domingo, 25 de octubre de 2015

Análisis de riesgos en caso de defecto (s) de aislamiento en instalaciones de BT



La siguiente tabla resume las consecuencias en caso de defecto (s)  de aislamiento en función del esquema de distribución y pone de relieve:
  • La necesidad de asegurar el corte al primer defecto en el esquema TT y TN
  • La posibilidad de diferir ante un primer defecto el corte de la instalación en el esquema IT.

Artículo en pdf en la siguiente URL:


Artículos relacionados en este blog:

Comparación y elección de los diferentes regímenes de neutro de baja tensión


http://imseingenieria.blogspot.com.es/2015/07/comparacion-y-eleccion-de-los.html

Realización y puesta en marcha de una instalación de BT. con régimen de neutro TN

http://imseingenieria.blogspot.com.es/2015/07/realizacion-y-puesta-en-marcha-de-una_49.html


Realización y puesta en marcha de una instalación de BT. con régimen de neutro TT

 http://imseingenieria.blogspot.com.es/2015/07/realizacion-y-puesta-en-marcha-de-una_5.html

Realización y puesta en marcha de una instalación de BT. con régimen de neutro IT 

http://imseingenieria.blogspot.com.es/2015/07/realizacion-y-puesta-en-marcha-de-una.html

 







martes, 20 de octubre de 2015

Ventajas de los equipos compactos de A.T. con aislamiento en SF6



Aproximadamente el 80% de los equipos de A.T. en todo el mundo utilizan actualmente como agente de corte y medio de aislamiento el gas SF6.

Una cita de un informe del CIGRE (Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas), indica lo siguiente:


"Una combinación de propiedades eléctricas, físicas, químicas y térmicas extraordinarias hace del gas SF6 un material único e indispensable en equipos de energía eléctrica para los que no hay sustituto funcionalmente equivalente”. 



Comparación del SF6 versus aire:



1. Aísla 2,5 veces mejor que el aire (N 2 ),
2. Tiene 100 veces mayor capacidad de enfriamiento del arco que el aire (N 2 ), y
3. Mejor disipación de calor que el aire;



La utilización del SF6 en los equipos eléctricos tiene importantes ventajas:



SEGURIDAD DEL OPERADOR 



1. Las maniobras con interruptores en SF6 implica una contribución sustancial para reducir el riesgo de accidentes.
2. El confinamiento total de todas las partes activas en cajas metálicas puestas a tierra proporciona protección inherente contra descargas eléctricas y minimiza los riesgos asociados a errores humanos
3. Los compartimentos permanecen herméticamente sellados para toda su vida útil.



MUY ALTA FIABILIDAD OPERATIVA



1. Ofrece una gran seguridad de funcionamiento porque el interior de los compartimentos cerrados y llenos de gas crean en los conductores primarios una protección completa contra los agentes agresivos externos.
2. El uso mínimo de materiales sintéticos reduce la carga de fuego.
3. El aislamiento SF6 asegura una total protección contra la oxidación de los contactos y las uniones atornilladas, lo que significa que no hay una reducción gradual de la capacidad de conducción de corriente de los equipos a medida que envejece.
4. No hay reducción de la capacidad de aislamiento debido a factores externos.



IMPORTANTE CONTRIBUCIÓN A LA SEGURIDAD DEL SUMINISTRO



Con cerramientos compactos significa que el equipo es casi completamente independiente del ambiente. El aislamiento en SF6 se puede utilizar en condiciones climáticas difíciles, por ejemplo:



1. En las zonas húmedas con condensaciones frecuentes por los cambios de temperatura, e incluso en lugares con potencial de inundación.
2. Cuando la fiabilidad del aislamiento de otro modo podría sufrir los efectos de la contaminación, por ejemplo, el polvo de la industria o la agricultura o depósitos salinos de las zonas costeras. Los equipos compactos con aislamiento de gas eliminan por completo esta posibilidad durante toda la vida útil de una instalación
3. En contraste con el aislamiento en aire, cuya capacidad de aislamiento se reduce a medida que aumenta la altitud, las celdas aisladas en SF6 conservan su capacidad de aislamiento completo, independientemente de la altura sobre el nivel del mar. Así se evitan los diseños de mayor tamaño, o equipos con niveles de mayor aislamiento y por lo tanto de mayor coste. 



ESPACIOS MÁS REDUCIDOS



1. Debido a la alta resistencia dieléctrica del gas, la aparamenta es compacta y con requisitos de espacio inferiores.
2. Por su excelente seguridad y bajos requerimientos de espacio el SF6 permite que se instale directamente en grandes aglomeraciones urbanas tales como el centro de las ciudades, industrias y áreas comerciales.
3. En varios casos el aislamiento en SF6 es la única solución posible: para instalaciones de energía eólica (offshore), en subterráneos, para grandes interruptores automáticos, y para trabajos de ampliación de las instalaciones existentes.
4. Los equipos en SF6 han permitido la ampliación de la carga en edificios que por sus dimensiones no hubiera sido posible con otras tecnologías.



Comparación de los diferentes regímenes de neutro en media tensión.




Neutro aislado
Técnica de explotación 
Ventajas
Inconvenientes
Sin corte al primer defecto de aislamiento bajo reserva de respetar las normas de protección a las personas; en este caso es obligado:
  • Realizar una vigilancia permanente del aislamiento
  • Señalizar el primer defecto de aislamiento
  • Búsqueda y eliminación del primer defecto de aislamiento.
  • Corte de la alimentación ante un segundo defecto de aislamiento.
Permite la continuidad de servicio no desconectando hasta que se produce el segundo defecto con reservas:
  • Estar conforme a las normas de protección de personas. 
  • Que la capacidad de la red no suponga una corriente ante el primer defecto a tierra elevado, peligroso para las personas y receptores.
El neutro aislado supone:
  • El empleo de materiales con nivel de aislamiento entre fase y tierra al menos igual al de las fases; en efecto, durante un defecto de aislamiento entre fase y tierra, la tensión de las dos fases sanas con relación a tierra puede tomar los valores de la tensión compuesta. 
  • Los riesgos de sobretensiones de origen interno, por lo que se debe reforzar el aislamiento del material. 
  • Vigilancia obligatoria del aislamiento, con señalización visual y sonora del primer defecto si el corte se lleva a cabo sólo ante el segundo defecto. 
  • La presencia de personal de mantenimiento para la vigilancia y búsqueda del primer defecto en servicio. 
  • Las dificultades para la instalación de protecciones selectivas al primer defecto. 
  • Los riesgos de ferroresonancia.
Neutro puesto a tierra por resistencia limitadora.
Técnicas de explotación
Ventajas
Inconvenientes
  • Corte al primer defecto de aislamiento.

  • Limitación de las corrientes de defecto (daños y perturbaciones reducidas) 
  • Amortiguación de las sobretensiones de origen interno. 
  • No exige el empleo de materiales y en particular de cables con niveles de aislamiento fase tierra especial. 
  • Permite la realización de protecciones simples y selectivas.

  • Disparo al primer defecto de aislamiento. 
  • Dimensionamiento importante de la resistencia, teniendo en cuenta la corriente de defecto.

■ Neutro puesto directamente a tierra.
Técnicas de explotación
Ventajas
Inconvenientes
  • Corte al primer defecto de aislamiento.

  • Reduce el riesgo de aparición de sobretensiones. 
  • Permite el empleo de material con nivel de aislamiento fase tierra. 
  • Permite realizar protecciones simples y selectivas.

  • Disparo obligado al primer defecto de aislamiento. 
  • Corriente de defecto muy importante; los daños y perturbaciones son máximas. 
  • El peligro para el personal es importante durante la duración del defecto, las tensiones de contacto que se originan son importantes. 
■ Neutro puesto a tierra por inductancia de limitación
Técnica de explotación
Ventajas
Inconvenientes
  • Corte al primer defecto de aislamiento

  • Si la reactancia es tal que la condición:
                          3LCw^2 = 1

    es respetada, la corriente de defecto es nula. Esto permite:
  • La extinción espontánea de los defectos a tierra no permanentes. 
  • El mantenimiento en servicio de la instalación a pesar de un defecto permanente, el corte se producirá obligatoriamente al segundo defecto (es obligado cumplir con las reglas de instalación) 
  • El primer defecto es señalizado por la detección del paso de corriente en la bobina. La bobina está dimensionada para un funcionamiento permanente.




  • Dificultad para realizar la condición: 
  •   
                3LCw^2 = 1

    con relación a la incertidumbre que existe sobre el conocimiento de la capacidad de la red: Debido a que durante la duración del defecto, una corriente residual circula por el defecto; es necesario asegurar que esta corriente no presente peligro para el personal y el material.
      
  • Como diferencia de los valores de las capacidades fase-tierra, una corriente circula por la bobina, incluso en funcionamiento normal. 
  • Los riesgos de sobretensiones son importantes. 
  • Precisa la presencia de un personal de mantenimiento. 
  • Es imposible realizar una protección selectiva ante un primer defecto si la condición:
                         3LCw^2 = 1

               se cumple; en el caso de   un                    desacuerdo sistemático 


               La protección selectiva es                          compleja y onerosa.



jueves, 15 de octubre de 2015

Ventajas e inconvenientes de los distintos métodos de arranque de motores








































Comparación de las propiedades físicas más importantes de los materiales conductores usuales



Incidencia de la contaminación en los equipos eléctricos


GENERALIDADES SOBRE LA CORROSIÓN DE LA APARAMENTA ELÉCTRICA

Los interruptores, interruptores automáticos, aparamenta en general y los cuadros eléctricos que las contienen, están diseñados y fabricados para funcionar en las condiciones ambientales definidas en las normas correspondientes, estas “condiciones ambientales normales” se refieren en la mayoría de las normas exclusivamente a la temperatura, y en algunos casos a la humedad y al polvo.

Otros factores ambientales cuya presencia puede producir en vejecimiento prematuro de los equipos eléctricos son:

  • Agentes químicos corrosivos
  • Salinidad (proximidad al mar)
  • Clima tropical
  • Vibraciones
El desconocimiento o la insuficiente atención de alguno de estos factores, al especificar las condiciones de funcionamiento de la instalación eléctrica, supone una explotación problemática de la instalación y servidumbres de mantenimiento.

La degradación producida es básicamente de tres tipos:

1) De las partes metálicas no conductoras.
a) Piezas de la estructura
b) Piezas de los mecanismos y resortes
2) De las partes conductoras.
a) Contactos eléctricos de maniobra
b) Zonas de conexión atornilladas
c) Conexiones flexibles (trenzas, laminas, etc.)
3) De las partes aislantes.
a) Aisladores y piezas aislantes soporte (degradación superficial y de masa).
b) Aislamiento de devanados (relés, motores, etc.)
c) Aislamientos flexibles (cables, conexiones, etc.)
En los metales la corrosión actúa como una “antimetalurgia” que los conduce al estado de compuestos en los que se encuentran en la naturaleza (en forma de óxidos en su mayor parte). Las características metálicas como conducción de la electricidad y el calor, propiedades mecánicas, etc. en tal estado son muy bajas.

En los aislantes orgánicos el envejecimiento provocado por los factores indicados ocasiona: aumento del módulo de elasticidad (mayor rigidez y fragilidad), disminución de la resistencia a la tracción y flexión, disminución de la rigidez dieléctrica, disminución de la resistencia de aislamiento, aumento de la absorción de agua.

NIVELES DE AGRESIVIDAD

En la aparamenta de baja tensión, la degradación más grave se suele producir en:
  • Mecanismos y resortes,
  • Contactos eléctricos de maniobra,
  • Conexiones flexibles,
  • Aislamientos, degradación térmica y superficial,
  • Devanados y conexiones.

En la aparamenta de alta tensión, los fallos atribuibles a los agentes ambientales se producen principalmente:

  • Mecanismos y resortes
  • Contactos (en especial en circuitos auxiliares),
  • Aislamientos, especialmente degradación superficial, modificando la distribución del campo eléctrico e iniciando descargas superficiales o al aire (ionización-corrosión).

AMBIENTES NORMALES

De la normativa UNE y CEI relativa a aparamenta de baja tensión se pueden establecer unas condiciones ambientales “normales”, y también algunas condiciones anormales que pueden presentarse:

Temperatura ambiente.-

Máxima: 40 ºC; media diaria: 35 ºC.

Anormal: p.e. 50 a 75 ºC en el interior de los cuadros.

Efectos: Envejecimiento mecánico-eléctrico de los aislantes, incremento a igualdad de Hr de la oxidación de las partes metálicas.

Humedad.-

No superior al 50% cuando ta = 40 ºC

Anormal: Hay emplazamientos y zonas donde Hr es superior al 80% (minas Hr ≈ 98%)

Efectos: reducción de la rigidez dieléctrica del aire, hinchazón de los materiales aislantes y deterioro de las propiedades mecánicas y dieléctricas, reducción de las propiedades dieléctricas superficiales (tracking). Oxidación de las partes mecánicas (mecanismos y resortes).

Agentes químicos.-

En las instalaciones industriales, refinerías, acerías, petroquímicas, papeleras, etc. están perfectamente identificadas más de cien sustancias contaminantes, que se pueden clasificar en categorías:

                       -        Elementos sólidos,
                       -        Compuestos de azufre,
                       -        Compuestos orgánicos,
                       -        Compuestos nitrogenados,
                       -        Compuestos oxidantes,
                       -        Compuestos halogenados,
                       -        Compuestos radioactivos.

Efectos: El efecto más nocivo de esta contaminación con o sin humedad, es la de provocar, en función de la concentración y naturaleza del elemento agresivo, el deterioro de las propiedades superficiales de los materiales aislantes, la degradación de los contactos eléctricos y la pérdida de funcionalidad de los mecanismos y órganos de maniobra. Envejecimiento acelerado de las juntas y elastómeros np seleccionados adecuadamente.

Polvos.-

Presencia inevitable en todos los emplazamientos conectados con el exterior. En función de la cantidad y de la sustancia los efectos pueden ser:

Efectos: formación de sedimentos conductores al combinar polvo y humedad. Incremento de la corrosión en ambientes húmedos por la composición ácida o básica de los polvos.

Salinidad.-

Factor influyente en instalaciones navales o industriales próximas al mar. En una atmósfera salina se tiene un aerosol de partículas sólidas o gotas de solución salina.

Efectos: Deterioro de las propiedades dieléctricas superficiales de los aislantes no debidamente seleccionados para este ambiente, a cauda de la corrosión de la superficie por los cloruros y formación combinada con la humedad de películas de electrolito conductor.

Severa oxidación de las piezas de acero o aluminio.

Ambiente tropical.-

Se pueden dar una variedad de combinaciones:

                       -        Temperatura del aire (alta, baja, variable cíclicamente)
                       -        Humedad atmosférica (alta, baja, variable cíclicamente)
                       -        Impurezas (sal, polvos, arena, etc.)
                       -        Factores biológicos (hongos, bacterias, insectos, etc.)

El último grupo es característico de los climas tropicales, sus manifestaciones son diversas según la familia de microorganismos y otros factores implicados. 

Efectos: Deterioro de las características mecánicas y eléctricas de los aislamientos no seleccionados oportunamente, llegando en casos límite a su completa destrucción. En las partes metálicas la acción destructiva depende de los factores ambientales citados en los tres primeros lugares que acompañen a los agentes biológicos.

MEDIDAS CORRECTORAS DE LA ACCIÓN DE AGENTES EXTERNOS

Humedad.-
  • Aplicación de resistencias de calefacción, 
  • Utilización de materiales aislantes no higroscópicos y de elevada resistencia al “tracking”, 
  • Refuerzo del aislamiento de los arrollamientos y cableado auxiliar, 
  • Adopción, en casos particulares, de líneas de fuga y distancias al aire aumentadas. 
  • Incremento del espesor de protección de los recubrimientos galvánicos.

ARTÍCULO COMPLETO EN PDF EN LA SIGUIENTE URL:


lunes, 12 de octubre de 2015

Cálculo de parámetros eléctricos de Transformadores (Hoja Excel)



DATOS NECESARIOS PARA LOS CÁLCULOS Y SITUACIÓN EN LA HOJA EXCEL:
  • Potencia del transformador en kVA (celda E8)
  • Pérdidas en vacío en kW (celda E10)
  • Pérdidas en carga en kW (celda E12)
  • Corriente de vacío en % (celda E14)
  • Tensión de cortocircuito % (celda E16)
  • Tensión en AT en V (celda E18)
  • Tensión en BT en V (celda E20)
Para la construcción del grafico de las corrientes de conexión se precisa la Relación Ie/In (celda E22) y la constante de tiempo (celda E24)

CÁLCULOS

La presente hoja calcula a partir de los datos introducidos en las celdas E8 a E 24 (en rojo), los siguientes parámetros eléctricos de los Transformadores:

Perdidas en carga:

-          Pérdidas al 25, 50, 75 y 125% de la carga (celdas E 31, 33, 35 y 37 respectivamente),

Varios parámetros:
  • Relación de transformación (celda K8)
  • Corriente nominal en AT (celda K10)
  • Corriente nominal en BT (celda K12)
  • Corriente en vacío (celda K14)
  • Corriente en AT ante un cc en BT (celda K16)
  • Corriente de cc en BT (celda K18)
  • Potencia de cc en BT (celda K20)
  • Corriente de conexión por el lado de AT (celda K22)
  • Corriente de conexión por el lado de BT (celda K24)
  • Impedancia homopolar en AT (celda K26)
  • Impedancia homopolar en BT (celda K28)
  • Componente resistiva de la impedancia homopolar (celda K30)
  • Componente inductiva de la impedancia homopolar (celda K32)
  • Componente resistiva de la Ucc. (celda K38)
  • Componente inductiva de la Ucc. (celda K40)
  • Factor X/R (celda K42)
Rendimiento:
  • Al 100% de la carga y cos ϕ = 1 (celda Q8)
  • Al 100% de la carga y cos ϕ = 0,8 (celda Q10)
  • Al 75% de la carga y cos ϕ = 1 (celda Q12)
  • Al 75% de la carga y cos ϕ = 0,8 (celda Q14)
  • Al 50% de la carga y cos ϕ = 1 (celda Q16)
  • Al 50% de la carga y cos ϕ = 0,8 (celda Q18)
  • Al 25% de la carga y cos ϕ = 1 (celda Q20)
  • Al 25% de la carga y cos ϕ = 0,8 (celda Q22)
  • % de la carga donde se produce el rendimiento máximo (celda Q24)
  • Rendimiento máx. con cos ϕ = 1 (celda Q26)
  • Rendimiento máx. con cos ϕ = 0,8 (celda Q28)
Caídas de tensión:
  • Al 100% de carga cos ϕ = 1 (celda Q36)
  • Al 100% de carga cos ϕ = 0,9 (celda R36)
  • Al 100% de carga cos ϕ = 0,8 (celda S36)
  • Al 75% de carga cos ϕ = 1 (celda Q38)
  • Al 75% de carga cos ϕ = 0,9 (celda R38)
  • Al 75% de carga cos ϕ = 0,8 (celda S38)
  • Al 50% de carga cos ϕ = 1 (celda Q40)
  • Al 50% de carga cos ϕ = 0,9 (celda R40)
  • Al 50% de carga cos ϕ = 0,8 (celda R40)
Gráficos:
  • Rendimiento con cos ϕ 1 y cos ϕ 0,8 (Gráfico 14)
  • Caídas de tensión con cos ϕ 1 y cos ϕ 0,8 (Gráfico 19)
  • Corriente de conexión (Gráfico 24)
EJEMPLO

Como ejemplo, se dan seguidamente las características eléctricas de Transformadores secos encapsulados de 20 kV (aislamiento 24 kV) según la norma UNE 21538, de la que vamos a extraer, para utilizar en nuestra hoja Excel, los datos de los transformadores de 1000 kVA.


Trasladamos los datos correspondientes de los transformadores de 1000 kVA de este cuadro a las celdas E8 a E24 de la hoja Excel.

Los parámetros calculados automáticamente se encuentran en las celdas indicadas anteriormente en el apartado CALCULOS.


Descargar hoja de cálculo en la siguiente URL:


Texto en pdf en la siguiente URL:




domingo, 11 de octubre de 2015

Restricciones de los Transformadores con núcleo amorfo frente a la normativa europea



Los transformadores con núcleo de tecnología amorfa son transformadores de alta eficiencia energética (pérdidas en vacío el 70% más reducidas que en los transformadores convencionales).

Actualmente existen alrededor de 3 millones de transformadores con núcleo amorfo en todo el mundo, la mayor parte en países asiáticos, el 75% de la producción industrial se centra en transformadores para poste de potencias comprendidas entre los 100 y 250 kVA, aunque actualmente se han construido transformadores de hasta 4000 kVA con esta tecnología.

El tipo de aleación que está formado el núcleo amorfo es: hierro (78 %), Silicio (13 %) y boro (9 %). Debido a la fragilidad y dureza de esta aleación se le asigna, también, con la denominación de “vidrio metálico” aunque paradójicamente y a diferencia de la chapa magnética usual, sus átomos no forman una estructura cristalina, debido, como se sabe, al rápido enfriamiento al que se somete el metal después de su fusión (tasa de enfriamiento: 106 ºC/seg), lo cual no permite que sus átomos se organicen en una estructura cristalina durante la fase de endurecimiento. Se comercializa bajo el nombre de Metglas ® por Hitachi Metglas (USA) que sustenta casi el monopolio mundial. Los estudios sobre esta familia de aleaciones comenzaron en la década de 1970 para lograr la composición ideal de Metglas ® 2605SA1 que es el material de base para los núcleos amorfos de los transformadores actuales.


Son muchas las propiedades que interesan sobre este tipo de aleación, la principal, como ya se ha indicado, son sus reducidas pérdidas (0,3 W/kg frente a los 0,9 W/kg de la chapa Fe-Si), sin embargo, es entre otros, el criterio de la resistencia a las corrientes de cortocircuito la que constituye un factor fundamental para su implantación o aceptación total en las normas europeas. La resistencia a los esfuerzos de cortocircuito ha sido históricamente problemática en esta tecnología. El núcleo se cizalla durante el cortocircuito, liberando partículas metálicas perjudiciales para el aislamiento del transformador. A pesar de que los fabricantes han hecho y continúan haciendo progresos importantes en el diseño de núcleos y bobinados, estos materiales actualmente no son plenamente satisfactorios en Europa, esto es debido al hecho de que estas pruebas no se realizan de la misma manera en Asia y Europa. De acuerdo con las normas IEC, el número de pulsos en la prueba de cortocircuito es de 9, mientras que en China es sólo de 5 pulsos y 3 en la India.


De igual forma, los ensayos de cortocircuito realizados por determinadas compañías eléctricas europeas, entre ellas la EDF (Francia) en transformadores con núcleo amorfo no han sido concluyentes.

Por otro lado, las exigencias generalizadas de las directivas europeas obligan a que los países miembros de la UE adopten equipos eficientes, tales como transformadores de alta eficiencia energética.


Medida de Descargas Parciales en transformadores secos encapsulados




Pantalla del detector de descargas parciales (Osciloscopio)
Impulsos entre el paso por cero y el valor de cresta en los dos semiperiodos
(Origen de las descargas: vacuolas en el material aislante)

Las descargas parciales son descargas eléctricas que se producen en los materiales aislantes.

Las descargas parciales pueden generarse en cavidades o vacuolas de aire dentro de aislantes sólidos, en burbujas de gas en los aislantes líquidos, o entre distintas capas aislantes con propiedades dieléctricas diferentes.


Figura 1: Avalancha inicial para la formación de una descarga parcial

El recorrido de estas descargas eléctricas sólo abarca parte de la distancia del aislamiento que separa los conductores cuando están sometidos a elevados gradientes de potencial, por este motivo este fenómeno sólo se presenta en alta y muy alta tensión, esta es la razón por la que:
  • no se producen en transformadores secos de BT (no encapsulados)
  • los transformadores en baño de aceite de AT se llenan al vacío
  • los transformadores de MT secos encapsulados en resina son moldeados al vacío.
Los materiales aislantes de los transformadores en servicio experimentan una degradación progresiva y en determinadas ocasiones un envejecimiento prematuro, ya sea por solicitaciones externas en las que los conductores ejercen elevados esfuerzos mecánicos o  bajo la acción de contracciones y dilataciones térmicas que dan origen a la formación de cavidades internas y fisuras en el encapsulado de tamaño y formas diversas.

Pueden ocurrir también en puntos o cantos agudos de superficies de piezas de metal  en tensión en cuyo caso se denominan descargas corona o efecto corona.


Figura 2: Avería por descargas parciales en el aislamiento (foto izquierda). Fisura en la resina por elevado par de apriete en el puente del regulador de tomas acentuado por las dilataciones del material (foto derecha)

¿Cuáles son las consecuencias?

Aunque impliquen sólo pequeñas cantidades de energía, las descargas parciales pueden conducir a un progresivo deterioro de las propiedades dieléctricas de los aislantes.

Por este motivo, es imprescindible asegurar que el transformador no sufre descargas parciales durante su vida útil con análisis periódicos.

¿Cuáles son sus características y cuando medirlas?

Las descargas parciales suelen producirse en forma de impulsos individuales que pueden ser detectados como impulsos eléctricos en un circuito externo conectado al transformador durante un ensayo de tensión inducida.

Las descargas parciales generan señales de alta frecuencia que pueden separarse fácilmente de la tensión de frecuencia industrial a través de un filtro.

Interferencias procedentes de parásitos de alta frecuencia pueden afectar la medición de las descargas parciales. Estos parásitos de alta frecuencia originan un ruido de fondo que determina el valor bajo el cual es imposible medir los niveles de descargas parciales.

El ensayo de descargas parciales es un ensayo no destructivo cuya finalidad es medir el nivel de descargas parciales en el transformador a una determinada tensión. En fábrica, el nivel de descargas parciales medido debe estar por debajo de un valor prefijado por las normas.

En la instalación, la medida del nivel de descargas parciales tiene como objetivo la estimación de la vida útil probable de los elementos y/o equipos de alta tensión en lo que se refiere a su aislamiento. La comparación del valor obtenido con las anteriores mediciones en las mismas condiciones de ensayo, indican la tendencia del aislamiento (estabilidad, empeoramiento, degradación). Para un adecuado control y/o vigilancia del estado de un aislamiento, es pues conveniente repetir la medición del nivel de descargas parciales, en intervalos de tiempo, que en cada caso pueden determinarse en función de los resultados de la comparación y/o análisis de los valores obtenidos.

A pesar de que las técnicas actuales de medición de las descargas parciales no proporcionan parámetros cuantitativos de la vida útil esperada, aportan datos cualitativos muy útiles sobre el estado de los aislamientos, que permiten la detección precoz de eventuales fallos o puntos débiles. Ahora bien, para la evaluación de la calidad o del estado de un aislamiento, tanto o más importante que el valor medido es su variación en el tiempo, es decir, su evolución temporal.

¿Qué normas se aplican a las descargas parciales de transformadores?

Medir las descargas parciales en Transformadores tiene como propósito confirmar que, en condiciones de ensayo que simulen severas condiciones de funcionamiento, no contienen descargas parciales que, con el tiempo, pudieran perjudicar su aislamiento.

Varias normas tratan sobre las descargas parciales y su medición en transformadores:
  • Norma IEC 60270 trata sobre la medición general de descargas parciales;
  • Norma IEC 62478 trata sobre los métodos de medición acústicos y electromagnéticos de DP’s 
  • Norma IEC 60076-3 para los transformadores en general;
  • Norma IEC 60076-11 para los transformadores secos en particular.
Según la norma IEC 60076-11, la ausencia de descargas parciales en transformadores secos está confirmada cuando su amplitud medida al 130% Ur es menor de 10 pC. (Ver figuras 5 y 6).

Medida de descargas parciales en laboratorio

La tensión de ensayo de descargas parciales aplicadas al transformador debe aproximarse al máximo a la forma sinusoidal y tener una frecuencia superior a la frecuencia asignada, para evitar una corriente magnetizante excesiva durante el ensayo.

Figura 3: Equipo Hipotronic de detección de descargas parciales

Esta tensión depende de la norma, en función de que:
  • los devanados vayan a conectarse a redes con una toma de tierra a través de una pequeña resistencia, o a tierra por medio de una impedancia de valor débil: en este caso, se induce una corriente de pre-tensión entre línea y tierra de 1,8 Ur durante 30 s., seguida, sin interrupción, de una tensión de 1,3 Ur durante 3 minutos, durante los cuales deben medirse las descargas parciales.
  • Los devanados vayan a conectarse a redes aisladas, o a tierra mediante una impedancia con un valor alto: en este caso, se induce una corriente de pre-tensión entre fases de 1,3 Ur durante 30 segundos con una borna de línea conectada a tierra, seguida, sin interrupción, de una tensión de Ur durante 3 minutos durante los cuales deben medirse las descargas parciales. Este ensayo se repite con otra borna de línea conectada a tierra.

Circuito de ensayo y aparatos de medida

Sea cual sea el tipo de circuito de ensayo y de aparato de medida utilizado, estos deben estar calibrados. Salvo que el cliente especifique lo contrario, el transformador está a temperatura ambiente durante el ensayo y las superficies de los aisladores han de estar secas y limpias. La norma enumera una serie de circuitos de ensayo; 


Figura 4: Circuito de ensayo para objetos autoexcitados

Este esquema representa un circuito de ensayo donde la tensión es inducida en el transformador de potencia.

El circuito se compone de:
  • una fuente de tensión alterna,
  • una impedancia o un filtro Z que bloquea los impulsos de descargas, producidas por el transformador y reduce las perturbaciones procedentes de la fuente,
  • una capacidad Ca, correspondiente a la impedancia capacitiva propia del trasformador, de un condensador de enlace Ck.
  • un circuito de medida, conectado a las bornas del transformador sometido a prueba por medio de un condensador de enlace adecuado y compuesto por:
  1. la impedancia de medida Zm, que incluye una resistencia, o una resistencia y un condensador, o un dispositivo filtrante más complejo;
  2. el cable coaxial de enlace;
  3. el aparato de medida también llamado detector; este último fija la banda pasante del circuito de medida y permite visualizar las descargas parciales.
  4. Las descargas parciales provocan transferencias de cargas en el circuito de ensayo, e impulsos de corriente a través de la impedancia Zm.
  5. La impedancia determina, mediante el transformador sometido a prueba y el transformador de enlace, la duración y la forma de los impulsos de las tensiones medidas.
Función del ensayo

Este ensayo tiene por objeto determinar el estado dieléctrico global del transformador.

Modalidades

El transformador se alimenta en vacío a una frecuencia de 270 Herzios.

Los niveles de tensión se aplican sobre la AT según los dos casos contemplados por la
norma:

1er caso: la tensión de ensayo entre línea y tierra debe seguir el siguiente ciclo:


Figura 5

2º caso: la tensión de ensayo entre fases debe seguir el siguiente ciclo:

Figura 6

La medida de las descargas parciales se realiza mediante capacidades conectadas entre
cada fase AT y la tierra.

Esquema de montaje

1er caso:


Figura 7

2º caso:


Figura 8

El filtro de paso bajo deja pasar los 270 Hz y evita tener que medir las descargas parciales procedentes de la alimentación.

El filtro de paso alto, conectado entre la salida de las capacidades y la tierra, permite dejar pasar únicamente las frecuencias distintas de 270 Hz, es decir las correspondientes a las descargas parciales.

Los condensadores están dimensionados para fuertes tensiones de 50 kV y al mismo tiempo están exentos de descargas parciales.

El detector de descargas, unido a un conmutador de 3 posiciones, permite elevar los valores de cresta de las descargas parciales según el ciclo de la norma, en cada fase.
La zona de medida suele situarse en la banda pasante de 40 a 400 kHz.

Calibrado

Antes de medir las descargas parciales debe realizarse un calibrado, ya que los impulsos de las tensiones medidas se atenúan tanto en los devanados como en el circuito de medida.

Para ello, se inyectan impulsos, simulados por medio de un generador de descargas calibradas, a las bornas del transformador.

Sensibilidad de la medida y niveles de descargas parciales admisibles:

Las medidas de descargas parciales tienen errores más importantes que otros tipos de medida efectuados durante los ensayos de Alta Tensión.

Las medidas, reciben la influencia de numerosos parámetros no cuantificables por un lado, y por otro, del valor del ruido de fondo que no debe sobrepasar el 50% del nivel de descargas parciales aceptable especificado.

No obstante, cuando la intensidad de las descargas parciales especificada es inferior o igual a 10 picoculombios  (pC), puede admitirse un ruido de fondo que alcance el 100% del valor especificado.

El nivel límite de las descargas parciales medidas debe acordarse conjuntamente entre el fabricante y el comprador. No obstante, a no ser que se especifique lo contrario, el valor de dicho nivel se fija en 10 pC para los transformadores secos en resina.

Calibrado

Un generador patrón conectado entre una borna de Media Tensión y tierra envía impulsos calibrados.

Cuando el valor observado en el detector es idéntico al generado por el patrón calibrador, significa que no hay atenuación de la señal. En ese caso, el valor de las descargas parciales se deduce directamente de la lectura del detector.

En caso contrario, cuando el valor leído en el detector no es el mismo que el valor enviado por el generador de impulsos, la atenuación de tensión debe registrarse y añadirse a cada punto de medida.

Interpretación de las descargas parciales en el detector

Las descargas parciales se visualizan en 2 semiperíodos de la onda sinusoidal:


Tabla 1

Métodos acústicos para la detección de descargas parciales

Los métodos acústicos se han desarrollado durante los últimos 30 años, su uso se ha incrementado notablemente para la búsqueda incipiente de fallos en subestaciones aisladas en gas (GIS) y Transformadores.

Una de las características más importante de estos métodos, es la posibilidad de detectar una descarga parcial con la subestación en servicio, otra ventaja del método acústico es su fácil aplicación, la inmunidad al ruido y las posibilidades de detectar un fallo.

Los fallos pueden ocurrir de muchas formas, las pruebas de recepción están encaminadas a detectar las imperfecciones que puedan causar fallos en el dieléctrico en un futuro. Este tipo de fallos en transformadores secos pueden ser causados por:

-       Partículas libres en movimiento,
-       Protuberancias en el conductor central o en el encapsulado,
-       Vacíos o fisuras en el encapsulado,
-       Pantallas electrostáticas flotantes,
-       Partes metálicas flojas,
-       Cuerpos extraños dejados en el interior después del ensamblaje,
-       Partículas de polvo conductor adheridas al encapsulado.

No todos los defectos pueden ser detectados con métodos electroacústicos antes de que ocurra un fallo, de acuerdo a datos estadísticos recogidos por el CIGRE en el estudio WG 33/23.12 alrededor del 55% de los defectos pueden ser detectados y un 40% permanecer ocultos hasta que ocasionan el defecto.

Es recomendable y sumamente útil, la aplicación de estos métodos de diagnóstico para detectar defectos (imperfecciones) en Subestaciones aisladas en gas GIS y Transformadores secos o en baño de aceite, sobretodo porque estas pruebas pueden realizarse con las instalaciones en servicio. Para estos casos suelen utilizarse dos métodos; el de ultra alta frecuencia UHF y el método de detección electroacústica, estos métodos pueden reducir el número de pruebas y los costos de operación al poder detectar fallos incipientes.


Los métodos acústicos son más utilizados para revisiones periódicas con la instalación en servicio y no requerir ningún acondicionamiento especial.


Figura 9: Detección de DP’s con detectores acústicos

El método UHF requiere la instalación de sensores internos y por ello se utiliza más en pruebas de recepción o en aplicaciones de comprobaciones en línea.


Figura 10: Sensores acústicos internos para comprobaciones ON-LINE

A escala microscópica la energía liberada de una descarga parcial (PD) se incrementa con la temperatura del espacio gaseoso que la rodea, resultando una sobrepresión local instantánea, que genera una perturbación que se propaga en forma de onda acústica de alta frecuencia HF de muy pequeña amplitud, las ondas generadas son esféricas y cuando la onda incidente alcanza la interfase con la pared metálica de la GIS o del encapsulado, una porción de la onda es transmitida y otra es reflejada (dependiendo de la impedancia acústica de los dos medios).

Un receptor acústico colocado al otro lado de la pared o del encapsulado, recoge la porción de la onda transmitida y convierte ese ruido en una señal eléctrica que puede ser analizada por un instrumento y revelar la presencia de descargas parciales o partículas en movimiento en el interior del encapsulado. 


Figura 11: Detector de ultrasonidos montado en el extremo de un tubo aislante de fibra de vidrio

Técnicas de medición in situ

El reto es llevar a cabo estas mediciones en el sitio donde están instalados y funcionando los transformadores.

Existen algunas dificultades tales como la falta de accesibilidad alrededor del transformador y la presencia de perturbaciones ambientales radiadas o transmitidas en la gama de frecuencias de las descargas parciales.

Para tener en cuenta estas dificultades, existen varios tipos de detección y localización que pueden ser utilizados:
  • Detección en el rango de frecuencia ultrasónica de las ondas acústicas creadas por las DP’s.
  • La detección de las ondas electromagnéticas creadas por las DP’s.
  • Medidas eléctricas con equipos portátiles
Ciertas condiciones de operación anómalas pueden detectarse con estos métodos, tales como: partículas metálicas o conductoras en un campo eléctrico elevado (bobinas encapsuladas), distancias insuficientes entre los cables y las superficies de las bobinas, por ejemplo. Estos ejemplos muestran la viabilidad de la inspección en transformadores secos.

Dependiendo del caso, el diagnóstico puede ser más o menos sensible. La implementación de los tres tipos de  medidas permite mejorar el diagnóstico en la mayoría de los casos.

Detección en el rango de frecuencia ultrasónica de las ondas acústicas creadas por descargas parciales

Las descargas en el aire o sobre superficies de materiales de aislamiento sólido crean ondas de presión acústica que se pueden detectar por un receptor ultrasónico. Dentro de la gama de frecuencia ultrasónica (20 a 100 kHz), la sensibilidad de detección es bastante buena y el nivel de ruido es bajo, pero puede verse perturbada por reflexiones de onda.

El sistema de medición consiste en un sensor ultrasónico y un reflector parabólico. Las señales ultrasónicas se convierten en señales audibles a través de un auricular o procesadas en un instrumento.


Figura 12: Detector ultrasónico PDS 100 de Doble y antena direccional

El nivel de detección es de aproximadamente 10 picocoulombs.

La búsqueda de descargas parciales se hace alrededor del transformador cuando existe un espacio libre de acuerdo con las reglas de seguridad.

Este tipo de método de detección no permite detectar descargas parciales internas en los bobinados, debido a la mala propagación del ultrasonido dentro de los materiales poliméricos, sin embargo, es muy eficaz para identificar fuentes ultrasónicas en el aire (efecto corona).

Detección de ondas electromagnéticas creadas por descargas parciales (IEC 62478)

Los transitorios electromagnéticos creados por las descargas parciales pueden ser localizados  con la instalación en funcionamiento por medio de sensores capacitivos
o inductivos.

La sensibilidad es sin embargo bastante pobre. Si es posible la desconexión del transformador, el aparato puede colocarse más cerca del transformador en un trípode aislado. La sensibilidad de esta forma es mucho mayor. La detección y localización de descargas parciales en el interior de las bobinas sería entonces posible.

Medición Eléctrica (IEC 60270)

Cuando es posible la medición eléctrica in situ, debe ser llevada a cabo de acuerdo con la norma IEC 60076-11, que trata de transformadores secos. Se necesita una gran cantidad de material. Por ejemplo, para un transformador de 3 fases: alimentación trifásica, 3 condensadores, y un dispositivo de medición de descargas parciales. Es la única forma de llevar a cabo mediciones que dan resultados fiables. Por desgracia, a menudo hay alteraciones en las áreas eléctricas y el nivel de ruido es bastante alto.


Figura 13: Equipo portátil PD-Smart (sin accesorios) de Doble para detección de DP’s eléctrica y electromagnética

En el caso de que una medición de este tipo no sea posible realizar, pueden utilizarse algunos dispositivos portátiles: conectados a uno de los terminales del transformador y aislados de tierra o cualquier parte metálica. La señal medida se transmite por medio de fibra óptica y es procesada. Este método que permite la medición en los terminales, puede detectar descargas parciales internas y externas con alta sensibilidad. 



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