagnóstico a partir de la interpretación de gases disueltos Introducción. La detección de ciertos gases generados y disueltos en el aceite de un transformador es la primera evidencia disponible sobre un problema incipiente que puede conducir en el futuro a una eventual falla y salida de servicio del transformador de no tomarse ciertas acciones correctivas. Arcos internos, falsos contactos, corona en aceite, descargas de baja energía, sobrecargas severas, fallas en los equipos de refrigeración forzada y sobrecalentamiento del sistema de aislación son algunos de los mecanismos que pueden originar estos gases. Estas condiciones pueden ocurrir individual o simultáneamente, produciendo en todos los casos la formación de algunos gases no combustibles y combustibles. El Relé Buchholz es una de las formas de alarma de la presencia de gases en un transformador, pero su capacidad de detección es poco sensible y no permite anticipar fallas de baja energía. Una operación normal también produce la formación de ciertos gases. Es posible que un transformador opere dentro de su período de vida útil con cantidades importantes de ciertos gases, aún siendo estos combustibles. De hecho la operación de un transformador con grandes cantidades de gases presentes en el aceite no es normal pero ocurre, generalmente después de cierto grado de investigación y evaluación de los posibles riesgos. 83 de 99

5 Es decir, evaluados todos los riesgos, se deja el transformador en servicio planificando una salida programada para la corrección de las anormalidades existentes y que son la causa generadora de gases. En un transformador en operación, los gases generados se encuentran disueltos en el aceite, o como burbujas en las trampas de aire que pueda presentar un mal diseño de la cuba y principalmente la tapa del mismo, o en los sistemas de colección de gases que posea. La detección de una condición anormal de funcionamiento depende, además de la evaluación de la cantidad de gases combustibles disueltos presente, de la velocidad de crecimiento en el tiempo de los mismos. Es posible determinar con cierto grado de certeza qué tipo de condición anormal es la generadora de estos gases a través de diversas técnicas desarrolladas a partir del conocimiento de la composición de gases disueltos presentes en el aceite. De todos modos conviene aclarar que el análisis de estos gases y la interpretación de su significado aún no es una ciencia exacta ya que la presencia de los mismos, aún como dijimos en un funcionamiento normal, son dependientes de variables propias del equipo bajo control (transformador) tales como ubicación y temperatura de la falla, solubilidad y grado de saturación de los gases en el aceite, el tipo de sistema de preservación de aceite, el tipo de conmutador bajo carga, el tipo y velocidad de circulación del aceite como refrigerante, la clase de materiales en contacto con la falla y finalmente variables asociadas con la toma de muestras y procedimientos de medición de los gases. Además debido a la variabilidad de límites de porcentajes de gases aceptados por los distintos Fabricantes y Usuarios de transformadores como normales, no ha sido posible hasta el presente normalizar esta condición límite. En lo que sigue se describirán algunos métodos de análisis con el objeto de proveer una guía de análisis al operador, quién junto a su propia experiencia podrá inclinarse por uno u otro método, usar unos como complemento de otros y en todos los casos proveerse de cierta información importante relacionada al estado actual del transformador, nunca perdiendo de vista que las conclusiones a las que arribe no serán matemáticas, sino resultado de una recolección de resultados prácticos apoyados por hechos teóricos ciertos Teoría General. Las dos causas principales en la formación de gases dentro de un transformador en operación son las alteraciones térmicas y eléctricas. Las pérdidas Joule en los bobinados y conductores debidos a la carga producen gases debido a la descomposición térmica del aceite y de la aislación sólida. También, como dijimos anteriormente, se producen gases por la descomposición térmica del aceite y la aislación cuando se producen arcos de alta energía y generalmente por bombardeo iónico (descargas de muy baja energía y sin calor asociado) debido a descargas parciales o corona en el aceite. Otras fuentes generadoras de gases son los falsos contactos, mala puesta a tierra del núcleo, tensores pasantes en el núcleo mal aislados, etc Toma de muestras. Para asegurar que las muestras sean representativas del aceite que se quiere analizar, la realización del muestreo deberá seguir una estricta rutina. En caso contrario, los resultados del análisis pueden conducir a conclusiones falsas sobre el estado del mismo.- Una muestra para la realización de un ensayo cromatográfico consiste simplemente en una jeringa de 50 cm 3. Siempre es recomendable tomar al menos dos muestras. La jeringa deberá ser de vidrio con vástago esmerilado y tapón cónico también de vidrio esmerilado. Para la toma de muestras deberán observarse los siguientes puntos: 84 de 99

6 Las jeringas y tapones deberán estar limpios, libres de suciedad y esterilizados. En el caso de que se usen jeringas con las que ya se han extraído otras muestras será necesario enjuagarlas con nafta sin contenido de plomo, dejarlas 1 hora para que se volatilicen los restos del solvente en un lugar limpio y con ambiente controlado y luego someterlas a un proceso de esterilizado en autoclave a 100ºC durante 1 hora. Se retirarán y se dejarán enfriar por espacio de 10 minutos también en un ambiente controlado, se le colocará el vástago y el tapón y se guardarán en un lugar oscuro o caja adecuada.- La muestra deberá tomarse en lo posible sobre un aceite vivo, es decir que esté en circulación para que la muestra sea representativa del todo. Esto es solo posible si el transformador está en servicio.- Utilizar para la extracción la válvula toma de muestras. Sacar el tapón (si lo tuviera), limpiar perfectamente los restos que pueden quedar en la rosca de la válvula debido a los elementos de sellado que pudo haber utilizado el fabricante. Abrir la válvula parcialmente y drenar una cantidad equivalente a unos dos litros (dentro de un recipiente contenedor) y luego enjuagar la jeringa, vástago y tapón con el aceite del transformador al menos unas dos veces. Cerrar la válvula y colocar un tubo de goma con manguera para la toma de muestra, de diámetro acorde al pico de la jeringa. Volver a abrir la válvula parcialmente y dejar drenar nuevamente un litro de aceite. Sin cerrar la válvula, insertar el pico de la jeringa en el extremo libre de la manguera y dejar que ésta se llene por gravedad (NO accionar el vástago). Llenar 60 cm 3 aproximadamente y retirar la jeringa (NO cerrar la válvula si se va a tomar otra muestra). Colocar la jeringa en posición vertical con el pico hacia arriba y drenar los 10 cm 3 excedentes. Colocar inmediatamente el tapón esmerilado asegurándose que quede perfectamente sellada la jeringa, rotular la muestra y guardarla en lugar oscuro o en caja apropiada (el aceite mineral es muy sensible a la luz ultravioleta y la exposición a la luz puede deteriorarlo). Bajo ninguna causa debe quedar aire atrapado en la muestra. En el transporte a laboratorio, cualquier cambio de temperatura que afecte la muestra y que produce una dilatación de la misma será acompañado por movimientos del émbolo de la jeringa, por lo tanto este no debe ser bloqueado.- Un procedimiento más sofisticado con equipos especiales de muestreo pueden encontrarse en las normas IEC Gases originados por fallas. Los casos típicos y más frecuentes son los siguientes: Descomposición térmica del aceite. Los subproductos de descomposición térmica del aceite involucran al etileno (C 2 H 4 ) como gas principal acompañado por metano (CH 4 ) y etano (C 2 H 6 ) en menor proporción e hidrógeno (H 2 ) en muy pequeñas cantidades. Trazas de acetileno pueden también encontrarse si la falla es severa o involucra contactos eléctricos. Una relación de proporciones en que aparecen los gases es la siguiente: Descomposición térmica de la celulosa. Grandes cantidades de monóxido de carbono (CO) son el resultado de una descomposición térmica de la celulosa. Si la falla involucra estructuras aislantes impregnadas, pueden Gas Proporción (%) Gas Proporción (%) CO 2 0 C 2 H 6 19 CO 0 C 2 H 4 63 H 2 2 C 2 H 2 0 CH de 99

7 aparecer pequeñas trazas de hidrocarburos tales como metano (CH 4 ) y etileno (C 2 H 4 ). Una relación de proporciones en que aparecen los gases es la del cuadro siguiente: Corona en aceite. Las descargas de baja energía como las descargas parciales o corona en aceite producen principalmente hidrógeno (H 2 ) como gas principal y metano (CH 4 ) con pequeñas cantidades de etano (C 2 H 6 ) y etileno (C 2 H 4 ). Una relación de proporciones en que aparecen los gases es la siguiente: Gas Proporción (%) CO 2 0 CO 0 H 2 85 Cantidades comparables de monóxido y dióxido de carbono (CO ; CO 2 ) pueden aparecer si la falla involucra también aislación sólida. Arcos en aceite. CH 4 C 2 H 6 C 2 H Grandes cantidades de hidrógeno (H 2 ) y acetileno (C 2 H 2 ) son producidos en este tipo de descargas. Pequeñas cantidades de metano (CH 4 ), etano (C 2 H 6 ) y etileno (C 2 H 4 ) acompañan a los gases principales. Una relación de C 2 H 2 0 proporciones en que aparecen los gases es la del cuadro siguiente: Gas Proporción (%) Cantidades comparables de monóxido y dióxido de carbono (CO CO 2 ) pueden aparecer si la falla involucra también aislación sólida Criterios de Evaluación Diagnóstico de Fallas. Como dijimos anteriormente, en los transformadores en buen estado, también tienen lugar los procesos de envejecimiento, por lo que se considera normal que existan gases disueltos en el aceite aislante. Si bien este envejecimiento depende de las condiciones de operación y de la antigüedad del transformador, se consideran en buen estado aquellos equipos con tensión nominal 150kV y que CO H 2 CH 4 C 2 H 6 C 2 H 4 C 2 H luego de 2 a 4 años no han sobrepasado los límites de concentración de gases que se indican en la tabla siguiente: Gas Ppm Cuando estos valores son superados, el diagnóstico de la falla puede hacerse siguiendo alguno de los métodos que se mencionan a continuación y que son la experiencia acumulada por distintos centros de investigación. En la tabla siguiente se da un método de diagnóstico con criterio cualitativo. Según este método la presencia de un determinado grupo de gases disueltos en el aceite permite identificar el tipo de falla existente. Si bien no se tienen en cuenta las concentraciones relativas de cada gas, se supone que para hacer un diagnóstico válido, las concentraciones superan los límites de la tabla precedente. Gas Proporción (%) CO 2 8 CO 92 H 2 0 CH 4 0 C 2 H 6 0 C 2 H 4 0 C 2 H 2 0 CO 2 0 CO CO 500 H CH C 2 H C 2 H C 2 H 2 15 H 2 CH 4 C 2 H 6 C 2 H 4 C 2 H 2 CO CO 2 DIAGNOSTICO X X X Arcos de duración limitada a través del aceite X X X X X Arcos de duración limitada a través del papel impregnado X X X X X Fuertes descargas parciales en el aceite 86 de 99

8 X X X X X X X Fuertes descargas parciales en el papel X X X X Punto Caliente 500ºC si predomina CH 4 y 500ºC si predomina C 2H 4. X X X X X X Sobrecalentamiento superior a 130ºC con descomposición de celulosa X X X Envejecimiento normal X X Descargas parciales débiles en el aceite. X X X X X Descargas parciales débiles a través del papel. El problema de este sistema radica en la dificultad de comparar resultados de análisis realizados a diversos tiempos sobre un mismo equipo y al hecho de que siempre puede existir más de un tipo de falla.- El uso en forma cuantitativa elimina en parte estas limitaciones. Generalmente se usan relaciones entre las concentraciones de dos o más gases presentes. La proporción de cada gas depende del tipo de falla. En la tabla siguiente se ilustra uno de estos métodos utilizados en el Reino Unido. En este análisis, si la relación de gases indicadas es mayor o igual a 1 se indica con 1, y si es menor con 0. El método no es siempre decisivo, ya que si bien los cocientes mayores o menores que la unidad se toman como comportamiento normal o anormal, existe un entorno cercano a la unidad donde la decisión sobre el tipo de comportamiento solo puede hacerse estudiando la variación del cociente con respecto a análisis anteriores. Para evitar indefiniciones, lo que se hace es repetir el análisis sobre una muestra a intervalos regulares hasta obtener alguna conclusión. El lapso entre muestras varía según la gravedad que se presume tiene la falla o la importancia del transformador, pudiendo variar entre 1 día a meses. CH 4 C 2 H 2 C 2 H 4 C 2 H 2 DIAGNÓSTICO H 2 CH 4 C 2 H 6 C 2 H Si la 1ª. Columna da 0,1 se presume descargas parciales. Si es mayor, el deterioro es normal Sobrecalentamiento localizado de hasta 150ºC Sobrecalentamiento localizado entre 150 y 200ºC Sobrecalentamiento localizado entre 200 y 300ºC Sobrecalentamiento generalizado Corrientes de Foucault y/o sobrecalentamiento en conexiones Descargas internas no persistentes. Descargas parciales Descargas en cambiador de tomas Arcos o descargas persistentes Simultáneamente pueden operar dos o más tipos de fallas. Por ejemplo, una relación 1011 = indicaría descargas continuas y sobrecalentamiento. Finalmente, similar al caso anterior es el análisis a través de los cocientes de Rogers que se muestra en la tabla siguiente: CH 4 C 2 H 4 C 2 H 2 DIAGNÓSTICO H 2 C 2 H 6 C 2 H 4 0,1 1,0 1,0 0,1 Funcionamiento normal. 0,1 1,0 1,0 0,1 Arcos de baja energía. Descargas Parciales. 0,1 3,0 0,1 3,0 Arcos y descargas de gran energía. 0,1 1,0 1,0 3,0 0,1 Sobrecalentamiento térmico de hasta 150ºC. 1,0 1,0 3,0 0,1 Sobrecalentamiento térmico de hasta 700ºC. 1,0 3,0 0,1 Sobrecalentamiento térmico mayor a 700ºC. Los criterios generales de utilización de estas relaciones son las siguientes: 87 de 99

9 No es posible utilizar un solo cociente para hacer un diagnóstico a menos que la concentración de uno o más de los componentes sea el doble del valor límite normal. En los cocientes característicos no se incluyen las concentraciones de CO y CO 2 porque se considera que en el caso de fallas incipientes no es posible asegurar que se halle comprometida las aislación sólida.- A los efectos de realizar un diagnóstico de fallas, como dijimos anteriormente no solo deben tenerse en cuenta los valores de concentración de los distintos gases, sino también las características de los equipos. Muchos transformadores de cierta antigüedad están provistos de conmutadores de tomas bajo carga, cuya cámara de contactos no está perfectamente aislada de la cuba, por lo que cierta cantidad de gases generados por las conmutaciones se pueden difundir en el aceite del transformador. En estos casos, la presencia de acetileno disuelto en el aceite no significa necesariamente la existencia de falla eléctrica en el transformador.- Resulta aconsejable que todos los transformadores nuevos sean controlados en fábrica antes y después de los ensayos eléctricos. Finalmente, la frecuencia de este tipo de ensayos varía según las distintas empresas. Resulta aconsejable realizar un ensayo inmediatamente después de recibir el transformador, un ensayo antes de su puesta en servicio si ha pasado mucho tiempo desde su recepción en depósitos, a los 15, 30, 90 y 180 días de su puesta en marcha y luego anualmente. Si en alguno de los ensayos llegan a aparecer anomalías, según la gravedad que éstas revistan, los ensayos deberán realizarse con mayor frecuencia, como mencionamos anteriormente, diarias, semanales o mensuales hasta llegar a un diagnóstico preciso RELÉ BUCHHOLZ Resumiendo, las irregularidades en el funcionamiento de los transformadores dan origen a calentamientos locales en los arrollamientos y en consecuencia a la producción de gases de aceite, cuya cantidad y rapidez en su desarrollo crecen sensiblemente a medida que se extiende la avería. En el efecto de la producción de estos gases está fundamentado el Relé Buchholz, que ha resultado de excelente aplicación en las explotaciones eléctricas por su sencillez y seguridad de funcionamiento. Los accidentes producidos en los transformadores dan lugar siempre a la producción de gases o vapores. Se indica a continuación diferentes casos que suelen presentarse en la práctica de aquellos. a) En casos de ruptura de una conexión se produce un arco que se alarga rápidamente por la fusión de los conductores y que, ensebándose seguidamente con otra parte del bobinado dará lugar a un cortocircuito con todas las consecuencias perjudiciales. Este arco volatiliza el aceite, y defectos de este género se señalan por los humos de aceite que se escapan de la cuba.- b) Cuando existe una falta de aislamiento con la masa, se produce un arco entre este punto del bobinado y la cuba u otra parte del cuerpo del transformador, el cual volatiliza el aceite y fluye 88 de 99

10 a este lugar del bobinaje, provocando serias quemaduras. Ésta perforación a la masa es a menudo causada por las sobre tensiones.- c) En caso de cortocircuito o sobrecarga brusca, se producirá un aumento fuerte de temperatura y principalmente en las capas interiores del arrollamiento. El aceite contenido en las bobinas se volatiliza y descompone rápidamente; los gases resultantes son lanzados bruscamente como por una explosión al interior de los arrollamientos en forma de pequeñas burbujas.- d) A causa de la modificación de las propiedades químicas del aceite que reducen su rigidez electroestática, es posible que ciertas partes del arrollamiento estén sometidas a sobre tensiones muy elevadas, y ello da origen a descargas cuya repetición puede dañar seriamente al transformador. Estas descargas descomponen al aceite y provocan la formación de gas. También los efluvios que se forman producen un resultado análogo.- e) Si las juntas entre los núcleos y las culatas no están bien establecidas, o si el aislamiento de los bulones que comprimen los paquetes de planchas es defectuoso, pueden producirse corrientes de Foucault intensas. Este accidente provoca igualmente un aumento local de temperatura, vaporizando el aceite con producción de gases. Se ve que en todos los casos señalados hay formación de gases, y estos son utilizados para accionar el relé Buchholz, que debe intercalarse en el tubo que une la cuba del transformador al conservador de aceite. La siguiente Figura muestra un Relé Buchholz. La caja a, que está normalmente llena de aceite, contiene a los flotadores B 1 y B 2 móviles alrededor de sus ejes. Cuando por causa de un defecto poco importante se producen pequeñas burbujas de gas, éstas se elevan en la cuba hacia el tanque conservador de aceite y son captadas por el aparato y almacenadas en la caja, cuyo nivel de aceite baja progresivamente. El flotador superior B 1 se inclina y cuando la cantidad de gas es suficiente cierra los contactos que alimentan los circuitos de alarma asociados a B 1. Si continúa el desprendimiento de gas, el nivel del aceite en la caja baja más, de forma que los gases pueden alcanzar el conservador de aceite. Una mirilla que contiene la caja permite observar la cantidad y el color de los gases captados. De la primera se obtiene la indicación de la importancia del defecto. Del color de los gases se deduce el lugar de la producción del defecto, así: los gases blancos provienen de la destrucción del papel, los gases amarillos se producen por el deterioro de las piezas de madera, y los humos negros o grises son provocados por la descomposición del aceite. El flotador inferior B 2 conserva su posición de reposo si el desprendimiento de gas es lento. Si el defecto se acentúa, el desprendimiento se hace violento y se producen gruesas burbujas, de modo que el aceite es enviado bruscamente por choque a través del tubo y hacia el conservador de aceite. Esta corriente rodea el flotador B 2, arrastrándolo, y ello provoca el cierre de sus contactos que accionan el mecanismo de desconexión de los interruptores de AT y BT poniendo al transformador fuera de servicio. 89 de 99

11 h i a B1 B2 El mismo resultado se obtiene en caso de sobrecarga peligrosa para el transformador. Las numerosas pequeñas burbujas expulsadas de todo el bobinaje a causa del calentamiento de los bobinados, actúan como si se tratara de gruesas burbujas a modo de choque, que lanza bruscamente el aceite y arrastra el flotador B 2. Esta acción es tan rápida que la desconexión se produce antes de que el transformador pueda ser averiado por la sobrecarga. Hay que observar que la aparición de las pequeñas burbujas gaseosas no se manifiesta más que cuando la temperatura de los bobinados se eleva de tal modo que el aceite se volatiliza en su interior; dicha temperatura no puede ser inferior a 150 C, a la cual la volatilización se produce. Ahora bien, ésta temperatura puede ser soportada pasajeramente por los bobinados sin inconveniente alguno, y a partir de ella el Relé Buchholz pondrá el transformador fuera de servicio. Los contactos son así mismo accionados cuando el nivel del aceite desciende por debajo de un límite determinado, bien por defecto de control o por causa de una fisura en la cuba. El aire que se encontrase en el transformador será igualmente captado por el Relé y la señal de alarma funcionará. Sobre la tapa del instrumento van fijados los bornes de contactos que cuando se trata de instalaciones a la intemperie se protegen por medio de apropiada cubierta. Un grifo h permite la salida de los gases acumulados en la caja, a los cuales se inflama para apreciar si se trata 90 de 99

12 de gases de aceite o de aire que hubiese penetrado en el transformador. Otro grifo de ensayo i permite comprobar, haciendo funcionar el aparato por medio de una bomba auxiliar, que los contactos, flotadores, conexiones, etc., se hallan en buen estado. Este ensayo debe realizarse terminado su montaje o durante el servicio después de cada vez que haya funcionado el dispositivo. 2.7 Rigidez Dieléctrica del aceite. La rigidez dieléctrica es una medida importante de los esfuerzos eléctricos que un aceite aislante puede soportar sin fallar. El valor de la tensión de ruptura depende del contenido de agua y partículas que pueda contener el aceite. Es especialmente importante controlarla siempre antes de poner un transformador en servicio. Además, luego de la puesta en servicio se deberá controlar al menos 1 vez por año. Usualmente se mide aplicando tensión creciente, con velocidad de crecimiento controlada, entre un par de electrodos sumergidos en la muestra. Existen varias normas para realizar este ensayo, las cuales contemplan distintas formas de electrodos y separación de los mismos, velocidad de crecimiento de la tensión aplicada, cantidad de pruebas a efectuar sobre cada muestra, uso o no de agitadores para remoción del carbón después de cada descarga entre electrodos y criterios de aceptación. En Argentina usamos generalmente la Norma IRAM 2341 (Similar a la IEC 156), la cual prescribe electrodos semiesféricos con una separación de 2,5 mm y velocidad de crecimiento de la tensión de 2 kv/s, contemplando además el uso de un agitador luego de cada disparo y que permite remover el carbón que pudo haber quedado entre los electrodos. Para proceder al ensayo se coloca la muestra en el recipiente contenedor del Equipo de Rigidez Dieléctrica y se lo deja reposar 10 minutos. Si el equipo no es automático, se efectuarán 6 determinaciones con medición del valor de tensión para el cual se produce el arco entre electrodos. Entre medición y medición es necesario dejar transcurrir 2 minutos y proceder durante éste a la remoción del aceite ubicado entre los electrodos con el agitador del equipo de medición. El valor de rigidez dieléctrica de la muestra se toma como el promedio de las últimas 5 determinaciones (se descarta la primera). Características del aceite mineral para transformadores: Densidad a 20 C 0,9 Viscosidad a 50 C 2,5 Engler Calor específico por unidad de volumen 0,45 Constante dieléctrica a 20 C y 50 Hz 2,2 Coeficiente de dilatación para un t = 100 C 7% Inconvenientes: -Es inflamable. -Presenta tendencia a la oxidación, lo cual reduce sus cualidades dieléctricas ya que provoca aumento de acidez y viscosidad con formación de lodo. -Requiere tratamientos frecuentes. -Reacciona con el Hierro y el Cobre, los cuales actúan como catalizadores produciendo depósitos de barro. -El coeficiente de dilatación es elevado, por lo cual necesita de un tanque de expansión. Algunos datos: Potencia en kva de 99

13 Capacidad de aceite en lts. 88,2 137,7 157,5 186, ,7 Ejemplo: para un trafo. de 200 kva se debe proyectar un tanque de expansión para un volumen mínimo de 18,27 lts. 100 Tratamiento del aceite -Siendo su rigidez dieléctrica normal en servicio de 10 kv/mm -Se debe proceder al secado cuando esta baja a 7 kv/mm, que corresponde a un contenido de humedad del 0,02%.- -El mejor equipo para el tratamiento del aceite (limpieza y secado) es aquel compuesto por: una bomba que toma el aceite de la parte inferior del transformador y lo introduce en un recipiente al que se le practica el vacío. Se baja la presión a valores tales que produce la evaporación del agua a 55 C aproximadamente. En esas condiciones el aceite sale seco, luego se lo hace pasar por filtros de papel para su limpieza y se lo ingresa al transformador por su parte superior.- -El mejor equipo es aquel que no produce espuma, ya que ésta, por su contenido de aire, disminuye la rigidez dieléctrica y obligaría a hacer reposar al trafo. por lo menos durante 24 hs. para que se eliminen las burbujas y se pueda, luego, poner en servicio.- -Los equipos que no producen espuma, en cambio, pueden tratar los trafos aún en servicio Las características para los aceites nuevos sin uso, en nuestro país están determinados por la Norma IRAM 2026, fijando para todos los tipos de aceite, inhibidos y no inhibidos, un valor mínimo de 10 kv/mm. Los valores recomendados para transformadores nuevos y en servicio son los siguientes: Tensión máxima de servicio Hasta 36 kv De 36 a 170 kv Método de Ensayo TRANSFORMADOR NUEVO TRANSFORMADOR EN SERVICIO IEC 156 IRAM 2341 ASTM D1816 ASTM D877 IEC 156 IRAM 2341 ASTM D1816 ASTM D Ensayo de hermeticidad. Con el aceite del transformador a temperatura ambiente, se somete al transformador a una sobrepresión de 0,50 kgf/cm 2 durante 3 hs, verificándose a simple vista que no existan deformaciones permanentes y/o pérdidas de aceite.- 3. ENSAYOS ESPECIALES 3.1 Medición de tangente delta. El objetivo del ensayo es: Evaluar la condición y calidad del 92 de 99

14 sistema aislante en transformadores de potencia mediante la medición de tg expresada en %. Medición de las capacidades parciales y totales que forman un sistema trifásico. Obtención de las potencias de pérdidas. ESQUEMA DE ENSAYO INTERPRETACIÓN DE LOS RESULTADOS a) Incrementos en el factor de potencia pueden deberse a: Contaminación del sistema de aislamiento. Deterioro Químico. Daños por sobrecalentamiento. Presencia de humedad. 3.2 Medición de descargas parciales. En el interior de todos los sistemas de aislamiento existen imperfecciones denominadas "vacíos". Las causas pueden ser numerosas, pero al final estos vacíos actúan como elementos iniciadores que influyen en la aparición y posterior evolución de la descarga parcial (DP). La DP es el movimiento localizado de la carga que daña el aislamiento circundante. Con el tiempo, este daño acumulado puede causar fallas. Consecuencias: Las descargas parciales acortan el tiempo de vida de los sistemas de aislación y causan una serie de interferencias con las medidas, control y comunicaciones eléctricas. Por lo tanto las descargas parciales pueden llegar a ser la causa de serias pérdidas económicas al producir reparaciones y cambios prematuros en los equipos eléctricos, pérdidas de eficiencia y seguridad en la operación de los sistemas de comunicación y por último la interrupción del servicio de suministro de energía. 93 de 99

15 Naturaleza del fenómeno: ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO Cuando el material aislante es sometido a una diferencia de potencial y debido a la presencia de un campo eléctrico el cual tiende a concentrarse en la cavidad, se produce la ionización del gas presente en éstas, dando origen a una descarga eléctrica. Métodos de detección de las descargas parciales: MÉTODOS ELÉCTRICOS. MÉTODOS QUÍMICOS. MÉTODOS ACÚSTICOS. Sensor acústico: Espectro electro - acústico Esquema de ensayo: 94 de 99

16 3.3 Verificación del comportamiento del transformador ante cortocircuitos externos en bornes. En aquellos casos que el comprador lo requiera, el mismo se deriva a los laboratorios oficiales de las Universidades Nacionales de La Plata (Laboratorio de Alta Tensión de La Plata) y/o Río Cuarto. La potencia disponible en estos laboratorios permite ensayos de cortocircuito en transformadores de hasta 1000 kva con tensiones primarias de V y secundarias de V. El ensayo se realiza en un todo de acuerdo a la Norma IRAM NORMAS DE ENSAYOS. Los ensayos de recepción descriptos en los puntos 1 a 3 se basan en las Normas Argentinas de transformadores (IRAM 2250 y Complementarias). Cabe recalcar que las normas IRAM 2250 y Complementarias son básicamente una traducción de las normas IEC 60076, cumpliendo en consecuencia los ensayos descriptos anteriormente con dichas normas. 4. NORMAS DE ENSAYOS. Los ensayos de recepción descriptos en los puntos 1 a 3 se basan en las Normas Argentinas de transformadores (IRAM 2250 y Complementarias). Cabe recalcar que las normas IRAM 2250 y Complementarias son básicamente una traducción de las normas IEC 60076, cumpliendo en consecuencia los ensayos descriptos anteriormente con dichas normas. ANEXO: Protecciones del transformador PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR El transformador se encuentra entre las máquinas eléctricas más importantes de todas las existentes en los sistemas eléctricos de potencia. Las fronteras de generación, transporte y distribución no podrían delimitarse sin la existencia de estas máquinas. Su protección resulta fundamental, no sólo para su supervivencia, sino para la de todo el sistema eléctrico. En transformadores dotados de protecciones como Relé Buchholz, Termómetro cuadrante, Imagen térmica, protección de cuba, Nivel magnético, Relé de flujo, que son los más comunes, debe realizarse una calibración y contraste periódico evitando así salidas de servicio por falso registro o la no detección de fallas por obstrucción de mecanismos, cañerías, envejecimiento de juntas o contactos superficialmente oxidados, chisporroteados o flojos. Realizar mantenimiento adecuado de cada uno de los elementos de protección y luego simular disparo o alarma según corresponda para verificar su selectividad adecuada a los requerimientos o modificarla a nuevos valores de los parámetros de funcionamiento. INTRODUCCIÓN 95 de 99

17 Un transformador quemado puede ser el resultado de uno o varios fallos en su origen, que pueden ir desde una sobrecarga eléctrica o térmica mantenida hasta un defecto en el sistema de refrigeración, o un fallo constructivo que hubiese afectado a los devanados en su origen. El objetivo de esta clasificación no es otro que establecer las causas particulares que pueden motivar una avería en la máquina. PROTECCIÓN CON RELÉ DE SOBRECORRIENTE La protección con relé de sobre corriente se emplea en transformadores de mayor importancia. Si la carga en el transformador es diversificada, con motores no muy grandes cuyas corrientes de arranque pudieran ser parámetros limitantes, se considera la corriente del relé 1.5 veces la corriente nominal del transformador, esto es, muchas veces suficientes para permitir que los relés admitan los desbalances de la corriente de carga. INDICADOR DE NIVEL DE ACEITE Los indicadores de Nivel de Aceite son dispositivos de medida con o sin contactos. Suelen fijarse al tanque de expansión de transformadores de distribución y potencia para medir el nivel de aceite. Fuga de aceite desde el tanque de expansión es prevenida por medio de un diseño que separa el flotador del elemento indicador. No hay necesidad de reajustes ni re-calibraciones durante la vida del aparato. DISPOSITIVO DE IMAGEN TÉRMICA La medida de la temperatura de los arrollamientos puede hacerse por medio del termómetro de mercurio, pero para ello es preciso que no se hallen bajo tensión. Sin embargo, en los transformadores es de suma importancia la medida de la temperatura del cobre, puesto que de ella depende la vida más o menos larga de aquellos. Con este objeto se emplean elementos de resistencia que pueden ser montados en los arrollamientos, durante la construcción, y que permiten la medida de la temperatura del cobre. Esta medida se basa en la variación de resistencia de un elemento inserto en un puente de Wheatstone, en el cual va colocado el instrumento indicado. 96 de 99

18 El elemento se conecta al puente por medio de un transformador de tensión, con lo cual el aparato no recibe el voltaje de servicio. Este método presenta grandes ventajas porque permite alejar a voluntad el puesto de observación del punto de medida y efectuar la determinación de varias resistencias con el mismo aparato. Presenta por el contrario, el inconveniente de que el montaje de los elementos en los arrollamientos es difícil, sobre todo a causa de las conexiones que deben atravesar el aislamiento de dichos arrollamientos. El debilitamiento inevitable de este aislamiento impide utilizar tal método para las tensiones superiores a 100 kv. Por esta causa es empleado, en los transformadores de regular capacidad, el dispositivo llamado, de imagen térmica, que es en suma un elemento de resistencia con cuerpo de caldeo. Partiendo del hecho de que la temperatura del cobre depende de la que tiene el aceite y de la cantidad de calor producido por las pérdidas, es posible reproducir en imagen las mismas condiciones de temperatura que en el transformador. La constante de tiempo debe ser la misma que la del transformador, y las constantes de enfriamiento en relación con la masa. El dispositivo de imagen térmica está constituido en la forma siguiente: un termómetro de resistencia propiamente dicho, se encuentra en la parte del aparato que se haya sumergido en el aceite del transformador y en el interior de un tubo perforado de material aislante. Éste tubo sirve de soporte a la resistencia de caldeo, que es atravesada por una parte de la corriente secundaria de un transformador de intensidad, situado en el circuito de alimentación del transformador de potencia protegido. La resistencia de caldeo está alojada en un recipiente metálico provisto de nervios interior y exteriormente que, estanco y lleno también de aceite, va sumergido en el aceite del transformador de potencia. Las partes del aparato que se encuentran debajo de la tapa de aquel y rodeadas de aceite, se protegen con una envolvente cilíndrica de plancha perforada. En la parte superior del aparato, encima de la tapa del transformador, se coloca una resistencia ajustable, conectada en paralelo con la resistencia de caldeo. Los conductores de las resistencias y del termómetro de resistencia se conectan en una placa de bornes. Una cofia metálica protege esta parte del aparato contra las gotas de agua y al mismo tiempo permite su aireación para refrigerarlo. El recipiente metálico puede ser construido con un número de nervios diferente, lo cual permite adaptar la constante de tiempo del termómetro de resistencia a la del bobinado del transformador. Si no pasara corriente por la resistencia de caldeo, el aceite del recipiente tendría la misma temperatura que el del transformador de potencia; pero esta resistencia se alimenta por un transformador de corriente, y es por lo tanto, recorrida por una intensidad proporcional a la que da el transformador de potencia, resultando de ello un calentamiento del aceite del recipiente que corresponde a la diferencia entre la temperatura el arrollamiento y la del aceite de la cuba. El instrumento indicador es de cuadro móvil con escala dividida en C. Si las dos constantes de tiempo están bien coordinadas, el instrumento indica de una manera bastante precisa las variaciones de temperatura en el arrollamiento del transformador. El instrumento indicador se construye en general para que accione, por contactos de máxima, una señal de alarma o provoque la desconexión del interruptor tan pronto como la temperatura sobrepasa los valores determinados. El instrumento puede también ser reemplazado por un dispositivo metálico que actúe directamente sobre uno o dos contactos independientes que correspondan a temperaturas regulables. 97 de 99

19 El dispositivo de imagen térmica es, según lo expuesto, una protección eficaz contra las sobrecargas. PROTECCIÓN INTEGRAL DE TRANSFORMADOR. Es un dispositivo electrónico que permite coordinar todas las protecciones en un solo equipo y coordinarlas debidamente para su actuación en caso de falla. A continuación se observa una fotografía ilustrativa de uno de estos dispositivos. Generalmente, en la actualidad, pueden ser conectados a HMI con sistemas de comunicación TCP/IP o vía fibra óptica. SISTEMA DE REFRIGERACION Verificar el buen funcionamiento de los accesorios del transformador especialmente de los de vital importancia como radiadores y ventiladores. La vida útil de un material aislante depende de la temperatura de funcionamiento con que trabaja por lo que mantener una buena refrigeración es primordial para un transformador. Las verificaciones más importantes son limpieza de la superficie de los radiadores libre de obstrucción a la circulación de aire, prever y eliminar futuras construcciones que impidan la libre circulación de aire, eliminar pérdidas de aceite y verificar que los electro ventiladores funcionen girando en sentido adecuado y cuando la temperatura llegue al valor previamente seleccionado mediante la protección de imagen térmica que seguramente tendrá a su cargo esa función. En general los motores de los electro ventiladores son de sentido axial y vertical por lo que es conveniente un mantenimiento periódico de los mismos. SECADOR DE AIRE En el mantenimiento de un transformador es de vital importancia controlar la coloración de la carga del gel de sílice del secador de aire. Además es importante mantener el nivel de líquido en el vaso receptor, éste se utiliza para hacer burbujear el aire en él y de esta manera hacer decantar partículas sólidas contenidas en el aire. De lo explicado se deduce que en el vaso, quedan las partículas sólidas y la humedad es atrapada por el sílice del secador. Podemos concluir que el des humectador, además de deshumedecer el aire, lo limpia de impurezas en el mismo. Su coloración, que indica el grado de humidificación, es azul cristalino en su estado activo, exento de humedad, 98 de 99

20 y cambia a rosa claro cuando de humedece. El secador de aire se compone de un cuerpo de material transparente que contiene Silicagel. Este recipiente está cubierto por una tapa que a su vez permite conectar al conjunto con el tanque de expansión. El deshidratador funciona de la siguiente manera: la disminución del nivel de aceite en el tanque de expansión, produce una depresión en la cámara de aire del mismo. El aire húmedo externo penetra por los orificios del vaso, burbujea a través del aceite que se encuentra contenido en el, pasa por el cilindro de aspiración en donde entra en contacto con el Silicagel, el cual retiene la humedad, permitiendo que al tanque de expansión solo entre aire seco. El paso del aire a través del aceite, impide la absorción inútil de humedad por parte del Silicagel, ya que impide que este esté en contacto permanente con el medio exterior, evitando que los cristales se saturen en poco tiempo. El Silicagel puede regenerarse tantas veces como sea necesario, calentándolo en un horno a una temperatura de 150 a 200 ºC. Convenientemente tratado el Silicagel tiene vida casi ilimitada ya que puede ser reactivado sin que varíen sus propiedades químicas y físicas. Es necesario evitar todo contacto del Silicagel con el aceite, aun en mínimas cantidades. El Silicagel empapado en aceite adquiere una coloración marrón oscura y hasta negro. Una vez que ha alcanzado este estado, ha perdido su propiedad de absorción, no pudiendo ya reactivarse... OooOO de 99