Correlación entre el grado de envejecimiento de los transformadores con la cantidad de compuestos furánicos

En la búsqueda por obtener un valor numérico aproximado de la vida del Transformador de potencia, se han desarrollado dos métodos:

• Las guías de carga, basadas en el modelo de Arrhenius-Dakin (*)
• La obtención del DP de manera directa o mediante el contenido de furanos en el aceite. (**)

(*) Ver post: “Mis reservas sobre las normas actuales y procedimientos para determinar la duración de vida de un Transformador” en el siguiente link:

http://imseingenieria.blogspot.com.es/2015/07/mis-reservas-sobre-las-normas-actuales.html

(**) Es muy conocida la existencia de una correlación entre el grado de polimerización (DP, por sus siglas en ingles) y el contenido en furanos presentes en el aceite de los Transformadores de Potencia.

La calidad del aislamiento de papel en un transformador depende del grado de polimerización (DP), que representa el número de anillos de glucosa en una cadena. Durante el envejecimiento del transformador, los anillos glucósicos se rompen, disminuyendo la resistencia mecánica del papel y generando subproductos como agua, gases, grupos aldehído y grupos de carboxilo. El control de los grupos aldehído o elementos de este grupo como el Furfural da una información acerca del grado de polimerización (DP). El diagnóstico con este método permite correlacionar el grado de envejecimiento del transformador con la cantidad de compuestos furánicos y a su vez con el DP dependiendo de las condiciones de funcionamiento y de los elementos que forman el transformador, por lo tanto, el monitoreo de los furanos se transforma en una importante técnica en el mantenimiento predictivo de los transformadores, ya que se puede correlacionar perfectamente con el deterioro del papel y por tanto, de la vida del transformador.

Es importante combinar este análisis con otros métodos de diagnóstico para poder conocer mejor el estado del transformador.

En los ensayos de cromatografía GDA (Gas Disuelto en Aceite) se identifica el deterioro de la celulosa por el contenido y las relaciones de CO y de CO₂. No obstante, muchas consideraciones son hechas cuando estas relaciones quedan fuera de los parámetros usuales, la más usual es analizar el contenido de furanos por Cromatografía Líquida de Alta Resolución,  conocida con las siglas HPLC.

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). De todos, modos para simplificar, en general se mide, siguiendo la tendencia del 2 Furfural - (2 FAL).

Figura 1: Relación 2FAL vs Grado de Polimerización (GP)

Las relaciones deben evaluarse en función de las cantidades de papel que han sido afectadas, de la temperatura alcanzada en la zona, debido a que en muchos casos es sólo el 10% de toda la celulosa afectada por el punto caliente. Además, se da una situación adicional a ser tenida en cuenta y es que la medición se hace en muestras de aceite expresando la concentración en ppm, lo que obliga a estimar el valor dentro del volumen total de aceite.

Otra consideración a tener en cuenta en los furanos es que son inestables a elevadas temperaturas, por ello, merece atención especial, pueden existir mermas por descomposición de los propios furanos. Sin embargo, no se dispone aún de Normas para evaluar los resultados de las  concentraciones de furanos a partir de los cuales es conveniente realizar diagnósticos. 

A modo de sugerencia se recomiendan los siguientes criterios:    

FAL < 0.2 ppm  bien    

FAL > 0.5 ppm  observable investigar     

FAL > 1  ppm  mal

No obstante, lo mejor es realizar un análisis de tendencia,  verificando la evolución de las concentraciones de  los furanos en el aceite del transformador durante determinados periodos de tiempo.

Se debe resaltar que transformadores construidos con papeles mejorados térmicamente pueden producir cantidades muy inferiores de furanos. Para evaluar el contenido de furanos para el caso de transformadores que posean papel mejorado térmicamente, a modo indicativo se presenta una relación entre la formación de 2FAL  según el tipo de papel aislante utilizado.

Figura 2: Formación de furanos / tiempo

En la literatura técnica sobre este tema, se pueden encontrar varios modelos de degradación del papel, que difieren unos de otros en la forma de representar la correlación DP-Furanos, por ello, y con el fin de llegar a un consenso, es necesario elegir un modelo que se adecue a las necesidades industriales. Entre los modelos más aceptados en la industria estan los de S. D. Myers y Alfonso de Pablo a la vista de los conocimientos acumulados por estos autores y la experiencia obtenida en el campo al aplicar estos modelos.

En el post ”Debate sobre los modelos de evaluación de la degradación del papel en Transformadores de Potencia” se exponen detalles que pueden ser de interés para el técnico especialista.
Link:
http://imseingenieria.blogspot.com.es/2017/02/debate-sobre-los-modelos-de-evaluacion.html

Monitores on-line de gases en aceite de transformadores

En la actualidad, los eventuales fallos en estado incipiente que pueden presentarse en transformadores de potencia pueden ser diagnosticados o pronosticados por medio de sistemas de monitoreo online, siendo considerada esta una importante herramienta para conocer el estado del equipo y permitiendo el cambio en la filosofía del mantenimiento, al acelerar las operaciones de mantenimiento preventivo hacia el predictivo.

Existen numerosos ejemplos de aplicación de sistemas de monitoreo de transformadores de potencia, con las más diversas alternativas en dependencia, de los parámetros monitoreados, sensores utilizados para la adquisición de los datos, arquitectura implementada, técnicas de transmisión de datos y alarmas, métodos de diagnóstico, criterios para la toma de decisiones y acciones recomendadas.

Sin embargo, en este post se presentan dos equipos de vanguardia que integran sistemas que combinan la tecnología foto-acústica y técnicas de monitoreo más modernas que proporcionan informes completos del estado del transformador con una visión, control y seguimiento eficientes en base de mediciones diarias que permiten calcular el tiempo de vida útil del transformador.

Se trata del  sistema TRANSFIX (Figura 1) desarrollado por Kelman en el año 2000 y adquirido por GE en el 2008 y el sistema TOTUS DGA (Foto de cabecera) desarrollado por la empresa propiedad del industrial que desarrolló el TRANSFIX. Esta empresa se denomina CAMLIN POWER (www.camlingroup.com).

Figura 1: Equipo fijo KELMAN TRANSFIX

Estos sistemas tienen la capacidad de monitorear la humedad del aceite e incluso la temperatura en los devanados en forma directa. Estas variables son de suma importancia ya que ambas son catalizadoras de las reacciones químicas en el interior del transformador y reducen su vida útil.

La Espectroscópia Foto-Acústica de vanguardia (PAS) es una tecnología que proporciona las mediciones exactas necesarias para competir con los métodos de GC comunes ofreciendo ventajas significativas en tamaño, velocidad, resistencia mecánica y estabilidad. Son de los pocos sistemas multi-gas que realizan la medición de todos los gases de fallo relevantes:

Hidrógeno (H₂), Metano (CH₄), Etano (C₂H₆), Etileno (C₂H₄). Acetileno (C₂H₂), Monóxido de Carbono (CO), Dióxido de Carbono (CO₂), Oxigeno (O₂), Nitrógeno (N₂), pero a diferencia de la cromatografía de gases, no requiere gases de arrastre/portadores y/o calibración.

Estos equipos se instalan fijos junto al transformador, aunque existe la opción equivalente portátil al TRANSFIX denominada TRANSPORTX.

El equipo TOTUS DGA incorpora además la monitorización en línea de los siguientes parámetros (Figura 2):

DESCARGAS PARCIALES (PD)

• Incorpora un diseño exclusivo del adaptador de toma que asegura una instalación fiable / segura con protección contra sobretensiones
• Rechazo eficaz del ruido diseñado específicamente para los transformadores
• Monitoreo continuo que asegura que toda la actividad significativa de DP se captura
• Datos convertidos en gráficos visuales que se interpretan fácilmente para el experto no PD

MONITOREO DE BORNAS (BM)

• Detección de fallos incipientes de rápido desarrollo
• Evita falsas alarmas a través de algoritmos avanzados
• Separación automática de PD en bornes
• Relación Altamente Estable Tangente Delta & Capacidad
• Simple puesta en marcha sin ajuste manual y softwares adicionales

Figura 2: Monitorización en línea de:

                                                               1.- Gases en el aceite

                                                               2.- Descargas Parciales (PD)

                                                               3.- Monitoreo de Bornas: Tang Delta/ Capacidad

Para más detalles sobre el equipo TOTUS DGA, ver video:

https://www.youtube.com/watch?v=PbfKTBdMgb8

FUENTES:

GE ENERGY: KELMAN TRANSFIX

CAMLIN POWER: TOTUS DGA

Transformaciones trifásicas con dos transformadores monofásicos

Transformador con conexión Scott-T (GBE)

Existen varios modos de transformación trifásica con sólo dos transformadores. Estos diseños desaprovechan parte de la capacidad de potencia de los dos transformadores usados, si bien su uso queda explicado por razones prácticas o económicas.

Las conexiones más comunes son:

1.  V-V o D abierta
2. Y abierta-D abierta
3. Conexión T
4. Conexión Scott-T

1.- Conexión V-V o D abierta

¿Cuándo se utiliza?

• Como una solución temporal cuando se daña una fase de un grupo trifásico en conexión D-d.
• En áreas que esperan un crecimiento de carga y se prevé para el futuro la adición de un tercer transformador para completar la conexión D-d del banco trifásico.
• Para soportar cargas que son una combinación de una carga monofásica grande y una carga trifásica más pequeña.
• Cuando esta conexión puede ser más económica en el uso de materiales. Por ejemplo, ciertos autotransformadores trifásicos (como en el caso de un compensador de arranque para un motor de inducción).

La pérdida de capacidad con respecto al grupo trifásico total es del 42,3%, es decir, sólo puede aprovecharse un 57,7% de la potencia que suministraría el grupo trifásico al completo.

Considerando sólo los dos transformadores restantes, sólo es posible utilizar un 86,7% de la potencia nominal de los dos transformadores restantes.

2.- Conexión Y abierta-D abierta

¿Cuándo se utiliza?

Para dar servicio a pequeños establecimientos que requieran corriente trifásica en áreas rurales en donde aún no se han instalado las tres fases en los postes de la línea de conducción. Así el usuario puede obtener servicio de corriente trifásica de manera provisional, hasta que con el aumento de la demanda se requiera de la tercera fase en los postes de conducción.

Las pérdidas son las mismas que para el caso V-V. La pérdida de capacidad con respecto al grupo trifásico total es del 42,3%, es decir, sólo puede aprovecharse un 57,7% de la potencia que suministraría el grupo trifásico al completo.

Su principal desventaja es que por el neutro del circuito primario debe fluir una corriente de retorno muy alta.

3.- Conexión T

¿Cuándo se utiliza?

En la construcción de algunos transformadores de distribución, pues sus costes menores compensan la desventaja de su pérdida de capacidad.

Una de sus ventajas es que puede conectarse un neutro tanto al primario como al secundario del grupo.

Su pérdida de capacidad es sólo del 7,1811 % respecto con la capacidad propia de los dos transformadores.

4.- Conexión Scott-T

¿Cuándo se utiliza?

La conexión Scott-T permite acoplar circuitos trifásicos con bifásicos y viceversa. Eran usuales cuando, en los comienzos de la transmisión con corriente alterna, había sistemas bifásicos y trifásicos de potencia.

Aplicación

En el sistema japonés de ferrocarriles, las locomotoras se han diseñado para funcionar a 60 Hz monofásicos, de modo que sólo se requiere un cable adicional.

La red de potencia es trifásica. Se emplean bancos de transformadores de Scott para suministrar dos voltajes monofásicos desde el sistema trifásico.

Una fase para los trenes que van hacia el Norte y otra para los que van hacia el Sur.

Potencia suministrada por un transformador con relación a la clase térmica de su envolvente

En el presente post entenderemos por envolvente el Centro de Transformación Prefabricado donde está ubicado el transformador.

Definición de clase térmica de una envolvente

El propósito de establecer una clase térmica para una envolvente es comprobar que el aumento de temperatura del líquido aislante y de los devanados de un transformador en el interior de dicha envolvente, no excederá en más de 10 K, 20 K ó 30 K la temperatura medida en el exterior según la envolvente sea considerada de clase 10, 20 ó 30.

De esta manera se determina una envolvente como clase 10, 20 ó 30

Potencia disponible

La clase térmica asignada de la envolvente no es algo secundario, ya que se usa para calcular el factor de carga del transformador y con ello la potencia total que es posible extraer del conjunto.

La potencia del centro de transformación en conjunto (envolvente más transformador) no sólo vendrá dado por la potencia asignada del transformador instalado, sino que se corresponderá con la potencia asignada de dicho transformador y el tipo de envolvente en el que va dispuesto.

De esta manera, considerando el tipo de envolvente en el que va instalado el transformador,  no se exceden los límites de temperatura dados para el mismo, permitiendo alargar su vida útil.

La base para obtener el factor de carga es no exceder la máxima temperatura del fluido refrigerante y de los devanados según se indica en la Norma “IEC 60076-2”

Para establecer el factor de carga de un transformador en función de la clase térmica de la envolvente se emplean las indicaciones del anexo D de la Norma IEC 61330.

Ver post: Factores de carga de los transformadores instalados en CT’s prefabricados

http://imseingenieria.blogspot.com.es/2016/08/factores-de-carga-de-los.html

Podemos resumir el concepto de factor de carga en que, por ejemplo, un transformador de 630 kVAs que tenga que ser utilizado con un factor de carga de 0,8, únicamente podrá suministrar 504 kVAs

Así se puede observar que, según se indica en la Norma, el aumento de la clase de la envolvente significa una disminución de la potencia nominal del conjunto envolvente más transformador. No cumplir esta disminución de potencia, y con ello superar los límites de calentamiento del transformador supone, como se expone posteriormente, una disminución drástica en la vida útil del transformador.

Como primera conclusión se puede extraer que un aumento en la clase térmica de la envolvente significa una reducción en la potencia suministrada por el centro o limitar el conjunto a unas condiciones de temperatura exterior menores, como se observara en siguiente apartado.

Ejemplo práctico

Tomando las curvas propuestas por la Norma IEC 61330 (ver Figura 1), si seleccionamos la curva de la clase de la envolvente y en el eje vertical determinamos la temperatura ambiente en el exterior de la envolvente, la intersección entre la horizontal de la Tª ambiente exterior y la clase de envolvente nos da el factor de carga al que debemos llevar el transformador.

Por lo tanto, para una misma Tª ambiente exterior, se puede deducir de la Fig.1 que la potencia extraída del mismo transformador disminuye según aumenta la clase térmica de la envolvente.

Figura 1: Factor de carga de un transformación (aceite) en función de Clase Térmica de la Envolvente según IEC 61330

Visto de otra manera, la temperatura que necesitamos en el exterior de la envolvente para alcanzar la misma potencia del  transformador es 10º C menor para una envolvente de clase 20 que para una envolvente de clase 10.

Es decir, estamos limitando mucho más estrictamente las condiciones de utilización del mismo transformador para conseguir la misma potencia en función del tipo de envolvente en el que este dispuesto.

Esto, nos indica que escoger una envolvente de clase térmica superior significara limitar la potencia que suministre el centro, especialmente en verano.

Influencia en la vida del transformador

Mientras se mantenga la potencia máxima del centro de transformación limitada por el factor de carga delimitado por la Norma IEC 61330 (es decir disminuir la potencia obtenida del transformador si aumentamos la clase térmica de la envolvente) el transformador no estará trabajando en condiciones que disminuyan su vida útil.

No obstante si se intentase llevar el centro a la potencia asignada del transformador, sin tener en cuenta la clase térmica de la envolvente, se produciría una reducción drástica en la esperanza de vida del transformador.

Como sabemos, es el calentamiento el que fija la potencia suministrada por un transformador. Si mantenemos este calentamiento del transformador dentro de los límites fijados por la Norma  IEC 60076-2 nos aseguraremos una buena conservación de los aislantes del mismo y con ello conseguiremos prolongar la vida útil del transformador.

Se han desarrollado numerosos estudios científicos para determinar la influencia de la temperatura en el envejecimiento del transformador, comprobándose que un sobrecalentamiento del mismo disminuye contundentemente la vida de la máquina, así como una disminución de la temperatura de trabajo alarga el tiempo de funcionamiento del mismo.

En estos estudios del sobrecalentamiento en transformadores y su acción sobre los aislantes, se ha demostrado que en la proximidad de una temperatura en el aceite de 100 ºC (60º C de calentamiento sobre una Tª ambiente máxima de 40ºC, IEC 60076) un régimen de funcionamiento de 8º C sobre dicha Tª puede reducir a la mitad la vida del transformador.

Esta ley empírica y aproximada, llamada “Ley de Montsiger” pone en evidencia la necesidad de controlar la temperatura del transformador y por ello tener en cuenta las condiciones reales de explotación del mismo y, como hemos visto, tener en cuenta la envolvente donde esta instalado.

Esto, confirma que un aislante pierde sus cualidades de manera exponencial a su aumento de temperatura.

Recordemos que la clase térmica de un equipo eléctrico caracteriza la resistencia térmica de los aislantes utilizados. No debemos olvidar que el principal elemento aislante de los transformadores de distribución sumergidos en aceite son los compuestos de celulosa, (papel y cartón principalmente) los cuales son los que le otorgan a estos transformadores la clase térmica A.

Esta clase térmica de los aislantes es la base del cálculo del envejecimiento de los mismos.

Para ello a partir de la temperatura asignada de punto caliente del arrollamiento de 98ºC (para transformadores sumergidos en aceite) la pérdida de cualidades aislantes con la Temperatura divide por 2 la vida del transformador por cada 6ºC que superen esta Temperatura de punto caliente de arrollamiento.

Si consideramos como vida estándar de un transformación de distribución 30 años, significaría que si la temperatura permanente de punto caliente del arrollamiento llega, únicamente, a 104ºC su vida se vera reducida a 15 años, mientras que si esta Tª alcanza los 110º C su vida se reducirá hasta 7,5 años.

Estos ejemplos, aunque simples, demuestran como la elección del tipo de envolvente no sólo afecta a la potencia real extraída del transformador, sino a la vida útil del mismo.

Como se ha visto previamente, no es posible obtener la misma potencia de un mismo transformador independientemente de la envolvente en la que vaya dispuesto.

De hecho, como hemos visto en el punto anterior, obtener la misma potencia de un transformador en una envolvente de clase térmica más alta que en una envolvente de menor clase térmica es en base a un sobrecalentamiento del transformador.

Por lo expuesto anteriormente, puede observarse la importancia de escoger una envolvente que no sobrecaliente el transformador, permitiéndonos por un lado obtener más potencia del centro de transformación y por otro aumentar de una manera muy notablemente su vida útil.

Normativa de referencia

IEC 61330. Centros de transformación prefabricados

IEC  60076 –1. Transformadores de potencia. Parte 1: Generalidades

IEC 60076 –2. Transformadores de potencia. Parte 2: Calentamiento

IEC 60076 - 7. Guía de carga para transformadores de potencia sumergidos en aceite

El “EcoDiseño” en Transformadores

En particular, las pérdidas de los transformadores de distribución constituyen una parte considerable de las pérdidas totales de los sistemas de transmisión y distribución. A partir de un estudio de los sistemas de transmisión y distribución del Noroeste del Pacífico se comprobó que los transformadores de distribución acumulaban más del 30 % de las pérdidas, mientras que los transformadores de las subestaciones contribuían sólo con el 2 %. Dada su extendida aplicación y su larga vida útil, los transformadores de distribución tienen un gran potencial de ahorro de energía. Desde el punto de vista del ahorro energético, incluso un mínimo incremento del 0,1 % en la eficiencia de un transformador origina grandes ahorros de energía, ya que casi todos los transformadores están energizados las 24 horas del día.

Con las tecnologías disponibles actualmente es posible reducir rentablemente las pérdidas en los transformadores en un 15 % como mínimo.

La nueva normativa europea busca reducir las pérdidas de energía en los transformadores, que actualmente representan el 2,5% total del consumo energético de la Unión Europea, donde  un nuevo Reglamento sobre EcoDiseño de Transformadores, (Reglamento (UE) Nº 548/2014 de la Comisión de 21 de mayo de 2014 por el que se desarrolla la Directiva 2009/125/CE de ecodiseño para transformadores de potencia), plantea por primera vez objetivos de eficiencia energética en transformadores de media tensión y pretende armonizar los niveles máximos de pérdidas en los 28 países de la Unión Europea y hacer más visibles las indicaciones de rendimiento. Para ello plantea dos tramos, el primero este 2015 y el segundo, con un nivel mayor de exigencia, con previsión de implantarse el 2021.

Debido a la aplicación de este Reglamento (UE) Nº 548/2014, las pérdidas de la tabla 1 de la ITC-RAT 07 (Reglamento de Alta Tensión español) quedan sin efecto.

Mientras que la ITC-RAT 07 sólo dictaba valores de pérdidas máximas para transformadores trifásicos en baño de aceite hasta 2500 kVA, el Reglamento de EcoDiseño prescribe en su anexo 1 requisitos medioambientales tanto para transformadores de aislamiento en aceite como para los de aislamiento seco, bien fijando pérdidas máximas para cada potencia de transformador hasta 3150 kVA de potencia asignada, o bien definiendo valores mínimos del índice de eficiencia máxima (PEI) calculado para transformadores de potencias superiores.

El cálculo del índice de eficacia de los transformadores de potencia (PEI) viene dado por la siguiente expresión:

Donde:

W₀ : Pérdidas en vacío a la tensión y frecuencia asignadas, en la toma asignada.

P₀ : Potencia eléctrica requerida por el sistema de refrigeración para el funcionamiento en vacío.

Wcu : Pérdidas debidas a la carga medidas a la corriente y frecuencia asignadas sobre la toma asignada, a la temperatura de referencia según IEC 60076-2.

Sb : Potencia asignada del transformador, en base a Wcu.

El Reglamento (UE) Nº 548/2014, puede descargarse en el siguiente link:

http://www.mediafire.com/file/n2lfa8d3o4h020d/Reglamento_sobre_ecodise%C3%B1o_de_Transformadores.pdf

Esta nueva regulación forma parte del programa de la Unión Europea "20-20-20", que pretende reducir en 2020 un 20% la emisión de gases invernadero, el consumo de energía y llegar a un 20% de producción de energías renovables. Las pérdidas de energía en los transformadores representan el 2,5% del total de consumo energético de la Unión Europea. El 2020, el Reglamento de EcoDiseño calcula ahorrar aproximadamente 16 Teravatios/hora al año.

Resumiendo, el impacto de la regulación en los transformadores en la  Unión Europea es la siguiente:

●  Transformadores de distribución de aceite y secos hasta 3150 kVA: Se fijan niveles máximos depérdidas,reduciendo los actuales del Reglamento de Alta Tensión (ITC-RAT 07).

●    Transformadores de media y gran potencia > 3150 kVA: Se fijan niveles mínimos de Índice de Eficiencia.

●    Los transformadores para algunas aplicaciones especiales no se ven afectados por la nueva regulación.

●      Incremento significativo del coste y el tamaño del equipamiento.

●      Reducción del coste operacional

En otros países como China, tienen serie estándar de las pérdidas S9….S15. Lo similar para la UE y China es que las pérdidas entre cada clase cambian en un 15%.

En EE.UU., el nuevo estándar de eficiencia mínima del DOE se basa en la carga del 50%, lo que limita las pérdidas totales en lugar de los componentes individuales de las pérdidas.

Es, por tanto, importante ser conscientes de que hay muchas combinaciones en el mundo de Wo y Wcu que cumplen un mínimo de eficiencia dada, de esta forma, con la eficiencia y la capitalización de pérdidas pueden existir muchas combinaciones posibles, lo que significa más libertad para optimizar, en contraposición a unas pérdidas fijas.

Requisitos para reducir las pérdidas en Transformadores

Para reducir las pérdidas, generalmente se evalúan dos tipos, las pérdidas en el núcleo y las pérdidas en los arrollamientos. Las pérdidas en el núcleo se suelen denominan pérdidas no relacionadas con la carga, ya que se producen en el núcleo de un transformador energizado, independientemente de sus condiciones de carga. Cuando un transformador está energizado las 24 horas del día durante todo el año, las pérdidas equivalen a un importante consumo de energía durante toda la vida útil del transformador (20–30 años).

Por otro lado, las pérdidas en arrollamientos se producen en los devanados del transformador y varían con las condiciones de la carga. De aquí que se denominen pérdidas de carga.

Las pérdidas del transformador no debidas a la carga se pueden reducir usando materiales de acero para el núcleo magnético u optimizando la forma geométrica. Al aumentar la sección transversal del núcleo o reducir los voltios por vuelta disminuye la densidad de flujo en el núcleo y por tanto las pérdidas en el mismo. Si se reduce la sección transversal de los conductores también se reducen las pérdidas no debidas a la carga, ya que disminuye la longitud del camino del flujo magnético. El problema que implican estos pasos es que normalmente conllevan mayores pérdidas de carga. Éstas se pueden reducir de varias formas, por ejemplo utilizando materiales con mayor conductividad como conductores de mayor sección transversal o adoptando conductores de cobre en vez de aluminio. Una forma de reducir las pérdidas en los devanados es reducir la longitud de los conductores de los mismos. Menores secciones transversales del núcleo magnético y un pequeño número de vueltas reducen también las pérdidas en los devanados. Los transformadores superconductores, en particular, tienen pérdidas mínimas en los devanados.

Estas explicaciones muestran que los pasos para reducir las pérdidas no debidas a la carga a menudo originan mayores pérdidas debidas a la carga y viceversa. Por consiguiente, reducir las pérdidas del transformador es un proceso de optimización que implica factores físicos, tecnológicos y económicos regulados por cierta forma de análisis económico del ciclo de vida. Casi siempre es necesario considerar una solución alternativa o de equilibrio sobre el material del núcleo/devanado y el diseño, y sobre el modo en que el comprador evalúa el Coste Total para la Propiedad (TCO) del transformador.

Esta evaluación tiene en cuenta el coste inicial del transformador, además del coste del ciclo de vida, inclusive las pérdidas.

Las compañías eléctricas suelen evaluar el TCO durante el proceso de compra.

Los consumidores industriales y comerciales, que pagan directamente sus pérdidas de energía, paradójicamente tienen menos interés por las evaluaciones TCO, debido en parte a sus prácticas de compra y a los ciclos de vida relativamente cortos de los transformadores.

Como se ha podido observar, la eficiencia energética de los transformadores está mejorando en muchos mercados debido a las políticas y programas gubernamentales y a las fuerzas del mercado.

Se espera que los nuevos requisitos de eficiencia afecten aproximadamente al 50–60 % de los transformadores de distribución producidos hoy día. Estos transformadores usan normalmente calidades de acero de buen precio y fácilmente disponibles, las conocidas en la industria como M4, M5 y M6. La mejora propuesta de eficiencia energética requiere el uso de calidades de aceros M2 y M3, más eficientes, en el núcleo de silicio de grano orientado.

FUENTES:

Reglamento (UE) Nº 548/2014

Guía de la Instrucción Técnica Reglamentaria ITC-RAT 07.

Redes eficientes energéticamente: Revista ABB 2/2007

EcoDiseño en Transformadores Schneider Electric

¿Cómo se identifican las averías por sobretensión en Transformadores?

Post dedicado a mi amigo José Luis Gordo

Fenómenos transitorios en las redes eléctricas

En posts anteriores (véanse posts relacionados al final de este), se han descrito las averías que pueden presentarse en transformadores debidas a sobretensiones de tipo atmosférico (directas o indirectas),  debidas también a maniobras repetitivas o incluso a las averías por sobretensión que los transformadores pueden experimentar a causa de las oscilaciones de alta frecuencia (> 10 kHz) motivadas por la electrónica de potencia tan presente en todos los  sectores económicos: industrial, comercial, energético, etc.  Incluyendo el doméstico.

Por ejemplo, en las últimas décadas se han observado casos de perforación de los arrollamientos de media tensión en transformadores que alimentan rectificadores (convertidores con diodos o tiristores), comprobándose que la deformación de la tensión de alimentación es el origen de estos problemas.

En este post nos referimos a la forma de identificar las marcas tan características que este tipo de averías dejan en los devanados de los transformadores y al desconcierto que representan en el usuario cuando observa que las protecciones por sobreintensidad no responden a estos incidentes.  Suelen ser tan extrañas estas averías que, en la mayoría de los casos, se producen en los periodos de menor carga, cuando no se realizan maniobras en la instalación o cuando la meteorología está totalmente en calma.

Efectivamente, en el momento en que se origina la sobretensión, si no avería instantáneamente el transformador, se produce en él un debilitamiento del aislamiento que va degradándolo paulatinamente hasta que días, semanas incluso meses después, en el momento más insospechado se desencadena la avería, con la sorpresa del usuario que no puede comprender lo sucedido, ¿Por qué las protecciones no han actuado a tiempo?... Las protecciones de sobreintensidad no pueden actuar contra las sobretensiones y solo lo hacen cuando la avería del transformador ya es un hecho, es decir, no actúan en estos casos, sobre la causa sino sobre el efecto.

Recordemos que las sobretensiones pueden ser perjudiciales, no solamente por su amplitud o valor de cresta sino también por la extraordinaria velocidad de variación de la tensión (dV/dt), cuando el impacto de este voltaje en forma de onda de frente brusco incide en los terminales del transformador, la diferencia de potencial a que se ven sometidos los devanados, no solamente es excesiva, sino que tampoco se distribuye uniformemente a lo largo del arrollamiento (figura 1). Cada espira recibe un cierto incremento de carga eléctrica antes de elevar su propio potencial, mediante el cual puede transmitirla a la espira siguiente, y esta, tras el mismo proceso, a la siguiente y así hasta el extremo opuesto del devanado. La propagación de la carga no es instantánea, contribuyendo a retrasarla la autoinducción de las espiras y a acelerarla la capacidad entre ellas, ya que estas funcionan como condensadores, formados por cada dos elementos a distinto potencial, separados por el aislante del conductor, los condensadores así formador se presentan en derivación sobre la inductancia de las espiras facilitando así el desplazamiento de las cargas eléctricas.

Figura 1

De todos modos, el retraso en la propagación de la onda de potencial es inevitable en el arrollamiento, y como consecuencia se acumula este en las espiras de entrada, dando lugar a una diferencia de potencial entre espiras que excede (centenares incluso millares de veces) a la normal; el aislamiento entre ellas, cuya rigidez dieléctrica es incomparablemente superior a la tensión de servicio por espira, resulta insuficiente bajo el efecto de estos impactos de voltaje y se perfora saltando la chispa generalmente entre las primeras espiras de entrada del arrollamiento de media tensión por presentar un mayor número de espiras que el de baja tensión y por tanto una mayor diferencia de potencial entre las espiras de entrada, ésta limpia perforación dieléctrica es la manera o marca distintiva para reconocer este tipo de averías por sobretensión en los arrollamientos de los transformadores (figuras 2 a y 2 b).

Figura 2 a: Avería por sobretensión en bobina de MT de un transformador seco

Figura 2 b: Avería por sobretensión en bobina de MT de un transformador en baño de aceite

Los onduladores, rectificadores, cicloconvertidores y cargas no lineales que alimentan los transformadores, producen, de forma repetitiva, escarpadas y rápidas variaciones de tensión de fase respecto a tierra (dV/dt = 1050 V/µs) llegando a alterar el aislamiento de tal forma que con el tiempo, causará una perforación del aislante y por ello, un contacto entre espiras que dejará fuera de servicio el transformador  (figura  3).

Figura 3

Este tipo de sobretensiones se transfieren (multiplicando su amplitud por la relación de transformación) en el transformador desde la BT a la MT, como se observa en la figura  4, que representa la tensión vista en el secundario de un transformador 20/0.4 kV.

Figura 4: Transferencia de la sobretensión al devanado de media tensión

Para evitar estas transferencias de tensiones de la BT a la MT y viceversa, se podrán disponer entre los devanados de baja tensión y media tensión pantallas electrostáticas con puesta a tierra que permitirán hacer la función de filtro y limitaran los gradientes de potencial (dV/dt).

Después de numerosos estudios, se ha observado la necesidad de proteger los transformadores, contra las oscilaciones de alta frecuencia  (> 10 kHz), debidos a la presencia de convertidores estáticos con filtros pasivos, susceptibles de eliminar estas oscilaciones y  mantener las amplitudes en valores aceptables.

Según las aplicaciones, es posible, conociendo los parámetros de la instalación, proponer un filtro adaptado para proteger el transformador, como por ejemplo un filtro RC en el lado de BT.

Ejemplo: Si la potencia instalada de onduladores es igual o superior al 30% de la potencia del transformador, es muy recomendable instalar un filtro RC en el lado de BT.

Nuevos materiales en los arrollamientos de Transformadores de Potencia

Las investigaciones destacan la búsqueda de propiedades específicas orientadas a alcanzar la eficiencia global del proceso en aspectos como la resistencia a altas temperaturas, resistencia mecánica, resistencia a la corrosión, así como eficiencia energética a la par de la reducción del peso,  la densidad, o bien, la capacidad  conductora  de electricidad ampliada. Específicamente tratándose de transformadores de potencia las mejorías en las características de los materiales y accesorios  necesariamente serian del material del núcleo, los conductores, aislamientos sólidos, líquido aislante/refrigerante, acero estructural y accesorios.

Una de las perspectivas más próximas en el tiempo consisten en el cambio de proyecto, y en esta línea uno de los grandes fabricantes de equipos eléctricos anuncia la fabricación de un nuevo  tipo de transformador de alta tensión sin aceite (seco)  transformador Dryformer, proyectado en primer lugar para tensiones del primario de 36 a 145 kV y potencias nominales de hasta 150 MVA. Este difiere de los transformadores convencionales en el tipo de arrollamiento que estará formado con conductores circulares aislados por polímeros y capas semiconductoras (figura 1).

Figura 1: Constitución del conductor circular

En los transformadores de potencia convencionales se utilizan conductores rectangulares en los arrollamientos con el fin de maximizar la intensidad nominal. Esto da lugar a una distribución del campo no uniforme, con una alta intensidad del campo magnético en las esquinas. Para reducir al mínimo las pérdidas por corrientes de Foucault en el arrollamiento, los conductores deben ser transpuestos de forma muy elaborada a lo largo del arrollamiento. En la zona final del arrollamiento deben tomarse también medidas muy complejas para controlar el campo eléctrico y evitar las descargas parciales.

De acuerdo con las ecuaciones de Maxwell, los conductores cilíndricos utilizados en los arrollamientos del transformador Dryformer distribuyen el campo eléctrico de manera uniforme (figura 2).

Figura 2: Comparación entre conductores circulares y rectangulares: de acuerdo con las ecuaciones de Maxwell, con los cables XLPE redondos (izquierda) la distribución del campo eléctrico es uniforme, no existiendo descargas parciales (a la derecha conductores aislados con papel).

Otra ventaja de los conductores redondos es que no existen aristas de pequeño radio, como ocurre en los conductores rectangulares, que limiten las intensidades máximas admisibles del campo magnético.

El aislamiento de aceite/celulosa de los arrollamientos rectangulares convencionales no permite alcanzar tales intensidades de campo.

El cable dispone de una capa semiconductora exterior que permanece al potencial de tierra.

El campo eléctrico queda, por tanto, totalmente confinado en el interior del cable, brindando a los fabricantes de transformadores toda una serie de nuevas posibilidades para el diseño eléctrico y mecánico.

Cable

Como ya se ha mencionado, los arrollamientos utilizados en el transformador Dryformer están formados por un cable aislado similar a los cables convencionales con dieléctrico sólido de alta tensión. Alrededor del conductor existe una capa semiconductora interior, seguida por un dieléctrico sólido y una capa semiconductora exterior. El dieléctrico sólido es de polietileno reticulado (XLPE).

El conductor, normalmente del tipo de ‘cableado concéntrico’, dispone de un hilo central circundado por capas concéntricas de 6, 12, 18,24, 30, 36 y 42 hilos nominales. Cada capa se aplica según direcciones alternas de cableado.

La capa semiconductora exterior del cable permanece al potencial de tierra, lo cual tiene varias ventajas. En primer lugar, no existe peligro de que se produzca descarga parcial o efecto corona en ningún punto del arrollamiento.

Segundo, la seguridad del personal mejora de forma substancial, ya que todas las superficies expuestas del transformador están al potencial de tierra.

Puesto que el campo eléctrico queda totalmente confinado en el interior del cable es posible tratar uno a uno los parámetros de proyecto, tales como la distancia entre arrollamientos y la distancia entre arrollamientos y partes conectadas a tierra. Al reducirse al mínimo las distancias, todo lo que ha de tener en cuenta el ingeniero proyectista es el espacio necesario para garantizar una refrigeración suficiente.

El transformador Dryformer, además, elimina uno de los aspectos más críticos del proyecto de transformadores convencionales: la necesidad de tomar medidas que limiten la influencia del campo eléctrico en las partes conectadas a tierra. Puesto que la distribución está totalmente confinada en el interior del cable, no es necesario controlar el campo eléctrico en la zona final del arrollamiento, al contrario de lo que ocurre en los transformadores convencionales, tanto de tipo seco como de tipo de baño de aceite.

La tensión inducida en un transformador de potencia aumenta gradualmente a lo largo del arrollamiento de alta tensión, desde el lado del neutro hasta el lado de la línea, cuando el transformador es conectado a un sistema puesto directamente a tierra. Por lo tanto, el cable utilizado en el arrollamiento de alta tensión está sometido a diferentes esfuerzos eléctricos a lo largo de dicho arrollamiento. Una solución viable es, por tanto, utilizar un aislamiento de menor espesor en las primeras vueltas del arrollamiento e ir aumentando el espesor. Una forma de conseguir esto es utilizar diferentes dimensiones de cable a lo largo del arrollamiento, lo que permite aprovechar mejor el volumen del núcleo del transformador.

FUENTE:

ABB: Dryformer, nuevo transformador de potencia, sin aceite y de bajo impacto medioambiental