Universidad de La Salle Universidad de La Salle

Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle

Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2001

Reconocimiento y caracterización de la prueba Tangente Delta Reconocimiento y caracterización de la prueba Tangente Delta

aplicada en la fabricación de transformadores de distribución aplicada en la fabricación de transformadores de distribución

Carmen Patricia Beltrán Delgado Universidad de La Salle, Bogotá

Pedro Ignacio García Castillo Universidad de La Salle, Bogotá

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Citación recomendada Citación recomendada Beltrán Delgado, C. P., & García Castillo, P. I. (2001). Reconocimiento y caracterización de la prueba Tangente Delta aplicada en la fabricación de transformadores de distribución. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/415

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RECONOCIMIENTO Y CARACTERIZACIÓN DE LA PRUEBA TANGENTE DELTARECONOCIMIENTO Y CARACTERIZACIÓN DE LA PRUEBA TANGENTE DELTA

APLICADA EN LA FABRICACIÓN DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓNAPLICADA EN LA FABRICACIÓN DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

CARMEN PATRICIA BELTRÁN DELGADOCARMEN PATRICIA BELTRÁN DELGADO

PEDRO IGNACIO GARCÍA CASTILLOPEDRO IGNACIO GARCÍA CASTILLO

UNIVERSIDAD DE LA SALLEUNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICAFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C.BOGOTÁ D.C.

20012001

RECONOCIMIENTO Y CARACTERIZACIÓN DE LA PRUEBA TANGENTE DELTARECONOCIMIENTO Y CARACTERIZACIÓN DE LA PRUEBA TANGENTE DELTA

APLICADA EN LA FABRICACIÓN DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓNAPLICADA EN LA FABRICACIÓN DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

CARMEN PATRICIA BELTRÁN DELGADOCARMEN PATRICIA BELTRÁN DELGADO

PEDRO IGNACIO GARCÍA CASTILLOPEDRO IGNACIO GARCÍA CASTILLO

Monografía para optar al título deMonografía para optar al título de

Ingeniero ElectricistaIngeniero Electricista

DirectorDirector

JOSÉ L. GAMBOA NIÑOJOSÉ L. GAMBOA NIÑO

Ingeniero ElectricistaIngeniero Electricista

UNIVERSIDAD DE LA SALLEUNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICAFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C.BOGOTÁ D.C.

20012001

Nota de aceptación Nota de aceptación

_______________________________________

________________________________________

______________________________________

Ing. José L. Gamboa NiñoIng. José L. Gamboa Niño

Director del ProyectoDirector del Proyecto

____________________________________________________________________

Ing.Ing.

JuradoJurado

____________________________________________________________________

Ing.Ing.

JuradoJurado

Bogotá D.C. 15 de Marzo de 2001Bogotá D.C. 15 de Marzo de 2001

A Dios y a mis seres más queridos.A Dios y a mis seres más queridos.

A Dios, a mis padres por su apoyo incondicional.A Dios, a mis padres por su apoyo incondicional.

AGRADECIMIENTOSAGRADECIMIENTOS

Los autores expresan sus agradecimientos:

A A JOSE L. GAMBOA NIÑOJOSE L. GAMBOA NIÑO, Ingeniero Jefe de Cálculo de la división de

ENERGÍA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN de SIEMENS S.A.

A A RODRÍGO GUARÍN, Ingeniero Jefe de Campo de Pruebas de la división de

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN de SIEMENS S.A.

AA SIEMENS S.A. de Colombia, División de Transformadores de Distribución.

AA UNIVERSIDAD DE LA SALLE

AA Todas y cada una de las personas que de una u otra forma colaboraron en el

desarrollo de este proyecto.

TABLA DE CONTENIDOTABLA DE CONTENIDO

pág

RESUMEN

INTRODUCCIÓN

1. EL TRANSFORMADOR 1

1.1 DEFINICIÓN 1

1.2 CLASIFICACIÓN 2

1.2.1 Según la red de suministro de energía a la que se conecte

el transformador 2

1.2.1.1 Transformadores de distribución – serie 15 kV 2

1.2.1.2 Transformadores tipo subestación 3

1.2.1.3 Transformadores de potencia 3

1.2.2 Según el número de fases 3

1.2.2.1 Monofásico 3

1.2.2.2 Trifásico 3

1.2.3 Según el tipo de medio aislante y refrigerante 3

1.2.3.1 ONAN 3

1.2.3.2 ONAF 4

1.2.3.3 OFAF 4

1.2.4 Según el lugar de instalación 4

1.2.4.1 Para instalación interior 4

1.2.4.2 Para instalación exterior 4

1.2.4.3 Tipo poste 4

1.2.4.4 Tipo estación 5

1.2.4.5 Tipo pedestal 5

1.2.4.6 Tipo subterráneo 5

1.2.4.7 Tipo bodega 5

1.2.4.8 Transformador en red 5

1.2.4.9 Transformador bajo superficie 5

1.2.4.10 Transformador directamente puesto a tierra 6

1.3 NORMAS 6

1.4 PARTES COMPONENTES DE UN TRANSFORMADOR 8

1.4.1 Circuito magnético (Núcleo) 8

1.4.2 Circuito eléctrico (devanados) 8

1.4.3 Sistema de aislamiento 9

1.4.4 Tanque y accesorios 12

1.5 ETAPAS DE FABRICACIÓN 13

1.5.1 Proceso de construcción de núcleos 14

1.5.2 Proceso de construcción de bobinas 18

1.5.3 Construcción del tanque y prensa 20

1.5.4 Ensamble del conjunto núcleo – bobina (Armado) y fijación al tanque(Encube) 21

1.5.5 Proceso de secado del conjunto núcleo 22

2. PRUEBAS ELÉCTRICAS APLICADAS A LOS TRANSFORMADORES 24

2.1 ENSAYOS DE RUTINA 24

2.1.1 Resistencia óhmica de los devanados 24

2.1.2 Relación de transformación, verificación de la polaridad y relación deFase 27

2.1.3 Medición de las tensiones de cortocircuito 29

2.1.4 Pérdidas en vacío 32

2.1.5 Pérdidas en los devanados 34

2.1.6 Ensayo de Tensión aplicada 36

2.1.7 Ensayo de Tensión inducida 38

2.2 ENSAYOS TIPO 40

2.2.1 Ensayo de impulso 41

2.2.2 Ensayo de calentamiento 45

2.2.2.1 Carga real o directa 45

2.2.2.2 Carga simulada 46

2.2.3 Resistencia de aislamiento 46

2.3 ENSAYOS APLICADAS EN LABORATORIO A LOS DIELÉCTRICOS 50

2.3.1 Verificación realizada al papel aislante Kraft 50

2.3.2 Verificación realizada al papel resina epóxica 51

2.3.3 Verificación realizada al aceite dieléctrico a granel 52

3. PRUEBA DEL FACTOR DE DISIPACIÓN EN LOS AISLAMIENTOS 53

3.1 CONCEPTOS FUNDAMENTALES 53

3.2 ÁNGULO DE PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS 55

3.3 EL FACTOR DE DISIPACIÓN COMO RELACIÓN DE PÉRDIDAS 59

3.3.1 El Factor de disipación para el circuito equivalente en serie 61

3.3.2 El Factor de disipación para el circuito equivalente en paralelo 62

3.4 SENTIDO FÍSICO DE LAS PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS 64

3.4.1 Caso en que la conexión del dieléctrico se hace bajo tensiónConstante 64

3.4.2 Caso en que la conexión del dieléctrico se hace bajo tensiónAlterna 68

3.5 INFLUENCIA DE DIFERENTES FACTORES SOBRE EL VALOR DETANGENTE DELTA 74

3.5.1 Dependencia de Tangente Delta con respecto a la frecuencia 75

3.5.2 Dependencia de Tangente Delta con respecto a la temperatura 77

3.5.3 Dependencia de Tangente Delta con respecto a la humedad 82

3.5.4 Dependencia de Tangente Delta con respecto a la tensión 84

4. PROCEDIMIENTO EMPLEADO EN LA RECOLECCIÓN DE DATOS 87

4.1 CARACTERIZACIÓN DE LAS ETAPAS DE FABRICACIÓN 90

4.1.1 Temperatura en el encube 91

4.1.2 Presión de vacío 93

4.1.3 Temperatura del aceite 94

4.1.4 Tiempo de impregnación 96

4.2 COMPORTAMIENTO DE LA CAPACITANCIA 99

4.2.1 Con respecto a la Potencia 102

4.2.2 Con respecto al diseño 103

5. CARACTERIZACIÓN DE LA PRUEBA TANGENTE DELTA 107

5.1 COMPORTAMIENTO DEL FACTOR DE DISIPACIÓN 107

5.1.1 Con respecto a la frecuencia 107

5.1.2 Con respecto a la tensión aplicada 107

5.1.3 Con respecto a la humedad 109

5.1.4 Con respecto a la temperatura 115

5.1.5 Con respecto a otras variables 117

5.1.5.1 Con respecto al tiempo de impregnación 117

5.1.5.2 Con respecto a las pruebas de rutina 120

5.1.5.3 Con respecto al diseño del transformador 121

5.1.6 Simulación de envejecimiento 123

5.2 ANALISIS ESTADÍSTICO 124

5.2.1 Correlación entre Tangente delta y Presión de vacío 126

5.2.2 Correlación entre Tangente delta y temperatura en el encube 126

5.2.3 Correlación entre Tangente delta y temperatura en el aceite 127

5.2.4 Correlación entre Tangente delta y tiempo de impregnación del aceite 128

5.3 CARACTERIZACIÓN DE LA PRUEBA TANGENTE DELTA APLICADA A

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EN SU PROCESO DE FABRICACIÓN 129

6. CONCLUSIONES 139

BIBLIOGRAFIA 145

ANEXOS 148

LISTA DE ANEXOSLISTA DE ANEXOS

Pág

Anexo A. Curva para conversión de Factor de disipación vs. Factor dePotencia. 148

Anexo B. Equipo de prueba AVTM 672000 149

Anexo C. Descripción y aplicación de la prueba 150

Anexo D. Caso del Factor de disipación negativo 162

Anexo E. Características de los aislamientos por diseño 164

LISTA DE TABLASLISTA DE TABLAS

Pág

Tabla 1. Normas ICONTEC aplicables. 6

Tabla 2. Pérdidas en acero al silicio a 60 Hz 8

Tabla 3. Propiedades físicas del aluminio y el cobre 9

Tabla 4. Especificaciones del aceite aislante mineral nuevo 11

Tabla 5. Tensiones de prueba establecidas por IEEE para transformadores

sumergidos en aceite de acuerdo al nivel de aislamiento 36

Tabla 6. Tiempos establecidos para la prueba de Tensión inducida según ANSI

C57-72 39

Tabla 7. Magnitud de las ondas de impulso según IEEE 43

Tabla 8. Factores de corrección a 20°C para resistencia de aislamiento 47

Tabla 9. Valores mínimos recomendados para aislamiento en transformadoressumergidos en aceite 49

Tabla 10. Variables que determinan la calidad del papel aislante kraft 50

Tabla 11. Variables que determinan la calidad del papel resina epóxica 51

Tabla 12. Variables que determinan la calidad del aceite dieléctrico 52

Tabla 13. Factores de corrección por temperatura para el Factor de disipación 81

Tabla 14. Caracterización de la temperatura en el encube 92

Tabla 15. Caracterización de la presión de vacío 93

Tabla 16. Caracterización de la temperatura del aceite 95

Tabla 17. Caracterización del tiempo de impregnación 96

Tabla 18. Datos necesarios para el cálculo de r entre Tangente delta yPresión de vacío 126

Tabla 19. Datos necesarios para el cálculo de r entre Tangente delta yTemperatura en el encube 126

Tabla 20. Datos necesarios para el cálculo de r entre Tangente delta yTemperatura en el aceite 127

Tabla 21. Datos necesarios para el cálculo de r entre Tangente delta yTiempo de impregnación del aceite 128

LISTA DE FIGURASLISTA DE FIGURAS

Pág

Figura 1. Tipos de núcleo – Transformadores monofásicos 15

Figura 2. Forma constructiva de núcleos 16

Figura 3. Encube 22

Figura 4. Proceso de secado y llenado de aceite 23

Figura 5. Puente de Wheatstone 26

Figura 6. Conexión para el ensayo de relación de transformación 28

Figura 7. Conexiones necesarias para el ensayo de tensión de corto circuito 30

Figura 8. Conexiones necesarias para el ensayo de tensión aplicada 37

Figura 9. Tensión de impulso de onda completa 42

Figura 10. Conexión de un transformador para el ensayo de impulso 44

Figura 11. Conexiones para el ensayo de resistencia de aislamiento 48

Figura 12. Diagrama vectorial de un sistema de aislamiento 56

Figura 13. Triángulo de potencias. Relación entre Cosϕ y Tgδ 57

Figura 14. Diagrama vectorial donde se muestra resistencia, reactancia e

Impedancia 59

Figura 15. Circuito equivalente para pérdidas en un condensador 60

Figura 16. Impedancia en serie 61

Figura 17. Diagrama fasorial del circuito RC en serie 61

Figura 18. Impedancia en paralelo 62

Figura 19. Diagrama fasorial para el circuito RC en paralelo 63

Figura 20. (a) Esquema de dieléctrico bajo tensión constante

(b) Gráfica que describe la dependencia de la corriente I a través del

tiempo, desde el momento de conexión bajo tensión constante 64

Figura 21. (a) Esquema de dieléctrico bajo tensión alterna

(b) y (c) Deducción de la fórmula de dependencia de la corriente de absorción

en función del tiempo 68

Figura 22. Diagrama completo de las corrientes en el dieléctrico con pérdidas 71

Figura 23. Determinación del coeficiente de absorción del condensador 74

Figura 24. Dependencia teórica de la tangente de pérdidas en función de laFrecuencia de la tensión aplicada al dieléctrico 75

Figura 25. Dependencia teórica entre Tangente delta de los dieléctricos polaresy la temperatura 79

Figura 26. Dependencia de Tangente delta del papel y la humedad 82

Figura 27. Curva de ionización 85

Figura 28. Esquema de las variables que inciden en el valor de Tangente delta 88

Figura 29. Representación de las capacitancias presentes en un transformador 99

Figura 30. Magnitud de las capacitancias presentes en un transformador 101

Figura 31. Capacitancia en función de la potencia para transformadoresMonofásicos 102

Figura 32. Capacitancia en función de la potencia para transformadoresTrifásicos 102

Figura 33. Capacitancia en función del diseño del aislamiento 103

Figura 34. Tangente delta en función de la tensión aplicada para

Transformadores monofásicos 108

Figura 35. Tangente delta en función de la tensión aplicada para

Transformadores trifásicos 108

Figura 36. Tangente delta en función de la temperatura en el encube (GSTd) 110

Figura 37. Tangente delta en función de la temperatura en el encube (GSTi) 110

Figura 38. Tangente delta en función de la presión de vacío (GSTd) 112

Figura 39. Tangente delta en función de la presión de vacío (GSTi) 112

Figura 40. Comparación del factor de pérdidas entre dos niveles de vacío 114

Figura 41. Tangente delta en función de la temperatura del aceite (GSTd) 115

Figura 42. Tangente delta en función de la temperatura del aceite (GSTi) 116

Figura 43. Tangente delta en función del tiempo de impregnación del

aceite (GSTd) 117

Figura 44. Tangente delta en función del tiempo de impregnación del

aceite (GSTi) 118

Figura 45. Tangente delta en función del tiempo de impregnación del aceite :

(a) Transformadores de 15 kVA

(b) Transformadores de 37.5 kVA

(c) Transformadores de 50 kVA

(d) Transformadores de 75 kVA 119

Figura 46. Tangente delta en función de las pruebas de rutina (Antes de ser

Aplicadas) 120

Figura 47. Tangente delta en función de las pruebas de rutina (Después de ser

Aplicadas) 121

Figura 48. Tangente delta en función del diseño del aislamiento 122

Figura 49. Respuesta de Tangente delta ante la prueba de Calentamiento 124

Figura 50. Factor de disipación –GST 130

RESUMENRESUMEN

El objetivo de este proyecto es hacer el Reconocimiento y posterior

Caracterización de la prueba de Tangente Delta aplicada a la fabricación de los

transformadores de Distribución, en un rango de valores predominante.

También se busca determinar la influencia de todas las posibles variables que

pueden incidir en el Factor de Disipación, enfatizando en ciertas etapas de

fabricación (curado y secado), y su relación con las propiedades dieléctricas

del conjunto aislante empleado (aceite, barniz y papel).

La metodología seguida en el desarrollo del trabajo se inicia con la ubicación y

posterior consulta de fuentes bibliográficas tradicionales sobre teoría de

transformadores necesarias para el reconocimiento de la prueba y manejo del

equipo (manual del AVTM 672000). Posteriormente, a partir de la aplicación

del ensayo Tangente delta, se procedió a la recolección de datos obtenidos

de las lecturas del equipo de pruebas, después de haber realizado

seguimiento al proceso de fabricación. Luego, se hizo el análisis de esta

información a partir de la construcción de gráficas representativas mediante

software aplicable, junto con herramientas de estadística y métodos

numéricos.

Como resultado de esta investigación, se logra la caracterización de la prueba

Tangente delta en un rango predominante de (0.6 – 0.69%) para los

transformadores de distribución SIEMENS en su proceso de fabricación. Sin

embargo, para transformadores de distribución en general, se considera que

si el Factor de disipación se encuentra en un valor inferior al 2%, su

aislamiento se encuentra en buenas condiciones.

Se concluye entonces, que la medida del Factor de pérdidas constituye un

elemento de juicio importante a la hora de evaluar el estado del aislamiento de

un transformador y por consiguiente sirve como estimativo de la vida útil de la

máquina. Las etapas de curado y secado de la parte activa son

determinantes en el estado de los materiales aislantes sometidos a ellas

(esmaltes, aceite mineral y papel) en cuanto a sus cualidades dieléctricas.

INTRODUCCIÓNINTRODUCCIÓN

La operación sin falla de transformadores de distribución es de gran importancia

para la industria eléctrica. La confiabilidad operacional de un transformador está

substancialmente influenciada por las características de los materiales aislantes

(conjunto aislante) empleados.

El monitoreo de la condición general del aislamiento del transformador es la

preocupación principal de quienes los adquieren, y preferiblemente debe realizarse

desde el mismo proceso de fabricacióndesde el mismo proceso de fabricación del equipo, para predecir el estado del

aislamiento de la máquina que se va a entregar.

En la actualidad, la aplicación de la prueba Tangente Delta se realiza generalmente

como “Prueba tipo” sobre los transformadores de Potencia, para los que se

conoce un valor aceptable de Tangente delta inferior al 1%, a una temperatura de

20°C. Para el caso de transformadores de distribución este ensayo no se realiza,

razón por la cual no se cuenta con valores ó rangos estimados del Factor de

disipación de tales unidades. Con base en esta circunstancia, se ha decidido

enfocar la elaboración de este proyecto de grado, a determinar el rango de

valores permisibles para Tangente Delta en la fabricación de los transformadores de

distribución, asimismo como a encontrar la relación existente entre la magnitud del

Factor de Disipación y las condiciones de fabricación que influyen en el estado del

aislamiento, además de la relación entre éste y otros ensayos aplicados al

aislamiento.

En el caso de que el fabricante decida utilizar la prueba de Tangente Delta como

soporte de comparación con otras pruebas realizadas al conjunto aislante de los

transformadores de distribución, seguramente obtendrá mejores niveles de calidad

en la línea de producción, lo que a su vez se reflejará en la vida útil de estas

máquinas y en la satisfacción de quienes las adquieran.

Para lograr este propósito, se recopiló información relativa al tema como sustento

teórico del estudio realizado y se aprovecharon los recursos existentes (equipo de

pruebas, transformadores fabricados, instalaciones y asesoría técnica de la

empresa SIEMENS S.A.), para que una vez recopilada la información medida, el

análisis se orientara al cumplimiento de los objetivos planteados.

El equipo de pruebas empleado es el “AVTM672000” de AVO International, el

cual ha sido previamente utilizado en la medida del factor de disipación para

transformadores de Potencia ( Mayores a 150 kVA trifásicos y 100 kVA

monofásicos ) y que también puede ser usado en la medición y determinación de

este factor en los transformadores de distribución, conocidos como serie 15 kV,

con las siguientes tensiones:

En bornes de alta tensión: 10, 11.4, 13.2, 13.8 kV

En bornes de baja tensión: 208, 220, 240, 440, 460, 480 V

Para potencias de,

Transformadores monofásicos: 10 kVA – 100 kVA

Transformadores trifásicos: 30 – 150 kVA

El documento se divide en cinco capítulos básicamente, iniciando con un capítulo

donde se presenta el transformador, su clasificación, metodología, partes

constructivas, normas aplicables y etapas de fabricación. La segunda parte

muestra las pruebas eléctricas aplicadas a los transformadores de acuerdo con su

importancia y su periodicidad de aplicación. También muestra los ensayos

aplicados en Laboratorio a los dieléctricos. Seguidamente se trata la prueba del

Factor de Disipación en los aislamientos que es el tema central, se muestra la

importancia del concepto del ángulo de pérdidas dieléctricas, el sentido físico de

las mismas, la influencia de diferentes factores sobre La Tangente Delta. A

continuación se presenta el procedimiento en la recolección de datos, la

caracterización de las etapas de fabricación y el comportamiento de la capacitancia.

Finalmente en el capítulo quinto se hace la caracterización de la prueba de Tangente

Delta a partir del comportamiento con respecto a las variables consideradas en

los capítulos precedentes, de la simulación del envejecimiento a través de la prueba

de calentamiento de los devanados, del análisis estadístico presentado, de la

construcción de curvas y superficies representativas. Después de este desarrollo

se hacen ciertas consideraciones acerca de la influencia de las etapas de

construcción y las otras variables consideradas en el proceso de manufactura de

los transformadores de distribución, junto a la relación con otras pruebas aplicadas

a los mismos.

1.1. EL TRANSFORMADOREL TRANSFORMADOR

1.11.1 DEFINICIÓNDEFINICIÓN

Un transformador es una máquina destinada a transferir la energía eléctrica de un

sistema de c.a. con una tensión e intensidad determinadas a otro con tensión e

intensidad distintas o iguales a las anteriores. Está constituido por dos circuitos

eléctricos acoplados magnéticamente de tal manera que la influencia de un circuito

sobre otro se hace a través de un flujo magnético, siendo por tanto la ley de

inducción de Faraday el fundamento básico del funcionamiento del transformador

Estas características permiten que la energía eléctrica pueda adaptarse a

condiciones óptimas de uso: Generada con tensiones relativamente bajas,

transmitida con tensiones altas y corrientes bajas reduciéndose así las pérdidas en

líneas de distancia considerable, distribuida con tensiones y corrientes medias y

finalmente entregada a niveles de tensión y corriente más convenientes para el

dispositivo de consumo.

El transformador también se usa ampliamente en circuitos electrónicos de medida,

protección y control en baja potencia y baja tensión. También para efectuar

2

funciones tales como igualar las impedancias de una fuente con su carga para tener

transferencia máxima de potencia, aislar un circuito de otro, o aislar a la corriente

directa y al mismo tiempo mantener la continuidad de corriente alterna entre dos

circuitos.

La identificación básica de un transformador está constituida por su potencia

nominal, la tensión primaria o sea la que se aplica al transformador y la tensión

secundaria que es la obtenida en los bornes de salida cuando el transformador

funciona sin carga y el grupo de conexión. Generalmente la potencia se expresa en

kVA o MVA.

1.21.2 CLASIFICACIÓNCLASIFICACIÓN

1.2.1 Según la red de suministro de energía a la que se conecte el1.2.1 Según la red de suministro de energía a la que se conecte el

transformador:transformador:

1.2.1.1 Transformadores de distribución – Serie 15 1.2.1.1 Transformadores de distribución – Serie 15 kV. kV. Para montaje en poste

o estructura en H y potencias hasta 167.5 kVA en los monofásicos y 150 kVA en

los trifásicos.

3

1.2.1.2 Transformadores tipo 1.2.1.2 Transformadores tipo Subestación.Subestación. Para tensiones de serie 15 kV o

34.5 kV y potencias hasta 2000 kVA generalmente para montaje en piso o en

plataformas especiales.

1.2.1.3 Transformadores de potencia.1.2.1.3 Transformadores de potencia. Para series de 15 kV en adelante y

potencias superiores a 2000 kVA.

1.2.2 Según el número de fases: 1.2.2 Según el número de fases:

1.2.2.1 1.2.2.1 Monofásico. Monofásico. Tienen una sola bobina de alta tensión y una de

baja tensión, que conforman los devanados de A.T y B.T. Se conectan a una línea

o fase y un neutro o tierra. Se denotan como 1ö.

1.2.2.21.2.2.2 Trifásico. Trifásico. Tienen tres bobinas de alta tensión y tres de baja tensión, que

conforman los devanados de A.T y B.T.1 Se conectan a tres líneas o fases y

pueden estar o no conectados a un neutro común o tierra. Se denotan como 3 ö.

1.2.3 Según el tipo de medio aislante y refrigerante: 1.2.3 Según el tipo de medio aislante y refrigerante:

1.2.3.1 ONAN. 1.2.3.1 ONAN. Transformadores sumergidos en aceite con ventilación natural.

1 Entendiéndose por “devanado” a los enrollamientos destinados para la Alta o Baja tensión (Primario oSecundario) y por “bobina” a la disposición del conductor en los enrollamientos que a su vez conforman losdevanados.

4

1.2.3.2 ONAF. 1.2.3.2 ONAF. Transformadores sumergidos en aceite con ventilación forzada

aplicable por costos a transformadores con potencias superiores a 5000 kVA.

1.2.3.3 OFAF.1.2.3.3 OFAF. Transformadores en los que por medio de bombas exteriores, el

aceite circula forzadamente a través de radiadores independientes ventilados

adecuadamente.

1.2.4 Según el lugar de instalación 1.2.4 Según el lugar de instalación22::

1.2.4.1 Para instalación interior: 1.2.4.1 Para instalación interior: Transformador que por su construcción debe ser

protegido de la intemperie.

1.2.4.2 Para instalación exterior: 1.2.4.2 Para instalación exterior: Transformador cuya construcción es resistente a

las condiciones climáticas y es adecuado para poner en servicio sin protecciones

adicionales contra la intemperie.

1.2.4.3 Tipo poste: 1.2.4.3 Tipo poste: Transformador adecuado para instalar en poste o en una

estructura similar.

2 Tomado de ICONTEC 317 de 1999

5

1.2.4.4 Tipo estación: 1.2.4.4 Tipo estación: Transformador diseñado para instalar en una estación o

subestación.

1.2.4.5 Tipo pedestal: 1.2.4.5 Tipo pedestal: Transformador para instalación exterior, utilizado como

parte de un sistema de distribución subterráneo, con compartimentos sellados para

la alta y baja tensión y que se instala sobre una base o pedestal.

1.2.4.6 Tipo subterráneo: 1.2.4.6 Tipo subterráneo: Transformador de distribución tipo sumergible

adecuado para instalar en una bodega subterránea.

1.2.4.7 Tipo bodega: 1.2.4.7 Tipo bodega: Transformador construido para que opere ocasionalmente

sumergido en agua, bajo condiciones específicas de tiempo y presión externa.

1.2.4.8 Transformador en red: 1.2.4.8 Transformador en red: Transformador diseñado para ser usado en una

bodega que alimenta sistemas de capacidad variable de secundarios

interconectados.

1.2.4.9 Transformador bajo superficie: 1.2.4.9 Transformador bajo superficie: Empleado como parte de un sistema de

distribución subterráneo, cuya conexión de alta y baja tensión es subterránea y se

encuentra localizado bajo superficie.

6

1.2.4.10 Transformador directamente puesto a tierra: 1.2.4.10 Transformador directamente puesto a tierra: Transformador diseñado

para ser puesto a tierra con cables de conexión.

1.3 NORMAS1.3 NORMAS

Los transformadores se diseñan, fabrican y prueban según las normas

internacionales ANSI C57, IEC 76, NEMA, VDE, y las normas colombianas

ICONTEC.

La correcta aplicación de estas normas, garantiza niveles de seguridad óptimos con

los que deben operar los transformadores para evitar riesgos al personal que

instala y/o mantiene en servicio tales máquinas. Véase la siguiente tabla:

Tabla 1. Normas ICONTEC aplicables

NORMAICONTEC

ITEM

316 Prueba de calentamiento317 Definiciones375 Medida de resistencia de los devanados.380 Generalidades en ensayos eléctricos471 Relación de transformación, verificación de polaridad y relación de fase.532 Aptitud para soportar el corto circuito618 Placa de características737 Especificaciones devanados y derivaciones.800 Designación transformadores801 Límites de calentamiento818 Corriente sin carga, pérdidas y tensión de corto circuito en transformadores

monofásicos.819 Corriente sin carga, pérdidas y tensión de corto circuito en transformadores

trifásicos.836 Niveles de aislamiento837 Ensayos del dieléctrico

1005 Determinación de la tensión de corto circuito.

7

1031 Determinación de pérdidas y corriente sin carga.1057 Valores nominales de las potencias aparentes.1058 Requisitos de funcionamiento en condiciones de altitud y temperatura diferentes de

las normalizadas.1358 Certificado de pruebas para transformadores.1465 Aceites aislantes.1490 Accesorios para transformadores monofásicos tipo distribución.1656 Accesorios para transformadores trifásicos tipo distribución.1759 Empaques de caucho para transformadores eléctricos2100 Transformadores de distribución sumergidos en aceite (definiciones, clasificación,

designación, condiciones generales, plan de muestreo, ensayos y rotulado).2135 Guía para formulas de evaluación de pérdidas.2482 Calentamiento en los devanados, guía de cargabilidad.2501 Herrajes conectores para transformadores de distribución, potencia inferior a ---

MVA y voltaje de serie 12 kV.2622 Accesorios para transformadores trifásicos de potencia superior a 150 kVA e

inferior a 2000 kVA.2743 Campos y procedimientos de prueba para transformadores.2784 Guía para embalaje, almacenamiento y transporte.

Según ANSI ( American National Standard Institute ), las normas referentes al tema

son:

C57.12.00C57.12.00 General Requirements for Distribution, Power and Regulating

Transformers.

C57.12.00 C57.12.00 aa,,bb Thermal and short circuit requirement supplement to ANSI

C57.12.00.

C57.12.10C57.12.10 Requirements for transformers 230000 volts, and below 833/958

through 83333/10417 kVA, single phase, and 750/862 through

60000/80000/100000 kVA, three phase.

C57.12.90C57.12.90 Test code for Distribution, Power and Regulating Transformers.

C57.13 C57.13 Requirements for instrument transformers.

C62.1C62.1 Surge arresters and test code for outdoor apparatus bushings.

8

C76.2 C76.2 Electrical dimensional and related requirements for outdoor apparatus

bushings.

1.4 PARTES COMPONENTES DE UN TRANSFORMADOR1.4 PARTES COMPONENTES DE UN TRANSFORMADOR

1.4.1 Circuito Magnético (Núcleo). 1.4.1 Circuito Magnético (Núcleo). Es la parte del transformador que servirá

como medio de conducción del flujo magnético generado que enlazará

magnéticamente los circuitos eléctricos del transformador. Se encuentra formado

por láminas de acero al silicio de grano orientado de bajas pérdidas y una alta

permeabilidad magnética.

A continuación se mencionan los cuatro tipos de lámina de grano orientado que

existen con sus respectivas características:

Tabla 2. Pérdidas en acero al silicio a 60 Hz3

Grado de orientaciónGrado de orientación Espesor normal*Espesor normal*(mm)(mm)

Watts por libraWatts por libra(15kGauss)(15kGauss)

Watts por Watts por kgkg(15kGauss)(15kGauss)

M-2 0.18 0.42 0.93M-3 0.23 0.46 1.01M-4 0.28 0.51 1.12M-6 0.35 0.66 1.46

* Espesor normal: Son los más comunes sin que esto signifique que son los únicos.

1.4.2 Circuito eléctrico (devanados). 1.4.2 Circuito eléctrico (devanados). Es la parte del transformador que compone

los circuitos eléctricos (devanados primarios y secundarios), cuya función consiste

3 PEREZ, Pedro A. Transformadores de Distribución. México, 1998. p14

9

en transferir potencia eléctrica del primario al secundario a partir del flujo

magnético que se crea en el primario y que induce en el secundario una fuerza

electromotriz.

Los devanados se fabrican en distintos materiales, dependiendo de las

necesidades del diseño; para lo cual se consideran las siguientes propiedades:

Tabla 3. Propiedades físicas del aluminio y del Cobre4

PropiedadPropiedad AluminioAluminio CobreCobreConductividad eléctrica a 20oC recocido 62% 100%

Peso específico en gr/cm3 a 20oC 2.7 8.89Calor específico 0.21 0.094

Punto de fusión oC 660 1083Conductividad térmica a 20oC 0.53 0.941

Esfuerzo mecánico a la tensión (kg/mm2) 16 25Peso total de un transformador de 2500 kVA

con devanado de A.T. a 44 kV (kg)6.318 6.682

De lo expuesto en la Tabla, se puede afirmar que mientras el cobre presenta

ventajas en cuanto a su buena conductividad eléctrica y resistencia mecánica; el

aluminio presenta eficiente disipación de calor, menor peso y por consiguiente

menores costos de suministro.

1.4.3 Sistema de aislamiento. 1.4.3 Sistema de aislamiento. Se entiende como una serie de materiales aislantes

que lo determinan en conjunto. Como su nombre lo indica, su función es la de aislar

los devanados del transformador entre ellos y tierra, así como las partes cercanas

4 PEREZ, Pedro A. Transformadores de Distribución. México, 1998. p16

10

al núcleo y las partes de acero que forman la estructura. Este sistema incluye

materiales como:

§ Papel Kraft de 0.127 a 0.508 mm de espesor

§ Cartón prensado “pressboard” (con un espesor de 1.58 mm a 6.35 mm)

§ Cartón prensado de alta densidad

§ Collares de cartón prensado y aislamientos finales

§ Esmaltes y barnices

§ Recubrimientos orgánicos e inorgánicos para la laminación del núcleo

§ Porcelanas (pasatapas)

§ Recubrimientos de polvo epóxico

§ Algodón (hilos, contas)

§ Plásticos y cementos, telas y cintas adhesivas, cintas de fibra de vidrio, etc.

§ Fluido líquido dieléctrico (con la excepción de equipos aislados en aire o gas)

que puede ser aceite mineral en la mayoría de los casos, aceite de silicona o r-

temp.

Los materiales aislantes sólidos deben cumplir con los siguientes aspectos:

• Capacidad para mantener las cualidades deseadas durante un período de

servicio aceptable bajo adecuado mantenimiento.

• Capacidad para soportar las altas tensiones presentes en el servicio normal

(Ondas de impulso y transitorios).

11

• Capacidad para resistir los esfuerzos eléctricos y mecánicos que caracterizan a

un cortocircuito.

• Capacidad para prevenir excesivas acumulaciones de calor.

El líquido aislante tiene las siguientes funciones:

• Brinda rigidez dieléctrica.

• Proporciona un medio de enfriamiento eficiente.

• Protege los aislantes restantes.

En la siguiente tabla, se presentan las condiciones que debe reunir el aceite

aislante mineral no inhibido. Este aceite es aquel en el cual ningún inhibidor

sintético de oxidación ha sido adicionado.

Tabla 4. Especificaciones del aceite aislante mineral nuevo5

CaracterísticasCaracterísticas UnidadUnidad EspecificaciónEspecificaciónFISICAS

Apariencia visual --- Claro y libre de sedimentosColor --- 1 Max.

Gravedad específica a 15 o C --- 0.865 a 0.910Punto de fluidez oC -30 Max.

Temperatura de inflamación (101.3kPa)

oC 145 Min

Tensión Interfacial a 25+/- 1o C mN/m (dinas/cm) 40 Min.Punto de anilina oC 63 a 84

QUIMICASAzufre Corrosivo --- No Corrosivo

Contenido de agua ppm 20 Max.Número de neutralización mg KOH/g 0.03 Max

ELECTRICASFactor de potencia a 60 Hz:

5 De acuerdo con normas ASTM (1524,1500,1298,97,92,971,611,1275,1533,974,924,877 y 1816)respectivamente.

12

A 25o CA 100 o C

%%

0.1 Max.0.5 Max.

Tensión de ruptura dieléctrica:Electrodos de disco (2.54mm)

Electrodos semiesféricos (1.02mm)Electrodos semiesféricos VDE (2.54mm)

KVKVkV

30 Min.25 Min.60 Min.

1.4.4 Tanque y accesorios. 1.4.4 Tanque y accesorios. De acuerdo con el sistema empleado para la

preservación del aceite aislante, los transformadores pueden ser de dos tipos:

Transformador con tanque de expansión o Transformador tipo sellado. Estos

últimos deben ser construidos en un tanque hermético, el cual debe permanecer

totalmente sellado desde una temperatura mínima de -5 oC a una temperatura

máxima de 105 oC en la parte superior del líquido aislante, con refuerzos que

admitan presión y vacío de 0.65 kg/cm2. La posibilidad de emplear uno u otro

sistema depende de las especificaciones propias del fabricante y/o del común

acuerdo entre comprador y fabricante.

En los transformadores monofásicos el tanque es redondo con borde superior

moldeado para fijación de la tapa mediante una abrazadera por tornillo, de tal forma

que se evite el estrangulamiento del empaque de caucho; en los trifásicos de 15 a

2000 kVA es rectangular y de ahí en adelante, para transformadores mayores a

2500 kVA, el tanque es ovalado o rectangular.

13

En cuanto a los accesorios para los transformadores de distribución, sin mencionar

los herrajes solicitados por ICONTEC, se emplean los siguientes:

v Pasatapas de A.T y B.T.

v Conmutador de derivaciones (o taps).

v Tornillos de puesta a tierra.

v Dispositivo de purga y toma de muestras de aceite.

v Indicador de nivel de aceite.

v Radiadores planos.

v Dispositivo de alivio de presión.

v Dispositivos de levantamiento.

v Placa de características.

v Soportes: Para colgar en poste, para ruedas orientables.

v Ruedas orientables.

1.5 ETAPAS DE FABRICACIÓN1.5 ETAPAS DE FABRICACIÓN

En cada una de las etapas referidas a continuación, se mencionan procedimientos

específicos aplicados en cada una de ellas. Cabe aclarar que existen otras formas

de conseguir el mismo producto final, bajo el empleo de técnicas alternativas

determinadas por el fabricante.

14

1.5.1Proceso de construcción de núcleos.1.5.1Proceso de construcción de núcleos.

El núcleo o circuito magnético de los transformadores se clasifica en dos grandes

grupos según su disposición con respecto a las bobinas:

• Tipo Columna: Cuando tanto el primario como el secundario están repartidos

entre dos (2) columnas del circuito magnético para el caso de

transformadores monofásicos o entre tres columnas del circuito magnético

que es el caso de transformadores trifásicos. En ambos casos el circuito

magnético se cierra exclusivamente por las secciones superiores e inferiores

del núcleo, denominadas “culatas superiores e inferiores”.

• Tipo Acorazado: Caracterizados por la existencia de dos columnas exteriores,

por las que se cierra el circuito magnético, y que están desprovistas de

bobinado. En los transformadores monofásicos, los bobinados primario y

secundario se agrupan en la columna central y el transformador consta, por lo

tanto de tres columnas. En los transformadores trifásicos, los bobinados

primarios y secundarios de cada fase se agrupan en tres columnas centrales

15

distribuyendo su flujo magnético entre éstas y las dos columnas exteriores,

completando así un número de cinco (5) columnas.

Estas disposiciones, a su vez, se pueden clasificar en dos formas constructivas

de acuerdo a la conformación del laminado:

§ Núcleos apilados: Estos adquieren su forma a través del apilamiento de lámina

magnética de dimensiones específicas hasta alcanzar las dimensiones de las

columnas y culatas superior e inferior. Se utilizan generalmente en

transformadores de gran potencia.

(a) (b)

Figura 1. Tipos de Núcleo – Transformadores Monofásicos(a) Núcleo Tipo Columna

(b) Núcleo Tipo Acorazado

16

§ Núcleos enrollados: La forma en estos núcleos es obtenida enrollando lámina

magnética con las mismas dimensiones hasta obtener una corona con el

espesor calculado, a la cual se le da la forma rectangular mediante un proceso

de figurado y recocido. Para núcleos con mas de dos (2) columnas se utilizan

grupos desde dos (2) unidades con esta forma constructiva y son llamados

lazos. Es utilizado en transformadores de poca potencia.

Generalmente, el núcleo de los transformadores de distribución es de tipo

enrollado, con cortes cada dos vueltas que permiten entrehierros escalonados que

reducen las corrientes de excitación y las pérdidas sin carga. Los transformadores

monofásicos constan de dos lazos y los trifásicos de tres lazos, dos interiores y

uno exterior.

(a) (b)

Figura 2. Forma constructiva de núcleos(a) Núcleo apilado

(b) Núcleo enrollado

17

En los transformadores trifásicos superiores a 150 kVA serie 15 kV, el núcleo es

del tipo apilado (para formar columnas) donde las láminas una vez cortadas, se

agrupan en paquetes de sección cruciforme con corte a 45 grados y sección

escalonada para conformar una sección circular acorde a la forma cilíndrica de las

bobinas. Estos núcleos requieren en su manufactura de cizallas (o troqueladoras)

para el corte de láminas de acuerdo a la producción diaria; por esta razón y aunque

el núcleo enrollado requiere mayor volumen de equipo, presenta la ventaja de una

mayor producción con bajas pérdidas en el hierro y un ahorro importante de

material (acero eléctrico).

El empleo de uno u otro tipo de núcleo es una decisión propia del fabricante.

Depende principalmente de los estudios técnico- económicos adelantados por el

mismo, cuyos resultados determinan la conveniencia de diseñar transformadores

con núcleos tipo enrollado o tipo apilado.

Los pasos en el proceso de fabricación de núcleos tipo enrollado son los

siguientes, en su orden (aunque existen otras metodologías para realizar la

construcción de un transformador):

♦ Corte de la sección de lámina en las dimensiones requeridas.

♦ Formado del toroide de acuerdo con las especificaciones de diseño en cuanto a

perímetros internos de las arcadas y número de vueltas solicitadas.

♦ Pesado del toroide (debe coincidir con el peso calculado de cada arcada).

18

♦ Corte del toroide empleando guillotina.

♦ Traslape del toroide.

♦ Conformado rectangular.

♦ Proceso de recocido, empleado como medio para liberar los esfuerzos

mecánicos internos del material que fueron suministrados en el proceso de

fabricación. Se realiza en un horno eléctrico tipo campana, a una temperatura

de 790°C, bajo un atmósfera inerte controlada.

♦ Verificación de la calidad del recocido en función de las pérdidas en Watios/kg

de núcleo.

1.5.2 Proceso de construcción de bobinas.1.5.2 Proceso de construcción de bobinas.

Las bobinas de alta y baja tensión se elaboran con conductores redondos,

rectangulares, barras o flejes de cobre electrolítico. En los transformadores

monofásicos el devanado de baja tensión se compone de dos secciones con las

cuales se pueden obtener 240 o 120 voltios ( o relaciones similares de tensión),

según se conecten en serie o paralelo. En los transformadores trifásicos hasta

150 kVA serie 15 kV, las bobinas tienen una configuración compacta (se disponen

una sobre otra). La baja tensión está conformada por fleje y la alta tensión por

conductores redondos esmaltados.

19

En términos generales, el diseño de cualquier tipo de bobina, debe cumplir con las

siguientes condiciones:

- Resistencia dieléctrica apropiada para distintos niveles de tensión (ocasionados

por fallas, descargas atmosféricas, etc).

- Adecuada ventilación que permita una buena refrigeración de la bobina.

- Resistencia mecánica suficiente para soportar los esfuerzos electrodinámicos y

termomecánicos producidos por corrientes de falla de cortocircuito.

- Costo mínimo de fabricación que cumpla con las condiciones mencionadas

anteriormente, disminuyendo al máximo el empleo de recursos naturales.

Los pasos en la elaboración de una bobina rectangular concéntrica son, en su

orden:

♦ Preparación del molde, cuyas dimensiones concuerden con las especificaciones

del diseño y que permita el montaje en la máquina devanadora y la fácil

extracción de las bobinas una vez hayan sido terminadas.

♦ Tubo de devanado: Se emplea como soporte de la bobina y el aislamiento

entre la primera vuelta del conductor y el núcleo. Este tubo se forma en una

máquina dobladora para lograr las dimensiones requeridas.

♦ Devanado de la bobina de B.T.

♦ Barrera sólida: Conforma el aislamiento comprendido entre la bobina de B.T y la

bobina de A.T. Está comprendida por varias vueltas de papel y un ducto

periférico.

20

♦ Devanado de la bobina de A.T.

♦ Dimensionado y compactado de las bobinas: Esta etapa se desarrolla por

medio de dos placas metálicas (intercalando una capa de papel entre bobina y

placa) que presionan las bobinas hasta obtener las dimensiones especificadas.

Finalmente, las bobinas son llevadas a un horno que puede estar entre 110 y

130°C durante un tiempo aproximado de 4 horas, para que a partir de la

polimerización de la resina epóxica presente en el papel aislante, se fijen firmemente

los conductores al papel y se logre mayor resistencia mecánica de la bobina.

1.5.3 Construcción del tanque y prensa.1.5.3 Construcción del tanque y prensa.

Para evitar las pérdidas del aceite aislante, en casos de transformadores que

emplean refrigeración por líquido, las bobinas y el núcleo deben encerrarse en

tanques de acero soldado. Estos tanques pueden tener distintas formas

(redondos, ovalados, o rectangulares) dependiendo del diseño.

En la mayoría de transformadores de distribución, se emplea un tanque hermético al

medio ambiente con una cámara de aire entre la tapa de la máquina y el aceite

refrigerante para permitir que éste comprima o dilate el aire encerrado. En el caso

de algunos transformadores grandes, esta cámara se llena de nitrógeno a una

presión algo superior a la atmosférica.

21

El calor que generan las pérdidas del conjunto núcleo-bobina, es enviado por las

paredes expuestas del transformador hacia el exterior (o medio de enfriamiento).

Cuando la superficie de radiación del tanque no es suficiente para disipar las

pérdidas de energía generada en el transformador, se disponen en las caras

laterales intercambiadores de calor consistentes en radiadores planos del tipo

oblea fabricados en lámina de 0.8 mm.

Otros elementos importantes son: la prensa (estructura mecánica que soporta el

conjunto núcleo-bobina), los herrajes (soportes para colgar, ganchos de sujección),

los empaques, bridas y placas de datos.

1.5.4 Ensamble del conjunto 1.5.4 Ensamble del conjunto núcleo-bobina (Armado) y fijación al tanque (Encube).núcleo-bobina (Armado) y fijación al tanque (Encube).

Este proceso consiste principalmente en acoplar el núcleo a las bobinas, aislar y

acondicionar las guías de salida de B.T y de A.T. después de haber sometido las

bobinas a un proceso de horneado (curado) con la temperatura y tiempo

anteriormente mencionados.

Luego, se realiza la sujeción mecánica del conjunto con la prensa y posteriormente,

se procede a aislar las salidas terminales. También se soldan los conectores a las

22

guías de A.T y se hacen las conexiones al cambiador de derivaciones.

Seguidamente, se procede a fijar el conjunto al tanque.

1.5.5 Proceso de secado del conjunto 1.5.5 Proceso de secado del conjunto núcleo-bobina.núcleo-bobina.

El secado es una de las etapas más importantes dentro del proceso de

manufactura de un transformador, pues cualquier indicio de presencia de humedad

en los aislamientos, es una probabilidad de falla en el funcionamiento de la máquina.

Figura 3. Encube

23

El secado consiste en aplicar vacío al transformador bajo la acción de una presión

negativa inferior a 2 mmHg durante el tiempo apropiado para cada tamaño de

transformador y estando aún a una alta temperatura después del encube.

Transcurrida esta etapa, y sin interrumpir el vacío, se inyecta el aceite al tanque

hasta cubrir la totalidad de las bobinas y guías o hasta llegar a la marca del nivel de

aceite. En este momento, se rompe el vacío, inyectando aire seco.

Figura 4. Proceso de secado y llenado de aceite

24

2. ENSAYOS ELÉCTRICOS APLICADOS A LOS TRANSFORMADORES2. ENSAYOS ELÉCTRICOS APLICADOS A LOS TRANSFORMADORES

“Un transformador es probado para verificarse hasta dónde es posible, que ha sido

adecuadamente diseñado y construido a fin de soportar la carga homologa,

mientras que al mismo tiempo resista todas las situaciones peligrosas a que puede

esperarse que esté expuesto en operación durante un período de veinte años o

más”.6

2.1 ENSAYOS DE RUTINA2.1 ENSAYOS DE RUTINA

Estos son los ensayos que por norma se practican a todos los transformadores en

su etapa de fabricación, y que son exigidos como requisito indispensable por el

cliente.

2.1.1 Resistencia 2.1.1 Resistencia óhmica de los devanados.óhmica de los devanados.

Este ensayo sirve para determinar si todas las conexiones internas efectuadas en

los devanados y guías fueron ajustadas firmemente. A partir de él, también se

puede obtener información sobre las pérdidas en el cobre (I2R) y la temperatura de

6 PEREZ, Pedro A. Transformadores de Distribución. México, 1998. p151

25

los devanados, además de predecir posibles daños en las bobinas. Al realizar este

ensayo, se debe medir simultáneamente la temperatura de los devanados, para lo

cual se debe tener en cuenta lo siguiente:

- Si el transformador está sumergido en aceite, debe desenergizarse (si se

encuentra en servicio) cuando menos 8 horas antes de efectuar la medición,

y la temperatura será considerada como la del líquido.

- Si el transformador es de tipo seco, la temperatura de los devanados se

determinará como el promedio de por lo menos tres mediciones (tres

termómetros) realizadas entre los devanados.

- Se debe proteger el lugar donde se realizan las mediciones de variaciones

bruscas en el ambiente.

Existen dos métodos para realizar este ensayo:

• Método del puente de Wheatstone o Kelvin: Este método fue el más usado en

el pasado por su sencillez y exactitud. Trabaja con corrientes pequeñas que no

alteran las lecturas por efectos de calentamiento durante la medición. Se aplica

cuando la corriente nominal es menor de un (1) amperio.

• Método de caída de potencial: Es el más empleado en la actualidad y se aplica

cuando la corriente nominal es mayor a un (1) amperio. Se realiza haciendo

circular una corriente continua a través del devanado, no superior al 15% de la

corriente nominal, para de este modo evitar posibles errores ocasionados por

26

el calentamiento del devanado. Las medidas de tensión y corriente son

tomadas de los aparatos (amperímetro y voltímetro), para luego determinar la

resistencia por medio de la ley de Ohm.

La resistencia de los devanados se refiere generalmente a la temperatura de

operación a plena carga por medio de la siguiente ecuación:

++

=km

ksms TT

TTRR

donde,

Rs: Resistencia referida a la temperatura Ts

Rm: Resistencia medida

Ts: Temperatura de operación en °C, y se determina por: Ts=∆T+20°C, donde ∆T

es el incremento total de temperatura del transformador.

Figura 5. Puente de Wheatstone

R3R1

R2

Rx

Fuente CD

27

Tm: Temperatura del devanado en el momento de la medición de la resistencia Rm

en °C.

Tk: Constante de temperatura de resistencia cero, para cobre: 234.5°C y para

aluminio: 225.0°C.

2.1.2 Relación de transformación verificación de la polaridad y relación de fase.2.1.2 Relación de transformación verificación de la polaridad y relación de fase.

La función del ensayo de relación de transformación es encontrar la relación entre

el número de vueltas del devanado primario y secundario para determinar si la

tensión suministrada puede ser transformada a la tensión deseada.

Matemáticamente, la relación de transformación de un transformador se expresa

como:

1

2

2

1

2

1

II

VV

NN

a ≈≈=

donde,

a: Relación de transformación

V1, V2: Tensiones en las terminales del devanado primario y secundario

I1,I2: Corrientes en el devanado primario y secundario

Existen básicamente tres métodos para determinar la relación de transformación:

§ Método de los potenciómetros

§ Método de los voltímetros

28

§ Método del transformador patrón - TTR. Es el más empleado y opera bajo el

principio de que cuando dos transformadores tienen nominalmente la misma

relación de transformación, se conectan y se excitan en paralelo.

CONEXIONES DE PRUEBAPRUEBACN CR GN GR

MIDE

1 H1 H2 Xo X2 φ22 H2 H3 Xo X3 φ33 H3 H1 Xo X1 φ1

El TTR es un instrumento práctico para analizar las siguientes condiciones:

a. Medición de la relación de transformación de equipos nuevos, reparados o

reembobinados.

b. Identificación y determinación de terminales, derivaciones (taps) y sus

conexiones internas.

c. Determinación y comprobación de polaridad, continuidad y falsos contactos.

d. Ensayos de rutina y detección de fallas incipientes.

H1 H2 H3

Xo X1 X2 X3

T.T.R

GRGN

CR

CN

H1

H2

H3

X1

X2

X3

Diagrama Vectorial

Figura 6. Conexión para el ensayo de relación de transformación

29

e. Identificación de espiras en cortocircuito.

El ensayo de polaridad determina el desplazamiento angular expresado en grados

entre el vector que representa la tensión de línea a neutro de una fase de A.T y el

vector que representa la tensión de línea a neutro en la fase correspondiente en

B.T.

2.1.3 Medición de las tensiones de corto circuito.2.1.3 Medición de las tensiones de corto circuito.

Este ensayo consiste en determinar la tensión requerida para hacer circular la

corriente nominal a través de uno o dos devanados del transformador cuando el

otro devanado está cortocircuitado. La impedancia consta de una componente

activa la cual corresponde a las pérdidas de cortocircuito y una componente

reactiva que corresponde al flujo de dispersión en los devanados.

El valor de la tensión de cortocircuito o tensión de impedancia está generalmente

entre el 1% y el 15% de la tensión nominal del devanado de excitación y este valor

puede usarse como guía para seleccionar la tensión del ensayo.

Las componentes resistiva y reactiva de la tensión de cortocircuito se pueden

determinar por medio de las siguientes ecuaciones:

30

2r

2zx

zr UUU

IP

U −== ;

donde,

Ur= Caída de tensión resistiva en voltios

Ux= Caída de tensión reactiva en voltios

Uz= Tensión de cortocircuito en voltios

Pz= Potencia medida en el ensayo en vatios

I= Corriente en el devanado de excitación en amperios

En la figura 5 se observa el esquema de conexiones empleado para realizar el

ensayo de tensión de cortocircuito en un transformador monofásico de dos

devanados.

Con la corriente y la frecuencia ajustada a los valores de ensayo se toman lecturas

en el amperímetro, vatímetro, voltímetro y frecuencímetro. Se desconecta el

transformador bajo ensayo y se lee en el vatímetro la potencia consumida, la cual

VW

A

F

Figura 7. Conexiones necesarias para el ensayo de tensiónde cortocircuito

31

representa las pérdidas en el equipo de medida. Es suficiente medir y ajustar la

corriente en el devanado excitado solamente, porque la corriente en el devanado

en cortocircuito, debe estar en el valor correcto (exceptuando un valor

despreciable debido a la corriente de excitación).

La temperatura del devanado debe tomarse antes y después de la medida de

tensión de cortocircuito; el promedio se toma como el valor verdadero. La

temperatura del devanado antes del ensayo se considera igual a la temperatura del

aceite, cuando el transformador no ha sido excitado por lo menos ocho (8) horas

antes del ensayo.

Las pérdidas I2R de los devanados se pueden calcular con la resistencia medida

(corregida para la temperatura a la cual se realiza el ensayo) y la corriente utilizada

en el ensayo. Las pérdidas adicionales se obtiene restando de Pz las pérdidas I2R.

El procedimiento para transformadores trifásicos es similar al seguido para

transformadores monofásicos, excepto que las conexiones y medidas son trifásicas

en lugar de monofásicas.

32

2.1.4 Pérdidas en vacío.2.1.4 Pérdidas en vacío.

Consiste en determinar las pérdidas que tiene el transformador (en el hierro del

núcleo) cuando se alimenta un devanado con su tensión y frecuencia nominal, y el

otro devanado se encuentra abierto. Por el nivel de tensión más apropiado a los

equipos disponibles para las pruebas, en la mayoría de los casos se considera más

conveniente alimentar el transformador por el devanado de Baja Tensión (B.T.)para

la realización de éste ensayo. Las pérdidas en vacío están comprendidas por:

§ Pérdidas por histéresis: Se denomina así a la potencia requerida para invertir

los imanes elementales de que se compone el hierro del núcleo, cuando por él

circula un flujo alterno ϕ. Estas pérdidas varían en proporción directa con la

frecuencia y la densidad máxima de flujo, independiente de su forma de onda.

§ Pérdidas por corrientes parásitas: Se denomina así a la potencia requerida para

mantener las corrientes de Foucault (también conocidas como corrientes de

Eddy) que resultan del flujo alterno que atraviesa el núcleo del transformador.

Para aminorar estas corrientes, se coloca una resistencia elevada en su

trayectoria; esto se consigue construyendo el núcleo con láminas recubiertas

con barniz. Las pérdidas por corrientes de Foucault varían con el cuadrado del

valor eficaz del valor de la tensión de excitación y son básicamente

independientes de la forma de onda de la tensión aplicada.

33

Siguiendo el procedimiento de la norma NTC 1031 para la determinación de

pérdidas y corriente sin carga para transformadores, p 193, una vez conectado el

transformador se alimenta el devanado seleccionado con su Voltaje nominal Un, a

frecuencia nominal fn. Se hace la correspondiente medición de Voltaje promedio,

Voltaje RMS, Potencia y corrientes de vacío.

En la medición de la marcha en vacío puede suceder que la forma de la onda de la

tensión difiera algo de la forma sinusoidal preestablecida. El motivo de esta

situación son los armónicos superiores en la corriente de magnetización los cuales

ocasionan una caída adicional de tensión en las impedancias de los generadores

excitados que se están utilizando para la prueba.

Las lecturas en el voltímetro de valor eficaz (Urms) y en el promedio (Up) serán

entonces diferentes y en éste caso las pérdidas de marcha en vacío medidas Pm

tienen que ser corregidas mediante un cálculo adicional. En caso de que las dos

lecturas coincidan no hay necesidad de realizar la corrección correspondiente.

El procedimiento de corrección es el siguiente:

Las pérdidas en vacío que se han medido son:

Pm = Po(P1+K*P2)

Po = Pérdidas en vacío que aparecerían con tensión sinusoidal

K = (Urms/Up)2

34

P1 = Relación de las pérdidas de histéresis a las pérdidas totales de marcha en

vacío (por unidad)

P2 = Relación de pérdidas de las corrientes parásitas con las pérdidas totales en

de marcha en vacío (por unidad).

En la práctica debe utilizarse el porcentaje real de pérdidas por histéresis y por

corrientes parásitas, pero a falta de valores relativos, para las densidades de flujo

corrientes, con frecuencias de 50 o 60 Hz se aplican 50% tanto de pérdidas por

histéresis como de Foucault.

Con ello resulta la siguiente fórmula para las pérdidas en vacío Po:

+=

P2*kP1Pm

Po

2.1.5 Pérdidas en los devanados.2.1.5 Pérdidas en los devanados.

Consiste en la determinación de las pérdidas en el cobre cuando se cortocircuita el

secundario (devanado de baja tensión) y se regula la tensión del primario

(devanado de alta tensión) V1 hasta que I1 alcanza su valor de plena carga. El valor

a plena carga de I2 se obtiene por:

2

1

1

2

N

N

I

I=

35

El valor de V1 que hace circular la corriente a plena carga por los arrollamientos

cuando el secundario está cortocircuitado, es aproximadamente el 3% de la tensión

nominal para transformadores de distribución y el 6% para transformadores de

potencia. Por esta razón, las pérdidas(potencia absorbida), se reducen casi por

completo a pérdidas en el cobre, pues las pérdidas en el hierro varían

aproximadamente con el cuadrado de la tensión, y representan tan solo una

centésima parte de las pérdidas totales.

Luego,

eRIRIRI cobre el en Pérdida W 212

221

21Cu =+== ,

de donde

21

Cue

I

WR =

Como el secundario está cortocircuitado, los únicos parámetros que se oponen al

paso de la corriente son Re y Xe, entonces:

1

1e

2e

2ee

IV

Z

,XRZ

=

+=

y,

2e

2ee RZX −=

36

2.1.6 Ensayo de Tensión aplicada.2.1.6 Ensayo de Tensión aplicada.

Este ensayo tiene por objeto determinar que la calidad y clase de aislante son las

adecuadas, que el transformador cumple con las distancias entre bobinas y núcleo,

tanque y todas las demás partes aterrizadas para que de este modo tenga la

capacidad de soportar los esfuerzos eléctricos a los que se verá sometido durante

su operación. Se efectúa aplicando una tensión alterna a 60 Hz durante un minuto,

partiendo de un valor cuya magnitud no sobrepase a un cuarto de la tensión de

prueba establecida. Ver tabla 5.

Tabla 5. Tensiones de prueba establecidas por IEEE Std C57.12.00-1993 paratransformadores sumergidos en aceite de acuerdo al nivel de aislamiento.

Tensiones de Prueba de acuerdo al nivel de aislamientoTensiones de Prueba de acuerdo al nivel de aislamientoClase de aislamiento (Clase de aislamiento (kV)kV) Tensión de prueba (R.M.S, Tensión de prueba (R.M.S, kV)kV)

1.2 102.5 155 19

8.7 2615 3425 50

34.5 7046 9569 95

115 140138 185161 230230 275345 395500 520

37

Estas tensiones de prueba se eligen de acuerdo con el nivel de aislamiento del

devanado al que se le vaya a aplicar el ensayo ( Alta o Baja Tensión). Las

conexiones necesarias para llevar a cabo este ensayo son las que se muestran en la

figura:

Posteriormente, este valor se incrementará hasta alcanzar la tensión requerida en

un tiempo aproximado de 15 segundos. Para suspender la tensión, se reducirá

gradualmente hasta alcanzar por lo menos un cuarto de la tensión máxima aplicada

en un tiempo no mayor de 5 segundos. Si la tensión se retira repentinamente por

medio de un interruptor, el aislante puede dañarse debido a la aparición de una

tensión transitoria mayor que la de la prueba. Sólo en caso de falla, la tensión

podrá ser suspendida repentinamente.

X1 X2 X1 X2

(a)Transformador monofásico con alta tensión bajo prueba

(b)Transformador monofásico con baja tensión bajo prueba

Figura 8. Conexiones necesarias para el ensayo de Tensión aplicada

38

Existen ciertos indicios en la realización de la prueba por medio de los cuales se

puede detectar una falla, a saber:

♦ Incremento repentino de corriente: Supone una falla a tierra o entre devanados

de alta y baja tensión.

♦ Humo y burbujas: Supone la existencia de una falla a tierra o entre devanados

de alta y baja tensión. Si solo se presentan burbujas sin humo, no

necesariamente se puede estar hablando de una falla sino de aire atrapado en el

devanado.

♦ Ruidos dentro del tanque: Supone una distancia crítica o exceso de humedad

que se traduce en un ruido amortiguado o zumbido dentro del tanque.

2.1.7 Ensayo de Tensión inducida.2.1.7 Ensayo de Tensión inducida.

Con este ensayo se puede detectar el estado del aislamiento entre vueltas, capas

y secciones de los devanados del transformador; y se verifica el aislamiento entre

bobinas y entre devanados y tierra. Se practica a doble tensión nominal hasta

completar un total de 7200 ciclos.

El núcleo opera con un flujo máximo de:

N*f*4.44E

ömax =

39

Se ha observado que cuando se aplica una tensión del 200%, el flujo crece en la

misma proporción; debido a esto, es necesario aumentar de igual forma la

frecuencia para limitar este incremento. Esto significa que cuando el transformador

se diseña para 60 Hz, el ensayo de tensión inducida se podrá realizar a 120 Hz

con una duración de 60 segundos. Cuando la frecuencia supera los 120 Hz se

presentan importantes esfuerzos dieléctricos, razón por la cual este ensayo se ha

limitado a 7200 ciclos.

De acuerdo con esto, se observa que el tiempo de prueba depende de la

frecuencia del generador empleado, tal y como se muestra en la tabla 6:

Tabla 6. Tiempos establecidos para la prueba de Tensión inducida según ANSIC57-72

Frecuencia (Frecuencia (Hz)Hz) Duración de la pruebaDuración de la prueba120 60180 40240 30360 20400 18

El ensayo se practica inicialmente con una tensión menor o igual a la cuarta parte

del valor de la tensión de prueba, hasta que incrementándose, alcance la tensión

plena en un tiempo no superior a 15 segundos. La tensión se mantiene durante el

tiempo mostrado en la tabla 6 y para finalizar el ensayo, se disminuye la tensión

hasta llegar por lo menos a una cuarta parte de su valor en un tiempo inferior a 5

segundos para después interrumpir la alimentación. En el caso de

40

transformadores con aislamiento uniforme en sus devanados, se aplica el doble de

la tensión nominal.

En caso de falla se pueden presentar los siguientes eventos:

♦ Incrementos repentinos de corriente: Probablemente ocasionados por fallas en

el devanado, ya sea entre vueltas o entre capas.

♦ Humo y burbujas: Debidas a la falla entre vueltas o entre capas del devanado.

Las burbujas sin humo no aseguran la presencia de una falla; éstas pueden haber

permanecido encerradas entre el devanado.

♦ Ruidos dentro del tanque: Pueden ser provocados por cortas distancias de los

devanados o entre las partes vivas y el tanque. El ruido amortiguado se debe a

distancias críticas o a la existencia de humedad.

2.2 ENSAYOS TIPO.2.2 ENSAYOS TIPO.

Un ensayo tipo es el efectuado por el fabricante a un transformador representativo

de una serie de aparatos de valores iguales e igual construcción, con el fin de

demostrar el cumplimiento de las normas. Se considera que un transformador es

representativo de otros, si es completamente idéntico en características nominales

y construcción; sin embargo el ensayo tipo puede considerarse válido si es hecho

41

sobre un transformador que tenga pequeñas desviaciones sobre los otros. Estas

desviaciones serán objeto de acuerdo entre comprador y fabricante.7

2.2.1 Ensayo de impulso.2.2.1 Ensayo de impulso.

Este ensayo se practica con el fin de determinar si el aislamiento del transformador

puede soportar las descargas de tipo atmosférico a las que está sometido durante

su operación normal.

En primer lugar, es de vital importancia conocer el tipo de onda que caracteriza a

una descarga atmosférica. De acuerdo con una investigación de muchos años, un

comité en coordinación de aislamientos de AIEE-EEI-NEMA realizó un reporte de

los niveles básicos de aislamiento, basados en una onda patrón de 1.2/50 µs,

siendo 1.2 el tiempo en µs que tarda una onda normalizada en alcanzar su valor de

cresta y 50 µs es el tiempo que tarda la onda en llegar a la mitad de su valor

máximo a partir de su origen.

Las descargas atmosféricas producen distintos disturbios que pueden

representarse por tres tipos de ondas:

• Onda completa: Sirve para verificar si el transformador soportará los disturbios

originados en la línea de transmisión ocasionados por descargas atmosféricas y

7 Tomado de ICONTEC 380 C09.030/69 de 1994

42

que viajan hacia el transformador experimentando una serie de cambios en su

trayecto a causa de los efectos corona y los efectos capacitivos.

• Onda cortada: Esta onda posee una magnitud mayor en un 15% que la

magnitud de una onda completa y su tiempo de duración es de aproximadamente

1 a 3 µs. Se aplica bajo el fundamento de que cuando una onda completa se

acerca al transformador, en algunas ocasiones se corta y su tensión se va a

tierra. Esto se debe al bajo aislamiento que existe en las subestaciones

comparado con el aislamiento de las líneas de transmisión.

Frente de onda: Se emplea para predecir la reacción del transformador cuando se

ve sometido a una descarga atmosférica directamente, ya sea porque cae muy

cerca o sobre él. Esta onda crece velozmente hasta producir un arco que a su vez

origina un transitorio de pendiente pronunciada con una magnitud superior en un

50% a la magnitud de onda completa y una duración de 0.025 a 1 µs. En la

siguiente figura se observan las partes de esta onda:

90%

50µs

1.2µs

1

3

t(µs)

U(kV)

100%2 Cola de onda

Cresta de onda

Frente de onda1

2

3

Figura 9. Tensión de impulso de onda completa

43

Cuando se realiza el ensayo de impulso, generalmente se realiza así: Se aplica una

onda completa reducida entre el 50 y el 70% del valor de la onda completa, luego

se aplican dos ondas cortas que son el 115% del valor de la onda completa y por

último, se aplica una onda completa. En este caso, la onda reducida sirve como

medio de comparación con la onda completa para establecer diferencias que

indiquen posibles fallas.

En la Tabla 7 se muestran las magnitudes normalizadas de las ondas de impulso

aplicadas a transformadores sumergidos en aceite, de acuerdo con su nivel de

aislamiento.

Tabla 7. Magnitud de las ondas de impulso según IEEE Std C57.12.00-1993

Onda CompletaOnda Completa Onda cortadaOnda cortadaClase de AislamientoClase de Aislamiento((kV)kV) Nivel Básico de

impulso (kV cresta)Magnitud (kV cresta) Tiempo de corte (µs)

1.2 30 36 12.5 45 54 1.55.0 60 69 1.58.7 75 88 1.615 95 110 1.818 125 145 2.2525 150 175 3

34.5 200 230 346 250 290 360 300 345 369 350 400 3

44

Preferiblemente, deben probarse cada una de las terminales de los devanados en

forma individual, mientras las terminales restantes, incluyendo las de otras

devanados; son conectadas a tierra. Esto se realiza con el propósito de limitar las

altas tensiones inducidas.

Los criterios para aceptar o rechazar un transformador cuando es sometido a la

prueba de impulso son los siguientes:

♦ Oscilogramas de tensión: Cuando se presentan discrepancias entre la onda de

tensión reducida y la onda de tensión completa y entre ondas cortadas en su

parte final.

♦ Ausencia de arqueo en el explosor: En el caso de que no se presente arqueo

en el explosor o en cualquier parte externa del transformador cuando se aplica

la prueba de onda cortada. Esta situación es un claro índice de que el arqueo

se produjo en el interior del transformador, lo que se considera como una falla.

X1 X2 X2X1

X1 X2

H1 H2 H1 H2 H1 H2

(a) Prueba H1 (b) Prueba H2 (c) Prueba a la baja tensión

Figura 10. Conexión de un transformador para el ensayode impulso

45

♦ Humo y burbujas: Las burbujas acompañadas de humo que aparecen a través del

aceite son una clara prueba de falla. Si no se presenta humo, no

necesariamente se trata de una falla; estas burbujas pueden ser ocasionadas

por aire atrapado en los devanados.

♦ Ruidos dentro del tanque: Son indicadores de falla.

2.2.2 Ensayo de calentamiento.2.2.2 Ensayo de calentamiento.

Tiene por objeto determinar los parámetros térmicos y las temperaturas de los

devanados y el líquido refrigerante de los transformadores de distribución

monofásicos y trifásicos. También sirve para determinar la cargabilidad de los

mismos.

Existen dos métodos para la aplicación de este ensayo:

2.2.2.1 Carga real o directa: 2.2.2.1 Carga real o directa: Es el más preciso de todos, pero sus

requerimientos de energía son excesivos para transformadores de gran

capacidad. Los transformadores de pequeña capacidad pueden ser ensayados

por el método de carga real cargándolos por medio de reóstatos, bancos de

lámparas, cajas de agua, etc., hasta alcanzar la corriente nominal del transformador

y controlando ésta en forma constante hasta el final del ensayo.

46

2.2.2.2 Carga simulada: 2.2.2.2 Carga simulada: Puede ser realizada en dos formas:

♦ Por cortocircuito: Este método tiene la ventaja de permitir una lectura directa

de la potencia y la corriente que se consume durante el ensayo, requiere

menor cantidad de instrumentos, mayores facilidades de ensayo y menor

consumo de energía. Es muy utilizado para transformadores de capacidad alta,

aunque es aplicable a transformadores pequeños. Se realiza conectando en

cortocircuito uno o mas devanados y haciendo circular la suficiente corriente a

frecuencia nominal para producir las pérdidas totales y corrigiéndolas a una

temperatura igual al aumento nominal de temperatura promedio de los

devanados más 20 °C.

♦ Método de oposición: Requiere más facilidades de ensayo y equipos auxiliares

además de mayor consumo de energía. Dos transformadores pueden ser

ensayados a la vez por el método de oposición, conectando ambos devanados

de alta tensión en paralelo y ambos devanados de baja tensión en paralelo y

aplicando la tensión de excitación nominal a frecuencia nominal a uno de los

juegos de devanados que fueron conectados en paralelo.

2.2.3 Resistencia de aislamiento.2.2.3 Resistencia de aislamiento. El objeto primordial de este ensayo está en

determinar el estado en que se encuentran los aislamientos eléctricos de un

transformador a partir del grado de humedad e impurezas que contengan.

47

Se efectúa con un equipo llamado “Megger”, a una tensión de un (1) kV durante

diez (10) minutos. El cociente de dividir el valor de la resistencia de aislamiento a

diez (10) minutos y el mismo valor a un (1) minuto, da un número mayor a uno,

generalmente conocido como Indice de Polarización (Ip),

minuto 1 a oaislamient de aResistenciminutos 10 a oaislamient de aResistenci

=pI

El análisis de los resultados del ensayo se realiza con los valores obtenidos

corregidos a 20°C mediante la aplicación de los factores K, que se observan en la

siguiente tabla:

TEMPERATURA (°C) FACTOR K95 8990 6685 4980 36.275 26.870 2065 14.860 1155 8.150 645 4.540 3.335 2.530 1.825 1.320 115 0.7310 0.545 0.4

Tabla 8. Factores de corrección a 20 °C para Resistencia de aislamiento.Según IEEE.C57.12.00-1993

48

0 0.3-5 0.22

-10 0.16-15 0.12

En este ensayo se realizan las siguientes conexiones:

♦ Alta tensión contra baja tensión y tierra

♦ Baja tensión contra alta tensión y tierra

♦ Alta tensión contra baja tensión

Esto se observa más claramente en la siguiente figura:

Los criterios para aceptar o rechazar un ensayo de resistencia de aislamiento, los

establece el fabricante de acuerdo con su experiencia y habilidad para extraer

humedad de sus transformadores. En la siguiente tabla, se presentan los valores

X1

H1

X2X1 X2

H2H1 H2+

Megger

(a) Alta tensión contra baja tensión y tierra

Megger

+

(b) Baja tensión contra alta tensión y tierra

Megger

X1 X2

H2H1+

(c) Alta tensión contra baja tensión

Figura 11. Conexiones para el ensayo de resistencia de aislamiento

49

mínimos de aceptación de resistencia para cada clase de aislamiento dado como

criterio de fabricantes de transformadores.

RESISTENCIA MÍNIMA PARA UN TRANSFORMADOR SUMERGIDO EN ACEITE A 20°C (1 MIN. I kV)CLASE DE AISLAMIENTO (kV) MΩ

1.22.55

8.71525

34.5466992

115138161196230287345

3268

135230410670930

1240186024803100372043505300620077509300

De los ensayos anteriormente mencionados (rutina y tipo), los que evalúan

directamente la calidad del aislamiento son:

§ Prueba de impulso

§ Prueba de tensión aplicada

§ Prueba de tensión inducida

§ Prueba de resistencia de aislamiento

§ Prueba Tangente Delta (Se explica ampliamente en el capítulo tres).

Tabla 9. Valores mínimos recomendados en IEEE C57.12.00-1993 paraaislamiento en transformadores sumergidos en aceite

50

2.3 ENSAYOS APLICADOS EN LABORATORIO A LOS DIELECTRICOS2.3 ENSAYOS APLICADOS EN LABORATORIO A LOS DIELECTRICOS

Los materiales aislantes como el papel y el aceite mineral se obtienen generalmente

de proveedores de la empresa; no son producidos en ella. Por esta razón, se

verifica el nivel de calidad de estos elementos en cuanto a sus características

físicas, químicas y respuesta a ciertas pruebas que determinan su capacidad

dieléctrica.

2.3.1 Verificación realizada al papel aislante 2.3.1 Verificación realizada al papel aislante KraftKraft

Los requisitos que debe llenar el papel Kraft de 0.06 mm son los siguientes:8

VARIABLE VALOR REQUERIDOAspecto Visual Apariencia y color homogéneo, libre de arrugas, dobleces,

perforaciones, rasgaduras, suciedad y sin evidencias de aguaColor Natural

Espesor (mm) 0.06+0.005mmGramaje (gr/m2) 36 –49

Densidad (gr/cm3) 0.66 – 0.75Contenido de agua (ppm) ≤7%

Ph – Extracto acuoso 6.5 - 8Rigidez dieléctrica ≥575 V/hoja

8 Se aplica la norma ASTM D 1305 para la prueba de Rigidez dieléctrica

Tabla 10. Variables que determinan la calidad del papel aislante Kraft

51

El cumplimiento de estas condiciones determina la aceptación o rechazo del

material evaluado.

2.3.2 Verificación realizada al papel resina 2.3.2 Verificación realizada al papel resina epóxica.epóxica.

Los aspectos que debe cumplir el papel resina epóxica son:

VARIABLE VALOR REQUERIDOAspecto Visual Apariencia y color homogéneo, libre de arrugas, dobleces,

perforaciones, rasgaduras, suciedad y sin evidencia de agua.Rombos en las dos caras.

Color NaturalEspesor (mm) 0.250+0.02

Espesor recubrimiento resina 0.010-0.014 mmGramaje (gr/m2) 280

Densidad (gr/cm3) 0.95 – 1.05Contenido de agua (ppm) ≤7%

Ph – Extracto acuoso 6 - 8Adherencia (curado) Papel – papel: 100%

Papel – cobre: 100%Compatibilidad con el aceite

Dif. TgD 100°C ≤0.5%Dif. No. Neutral ≤0.05 mg KOH/g aceite

El cumplimiento de estas condiciones determina la aceptación o rechazo del

material evaluado.

Tabla 11. Variables que determinan la calidad del papel resina epóxica

52

2.3.3 Verificación realizada al aceite dieléctrico a granel.2.3.3 Verificación realizada al aceite dieléctrico a granel.

Los aspectos que se evaluan en las normas ASTM e ICONTEC son:

CARACTERISTICASCARACTERISTICASNORMAFISICASFISICAS

ASTM D NTCAspecto visual 1524 2979

Color 1500Gravedad específica (15°C /15°C) 1298

Punto de anilina (°C) 611Punto de fluidez (°C) 97

Punto de inflamación (°C) 92Tensión Interfacial (d/cm) 971 2977

QUIMICASQUIMICAS NORMAAzufre Corrosivo 1275 2978

Contenido de agua (ppm) 1533 2976No. Neutral mg. KOH/g aceite 974

ELECTRICASELECTRICAS NORMAFactor de potencia (%)

A 25°CA 100°C

924 3217

Voltaje de ruptura (kV)Electrodos disco 2.54 mm 877 2975Electrodos VDE 1.02 mm 1816 3218

El cumplimiento de estas condiciones determina la aceptación o rechazo del

material evaluado.

Tabla 12. Variables que determinan la calidad del aceite dieléctrico

53

3.3. PRUEBA DEL FACTOR DE DISIPACION EN LOS AISLAMIENTOSPRUEBA DEL FACTOR DE DISIPACION EN LOS AISLAMIENTOS

3.1 CONCEPTOS FUNDAMENTALES3.1 CONCEPTOS FUNDAMENTALES

Los aislamientos eléctricos de acuerdo con su estado físico se pueden clasificar en

tres tipos principales a saber: sólido, líquido y gaseoso. Esta clasificación,

permite que se pueda relacionar cada tipo de aislamiento con las consecuencias de

las fallas eléctricas sobre él; estableciéndose que para el estado sólido las fallas

son del tipo destructivo irreversible, mientras que para los estados gaseoso y

líquido son del tipo reversible no destructivo.

A diferencia de los materiales conductores, la gran mayoría de los dieléctricos

manifiestan un rasgo característico: la disipación de potencia en estos materiales

depende de la influencia de ciertos parámetros a saber: material del dieléctrico,

tensión aplicada (pudiendo ser esta en corriente directa (D.C.)o en corriente

alterna (A. C.)), frecuencia, temperatura y humedad, principalmente. El valor de las

pérdidas de potencia en el dieléctrico suele denominarse pérdidas dieléctricas.

54

Es un término común para determinar las pérdidas de potencia en el aislamiento

eléctrico tanto a tensión constante (D.C.), como a tensión alterna (A.C). Las

pérdidas dieléctricas a tensión constante se definen así:

RU

P2

=

Donde, U es la tensión en voltios (V), R se comprende como el valor de la

resistencia del aislamiento (Ω); las pérdidas a tensión alterna se determinan por

análisis más complicados; es decir, con los parámetros antes mencionados y con la

introducción de variables complejas. Generalmente las pérdidas dieléctricas que

se tienen en cuenta son las que se presentan a tensión alterna.

En adelante, el nombre “Factor de disipación” también se designa como “Tangente

delta”, “Factor de pérdidas” o “Factor de potencia”, en el caso último cuando el

valor de Tgδ no supera el 20% (es decir que Tgδ = Cosϕ). Esto se verifica

mediante la curva presentada en el anexo 1, en la cual se muestra que mientras Tgδ

es menor al 20%, la relación con Cos ϕ es completamente lineal y para valores de

Tgδ superiores, la relación pierde progresivamente esta propiedad.

55

De acuerdo con IEEE Std. C57.12.90-1993, el factor de potencia de un

aislamiento se entiende como “la relación entre la potencia disipada en el

aislamiento en vatios y el producto de la corriente y tensión efectivos en

voltiamperios, cuando es probado bajo una tensión sinusoidal y condiciones

preestablecidas”. Su objetivo principal es verificar en forma general el grado de

humedad que contienen los materiales aislantes.

3.23.2 ANGULO DE PÉRDIDAS DIELÉCTRICASANGULO DE PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS

Para determinar la magnitud del ángulo de pérdidas dieléctricas, que en adelante

será llamado δ, se construye un diagrama vectorial de tensiones y corrientes en un

condensador que está bajo tensión alterna a través de una fuente.9

Si en el dieléctrico del condensador la potencia no se disipase del todo

“dieléctrico ideal”, entonces el vector de la corriente I a través del condensador

adelantaría el vector de la tensión U precisamente en 90° y la corriente sería

puramente reactiva. En realidad, el ángulo de desfase ϕ es un poco menor que

90°; la corriente total I que circula por el condensador puede descomponerse en

la componente activa Ia y la componente reactiva Ir., que se observa en la figura

12:

9 Se representa el material aislante como el dieléctrico de un condensador al cual se le aplica una tensiónalterna o constante y cuya función primordial es confinar el campo eléctrico originado entre las placas oelectrodos de este dispositivo.

56

De éste modo el valor del ángulo de desfase caracteriza el condensador desde el

punto de vista de las pérdidas en el dieléctrico (se menosprecian las pérdidas de

potencia en las armaduras y terminales del condensador).

La corriente tomada para un aislamiento ideal (sin pérdidas, Ia = 0) es una

corriente puramente capacitiva que adelanta a la tensión en 90° (ϕ =90°). En la

práctica, ningún aislamiento es perfecto, ya que presenta una cierta cantidad de

pérdidas (Ia), y de esta forma la corriente total I adelanta a la tensión U en un

ángulo de fase ϕ (ϕ <90°). Es más conveniente usar un ángulo de pérdidas

dieléctricas δ, donde δ = (90°- ϕ). Para aislamientos con bajo factor de potencia

δ

ϕ

I

Ia

Ir

Figura 12. Diagrama vectorial de un sistema de aislamiento

57

las corrientes Ia e Ir son substancialmente de la misma magnitud puesto que la

componente de pérdidas Ia es muy pequeña.

En un condensador con dieléctrico de alta calidad el ángulo de desfase es muy

próximo a 90° y el parámetro más evidente es el ángulo δ. El ángulo δ se

denomina ángulo de pérdidas dieléctricas. Está claro que la tangente de este

ángulo es igual a la razón de las corrientes activa y reactiva:

IrIa

tg =ä

o bien, a la razón de la potencia activa (potencia de pérdidas) P y a la reactiva Q

QP

tgä = , pudiéndose visualizar en el triángulo de potencias como se ve en la

figura 13:

SQ

P

δ

ϕ

Figura 13. Triángulo de potencias. Relación entre Cos ϕ y tg δ,

58

Siendo QP

tgä = , puede decirse también que:

F.P =Cos ϕSP

= SP

Senä = ;

El ángulo de pérdidas dieléctricas es un parámetro de gran importancia tanto del

material dieléctrico, como de la construcción electroaislante (sector del

aislamiento).10 Cuanto mayor sea este ángulo, tanto más grandes son las pérdidas

dieléctricas (siendo las demás condiciones constantes).

Por lo general, como parámetro del material o de la construcción se da el valor de

la tangente del ángulo de pérdidas ( tg δ ). A veces, se determina el factor Q del

sector del aislamiento, es decir, el valor inverso de la tangente de pérdidas.

ötgctgtg1

Q === ää

En teoría, para los mejores materiales electroaislantes que se utilizan en las

técnicas de altas frecuencias y tensiones, los valores de tg δ son del orden de

10 Electroaislante se refiere a la propiedad del material dieléctrico que consiste en no permitir la circulación decorriente eléctrica cuando se encuentra bajo tensión constante; pero que bajo la acción de una tensión alternaaplicada, deja pasar la corriente alterna capacitiva.

59

milésimas e incluso diezmilésimas partes. Para materiales de calidad inferior, tg δ

puede tener un valor de centésimas partes y aún más.

3.3 EL FACTOR DE DISIPACIÓN COMO RELACIÓN DE PÉRDIDAS3.3 EL FACTOR DE DISIPACIÓN COMO RELACIÓN DE PÉRDIDAS

Para demostrar que una característica importante de un condensador es la relación

de sus pérdidas en la resistencia a las pérdidas en la reactancia, que en definitiva

muestran el factor de disipación, debe tenerse en cuenta el diagrama vectorial

donde son reemplazadas las corrientes Ia, Ir, e I por sus magnitudes de

resistencia, reactancia capacitiva e Impedancia respectivamente; como es

mostrado en el diagrama vectorial:

U

δ

ϕ

Xc Z

R

Figura 14. Diagrama vectorial donde se muestra resistencia, reactancia e impedancia.

60

En el estudio de los dieléctricos con pérdidas, se hace útil sustituir el dieléctrico

que se examina por otro sin pérdidas y por la resistencia activa, conectados entre

sí en paralelo o en serie. Aunque en realidad un condensador posee pérdidas en

sus resistencias serie y paralelo como se muestra a continuación:

La frecuencia de la tensión aplicada determina cuales pérdidas son dominantes,

aunque a bajas frecuencias (50/60Hz) solamente las pérdidas en paralelo Rp, que

se generan en el dieléctrico, son las que generalmente se miden. Para una

frecuencia en particular, las pérdidas pueden ser expresadas en términos de un

circuito equivalente serie o paralelo con igual precisión. La aplicación de uno u otro

es una cuestión de conveniencia.

A continuación se establecen las relaciones para determinar la ecuación que define

el tg δ de acuerdo con la configuración de circuito equivalente deseado.

Cp Rp

Figura 15. Circuito equivalente para pérdidas en un condensador

61

3.3.1 El factor de disipación (3.3.1 El factor de disipación (tgtg δδ) para el circuito equivalente en serie) para el circuito equivalente en serie

Se asume la corriente para el circuito como constante (la misma para los dos

elementos).

Por definición, s

s C*1

Xcù

=

En un circuito ideal capacitivo en serie la tensión en el condensador atrasa en 90°

a la I.

Rs Cs

Figura 16. Impedancia en serie

Ur

U

Ua I

Figura 17. Diagrama fasorial circuito RC en serie

62

De la figura se obtiene: sC**Rs

Cs*IRs*I

UrUa

tg ù

ù

ä === que es la primera

relación buscada, donde:

Rs: Resistencia en serie

Cs: Capacitancia en serie

ω :Frecuencia angular 2*π*f

3.3.2 El factor de disipación(3.3.2 El factor de disipación(tgtg δδ)para el circuito equivalente en paralelo)para el circuito equivalente en paralelo

Se asume la tensión como constante para el circuito (la misma para los dos

elementos).

Se sabe que: p

p C*ù1

Xc =

RpCp

Figura 18. Impedancia en paralelo

63

En un circuito ideal capacitivo en paralelo, la corriente en el condensador adelanta

en 90° a la tensión U:

De la figura se obtiene: Cp**Rp

1Cp**U*Rp

U

Cp*1URpU

IrIa

tgùù

ù

ä ==== ,

que es la segunda relación buscada, donde:

Rs: Resistencia en paralelo

Cs: Capacitancia en paralelo

ω: Frecuencia angular 2*π*f

δ

ϕ

U

I

Ia

Ir

Figura 19. Diagrama fasorial para circuito RC en paralelo

64

3.4 SENTIDO FÍSICO DE LAS PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS3.4 SENTIDO FÍSICO DE LAS PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS

3.4.1 Caso en que la conexión del dieléctrico se hace bajo tensión constante3.4.1 Caso en que la conexión del dieléctrico se hace bajo tensión constante.

Para el entendimiento de este evento debe hacerse referencia a las figuras (a y b)

respectivamente:

De la figura 20 (a) puede notarse que al ser conectado el aislamiento bajo tensión

constante y valiéndose de un galvanómetro se obtiene la variación de la corriente I

que pasa por el dieléctrico, con relación al tiempo t, contándose a partir del

momento del cierre del interruptor. De esta forma se obtiene la gráfica de la

figura 20 (b), donde se excluye el sector inicial de la curva OP, la corriente puede

dividirse en dos componentes: la corriente que tiene un valor constante I∞ y la de

caída.

I

P

tO

Iabs

Q

I

Fuente D.C.

G

I∞

Figura 20. (a) Esquema de dieléctrico bajo tensión constante

(b) Gráfica que describe la dependencia de la corriente I a través del tiempo, desde

el momento de conexión bajo tensión constante.

65

La corriente permanente de conducción (la corriente “directa”, para el estado de

trabajo bajo tensión constante) es igual a:

RaisU

I =∞ ,

donde, Rais es la resistencia del dieléctrico (sector del aislamiento).

La corriente de absorción es igual a:

)ôt

exp(*S*UIabs −= ,

donde, S es la conductibilidad correspondiente a la corriente de absorción; τ es el

tiempo durante el cual la corriente de absorción absI desciende hasta 1/e de su

valor inicial (obtenido mediante la extrapolación de la curva en la figura 20 (b) en el

sector PQ hasta t=0).

Teniendo S*UIabs =

Para t=∞ , 0Iabs = e I =I ∞ .

La aparición de la corriente de absorción puede estar condicionada por distintas

causas:

♦ En los dieléctricos polares la corriente de absorción es provocada mediante la

orientación de las moléculas dipolares (la polarización de orientación requiere un

66

tiempo relativamente grande en comparación con la polarización por deformación

prácticamente instantánea).

♦ La rotación de las moléculas dipolares bajo la acción del campo eléctrico

exterior (con más claridad este fenómeno puede comprenderse en dieléctricos

como líquidos viscosos), exige una superación de las fuerzas de rozamiento

interno (viscosidad) de la sustancia lo que está relacionado con el consumo de

una parte de energía eléctrica y con la transformación de ésta en calor.

Además, también pueden ser observadas las corrientes de absorción en los

dieléctricos no polares; éstas se explican mediante la heterogeneidad de las

propiedades eléctricas del dieléctrico, la formación de cargas volumétricas en el

dieléctrico bajo la influencia del campo eléctrico y otras causas que provocan los

procesos de redistribución de las cargas, transcurridos en el tiempo por el

volumen del dieléctrico.

Atendiendo a los estudios realizados a materiales dieléctricos, prácticamente la

heterogeneidad es inevitable en todo dieléctrico técnico; incluso en aquellos

dieléctricos que no son mezclas de diferentes sustancias, siempre hay, en un grado

mayor o menor, unas u otras impurezas (poros llenos de aire, inclusiones de agua

higroscópica, etc); las propiedades del material pueden ser algo distintas en

diferentes partes del volumen a causa de la diversidad en el transcurso del régimen

67

de temperatura y otras variables durante el proceso de preparación del material.

Lo dicho, se refiere, en particular a las materias plásticas, películas de barniz, a los

vidrios, la cerámica, etc. Las propiedades del material en las capas exteriores

pueden diferenciarse de las capas en el interior del artículo debido a la influencia

del medio ambiente (oxidación por el oxígeno del aire, luz) y contacto con los

electrodos.

La variación de la corriente de absorción durante el tiempo, originada por

diferentes causas, pertenece a la misma dependencia exponencial así:

)ôt

exp(*S*UIabs −=

En el primer momento después de la conexión del dieléctrico bajo la tensión

constante, la presencia de la corriente de absorción provoca el aumento del

consumo de potencia.

∞>+∞ I*U)I U(I abs

Debido a que la corriente de absorción puede existir para cualesquiera variaciones

de tensión en el dieléctrico, en particular, para el trabajo del dieléctrico a tensión

sinusoidal, es evidente que las pérdidas de potencia a tensión alterna pueden ser

mayores que las mismas a tensión constante del mismo valor.

68

3.4.2 Caso en que la conexión del dieléctrico se hace bajo tensión alterna3.4.2 Caso en que la conexión del dieléctrico se hace bajo tensión alterna

Al considerar la situación para el examen de la corriente de absorción después de

conectar el dieléctrico bajo tensión alterna, debe referirse a las figuras 21 (a, b y

c) respectivamente:

Cuando el dieléctrico trabaja bajo la tensión alterna como es mostrado en la figura

21 (a) puede verse el resultado de la variación de la tensión a través del tiempo

figura 21 (b) y la correspondiente dependencia de la corriente de absorción,

figura 21 (c).

Sea que en algunos momentos de tiempo t= X1, t=X2... la tensión varíe a salto

en las magnitudes ∆1U, ∆2U... (figura 21(b)). Cada salto de tensión ∆nU debe

Figura 21. (a) Esquema de dieléctrico bajotensión alterna.(b) y (c) Deducción de la fórmula dedependencia de la corriente de absorciónen función del tiempo.

(c)

(b)

(a)

X3X2X1

∆3I∆2I

∆1I

X3X2X1

∆3U

∆2U

∆1U

I

Ot

t

Fuente A.C.

I

O

G

69

corresponder a su onda de corriente de absorción ∆nI la cual disminuirá con el

tiempo según la ley

)tx

exp(*S*U*n)xt

exp(*S*U*nnI nn

ôÄ

ôÄÄ

−=

−−=

De acuerdo con el principio de superposición, todas las corrientes se superponen

una con otra y se suman, así que la curva de la corriente total tendrá el aspecto de

una gráfica escalonada (se muestra en la figura 21 (c) con una línea azul).

Para cualquier momento de tiempo, la corriente de absorción total que pasa por el

dieléctrico, es igual a:

∑−

== )tx

exp(*S*U*n(t)i nabs ô

ÄÖ

Con la particularidad de que la adición se propaga a todos los saltos de tensión

precedentes al momento t, es decir, para todos los txn < .

En el caso de variación continua de la tensión U, la suma en el segundo miembro de

la ecuación anterior se convierte en una integral

du*)ô

txexp(SÖ(t)i

t

abs−

∫==∞−

que al ser dividido y multiplicado el integrando por dx se obtiene

70

dx*)ô

txexp(*

dxdu

St

abs−

∫=∞−

i

que es la expresión general de Iabs. Se supone ahora que la tensión U en el

dieléctrico varíe según la ley sinusoidal con la velocidad angular ω, es decir:

xSen*UmU ù= ;

entonces xùù Cos**Umdxdu

= por tanto

dx*exp(*Cos*S*Umit

abs )ô

ùxùtx −

∫=∞−

Así se obtiene la expresión general de la corriente de absorción para el trabajo del

dieléctrico bajo la tensión alterna, además, el resultado final puede formularse del

siguiente modo:

Al trabajar el dieléctrico bajo la tensión sinusoidal, la corriente de absorción debe

ser también sinusoidal, con dos componentes:

Activa

1ô*ùô*ù

*S*UI 22

22

abs'

+=

y Reactiva

ô*ùI

1ô*ùô*ù

*S*UI abs'

22abs" =

+=

71

Llegando así a una conclusión importante:

Al trazar experimentalmente la dependencia I(t) para el caso de la conexión de un

dieléctrico bajo la tensión constante (es decir, hallando R,S y τ) figura 20 (a y b),

puede calcularse el valor y la fase de la corriente de absorción para el trabajo de

dicho dieléctrico bajo la tensión alterna. Para lograr esto primero se obtienen las

magnitudes de las componentes activa y reactiva de la corriente de absorción ( absI )

que luego deben ser compuestas con el arreglo de las corrientes capacitiva y

directa que en últimas serán las determinantes para establecer el factor de

pérdidas del dieléctrico. Esto se realiza en la figura 22.

Figura 22. Diagrama completo de las corrientes en eldieléctrico con pérdidas

Icap

I'abs

I''absΦ

Iabs

Idir I

0

ϕδ

V

72

Para representar las tres corrientes sinusoidales que pasan por el dieléctrico debe

mejorarse el diagrama vectorial de la figura 12 presentado con anterioridad. En la

figura 22 se tiene:

• Corriente Capacitiva (corriente de desplazamiento), desplazada en 90° del

vector de tensión en dirección al avance. Siendo

Icap = U*ω*Cg

Donde Cg es la capacidad “geométrica”, correspondiendo ésta a la capacidad para

frecuencia muy alta, (casi infinita), cuando la influencia de la componente reactiva de

la corriente de absorción (incluso a causa de la polarización por la orientación de

las moléculas dipolares) prácticamente no se manifiesta.

• Corriente de absorción ( absI ) con las componentes activa absI' y reactiva

absI" dando lugar a: ô*ùøtg = (de sus ecuaciones y figura 22).

• Corriente directa de conducción

Gais*URaisU

Idir == , donde Rais1

Gais =

es la conducción para la corriente directa.

73

De este modo, la presencia de la corriente de absorción conduce tanto al

aumento de la conductancia (mayor que el valor de Gais), como también al valor de

la capacidad (mayor que el valor de Cg).

Las componentes de la corriente total son:

Activa: Gais)1ô*ù

ô*ù*(S*UIdir I'Ia 22

22

abs ++

=+=

Y reactiva: )1ô*ù

ô*S*(Cg*ù*UIcap I"Ir 22abs +

=+= , donde

se obtiene en términos de Ia e Ir el valor de la tangente de pérdidas dieléctricas:

1)ô*Cg(ùô*S*ùGaisS)(Gais*ô*ù

IrIa

tgä 22

22

++++

==

La absorción dieléctrica provoca la aparición de la carga residual en el condensador

que ha sido cargado y luego incluso cortocircuitado, pero durante un tiempo

insuficientemente grande, este fenómeno puede ser peligroso para los que trabajan

con instalaciones de alta tensión.

La absorción puede valorarse cuantitativamente según el valor del coeficiente de

absorción que es igual a la razón de la tensión residual en el condensador, medida

en condiciones determinadas, respecto a la tensión inicial. Entre los

condensadores de diferentes tipos los que tienen las películas de los polímeros no

polares, en calidad de dieléctrico, poseen el menor valor del coeficiente de

74

absorción. Para la determinación del coeficiente de absorción se utiliza una curva

característica similar a la presentada en la figura:

aK es el coeficiente de absorción y de la figura 23 se tiene que t1 es el tiempo de

la carga del condensador; t2 es el tiempo del cortocircuito; t3 es el tiempo

durante el cual el condensador queda desconectado, por tanto puede verse que

aK es igual a la razón de la tensión U1 respecto a la tensión U2.

3.5 INFLUENCIA DE DIFERENTES FACTORES SOBRE EL TG3.5 INFLUENCIA DE DIFERENTES FACTORES SOBRE EL TGδδ

Los valores de tgδ, al igual que otros parámetros de los dieléctricos, no son

rigurosamente constantes para muestras dadas del material o para mezclas donde

intervienen varios tipos de aislamientos que forman un conjunto aislante, sino que

dependen de diferentes factores exteriores. Estas dependencias tienen gran valor

práctico.

Figura 23. Determinación del coeficiente de absorción delcondensador.

U1

t1

U

t3t2

U2t

75

3.5.1 Dependencia de 3.5.1 Dependencia de tgtgδδ con respecto a la frecuencia. con respecto a la frecuencia.

Para el estudio de la dependencia de tgδ con respecto a la frecuencia de la

tensión alterna, aplicada al dieléctrico, debe basarse en la ecuación obtenida

anteriormente para la tangente de pérdidas dieléctricas.

1)ô*Cg(ùô*S*ùGaisS)(Gais*ô*ù

IrIa

tgä 22

22

++++

==

Esta fórmula determina la dependencia de tgδ (ω) y la gráfica en función de f

(ω=2πf) se muestra en la figura 24:

Figura 24. Dependencia teórica de la tangente de pérdidas en función dela frecuencia de la tensión aplicada al dieléctrico.

Tgδ

tgδmax0.1

0.01

1

10

10^310

10^5

10^7

10^9

10^11

f(Hz)

fk

76

Con base en la ecuación se tiene:

∞=→ äf tglím 0 ; 0tglím =∞→ äf ,

que se hace evidente en la gráfica de la figura 24. La fórmula también brinda la

posibilidad de obtener el valor de la frecuencia fk que corresponde al valor máximo

de tgδmáx , mediante la diferenciación con respecto al parámetro ω, igualando la

derivada a cero y dividiendo sobre 2π. Se tiene:

ð*2ù

f con

,S)*CgGais*(Cg

Gais*CgS)*(GaisGais)*Cg*2Cg*(SGais)*S(S

kk

44

223

k

=

+

−−−++=

ôôôô

ù

Al sustituir el valor hallado f=fk en la fórmula, se encuentra el propio valor de tgδmáx.

Al ser examinada la dependencia de tgδ del material electroaislante y la frecuencia,

en cierta gama de variación de la última pueden observarse en la práctica

diferentes caracteres de la dependencia, aumento o disminución al elevar la

frecuencia, o bien su paso a través del máximo o incluso a través de varios

máximos. Es de anotar que estas variaciones se dan a frecuencias muy altas, en el

77

orden de los kHz, si se tiene en cuenta que para transformadores de distribución

la frecuencia de referencia es la de los (50/60)Hz. Por esta razón, esta variable no

será evaluada en el capítulo cuatro (4).

3.5.2 Dependencia de 3.5.2 Dependencia de tgtgδδ con respecto a la temperatura con respecto a la temperatura

Como regla general se tiene que la tg δ aumenta sustancialmente al subir la

temperatura, esto debido a que las condiciones del funcionamiento del aislamiento

serán más difíciles a temperaturas altas. Este crecimiento de tg δ se origina tanto

por el aumento de la conductibilidad de la corriente directa como por el de la

corriente de absorción.

Las pérdidas dieléctricas, determinadas por un mecanismo dipolar, alcanzan el valor

máximo a cierta temperatura definida. Cabe recordar, que la condición

imprescindible para la existencia de la electroconductibilidad en cualquier sustancia

es la presencia en ella de partículas materiales libres cargadas: portadores de

carga (que pueden dejarse arrastrar por las fuerzas del campo eléctrico). Se

supone que todos los materiales aislantes contienen cargas positivas y negativas

ligadas, formando parte, probablemente, del mismo átomo. Cuando una sustancia

de esta clase se coloca en el interior de un campo eléctrico, las cargas positivas

tienden a moverse en un sentido y las negativas en el opuesto, pero como están

ligadas solo pueden moverse en tanto la naturaleza elástica de la ligadura lo

78

permita. Cada átomo está un poco deformado por la tensión del campo eléctrico,

y se hace positivo por un lado y negativo por el otro.

En realidad, el aumento de la temperatura y la consecuente disminución de la

viscosidad, ejercen doble influencia en el valor de las pérdidas debidas al

rozamiento de los dipolos que giran en presencia de un campo eléctrico: por una

parte, aumenta el grado de orientación de los dipolos; por otra parte, disminuye el

consumo de energía necesaria para la superación de la resistencia del medio

viscoso (rozamiento interno de la sustancia) cuando el dipolo da vuelta en una

unidad de ángulo. El primer hecho conduce al aumento de P, y por lo tanto de tgδ,

mientras que el segundo conduce a la disminución de estas magnitudes. La

magnitud kT puede hallarse analíticamente expresando el valor de las pérdidas

dipolares en función de la viscosidad y diferenciando la dependencia recibida.

Puesto que las sustancias polares o sus mezclas son sustancias neutras poseen,

además de las pérdidas dipolares, las pérdidas por electroconductibilidad que

aumentan al subir de temperatura, la dependencia de tgδ que se observa en

realidad, tiene el aspecto presentado esquemáticamente en la figura 23.

79

Las ordenadas de la gráfica representan las sumas de las ordenadas de dos

componentes:

A, provocada sólo por las pérdidas dipolares y B, originada por las pérdidas por

electroconductibilidad.

Fruto de los estudios que han realizado diferentes físicos sobre materiales

aislantes puede establecerse como regla que el valor de tgδ para los dieléctricos

no uniformes es muy pequeña a temperaturas considerablemente bajas.

Además, en muchos casos, los aislamientos presentan fallas debidas a los efectos

acumulativos de la temperatura, por ejemplo, un incremento en la temperatura causa

un incremento en las pérdidas dieléctricas y éstas a su vez facilitan el futuro

incremento en la temperatura y así sucesivamente.

Figura 25. Dependencia teórica entre tangente delta de losdieléctricos polares y la temperatura.

T

AB

Tgδ

tgδ

80

Esto es importante para determinar las características de factor de disipación-

temperatura del aislamiento bajo prueba, como mínimo en una unidad típica de cada

diseño de equipo.

Como sea posible, todas las pruebas del mismo espécimen deben ser realizadas a

la misma temperatura. En transformadores y aparatos similares, las medidas

durante el enfriamiento (después de la construcción ó después de desconectar la

carga) pueden requerir factores de corrección de temperatura. Para interruptores

y otros aparatos en los cuales ocurren pequeños calentamientos durante el

servicio, las medidas para determinar el factor de disipación (tgδ) pueden ser

hechas a cualquier unidad, pero bajo condiciones ambientales constantes.

Al comparar los valores del factor de disipación obtenidos al realizar la prueba a un

aparato varias veces o a un conjunto de aparatos similares bajo distintas

temperaturas, es necesario convertir estos valores a la temperatura de referencia

base, usualmente 20°C (68°F). Las tablas para convertir a 20°C los factores de

disipación obtenidos a una temperatura dada, se encuentran referenciadas en IEEE

C57.12.90 que se muestra a continuación:

81

Temperatura de prueba T (Temperatura de prueba T (°°C)C) Factor de corrección (K)Factor de corrección (K)10 0.8015 0.9020 1.0025 1.1230 1.2535 1.4040 1.5545 1.7550 1.9555 2.1860 2.4265 2.7070 3.00

*Estos factores se aplican solamente cuando el material aislante es aceite mineral.

La temperatura de prueba de los aparatos tales como bujes (pasatapas) de

repuesto, aisladores, interruptores en aire o gas y descargadores de sobretensión

(pararrayos) es normalmente asumida como la temperatura ambiente. Para

interruptores y transformadores sumergidos en aceite la temperatura de prueba es

asumida como la temperatura del aceite.

En la práctica, la temperatura de prueba se asume la misma que la temperatura

ambiente para pasatapas instalados , en interruptores sumergidos en aceite y

también para transformadores que llevan fuera de servicio aproximadamente 12

horas. En transformadores removidos para ésta prueba, la temperatura del aceite

normalmente excede la temperatura del ambiente. La temperatura de prueba en

este caso para los pasatapas puede ser asumida como el punto medio entre la

temperatura del aceite y del ambiente.

Tabla 13. Factores de corrección por temperatura parael Factor de Disipación*.

82

Las características Factor de Disipación-Temperatura, así como las medidas del

factor de disipación a una temperatura dada, pueden cambiar con el deterioro o

daño del aislamiento. Esto sugiere que cualquier cambio en las características de

temperatura puede ayudar al aumento de las condiciones de deterioro.

3.5.3 Dependencia de 3.5.3 Dependencia de tgtgδδ con respecto a la humedad con respecto a la humedad

Para los dieléctricos higroscópicos la magnitud tgδ crece notoriamente al

aumentar la humedad11.

Esta relación se presenta en la figura 26:

11 Sustancia higroscópica es aquella que posee la capacidad de absorber humedad.

Figura 26. Dependencia de tgδ del papel (a frecuencia de 1MHz) yla humedad (% en peso)

40.001

0 %

0.01

0.1

10

1.0

tgδ

83

De esta forma, puede decirse que la determinación cuantitativa de la cantidad de

agua contenida en la muestra pone en evidencia el hecho de que con el aumento de

la humedad empeoran las propiedades del aislamiento dieléctrico.

La presencia incluso de cantidades pequeñas de agua es capaz de disminuir la

resistividad y rigidez dieléctrica del aislamiento. Es decir, las impurezas presentes

en el agua disocian en iones, o la presencia del agua que posee una alta

permitividad, puede contribuir a la disociación de las moléculas de la propia

sustancia. El agua como compuesto químico tiene las siguientes propiedades:

§ Solvente universal: Se asocia a los ácidos orgánicos que resultan de la

oxidación de los hidrocarburos (aceite mineral), haciendo más conductor a tal

aislante.

§ Altamente corrosiva: Corroe la mayoría de los metales y aleaciones ferrosas

§ Sustancia electropositiva: Es atraída hacia los electrodos cargados

negativamente.

§ Compuesto Polar: Atraída hacia uno de los polos eléctricos, razón por la cual

conduce la corriente eléctrica.

Haciendo referencia al caso de los transformadores de distribución, un paso

determinante para la confiabilidad del transformador es el secado del conjunto

84

núcleo-bobina, antes de proceder al llenado del aceite, ya que cualquier indicio de

contenido de humedad en los aislamientos, es un posible riesgo de falla.

3.5.4 Dependencia de 3.5.4 Dependencia de tgtgδδ con respecto a la tensión. con respecto a la tensión.

Al valorar la calidad del aislamiento (en particular, el aislamiento de los cables de

alta frecuencia, y de las máquinas, etc.), además del valor absoluto de tgδ, en

muchos casos el carácter de la variación de tgδ con la tensión aplicada U (o con la

intensidad del campo E) tiene gran importancia.

En muchos casos tgδ no depende solamente de la tensión, sino que bajo el

supuesto de que las demás condiciones permanezcan constantes, las pérdidas

dieléctricas aumentan proporcionalmente al cuadrado de la tensión como lo muestra

la ecuación:

δω tg***2 CUP =

Sin embargo, a veces la dependencia de la tgδ y la tensión tiene el carácter de la

curva representada en la figura 27, donde, precisamente, a ciertos valores de la

tensión, la magnitud de tgδ es casi invariable, pero al aumentar la tensión por arriba

de un límite determinado ionU , la curva de la tgδ(U) empieza a subir bruscamente.

85

La curva presentada esquemáticamente en la figura 27 se llama curva de

ionización. El punto A de la curva se denomina punto de ionización y corresponde

al inicio del proceso (formación de la corona u otro tipo de descargas parciales) en

las inclusiones de aire o gases que están dentro del aislamiento.

Tales inclusiones se forman fácilmente, por ejemplo, en un aislamiento fibroso o

prensado insuficientemente denso que no se somete al secado profundo al vacío.

Después de pasar el máximo (punto B), la curva vuelve a descender un poco,

puesto que las inclusiones de aire adquieren una conductibilidad grande y la caída

de tensión en ellas se hace pequeña.

Figura 27. Curva de ionización(esquemáticamente)

Uion0

A

U

B

U

de

pr

ue

ba

(1

0

kV

)

86

La ionización del aire está relacionada con dos momentos muy importantes:

• Con una absorción de energía, lo que provoca un aumento brusco de P; de las

pérdidas dieléctricas y por consiguiente de tgδ .

• Con los procesos químicos que consisten en el proceso fundamental en que una

parte del oxígeno 2O que hay en el aire pasa a su forma modificada, el ozono 3O ,

además se forman los óxidos de nitrógeno. Estas sustancias, sobre todo en

presencia incluso de cantidad pequeña de humedad, actúan como fuertes

oxidantes sobre la mayor parte de los materiales electroaislantes orgánicos,

provocando su destrucción paulatina. Los materiales inorgánicos en general son

resistentes al ozono.

Como regla, la tensión de servicio del aislamiento debe ser más baja que la de

ionización ionU . El aislamiento de mayor calidad es el que posee tensión de

ionización más alta y la subida del punto A es más suave. A veces, para valorar la

calidad del aislamiento de alta tensión, se determina el valor del aumento de la

tangente de pérdidas )tg( δ∆ al subir la tensión en un valor prefijado.

87

4.4. PROCEDIMIENTO EMPLEADO EN LA RECOLECCION DE DATOSPROCEDIMIENTO EMPLEADO EN LA RECOLECCION DE DATOS

Para lograr el reconocimiento y posterior caracterización de la prueba Tangente

Delta, fue necesario aplicar este ensayo a los transformadores de distribución

pertenecientes a la línea de producción de SIEMENS S.A. Este proceso tardó un

período de tiempo de aproximadamente dos meses y medio.

Como se mencionó en el capítulo 3, teóricamenteteóricamente el valor de Tangente Delta

depende de:

§ Tensión aplicada

§ Frecuencia

§ Humedad

§ Temperatura

Bajo este concepto, el procedimiento a seguir se orientó a determinar si realmente

existe alguna relación entre estas variables y el valor de Tangente Delta,

observándose también la influencia de otras variables como el diseño eléctrico

(entendiéndose como la variación en los niveles de aislamiento determinada por el

88

volumen y disposición), el tiempo de impregnación y la aplicación de las pruebas de

rutina.

Para hacer más claro el análisis realizado antes de aplicar la prueba con respecto a

las variables involucradas, se muestra el siguiente esquema:

*

En la metodología desarrollada, se tomaron cada una de las variables mencionadas

de modo independiente, para observar la influencia que cada una de ellas ejerce

VALOR DE TANGENTE DELTAVALOR DE TANGENTE DELTA

TensiónAplicada

Frecuencia Temperaturaen el encube*

Temperaturadel aceite

Presión devacío*

Diseñoeléctrico

Pruebas derutina

Tiempo deimpregnación

del aceite

Variables que en teoría influyen directamentesobre el valor de Tangente Delta

Otras variables

Variables a partir de las cuales seevalúa la humedad

Figura 28. Esquema de las variables que inciden en el valor de Tangentedelta

89

sobre el Factor de Disipación. En el presente capítulo, se presenta la

caracterización de las etapas del proceso de fabricación involucradas, con el fin de

lograr un mayor conocimiento de éstas y de generar rangos de valores

predominantes para los cuales son sometidos más frecuentemente los

transformadores en la línea de producción. También se presenta un análisis al

comportamiento de la capacitancia. En el capítulo cinco (5) se muestran las curvas

relativas al comportamiento del Factor de disipación, el análisis estadístico de las

variables involucradas para la caracterización de la prueba Tangente Delta.

En términos generales, el proceso de recolección de datos consistió en realizar el

seguimiento a los transformadores desde el encube (tomando la temperatura de las

bobinas en ese instante), hasta el momento de ser aplicada la prueba. Por

consiguiente, las variables involucradas y valoradas fueron:

- Las lecturas propias del equipo de medición: Tensión, corriente, Capacitancia,

Tangente Delta directa e inversa en sus tres modos (UST, GST y GSTg),

Factor de Potencia y pérdidas en Vatios.

- Etapas del proceso: Horneado (Temperatura de las bobinas) y secado

(Presión de vacío en mB suministrada por el sensor).

- Temperatura del aceite en el momento de realizar la prueba. Valorada con el

fin de realizar la corrección a los valores de Tangente Delta mediante el factor

K establecido por ANSI para t= 20 °C.

90

- Secuencia con respecto a la aplicación de otras pruebas

- Tiempo de impregnación del aceite.

Es importante mencionar que en cada etapa del proceso de toma de datos, se

generaron curvas representativas de los resultados obtenidos, para de este modo

lograr un mayor acercamiento a la prueba Tangente Delta a partir de la observación

de su comportamiento con respecto a distintas variables.

4.1CARACTERIZACION DE LAS ETAPAS DE FABRICACION4.1CARACTERIZACION DE LAS ETAPAS DE FABRICACION

En este numeral, se observó el comportamiento de cada una de las variables

involucradas directamente en el proceso de fabricación además del tiempo de

impregnación; con respecto al Factor de Disipación. Para ello, se tomaron grupos

de transformadores gemelos en diseño a los que les fueron alternadas las

condiciones de fabricación, mientras que la variable “diseño” permaneció estable.12

Así, se logró un mayor conocimiento del proceso en sí, de los rangos en que

generalmente oscilan las etapas de fabricación de transformadores de distribución

y sus respectivos valores de Tangente Delta.

Las variables (etapas) caracterizadas fueron, en su orden:

12 Cuando se habla de transformadores gemelos en diseño se refiere específicamente a transformadores conlas mismas condiciones de aislamiento.

91

§ Temperatura en el encube

§ Presión de vacío

§ Temperatura del aceite

§ Tiempo de impregnación

A cada una de ellas se le elaboró una tabla resumen en la que se presentan los

rangos seleccionados, el Factor de Pérdidas en sus modos GSTd y GSTi (ver anexo

C o numeral 4.2) y el número de unidades pertenecientes a cada grupo.

Adicionalmente, al conjunto de transformadores pertenecientes al rango más

característico de cada etapa, se le realizó un análisis estadístico mediante el

cálculo del valor medio, desviación estándar, varianza y valores máx¡mo y mínimo

para ambos modos de medida: GSTd y GSTi de Tangente Delta

4.1.1Temperarura en 4.1.1Temperarura en el encube.el encube.

La evaluación de esta variable se realizó tomando la temperatura de los devanados

en el momento justo de finalizar el proceso de curado (en el horno) mediante el

empleo de una termocupla y un termómetro indicador en °C. Los rangos elegidos

para esta variable fueron:

92

A.A. Menor a 90 °C

B.B. Mayor a 90 °C

La tabla resumen es:

* El diseño está definido por la potencia nominal (kVA) y las tensiones de los ensayos de Tensión aplicada eimpulso respectivamente, a las que se somete el devanado de alta tensión de los transformadores (kV) .

Se observa que el rango en el que cae el mayor número de unidades es el B (Mayor

a 90°C. El análisis estadístico es el siguiente:

- Modo GSTd.

Valor medio: 0.59%

Desviación Estándar: 8.21x10-2

Varianza: 0.0067

Máximo: 0.71%

Mínimo: 0.52%

- Modo GSTi.

Valor medio: 0.69%

Desviación Estándar: 8.96x10-2

Varianza: 0.0080

Máximo: 0.82%

Mínimo: 0.6%

Diseño*Diseño* Temperatura encube(Temperatura encube(ºC)C) TD(%) GSTdTD(%) GSTd TD(%) GSTiTD(%) GSTi Número unidadesNúmero unidades37,5 kVA AA --- --- ---

40/125 kV BB 0,67 0,72 415 kVA AA 0,55 0,68 4

34/95 kV BB 0,53 0,75 350 kVA AA --- --- ---

34/95 kV BB 0,52 0,6 237,5 kVA AA 0,57 0,8 734/95 kV BB 0,55 0,68 4

ANALISIS DE DATOS RECOLECTADOSANALISIS DE DATOS RECOLECTADOS

Tabla 14. Caracterización de la temperatura en el encube

93

4.1.2 Presión de vacío.4.1.2 Presión de vacío.

Su comportamiento se analizó a partir de las lecturas tomadas a un sensor de

presión, destinado a la etapa de secado como herramienta de control en el nivel de

presión de vacío aplicada a los transformadores. Los rangos evaluados en esta

variable fueron:

A.A. 0.2 a 0.5 mB

B.B. 0.51 a 1.0 mB

C.C. 1.1 a 1.5 mB

D.D. 1.5 a 2 mB

DiseñoDiseño Presión de vacío (mB)Presión de vacío (mB) TD(%) GSTdTD(%) GSTd TD(%) GSTiTD(%) GSTi Número unidadesNúmero unidadesAA 0,85 0,5 1

37,5 kVA BB 0,77 0,78 640/125 kV CC 0,73 0,55 1

DD 1,22 1,65 1AA 0,45 0,54 2

15 kVA BB 0,63 0,85 434/95 kV CC 0,69 0,77 1

DD --- --- ---AA --- --- ---

25 kVA BB 0,51 0,76 334/95 kV CC 0,5 0,66 2

DD --- --- ---AA --- --- ---

50 kVA BB 0,51 0,62 534/95 kV CC --- --- ---

DD --- --- ---AA --- --- ---

37,5 kVA BB 0,57 0,67 834/95 kV CC 0,56 0,89 3

DD --- --- ---

ANALISIS DE LOS DATOS RECOLECTADOSANALISIS DE LOS DATOS RECOLECTADOS

Tabla 15. Caracterización de la presión de vacío

94

Se observa que el rango en el que cae el mayor número de unidades es el B (0.51

a 1 mB). El análisis estadístico realizado es:

- Modo GSTd.

Valor medio: 0.59%

Desviación Estándar: 0.108

Varianza: 0.011

Máximo: 0.77%

Mínimo: 0.51%

- Modo GSTi.

Valor medio: 0.73%

Desviación Estándar: 0.091

Varianza: 0.008

Máximo: 0.85%

Mínimo: 0.62%

4.1.3 Temperatura del aceite.4.1.3 Temperatura del aceite.

El control de la temperatura del aceite se practicó a partir de las medidas

tomadas al aceite aislante en el momento inmediatamente anterior a la aplicación de

la prueba Tangente Delta. Para este fin, se empleo una termocupla y un

termómetro indicador en °C. Los rangos asignados a esta variable fueron:

A.A. 15 a 20 °C

B.B. 20.1 a 25 °C

C.C. 25.1 a 30 °C

D.D. 30.1 a 35 °C

95

La tabla resumen es la que se muestra a continuación:

En esta tabla se muestra que el rango de mayor incidencia es el C ( 25.1 a 30°C).

El análisis estadístico es:

- Modo GSTd.

Valor medio: 0.55%

Desviación Estándar: 0.119

Varianza: 1.42 x10-2

Máximo: 0.69%

Mínimo: 0.46%

- Modo GSTi.

Valor medio: 0.62%

Desviación Estándar: 2.51 x10-2

Varianza: 6.33 x10-4

Máximo: 0.65%

Mínimo: 0.6%

DiseñoDiseño Temperatura aceite(Temperatura aceite(ºC)C) TD(%) GSTdTD(%) GSTd TD(%) GSTiTD(%) GSTi Número unidadesNúmero unidadesAA --- --- ---

37,5 kVA BB --- --- ---40/125 kV CC 0,69 0,63 3

DD 0,71 0,83 1AA 0,75 0,88 2

15 kVA BB --- --- ---34/95 kV CC 0,46 0,65 5

DD --- --- ---

AA --- --- ---50 kVA BB --- --- ---

34/95 kV CC 0,52 0,6 2DD --- --- ---

AA 0,58 0,6 537,5 kVA BB 0,55 0,89 634/95 kV CC --- --- ---

DD --- --- ---

ANALISIS DE LOS DATOS RECOLECTADOSANALISIS DE LOS DATOS RECOLECTADOS

Tabla 16. Caracterización de la temperatura del aceite

96

4.1.4 Tiempo de impregnación.4.1.4 Tiempo de impregnación.

El análisis seguido consistió en determinar el tiempo de impregnación (tomado por

el papel aislante para la absorción del aceite mineral) que con mayor frecuencia se

presenta en la línea de producción de los transformadores. Los rangos

establecidos para esta variable fueron:

A.A. 2 a 30 horas

B.B. 30.1 a 75 horas

La tabla es la siguiente:

Tabla 17. Caracterización del tiempo de impregnación

DiseñoDiseño Tiempo impregnación(hTiempo impregnación(h)) TD(%) GSTdTD(%) GSTd TD(%) GSTiTD(%) GSTi Número unidadesNúmero unidades15 kVA AA 0,6 0,76 7

34/95 kV BB --- --- ---37,5 kVA AA 0,56 0,74 734/95 kV BB 0,58 0,59 450 kVA AA 0,52 0,6 2

34/95 kV BB --- --- ---50 kVA AA 0,93 0,86 4

40/125 kV BB --- --- ---75 kVA AA 0,54 0,58 4

34/95 kV BB --- --- ---

CARACTERIZACION DEL TIEMPO DE IMPREGNACIONCARACTERIZACION DEL TIEMPO DE IMPREGNACION

97

El tiempo característico de impregnación se encuentra comprendido en el rango A

de 2 a 30 horas de impregnación.

Análisis estadístico:

- Modo GSTd.

Valor medio: 0.62%

Desviación Estándar: 0.153

Varianza: 0.023

Máximo: 0.93%

Mínimo: 0.52%

- Modo GSTi.

Valor medio: 0.68%

Desviación Estándar: 0.115

Varianza: 0.013

Máximo: 0.86%

Mínimo: 0.58%

98

El tiempo característico de impregnación se encuentra comprendido en el rango A

de 2 a 30 horas de impregnación.

Análisis estadístico:

- Modo GSTd.

Valor medio: 0.62%

Desviación Estándar: 0.153

Varianza: 0.023

Máximo: 0.93%

Mínimo: 0.52%

- Modo GSTi.

Valor medio: 0.68%

Desviación Estándar: 0.115

Varianza: 0.013

Máximo: 0.86%

Mínimo: 0.58%

99

4.2 COMPORTAMIENTO DE LA CAPACITANCIA4.2 COMPORTAMIENTO DE LA CAPACITANCIA

Como se explica en el anexo 3, el equipo AVTM 672000 tiene tres tipos de

medida (UST, GST y GSTg), bajo dos modos que involucran secciones distintas del

aislamiento (directo e inverso), como se ve en la figura 29.

Para el modo directo, las medidas son:

USTd ( Ungrounded Specimen Test ): Objeto de prueba sin aterrizar. En este

modo la capacitancia evaluada es la comprendida entre bornes de alta y baja

tensión (CAB).

GSTd ( Grounded Specimen Test ): Objeto de prueba aterrizado. La capacitancia

evaluada es la resultante de la suma entre dos capacitancias: la capacitancia

Figura 29. Representación esquemática de las capacitanciaspresentes en un transformador de dos devanados

100

comprendida entre bornes de alta y baja tensión, más la capacitancia comprendida

entre bornes de alta tensión y tierra (CAB + cA).

GSTgd ( Grounded Specimen Test with guard ): Objeto de prueba aterrizado con

guarda. La capacitancia evaluada es la comprendida entre bornes de alta tensión y

tierra (CA).

Para el modo inverso, las medidas son:

USTi ( Ungrounded Specimen Test ): Objeto de prueba sin aterrizar. En este

modo la capacitancia evaluada es la comprendida entre bornes de baja y alta

tensión (CBA).

GSTi ( Grounded Specimen Test ): Objeto de prueba aterrizado. La capacitancia

evaluada es la resultante de la suma entre dos capacitancias: la capacitancia

comprendida entre bornes de baja y alta tensión, más la capacitancia comprendida

entre bornes de baja tensión y tierra (CBA + cB).

GSTgi ( Grounded Specimen Test with guard ): Objeto de prueba aterrizado con

guarda. La capacitancia evaluada es la comprendida entre bornes de baja tensión y

tierra (CB).

101

Lo anterior se explica más claramente con la siguiente figura:

A continuación se analizará el comportamiento de la capacitancia en función del

volumen de aislamiento (el cual a su vez depende de la potencia y diseño), bajo el

modo inverso y la medida GST13.

13 GSTi: Bajo esta medida se considera la mayor cantidad de aislamiento evaluada por el AVTM 672000.

735,98

1079,8

343,85

0

500

1000

1500

CAPA

CIT

ANC

IA(p

F)

1

CAPACITANCIAS DE UN TRANSFORMADOR CAPACITANCIAS DE UN TRANSFORMADOR MONOFASICOMONOFASICO

MODO UST MODO GST MODO GSTg

Figura 30. Magnitud de las capacitancias presentes en untransformador

102

4.2.1 Con respecto a la potencia.4.2.1 Con respecto a la potencia.

Se observa el valor de la capacitancia para distintas potencias en la línea de

transformadores monofásicos:

Se realizó el mismo análisis para la línea de transformadores trifásicos:

CAPACITANCIA vs. POTENCIAS-TRAFOS CAPACITANCIA vs. POTENCIAS-TRAFOS MONOFÁSICOSMONOFÁSICOS

1680

2261 2288

28552784

1500

1750

2000

2250

2500

2750

3000

15 25 37,5 50 75

POTENCIA (kVA)

CAPA

CIT

ANC

IA (pF

)- M

odo

GSTi

CAPACITANCIA vs. POTENCIAS-TRAFOS TRIFÁSICOSCAPACITANCIA vs. POTENCIAS-TRAFOS TRIFÁSICOS

1661

2860

40334329

5622

1500

2500

3500

4500

5500

15 30 112,5 150 225

POTENCIA (kVA)

CAPA

CIT

ANC

IA (pF

)- M

odo

GSTi

Figura 31. Capacitancia en función de la potencia paratransformadores monofásicos

Figura 32. Capacitancia en función de la potencia paratransformadores trifásicos

103

De lo expuesto en estas gráficas, es evidente que en ambos casos

(transformadores monofásicos y transformadores trifásicos) la capacitancia

aumenta en la medida en que aumenta también la potencia. Esto a su vez

representa que un incremento en la potencia involucra mayor cantidad de

aislamiento (superiores áreas de papel aislante y volumen de aceite mineral) lo que

por consiguiente genera crecimiento en la capacitancia gracias a que una mayor

cantidad de dieléctrico le permite almacenar mayor carga eléctricacarga eléctrica para una misma

diferencia de potencial (q= C/V).

4.2.2 Con respecto al diseño. 4.2.2 Con respecto al diseño. Se analiza la relación existente entre capacitancia y

nivel de aislamiento, a partir de la comparación de varios diseños con la misma

potencia y distintas cantidades y disposiciones del dieléctrico.

Figura 33. Capacitancia en función del diseño del aislamiento

150017502000225025002750

CA

PA

CIT

AN

CIA

C

APA

CIT

AN

CIA

(p

F)(p

F)

25 k

VA

34/9

5kV

25 k

VA

34/9

5kV

25 k

VA

34/9

5kV

25 k

VA

40/1

25kV

DISEÑODISEÑO

CAPACITANCIA vs. DISEÑOCAPACITANCIA vs. DISEÑO

104

Para entender mejor la relación Capacitancia- Nivel de aislamiento (B.I.L.), se

recurre a la representación esquemática del transformador como un condensador,

ya sea uno de placas paralelas o uno con disposición cilíndrica.

En el caso del condensador de placas paralelas se tiene:

dA

*C 0å=

donde,

ε0; es la constante de permitividad

A; es el área de las placas

d; es la distancia entre las placas

Aquí se puede afirmar que la capacitancia sólo depende de factores geométricos,

como son A y d.

La variación de las distancias también se hace evidente si para el estudio es

utilizado el modelo de un condensador cilíndrico visto en sección transversal, con

una longitud L. La superficie Gaussiana central representaría el aislamiento dentro

del transformador y se tendría que;

=

ab

ln

L*å*ð*2C 0

105

Aquí se hace evidente que la capacitancia del condensador cilíndrico, al igual que el

de placas paralelas, depende sólo de los factores geométricos, en este caso L, b

y a. Donde L representa la longitud de las placas, a el radio de la placa interna y b

el radio de la placa externa respectivamente.

Los tres primeros diseños, de izquierda a derecha, poseen la misma distancia

eléctrica entre el devanado de A.T y B.T. (2.5 mm), para el cuarto esta distancia

es mayor (3.5 mm). De acuerdo con la ecuación planteada anteriormente, la

relación entre la distancia eléctrica de las placas (electrodos) y la capacitancia es

inversa lo que explica porque para este diseño la capacitancia disminuye con

respecto a los otros diseños. Sin embargo, se observa que el tercero presenta

una considerable variación en el valor de la capacitancia con respecto a los dos

primeros cuyas características similares en cuanto a que el área del papel aislante

empleado en los devanados es mayor que el área del papel en el tercer diseño.

Esta situación también se explica con la ecuación planteada donde se observa que

el área es directamente proporcional a la capacitancia, es decir que si la primera

aumenta, la otra también lo hará.

Puesto que el nivel de aislamiento dentro del transformador se entiende como la

cantidad de aislante utilizado para garantizar un nivel mínimo (B.I.L.), se hace fácil

entender que para mayores niveles es necesario modificar la cantidad (área) de

dicho material, junto con una adecuada variación de distancias eléctricas. Estos

106

cambios se realizan con el fin de garantizar parámetros exigidos por los clientes

para la satisfacción de sus necesidades especialmente en la manipulación de la

tensión y las posibles sobretensiones a las que pueda estar expuesto el equipo

durante su vida útil.

Las características del aislamiento por diseños se muestran en el anexo 5.

5.5. CARACTERIZACIÓN DE LA PRUEBA TANGENTE DELTACARACTERIZACIÓN DE LA PRUEBA TANGENTE DELTA

5.1 COMPORTAMIENTO DEL FACTOR DE DISIPACION.5.1 COMPORTAMIENTO DEL FACTOR DE DISIPACION.

5.1.1Con respecto a la frecuencia5.1.1Con respecto a la frecuencia

La frecuencia como característica de la tensión aplicada a través del equipo de

prueba, no se consideró ya que su valor es constante (frecuencia de la red: 60

Hz), para una tensión alterna de red de 120 V.

5.1.2 Con respecto a la tensión aplicada5.1.2 Con respecto a la tensión aplicada

Se practicó la prueba a ocho (8) transformadores, cinco (5) monofásicos y tres (3)

trifásicos, con valores de tensión aplicada de 2, 4, 6, 8, y 10 kV suministrados

por el equipo de prueba AVTM 672000. El comportamiento ante esta variable

para distintos diseños de cálculo es tal y como se muestra a continuación:

De estas curvas se observa que la respuesta del Factor de Disipación no se altera

ante los distintos valores de tensión, pues la magnitud de la tensión aplicada en la

prueba de Tangente Delta es considerablemente menor que la tensión necesaria

para ionizar el aislamiento (tensión de la prueba de Tensión aplicada si no se realiza

la prueba de Tensión de impulso). Por consiguiente, se puede afirmar que el valor

TANGENTE DELTA vs. TENSION APLICADA PARA TANGENTE DELTA vs. TENSION APLICADA PARA TRANSFORMADORES MONOFÁSICOSTRANSFORMADORES MONOFÁSICOS

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

0 2 4 6 8 10 12

TENSION (kV)TENSION (kV)

TD(%

)TD

(%)

15 kVA-40/125 kV 75 kVA-34/95 kV

TANGENTE DELTA vs. TENSION APLICADA PARA TANGENTE DELTA vs. TENSION APLICADA PARA TRANSFORMADORES TRIFASICOSTRANSFORMADORES TRIFASICOS

00,30,60,91,2

0 2 4 6 8 10 12

TENSION (kV)TENSION (kV)

TD(%

)TD

(%)

15 kVA-34/95 kV 30 kVA-34/95 kV

Figura 33. Tangente Delta en función de la tensión aplicadapara transformadores monofásicos

Figura 34. Tangente Delta en función de la tensión aplicadapara transformadores trifásicos

de Tangente Delta es indiferente a la tensión aplicada, al menos en el rango en el

que se aplicó la prueba ( 2 – 10 kV ) que son las magnitudes para las cuales el

equipo AVTM 672000 puede operar.

5.1.3 Con respecto a la humedad5.1.3 Con respecto a la humedad

La humedad se controla básicamente a partir del curado de las bobinas “horneado”

y en forma complementaria con el sometimiento del transformador a un proceso de

vacío a una presión negativa (secado). El curado, como ya se mencionó

anteriormente, consiste en someter las bobinas del transformador a una

temperatura de 100 °C aproximadamente, en un horno destinado para tal fin y la

presión de vacío se aplica como paso complementario para extraer la humedad

restante que se encuentre alojada en la parte activa de la máquina. La medida del

horneado (curado) se consideró como la temperatura en que se encuentran las

bobinas en el momento de ser fijadas al tanque (encube), cuyo valor se evaluó

mediante el empleo de una termocupla y un termómetro indicador en °C. Por otra

parte, la presión de vacío se evaluó mediante un sensor de presión, bajo el

conocimiento de que no sobrepasara un valor de 2mB, considerado como

magnitud crítica y preferiblemente no aplicable a la línea de producción de

transformadores.

5.1.3.1 Temperatura del encube. 5.1.3.1 Temperatura del encube. Para este análisis, se tomaron distintos grupos

de transformadores organizados por diseños (cálculos) a los que se les aplicó la

prueba con el objeto de observar la respuesta del Factor de Pérdidas ante la

variación de la temperatura del encube.

Lo encontrado fue lo siguiente:

Figura 35. Tangente Delta en función de la temperatura en elencube – Modo GSTd

Figura 36. Tangente Delta en función de la temperatura en elencube – Modo GSTi

TANGENTE DELTA(GSTd) vs. TEMPERATURA EN EL ENCUBE TANGENTE DELTA(GSTd) vs. TEMPERATURA EN EL ENCUBE

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

70 75 80 85 90 95 100 105 110

TEMPERATURA EN EL ENCUBETEMPERATURA EN EL ENCUBE (ºC)

TD(%

TD(%

)

37,5 kVA-40/125 kV 15 kVA-34/95 kV 37,5 kVA- 34/95 kV

TANGENTE DELTA(GSTi) vs. TEMPERATURA EN EL ENCUBETANGENTE DELTA(GSTi) vs. TEMPERATURA EN EL ENCUBE

00,250,5

0,75

11,25

1,5

70 75 80 85 90 95 100 105 110

TEMPERATURA EN EL ENCUBE (TEMPERATURA EN EL ENCUBE ( ºC)C)

TD(%

)TD

(%)

15 kVA-34/95 kV 37,5 kVA-34/95 kV 37,5kVA-40/125 kV

Los valores de Tangente delta empleados en las curvas se encuentran corregidos

a 20 °C por los factores mostrados en la Tabla 13. Esto se realiza debido a las

altas temperaturas que involucra el curado de las bobinas, ya que en el momento de

concluir las etapas de fabricación (secado y llenado de aceite), el calor de las

bobinas se transfiere al aceite y si la máquina aún se encuentra a una temperatura

superior a 20 °C en el momento de practicar la prueba Tangente delta, se hace

necesario corregir el factor de disipación de acuerdo a lo establecido en ANSI

C57.12.90-1993 p48 (Tabla 5).

Se observa en la primera gráfica que el Factor de Disipación es mayor para

temperaturas inferiores a 75 °C y en la segunda gráfica esto ocurre para

temperaturas inferiores a 82 °C. El rango en que oscila el valor de Tangente Delta

en el primer caso es: 0.4 – 0.8% y en el segundo caso: 0.5-1.5%.

5.1.3.2 Presión de vacío. 5.1.3.2 Presión de vacío. Se organizó la muestra en el mismo modo que se hizo

para la temperatura en el encube, con una mayor cantidad de diseños comparados

a los que también se les realizó seguimiento en la respuesta de Tangente Delta para

el modo del equipo GSTd y GSTi.

La presión en todos los casos no superó una magnitud de 2 mB (negativa) a

excepción de un caso en el que se aplicó intencionalmente un valor crítico de 2.5

mB (negativa), para observar en que forma reaccionaba el transformador cuando se

le aplicara la prueba.

Los resultados obtenidos fueron tal y como se muestran a continuación:

De lo que aquí se muestra, es evidente que el Factor de Disipación alcanza sus

mayores niveles para presiones próximas a 1 mB; se podría decir que a partir de

0.7 mB. Esto confirma que la etapa de secado, influye de forma importante sobre

TANGENTE DELTA vs PRESION DE VACIOTANGENTE DELTA vs PRESION DE VACIO

00,20,40,60,8

11,21,4

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

PRESION(mB)PRESION(mB)

TD(%

)TD

(%)

5553-GSTd 5301-GSTd 5583-GSTd

5304-GSTd 5648-GSTd

TANGENTE DELTA vs. PRESION DE VACIOTANGENTE DELTA vs. PRESION DE VACIO

00,20,40,60,8

11,21,4

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

PRESION(mB)

TD(%

)

5553-GSTi 5301-GSTi 5583-GSTi 5304-GSTi 5648-GSTi

Figura 35. Tangente Delta en función de la Presión devacío. Modo GSTd

Figura 36. Tangente Delta en función de la Presión devacío. Modo GSTi

el valor de Tangente Delta. Cabe anotar que la presión de vacío se considera

mejor en la medida en que su magnitud disminuye; esto explica el comportamiento

del Factor de Pérdidas.

Los valores de Tangente Delta oscilan entre 0.4 – 1% para el modo GSTd y entre

0.5 – 1.5% para el modo GSTi.

Para el caso del transformador al que se le aplicó presión de vacío de 2 mB, se

encontró la siguiente respuesta en Tangente Delta:

♦ Modo Directo:

UST: 0.71%

GST: 1.223%

GSTg: 2.31%

♦ Modo Inverso:

UST: 0.71%

GST: 1.65%

GSTg: 2.17%

Después de haber tomado estas lecturas, a este prototipo se le regresó a la

etapa del vacío y se le sometió a un mejor nivel: 0.94 mB. Nuevamente, se midió

el valor de Tangente Delta:

♦ Modo Directo:

UST: 0.67%

GST: 1.03%

GSTg: 1.83%

♦ Modo Inverso:

UST: 0.67%

GST:0.78%

GSTg: 0.83%

Se observa que para la nueva presión (que es la mejor), el valor del Factor de

disipación se redujo considerablemente, permaneciendo en un rango más apropiado

y demostrando de esta forma que la etapa de secado (presión de vacío)

ciertamente reduce el contenido de humedad presente en los aislamientos.

Los rangos presentados para el Factor de Pérdidas son:

Para GSTd: 0.4 – 1%

Para GSTi: 0.4 - 1.5%

5.1.4 Con respecto a la temperatura. 5.1.4 Con respecto a la temperatura. Para este análisis se tomó la medida de la

temperatura del aceite aislante en que se encuentra sumergida la parte activa del

transformador empleando una termocupla y un termómetro indicador en °C. Se

realiza de este modo, bajo la suposición de que la temperatura del aceite es la

misma en toda la máquina (internamente). Aunque a las lecturas tomadas de

Tangente Delta se les debe aplicar un factor K de corrección dado por ANSI para

llevar estos datos a una temperatura de 20 °C, en la elaboración de las siguientes

curvas esto no se realizó precisamente porque lo que se pretendió encontrar fue la

respuesta del Factor de disipación ante distintas temperaturas del aceite. Las

curvas para esta variable son:

TANGENTE DELTA vs. TEMPERATURA DEL ACEITETANGENTE DELTA vs. TEMPERATURA DEL ACEITE

00,20,40,60,8

11,21,41,6

0 5 10 15 20 25 30 35

TEMPERATURA DEL ACEITE(ºC)

TD(%

)

5553-GSTd 5301-GSTd 5648-GSTd

TANGENTE DELTA vs. TEMPERATURA DEL ACEITETANGENTE DELTA vs. TEMPERATURA DEL ACEITE

00,20,40,60,8

11,21,41,6

0 5 10 15 20 25 30 35

TEMPERATURA DEL ACEITE (ºC)

TD(%

)

5553-GSTi 5301-GSTi 5648-GSTi

Figura 37. Tangente Delta en función de la temperatura delaceite. Modo GSTd

Figura 38. Tangente Delta en función de la temperatura delaceite. Modo GSTi

La medida de tangente delta practicada a los transformadores del diseño 5553 se

realizó a mayores temperaturas con respecto a los otros dos diseños. Esta

situación se traduce en que los valores del Factor de Disipación encontrados para

los transformadores 5553 tienen mayores valores, aunque la diferencia con los

otros diseños no es muy representativa. Estos rangos de temperatura en que se

encuentran los transformadores después de su proceso de horneado, armado y

secado (cuando aún las bobinas están calientes), afectan el valor medido de

Tangente delta pero no representan algún tipo de deterioro que pueda

experimentar el dieléctrico, pues estas temperaturas tienden a continuar

descendiendo (sólo en el proceso de fabricación, no en funcionamiento). Se

considera que esta variable, cuyo valor oscila entre 15 a 35°C, influye en la medida

de tangente delta en la etapa de fabricación en cuanto a que a mayor temperatura

del aceite en el momento de la medición, mayor también es la respuesta de

Tangente delta. En el caso de la etapa de funcionamiento, cuando obviamente la

máquina se encuentra a mayores temperaturas ocasionadas por los esfuerzos a que

se encuentra sometida, es necesario darle un tiempo prudente de refrigeración

hasta alcanzar más o menos los 20°C establecidos por ANSI para la aplicación de la

prueba Tangente Delta.

5.1.4 Con respecto a otras variables5.1.4 Con respecto a otras variables.

5.1.4.1 Con respecto al tiempo de impregnación. 5.1.4.1 Con respecto al tiempo de impregnación. Para este análisis, se registró

el tiempo transcurrido desde el momento en que se concluye todo el proceso de

fabricación del transformador hasta el momento en que es aplicada la prueba

Tangente Delta. Se busca encontrar alguna relación para el Factor de Disipación

con respecto a la impregnación de aceite que sufre el papel aislante durante este

período.

TANGENTE DELTA vs. TIEMPO DE IMPREGNACIONTANGENTE DELTA vs. TIEMPO DE IMPREGNACION

00,20,40,60,8

11,21,4

0 10 20 30 40 50 60 70 80

TIEMPO DE IMPREGNACION(horas)

TD(%

)

5301-GSTd 5648-GSTd

TANGENTE DELTA vs. TIEMPO DE IMPREGNACIONTANGENTE DELTA vs. TIEMPO DE IMPREGNACION

00,20,40,60,8

11,21,4

0 10 20 30 40 50 60 70 80

TIEMPO DE IMPREGNACION(horas)

TD(%

)

5301-GSTi 5648-GSTi

Figura 39. Tangente Delta en función del tiempo deimpregnación del aceite. Modo GSTd

Figura 40. Tangente Delta en función del tiempo deimpregnación del aceite. Modo GSTi

En estas curvas se observa que el valor de Tangente Delta tiende a estabilizarse en

un valor de 0.6% después de transcurridas 25 horas aproximadamente, desde la

conclusión de la etapa de fabricación hasta el momento de ser aplicada la prueba.

Se considera que una vez el papel se haya impregnado de aceite, el aislamiento se

hace más uniforme en sus propiedades y la respuesta de Tangente delta tiende a

un valor constante.

5.1.4.2 Con respecto a las pruebas de rutina. 5.1.4.2 Con respecto a las pruebas de rutina. En este punto, lo realizado fue

aplicar la prueba Tangente Delta antes y después de practicar las pruebas de rutina

con el fin de observar si existe variación en el Factor de Pérdidas medido en estos

dos instantes.

Las curvas obtenidas fueron:

0,98

0,64 0,62

1,03

0,5

00,20,40,60,8

11,2

TD(%)

TANGENTE DELTA vs. APLICACIÓN DE LAS TANGENTE DELTA vs. APLICACIÓN DE LAS PRUEBAS DE RUTINAPRUEBAS DE RUTINA

5553 5304 5612 5552 5314

Figura 41. Tangente Delta en función de las pruebas derutina (Antes de ser aplicadas)

Lo que aquí se puede afirmar es que existe una variación máxima del 3.06% entre

los valores del Factor de Disipación tomados antes y después de las pruebas de

rutina. Como este valor no es significativamente alto, se considera que la

secuencia empleada en cuanto a practicar la prueba Tangente Delta antes o

después de estas pruebas no afecta de manera importante el valor obtenido: se

considera constante.

5.1.4.3 Con respecto al diseño del transformador. 5.1.4.3 Con respecto al diseño del transformador. Aquí se busca encontrar la

relación entre el Factor de Disipación y el diseño del transformador, referido este

último a la cantidad de aislante involucrada. Se dejaron las otras variables

constantes con el objeto de que la magnitud del Factor de Pérdidas dependa

únicamente del diseño y determine de este modo si existe variación en su valor

para distintos cálculos.

0,950,66 0,6

1,04

0,53

00,20,40,60,8

11,2

TD(%)

TANGENTE DELTA vs. APLICACIÓN DE LAS PRUEBAS TANGENTE DELTA vs. APLICACIÓN DE LAS PRUEBAS DE RUTINADE RUTINA

5553 5304 5612 5552 5314

Figura 42. Tangente Delta en función de las pruebas derutina (Después de ser aplicadas).

El mayor valor de Tangente Delta se encuentra para el diseño 5553 con una

magnitud de 0.72%. Para los restantes diseños: 5301, 5304 y 5648, los

valores de tangente delta son: 0.6, 0.51 y 0.55% respectivamente. Como se

mencionó en el capítulo cuatro, el análisis realizado en cuanto al diseño de los

transformadores se refiere específicamente al volumen de aislamiento contenido en

la máquina e involucrado en la medida del Factor de Disipación. Los diseños 5553,

5301 y 5304 pertenecen a transformadores monofásicos de los cuales el diseño

5553 posee un mayor refuerzo aislante. El diseño 5304 es el de mayor potencia

y el diseño 5648 es un transformador trifásico de la misma potencia del 5553.

Bajo el conocimiento de estas relaciones se afirma que el valor de tangente delta

no representa relación alguna con el volumen.

0,55

0,510,6

0,72

00,20,40,60,8

TD (%

)

TANGENTE DELTA vs. DISEÑOTANGENTE DELTA vs. DISEÑO

5553 5301 5304 5648

Figura 43. Tangente Delta en función del diseño delaislamiento.

5.25.2 ANALISIS ESTADÍSTICO.ANALISIS ESTADÍSTICO.

Como complemento al análisis practicado anteriormente, se presenta a continuación

el procedimiento estadístico seguido para encontrar el grado de correlación

existente entre el valor de Tangente Delta y las variables involucradas en el

proceso ( a las que se les encontró verdadera dependencia ). Esto se realiza

mediante el cálculo del coeficiente de correlación (r) dado por la ecuación:

( )( )∑∑

∑=22 yx

xyr

donde,

r: Grado de correlación entre las variables cuyo valor oscila entre –1 y 1.

X: Valores de la variable del proceso de fabricación

Y: Valores de Tangente delta

X : Media aritmética de los valores X

Y : Media aritmética de los valores Y

x: X- X

y: Y- Y

5.2.1Correlación entre Tangente Delta y presión de vacío.5.2.1Correlación entre Tangente Delta y presión de vacío.

0.970.0417*0.173

0.0827r

0.57Y 0.75X

0.0417y 0.0827xy 0.173x 4.57Y 6X 22

==

==

∑ ∑ ==∑ ∑ ==∑ =

5.2.2 Correlación entre Tangente Delta y temperatura en 5.2.2 Correlación entre Tangente Delta y temperatura en el encube.el encube.

X: Presión (mB) Y: TD(%) x y x^2 xy y^20,5 0,46 -0,25 -0,11 0,0625 0,0275 0,0121

0,55 0,48 -0,2 -0,09 0,04 0,018 0,00810,71 0,54 -0,04 -0,03 0,0016 0,0012 0,00090,75 0,57 0 0 0 0 00,8 0,59 0,05 0,02 0,0025 0,001 0,0004

0,87 0,6 0,12 0,03 0,0144 0,0036 0,00090,89 0,64 0,14 0,07 0,0196 0,0098 0,00490,93 0,69 0,18 0,12 0,0324 0,0216 0,0144

Tabla 17. Datos necesarios para el cálculo de r entre Tangente delta ypresión de vacío

Tabla 18. Datos necesarios para el cálculo de r entre Tangente delta ytemperatura en el encube

X:Temp.enc(ºC) Y: TD(%) x y x^2 xy y^273 0,81 -17 0,24 289 -4,08 0,057675 0,6 -15 0,03 225 -0,45 0,000982 0,57 -8 0 64 0 089 0,59 -1 0,02 1 -0,02 0,000491 0,55 1 -0,02 1 -0,02 0,000497 0,51 7 -0,06 49 -0,42 0,003699 0,59 9 0,02 81 0,18 0,0004

100 0,46 10 -0,11 100 -1,1 0,0121104 0,51 14 -0,06 196 -0,84 0,0036

0.750.079*1006

6.75-r

0.57Y 90X

0.079y -6.75xy 1006x 5.19Y 810X 22

−==

==

∑ ∑ ==∑ ∑ ==∑ =

5.2.3 Correlación entre Tangente Delta y temperatura en el aceite.5.2.3 Correlación entre Tangente Delta y temperatura en el aceite.

0.980.0062*129.31

0.8828r

0.86Y 25.02X

0.062y 0.8828xy 129.31x 3.44Y 100.1X 22

==

==

∑ ∑ ==∑ ∑ ==∑ =

Tabla 19. Datos necesarios para el cálculo de r entre Tangente delta ytemperatura en el aceite

X:Temp.ac(ºC) Y: TD(%) x y x^2 xy y^215,8 0,8 -9,22 -0,06 85 0,55 0,003625 0,85 -0,02 -0,01 0,0004 0,0002 0,0001

28,8 0,89 3,78 0,03 14,28 0,1134 0,000930,5 0,9 5,48 0,04 30,03 0,2192 0,0016

5.2.4 Correlación entre Tangente delta y tiempo de impregnación del aceite.5.2.4 Correlación entre Tangente delta y tiempo de impregnación del aceite.

0.190.0864*4900.71

4.0692r

0.6Y 29.32X

0.0864y 4.0692xy 4900.71x 6.04Y 293.22X 22

==

==

∑ ∑ ==∑ ∑ ==∑ =

X: timp (h) Y: TD(%) x y x^2 xy y^22,83 0,46 -26,49 -0,14 701,7 3,7 0,01964,83 0,48 -24,49 -0,12 599,7 2,93 0,014420,5 0,81 -8,82 0,21 77,7 -1,85 0,0441

21,08 0,69 -8,24 0,09 67,8 -0,74 0,008123,66 0,59 -5,66 -0,01 32 0,0566 0,000125,66 0,6 -3,66 0 13,3 0 026,58 0,61 -2,74 0,01 7,5 -0,0274 0,000127,08 0,6 -2,24 0 5,01 0 0

69 0,6 39,68 0 1574,5 0 072 0,6 42,68 0 1821,5 0 0

5.3 CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA REPRESENTATIVA DE TANGENTE DELTA5.3 CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA REPRESENTATIVA DE TANGENTE DELTA

APLICADA A TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EN SU PROCESO DEAPLICADA A TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EN SU PROCESO DE

FABRICACIÓN.FABRICACIÓN.

FACTOR DE DISIPACION - UST

0 0 14

1720

4

0

5

10

15

20

25

0,1-

0,19

0,2-

0,29

0,3-

0,39

0,4-

0,49

0,5-

0,59

0,6-

0,69

0,7-

0,79

%TG.DELTA

# D

E T

RA

NS

FOR

MA

DO

RE

S

138

6.6. CONCLUSIONESCONCLUSIONES

§ Considerando que la vida de los aislamientos representa el tiempo de servicio

de un transformador, es de vital importancia ejercer un exhaustivo control sobre

el estado de tales materiales desde la etapa de fabricación y continuamente

durante su funcionamiento. La prueba Tangente Delta, aplicada en la evaluación

del conjunto aislante de máquinas eléctricas, constituye una herramienta

fundamental que junto con otras pruebas practicadas para el mismo fin, brinda un

elemento de juicio en cuanto a la calidad del elemento terminado.

§ La prueba Tangente Delta se fundamenta en el principio de simular los

aislamientos involucrados en las máquinas eléctricas (en este caso en los

transformadores de distribución) mediante el empleo de circuitos RC a partir de

cuyos diagramas vectoriales se analiza el comportamiento de un dieléctrico bajo

la aplicación de una tensión alterna.

§ Como resultado de esta investigación, se logra la caracterización de la prueba

Tangente delta en un rango predominante de (0.6 – 0.69%) para los

transformadores de distribución SIEMENS en su proceso de fabricación. Sin

embargo, para transformadores de distribución en general, se considera que si

139

el Factor de disipación se encuentra en un valor inferior al 2%, su aislamiento se

encuentra en buenas condiciones.

§ La prueba del Factor de disipación tiene un alto nivel de precisión, razón por la

cual su respuesta es más representativa comparada con la de otras pruebas,

como por ejemplo el ensayo de Resistencia de aislamiento. Bajo este criterio,

se considera que para evaluar la calidad del aislamiento, se le debe dar

prioridad a la aplicación e implementación del ensayo de Tangente delta.

§ Aunque en teoría el valor de Tangente Delta depende de distintas variables

como: la frecuencia (entendida como la frecuencia de la tensión alterna

aplicada), la tensión aplicada (en su magnitud), la humedad y la temperatura del

aislante (aceite); se encontró que en el caso de la frecuencia cuyo valor

entregado por el equipo de prueba AVTM 672000 fue siempre constante a 60

Hz, no se hizo evidente la influencia de su variación en el Factor de Disipación.

En cuanto a la dependencia con respecto a la magnitud de la tensión aplicada,

se observó que para el rango empleado (2 a 10 kV), el valor de Tangente delta

permaneció constante, confirmando así que para estos niveles de tensión el

aislamiento no se altera en sus propiedades dieléctricas.

§ La pérdida de potencia en el dieléctrico es proporcional a la frecuencia. El

Factor de disipación es independiente de la forma y dimensiones de la sustancia

140

dieléctrica, pero aumenta con la temperatura y la humedad. Es independiente

de la frecuencia, pero cambia apreciablemente si se cambia el orden de

magnitud de la frecuencia. Es conveniente determinar el Factor de potencia

para la frecuencia con que se trabaja.

§ La variable “Humedad” se consideró como la conjunción de dos subvariables

que la afectan directamente: el curado de las bobinas (medible a partir de la

temperatura en el encube) y el proceso de secado del transformador mediante

la extracción de humedad a través una presión negativa (o de vacío) durante un

tiempo aproximado de 40 a 60 minutos. Se encontró que esta variable incide

de manera importante en el valor del Factor de Disipación, pues aunque en la

etapa de fabricación los materiales aislantes están en un casi perfecto estado,

éstos (papel, cartones) se encuentran expuestos al medio ambiente y podrían

absorber humedad disminuyendo sus cualidades dieléctricas.

§ El factor temperatura también fue estudiado. Se consideró como la

temperatura en la que se encuentra el conjunto aislante en el momento de la

aplicación de la prueba (temperatura del aceite). Las gráficas generadas no

contemplaron la corrección a 20 °C sugerida por ANSI, pues precisamente lo

que se deseaba observar era la reacción del valor del Factor de pérdidas ante

la variación de la temperatura del aislamiento. La respuesta fue que a mayor

temperatura del aislante, mayor el valor obtenido de Tangente delta. Esto

141

fundamenta porque para temperaturas inferiores a 20 °C, los factores K de

corrección son inferiores a 1 y porque para temperaturas que sobrepasan esta

magnitud, los factores K son mayores a 1.

§ Resulta premeditado asegurar que un único factor pueda definir el

comportamiento del Factor de pérdidas. Por esta razón no solamente se

contemplaron las variables que en teoría lo afectan directamente, sino que se

buscó determinar si existe relación entre el Factor de disipación y la aplicación

de otras pruebas, el tiempo de impregnación y el diseño(volumen) del

aislamiento.

§ El nombre “Tangente delta” también se designa como “Factor de

disipación”, “Factor de pérdidas” o “Factor de potencia”, en el caso último

cuando el ángulo δ no supera los 20°.

§ Cuando se obtienen valores negativos en la aplicación de la prueba Tangente

Delta, se considera que las causas que los originan son: Problemas en las

conexiones del equipo de prueba, interferencias electrostáticas, efectos del

medio donde se realiza la prueba (presencia de humedad), incremento de las

superficies de fuga por presencia de suciedad (pasatapas) y el estado

defectuoso del equipo.

142

§ Contrariamente a lo que se podría pensar, el valor de Tangente delta no

depende del volumen del aislante bajo el supuesto de que “a mayor cantidad,

mayor capacidad para almacenar humedad”. Lo que realmente incide es su

estado en cuanto a sus propiedades dieléctricas. Obviamente, una vez se haya

iniciado el proceso de deterioro del aislamiento, esta condición le hará más

absorbente y más vulnerable a la presencia de humedad.

§ Las medidas de capacitancia obtenidas por el equipo dependen de la sección

del aislamiento tomado por cada modo de medición aplicado al transformador

de prueba.

§ Cuando se somete a comparación el valor de la capacitancia obtenido para

transformadores de las mismas características, potencia, tensiones y

corrientes; pero con diferente nivel de aislamiento (BIL), puede afirmarse que un

mayor BIL no necesariamente involucra un mayor volumen de aislamiento, sino

que principalmente depende de la adecuada variación de las distancias

eléctricas entre los devanados de A.T, B.T y tierra. En el caso donde se

cambian las áreas de los aislamientos (papel), sin aumentar o disminuir el BIL se

encontró que esto incide directamente sobre el valor de la capacitancia.

§ Se sugiere para estudios posteriores, elaborar una curva representativa del

comportamiento de los aislamientos desde la etapa de fabricación del

143

transformador y durante su funcionamiento, a partir de la aplicación de la prueba

Tangente delta como medio predictivo en cuanto a la vida útil de la máquina.

Esto se puede realizar mediante la aplicación de la prueba a un prototipo nuevo

y simular posteriormente su envejecimiento en función de prolongadas

sobrecargas cuyos efectos térmicos alterarán el estado del aislamiento.

§ Es importante tener en cuenta que durante la utilización del equipo de prueba

AVTM 672000, deben garantizarse las mejores condiciones de tensión y

frecuencia de la red a la cual se conecta el equipo. Además, evitar la

interferencia de tipo electromagnético que pueda producirse por la realización

simultánea de otras pruebas aplicadas en la misma zona donde se está aplicando

Tangente Delta.

§ Para evitar posibles lesiones al personal o averías al equipo de prueba, es

fundamental seguir adecuadamente las instrucciones en el conexionado del

equipo y la aplicación de la prueba.

§ Se enfatiza en la importancia de someter el equipo AVTM 672000 a

calibraciones de precisión y limpiezas periódicas como se realiza hasta el

momento en el protocolo de mantenimiento de la empresa SIEMENS S.A.

144

BIBLIOGRAFIABIBLIOGRAFIA

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Editorial Prentice Hall Inc, 1985

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Madrid: Editorial Limusa, 1987

NIEVES, Antonio. Métodos numéricos aplicados a al Ingeniería. México: Editorial

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SKILLING, Hugh. Los fundamentos de las ondas eléctricas. Buenos Aires: Editorial

Suramericana. 1952

TAREIEV, B.M. Física de los materiales dieléctricos. Moscú: Editorial Mir, 1978

147

ANEXO AANEXO A

CURVA PARA CONVERSIÓN DE FACTOR DE DISIPACIÓN CURVA PARA CONVERSIÓN DE FACTOR DE DISIPACIÓN vs. FACTOR DE POTENCIA vs. FACTOR DE POTENCIA

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

FACTOR DE POTENCIA (%)FACTOR DE POTENCIA (%)

FAC

TOR D

E D

ISIP

AC

IÓN

(%

)FA

CTO

R D

E D

ISIP

AC

IÓN

(%

)

148

ANEXO B.ANEXO B.EQUIPO DE PRUEBAS AVTM 672000EQUIPO DE PRUEBAS AVTM 672000

149

ANEXO CANEXO C

DESCRIPCIÓN Y APLICACIÓN DE LA PRUEBADESCRIPCIÓN Y APLICACIÓN DE LA PRUEBA

EQUIPO Y FINALIDAD DE SU UTILIZACIÓNEQUIPO Y FINALIDAD DE SU UTILIZACIÓN

El equipo utilizado es el AVO INTERNATIONAL. AVTM 672000 AVO INTERNATIONAL. AVTM 672000 para balance

automático de capacitancia y conjunto de prueba del factor de disipación “Tg δ "..

Es usado para establecer y probar el campo eléctrico de alto voltaje, presente en

los sistemas aislantes a tensiones de prueba superiores a 10 kV.

Los resultados del equipo de prueba pueden ser usados para evaluar la naturaleza y

la calidad de los materiales aislantes eléctricos en los procesos de fabricación y

durante la vida útil para determinar contaminación, fracturas, perforaciones y otros

defectos que acompañan el envejecimiento del aislante.

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DEL EQUIPOPRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DEL EQUIPO

Las capacitancias que se mencionan a continuación son utilizadas para representar

las tensiones eléctricas que se producen entre devanados y entre devanados y

150

tierra de un transformador. Estas a su vez son el resultado de las corrientes de

dispersión circulantes por el aislamiento de la máquina.

La mayoría de los condensadores pueden representarse como un circuito de dos o

tres terminales, tal como se ve en la figura:

Figura 1

La capacitancia entre los terminales A y B (donde A es el terminal de alta tensión, B

es el terminal de baja tensión y T es el terminal de tierra) se representa por CAB,

mientras que la capacitancia entre cada terminal respectiva y tierra se representa

por CAT y CBT. En el condensador de dos terminales, el terminal B es conectado a

tierra. Es posible tener un complejo sistema de aislamiento con cuatro o más

terminales, al que también se le podría determinar cualquier componente capacitivo

ya que el equipo cuenta con la habilidad de realizar mediciones para conexiones con

y sin tierra.

151

La figura 2 muestra el circuito de medida, cuando el equipo opera bajo el modo

UST 3.

El circuito básico emplea un transformador diferencial de corriente con tres

devanados. Los amperios-vuelta debidos a la corriente ix a través del espécimen

de prueba (transformador en este caso) en CAB está balanceada por los amperios-

vuelta debidos a la corriente is que pasa a través del condensador de referencia,

Cs. Se aplica el mismo voltaje a los dos condensadores por medio de la fuente de

alimentación. Un balance de amperios-vuelta se logra para la componente en

cuadratura de la corriente (Capacitiva) gracias al ajuste automático de vueltas Nx y

Ns. El valor de esta capacitancia se despliega en la pantalla (LCD ó display de

cristal líquido)del equipo de medición.

Figura 2

152

Como la corriente medida incluye dos componentes: una componente en

cuadratura (capacitiva) y una componente en fase (de fuga) que aparece en el tercer

devanado después de que la capacitancia ha sido balanceada. Entonces se

despliega el valor del factor de disipación en la pantalla del equipo. En la figura 2

se observa también una guarda en el modo de prueba UST.

El puente mide la capacitancia CAB que se muestra con la línea continua. Todas las

copacitancias dispuestas internas y externas entre el terminal de alta tensión H y

guarda (tierra), deriva el puente del devanado Nx y no influye sobre la medida.

En la práctica, la resistencia del devanado del transformador y la inductancia de

fuga es tan pequeña que puede permitirse un gran valor de capacitancia (>2000

pF) para derivar el puente Nx antes de que se haga notable algún error en la

medida.

La figura 3 muestra el circuito y la guarda para el modo de prueba GST L-GROUND.

En esta prueba el terminal B del espécimen es aterrizado (para especímenes de

dos terminales). El puente mide las dos capacitancias mostradas por las líneas

continuas (CAB y CAT).

Todas las capacitancias internas dispersas entre la sonda guía CxH y la guarda, que

estaría en paralelo con la fuente de potencia y las capacitancias dispersas entre la

153

guarda y el devanado Nx aterrizado se excluyen de la medición por las mismas

razones que para el modo de prueba UST.

Figura 3

La figura 4 muestra el circuito de medida y la guarda para el modo de prueba GST

L-GUARD.

El puente mide la capacitancia mostrada por la línea continua (CHG). La capacitancia

de dispersión entre el terminal de alta tensión H y la guarda que estaría en paralelo

con la fuente de potencia y la capacitancia de dispersión entre la guarda y la tierra

que estaría en paralelo con el devanado Nx, son excluidas de la medición.

154

Figura 4

PRUEBA DE TANGENTE DELTA SOBRE UN TRANSFORMADOR DE DOSPRUEBA DE TANGENTE DELTA SOBRE UN TRANSFORMADOR DE DOSDEVANADOSDEVANADOS

La figura 5 muestra el conexionado para la aplicación de la prueba sobre un

transformador de dos devanados.

Figura 5

155

La tensión nominal de cada devanado bajo prueba debe considerarse y por

consiguiente ajustarse a la tensión nominal de cada devanado. Si se involucran las

terminales de neutro, también debe considerarse su tensión nominal. Las

mediciones deben realizarse para cada combinación de bobinas (o set bobinas

trifásicas en un transformador trifásico), con los demás devanados aterrizados al

tanque (Prueba UST).

Las mediciones también deben realizarse sobre cada devanado (o set bobinas

trifásicas) y tierra con las otras bobinas conectadas a la guarda (prueba GST L-

GUARD). En un transformador de dos devanados, la medición debe realizar además

en cada devanado y tierra con el devanado restante conectado a la guarda(Prueba

GST L-GUARD).

Para un transformador de tres devanados, deben realizarse también mediciones

entre cada devanado y tierra con un devanado restante conectado a la guarda y el

otro devanado a tierra (prueba GST L-GUARD). Esta prueba especial se realiza

para aislar los devanados entre sí. Debe tomarse una medida final entre todos los

devanados conectados conjuntamente y el tanque aterrizado.

156

OTRAS APLICACIONESOTRAS APLICACIONES

INTERRUPTORESINTERRUPTORES

Para equipos de corte de potencia al aire libre en media y alta tensión, los

aislamientos más importantes son los mismos pasatapas, la guía de montaje, las

estructuras de levantamiento y en el caso de los interruptores de aceite, el aceite.

Las medidas deben ser hechas de cada terminal del pasatapa a la tierra del tanque

con el interruptor abierto, y de cada fase (cada par de terminales de fase) al

tanque aterrizado con el interruptor cerrado. Cuando se prueba el montaje

individual de un pasatapas en cada fase, los terminales de los otros pasatapas en

cada fase deben ser aterrizados. Esto también es conveniente para probar

muestras de líquido aislante.

El término específico “indicación de pérdidas en el tanque”“indicación de pérdidas en el tanque” ha sido desarrollado

para ayudar en la evaluación de los resultados de las pruebas de interruptor abierto

y cerrado. Es definido para cada fase como la diferencia de la potencia medida (en

watts) a circuito abierto y circuito cerrado. Para obtener el valor a circuito

abierto, se deben sumar los valores medidos sobre los dos terminales en el

pasatapas de cada fase. La indicación de pérdidas del tanque puede tener un

rango de valores positivos o negativos el cual dará una indicación de la posible

fuente de un problema. Indicaciones con valores positivos ocurren cuando los

valores de circuito cerrado son mayores que la suma de los valores de circuito

157

abierto. Contrariamente, indicaciones con valores negativos ocurren cuando los

valores de circuito cerrado son menores que la suma de los valores de circuito

abierto. Los resultados de la prueba deben ser registrados en términos de

equivalencia a 2.5 kV, watts/miliwatts sin tener en cuenta el voltaje de prueba

usado.

La comparación de los valores obtenidos en la prueba con los valores de la

indicación de pérdidas del tanque tomada cuando el aceite del interruptor está

nuevo y recién instalado, (que da un rango general de valores esperados de una

buena unidad) resulta práctica para evitar censurar una buena unidad con el

resultado inherente al diseño de un fabricante en particular, debido a que

normalmente pueden mostrarse índices de pérdidas en el tanque sin que la unidad

esté deteriorada.

Las pérdidas en un interruptor de aceite son diferentes entre la prueba a circuito

abierto y la prueba a circuito cerrado, esto es porque los esfuerzos del voltaje

sobre los miembros aislantes son distribuidos en diferente forma.

Los interruptores de aceite están compuestos de diferentes materiales, teniendo

cada uno su propio coeficiente. Por esta razón, puede dificultarse la corrección de

los índices de pérdidas en el tanque por una norma de temperatura.

158

Sobre estas bases, debe hacerse un intento para llevar las pruebas

aproximadamente al mismo tiempo del año (donde hay presencia de estaciones)

para minimizar las variaciones de la temperatura. La temperatura base es

usualmente 20°C.

Los interruptores en aire y gas varían demasiado en su construcción, tanto que la

interpretación y las instrucciones podrían ser demasiado tediosas.

PASATAPASPASATAPAS

Todos los pasatapas de rango 23 kV y superiores tienen un tap de factor de

potencia o capacitancia, el cual permite realizar la prueba de factor de potencia

sobre el pasatapas mientras esté en el sitio, sin desconectar cualquier cable. El

factor de disipación es medido por el equipo aterrizado en el modo de prueba UST

el cual elimina la influencia de los aislamientos de los devanados del transformador,

los arcos de los interruptores o las estructuras de soporte a las cuales están los

terminales de los pasatapas.

Los efectos de la capacitancia dispersa entre el terminal del pasatapas y tierra así

como de la superficie de fuga sobre la porcelana también son eliminados de la

medición. El método UST mide solo los pasatapas y no son apreciablemente

afectados por condiciones externas a ellos. La prueba en el modo UST también

puede ser usada para hacer mediciones sobre los pasatapas que son provistos de

159

una pestaña(adicional) para aislamiento. Durante la operación normal, la pestaña

está aterrizada por un solo tornillo, aunque, cuando se está probando el pasatapas

este es removido. La medición es idéntica a cuando el pasatapas bajo prueba

tiene un tap para el factor de potencia excepto en que la sonda de bajo voltaje –

rojo en este caso es conectada a la pestaña aislada del pasatapas.

La interpretación de las mediciones de capacitancia y factor de disipación sobre un

pasatapas requiere un conocimiento de la construcción del pasatapas, puesto que

cada tipo de pasatapas tiene sus características particulares. Por ejemplo, un

incremento en el factor de disipación en un pasatapas sumergido en aceite puede

indicar que el aceite está contaminado, mientras que un incremento en el factor de

disipación y la capacitancia indica que la contaminación es probablemente agua.

Para un pasatapas tipo condensador, el cual tiene capas cortadas, el valor de la

capacitancia se incrementará, mientras que el valor del factor de disipación puede

ser el mismo en comparación con pruebas anteriores.

Excepto para propósitos específicos de investigación de las superficies de fuga, la

superficie aislante expuesta de los pasatapas debe estar limpia y seca para prevenir

la influencia de las superficies de fuga en la medición. Los efectos de la superficie

de fuga son eliminados de la medición cuando la práctica es hecha bajo el modo de

prueba UST.

160

Las curvas de corrección de temperatura para cada diseño de pasatapas deben ser

cuidadosamente establecidas para las mediciones y todas estas a su vez, deben

ser corregidas a una temperatura base, que usualmente es de 20°C. La medición

de la temperatura debe estar basada sobre la superficie del pasatapas. La

temperatura del aire también debe ser registrada. Cuando se prueba un pasatapas

por un método aterrizado del equipo, la superficie de los pasatapas debe estar a

una temperatura superior al punto de rocío para evitar humedad por condensación.

MÁQUINAS ROTATIVASMÁQUINAS ROTATIVAS

El propósito principal de la prueba para la medición de capacitancia y factor de

disipación es evaluar hasta que punto se permite la formación de vacíos dentro del

aislamiento de los devanados y el daño resultante sobre la estructura del

aislamiento en estos espacios debido a la ionización (descargas parciales). Una

medición general del devanado también dará una indicación del factor de disipación

inherente al aislamiento del devanado y revelará potenciales problemas debido al

deterioro, contaminación o penetración de humedad.

161

ANEXO DANEXO D

CASO DEL FACTOR DE DISIPACIÓN NEGATIVOCASO DEL FACTOR DE DISIPACIÓN NEGATIVO

En casos aislados, son encontrados factores de disipación negativos en la

medición de especímenes dieléctricos de baja capacitancia. Esta condición es más

probable que se presente cuando se realizan medidas en los modos UST y GST L-

GUARD sobre un equipo el cual tiene un valor de capacitancia de unos cientos de

picofaradios o menos. Equipos tales como bujes (pasatapas), interruptores y

descargadores de sobretensión (pararrayos) de bajas pérdidas caen dentro de

esta categoría.

Se cree que el fenómeno del factor de disipación negativo es causado por un

punto complejo en la red de capacitancias y resistencias presentes dentro de las

piezas de un equipo. Las corrientes de error pueden fluir dentro del circuito

medido en situaciones donde múltiples terminales imaginarios o un terminal de

guarda aparece en la medición del sistema. También se cree que un factor de

disipación negativo puede ser producido por error de las corrientes que están

fluyendo en un punto de la red como resultado del espacio acoplado por la

interferencia del campo electrostático.

162

Las veces en que ha sido observado un factor negativo de disipación es en los

casos donde hay un blindaje incompleto de los electrodos medidos o donde el

mismo equipo es defectuoso. El error es usualmente acentuado si las pruebas son

influenciadas por esfuerzos debidos a la interferencia de campos o son realizadas

bajo condiciones desfavorables del medio especialmente a una alta humedad la cual

incrementa las superficies de fuga.

Aquí parece no ser claro que el conocimiento de un error sea significativo o que

permita reducirlo. El mejor consejo es evitar hacer mediciones sobre equipos en

instalaciones donde se conoce que factores de disipación negativos pueden

presentar un problema, especialmente donde existen condiciones desfavorables de

tiempo, como por ejemplo una alta humedad relativa. Para hacer seguras las

superficies de los pasatapas (porcelana) son limpiadas y secadas con el fin de

minimizar los efectos de las fugas en las superficies.

163

Característica C-5301 C-5302 C-5303 C-5304 C-5315Potencia(kVA) 15 25 37,5 50 30

Número de fases 1 1 1 1 3Aislamiento Devanados (kg) 2,02 1,96 1,5 3,06 4,04Peso del transformador(kg) 109 161 188 244 215

Ao Aceite mineral Aceite mineral Aceite mineral Aceite mineral Aceite mineral

Serie 15/1,2 kV 15/1,2 kV 15/1,2 kV 15/1,2 kV 15/1,2 kVPrueba de Tensión Aplicada 34/10 kV 34/10 kV 34/10 kV 34/10 kV 34/10 kV

Prueba de Tensión de Impulso 95/30 kV 95/30 kV 95/30 kV 95/30 kV 95/30 kV

C-5551 C-5552 C-5553 C-5576 C-5583 C-558415 25 37,5 30 25 251 1 1 3 1 1

2,11 2,53 2,64 6,26 3,3 3130 180 220 300 235 235

Aceite mineral Aceite mineral Aceite mineral Aceite mineral Aceite mineral Aceite mineral

15/1,2 kV 15/1,2 kV 15/1,2 kV 15/1,2 kV 15/1,2 kV 15/1,2 kV40/10 kV 40/10 kV 40/10 kV 34/10 kV 34/10 kV 34/10 kV

125/30 kV 125/30 kV 125/30 kV 95/30 kV 95/30 kV 95/30 kV

C-5612 C-5648 C-564950 37,5 37,51 3 3

2,1 5,3 6220 356 356

Aceite mineral Aceite mineral Aceite mineral

15/1,2 kV 15/1,2 kV 15/1,2 kV34/10 kV 34/10 kV 34/10 kV95/30 kV 95/30 kV 95/30 kV

ANEXO EANEXO ECARACTERÍSTICAS DE LOS AISLAMIENTOS POR DISEÑOCARACTERÍSTICAS DE LOS AISLAMIENTOS POR DISEÑO

164

ANEXO F.ANEXO F.

PROTOCOLO PARA LA MEDIDA DE TANGENTE DELTA Y CAPACITANCIA APLICADAPROTOCOLO PARA LA MEDIDA DE TANGENTE DELTA Y CAPACITANCIA APLICADA

A TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓNA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

ALCANCE:

Mediante la aplicación de esta prueba se puede determinar las pérdidas de

potencia en los elementos aislantes involucrados en los transformadores de

distribución (papel, aceite, pasatapas, esmaltes); además de facilitar la medición de

la capacitancia involucrada en la sección de aislamiento tomada por el equipo de

medición bajo un modo de conexión específico. Puede ser utilizada como criterio

importante en la evaluación de la calidad del aislamiento.

Al igual que todas las pruebas a máquinas eléctricas donde se manejan niveles

considerables de tensión, para la aplicación de este ensayo también se deben

garantizar las condiciones mínimas de seguridad industrial que permitan evitar

lesiones al personal y daños innecesarios a los equipos.

DOCUMENTO DE REFERENCIA

NORMA ANSI C57.12.90-1993

165

IMPORTANCIA Y USO

El grado de contenido de humedad en los materiales aislantes y la presencia de

impurezas determinan la calidad del aislamiento eléctrico, el cual se deteriora en

proporción directa al incremento de este tipo de partículas en su estructura

molecular.

Sirve como herramienta de aceptación o rechazo de una máquina recién

manufacturada, debido a que puede ser un ensayo complementario, no excluyente

de otras pruebas establecidas y practicadas con el mismo fin.

EQUIPOS DE ENSAYO

En forma general se necesita un equipo y ciertas condiciones para su aplicación a

saber:

q Equipo para medida de Tangente Delta y Capacitancia “AVTM 672000”

q Equipo o espécimen a ser probado “Transformador de Distribución”

q Red eléctrica de alimentación para equipo de prueba. “120V A.C., 60Hz”.

q Termómetro (en lo posible digital). Termocupla como transductor.

q Conectores para corto-circuitar los terminales de los devanados. “Cinta de

cobre desnuda”.

166

APLICACIÓN DE LA PRUEBA

Se sugiere seguir la siguiente rutina:

1. Escoger una muestra del lote. Aplicación como ensayo de tipo.

2. Disponer el equipo de prueba con las conexiones adecuadas.

3. Tomar las especificaciones técnicas del transformador: Potencia, Tensión

máxima del sistema, cantidad de fases, grupo de conexión, voltajes nominales

M.T. y B.T. , derivaciones, Frecuencia, corrientes nominales M.T. y B.T., clase

de Aislamiento, altura de instalación (m.s.n.m), Temperatura de instalación (°C).

Año de fabricación (no aplica cuando es nuevo el transformador).

4. Corto-circuitar los devanados tanto de alta como de baja, teniendo precaución

con las puestas a tierra tanto del equipo como del transformador.

5. En el momento previo a practicar el ensayo tomar la temperatura del aceite.

6. Seleccionar la opción de medición directa o inversa para de acuerdo con esta

suministrar los 10kV o 5kV requeridos para cada situación.

7. Determinar el modo de medida del equipo de prueba. Opciones (UST, GST,

GSTg).

8. Tomar los datos que se despliegan en el display (LCD). Estos son: Valor de

Tangente delta, Capacitancia, Potencia (mW), Tensión (kV) y Corriente (mA).

167

NUMERO DE ENSAYOS

Las normas indican que un solo ensayo puede ser necesario para medir el factor de

disipación (tangente delta)

ANTECEDENTES

Norma ANSI C57.12.90 – 1993. Sección 10.10Pruebas de factor de potencia. El factor de potencia del aislamiento es la relaciónEl factor de potencia del aislamiento es la relaciónentre la potencia disipada en el aislamiento (W) y el producto de la tensiónentre la potencia disipada en el aislamiento (W) y el producto de la tensiónefectiva y la corriente (VA), cuando se prueba bajo una tensión efectiva y la corriente (VA), cuando se prueba bajo una tensión sinusoidal ysinusoidal ycondiciones preestablecidas.condiciones preestablecidas.

Preparación para la prueba.Preparación para la prueba.

El espécimen de prueba deberá cumplir las siguientes condiciones:

§ Los devanados deben estar sumergidos en líquido aislante

§ Los devanados deben estar cortocircuitados

§ Los pasatapas deben permanecer en su lugar

§ La temperatura de los devanados y del líquido aislante debe ser cercana a 20

ºC.

Instrumentación.Instrumentación.

La prueba de Factor de potencia puede ser medida por medio de circuitos de

puente especiales o por el método VA – W. La precisión de la medida deberá

168

estar entre ± 0.25% del factor de potencia del aislamiento y la medición deberá

ser practicada a una frecuencia de 60 Hz o muy próxima.

Tensión Aplicada.Tensión Aplicada.

La tensión aplicada para la prueba de Factor de potencia no deberá exceder a la

mitad de la tensión de prueba a baja frecuencia dada en IEEE Std C57.12.00 –

1993, Tabla 4, para ninguna sección del devanado, o de cualquier modo que no

sobrepase los 10000 V.

Factores de corrección de temperatura.Factores de corrección de temperatura.

Los factores de corrección de temperatura para la prueba de Factor de potencia

del aislamiento, dependen de los materiales aislantes, su estructura, contenido de

humedad, etc. Los valores de corrección para el factor K que se muestran a

continuación son aplicables a propósitos prácticos mediante la fórmula presentada:

169

Factores de corrección para la Prueba de Factor de potencia

Temperatura de prueba, ºC Factor de corrección10 0.815 0.920 125 1.1230 1.2535 1.440 1.5545 1.7550 1.9555 2.1860 2.4265 2.770 3

K

FF pt

p20 =

Donde:

Fp20 es el Factor de potencia corregido a 20 ºC

Fpt es el Factor de potencia medido a una temperatura T

T es la temperatura de prueba, ºC

K es el Factor de corrección

Nota1. Los factores de corrección mostrados en la tabla se aplican a sistemas de

aislamiento que emplean aceite mineral como líquido aislante. Otros líquidos

aislantes podrían tener otros factores de corrección.

170

Nota 2. La temperatura del aislamiento puede considerarse como la temperatura

promedio del líquido aislante. Cuando se mide el Factor de potencia del

aislamiento a una temperatura relativamente alta y los valores corregidos son

inusualmente altos, deberá refrigerarse el transformador hasta que las mediciones

puedan realizarse a 20 ºC ó a una temperatura muy próxima.