Continuación del post: “Controles y
Verificaciones eléctricas en Subestaciones (Parte 1ª)”
2.4.- Medición
de la impedancia en cortocircuito/reactancia de dispersión
La impedancia de cortocircuito del transformador
depende, entre otros factores, de la distancia entre las espiras de los
arrollamientos. Por ello, este parámetro se mide con el fin de detectar
posibles movimientos de los arrollamientos generados en el transporte o en
solicitaciones severas durante el servicio.
La medida consiste en conectar una fuente de CA a
cada fase del devanado de alta tensión Durante la medición de tres fases, las
tres fases del lado de baja tensión están en cortocircuito sin conectar el
terminal neutro, si lo hay. Para la prueba por fase, el cortocircuito se aplica
solo en el devanado correspondiente en el lado de baja tensión.
Se mide la corriente y la tensión que pasa por el
devanado de alta tensión en amplitud y fase
Finalmente se calcula la impedancia de
cortocircuito teniendo en cuenta los valores nominales específicos del
transformador
La norma IEEE P62-1995, “Draft Standard Guide for
Diagnostic Field Testing of Electric Power Apparatus”, considera que las
diferencias son aceptables si permanecen por debajo del ±3%.
Sin embargo, las desviaciones superiores no
confirman automáticamente una deformación del devanado. Para que sea así, debe fallar
al menos uno de los resultados de la prueba de reactancia de dispersión por
fase.
Cada resultado de fase deberá compararse con el
promedio de las tres mediciones de la prueba por fase. En la mayoría de los
casos las desviaciones del promedio serán inferiores al 1 % y no deberán ser
superiores al 2-3 %. Los resultados de la prueba por fase no se pueden comparar
con el valor de la placa de características.
La reactancia de dispersión representa solo la
parte reactiva de la impedancia en cortocircuito. Sin embargo, ambos términos
se utilizan como sinónimos para referirse al mismo método de prueba.
Figura 14: La reactancia de dispersión
representa el flujo de dispersión, que es el flujo no contenido totalmente en
el núcleo. El desplazamiento o deformación de los devanados cambiará la
reluctancia de la ruta de dispersión y, por tanto, la reactancia.
Para saber más, ver post: “Medida de la tensión
de cortocircuito y pérdidas en carga en Transformadores secos” en el siguiente
link:
2.5.- Resistencia
de aislamiento del equipo eléctrico
Los aislamientos eléctricos de los equipos de AT
constituidos por aceite, porcelana, papel, resinas, gas de SF6, etc., son
susceptibles de envejecimiento por el paso del tiempo y las condiciones de
servicio, dando lugar a una pérdida progresiva de sus características
dieléctricas, que requiere el control de su evolución.
2.5.1.-
Resistencia de aislamiento de arrollamientos
Este es uno de los ensayos indispensables en las
tareas de mantenimiento predictivo, a través del cual se puede verificar el
grado de humedad y contaminantes del transformador. También puede dar
información importante acerca del estado del aislamiento de los bushing. Para
este ensayo se aplica un nivel de tensión contínua a cada arrollamiento con los
restantes a tierra.
Figura 15: Esquema de conexiones
En la actualidad existen sistemas de monitoreo
que han incorporado una medición on line, que en realidad no es trazable con
las mediciones off line, aunque obviamente, no deja de ser importante.
Para saber más, ver artículos: “El aislamiento del
equipo eléctrico” en la siguiente dirección:
“Medida de la resistencia de aislamiento del
equipo eléctrico”
2.5.2.-
Medida de la tensión de resorción del aislamiento papel-aceite
El efecto de polarización de un dieléctrico cuando
es sometido a tensión y la medida de la tensión de descarga del aislamiento
determina, en función del tiempo previo de carga, la curva del espectro de
polarización. Este ensayo se utiliza para conocer el grado de envejecimiento
del aislamiento de papel impregnado en aceite, influenciado por el contenido de
humedad, la temperatura y por la absorción de productos de descomposición.
2.6.-
Medida de resistencia devanados
La resistencia eléctrica del arrollamiento de los
devanados de los transformadores se altera por la existencia de cortocircuitos
entre espiras, defectos térmicos en su aislamiento por deficiencias en los
contactos del regulador en carga del transformador. El control del valor de esta
resistencia facilita la toma de decisiones de mantenimiento, especialmente en
intervenciones por avería.
Figura 16: Esquema de conexiones
Los valores de resistencia se miden para cada
arrollamiento y para cada posición del conmutador de tomas. Estos valores se
comparan con los medidos en fábrica o con los valores adoptados como de
referencia. Para efectuar la comparación es necesario referir los valores de
resistencias a igual temperatura, para lo cual se emplea la siguiente relación:
Donde:
Rs: Resistencia esperada a la temperatura Ts. [Ω]
Rm: Resistencia medida en campo a la temperatura
Tm. [Ω]
Ts: Temperatura de referencia (Ts usual es 75 ºC)
Tm: Temperatura media del transformador obtenida
en el momento de la medición
Una vez obtenidos los valores de resistencia
referidos a una misma temperatura, es posible estimar la diferencia entre las
resistencias de referencia y las medidas en campo como
Donde:
e: Diferencia entre los valores de resistencias
de referencia y los obtenidos durante el seguimiento.
Rm: Resistencia medida en campo. [Ω]
Rf: Resistencia de referencia. [Ω]
La ausencia del tipo de anomalías mencionadas más
arriba serán confirmadas si las variaciones de resistencias están, según IEEE
P62-1995, dentro del ±5%.
Figura 17: Medición de resistencia
estática del devanado en un transformador
incluidas todas las posiciones de
tomas.
Para saber más, ver post: “Ensayo de Transformadores:
Medida de la resistencia de devanados” en el siguiente link:
2.7.- Medida
de la resistencia dinámica en reguladores en carga (OLTC)
Una parte importante de los fallos en los
transformadores de potencia son causados por el envejecimiento de los contactos
del cambiador de tomas en carga (CTC). La inspección del estado de los
contactos del selector resulta laboriosa por su ubicación. Actualmente se está
aplicando un nuevo método para diagnosticar el estado de los contactos
deslizantes durante el proceso de conmutación
evitando el desmontaje para inspección, basado en la obtención del oscilograma
correspondiente al cambio de intensidad debido a la influencia del valor de las
resistencias que interviene durante la conmutación en cada toma de regulación
de tensión (resistencias de conmutación, contacto y del arrollamiento
correspondiente).
Al conmutar el cambiador de tomas durante la
medición de resistencia del devanado, la corriente CC se reduce temporalmente y
se registra y analiza este comportamiento.
Figura 18: Corriente transitoria
durante el proceso de conmutación del OLTC derivador resistivo, registrada utilizando
la medición de la resistencia dinámica.
Para saber más, ver post: “Cambiadores de tomas
bajo carga (OLTC) para Transformadores” en el siguiente link:
2.8.- Descargas parciales
El
envejecimiento de los aislamientos se manifiesta, en ocasiones, por la
presencia de descargas de alta frecuencia cuyo trayecto puentea, sólo
parcialmente, el aislamiento entre conductores. A ello contribuye de manera
importante, además de las sobretensiones, el incremento de temperatura en el equipo.
La medida de las descargas parciales, que desde hace tiempo es una parte
esencial de los ensayos de calificación eléctricos y por ello se encuentra muy
desarrollada a nivel de laboratorio, puede incurrir en errores de medida en su
adaptación a campo, sino se eliminan las señales de interferencia. Esta técnica
se utiliza en la actualidad principalmente en el mantenimiento de
transformadores, cables de potencia y en subestaciones encapsuladas de SF6. Las
técnicas existentes pueden clasificarse de acuerdo con las magnitudes a medir y
la unidad de captación utilizada, tales como, medida de la intensidad aparente
de descarga a tierra en la banda de frecuencia dominante (disponiendo de sensor
inductivo para su detección), medida de energía de arco (instalando sensores
térmicos en aislamientos de SF6) y detecciones acústicas.
2.8.1.-
Métodos de detección
Como descarga parcial se entiende cualquier
descarga eléctrica que ocurra dentro de un medio aislante, estando dicha
descarga restringida solamente a una porción del dieléctrico bajo prueba. De
este modo, la descarga solo produce un deterioro “parcial” de la capacidad aislante
del dieléctrico. Los principales objetivos de este ensayo son:
- Verificar que el aislamiento del transformador sometido a la tensión de ensayo tenga descargas que no superen cierto nivel.
- Determinar el valor de la tensión a la cual aparecen subiendo (ignición) y desaparecen bajando (extinción).
- Determinar el nivel de descargas a una tensión fija.
- El estudio de la degradación del aislamiento a través del progreso de la magnitud de las descargas.
En la actualidad las descargas parciales en
transformadores pueden medirse por métodos eléctricos, acústicos o químicos.
Figura 19: Equipo PDL 650 de OMICRON
El modelo tridimensional del
transformador revela la ubicación exacta de la DP
En los métodos eléctricos se miden las descargas
en cada fase por vez usando el tap del bushing (si lo tuviese) o collares
especialmente diseñados para tal fin. Las mediciones en campo, por lo general,
tienen menor sensibilidad que las realizadas en fábrica, por ello no son
habituales. No obstante con las nuevas técnicas en el procesamiento de señales,
el empleo de modernos sensores de campo, y con las precauciones adecuadas, en
la actualidad es posible realizar mediciones on line precisas y trazables.
Los métodos acústicos según IEEE C57.127-2007, detectan
la actividad de descargas parciales por medio de sensores que se instalan en el
tanque del transformador. Estos métodos además de medir la magnitud de las
descargas pueden detectar la ubicación física de las fuentes de descargas
parciales.
Finalmente, los métodos químicos han sido los tradicionalmente empleados
para comprobar indirectamente la existencia de descargas parciales en el
aislamiento, utilizando la información entregada por los gases que aparecen en
el aceite (ver apartado 1.10.2).
Para saber más, ver post: “Técnicas de medida de
las Descargas Parciales (Parte 1ª)” en el siguiente link:
“Técnicas de medida de las Descargas Parciales (y
Parte 2ª)”:
“Ensayos de Descargas Parciales (DP’s) en equipos
de Alta Tensión”
2.9.- Análisis de respuesta en frecuencia (FRA)
El análisis de respuesta en frecuencia, FRA
(Frecuency Response Analysis), ha sido exhaustivamente estudiado desde hace
varias décadas, y en la actualidad ha tomado gran repercusión en el terreno de
los transformadores de potencia.
Permite verificar la simetría constructiva del
transformador comparando las respuestas en frecuencia de las tres fases
(primario y secundario) entre sí, cuando son excitadas con una tensión de
amplitud constante y frecuencia variable. En este análisis intervienen las
inductancias y las capacidades distribuidas del transformador.
Figura 20: Modelo eléctrico del
Transformador
Para las pruebas se aplica una señal de
excitación senoidal (U1 ) y con una amplitud de 10 V (aprox.), de frecuencia
variable, y se mide la tensión U2.
El rango de frecuencia de ensayo normalmente es
de 10 Hz a 1-10 MHz. A partir de ello se puede obtener el gráfico de Bode de la
función de transferencia, para cada una de las fases:
Figura 21: Diagramas de Bode para
diferentes estados del transformador
Dicha representación por sí sola no brinda
información sustancial. La importancia de este ensayo se manifiesta cuando las
mediciones se realizan para diferentes estados del transformador, por ej.,
previo al transporte desde la fábrica hasta el lugar del emplazamiento y una
vez instalado en su lugar definitivo.
De esta manera dependiendo del rango de
frecuencias a las cuales existen discrepancias entre
De esta manera dependiendo del rango de
frecuencias a las cuales existen discrepancias entre las diferentes mediciones,
en posible verificar si hubo cambios en las capacidades distribuidas originadas
por el movimiento de los devanados,
movimientos del núcleo, etc.
En términos generales, cualquier efecto que
produzca una alteración en la geometría interna del transformador
(transitorios, esfuerzos electrodinámicos, etc.) puede ser evidenciado por la
comparación gráfica de las respuestas en frecuencia de los estados anteriores y
ulteriores al evento.
Este ensayo permite detectar:
- Daños experimentados en el transformador después de terremotos, estrés mecánico, transporte, vibraciones, rayos u otros factores ambientales.
- Detección de defectos entre espiras, por pequeños que éstos sean.
- Fallos en el núcleo
- Estructuras de sujeción rotas o sueltas
- Cortocircuitos en devanados
Figura 22: Equipo FRANEO 800 de
OMICRON y esquema de conexiones para análisis SFRA
Metodología del ensayo:
- Se aplica a cada devanado tensión alterna de bajo valor (2Vrms) de frecuencia variable entre 5Hz y 10MHz.
- El equipo de medida registra el valor de la tensión en la entrada y en la salida, tanto en magnitud como en desfase, para cada frecuencia. Extrae las curvas de ganancia en amplitud (expresada en decibelios) y en grados para el desfase.
Figura 23
Interpretación de resultados:
- Los resultados dependen de la construcción física del transformador. Cada máquina tiene resultados diferentes a otra, tiene su propia “huella”.
- Los resultados de una fase respecto a las otras dos deberán ser semejantes si todo es correcto.
Zonas de interés de las gráficas:
Las normas que regulan los ensayos de respuesta en
frecuencia son: IEEE C57.149, IEC 60076-18, CIGRE 342_2008. Estas normas determinan
los rangos de frecuencias en las que se puede determinar el tipo de falla
correspondiente a cada transformador, estas se resumen en la siguiente gráfica:
Figura 24: Regiones de frecuencia
según Norma IEEE C57.149
En general, las fallas encontradas en un
transformador según la frecuencia aplicada son:
Bajas frecuencias:
• Problemas en el núcleo.
• Devanados abiertos / cortocircuitados.
• Malas conexiones.
• Cambios en la impedancia de cortocircuito.
Frecuencias medias:
• Deformaciones en los devanados.
• Desplazamiento de los devanados.
Altas frecuencias:
• Movimiento de los devanados y conexionado del
conmutador.
Para saber más, ver post: “Análisis de Respuesta en Frecuencia en Transformadores
(FRA)” en el siguiente link:
3.- Ensayos
de diagnóstico a través del aceite del transformador
Los aceites aislantes son componentes esenciales
de un gran número de equipos eléctricos, en particular para transformadores de
potencia y de medida. Los análisis de mantenimiento de aceites se dividen en 3
grupos principales según la información que aportan:
3.1.-
Análisis físico-químicos.
Informan principalmente del estado del aceite y
de los posibles contaminantes. Estos a su vez comprenden los siguientes
ensayos:
- Tensión de ruptura dieléctrica.
- Contenido en agua.
- Tangente del ángulo de pérdidas.
- Acidez.
- Etc.
Para más información, Ver post: Aceites minerales
para Transformadores (Función y características) (Parte 2ª)
3.2.-
Análisis Cromatográfico de gases disueltos
en el aceite:
Uno de los métodos de diagnóstico que proporciona
una indicación anticipada de anormalidades en su comportamiento funcional y
permite determinar las medidas que conviene adoptar antes de que el equipo
sufra daños más importantes se basa en el análisis cromatográfico de los gases
de descomposición del aceite aislante por calentamiento excesivo de ciertos puntos
del transformador o por descargas eléctricas en su interior. Según sea la
temperatura del punto caliente la energía de las descargas, las proporciones en
que se producen los diferentes gases de descomposición son distintas.
Por efecto de las solicitaciones térmicas o
eléctricas, los aceites aislantes dan lugar a los siguientes gases de
descomposición: hidrógeno, metano, etano, etileno, acetileno, monóxido y
dióxido de carbono, oxígeno y nitrógeno. Determinando el contenido de cada gas,
la valoración global de gases y la relación entre las concentraciones de los
diferentes gases y su evolución, se puede conocer no solamente la existencia de
un defecto, sino también el tipo del mismo y su importancia.
Ver posts: Bases de la Cromatografía en aceites
de Transformadores en servicio (Parte 1ª)
Bases de la Cromatografía en aceites de
Transformadores en servicio (y Parte 2ª)
3.3.-
Análisis de compuestos furánicos:
Más recientemente, al análisis mencionado
anteriormente se acompaña con la valoración de la concentración de los
derivados del furfuraldehído, con objeto de detectar cadenas de celulosas
disueltas en el aceite que son producto de la pérdida del dieléctrico; estas
cadenas son llamadas compuestos furánicos.
La medición de estos compuestos en el aceite es
utilizada como una herramienta de diagnóstico del estado del papel de los
transformadores, además proporciona información suplementaria al análisis de
gases disueltos (Cromatografía de Gases).
El método que se emplea para analizar los
compuestos Furanicos a través de la cromatografía líquida de alta viscosidad
(HPLC) es el ASTM D5837 ó el IEC 61198.
Con este análisis se puede reconocer los
siguientes compuestos furánicos: 5-hidroximetil-2-furfural (HMF), Alcohol
furfurílico (FOL), 2-furfural (FAL), 2-acetilfurano (AF) y 5-metil-2-furfural
(MF).
Ver post: “Correlación entre el grado de
envejecimiento de los transformadores con la cantidad de compuestos furánicos”
en el siguiente link:
Ver post:”Debate sobre los modelos de evaluación
de la degradación del papel en Transformadores de Potencia” en el siguiente
link:
3.4.-
Grado de Polimerización (GP)
La prueba que determina el Grado de
Polimerización es utilizada para conocer la edad del aislamiento del papel de
los devanados. Esta prueba proporciona la indicación más confiable de la edad
del papel aislante.
Así tenemos que un transformador nuevo tiene un
GP de alrededor de 1,000; mientras que un transformador que presenta un GP de
150 a 200 es más susceptible a daños mecánicos durante movimientos físicos y
vibraciones que pueden causar roturas en el papel.
Continua en: Controles y Verificaciones
eléctricas en Subestaciones (Parte 3ª)
https://imseingenieria.blogspot.com/2019/11/controles-y-verificaciones-electricas_8.html
https://imseingenieria.blogspot.com/2019/11/controles-y-verificaciones-electricas_8.html
Muy interesante!!!
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