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S.E.P.

S.N.E.S.T

D.G.E.S.T.

S.E.V.

INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE LAS CHOAPAS

NOMBRE DEL TRABAJO: Trabajo de investigación de pruebas a transformadores

CARRERA: Ingeniería electromecánica

MATERIA: Subestaciones eléctricas

ALUMNO:

Rafael Sánchez Hernández DOCENTE: Ing. Erasmo Sánchez Reyes

LAS CHOAPAS, VER. A 14 DE DICIEMBRE 2016

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INDICE

INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 3 ELEMENTOS PRIMARIOS DE UNA SUBESTACION ELECTRICA ...................................... 4 Transformadores de potencia ..................................................................................................... 4 Partes internas de un transformador ......................................................................................... 4 El Transformador de Corriente (TC) .......................................................................................... 5 El Transformador de Potencial (TP) .......................................................................................... 5 Relevadores .................................................................................................................................. 5 Interruptores de potencia ............................................................................................................ 6 Apartarrayos .................................................................................................................................. 6 PRUEBAS AL ACEITE DIELÉCTRICO DE UN TRANSFORMADOR ................................... 7 Rigidez dieléctrica ........................................................................................................................ 7 Índice de neutralización (acidez)................................................................................................ 9 Tensión superficial ..................................................................................................................... 11 Análisis del color en el Aceite ................................................................................................... 12 Cromatografía de los gases ...................................................................................................... 14 PRUEBA DE DEVANADOS DE UN TRANSFORMADOR ..................................................... 20 Resistencia de Aislamiento (Megger)...................................................................................... 20 Prueba de factor de potencia a los aislamientos................................................................... 24 Prueba de corriente de excitación. .......................................................................................... 28 Prueba de relación de transformación .................................................................................... 33 Prueba de polaridad ................................................................................................................... 37 Prueba resistencia óhmica de los devanados ....................................................................... 40 PRUEBAS A BOQUILLAS (BUSHINGS) .............................................................................................. 45 Resistencia de aislamiento ....................................................................................................... 45 Prueba de factor de potencia de boquillas ............................................................................. 47 CONCLUSION ................................................................................................................................ 48 BIBLIOGRAFIA .............................................................................................................................. 49

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INTRODUCCIÓN Los equipos primarios en las subestaciones, como su nombre lo indica, es la parte más importante ya que de estos depende la calidad y el servicio de la energía eléctrica que será entregada al cliente. Cada uno de ellos elabora un papel muy importante en el sistema eléctrico nacional, desde los transformadores, capaces de transformar diferentes valores de voltaje-corriente, hasta los interruptores, que son muy utilizados para proteger y realizar maniobras para mantener los demás equipos en buen estado. En el presente documento se expone cuáles son sus equipos primarios y que tipos hay, sus definiciones, sus partes, también se hablara más que nada sobre las diferentes pruebas de los diferentes transformadores y sus respectivas normas para tener un mayor conocimiento de cómo se le hace una prueba a un transformador y bajo qué indicadores o norma se está basando En un transformador existen tres principales factores que se le tienen que hacer un mantenimiento, ya que estos son el alma del transformador y de que estos se encuentren en buen estado dependerá la vida del transformador por así decirlo. Estos factores son: 

Aceite dieléctrico



Devanados



Boquillas(bushings)

En este documento hablaremos de estos factores y las diferentes pruebas que engloba cada uno de ellos.

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ELEMENTOS PRIMARIOS DE UNA SUBESTACION ELECTRICA

Transformadores de potencia Un transformador es un aparato eléctrico que por inducción electromagnética transfiere energía eléctrica de uno o más circuitos, a la misma frecuencia, usualmente aumentando o disminuyendo los valores de tensión y corriente eléctrica.

Partes internas de un transformador

        

Núcleo de circuito magnético. Devanados Aislamiento. Aislantes. Tanque o recipiente. Boquillas. Ganchos de sujeción. Válvula de carga de aceite. Válvula de drenaje.

       

Tanque conservador. Tubos radiadores. Base para rolar. Placa de tierra. Placa de características. Termómetro. Manómetro. Cambiador de derivaciones o taps.

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El Transformador de Corriente (TC) Es el transformador diseñado para suministrar la corriente adecuada a los instrumentos de medición como los amperímetros, wattmetros y watthorímetros, así como a los aparatos de protección como los relevadores. El Transformador de Potencial (TP) Es el transformador diseñado para suministrar la tensión adecuada a los instrumentos de medición como los voltímetros, frecuencímetros, wattmetros, watthorímetros, etc., así como a los aparatos de protección como los relevadores. Relevadores El relé o relevador es un dispositivo electromecánico. Funciona como un interruptor controlado por un circuito eléctrico en el que, por medio de una bobina y un electroimán, se acciona un juego de uno o varios contactos que permiten abrir o cerrar otros circuitos eléctricos independientes.

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Interruptores de potencia Un interruptor es un dispositivo cuya función es interrumpir y restablecer la continuidad en un circuito eléctrico. Si la operación se efectúa sin carga (corriente), el interruptor recibe el nombre de desconectador o cuchilla desconectadora. Si la operación de apertura o de cierre la efectúa con carga (corriente nominal), o con corriente de corto circuito (en caso de alguna perturbación), el interruptor recibe el nombre de disyuntor o interruptor de potencia.  cuchillas desconectadoras. La cuchilla desconectadora es un elemento que sirve para desconectar físicamente un circuito eléctrico. Por lo general se operan sin carga, pero con algunos aditamentos se puede operar con carga, hasta ciertos límites.  Cuchilla fusible. La cuchilla fusible es un elemento de conexión y desconexión de circuitos eléctricos. Tiene dos funciones: como cuchilla desconectadora, para lo cual se conecta y desconecta, y como elemento de protección. Apartarrayos El apartarrayos es un dispositivo que nos permite proteger las instalaciones contra sobretensiones de tipo atmosférico. Las ondas que

presentan

durante

una

descarga

atmosférica

viajan

a

la velocidad de la luz y dañan al equipo si no se tiene protegido correctamente; para la protección del mismo se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos: 

descargas directas sobre la instalación



descargas indirectas

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PRUEBAS AL ACEITE DIELÉCTRICO DE UN TRANSFORMADOR Rigidez dieléctrica Es una prueba que muestra la presencia de agentes contaminantes (agua, polvo, partículas conductoras) en el aceite, las cuales pueden ser representativas si se presentan valores bajos de rigidez. Cuando un aceite está muy contaminado tiende a presentar valores bajos de rigidez los cuales disminuyen el aislamiento del transformador. La prueba consistente en aplicar un voltaje de C.A. entre dos electrodos sumergidos en aceite a una distancia de 2.54 mm o 2.0 mm dependiendo de la norma a ser utilizada. Esquemáticamente:

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El valor de tensión en kilovoltios a la que se presenta descarga entre los electrodos se le conoce como rigidez dieléctrica y como norma general es el promedio del resultado de 5 pruebas sobre la misma muestra espaciadas un minuto.

Las normas utilizadas y los valores límites permitidos para esta prueba son las siguientes:



ASTM D-877: Electrodos planos separados 2.54 mm, Tensión Mínima 25 kV



ASTM D877 especifica el uso de electrodos con forma de disco con 25,4 mm (1 pulg.) de diámetro y al menos 3,18 mm (0,125 pulg.) de espesor. Estos electrodos están hechos de bronce pulido y se montan de modo de tener sus caras paralelas y horizontalmente en línea en el vaso de prueba. Se especifica que los bordes deben ser agudos, con un radio de no más de 0,254 mm (0,010 pulg.). Los bordes agudos se deben inspeccionar regularmente para asegurar de que no se hayan redondeado en exceso. Los bordes redondeados en exceso tendrán el efecto de elevar falsamente el voltaje de ruptura, haciendo que se apruebe un aceite que debería haber fallado la prueba.



ASTM D-1816: Electrodos semiesféricos separados 2.0, Tensión mínima 50 kV.

Normalmente una rigidez dieléctrica de 18 kV es considerada como baja, 25 kV o mayor como buena para transformadores en servicio y para transformadores nuevos una rigidez dieléctrica mayor de 30 kV es aceptable. Un aceite seco, limpio y nuevo soporta normalmente 35 kV o más de este valor.

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Índice de neutralización (acidez) El índice de neutralización de un aceite es una medida de los componentes o agentes contaminantes ácidos en el aceite. En un aceite nuevo el valor del índice de neutralización es pequeño, pero aumenta entre otras razones como resultado del envejecimiento y por la oxidación. Mediante este ensayo se mide la acidez orgánica y se aporta parte de la información sobre el estado químico del aceite, permitiendo estimar la posibilidad de aparición de lodos en el interior del transformador. Los productos ácidos generados durante los procesos de oxidación del aceite, provocan el deterioro de la aislación sólida del equipo, por lo tanto esencial detectar a tiempo la aparición de acidez orgánica y controlar su variación en el tiempo. El índice de neutralización se define como los miligramos de hidróxido de potasio necesarios para neutralizar los ácidos libres contenidos en un gramo de aceite. El método consiste en disolver la muestra en un solvente compuesto de alcohol benceno e indicador y valorar con solución alcohólica 0.1Normal de hidróxido de potasio hasta que se produzca el viraje del color azul a rojo. (Un buen aislante tiene un grado de acidez no superior a 0,05 KOH mg/g)

Los valores típicos y límites para esta prueba son los siguientes:

 

Aceite nuevo: Aceite usado:

0.03 mg KOH/gr Entre 0.1 y 0.2 mg KOH/gr 9



A regenerar: Mayor a 0.2 mg KOH/gr

 Norma ASTM D-664 El número de neutralización de un líquido aislante eléctrico es la medida de componentes ácidos de ese material. En el aceite nuevo, cualquier presencia de un ácido es probable que sea un pequeño residuo del proceso de refinamiento. En el líquido que está en servicio, el número de neutralización es el número de productos formados durante la oxidación del aceite. El número de neutralización puede ser utilizado como una guía general para determinar cuando el aceite debe ser reprocesado o reemplazado. ASTM D664 es el método tradicional de indicador en el cual la muestra cambia de color al mezclar los ácidos con una solución de Hidróxido de Potasio (KOH). El número de neutralización es expresado en la cantidad de miligramos requeridos de hidróxido de potasio (KOH) para neutralizar un gramo de aceite de la muestra. En los transformadores estos ácidos orgánicos son supremamente dañinos para el sistema de aislamiento y puede inducir a la oxidación de las piezas metálicas cuando hay humedad también presente. Un incremento en el número de neutralización es un índice de la degradación del aceite.

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Tensión superficial Permite detectar los agentes contaminantes polares solubles en el aceite, lo que produce el inicio del envejecimiento del aceite y es un ensayo muy sensible. El valor de la tensión superficial varía rápidamente durante la primera etapa de envejecimiento pero luego la tasa de variación decrece a medida que los valores absolutos disminuyen. Por esta razón los resultados son difíciles de interpretar especialmente cuando el aceite está regularmente contaminado. La superficie de un líquido tiene la tendencia natural a contraerse hasta un valor mínimo. Por esta razón se le atribuye una tensión superficial, que es la causa de la formación de gotas y del fenómeno de capilaridad. Las sustancias en disolución en aceite modifican la tensión superficial disminuyendo su valor. La tensión superficial de un aceite aislante se determina con relación a la del agua Se toma la muestra de aceite y se la introduce con agua en un recipiente. Se coloca en la interface agua-aceite un anillo plano de alambre de platino y se mide la fuerza necesaria para quitarlo, levantándolo desde la interface agua-aceite. La fuerza así medida se corrige aplicando un factor empírico que depende de ésta, de las densidades del aceite y del agua, y de las dimensiones del anillo. Las mediciones se realizan bajo rigurosas condiciones normalizadas y se completan durante el primer minuto de la formación de la interface aceite-agua.

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Toda esta prueba esta con respecto a la NORMA ASTM D-971. Esta prueba es la determinación física más importante que se efectúa a los aceites aislantes. Cubre la medición bajo condiciones de no equilibrio de la tensión interfacial, que un fluido aislante mantiene frente al agua. La tensión interfacial es una medida de las fuerzas de atracción entre las moléculas de dos fluidos no miscibles. El resultado se expresa en dinas/cm o milinewton/metro (mN/m). Esta prueba es un excelente medio para detectar contaminantes polares solubles y productos de la oxidación en aceites aislantes.

Análisis del color en el Aceite Esta prueba es utilizada para el control de los aceites en el proceso de refinación, no es una guía para determinar la calidad del aceite, pero en conjunción con las otras pruebas permite determinar el grado de deterioro. La prueba consiste en comparar el color del aceite con unos colores patrones que van numerados de 0.5 a 8.0 siendo 8.0 el más oscuro. Los valores típicos son 0,5 aceite nuevo y 1,5 aceite usado.

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El significado primario del color es la de observar una tasa de cambio a lo largo del tiempo en un transformador. Obscurecimientos del aceite en un período de tiempo, indica tanto la contaminación como el deterioro del aceite. Un color oscuro, sin haber cambios significativos en el número de neutralización o de la viscosidad, usualmente indican contaminación con materiales extraños. El color de un aceite aislante, es determinada mediante una luz trasmitida y se expresa mediante un valor numérico comparado contra valores estándares en una tabla circular contenida dentro del equipo.

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Método Normalizado ASTM D 1500

El color del aceite sin uso puede variar dentro de un determinado rango; e influyen en él las características de las bases lubricantes (fundamentalmente el origen del crudo y su procesamiento) y de los aditivos empleados en la formulación- Si bien un cambio en el color puede ser notado aún por usuarios no entrenados en análisis de control de calidad, no es un parámetro que determina o afecte el rendimiento del lubricante. El método para el control del color es visual, comparando al aceite contra patrones perfectamente establecidos- La escala más utilizada es la de ASTM, con “ratings” o clasificaciones que van creciendo, a medida que encontramos aceites más oscuros, hasta un máximo de 8. A veces se antepone una “L” de “Light” para clasificar mejor a una muestra.

Cromatografía de los gases Es una prueba de trascendental importancia para detectar que pudo haber pasado o que puede estar pasando en la parte interna de un transformador. Consiste en analizar qué tipo de gases están disueltos en una muestra de aceite. Los gases dentro de un transformador se producen y disuelven en el aceite por múltiples causas entre las que tenemos: 

Altas temperaturas



Descargas parciales



Arcos eléctricos



Humedad



etc.

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El equipo utilizado para realizar esta prueba es el cromatógrafo de gases el cual por medio de calentamiento extrae los gases a la muestra de aceite, los separa y cuantifica en partes por millón.

Los gases de interés y que mejor información suministran a cerca del estado del transformador son los siguientes: 

Hidrógeno

H2



Nitrógeno

N2



Oxígeno

O2



Monóxido de carbono

CO



Dióxido de carbono

CO2



Metano

CH4



Etano

C2H6



Etileno

C2H4



Acetileno

C2H2

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Existen varios métodos de análisis para evaluar el estado de un transformador a partir de la cantidad de gases encontrados en una muestra de su aceite aislante. Entre los más utilizados tenemos los siguientes:

 método de análisis cualitativo GASES PRESENTES      

ESTADO DEL TRANSFORMADOR

CO, CO2, H2O Calentamiento del papel CO, CO2 Papel quemado C2H4, C2H6, CH4 Calentamiento de aceite Por encima de 500°C CO2 calentamiento de aceite hasta 400°C H2O Calentamiento del aceite hasta 200°C H2, C2H2, CH4, C2H4, C2H6 Arco Eléctrico

 método de cantidad de gases combustibles totales

CANTIDAD DE GASES EN PPM

ESTADO DEL TRANSFORMADOR



0-500

Normal



500-1000

Hacer seguimiento



1000-2500

Investigar



Más de 2500

Sacar de servicio e inspeccionar

 método del gas clave GAS CLAVE

ACETILENO

: Indica arco eléctrico interno. 16

ARCING IN OIL (60)

60

50

%COMBUSTIBLE

40

(30)

30

20

10 (5) 0

(1,6)

(0,01) CO

H2

CH4

C2H6

(3,3) C2H4

C2H2

GAS CLAVE HIDROGENO: Indica descarga parcial corona

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CORONA IN OIL 90

(8 6 )

80

%COMBUSTIBLES

70 60 50 40 30 20 (13)

10 (0 ,5)

(0 ,2 )

(0 ,2 )

(0 ,1)

0 CO

H2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

GAS CLAVE ETILENO: Indica sobrecalentamiento

OVERHEATED OIL 70 (63)

% COMBUSTIBLE

60 50 40 30 20

(16)

(17)

10 (