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:

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.