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Transformador, Cambiador de Derivaciones Bajo Carga, Cajas de Cables con Aceite

Prevención de Explosión e Incendio, desde 0.1MVA

Descripción del TP que se empleará en las Especificaciones Técnicas del Cliente

Referencia de Modelo: Smpxd32s

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N°2 fTPd02s 23/05/02 FM SA PM Perfeccionamiento

N°3 fTPd03s 22/08/02 FM SA PM Perfeccionamiento

N°4 fTPd04s 25/02/03 DS DF PM Perfeccionamiento

N°5 fTPd05s 17/06/03 FM DS PM Inserción de páginas en blanco

N°6 fTPd06s 17/12/03 FM DS PM Borrado del LTPA e inserción de

documento N°7 fTPd07s 25/02/05 FM LL DF Inserción del Detector Lineal de Calor

N°8 fTPd08s 20/01/06 JW SP PM Activación de la Eliminación de Gas

Explosivo N°9 fTPd09s 30/03/07 DB KT PM Configuración integrada CTP

N°10 fTPd10s 06/04/07 DB KT PM Configuración actualizada CTP

N°11 AfTPd11s 26/06/07 DB JW PM Configuración actualizada CTP

N°12 ATPdd12s 19/07/07 DB ES PM Actualización general del documento

N°13 StTPdb13s 13/09/07 DB ES PM Actualización de Diseño

N°14 StTPdb14s 05/17/09 PFT FrCa PhMa Evolución del TP

Revisión no emitida debido a coherencia con los documentos del TP

N°32 StTPdb32s 05/25/11 MaMa FrCa Amcc110516PhMa1 Evolución del TP

Descripción del TP que se empleará en las Especificaciones Técnicas del Cliente

Prevención de Explosiones E Incendios en Transformadores



DOCUMENTOS REFERENCIADOS, DISPONIBLES A SOLICITUD DEL CLIENTE

No. Referencia Publicaciones

[1] AtTPra12b01e “Transformer Explosion Prevention”, AIST 2009 Conference, Saint-Louis, USA, 2009 *

[2] AtTPra02b01s “Calculo del desempeño de la Válvula de Alivio de Presión en comparación con el TRANSFORMER PROTECTOR en un transformador durante un cortocircuito”

[3] AtTPra03b03s “Incidentes de Explosiones e Incendios en Transformadores, Pautas para la Evolución de Costos par Danos, Beneficio Financiero del TRANSFORMER PROTECTOR”,

[4] AtTPrdab “Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and High Voltage Direct Current Converter Stations”, NFPA 850, 2010 edition *

[5] AtTPrdac “Recommended Practice for Fire Protection for Hydroelectric Generating Plants”, NFPA 851, 2010 edition *

No. Referencia Documentos Adicionales

[6] AtTPrtfa Attestation from CEPEL Laboratory

[7] StTPgd Folleto

[8] StTPpa Adaptación a Transformadores Nuevos

[9] StTPpb Adaptación a Transformadores Existentes

[10] StTPpc Montaje en Sitio, Puesta en Servicio y Pruebas

[11] StTPpd Operación, Mantenimiento y Pruebas Periódicas

[12] StTPdb Descripción del TP utilizada en las Especificaciones Técnicas del Cliente

Documento Disponible Únicamente en Inglés.

Advertencia

TPC no asume ninguna responsabilidad o garantía respecto al contenido de este documento. TPC se reserva el derecho a modificar este documento o revisar las especificaciones del producto descrito. La información contenida en este documento es provista a nuestros clientes para uso general. Los clientes deberán tener presente que el TRANSFORMER PROTECTOR está sujeto a múltiples patentes. Por lo tanto, todos nuestros clientes deberán asegurarse de no infringir en ninguna patente.

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TABLA DE CONTENIDOS

SUMARIO .................................................................................................................................................... 6

1 ESPECIFICACIÓN TÉCNICA COMPLETA ................................................................................ 7

1.1 ORIGEN, CAUSAS Y CONSECUENCIAS DE LA EXPLOSIÓN E INCENDIO EN TRANSFORMADORES .......... 7

1.2 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO ........................................................................................................................................ 7

1.3 DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO .............................................................................................................................. 9 1.3.1 CÁLCULO DEL INCREMENTO DE PRESIÓN ........................................................................................................................ 9 1.3.2 CÁLCULO DE LA DESPRESURIZACIÓN ............................................................................................................................... 9

1.4 PRUEBAS......................................................................................................................................................................... 9

1.5 RECOMENDACIONES ................................................................................................................................................... 9

1.6 UBICACIÓN DEL TRANSFORMADOR ....................................................................................................................... 9

2 ESPECIFICACIÓN TÉCNICA SIMPLIFICADA ........................................................................ 10

2.1 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO ...................................................................................................................................... 10

2.2 DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO ............................................................................................................................ 11 2.2.1 CÁLCULO DEL INCREMENTO DE PRESIÓN ...................................................................................................................... 11 2.2.2 CÁLCULO DE LA DESPRESURIZACIÓN ............................................................................................................................. 11

2.3 PRUEBAS....................................................................................................................................................................... 11

2.4 RECOMENDACIONES ................................................................................................................................................. 11

2.5 UBICACIÓN DEL TRANSFORMADOR ..................................................................................................................... 11

3 ESPECIFICACIÓN TECNICA EN UNA PÁGINA...................................................................... 12

3.1 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO ...................................................................................................................................... 12

3.2 DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO ............................................................................................................................ 12

3.3 PRUEBAS Y RECOMENDACIONES .......................................................................................................................... 12




LISTA DE FIGURAS

CONFIGURACIÓN ESTÁNDAR PARA TRANSFORMADORES DE 5 MVA A 1000 MVA ........ 13

FIGURA 1: TRANSFORMER PROTECTOR, TIPO TPA CON CDV Y TSAG DE COMPARTIMIENTO EN EL

CONSERVADOR ..................................................................................................................................................................... 13

OTRAS CONFIGURACIONES PARA TRANSFORMADORES DE 5 MVA A 1000 MVA ............ 14

FIGURA 2: TRANSFORMER PROTECTOR, TIPO TPA CON CDV Y TSAG FIJADO EN LA MAMPARA ................... 14

FIGURA 3: TRANSFORMER PROTECTOR, TIPO TPA CON CDV Y TSAG ELEVADO ................................................ 14

FIGURA 4: TRANSFORMER PROTECTOR, TIPO TPA CON CDH Y TSAG DE COMPARTIMIENTO EN EL

CONSERVADOR ..................................................................................................................................................................... 15

FIGURA 5: TRANSFORMER PROTECTOR, TIPO TPA CON CDH Y TSAG FIJADO EN LA MAMPARA ................... 15

FIGURE 6: TRANSFORMER PROTECTOR, TIPO TPA CON CDH Y TSAG ELEVADO ................................................ 16

FIGURA 7: TRANSFORMER PROTECTOR, TIPO TPA3B CON CDH Y TSAG FIJADO EN LA MAMPARA ............... 16

EJEMPLO DE TP PARA TRANSFORMADORES CON POTENCIA POR DEBAJO DE 5 MVA17

FIGURA 8: TRANSFORMER PROTECTOR, TIPO PEQUEÑO TP CON TSAG FIJADO EN LA MAMPARA ................ 17




SUMARIO

El objetivo de este documento es ayudar a las autoridades, industrias, consultores y compañías de ingeniería eléctrica a

incluir el TRANSFORMER PROTECTOR (TP) en sus Especificaciones Técnicas. Esta tecnología es recomendada por

la edición 2010 de NFPA.

En los puntos 1, 2, 3 y 4 se propone cuatro tipos de especificaciones técnicas: versión completa, simplificada, una

página y media página. En las Especificaciones Técnicas propuestas, la expresión “Prevención de Explosión e Incendio

en Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga” reemplaza el término “TRANSFORMER

PROTECTOR”.

Como el dimensionamiento y las pruebas del TRANSFORMER PROTECTOR son de suma importancia, la generación

del gas durante el corto circuito, el pico de presión dinámico originado, el gradiente de presión y los cálculos de

despresurización son puestos en relieve.




1 ESPECIFICACIÓN TÉCNICA COMPLETA

1.1 ORIGEN, CAUSAS Y CONSECUENCIAS DE LA EXPLOSIÓN

E INCENDIO EN TRANSFORMADORES

Los transformadores de potencia son considerados entre los equipos más caros instalados en las centrales eléctricas y

subestaciones. Estos contienen una gran cantidad de aceite que puede propagar el fuego a instalaciones cercanas. Por

ello, su protección debe recibir atención especial.

Generalmente la explosión e incendio de un transformador son el resultado de una falla en el tanque. Esta puede ser

causada por sobrecargas, corto circuitos o fallas en algún equipo vinculado al transformador como los Cambiadores de

Derivaciones Bajo Carga o las Cajas de Cable con Aceite.

Para el primer Mega Joule, se crea un enorme volumen de gas explosivo para un arco eléctrico durante el primer

milisegundo, 2.3m³ - 81.2 ft3. Esta enorme producción de gas crea un pico de presión dinámica y el tanque del

transformador se ve violentamente sacudido por una aceleración que alcanza los 400g. Esta onda de choque viaja dentro

del tanque a la velocidad del sonido en el aceite, 1,200 m/s – 3937 ft/s. El primer pico de presión de la onda resultante,

el cual posee una amplitud inicial de hasta 14 bares, activa el Conjunto de Despresurización del Transformador y de los

Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga antes de que la presión estática se incremente dentro del tanque y provoque

su explosión.

Los transformadores explotan porque no están protegidos contra el rápido incremento de la presión estática. La Válvula

de Sobrepresión no es efectiva durante un corto circuito pues todos los transformadores destruidos en siniestros están

equipados con ella. El gradiente de presión posterior a un corto circuito es demasiado rápido como para permitir el

funcionamiento de la Válvula de Sobrepresión. Esto se debe a (ver referencia página 3):

La inercia del resorte de la Válvula de Sobrepresión es de 5 milisegundos;

Una evacuación muy reducida al inicio de la abertura, 15% de la sección hasta el 50% de la altura de abertura de la

Válvula de Sobrepresión, que a su vez conlleva a un retraso adicional de 5 milisegundos en la operación;

La vía de evacuación del aceite obliga a dar una vuelta en U, la cual obstruye drásticamente el flujo de evacuación.

1.2 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO

Ejemplos de Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga descriptos en

esa especificación son ilustrados en la figura 1 para la configuración estándar, las figuras de 2 a 8 muestran otras

configuraciones.

La Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga contiene diversos

componentes, cada conjunto tiene su función:

El Conjunto de Despresurización (CD) evitará la explosión del Transformador y del Cambiador de Derivaciones

Bajo Carga cuando se produzca un corto circuito. Cada Conjunto de Despresurización liberará presión dinámica en

milisegundos y empleará una Cámara de Descompresión para facilitar la despresurización a alta velocidad.

El tiempo de despresurización constituye un parámetro crítico. Por esa razón, el diámetro del Conjunto de

Despresurización debe de ser calculado individualmente para cada tipo de Transformador y Cambiador de

Derivaciones Bajo Carga.

Se requiere de un Conjunto de Inyección de Gas Inerte (CIGI) para garantizar la seguridad de las personas y evitar

el efecto bazuca causado por el contacto del gas explosivo con el aire (oxígeno) al abrir el tanque después del

incidente. El CIGI crea un ambiente seguro dentro del Transformador y del Cambiador de Derivaciones Bajo Carga

después del proceso de despresurización, inyectando nitrógeno para enfriar el tanque.

Un Tanque de Separación Aceite-Gas (TSAG) recogerá la mezcla de aceite despresurizado y gases inflamables

explosivos y separará el aceite de los gases. Se recomienda instalar el TSAG con el conservador del transformador,

donde una porción deberá ser específicamente asignada para el TSAG tal como se hace frecuentemente para el

conservador del Cambiador de Derivaciones Bajo Carga. Esta configuración es mostrada en las figuras 1 y 4. La

sección del conservador asignada para el TSAG debe tener un volumen mínimo de 0.5m3 – 17.6ft

3.

Los gases explosivos serán conducidos a un área remota a través de la Tubería de Evacuación de Gases Explosivos

(TEGE).




Es posible separar el TSAG del transformador como se muestra en las diferentes configuraciones de las figuras 2, 3, 5,

6, 7 y 8; pero el costo de instalación es más alto porque:

Cuando el TSAG está integrado al conservador no hay la necesidad de hacer instalaciones locales.

Cuando el TSAG es independiente del conservador, se requiere un tanque adicional y tuberías.

El Conjunto de Despresurización para la prevención de explosión en transformadores y Cambiadores de Derivaciones

Bajo Carga debe ser preferencialmente de tipo Vertical (CDV), instalado en la parte superior del tanque del

transformador. Refiérase a las figuras 1, 2 y 3.

Si existen problemas de espacio libre de interferencia eléctrica que impiden la instalación del Conjunto de

Despresurización Vertical (DCV), entonces el Conjunto de Despresurización Horizontal (CDH) deberá ser instalado en

una de las paredes del transformador. Esa configuración es mostrada en las figuras 4, 5, 6 y 7.

Para transformadores pequeños, como en los bunker de transformadores típicamente con potencias por debajo de 5

MVA; el TP puede ser instalado como se muestra en la figura 8.

El fabricante del transformador tendrá que integrar el TSAG en el conservador; la sección asignada para el TSAG en el

conservador del transformador deberá tener un volumen mínimo de 0.5m3 – 17.6 ft

3. Si el fabricante del transformador

tiene problemas para adaptar esta sección en el conservador, entonces el TSAG puede ser instalado en otra localización

pero en ese caso deberá siempre estar ubicado a 10 cm – 4 pulgadas por encima del conservador. Existen varias

configuraciones posibles para el TSAG:

TSAG de compartimento en el conservador; ubicado en una sección del conservador. Ver Figuras 1 y 4.

TSAG elevado, ubicado sobre el conservador del transformador. Ver Figuras 3 y 6.

TSAG fijado en la mampara, instalado en el muro corta fuego. Ver Figura 2, 5, 7 y 8.

La eficiencia y confiabilidad de la Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo

Carga es garantizada por el Conjunto de Despresurización, el cual se abrirá bajo el primer pico de presión dinámica

antes de que la presión estática aumente.

En el proceso de despresurización no se emplearán disyuntores ni disparadores eléctricos porque estos añadirían retrasos

inaceptables al proceso.

Dependiendo de la opción elegida por el cliente se puede emplear dos tipos de inyección de nitrógeno, la inyección

manual o la automática.

La inyección manual puede ser accionada desde el cuarto de control o desde un área segura cercana al

transformador.Sin embargo, las alarmas deben recordar a los operadores que es necesario inyectar nitrógeno antes

de que los equipos de mantenimiento entren en acción (debido al efecto bazuca).

En el caso de la inyección automática, se requiere dos señales simultáneas para activar la Inyección de Gas Inerte y

eliminar el gas explosivo:

o Que el Indicador de Activación del Disco de Ruptura confirme la presión dinámica y el inicio del proceso de

despresurización;

o Que una de las señales de protección eléctrica confirme la falla eléctrica del Transformador o del Cambiador

de Derivaciones Bajo Carga que esté protegido;

La inyección dura 45 minutos y el flujo de nitrógeno evitará que el aire (oxígeno) entre en contacto con los gases

explosivos además de enfriar el transformador y el Cambiador de Derivaciones Bajo Carga. Eso cesará la producción de

gas explosivo una vez culminada la inyección de nitrógeno. Por lo tanto los equipos de mantenimiento podrán empezar

su trabajo.

Respecto a la figura 7, cuando sea necesario, la Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de

Derivaciones Bajo Carga también deberá ser diseñada para proteger las Cajas de Cables con Aceite.

El sistema de extinción de fuego denominado “Agitado y Vaciado con Gas Inerte” sirve como respaldo a la prevención

de incendio y explosión en transformadores de más de 5MVA.

El sistema de extinción de incendio de respaldo “Agitado y Vaciado con Gas Inerte” debe ser activado por señales

diferentes de las utilizadas por el método de prevención. Las señales que activan el sistema de extinción de incendio

“Agitado y Vaciado con Gas Inerte” son:

Detector Lineal de Calor ubicado sobre en transformador;

Protección eléctrica del transformador;

No es necesario el “Agitado y Vaciado con Gas Inerte” para transformadores con potencia por debajo de 5 MVA.




1.3 DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO

1.3.1 CÁLCULO DEL INCREMENTO DE PRESIÓN

Para evitar la explosión del transformador y por ende su incendio, el proveedor deberá analizar y calcular el mecanismo

de corte de aceite bajo condiciones térmicas que generen en el tanque presión dinámica y estática. Esto se debe efectuar

en todos los lugares en donde exista riesgo de corto circuito dentro del tanque y del Cambiador de Derivaciones Bajo

Carga, contrastándolos con la posición del Conjunto de Despresurización para calcular el volumen máximo de

producción de gas explosivo cuando el arco eléctrico transfiere toda la energía del corto circuito al aceite.

Se debe emplear el modelo multi-físico para calcular la producción de volumen de gas comparada con el tiempo, la

amplitud del pico de presión, los parámetros de la presión dinámica, el gradiente de presión y el incremento de la

presión estática para determinar la cantidad de mezcla aceite-gas que será evacuada del tanque del transformador para

evitar la explosión.

1.3.2 CÁLCULO DE LA DESPRESURIZACIÓN

Los parámetros de la despresurización se deben calcular tomando en cuenta los gradientes de presión y el volumen de

producción de gas comparado con el tiempo. Por ende, el modelo multifísico debe incluir:

La abertura de los Discos de Ruptura comparado con el tiempo y el gradiente de presión;

La velocidad de la mezcla aceite-gas comparada con el tiempo durante el proceso de despresurización,

considerando todas las pérdidas de energía;

La producción de gas inflamable y explosivo durante la despresurización comparada con el tiempo;

El volumen de la mezcla gas-aceite que será evacuada para evitar la explosión y el incendio del transformador

comparado con el tiempo;

La caída de presión del tanque del transformador comparada con el tiempo.

1.4 PRUEBAS

El proveedor certificará que la Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo

Carga se activa con el primer pico de presión dinámica antes de que la presión estática aumente y de que el tanque del

transformador explote. Por ende un Certificado Oficial de Prueba otorgado por un laboratorio reconocido e

independiente debe ser proveído.

El Certificado de Prueba debe demostrar que se ha efectuado una serie de al menos 30 pruebas exitosas con arcos

eléctricos en el aceite de un tanque de transformador cerrado.

1.5 RECOMENDACIONES

La Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga es recomendada para

plantas de generación y subestaciones por la edición 2010 de National Fire Protection Association:

NFPA 850 (Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and High Voltage Direct

Current Converter Stations). Ver “AtTPrdab - NFPA 850”.

NFPA 851 (Recommended Practice for Fire Protection for Hydroelectric Generating Plants). Ver “AtTPrdac -

NFPA 851”.

1.6 UBICACIÓN DEL TRANSFORMADOR

Cualquiera fuera la ubicación del transformador, los gases inflamables y explosivos deben ser separados del aceite para

luego ser evacuados a un área remota, Figuras de 1 a 8




2 ESPECIFICACIÓN TÉCNICA SIMPLIFICADA




configuraciones.

La Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga contiene diversos

componentes, cada conjunto tiene su función:




El tiempo de despresurización constituye un parámetro crítico. Por esa razón, el diámetro del Conjunto de

Despresurización debe de ser calculado individualmente para cada tipo de Transformador y Cambiador de

Derivaciones Bajo Carga.



incidente. El CIGI crea un ambiente seguro dentro del Transformador y del Cambiador de Derivaciones Bajo Carga

después del proceso de despresurización, inyectando nitrógeno para enfriar el tanque.





sección del conservador asignada para el TSAG debe tener volumen de 0.5m3 – 17.6ft3.


(TEGE).

Es posible separar el TSAG del transformador como se muestra en las diferentes configuraciones de figuras 2, 3, 5, 6, 7

y 8; pero el costo de instalación es más alto porque:

Cuando el TSAG está integrado al conservador no hay la necesidad de hacer instalaciones locales.

Cuando el TSAG es independiente del conservador, se requiere un tanque adicional y tuberías.

El Conjunto de Despresurización para la prevención de explosión en transformadores y Cambiadores de Derivaciones

Bajo Carga debe ser preferencialmente de tipo Vertical (CDV), instalado en parte superior del tanque. Refiérase a las

figuras 1, 2 y 3.

Si existen problemas de espacio libre de interferencia eléctrica que impiden la instalación del Conjunto de

Despresurización Vertical (DCV), entonces el Conjunto de Despresurización Horizontal (CDH) deberá ser instalado en

una de las paredes del transformador. Esa configuración es mostrada en las figuras 4, 5, 6 y 7.

Para transformadores pequeños, como en los bunker de transformadores típicamente con potencia por debajo de 5

MVA; el TP puede ser instalado como se muestra en la figura 8.

El fabricante del transformador tendrá que integrar el TSAG en el conservador; la sección asignada para el TSAG en el

conservador del transformador deberá tener volumen mínimo de 0.5m3 – 17.6 ft

3. Si el fabricante del transformador

tiene problemas para adaptar esta sección en el conservador, entonces el TSAG puede ser instalado en otra localización

pero en ese caso deberá siempre estar ubicado a 10 cm - 4 pulgadas por encima del conservador. Existen varias

configuraciones posibles para el TSAG:

TSAG de compartimento en el conservador; ubicado en una sección del conservador. Ver Figuras 1 y 4.

TSAG elevado, ubicado sobre el conservador del transformador. Ver Figuras 3 y 6.

TSAG fijado en la mampara, instalado en el muro corta fuego. Ver Figura 2, 5, 7 y 8.

Dependiendo de la opción elegida por el cliente se puede emplear dos tipos de inyección de nitrógeno, la inyección

manual o la automática.

La inyección dura 45 minutos y el flujo de nitrógeno evitará que el aire (oxígeno) entre en contacto con los gases

explosivos además de enfriar el transformador y el Cambiador de Derivaciones Bajo Carga. Lo que cesará la producción

de gas explosivo una vez culminada la inyección de nitrógeno. Por lo tanto los equipos de mantenimiento podrán

empezar su trabajo.





Derivaciones Bajo Carga también deberá ser diseñada para proteger las Cajas de Cables con Aceite.

El sistema de extinción de fuego denominado “Agitado y Vaciado con Gas Inerte” sirve como respaldo a la prevención

de incendio y explosión en transformadores de más de 5MVA


2.2.1 CÁLCULO DEL INCREMENTO DE PRESIÓN


de corte de aceite bajo condiciones térmicas que generen en el tanque presión dinámica y estática. Esto se debe efectuar

en todos los lugares en donde exista riesgo de corto circuito dentro del tanque y del Cambiador de Derivaciones Bajo

Carga, contrastándolos con la posición del Conjunto de Despresurización para calcular el volumen máximo de

producción de gas explosivo cuando el arco eléctrico transfiere toda la energía del corto circuito al aceite.

Se debe emplear el modelo multifísico para calcular la producción de volumen de gas comparada con el tiempo, la




2.2.2 CÁLCULO DE LA DESPRESURIZACIÓN

Los parámetros de la despresurización se deben calcular tomando en cuenta los gradientes de presión y el volumen de

producción de gas comparado con el tiempo. Por ende, el modelo multifísico debe incluir:

La abertura de los Discos de Ruptura comparado con el tiempo y el gradiente de presión;

La velocidad de la mezcla aceite-gas comparada con el tiempo durante el proceso de despresurización,

considerando todas las pérdidas de energía;

La producción de gas inflamable y explosivo durante la despresurización comparada con el tiempo;

El volumen de la mezcla gas-aceite que será evacuada para evitar la explosión y el incendio del transformador

comparado con el tiempo;

La caída de presión del tanque del transformador comparada con el tiempo.

2.3 PRUEBAS




independiente debe ser proveído.

El Certificado de Prueba debe demostrar que se ha efectuado una serie de al menos 30 pruebas exitosas con arcos

eléctricos en el aceite de un tanque de transformador cerrado.

2.4 RECOMENDACIONES


plantas de generación y subestaciones por la edición 2010 de National Fire Protection Association:

NFPA 850 (Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and High Voltage Direct

Current Converter Stations). Ver “AtTPrdab - NFPA 850”.

NFPA 851 (Recommended Practice for Fire Protection for Hydroelectric Generating Plants). Ver “AtTPrdac -

NFPA 851”.

2.5 UBICACIÓN DEL TRANSFORMADOR

Cualquiera fuera la ubicación del transformador, los gases inflamables y explosivos deben ser separados del aceite para

luego ser evacuados a un área remota, Figuras de 1 a 8




3 ESPECIFICACIÓN TECNICA EN UNA PÁGINA




configuraciones. La Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga

contiene diversos componentes:






incidente.





sección del conservador asignada para el TSAG debe tener volumen de 0.5m3 – 17.6ft3.


(TEGE).

Es posible separar el TSAG del transformador como se muestra en las diferentes configuraciones de figuras 2, 3, 5, 6, 7

y 8; pero en ese caso deberá siempre estar ubicado a 10 cm – 4 pulgadas por encima del conservador.


Derivaciones Bajo Carga también deberá ser diseñada para proteger las Cajas de Cables con Aceite



de corte de aceite bajo condiciones térmicas que generen en el tanque presión dinámica y estática.

Se debe emplear el modelo multifísico para calcular la producción de volumen de gas comparada con el tiempo, la




El modelo multifisico debe calcular y comparar con el tiempo durante el proceso de despresurización: La apertura de los

discos de ruptura, la velocidad de la mezcla aceite-gas y la caída de presión del tranque del transformador.

3.3 PRUEBAS Y RECOMENDACIONES




independiente debe ser proveído. El Certificado de Prueba debe demostrar que se ha efectuado una serie de al menos 30

pruebas exitosas con arcos eléctricos en el aceite de un tanque de transformador cerrado.


plantas de generación y subestaciones por la edición 2010 de NFPA 850 (AtTPrdab) y NFPA 851 (AtTPrdac).




Configuración Estándar para Transformadores de 5 MVA a 1000 MVA

Figura 1: TRANSFORMER PROTECTOR, tipo TPA con CDV y TSAG de compartimiento en el Conservador




Otras Configuraciones para Transformadores de 5 MVA a 1000 MVA

Figura 2: TRANSFORMER PROTECTOR, tipo TPA con CDV y TSAG fijado en la mampara

Figura 3: TRANSFORMER PROTECTOR, tipo TPA con CDV y TSAG Elevado




Figura 4: TRANSFORMER PROTECTOR, tipo TPA con CDH y TSAG de compartimiento en el Conservador

Figura 5: TRANSFORMER PROTECTOR, tipo TPA con CDH y TSAG fijado en la mampara




Figure 6: TRANSFORMER PROTECTOR, tipo TPA con CDH y TSAG Elevado

Figura 7: TRANSFORMER PROTECTOR, tipo TPA3B con CDH y TSAG fijado en la mampara




Ejemplo de TP para Transformadores con potencia por debajo de 5 MVA

Figura 8: TRANSFORMER PROTECTOR, tipo pequeño TP con TSAG fijado en la mampara

TRANSFORMER PROTECTOR CORPORATION 1880 Treble Drive, Humble, Texas 77338, U.S.A.

Tel: 281-358-9900 | Fax: 281-358-1911

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