domingo, 30 de agosto de 2015

Disparos intempestivos o "disparos por simpatía" en interruptores diferenciales




En ocasiones se manifiesta en las instalaciones los denominados “disparos por simpatía”. Ante algún fenómeno particular se produce la apertura de diversos diferenciales de manera simultánea, y lo más curioso es que no solo se disparan varios diferenciales del mismo cuadro, sino que también afecta a otros que no tienen nada que ver, ya que pertenecen a diferentes cuadros de distribución.

Este fenómeno se debe principalmente a las corrientes de fuga que circulan a través de las capacidades de las instalaciones. Estas capacidades pueden tener dos orígenes:

- Las capacidades de aislamiento de los conductores eléctricos (cables).
- Los filtros capacitivos (condensadores) conectados a tierra de los receptores electrónicos existentes en las instalaciones.

Cuando en una instalación se generan corrientes de fuga de alta frecuencia o transitorios de corta duración, hallan poca resistencia de paso a través de las capacidades anteriores. Los cables, por su constitución, presentan una parte activa (conductor) y una parte no activa (aislante), asemejándose a un condensador.

Si este cable se encuentra al lado de un conductor de protección (cable de tierra), las únicas resistencias o impedancias que existen entre la parte activa y tierra, son el aislante de los conductores activo y de protección (este aislante actuará como dieléctrico) y el aire. 

Cuanto mayores sean las longitudes de los cables en las instalaciones, mayores serán las capacidades de dichos cables respecto a tierra repartidas por toda la instalación.

Por lo tanto, en instalaciones donde tengamos receptores que generen corrientes de fuga permanentes de alta frecuencia éstas circularán en su mayor parte por las capacidades hacia tierra para retornar por el neutro del transformador que cerrará el circuito con las fases. El valor de estas corrientes de fuga capacitívas, por lo tanto, dependerá básicamente del valor de las capacidades presentes en cada instalación y de la frecuencia de la misma corriente.

Para evitar estos problemas es muy recomendable tomar las siguientes precauciones a varios niveles:

- Cuando se esté proyectando una nueva instalación donde vayan a tener que repartirse líneas de cable muy largas para poder llegar hasta los receptores (iluminación, tomas de corriente, alimentación directa de receptores, etc.),es muy conveniente realizar la máxima subdivisión posible de circuitos a fin de acumular el menor número de metros de cable por debajo de un solo diferencial, pudiéndose llegar a tener en muchos casos un diferencial para proteger cada circuito.

- Limitar, en la medida de lo posible, el número de receptores electrónicos que incluyan filtros capacitívos conectados a tierra, por debajo de cada diferencial. En circuitos para alimentar tomas informáticas, por ejemplo, hay que minimizar el número de líneas por debajo de cada diferencial.

- Para disminuir o eliminar el número disparos intempestivos en instalaciones ya existentes, en la mayoría de ocasiones no es posible tomar las precauciones anteriores. En estos casos es aconsejable la sustitución de los dispositivos diferenciales que ocasionan los problemas por los dispositivos especializados superinmunizados para evitar los disparos intempestivos originados por las corrientes de fuga que circulan por las capacidades de la instalación.

Texto en pdf en el siguiente link:


Artículo relacionado en este Blog:

Disparos intempestivos en interruptores diferenciales








viernes, 28 de agosto de 2015

Las averías de Transformadores para inversores en Parques Fotovoltaicos



Los Parques fotovoltaicos experimentaron un extraordinario crecimiento en España en la década de los años 2000 a 2010.  En la vorágine expansiva se echaron de menos normas y especificaciones relativas a materiales componentes de estas instalaciones, como en el caso que nos ocupa de los Transformadores elevadores alimentados por inversores.

Pocos fueron los fabricantes de inversores que pusieron sobre aviso a proyectistas y fabricantes de transformadores sobre el riesgo que significaba el no disponer de transformadores y dispositivos conmutadores especialmente adaptados para esta aplicación, de todas formas, ello suponía un incremento del precio del material al que no se podía hacer frente dada la enorme competencia del momento. Por lo tanto, la totalidad de los transformadores instalados en estos parques fueron de tipo estándar, es decir, según las normas UNE 21428 e IEC 60076.

Por todo ello, en España se han contado por miles las averías de transformadores en parques fotovoltaicos de potencias comprendidas entre 100 y 160 kVA, y aunque muy poco se haya escrito sobre este particular muchos profesionales del sector se identifican con este grave problema.

Análisis de los problemas técnicos

Hasta la llegada del nuevo reglamento,  RAT (Real Decreto 337/2014, de 9 de mayo) no se pone en evidencia este problema, concretamente en la  ITC 09 apartado c) en el que se indica lo siguiente:

“Cuando los transformadores sean maniobrados frecuentemente en vacío (más de tres veces al mes), por ejemplo en instalaciones fotovoltaicas que se desconectan periódicamente, se instalarán protecciones contra las sobretensiones de maniobra que se puedan producir por la interrupción de la corriente magnetizante del propio transformador, salvo que dispongan de un sistema de monitorización o de control de las sobretensiones de maniobra que garantice la integridad del aislamiento”.

Efectivamente, las maniobras causan un grave estrés eléctrico y mecánico en los transformadores y están acompañadas de severas sobretensiones transitorias que ponen en riesgo el aislamiento de la instalación, a pesar de ello y guiados por el sentido común, los procedimientos de actuación determinan desconectar por la noche cuando el parque fotovoltaico está parado y conectar al amanecer, ya que el transformador energizado consume kW debido a sus pérdidas en vacío que multiplicadas por 100 o 200 transformadores que suelen componer algunos de estos parques puede suponer un gran gasto de energía que hay que descontar de la energía generada y vendida durante el día.

Por lo tanto, estas maniobras periódicas de conexión/desconexión eran y siguen siendo en algunos casos una tarea rutinaria, dos maniobras al menos cada día multiplicadas por 365 días al año suponen 730 y durante 20 años equivalen a 14.600 maniobras a lo largo de la vida útil del transformador, son cifras  que quedan muy lejos de las 3 de cada mes indicadas por el reglamento (RAT)  y muy lejos de las que pueden soportar los aislamientos de cualquier instalación, por lo que, si no se disponen las protecciones adecuadas las consecuencias para los transformadores suelen derivar en averías, tampoco la endurancia mecánica de los interruptores resistiría tan elevado número de maniobras ya que en el mejor de los casos suelen estar limitadas a 10.000.

Otros problemas técnicos

Según lo indicado anteriormente, la construcción de la totalidad de los transformadores instalados en parques fotovoltaicos españoles correspondían a la norma UNE 21428 de catálogo, sin embargo, la norma IEC 60076-8 “Guía de Transformadores de potencia” indica lo siguiente en su apartado 9:

Aplicación de transformadores normalizados en alimentación de convertidores

El capítulo 1 de la norma IEC 60076-1 establece que los transformadores para convertidores estáticos son especiales y no están incluidos en la categoría general de transformadores a los cuales es aplicable en su totalidad la norma IEC 60076.

Este capítulo indica las precauciones que se deben tomar cuando transformadores de media potencia para usos generales, normalizados en catálogo, van a ser utilizados para alimentar convertidores estáticos. Hay dos aspectos a tener en consideración:

-          La influencia de la distorsión de tensión

-          La influencia de la distorsión de corriente

A continuación se exponen las particularidades relacionadas concretamente con este párrafo de la norma IEC 60076-8.

● Pérdidas debidas a los armónicos

Debido a la propia concepción de los convertidores o inversores a base de diodos y tiristores, estos equipos provocan corrientes no sinusoidales generadoras de corrientes armónicas que perturban el normal funcionamiento de un transformador.

Una de las consecuencias directas es el aumento de las pérdidas debidas a la carga en las bobinas y conexiones, y por tanto un excesivo calentamiento.

La norma IEC 61378 - 1 describe las especificaciones de los transformadores para convertidores, y particularmente  las reglas de cálculo  de las pérdidas debidas a la carga en función de la distorsión de la corriente de carga y los ensayos a realizar.

Esta norma indica que la utilización de transformadores de distribución “standard” es posible para ciertas aplicaciones de conversión pero teniendo en cuenta una desclasificación “disminución” en la potencia (por ejemplo, utilización de un 630 kVA para una potencia útil de 400 kVA).

En los transformadores standard (UNE 21428), las pérdidas debidas a la carga (Pcc) están convencionalmente subdivididas en:

Pérdidas por efecto Joule (PJ) o RI2 = 85%

Pérdidas por corrientes de Foucault (PcF) o pérdidas parásitas  en los arrollamientos y conexiones = 10%

Pérdidas suplementarias (PS) o pérdidas parásitas en las partes  estructurales del acero = 5%

Por contra, en el caso de transformadores para inversores, los armónicos de corriente entrañan un aumento de estos diferentes tipos de pérdidas.

La norma IEC 61378-1 permite calcular precisamente estas pérdidas adicionales cuando las características del rectificador y el espectro de los armónicos (rango y tasa) son conocidos.
En primera aproximación, cuando estos parámetros se desconocen, se pueden admitir los coeficientes de incremento medio siguientes:

PJ x 1,03;  PCF  x 5;  PS x 1,30

Esta estimación conduce a un aumento medio de las pérdidas debidas a la carga del orden del 45% con relación a un transformador standard:

Transformador standard (UNE 21428)


Pcc = PJ + PCF + PS
Pcc = 0,85 Pcc + 0,1 Pcc + 0,05 Pcc

Transformador para convertidor (IEC 61378) 


Pcc = 1,03 PJ + 5 PCF + 1,3 PS
Pcc = 1,03 x (0,85 Pcc) + 5(0,1 Pcc) + 1,3(0,05 Pcc)
Pcc = 0,88 Pcc + 0,5 Pcc + 0,07 Pcc

Pcc = 1,45 Pcc


En primera aproximación, este aumento medio de las pérdidas permite determinar la potencia del transformador de conversión aplicando el coeficiente de desclasificación k = raiz 1,45 = 1,20.

Transformadores estándar según UNE 21428

Ejemplo:

Se necesita un Transformador con potencia útil en conversión de 100 kVA
La potencia equivalente será = 100 x 1,20 = 120 kVA (potencia normalizada superior = 160 kVA).

Para el caso de un transformador instalado de 100 kVA, se tiene:

Potencia útil en conversión = 100 x 1/1,20 = 83 kVA.

Conclusión:

Los transformadores instalados de 100 kVA cuando exceden los 83 kVA trabajarán sobrecargados, al igual que los de 160 kVA cuando exceden los 133 kVA. En tales condiciones, además de estar limitando su vida útil, las pérdidas aumentan de forma exponencial y en consecuencia se reducen los kW suministrados a la red pública.

Sobretensiones generadas por el inversor


Algunas empresas fabricantes de inversores entre ellas SMA Solar Technology AG, publicó una información sobre las características que debían requerir los transformadores para estas aplicaciones, de las que extraemos las siguientes:

1. Deben soportar variaciones máximas de tensión en el devanado de BT respecto a tierra que pueden llegar a ser de 500V/μs. (dU/dt= 500V/μs). El cumplimiento de este requerimiento está asociado a la definición de inversores de paso pulsado.


                                    Diagrama de la pendiente de tensión dU/dt

-     Con el paso del tiempo, el aislamiento del transformador puede dañarse, no solo por las tensiones elevadas (1320V – 1050V), sino por las escarpadas y rápidas variaciones de tensión que podrían llegar a producir elevadas descargas parciales.

2. Los grupos vectoriales de los transformadores podrán ser:

-        En el caso de dos devanados: Dy1, Dy5 ó Dy11.
-        En el caso de tres devanados: Dy1y1, Dy5y5 ó Dy11y11.

3. Durante el funcionamiento normal del inversor de paso pulsado se pueden generar tensiones en las fases respecto a tierra de 1050V. Los posibles daños se producirían en el transformador, ya que el aislamiento de trafo se degradaría más rápidamente al estar trabajando en unas condiciones de aislamiento para las que no ha sido diseñado. 

-     Durante 30 minutos al año en el funcionamiento del inversor de paso pulsado se pueden generar tensiones de las fases respecto a tierra de 1320V.


4. Tensión de cortocircuito Ucc=6%,

-    La impedancia del transformador limitará la corriente de cortocircuito. Cuanto menor sea la tensión de cortocircuito mayor será la corriente de cortocircuito. Por ello se requiere una tensión de cortocircuito del 6% para trabajar con corrientes de cortocircuito bajas con las cuales no se produzcan daños en los componentes internos del inversor.

5. Entre los devanados de baja tensión y media tensión será necesaria la instalación de una pantalla electrostática con puesta a tierra.

-   Esta pantalla electrostática puesta a tierra, permitirá realizar la función de filtro para limitar el gradiente de tensión dU/dt= 500V/μs.
-   Además, esta pantalla protegerá al inversor frente a posibles cortocircuitos internos de los devanados de MT y BT, que de llegar a producirse transmitirían al devanado de BT la tensión de MT.

6.   Separación galvánica entre los inversores en la parte de BT del transformador.

-     Cada inversor se conectará a un devanado de baja tensión.
-   En el caso de usar transformadores con un solo devanado para conectar en paralelo varios inversores se podría tener circulación de corriente entre ambos inversores. El voltaje respecto a tierra causaría corrientes a través de la capacidad parásita de los transformadores y el campo fotovoltaico causando daños al inversor
-     En el caso de usar transformadores de dos devanados en el lado de baja tensión:

1.   Deberán de disponer de un doble devanado en el lado de media tensión pero podrán disponer de un solo terminal de conexión para los dos devanados de MT (U1, V1, W1 para conectar internamente en el trafo los dos devanados de MT).
2.   Deberán de disponer de terminales de conexión independientes para cada devanado de BT (u2, v2, w2 para un inversor y u3, v3, w3 para el otro inversor).



Grupo de conexión de un transformador para inversor
de dos arrollamientos en BT

Soluciones propuestas por el RAT

En el párrafo del RAT indicado anteriormente se indica lo siguiente
“… se instalarán protecciones contra las sobretensiones de maniobra que se puedan producir por la interrupción de la corriente magnetizante del propio transformador, salvo que dispongan de un sistema de monitorización o de control de las sobretensiones de maniobra que garantice la integridad del aislamiento”
En cuanto a las protecciones contra sobretensiones de maniobra se entiende que el RAT hace referencia a las autoválvulas como protección, pero en cuanto al control de las sobretensiones de maniobra se trata de una técnica que estaba en desarrollo en la época de la expansión fotovoltaica y por tanto era poco conocida, en este caso el RAT se refiere a las maniobras realizadas a través de los llamados “interruptores síncronos”  equipados con un software configurable, que es el que determina, al margen de la orden aleatoria del operario, el momento apropiado de la puesta en tensión del transformador en función del flujo remanente del núcleo y del paso por cero de cada una de las fases (*), se evita de esta forma las puntas de corriente excesivas de la puesta en tensión de los transformadores y las sobretensiones transitorias de maniobra.

Esta técnica empezó a utilizarse hace 15 años en transformadores de gran potencia, lo que representa la eliminación de las resistencias de preinserción en los disyuntores de AT, antigua solución que implica unos costes de compra y mantenimiento relativamente elevados.

Disposición de los accionamientos individuales de cada polo 
de un interruptor de vacío de MT (ABB)

Un interruptor automático síncrono puede efectuar operaciones sincronizadas con las señales de tensión e intensidad de la red, independientemente de cuándo se da la señal de puesta en marcha y de si esta es controlada manualmente o a distancia.

En la figura siguiente se muestra la forma en que debe comportarse un interruptor automático durante una operación de cierre:

• La línea roja representa la señal de cierre asíncrona enviada al interruptor automático por el operario o por los sistemas de control/protección.
• La línea verde representa la señal de cierre enviada por la electrónica de control al actuador, sincronizada con la señal de tensión.
• La línea marrón representa el instante en que se produce el cierre cuando la tensión a través del interruptor automático tiene valor nulo (en cada una de las fases).


Operación típica de cierre con un interruptor síncrono (ABB)

Ventajas de esta solución

La utilización de interruptores con maniobra controlada prolongan la vida de los transformadores en los parques fotovoltaicos y de los equipos de las instalaciones de MT en general, sobre todo en los procesos en los que se necesita realizar numerosas maniobras.

La reducción de las corrientes de irrupción de los transformadores hasta valores despreciables permite utilizar márgenes más amplios al seleccionar las curvas de los relés de protección y evita los disparos intempestivos. Además permite la activación simultánea de varios transformadores, conjuntamente con pequeños generadores de energía, y elimina una de las causas típicas de envejecimiento de los equipos. De este modo se mejora notablemente la disponibilidad de la energía.

REFERENCIAS:

            -      IEC 61378: Transformadores de conversión
            -      IEC 60076-8: Guía de aplicación de transformadores de potencia
      -      Reglamento de Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Instalaciones de AT
-  SMA Solar Technology AG: Indicaciones importantes para las propiedades de transformadores para los SUNNY CENTRAL de la serie HE
-    Carlo Cereda ABB SACE TMS,  Carlo Gemme ABB Ricerca SpA,  Christian Reuber ABB Calor Emag Mittelspannung GmbH: Interruptor automático síncrono, de media tensión, con accionamiento magnético y control electrónico,
-     Hidro Quebec: SMCT Système de manoeuvre contrôlée des transformateurs


Artículo disponible en pdf en la siguiente URL:

http://www.mediafire.com/view/nc3uahkimark11e/Las_aver%C3%ADa_de_transformadores_para_inversores_en_Parques_Fotovoltaicos.pdf

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miércoles, 26 de agosto de 2015

Hoja de cálculo Excel sobre la evolución de la temperatura con la carga de Transformadores en baño de aceite ONAN



Esta versión complementa a la publicada también en este blog para transformadores secos, al igual que la anterior versión, la hoja de cálculo tiene habilitadas unas celdas de color verde donde deberán disponerse las pérdidas del transformador y la temperatura ambiente del lugar donde está ubicado, concretamente:

Celda B4: Potencia del Transformador ONAN en kVA,
Celda C6: Temperatura ambiente del local o envolvente donde se encuentra el transformador,
Celda C8: Pérdidas en vacío del Transformador en W,
Celda C9: Pérdidas en carga del Transformador en W y a 75 ºC,

Con estos datos es suficiente para obtener de forma muy aproximada los valores de la temperatura que deben indicar los sensores de temperatura dependiendo de la carga del transformador y de la temperatura ambiente, no se tienen en cuenta otros factores que pueden alterar estos valores de temperatura, tales como, los producidos por la existencia de corrientes armónicas en la instalación, sobrecargas o sobreexcitación del núcleo magnético, para evitar este último problema verificar que la toma de regulación del transformador se corresponde con la tensión de la red de MT, (es preferible que la tensión de toma sea algo superior a la tensión de red que a la inversa, para evitar el calor producido por sobreflujo y ruidos excesivos en el transformador).

Datos que calcula la hoja, ejemplo de aplicación:

La hoja toma como ejemplo un transformador de 20 MVA (celda verde B4) en baño de aceite refrigeración ONAN.

Debemos consultar estas pérdidas en el protocolo de ensayos entregado por el fabricante junto con el transformador; en el caso que el transformador esté fabricado según la norma UNE 21428 se pueden obtener estas pérdidas de la tabla que se dispone en la hoja de cálculo.

La columna de la celda B13 da los porcentajes de carga del transformador que quieren consultarse.

La temperatura que marcara el termómetro cuando el transformador trabaje, por ejemplo, al 70% de carga (celda B 21), nos vendrá dada en la celda E 21 que indica 77,2 ºC de temperatura en el termómetro. Si variamos la temperatura ambiente de 40 ºC a 20 ºC en la casilla C6 observamos que el termómetro ahora marca 57,2 ºC en la misma casilla E 21.

De igual forma procederemos para el resto de porcentajes de carga.

Obsérvese que la columna correspondiente a la celda C13 nos indica las pérdidas totales del transformador al porcentaje de carga elegido, por ejemplo, el transformador tiene unas pérdidas totales de 71850 W cuando trabaja al 70% de carga (celda C 21).

La columna de la celda D13 Calentamiento, da los valores del calor medio del aceite en valor absoluto.

Y por último la columna de la celda E13 nos da la temperatura que indicará el termómetro en la zona más caliente del aceite del transformador, donde está instalado.

Por último, la hoja muestra la curva que relaciona la temperatura del termómetro con la carga del Transformador.



La hoja de cálculo Excel puede descargarse en la siguiente URL:

martes, 25 de agosto de 2015

Transformadores de Distribución (Diseño, fabricación, normas y ensayos)



DEFINICIONES

Qué es el transformador

Según la Comisión Electrotécnica Internacional, CEI, el transformador es una máquina estática con dos o más arrollamientos que, por inducción electromagnética, transforma un sistema de tensión y corriente alternas, en otro sistema de tensión y corriente normalmente diferentes y con la misma frecuencia, con el fin de transmitir energía eléctrica. (CEI  60076 -1,3. 1. 1)

Función del transformador

El transformador es el elemento indispensable para que la transmisión de la energía eléctrica, desde el lugar de su generación hasta el punto de su utilización, pueda realizarse de forma fiable y económica.
El transformador es una máquina eléctrica que permite la conexión del circuito del generador a la línea de transmisión transformando la tensión del circuito del que recibe energía al de la tensión del circuito que la transmite. La tensión de éste último es, salvo excepciones, de una magnitud superior a la del circuito de la generación para conseguir así una transmisión más eficaz y económica.

La determinación del voltaje de los sistemas de transmisión se hace en función de la cantidad de energía a transmitir y de la distancia a la que tiene que transportarse. Cuando la línea de transmisión llega a un punto de bifurcación de destinos, generalmente, al disminuir la cantidad de energía de cada uno de los circuitos, se reduce la tensión y lo mismo ocurre en bifurcaciones sucesivas hasta llegar al último escalón: la distribución al usuario doméstico o industrial.

Cada escalón de tensión, necesita un transformador para elevarla o reducirla. El transformador, por medio de la inducción electromagnética, realiza este cambio de tensión.

Descripción

En forma abreviada podríamos describir al transformador dividido en dos partes fundamentales:

Parte activa.- Es en donde se producen los fenómenos electromagnéticos.  Dependiendo de su aislamiento y refrigeración podemos dividir a los transformadores en:

transformadores sumergidos en los cuales sus partes activas están sumergidas en un dieléctrico líquido, al mismo tiempo estos fluidos son caloportadores, es decir, que evacuan al exterior las calorías generadas por las pérdidas del transformador.

transformadores secos en los cuales los arrollamientos pueden estar barnizados, impregnados en pintura aislante e ignifugante o encapsulados y moldeados en un aislante apropiado (resinas epoxi, alhúmina trihidratada, etc.) donde la refrigeración se realiza por el aire circundante.

Cuba y accesorios (transformadores sumergidos).- En la cuba se contiene la parte activa y el aceite mineral aislante u otro dieléctrico líquido. Los extremos de los arrollamientos salen al exterior de la cuba por medio de aisladores pasatapas, también llamados bornas.

Las paredes de la cuba, suelen ser onduladas formando las aletas del equipo de refrigeración (transformadores de llenado integral), o bien en ellas se encuentran adosados los radiadores en los transformadores de mayor potencia.

En la tapa están situados los accesorios de control y protección, como termómetro, termostato relé de presión, DGPT2, etc.
En la cuba están también situados los ganchos para la elevación del transformador y en su fondo las ruedas para su desplazamiento.

La parte activa de los transformadores consta de los siguientes elementos:

- Un circuito magnético cerrado (CM):

Por el que circula el flujo magnético inducido por el arrollamiento primario, y que, a su vez, induce la nueva tensión en el arrollamiento secundario y de ahí al circuito que demanda la energía o secundario.

Está formado por chapas magnéticas de cristal orientado, laminadas en frío y aisladas sobre las dos caras, su construcción debe ser tal que las pérdidas por histéresis y corrientes de Foucault sean reducidas al mínimo lo que se consigue utilizando un acero dulce especial conteniendo un 3,15 % de sílice, con ello se obtiene una curva de histéresis estrecha y resistivilidad elevada.

-  Arrollamiento primario:

Es el conjunto de espiras de cobre o aluminio, arrolladas alrededor del circuito magnético que crean en él el flujo anteriormente mencionado, por él circula la corriente que demanda la carga en el secundario.  Su número de espiras lo denominamos N1 y su tensión es U1. EL número de espiras puede ser variable en función de la tensión de alimentación.  Esto es posible gracias a un Cambiador de tomas que puede ser de funcionamiento en carga o en vacío y sin tensión en el transformador, este segundo es el normalmente utilizado en transformadores de distribución.

- Arrollamiento secundario:

Es otro arrollamiento, de N2 espiras, concéntrico o alternado con el primario, y en el que se induce una tensión cuyo valor U2 es igual a la tensión del primario multiplicada por el cociente N2/N1.

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

Son aquellos que realizan, generalmente, el último escalón de reducción a la tensión del usuario.
Normalmente el aislamiento de su parte activa se realiza por medio de un líquido dieléctrico, principalmente aceite mineral.
En los lugares en que el riesgo de incendio es elevado se utiliza transformadores con líquidos dieléctricos tales como los aceites de silicona cuyo punto de inflamación se encuentra alrededor de los 320 ºC, o mejor los transformadores sin líquido dieléctrico por cuyo motivo se denominan transformadores secos.

Los transformadores de distribución son los de uso más corriente y su tensión primaria no supera los 36kV.
La tensión secundaria, la utilizada por el usuario, ha de tener un valor que no suponga riesgo para las personas.  Esta tensión, en la Unión Europea, es de 420/242 voltios en vacío.  El valor nominal en carga suele ser de 400/231 V. Los transformadores de esta tensión secundaria suelen denominarse de Clase B2.
En algunos lugares de España aún se mantiene la tensión de 220/127 V, aunque tiende a desaparecer.  Los transformadores de esta tensión secundaria se suelen denominar de Clase B1.  En las áreas en que se va a efectuar el cambio de tensión de la Clase B1 a la Clase B2 se utilizan transformadores que puedan suministrar ambas tensiones y por ese motivo se designan transformadores de Clase BlB2.
Este aumento, a que se tiende desde hace unos años, se produce por el aumento del consumo y exige que, sin riesgo para las personas, se pueda suministrar la corriente eléctrica en mayor cuantía y con costes menores.  Al mismo tiempo, los elementos aislantes de los aparatos que se utilizan, tanto en el uso doméstico como en el industrial, ha mejorado considerablemente y los elementos de protección son de total garantía de seguridad.
Se consideran Transformadores de Distribución los de las siguientes características:

Relación de transformación:              

<= 36/0,42,0,24

Potencia máxima según Norma UNE 21428, 2500 kVA  y potencias normalizadas:


25, 50, 63, 100, 160, 200, 250, 315,  400,  500, 630, 800, 1000, 1250, 1600, 2000, 2500 kVA

(Los valores en negrita son preferentes)

Potencia máxima según Norma UNE 21538, 2500 kVA  y potencias normalizadas:


100, 160, 200, 250, 315,  400,  500, 630, 800, 1000, 1250, 1600, 2000, 2500 kVA

(Los valores en negrita son preferentes)

(Los transformadores de la Clase B1B2 sólo están normalizados para las potencias de 160, 250, 400 y 630 kVA (con coeficiente K de simultaneidad = 0.75) y 1000 kVA con K = 0.75 ó K = 1).

Sistemas de aislamiento: Técnicas actuales

En los transformadores en aceite se utilizan actualmente dos sistemas - Transformadores que respiran - Transformadores herméticos

En el transformador el paso de la corriente eléctrica produce un aumento de la temperatura de los arrollamientos, por efecto Joule, que se comunica al líquido aislante y, por consiguiente, éste ultimo se dilata.

Transformadores que respiran

Esta dilatación se hace en un depósito de expansión llamado conservador pudiendo estar en contacto directo con el aire ambiente o bien protegido por un deposito conteniendo una sal higroscópica (silicagel). Este sistema no se utiliza, generalmente, en transformadores de potencia inferior a 1250 kVA.

Transformadores herméticos

En los transformadores de distribución cada vez son más empleados los transformadores herméticos. la norma UNE 21428 prohíbe la utilización de transformadores con deposito conservador en potencias inferiores a 1250 kVA).
En los transformadores herméticos la cantidad de líquido dieléctrico es reducida y la técnica que impide el contacto directo con el aire es de dos tipos:

a) La dilatación del dieléctrico es absorbida por un colchón de gas inerte situado entre la superficie del líquido y la tapa del transformador. Esto exige que haya que dimensionar las conexiones eléctricas más ampliamente que en el caso anterior.

Por otra parte hay que cuidar la situación del equipo de refrigeración teniendo muy en cuenta las temperaturas que determinan el nivel mínimo del dieléctrico.

b) La supresión del colchón de gas permite eliminar esos inconvenientes. Para ello es necesario que el mayor volumen del dieléctrico sea absorbido por la deformación del sistema de refrigeración que generalmente forma parte de la cuba.  Estos transformadores se denominan de "llenado total o integral'.  Además de las ventajas mencionadas anteriormente, en ellos el mantenimiento se reduce al mínimo.

Este sistema está especialmente recomendado para los transformadores con algunos dieléctricos sintéticos de alto punto de combustión, muy higroscópicos, como es el caso de la silicona.

Los transformadores sumergidos presentan riesgos de incendio y polución.

- Un defecto interno puede provocar una sobrepresión capaz de deformar la cuba y dar lugar al vertido del dieléctrico líquido y, según las circunstancias, a su inflamación o explosión.

- Las fugas del dieléctrico líquido pueden también ser motivadas por envejecimiento, deterioro o defecto de las juntas de estanqueidad de la cuba, aisladores o canalizaciones; los dieléctricos líquidos dispersos ocasionan la polución de la capa freática, en caso de incendio o pirólisis, los gases producidos más o menos tóxicos generan humos opacos que dificultan las intervenciones de evacuación de personas en edificios y lugares de pública concurrencia.

Este es el motivo por el cual la reglamentación de los distintos países de la comunidad europea limita el uso de los transformadores sumergidos, prescribiendo las medidas de protección que deberán observarse según la naturaleza, punto de inflamación y poder calorífico del dieléctrico líquido utilizado.

Al margen de las limitaciones impuestas por la utilización de transformadores con PCB, los dieléctricos líquidos utilizados actualmente son de manera general el aceite mineral y en aplicaciones particulares los de silicona. Estos dieléctricos están clasificados como se indica en la tabla II, donde se describen además las medidas de protección que deben tomarse contra el riesgo de incendio.

La mayoría de los países europeos han prohibido la instalación de transformadores sumergidos:

- En inmuebles de gran altura
- En locales de pública concurrencia
- Depuradoras de agua

Los transformadores secos encapsulados presentan las ventajas siguientes con relación a los transformadores sumergidos:

- No desprenden productos polucionantes o tóxicos
- No presentan riesgos de fuga o polución fría
- No producen riesgos de incendio o polución caliente
- Se autoextinguen rápidamente
- No necesitan medidas de protección particulares
- Su instalación es posible en todos los locales
- Mantenimiento muy reducido

La utilización de los transformadores secos encapsulados sólo precisa controlar la temperatura de sus arrollamientos, control que puede efectuarse con la ayuda de sondas PT 100 ó PTC asociadas a indicadores de temperatura o con convertidores electrónicos respectivamente.

Los transformadores secos encapsulados se identifican en función de su resistencia a la humedad, condensación, polución, temperatura ambiente y comportamiento al fuego.

4desde el punto de vista de la humedad, condensación y polución, se definen tres clases de entornos diferentes para su instalación:

E0: condiciones normales, ninguna condensación y escasa polución
E1: posible condensación y polución limitada
E2: condensación frecuente y polución elevada

- desde el punto de vista de la temperatura ambiente, dos clases son tomadas en consideración:
C1: instalaciones con temperatura ambiente comprendidas entre – 5 y + 40 ºC
C2: instalaciones con temperatura ambiente comprendidas entre – 25 y + 40 ºC

- desde el punto de vista del comportamiento al fuego, están definidas tres clases:

F0: salas sin riesgo de incendio
F1: el transformador puede estar sometido al riesgo de incendio; su autoextinción debe producirse en un periodo de tiempo específico, la emisión de humos opacos y productos tóxicos debe ser muy reducida. Los materiales y productos de combustión no deben contener halógenos.
F2: el transformador debe poder funcionar durante un tiempo definido por el fabricante y comprador frente a un fuego externo. No existe un ensayo normalizado para esta clase por lo que se exigirá para este caso la aplicación de la clase F1

Si el precio de un transformador seco encapsulado es superior al equivalente de un transformador sumergido, la evaluación económica debe tener en cuenta los costes de instalación resultantes de las medidas de protección contra incendios para los transformadores sumergidos. Dicha valoración demuestra que el transformador seco encapsulado puede representar un ahorro económico del 10 %. Actualmente, un tercio de los transformadores de distribución instalados de potencia hasta 2.500 kVA son transformadores secos encapsulados. En la práctica, los transformadores secos encapsulados sólo se fabrican para tensiones de aislamiento inferiores o iguales a  36 kV.


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