viernes, 31 de marzo de 2023
jueves, 30 de marzo de 2023
HEWLETT, Edward Marriot
HEWLETT, Edward Marriot
• 14 de septiembre de
1866, Cold Spring Harbor, Long Island (USA).
† 24 de mayo de 1934
(USA).
Ingeniero Eléctrico
estadounidense que, con H. W. Buck, inventó el aislador suspendido (aislador de
cadena), lo que hizo posible la construcción de líneas de alta tensión.
Tras un breve entrenamiento como
Ingeniero Civil en Cascade, Colorado, desde 1884 hasta 1890, en este último año
ingresó en la compañía eléctrica Thomson-Houston en Lynn, Massachusetts,
trabajando inicialmente como Ingeniero de construcción en los proyectos de la
empresa. Al año siguiente le destinan a la oficina de Nueva York y se encarga,
entre otras cosas, del alumbrado de la Estatua de la Libertad, para la
Exposición Columbiana de 1892 (en la que se iba a celebrar los 400 años del
descubrimiento de América).
Una vez realizado este proyecto,
Hewlett vuelve a Lynn como Ingeniero Eléctrico y colabora con William B. Potter
en el diseño de interruptores y disyuntores para tracción eléctrica;
probablemente, el proyecto más importante que hizo en esa época fue la
instalación eléctrica para el tren elevado de la Feria Mundial de Chicago de
1893.
Al unirse su empresa con la
compañía Edison General Electric para formar la GE, es destinado en 1894 a
Schenectady, la sede central de la General Electric, y desde ese momento
comienza su especialización en el diseño de equipos de control e instalaciones
eléctricas.
En 1898 asciende a director de la
División de Instalaciones Eléctricas, que bajo su mandato creció
extraordinariamente, construyendo nuevos generadores para el Ferrocarril
Metropolitano de Nueva York, y diseñando interruptores en baño de aceite
específicos con cámaras separadas para facilitar el apagado del arco.
El crecimiento de esta sección de
la GE es tan enorme, que se decide, en 1907, crear una división descentralizada
de la sede central. El nuevo Departamento lo preside John W. Upp, nombrándose a
E. M. Hewlett Ingeniero Jefe. Es en esa época cuando a la General Electric le
conceden el proyecto para construir una segunda central eléctrica en las
cataratas del Niágara (la primera la había construido la compañía Westinghouse
en 1896), y es por este motivo, por lo que E. M. Hewlett conoce a H. W. Buck,
Ingeniero de la Niagara Falls Power Company, que colaboraba con la GE para
intentar elevar las tensiones de transporte de esta nueva central, y que,
debido a los aisladores clásicos de apoyo de las líneas, no podían superar los
70 kV.
Entre ambos ingenieros llegaron a
una solución: el invento del aislador de cadena, o aislador tipo Hewlett, que
supuso un avance enorme para poder elevar la tensión de las redes de transporte
de energía eléctrica desde entonces.
Otra contribución importante de
Hewlett fue el diseño de los sistemas de control de las esclusas del canal de
Panamá; en este proyecto se incluyeron controles interbloqueo, para impedir
fallos debidos a errores humanos en la manipulación de la apertura de las
esclusas y un sistema de supervisión remoto denominado selsyn (contracción de
self-synchronizing, dispositivo autosincronizado), con el cual el operador de
los canales reproducía, en una maqueta en miniatura, todos los movimientos de
las esclusas como respuesta a los controles manuales. Este sistema,
cuidadosamente coordinado, entró en funcionamiento en 1914, y todavía
funcionaba sin ningún fallo en la fecha de fallecimiento de Hewlett, en 1934.
En la Primera Guerra Mundial fue
asignado como Ingeniero consultor del centro de Experiencias Navales en New
London, Connecticut, y al finalizar la guerra siguió desarrollando aplicaciones
de la electricidad para fines navales, como ingeniero consultor de la GE,
compañía en la que se jubiló en 1931.
Transformadores de distribución de alta eficiencia
Los transformadores son equipos
de eficiencia relativamente alta. Sin embargo, debido a su funcionamiento
continuo y larga vida, un ligero aumento en la eficiencia puede resultar en
ahorros significativos a lo largo de su vida útil. Por lo tanto, el costo adicional
de los transformadores de "alta eficiencia" - transformadores
diseñados con especial atención a la reducción de pérdidas de energía – se
puede reembolsar fácilmente durante la vida útil de los transformadores. Muchas
empresas pueden reducir sus gastos cambiando a transformadores de alta
eficiencia, y si los gerentes sistemáticamente tienen en cuenta en sus cálculos
los costos de por vida al comprar un transformador, su empresa podría lograr
ahorros de energía significativos y mejorar su desempeño ambiental.
Los transformadores de alta
eficiencia existen desde hace décadas, siendo una tecnología contrastada. Las
normas clasifican los transformadores según categorías de eficiencia, lo que
simplifica la elección del transformador correcto según el uso previsto. Así,
se puede decir que existe un tipo de transformador óptimo para cada industria.
Este documento, al presentar las
características de los diferentes tipos de transformadores, en particular sus
características desde el punto de vista de las pérdidas de energía asociadas,
pretende fomentar y facilitar la elección de transformadores eficientes.
Resultados esperados y
estrategias de implementación
Al realizar la evaluación
económica de un transformador, el comprador siempre debe considerar el costo
total de ciclo de vida (a veces llamado costo total de la propiedad) del
transformador. Las pérdidas de energía generalmente constituyen los dos tercios
de los costos de la duración de vida de un transformador. Debido a la larga
vida de los transformadores, las pérdidas pueden acumularse y alcanzar niveles
considerables. En general, es más rentable optar por un transformador más
eficiente, sin tener en cuenta que también es la opción más ventajosa para el
medio ambiente.
Coste de las pérdidas en carga
Las pérdidas en carga anuales de un transformador están expresadas en kWh, y se pueden evaluar utilizando la fórmula siguiente:
Donde:
· P0 corresponde a las pérdidas sin en
vacío, expresada en kW. Este factor está indicado en las especificaciones
técnicas del transformador, o bien puede medirse.
·
Pk corresponde a las pérdidas en
cortocircuito (o pérdidas en carga), expresada en kW. Este factor se indica en las
especificaciones técnicas del transformador, o bien puede medirse.
·
L es la carga promedio del transformador
dividida por la carga máxima.
·
8760 corresponde al número de horas de
funcionamiento durante un año.
El coste de estas pérdidas,
repartidas en el tiempo, deben ser añadidas al precio de compra. Este cálculo
se llama costo de capitalización de pérdidas, es decir, las CITpérdidas.
Para calcular este costo se utiliza la siguiente fórmula:
Donde:
·
C = coste medio estimado por kWh para cada año.
·
r = la tasa de actualización estimada.
·
n = la vida útil estimada del transformador.
Como es imposible predecir exactamente la evolución del régimen de carga así como la evolución del precio del kWh, este cálculo sería únicamente una estimación del costo total pérdidas. Siendo esto igualmente importante de tener en cuenta por el hecho de que las pérdidas en carga tienden a coincidir con los picos de carga, durante los cuales un kWh suele ser más caro. Así, los valores Wpérdidas y CITpérdidas deberían calcularse teniendo en cuenta la evolución de la carga y el precio de la electricidad a lo largo del tiempo.
Implementación: categorías de
transformadores
Existen diferentes tipos y
categorías de transformadores de distribución.
Los transformadores se dividen
principalmente en Transformadores sumergidos en aceite y refrigerados por aire.
Además, los transformadores de
distribución sumergidos en aceite hasta 24 kV y 2500 kVA se dividen en
categorías estandarizadas, según sus pérdidas. Para cada gama de potencia, la
primera letra indica las pérdidas en carga, y la segunda letra indica las pérdidas
en vacío. Son posibles combinaciones de especificaciones en carga y en vacío,
por lo que hay un total de nueve categorías para cada gama de potencia.
Las letras se definen como valores
máximos de pérdidas, teniendo en cuenta una tolerancia especificada. Los transformadores
clase B-A’ son los de mayores pérdidas, y los transformador C-C' los de
pérdidas menos importantes.
Estas especificaciones han sido
establecidas por Unión Europea (Documento de Armonización 428). Existe una
diferencia significativa en la eficiencia a plena carga, por ejemplo, entre un
transformador A-A’ y un transformador C-C', de aproximadamente 1,5 kW para una
unidad de 630 kVA. En este documento, un transformador eficiente corresponde a
los modelos que registran pérdidas de clase C-C' o menos.
Las pérdidas en vacío se pueden
reducir a niveles incluso inferiores a los de los modelos tipo C', utilizando materiales
magnéticos de última generación. En el caso de un transformador de núcleo
amorfo, las pérdidas en vacío son aproximadamente del 75% menos importantes que
las de un transformador clase A'.
En el caso de transformadores de
1000 a 4000 kVA, las pérdidas definidas son de clase D-D', con aproximadamente
un 15% menos de pérdidas que los transformadores de tipo C-C', sin embargo,
esta categoría no está incluida oficialmente en una definición normalizada. En este
documento, los transformadores de alta eficiencia corresponden a los
transformadores D-D'.
Como se muestra en la Tabla 1,
los transformadores de tipo seco son generalmente menos eficientes que los
transformadores sumergidos en aceite. Las industrias que no pueden utilizar
transformadores de aceite, por ejemplo las caracterizadas por condiciones
especiales de trabajo, como un elevado riesgo de incendio, la circulación de
gran cantidad de corrientes, armónicos en la red, deberían optar por
transformadores secos pero fabricados a medida. La mayor eficiencia de los
transformadores fabricados a medida puede permitir realizar ahorros
significativos en el costo total del ciclo de vida.
De manera similar, en el caso de
transformadores de mayor potencia, más de algunos MVA, los costos totales
generados por las pérdidas pueden llegar a ser lo suficientemente elevados con
el tiempo para justificar la compra de máquinas a medida en base a pérdidas especificadas
en la solicitud al fabricante.
Ahorro de energía
La Tabla 2 muestra que las
eficiencias energéticas de los transformadores de distribución varían desde aproximadamente
el 94 % para un transformador A-A’ hasta más del 99 % para un transformador C-AMDT,
el tipo estándar más eficiente del mercado.
En promedio, en un transformador
de distribución se pierde alrededor del 1,5% de la energía transmitida, lo cual
es bastante alto, considerando que los transformadores operan casi las 24 horas
del día, los 365 días del año, si se elige la tecnología adecuada, estas
pérdidas promedio pueden reducirse en aproximadamente un 70%.
Se estima que esto representaría
un ahorro de energía total de más de 27 TWh al año, es decir, el 1% del consumo
de electricidad anual de la Unión Europea.
Ahorro de costes
Como se muestra en la Tabla 2,
los tiempos de recuperación para inversiones en transformadores de alta
eficiencia son cortos, especialmente en relación a su larga vida (25 a 30
años). Si se reemplaza un transformador tipo A-A' de 1600 kVA por un
transformador tipo C-C', por ejemplo, el período de amortización no superará
los 1,4 años.
La tasa de rentabilidad interna
de los transformadores eficientes se mantiene siempre por encima del 10 % y, en
ocasiones, puede llegar hasta el 70 % anual. Dado el bajo riesgo de inversión y
las tasas de retorno capitalizadas del mercado, estos resultados deberían hacer
que los transformadores eficientes sean más rentables tanto para las industrias
como para las compañías de distribución pública.
Coste total del ciclo de vida
El coste total del ciclo de vida
de un transformador se calcula sumando varios componentes: el precio de compra,
los costes de instalación, el valor de las pérdidas de energía, los costes de
mantenimiento y reparación a lo largo de su vida útil, así como los costos de
desmantelamiento. Estos dos últimos elementos son relativamente similares para
todo tipo de transformadores, y por lo tanto rara vez se tienen en cuenta para
comparar transformadores. El precio de compra y las pérdidas de energía son los
dos principales factores a considerar. Al comparar diferentes tecnologías, por
ejemplo, transformadores de tipo seco y transformadores sumergidos en aceite,
también se deben tener en cuenta los costes de instalación, que pueden variar
significativamente.
Beneficios ambientales
Además de la rentabilidad, los
transformadores de alta eficiencia también brindan un beneficio ambiental
importante. Las centrales eléctricas se encuentran entre los principales
emisores de CO2. El ahorro de electricidad permite por lo tanto a los países a
respetar parte de su compromiso con respecto al Protocolo de Kioto. la cantidad
exacta de emisiones producidas depende del combustible utilizado. Ella está
entre 30 g/kWh en Francia, que incluye muchas centrales nucleares, y más de 1
kg/kWh en países que utilizan mucho carbón en sus centrales eléctricas.
La media europea se estima en
torno a los 0,4 kg/kWh.
Evaluación de las corrientes
armónicas
El tema de las corrientes
armónicas no debe tomarse a la ligera. El ciclo de vida de un transformador
está fuertemente determinado por las altas
temperaturas de funcionamiento, y esta última aumenta significativamente
con las corrientes armónicas. Es difícil determinar la tasa exacta de
degradación atribuible a los armónicos, pero la experiencia indica que el daño
puede ser muy grave, si un transformador solo llevara una carga compuesta por
una gran cantidad de computadoras, los armónicos reducirían su vida de 40 años
a 40 días ¡Por supuesto, este ejemplo
representa el caso extremo, ya que en realidad, la carga en un transformador
varía con el tiempo y rara vez se compone solo de computadoras, sin embargo, la
carga no lineal (que produce armónicos) representa fácilmente los 2/3 de la
carga en edificios de oficinas!
Algunos consejos:
·
Si la red tiene fuentes de corrientes armónicas
y el transformador está cargado al 75% o más de su capacidad nominal, se
recomienda consultar a un experto para verificar si los armónicos dañan el
transformador y si se puede reducir su vida útil.
·
Al comprar un transformador nuevo, se recomienda
informar al fabricante sobre el alcance de los armónicos de la red, para que
los tenga en cuenta a la hora de diseñar o elegir el transformador.
La siguiente fórmula se utiliza
para calcular el valor de las corrientes armónicas típicas de una carga creada
por un puente de semi-conductores:
Donde:
– p = número de pulsos del puente
(6, 12).
– k = entero arbitrario (1, 2…,
n).
– Para un puente de 6 pulsos, los
armónicos son: 5, 7, 11,13, 17, 19, 23, 25, etc
– Para un puente de 12 pulsos,
los armónicos son: 11,13, 23, 25, etc.
La influencia de las corrientes
armónicas en la carga del transformador se puede calcular multiplicando esta
carga por un factor de reducción de potencia, o “factor K”. La siguiente
fórmula permite calcular este factor K:
.png)
Donde:
– e = pérdida atribuible a las
corrientes de Foucault expresada por la frecuencia fundamental, dividida por la
pérdida causada por una corriente continua igual al valor eficaz (RMS) de la
corriente sinusoidal a la temperatura de referencia.
– n = rango del armónico.
– I = valor efectivo (RMS) de la
corriente sinusoidal incluyendo todos los armónicos calculados utilizando la
siguiente fórmula:
– In = intensidad del
n-ésimo armónico.
– I1 = intensidad de
la corriente fundamental.
– q = constante exponencial que
depende del tipo de devanado y de la frecuencia, por ejemplo, q=1,7 para
transformadores con conductores de sección plana redondeada en ambos devanados,
y q=1,5 para transformadores con láminas de cobre bobinadas de baja tensión.
Existen programas informáticos
especializados que permiten calcular rápidamente esta fórmula.
Conclusión
Los transformadores de alta
eficiencia funcionan con tecnología comprobada y confiable existente desde hace
décadas. Al elegir los materiales correctos, las dimensiones, medidas y diseño
adecuados, es posible reducir las pérdidas de un transformador
considerablemente, con una media del 70%. Por lo tanto, los transformadores
industriales ofrecen un gran potencial de ahorro de costos y energía.
De hecho, al comprar un
transformador, no solo debe tenerse en cuenta el precio de compra, sino también
el coste total de ciclo de vida. Este coste incluye tanto las pérdidas en vacío
como las pérdidas con carga Desde un punto de vista económico, el transformador
con el coste total más bajo representa la mejor opción. En la mayoría de los
casos, este es un modelo de alta eficiencia. Es entonces fundamental realizar
un estudio de la red para determinar los niveles de armónicos de la red
conectada al transformador, ya que estos armónicos pueden tener serias
repercusiones tanto en la vida útil como en las pérdidas del transformador.
Las siguientes recomendaciones
permiten evitar de alguna manera pérdidas significativas inutiles:
– Al comprar un transformador,
pedir siempre al proveedor que especifique una alternativa energéticamente
eficiente además del modelo clásico.
– Para evitar realizar una
evaluación energética de cada transformador comprado, puede ser conveniente
implementar la política de adquirir solo transformadores de alta eficiencia,
por ejemplo: transformadores de CC´ en baño de aceite refrigerados por aire y
transformadores HD538 con reducción de pérdidas del 20 % para los
transformadores secos. Tal política reducirá significativamente el costo total
del ciclo de vida de todos los transformadores de la empresa.
– Si todavía se utilizan
transformadores de 40 años o más, es económicamente prudente reemplazarlos con
transformadores nuevos de alta eficiencia, incluso si no han llegado al final
de su vida útil. De hecho, estos transformadores más antiguos sufren tales
pérdidas que está justificado reemplazarlos inmediatamente.
En Europa se ha calculado que,
cumpliendo con esta política, la Unión Europea (UE-15) podría ahorrar más de 27
TWh al año, lo que corresponde a una reducción de 11 millones de toneladas de
CO2. En resumen, los transformadores de alta eficiencia pueden representar un
importante beneficio para las sociedades industriales, así como para la
economía en su conjunto y para el medio ambiente.
lunes, 27 de marzo de 2023
Fallos típicos en aisladores capacitivos
Toma de pruebas para medidas de aislamiento y capacidad
en un aislador capacitivo
Los aisladores capacitivos son
los elementos del transformador donde
hay más esfuerzo dieléctrico concentrado en muy poco volu men. Debido a esto, y al hecho que su expectativa de vida útil
es menor que la del transformador mismo, su condición debe evaluase y asegurarse de una forma más intensiva que la de otros elementos. No en vano los estudios de MCC
(Mantenimiento Centrado en
Confiabilidad) realizados en algunas empresas
sugieren que la periodicidad
de ejecución de pruebas y análisis debe ser mayor que en otros componentes
del transformador.
Los fenómenos de deterioro que
más afectan los aisladores están relacionados con el ingreso de
contaminación externa (princi palmente humedad) causada por deterioro de juntas
y el depósito de impurezas y contaminantes en el canal de separación entre el cuerpo
capacitivo y la porcelana
como subproducto del deterioro del aceite mismo.
De igual forma,
la tecno logía
de fabricación usada en los mecanismos de control e igualación de esfuerzos al interior de las capas
de papel (actual mente
se usa papel aluminio pero antes se usaba tinta semiconductora impregnada) puede determinar la probable ocurrencia de modos
de fallo particulares (migración de la tinta semiconductora).
Sin importar el fenómeno
particular de degradación o contaminación que
afecte al aislador, este
se manifiesta como
incremento o decremento de los valores de factor de potencia
del núcleo capacitivo (aislamiento C1) y de la capa
externa de aislamiento (C2 o aislamiento tap de medida contra
tierra). También, y
dependiendo de la criticidad y grado de evolución del modo de fallo se generan
gases en el interior
del aislador especialmente hidrógeno, H2.
Generalmente cuando la contaminación viene del
exterior, se presentan primero un incremento del factor de potencia de la última capa
de aislamiento (C2)
y posterior mente comienza la afectación del aislamiento principal (C1) con incremento del mismo. La posibilidad de detección temprana del modo de fallo en este caso está fuertemente determinada por el tipo de material
usado en la fabricación del receptáculo del tap de medida ya que si el material
posee altas pérdidas, generará
un efecto de enmascaramiento del valor del factor de potencia de la última
capa de papel.
La afectación de esta última
será entonces detectada hasta cuan do su valor
de factor de potencia sobrepase el del
material en que esta elaborado el receptáculo del
tap.
Si la contaminación está
asociada a deterioro del aceite y a presencia de subproductos de degradación, generalmente la capacidad dieléctrica del canal de separación entre cuerpo capacitivo y porcelana se
afecta, ocasionado un decremento del factor de potencia del aislamiento principal (C1) el cual puede llegar hasta valores negativos.
La detección de estos
cambios, al prin
cipio sutiles, requiere que el ingeniero de mantenimiento posea criterios de evaluación bastante
ajustados.
Normalmente se ha usado criterios ba sados
en los valores puntuales obtenidos (1.0%
es el valor límite
común usado para
el factor de potencia en aisladores), sin embargo, el uso de análisis estadístico de tasas
de crecimiento históricas de los
valores de factor de potencia, la misma ejecución de
la medida a dos valores
de tensión diferentes (cálculo de tip-up
o incremento) sumado
a la identificación de aspectos particulares tecnológicos y de construcción (tipo de aislamiento interno, métodos de secado usados en fábrica) potencian aún más la efectividad de las mediciones de factor de potencia en la detección de estos modos
de fallo.
La Tabla 1 muestra un resumen del análisis
estadístico realizado a un grupo
del historial de valores de factor de potencia de C1 de una población de 440 aisladores de diferentes tensiones (115 kV, 230 kV y 500 kV) y tiempos
de servicio.
Se observa que la gran mayoría de
aisladores presentan valores de factor de potencia por debajo de 0.7%.
|
Factor de Potencia C1 |
|
|
Media |
0,380 |
|
Error
típico |
0,006 |
|
Mediana |
0,370 |
|
Moda |
0,280 |
|
Desviación estándar |
0,129 |
|
Varianza de la
muestra |
0,017 |
|
Curtosis |
6,073 |
|
Coeficiente
de asimetría |
1,534 |
|
Rango |
1,110 |
|
Mínimo |
0,110 |
|
Máximo |
1,220 |
|
Suma |
206,487 |
|
Cuenta |
544 |
|
Mayor(1) |
1,220 |
|
Menor(1) |
0,110 |
|
Nivel de confianza (95,0%) |
0,011 |
Tabla 1. Resumen estadístico de valores de factor de potencia
de C1 para una población de aisladores.
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