REALIZADO POR: Br. JORGE ALEXANDER QUINTERO BRITO.

TUTOR ACADEMICO: Prof. RICARDO STEPHENS L.

TUTOR INDUSTRIAL: Ing. EMIL KERMENDY.

2003.

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA

ELÉCTRICA DEPARTAMENTO DE POTENCIA

MÉRIDA-VENEZUELA.

ESTUDIO DE SOBRECARGA EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA

SUMERGIDOS EN ACEITE BASADO EN EL ANÁLISIS DE LA EXPECTATIVA DE VIDA DEL AISLAMIENTO EN FUNCION DEL TIEMPO Y LA

TEMPERATURA.

Trabajo presentado como requisito parcial para optar al Titulo de Ingeniero Electricista.

ii

INDICE GENERAL

APROBACION. i INDICE GENERAL. ii INDICE DE TABLAS. v LISTA DE FIGURAS. v INTRODUCCIÓN. vii RESUMEN. ix

CAPITULO I.

1. LA EMPRESA - OBJETIVOS Y JUSTIFICACIÓN DEL TRABAJO. 1 1.1. Reseña histórica de ENELVEN. 1 1.2. Proceso productivo, materia prima y producto final. 4 1.3. Estructura funcional de la empresa. 4 1.3.1. Sistema eléctrico de ENELVEN. 4 1.4. Planteamiento del problema. 7 1.5. Formulación del problema. 9 1.6. Objetivos de la investigación. 10 1.6.1. Objetivo general. 10 1.6.2. Objetivos específicos. 10 1.7. Justificación. 11 1.8. Alcance. 12

CAPITULO II.

2. MARCO TEORICO. 13 2.1. Temperaturas internas del transformador 13 2.2. Modelo de distribución de temperatura. 16 2.3. Ciclo de vida del trasformador. 18 2.4. Efectos de la sobrecarga. 21 2.4.1. Generalidades (Efectos de la sobrecarga). 21 2.4.2. Consecuencias de la sobrecarga. 23 2.4.3. Efecto de la sobrecarga en los aisladores pasa tapas

(Bushings). 24

2.4.4. Cambiadores de tomas. 25 2.4.4.1. Cambiadores de tomas para operaciones en vació (TCDO). 25 2.4.4.2. Cambiador de tomas bajo carga (LTC) 25

iii

2.5. Información necesaria para los cálculos de sobrecarga. 26 2.6. Vida del aislamiento del transformador. 29 2.6.1. Ecuaciones del envejecimiento. 29 2.6.2. Porcentaje de pérdida de vida del aislamiento por

sobrecargas. 34

2.7. Influencia de la temperatura ambiente en la sobrecarga. 35 2.7.1. Generalidades (Influencia de la temperatura ambiente ). 35 2.7.2. Temperatura ambiente aproximada para transformadores

enfriados por aire. 36

2.7.3. Influencia de la temperatura ambiente sobre la carga para una expectativa de vida normal.

37

2.8. Ciclos de carga. 38 2.8.1. Generalidades (Ciclos de carga) 38 2.8.2. Método de conversión de ciclos de carga reales en

equivalentes. 40

2.8.3. Pico equivalente de carga. 40 2.8.4. Equivalente continuo de carga previa (Pre- carga). 41 2.9. Cálculo de temperaturas. 41 2.9.1. Generalidades (Cálculo de temperaturas). 41 2.9.2. Lista de símbolos (Para el cálculo de temperaturas) 42 2.9.3. Componentes de la temperatura. 45 2.9.4. Elevación de temperatura en el tope del aceite por encima de

la temperatura ambiente. 46

2.9.5. Constante de tiempo del aceite. 47 2.9.6. Elevación en los puntos calientes de la bobina. 50 2.9.7. Ajustes de los datos de pruebas para diferentes posiciones

del cambiador de tomas. 52

2.10. Carga de transformadores de potencia. 53 2.10.1. Tipos de carga y su interrelación. 53 2.10.2. Limitaciones de temperatura y de carga. 54 2.10.3. Carga con expectativa de vida normal. 55 2.10.4. Carga con expectativa de vida normal a la temperatura del

tope del aceite. 56

2.10.5 Carga planificada por encima de las especificaciones de placa.

57

2.10.6. Carga de emergencia por largo tiempo. 58 2.10.7. Carga de emergencia por corto tiempo. 59 CAPITULO III.

3. MARCO METODOLÓGICO. 60 3.1. Tipo de investigación. 60 3.1.1. Investigación documental. 60

iv

3.1.2. Investigación de campo. 61 3.1.3. Investigación explicativa. 61 3.1.4. Investigación Aplicada. 61 3.2. Metodología empleada. 61 3.2.1. FASE I: Documentación. 62 3.2.2. FASE II: Población y muestra. 62 3.2.3. FASE III: Consideraciones para el estudio de sobrecarga...... 66 3.2.3.1. Limites térmicos. 66 3.2.3.2 Ciclo de Carga. 67 3.2.3.3. Temperatura ambiente. 69 3.2.3.4. Posición del cambiador de tomas. 69

CAPITULO IV.

4. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE LOS RESULTADOS. 70 4.1. Condiciones actuales de operación. 70 4.2. Condiciones de operación bajo sobrecargas. 73 4.3. Perdida de vida en función del incremento de carga. (Tiempo

de sobrecarga constante). 79

4.4. Influencia de la temperatura ambiente en la sobrecarga. 91 4.5. Perdida de vida en función del incremento de carga. 84 CAPITULO V.

5. CONCLUSIONES YRECOMENDACIONES. 89 5.1. CONCLUSIONES. 89 5.2. RECOMENDACIONES. 92 5.3. BIBLIOGRAFÍA. 95 5.4. ANEXO I (Análisis Económico). 98 5.5. ANEXO II (manual de uso básico del programa utilizado para

Análisis de sobrecarga).

102

v

INDICE DE TABLAS.

TABLA 2.1. Vida normal del aislamiento del transformador. 35 TABLA 2.2 Exponentes m y n (Utilizados en las ecuaciones

para el calculo de temperaturas )

42 TABLA 2.3. Sugerencias de límites térmicos. 54 TABLA 3.1. Población y muestra de transformadores del sistema

ENELVEN.

65 TABLA 3.2. Población y muestra de transformadores del sistema

ENELCO.

65 TABLA 3.3 Características de transformadores de potencia con

65 ?C de temperatura promedio en devanados a carga nominal.

68 TABLA 4.1. Tiempos de Sobrecarga y Perdida de vida extra

(Limite térmico 120 ºC) (T. Ambiente 30ºC).

74 TABLA 4.2. Tiempos de Sobrecarga y Perdida de vida extra

(Limite térmico 130 ºC) (T. Ambiente 30ºC).

77 TABLA 4.3. Temperatura en el punto más caliente del devanado. 79 TABLA 4.4. Temperatura en tope del aceite °C. 80 TABLA 4.5. Horas de vida extras perdidas. 80 TABLA 4.6. Tiempos de Sobrecarga y Perdida de vida extra

(Limite térmico 120 ºC) (T. Ambiente 40ºC).

83 TABLA 4.7 Temperatura en el punto más caliente del devanado

°C. Tiempos de sobrecarga ½, 1 y 2 horas.

85 TABLA 4.8. Temperatura en tope del aceite °C. Tiempos de

sobrecarga ½, 1 y 2 horas.

85 TABLA 4.9. Horas de vidas extras perdidas °C. Tiempos de

sobrecarga ½, 1 y 2 horas.

86 TABLA I.1. Costos por inversión asociado a cada hora de

trabajo del transformador.

98 TABLA I.2. Comparación entre el costo de las horas extras de

vida perdidas y costo de racionamiento (Energía no servida) .

99

INDICE DE FIGURAS.

FIGURA 2.1. Esquema de ventilación forzada y circulación natural de aceite.

13

FIGURA 2.2. Variación de la temperatura en la superficie de los órganos de refrigeración.

16

vi

FIGURA 2.3. Diagrama de temperaturas del transformador. 17 FIGURA 2.4. Expectativa de vida normal del transformador. 18 FIGURA 2.5. Vida del transformador; falla prematura. 20 FIGURA 2.6. Vida del aislamiento del transformador. 30 FIGURA 2.7. Factor de aceleración de envejecimiento. 32 FIGURA 2.8 Ciclo de carga. 38 FIGURA 2.9 Ciclo de carga real y ciclo de carga equivalente. 39 FIGURA 4.1. Temperaturas internas del transformador. 71 FIGURA 4.2. Tiempos de sobrecarga. (Limite Térmico 120 ºC) (T.

Ambiente 30 ºC).

74 FIGURA 4.3. Horas extras de la vida útil perdida. (Limite Térmico

120 ºC) (T. Ambiente 30 ºC).

75 FIGURA 4.4. Tiempos de sobrecarga. (Limite Térmico 130 ºC) (T.

Ambiente 30 ºC).

77 FIGURA 4.5. Horas extras de la vida útil perdida. (Limite Térmico

130 ºC) (T. Ambiente 30 ºC).

78 FIGURA 4.6(a). Horas de vida extras perdidas en función de la

carga.

81 FIGURA 4.6(b). Horas de vida extras perdidas en función de la

carga.

82 FIGURA 4.6(a). Tiempos de sobrecarga. (Limite térmico 120 ºC), (T.

Ambiente 40 ºC).

86 FIGURA 4.6(b). Tiempos de sobrecarga. (Limite térmico 120 ºC), (T.

Ambiente 40 ºC).

87 FIGURA 4.8. Horas de vida extras perdidas. (Limite Térmico 120

ºC) (T. Ambiente 40 ºC).

86

vii

INTRODUCCIÓN.

En el mundo de hoy, con grandes cambios en las políticas y

reglamentos de las compañías eléctricas, los conceptos de extensión de

vida e incremento de carga en transformadores de potencia son temas

prioritarios y de constante análisis. Estos criterios en primera instancia,

parecen ser contradictorios en su naturaleza, pero sin embargo están

orientados al mismo resultado, reducir los costos de operación y propiciar

el mejoramiento de la confiabilidad en el suministro de electricidad. La

principal incertidumbre al momento de solicitarle a un transformador una

carga mayor a la nominal es la generación de daños que pueden ir desde

la reducción acelerada de la vida útil del equipo hasta la producción de

daños permanentes ( falla interna) en el peor de los casos. El

envejecimiento o deterioro del aislamiento del transformador, está en

función del tiempo, de la temperatura, el contenido de humedad, y el

contenido de oxigeno; con los sistemas modernos de conservación de

aceite, se puede minimizar las contribuciones de la humedad y del oxigeno,

dejando la temperatura del aislamiento como parámetro de control. En la

mayoría de los transformadores, la distribución de la temperatura no es

uniforme, la parte que está operando a la mayor temperatura sufrirá

normalmente el mayor deterioro. Por eso, es usual tomar en

consideración los efectos de envejecimiento producidos por la mayor

temperatura (en los puntos más calientes). Ya que muchos factores

influencian el efecto acumulativo de la temperatura con el tiempo,

causando deterioro del aislamiento del transformador, no es posible

predecir con cierto grado de precisión cual es la vida útil del

aislamiento en un transformador, incluso en condiciones constantes o

controladas, y mucho menos en condiciones de servicio muy variadas.

Cabe resaltar que al hablar de expectativa de vida se asume la

probabilidad que el transformador tendrá una vida útil determinada que

viii

puede llegar a ser mayor o menor a 180000 horas o 20.55 años a una

operación continua a capacidad nominal con una temperatura de

referencia en el punto más caliente del devanado de 110 °C según la

norma ANSI/IEEE C57.-91-1995. En realidad un transformador tendrá una

vida superior a la mencionada anteriormente ya que los ciclos de carga

son variables y en raras oportunidades trabajan al 100% de la capacidad

nominal; los cambios de temperatura ambiente (día y noche) logran

aumentar el lapso de vida que puede llegar fácilmente hasta 30 años o

más, tomando en cuenta por supuesto que esta estimación de tiempo esta

hecha sólo en base al deterioro del aislamiento por temperatura

considerando una humedad constante, y no incluyendo los daños que

puedan producirse en los accesorios del transformador a lo largo de su vida

útil.

Este estudio esta orientado a un análisis de sobrecarga en transformadores

de potencia con capacidad menor a 100 MVA, asociados a la red que

compone ENELVEN (Energía Eléctrica de Venezuela) y ENELCO (Energía

Eléctrica de la Costa Oriental), basado en el comportamiento de las

temperaturas internas del transformador durante un transitorio,

específicamente la temperatura del punto mas caliente del devanado (ºC) y

la temperatura en el tope del aceite (ºC), evaluando las consecuencias

que se producen en la expectativa de vida del transformador en función de

la vida del aislamiento. Las recomendaciones que se proponen en este

trabajo son sustentadas por las normas ANSI/IEEE C57.91-1995 y

C57.92-1982, así como también otras referencias que cubren el tema de

sobrecarga en transformadores de potencia [1]... [15].

ix

RESUMEN.

QUINTERO BRITO, Jorge Alexander. (2003). Estudio de sobrecarga en transformadores de potencia sumergidos en aceite basado en el análisis de la expectativa de vida del aislamiento en función del tiempo y la temperatura. Mérida, Venezuela: Universidad de Los Andes. Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería Eléctrica. Tesis de Grado.

La vida útil de una máquina eléctrica y en particular de un transformador, convencionalmente, se refiere a condiciones de servicio continuo, para valores normales de temperatura ambiente y para su carga nominal. Someter la máquina a una determinada sobrecarga o bien mantenerla cargada a una temperatura ambiente superior a la establecida por las normas, implica un envejecimiento prematuro de los aislantes. El transformador no se puede considerar como un cuerpo homogéneo de muy alta conductividad térmica interna; tanto en condiciones de funcionamiento en estado de régimen como en los transitorios térmicos, las temperaturas internas no son uniformes por la presencia de puntos calientes causados por distintas razones, por ejemplo: estrechamiento de canales, flujos dispersos, mala distribución del aceite de refrigeración etc. El calor producido por las pérdidas en los materiales activos (núcleo magnético y arrollamientos) y las pérdidas adicionales siempre presentes, inicialmente se acumula en las masas de los materiales del transformador, una vez alcanzado el estado de régimen debe ser totalmente disipado al ambiente en el que se encuentra la máquina a través de medios que transportan el calor; las partes en las que se producen las pérdidas alcanzan entonces cierta sobretemperatura respecto del ambiente y del fluido de refrigeración.Este trabajo muestra un estudio de incremento de carga por encima de las especificaciones de placa (Sobrecarga) en los transformadores de potencia con capacidad menor a 100 MVA, y sus criterios de interrelación con la expectativa de vida útil en función de la vida del aislamiento, Para tal efecto se utilizaron diferentes modelos matemáticos que permitieron estimar las sobreelevaciones de temperatura transitorias tanto en el devanado como en el tope del aceite; considerando las consecuencias y riesgos que implica una sobrecarga de transferencia de potencia. Descriptores Transformadores Eléctricos

COTA *

TK2551 Q85

1

CAPITULO I. 1. LA EMPRESA - OBJETIVOS Y JUSTIFICACIÓN DEL TRABAJO.

1.1. Reseña histórica de ENELVEN.

Fundada en 1888 como la Maracaibo Electricity Light Co., para el

suministro de electricidad a Maracaibo, ENELVEN es hoy la principal

empresa de servicio de energía eléctrica del Estado Zulia.

El 1° de junio de 1888, el Sr. Jaime Felipe Carrillo, firma con la

Administración Seccional, el contrato en virtud del cual se compromete a

establecer el servicio de alumbrado eléctrico en las principales calles de

Maracaibo, a partir del 24 de octubre de 1888, fecha de la festividad

centenaria del natalicio del héroe zuliano de la independencia, General

Rafael Urdaneta, iniciándose así el alumbrado eléctrico en el Estado

Zulia.

El señor Jaime Felipe Carrillo, empresario venezolano de la época,

tuvo a su cargo la responsabilidad de realizar las labores de instalación

de una planta cercana a la Plaza Bolívar, para alumbrar dicha plaza en el

acto central de esa festividad.

La prueba del Alumbrado Público, antes de su puesta en servicio

oficial, se efectuó el 23 de octubre de 1988, cerca de las 10 de la noche,

con una luz amarillenta y débil. Los maracaiberos respondieron con una

bulliciosa alegría al gran acontecimiento.

2

La primera planta de generación se instala provisionalmente en un

terreno de 2235 metros cuadrados, ubicado en la calle La Marina, hoy

avenida Libertador, cedido por la Administración Seccional del Zulia,

siempre y cuando no se dedicara a otra actividad que no fuera la de

generar energía eléctrica.

Para 1888 Carrillo es el único propietario de la Empresa de

Alumbrado Eléctrico de Maracaibo, contando con el respaldo de

entusiastas ciudadanos emprendedores, entre ellos José Antonio Parra

Chacín, quien luego se convierte en su socio en 1889. Al año siguiente, el

4 de junio de 1889, en Nueva York, Carrillo y otros inversionistas

holandeses y norteamericanos fundan la empresa THE MARACAIBO

ELECTRIC LIGHT Co. o Empresa de Alumbrado Eléctrico de Maracaibo.

THE MARACAIBO ELECTRIC LIGHT Co., que hasta 1916 solo

servía electricidad de noche y fue puesta en condiciones de servicio

también en horas del día, debido a la instalación de modernas turbinas

para la fecha, lo que determinó el empleo de la electricidad en la industria

y su aplicación en muchos utensilios domésticos.

THE MARACAIBO ELECTRIC LIGHT Co. Funcionó hasta 1924,

cuando inversionistas canadienses adquirieron sus acciones y la

denominaron VENEZUELA POWER Co.

A finales de 1926 se instaló una nueva planta en el sector La

Arreaga, conocida hoy en día como CENTRAL TERMOELÉCTRICA

“RAMON LAGUNA”, con dos unidades térmicas, las cuales ponen fin a

una serie de problemas en la prestación del servicio de electricidad a la

ciudad.

3

Posteriormente, el 16 de mayo de 1940, se registra la empresa en

Maracaibo y se cambia la razón social a C.A. ENERGIA ELECTRICA DE

VENEZUELA. Con este nombre la empresa comenzó a expandirse hacia

el área rural en la década del sesenta y adquiere las plantas ubicadas en

las zonas de Perijá y Colón. Es así como fue ampliando sus áreas de

influencia, hasta cubrir toda la Costa Occidental y Sur del Lago de

Maracaibo.

En 1973 se inaugura la CENTRAL TERMOELECTRICA RAFAEL

URDANETA, la segunda en importancia que posee la empresa.

Para 1976, el Fondo de Inversiones de Venezuela adquiere las

acciones mayoritarias de ENELVEN, convirtiéndose en empresa del

Estado Venezolano. Con ello se traspasan cincuenta y dos años de

experiencia de este nuevo consorcio a la Organización, desde el punto de

vista administrativo y gerencial.

En 1981 se produce la interconexión de ENELVEN con el Sistema

Eléctrico Nacional (SIN) a través del cable en 230 KV que pasa por

debajo de la plataforma del Puente sobre el Lago de Maracaibo.

La segunda interconexión de ENELVEN con el Sistema Eléctrico

Nacional a través de un tendido sublacustre que permite transportar la

electricidad desde El Tablazo, en la Costa Oriental, hasta la subestación

“Peonías" en la Costa Occidental del Lago de Maracaibo.

La tercera interconexión con el Sistema Eléctrico Nacional, se

produce cuando entra en funcionamiento la doble línea aérea en 400 KV

en el año de 1998, que une las subestaciones “Cuatricentenario” y “El

Tablazo”.

4

La cuarta interconexión es la segunda línea en 400 KV entre las

subestaciones “Cuatricentenario” y “El Tablazo”, junto con la inclusión del

segundo auto transformador en la subestación Cuatricentenario en

400/230 kV.

1.2. Proceso productivo, materia prima y producto final.

El proceso de producción tiene como resultado un solo producto, el

cual es energía eléctrica.

La C.A. Energía Eléctrica de Venezuela, es una empresa encargada

de la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica para

abastecer las ciudades y zonas rurales de la Costa Occidental del Lago

de Maracaibo, por medio de generación propia y del Sistema

Interconectado Nacional. Un 50% de la energía es comprada a EDELCA

(Electrificación del Caroní) y el otro 50% es generado por la compañía.

ENELVEN cuenta con cinco plantas de generación térmica para

garantizar la continuidad del servicio, entre estas tenemos La Ramón

Laguna, Rafael Urdaneta, Concepción, Santa Bárbara, y Casigua, con

una Potencia total de Generación de 1215 MW.

1.3. Estructura funcional de la empresa.

1.3.1. Sistema eléctrico de ENELVEN.

La C.A. Energía Eléctrica de Venezuela (ENELVEN), se encuentra

ubicada en el occidente del país, es una empresa encargada de la

generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, la cual

5

abastece a los municipios Mara, Páez, Maracaibo, San Francisco,

Urdaneta, Jesús Enrique Losada, Rosario, Machiques de Perijá,

Catatumbo y Colón, por medio de generación propia y del Sistema

Interconectado Nacional.

Operacionalmente el Sistema Eléctrico de ENELVEN está constituido

por tres sistemas fundamentales.

?? Sistema de Generación. (ENELGEN)

?? Sistema de Transmisión. (ENELDIS)

?? Sistema de Distribución. (ENELDIS)

Sistema de Generación: El sistema de generación de ENELVEN

cuenta con cinco centrales generadoras: Ramón Laguna, Rafael

Urdaneta, Concepción, Santa Bárbara y Casigua, en su totalidad de

origen térmico. Este sistema tiene una capacidad de generación instalada

de 1215 MW. A continuación se detallan las centrales generadoras que

conforman este sistema.

Sistema de Transmisión: Contempla las líneas de transmisión y las

subestaciones reductoras primarias. El Sistema de Transmisión de

ENELVEN presenta niveles de tensión a 400 kV, 230 kV y 138 kV. Dicho

sistema se encuentra conformado por:

a) Dos líneas aéreas de 400 kV que parte de la S/E Tablazo y llega a la

S/E Cuatricentenario. Aquí un auto transformador reduce la tensión

de 400 kV a 230 kV.

6

b) Tres líneas a 230 kV que parten de la S/E Tablazo dos de las cuales

llegan a la S/E Cuatricentenario y la otra llega a la S/E Punta de

Piedra, donde la tensión se reduce a 138 kV por medio de un auto

transformador.

c) Dos líneas a 230 kV que parten de la S/E Cuatricentenario, una de

las cuales llegan a la S/E El Rincón, en la cual existe un auto

transformador que reduce la tensión de 230 kV a 138 kV y la otra

llega a la S/E Trinidad, donde un auto transformador que reduce la

tensión de 230 kV a 138 kV.

Adicionalmente la S/E Cuatricentenario consta de un auto transformador

que reduce la tensión de 230 kV a 138 kV.

d) Ocho líneas a 138 kV que parten de la S/E El Rincón, una de las

cuales llega a la S/E Cuatricentenario, otra llega a la S/E Trinidad,

tres de ellas llegan a S/E Arreaga y las tres restantes llegan Planta

Urdaneta.

e) Tres líneas a 138 kV que parten de la S/E Trinidad, una llega a la S/E

Cuatricentenario y las otras dos llegan a la S/E Ramón Laguna.

f) Una línea a 138 kV que parten de la S/E Punta de Piedra y llegan a la

S/E Ramón Laguna.

Sistema de Distribución: Constituido por las líneas de distribución,

las subestaciones reductoras secundarias y las cargas conectadas al

sistema. El sistema eléctrico de distribución de ENELVEN está

conformado por circuitos básicamente aéreos y radiales en 8.3 y 23.9 kV.

El nivel de 8.3 kV actualmente cubre solo el 31 % de la demanda total del

7

sistema (46 circuitos) y el resto es asumido por la red de 23.9 kV (102

circuitos) esto hace un total de 148 alimentadores de distribución.

En el sistema de distribución de ENELVEN se observan las

subestaciones normalizadas en 84 MVA y en ciertos casos de 166 MVA.

En las S/E Normalizadas en 84 MVA el criterio de operación es “no

exceder 60 MVA de demanda”, garantizando que hasta 6 circuitos

puedan trabajar a plena carga (10 MVA), con tensión nominal de 23.9 kV,

en condiciones normales. Este es el tipo de subestación que se construye

actualmente.

Para las S/E que presentan una capacidad de 166 MVA, se

considera que pueden administrar hasta 100 MVA de los cuales 60 MVA

estarán asociados al área de influencia de la propia S/E y el resto será

transferido mediante líneas de subtransmisión hasta S/E tipo apéndice.

En cuanto a las S/E de tipo apéndice, estas no poseen

transformadores a nivel de 138/23.9 kV, pero pueden presentar algunos

en 23.9/8.3 kV, los cuales no son considerados para efectos de

cuantificación como capacidad instalada, dado que su alimentación

depende de otro transformador en 138/23.9 KV ubicado en otra S/E. En

estos casos la alimentación llega de líneas de subtransmisión en 23.9 kV,

donde es posible transferir 40 MVA en condiciones normales.

1.4. Planteamiento del problema.

En forma regular los transformadores de potencia que se

encuentran asociados a la red que compone ENELVEN y ENELCO

operan en condiciones de servicio en un porcentaje de carga por debajo

8

de su capacidad nominal, salvo en situaciones especiales que exigen el

aumento de este porcentaje. No obstante, es importante destacar que los

valores de carga permitidos a estos equipos no llegan a sobrepasar el

valor máximo de carga admitido por la placa de características

suministradas por el fabricante (100%) y que por circunstancias

particulares de operatividad este limite máximo puede llegar a ser

superado. Las condiciones de una sobrecarga están determinadas por

factores térmicos y económicos, que junto a las naturales limitaciones

como las capacidades de los devanados y de los sistemas de

enfriamiento deben ser tomadas en cuenta al momento de someter al

equipo a una demanda poco usual.

En virtud de lo antes expuesto se hace necesario crear un criterio

en base al cual se pueda sustentar la carga de un transformador más allá

de su valor máximo (capacidad nominal), por un periodo de tiempo

determinado (tiempo de sobrecarga), para cubrir una transferencia de

potencia; evaluando el impacto de la sobrecarga en la expectativa de vida

del aislamiento del transformador garantizando que sea aceptable bajo

ciertas condiciones de carga con una expectativa de vida útil normal.

La principal incertidumbre al momento de solicitarle a un

transformador una carga mayor a la nominal es la generación de daños,

que pueden ir desde la reducción acelerada de la vida útil del equipo

hasta la producción de daños permanentes (falla interna) en el peor de

los casos. El deterioro del aislamiento, considera un contenido de

humedad constante, en función del tiempo y la temperatura, y con el fin

de garantizar que en el momento de la sobrecarga el transformador no

sufrirá consecuencias adversas, este estudio se apoya en el análisis de

9

las temperaturas tanto del devanado (punto más caliente) como del tope

del aceite.

Debido a que los efectos acumulativos de la temperatura y el tiempo

en el envejecimiento o deterioro del aislamiento de un transformador no

están completamente establecidos, no es posible predecir con exactitud

la expectativa de vida de un transformador, incluso bajo condiciones

constantes o controladas de operación, por lo que bajo condiciones

variables de servicio es aún más difícil hacer una predicción acertada.

Las consideraciones que se hacen en este estudio son conservadoras y

cubren un margen de seguridad por incertidumbre.

1.5. Formulación del problema.

Al someter a un transformador a distintas condiciones de carga, es

necesario verificar que éstas no impliquen funcionamientos no

aceptables, particularmente que no comprometan su duración (vida útil).

Al buscar respuestas rápidas, la lectura superficial de distintas normas,

documentos de trabajo, libros y artículos, de distinto origen y de distintas

épocas, conducen a dudas que evolucionan llegándose a la confusión,

que en este trabajo se intentan aclarar o al menos plantear. En lo

referente a la vida útil en transformadores de potencia, no cabe duda que

el factor limitante es la vida del papel aislante usado en el sistema de

aislamiento sólido del transformador. Se plantea entonces la siguiente

interrogante:

¿Será posible realizar la determinación de las condiciones de carga

máximas aceptables por encima de la capacidad nominal del

transformador, basándose en la expectativa de vida del aislamiento del

10

transformador, en función del tiempo de sobrecarga y del

comportamiento interno de las temperaturas del punto más caliente del

devanado (ºC) y en del tope del aceite (ºC) para los transformadores de

potencia que componen el sistema de ENELVEN y ENELCO?.

1.6. Objetivos de la investigación.

1.6.1. Objetivo general.

El Objetivo general de este trabajo fue la determinación de la carga

máxima aceptable por encima de la capacidad nominal del

transformador, basándose en la expectativa de vida del aislamiento en

función del tiempo de sobrecarga y del comportamiento interno de las

temperaturas: Punto más caliente del devanado (ºC) y en el tope del

aceite (ºC), para los transformadores de potencia con capacidad de 20

MVA, 42 MVA, 40 MVA y 83 MVA que componen el sistema de

ENELVEN y ENELCO.

1.6.2. Objetivos específicos.

?? Realizar una recopilación bibliográfica de la normativa vigente en lo

referente a la sobrecarga en los transformadores de potencia.

?? Realizar una revisión del inventario de transformadores de potencia

que componen al sistema de ENELVEN y ENELCO para seleccionar

una muestra representativa para el análisis de sobrecarga.

?? Revisar los manuales y reportes de pruebas de fabricantes de los

transformadores de potencia con capacidad de 20 MVA, 40 MVA, 42

11

MVA y 83 MVA, para conocer las pautas y recomendaciones en cuanto a

sobrecarga.

?? Investigar y estudiar la metodología aplicable para el análisis de

sobrecarga en función del comportamiento de las temperaturas en el

devanado y en el aceite, evaluando el impacto de la sobrecarga en la

expectativa de vida del aislamiento del transformador.

?? Aplicar la metodología propuesta para el análisis de sobrecarga en los

transformadores de potencia que componen una muestra seleccionada

del sistema de ENELVEN y ENELCO.

?? Elaborar conclusiones y recomendaciones para la toma de decisiones

respecto a la planeación de carga por encima de las especificaciones de

placa de los transformadores de potencia con capacidad menor a 100

MVA, que componen el sistema de ENELVEN y ENELCO.

1.7. Justificación.

El incremento o reducción de la temperatura de los transformadores

de potencia es función de la capacidad de almacenamiento de calor de la

masa Hierro/Cobre/Aceite del mismo. La cantidad de calor generada

dentro del transformador es función de la carga que manejan.

La carga demandada y la temperatura ambiente cambian

continuamente, esta condición implica una carga cíclica a una

temperatura ambiente determinada que puede variar durante el día y la

noche, en consecuencia la temperatura en el punto más caliente del

devanado varia por arriba y por debajo de la temperatura de referencia

(110 ºC). Por lo tanto los transformadores se pueden sobrecargar por

12

encima de su capacidad nominal continua, ya que el envejecimiento

térmico es un efecto acumulativo que se permite sobre el tiempo y

temperaturas arriba de la temperatura de referencia (110 ºC), permitiendo

que el transformador trabaje por periodos más largos debajo de 110 ºC,

siempre que su carga anterior a la sobrecarga (precarga) haya sido

inferior a la nominal. Esto abre la posibilidad de un mayor

aprovechamiento de los mismos, lo que se traduce en mayor confiabilidad

y menores costos de inversión.

1.8. Alcance.

El alcance de este Trabajo de Grado consistió en determinar las

condiciones de carga máximas aceptables por encima de las

especificaciones de placa de los transformadores de potencia, en base a

la expectativa de vida útil (180000 horas ó 20.55 años según el estándar

IEEE C57.91-1995) del aislamiento como consecuencia de superar el

limite térmico del punto más caliente del devanado en función del tiempo

de sobrecarga.

13

CAPITULO II. 2. MARCO TEORICO.

2.1. Temperaturas internas del transformador.

Se pretende esquematizar en forma general las sobreelevaciones

de temperatura (elevación de temperatura por encima de la temperatura

de referencia (110 ºC)) en régimen permanente en el interior de los

transformadores. Los principios generales que se exponen son válidos

para cualquier transformador.

La figura 2.1. muestra el corte de un transformador; permite ubicar donde

se produce el calor y como se transmite al medio externo, en rigor el

transformador es un cuerpo heterogéneo, que está muy lejos de tener una

distribución uniforme de temperaturas.

FIGURA 2.1. Esquema de ventilación forzada y circulación natural de aceite.

14

El calor producido por las pérdidas en los materiales activos (núcleo

magnético y arrollamientos) y las pérdidas adicionales siempre presentes,

inicialmente se acumula en las masas de los materiales del

transformador, una vez alcanzado el estado de régimen debe ser

totalmente disipado al ambiente en el que se encuentra la máquina a

través de medios que transportan el calor; las partes en las que se

producen las pérdidas alcanzan entonces cierta sobretemperatura (

Elevación de temperatura por encima de la temperatura de referencia

(110 ºC), respecto del ambiente y del fluido de refrigeración

a) Fuente de calor:

El calor es producido principalmente por las perdidas, y están

localizados en:

Núcleo: En éste elemento, las pérdidas son producidas por el

efecto de histéresis y las corrientes circulantes (fugas). En las

laminaciones, éstas perdidas son dependiente de la inducción, es decir,

que afecta indirectamente al voltaje de operación.

Devanados: Las pérdidas presentes en los devanados se deben

principalmente al efecto joule y en menos medida a la corriente de

Faucault. Estas dependen de la carga en el transformador.

b) Refrigeración:

El calor producido por las pérdidas en el transformador, afecta la

vida de su aislante. Por ésta razón es importante que el calor producido

se disipe de manera que se mantenga dentro de los limites tolerables por

los distintos tipos de aislamientos. Esta disipación se logra a través de la

transmisión de calor, siguiendo ciertas etapas.

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?? Conducción a través del núcleo, bobinas y demás elementos

hacia la superficie.

?? Transmisión por conducción en el caso de los

transformadores secos.

?? Para los transformadores en aceite, el calor se transmite por

radiación y por convección a través de éste dieléctrico.

La temperatura del aceite aumenta de abajo hacia arriba, esto

implica que para el aceite encontramos una temperatura máxima en la

zona próxima a la parte superior de la cuba y una temperatura mínima en

la parte inferior. El devanado que se encuentra sumergido en el aceite

presenta un punto de máxima temperatura, que se denomina punto o

zona caliente. Cuando se hace la medición de temperatura de un

arrollamiento de acuerdo con los métodos propuestos por las normas

(variación de resistencia) se determina finalmente un valor medio de la

temperatura respecto del ambiente.

La figura 2.2. muestra como varía la temperatura en la superficie de

los órganos de refrigeración, también se observa como varía la

temperatura en el eje interno del órgano de refrigeración, y en un eje

interno de la cuba. El calor fluye del arrollamiento hacia el exterior, y

debido a la forma y dimensiones podemos considerar que la transmisión

de calor se hace en sentido radial, y se pueden establecer las siguientes

temperaturas:

? Temperatura máxima de la bobina (punto o zona caliente).

? Temperatura media de la bobina.

??Temperatura media de la superficie de la bobina.

16

?

? Temperatura máxima del aceite.

? Temperatura media del aceite dentro de la cuba.

? Temperatura media de la superficie de los órganos de refrigeración.

??????????? Temperatura ambiente.

FIGURA 2.2. Variación de la temperatura en la superficie de los órganos de refrigeración.

2.2. Modelo de distribución de temperatura.

Las normas ANSI/IEEE C57.91-1995 y C57.92-1982, proponen

modelos matemáticos para juzgar las consecuencias de variaciones

cíclicas de la carga, para distintos valores de temperatura del medio

refrigerante, y permiten estimar las sobreelevaciones de temperatura

transitorias, refiriéndose principalmente a la temperatura del punto

caliente.

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Para transformadores en aceite, las fórmulas utilizadas se basan en

las siguientes hipótesis simplificativas:

?? La temperatura del aceite en los canales axiales (de refrigeración) de

los arrollamientos se incrementa linealmente desde la parte inferior a la

superior, para cualquier tipo de refrigeración, esto se debe al modo como

circula el fluido refrigerante.

?? La elevación del devanado respecto del aceite independientemente de

su posición (altura) es constante. Esto implica que la velocidad del fluido

de refrigeración y el aporte de calor por unidad de longitud del canal son

constantes.

?? La elevación de temperatura del punto caliente es más alta que la

elevación de temperatura del devanado en su parte superior.

La figura 2.3 muestra el diagrama de temperaturas que corresponde a las

hipótesis mencionadas.

FIGURA 2.3. Diagrama de temperaturas del transformador.

18

2.3. Ciclo de vida del trasformador.

La habilidad de soportar esfuerzos mecánicos, dieléctricos y

térmicos, de un transformador decrece con el tiempo en la medida que

el sistema de aislamiento se envejece. El envejecimiento de los sistemas

de aislamiento reduce tanto la capacidad mecánica y dieléctrica de la

unidad.

FIGURA 2.4. Expectativa de vida normal del transformador.

Una vez instalado, el transformador cuenta con un esfuerzo

inherente para soportar fallas de corto circuito, sobre-voltajes, y otros

eventos transitorios. Este nivel de soporte es significativamente alto en

comparación con el diseño promedio y los niveles de esfuerzo de

operación. Esta alta capacidad para soportar esfuerzos permite al

transformador operar a través de eventos de falla (corto circuito, rayos,

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sistemas de sobrecarga, etc.) sin presentar daños. Los picos en la curva

de esfuerzo de operación (ver figura 2.4), muestran este súbito

incremento que sucede durante estos eventos. Conforme el

transformador envejece, debido a fallas que ocasionan altas fuerzas de

compresión radiales, la perdida de vida normal de la vida de los

aislamientos, la capacidad para soportar esfuerzos, gradualmente

disminuye. Desafortunadamente, los esfuerzos de operación se

incrementan al mismo tiempo debido al aumento en las demandas de los

operadores para maximizar la utilización de los equipos en el sistema.

La figura 2.4 muestra el ciclo normal de vida de un transformador

que ha sido capaz de soportar las fallas periódicas en el sistema. La

carga ha crecido gradualmente y la capacidad para soportar esfuerzos

ha disminuido debido al envejecimiento normal. Por ultimo, al final de su

vida, el transformador no puede soportar el esfuerzo de operación o las

fallas, que en muchos casos son significativamente más altas que el

esfuerzo original de diseño.

La figura 2.5, muestra una falla prematura en un transformador,

debida al aceleramiento del envejecimiento y a las fallas, pues el

transformador no es capaz de soportar un evento que implique gran

esfuerzo, sin fallar. Esto puede ocurrir si el crecimiento de la carga se

acelera más rápido que lo originalmente esta previsto y por lo tanto la

carga planeada arriba de la nominal, se convierte en una rutina,

provocando una reducción en la resistencia ante el esfuerzo.

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Un mecanismo típico de falla es el envejecimiento del sistema de

aislamiento, provocando una reducción en el esfuerzo mecánico del

aislamiento del conductor. Este aislamiento se debilita hasta un punto

donde puede presentar daño mecánico durante una falla y

consecuentemente, el movimiento de la bobina. El daño en el aislamiento

vuelta vuelta, causa una falla dieléctrica en los devanados. Otro tipo de

falla puede incluir aflojamiento de la presión de soporte de la bobina,

reduciendo la habilidad del transformador para soportar las fuerzas de

corto circuito, sin deformación de los devanados. Las fuerzas de corto

circuito se presentan con magnitudes, tanto axiales como radiales, de

miles de kilogramos.

FIGURA 2.5. Vida del transformador; falla prematura.