Informe - Escuela de Ingeniería Eléctrica
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Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Eléctrica IE – 0502 Proyecto Eléctrico PRUEBAS PARA EL CÁLCULO DEL CIRCUITO EQUIVALENTE Y DE LA EFICIENCIA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN Por: Jason Rodríguez Retana Ciudad Universitaria Rodrigo Facio Julio del 2008 PRUEBAS PARA EL CÁLCULO DEL CIRCUITO EQUIVALENTE Y DE LA EFICIENCIA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN Por: Jason Rodríguez Retana Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Costa Rica como requisito parcial para optar por el grado de: BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA Aprobado por el Tribunal: _________________________________ Ing. Jaime Allen F. Profesor Guía _________________________________ Ing. Jose Mario Jara C. Profesor lector _________________________________ Ing. Juan R. Rodríguez S. Profesor lector DEDICATORIA A mis padres, Zulay y Faustino, por los enormes esfuerzos hechos en estos años para brindarme esta oportunidad. A mis familiares y amigos, por el apoyo y los ánimos, por estar siempre a mi lado. iii ÍNDICE GENERAL ÍNDICE DE FIGURAS.................................................................................vii ÍNDICE DE TABLAS.................................................................................viii NOMENCLATURA.......................................................................................ix RESUMEN......................................................................................................xi CAPÍTULO 1: Introducción..........................................................................1 1.1 Objetivos....................................................................................................2 1.1.1 Objetivo general......................................................................................2 1.1.2 Objetivos específicos...............................................................................2 1.2 Metodología...............................................................................................3 CAPÍTULO 2: Marco teórico........................................................................4 2.1 Pérdidas en el transformador...................................................................4 2.1.1 Perdidas en el cobre...............................................................................4 2.1.2 Flujos de dispersión................................................................................4 2.1.3 Histéresis.................................................................................................5 2.1.4 Corrientes de eddy, foucault o parasitas..............................................8 2.2 Circuito equivalente del transformador real.........................................11 2.3 Determinación de los parámetros del transformador real...................15 2.3.1 Prueba de circuito abierto...................................................................15 2.3.2 Prueba de cortocircuito ......................................................................17 2.4 Eficiencia [12]...........................................................................................20 2.5 Clasificación de los transformadores de acuerdo a su función [4]......21 2.6 Equipos y herramientas utilizados en las pruebas ...............................22 2.7 Estándares.................................................................................................23 2.8 Panorámica Nacional...............................................................................24 CAPÍTULO 3: Normativa............................................................................25 iv 3.1 Prueba de Relación de Transformación.................................................26 3.2 Pérdidas en vacío y corriente de excitación:..........................................27 3.3 Pérdidas en cortocircuito e impedancia.................................................29 Estos valores permisibles para las pérdidas cambian tanto para transformadores trifásicos, como para otro tipo de aplicaciones, como lo es la electrificación subterránea. Además están sujetos a actualizaciones. ..........................................................................................................................32 CAPÍTULO 4: Desarrollo en Costa Rica....................................................33 4.1 Laboratorio de Transformadores de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A.........................................................................................................34 4.1.1 Pruebas eléctricas realizadas...............................................................35 4.1.2 Prueba de relación de transformación................................................35 4.1.2.1 Equipo.................................................................................................35 4.2.1.2 Procedimiento....................................................................................36 4.1.3 Medición de Pérdidas...........................................................................36 4.1.3.1 Equipo................................................................................................36 4.1.3.2 Procedimiento para la prueba de circuito abierto.........................37 4.1.3.3 Procedimiento para la prueba de cortocircuito..............................37 Coopesantos R.L. División de Transformadores y Equipos de Media Tensión (DITEM)...........................................................................................38 4.2.1 Pruebas eléctricas realizadas..............................................................38 4.2.2 Prueba de Relación de Transformación.............................................38 4.2.2.1 Procedimiento....................................................................................38 4.2.3 Medición de Resistencia.......................................................................39 4.2.3.1 Equipo................................................................................................39 4.2.3.2 Procedimiento....................................................................................40 4.2.4 Medición de Pérdidas...........................................................................40 4.2.4.1 Equipo................................................................................................40 v 4.2.4.2 Procedimiento para la prueba de circuito abierto.........................41 4.2.4.3 Procedimiento para la prueba de cortocircuito..............................42 CAPÍTULO 5: Recomendaciones para la implementación de un laboratorio de transformadores de distribución.........................................43 5.1 Equipo de prueba de relación de transformación................................43 5.1.1 MEGGER TTR100..............................................................................43 5.1.2 VANGUARD INSTRUMENTS ATRT-01.........................................44 5.1.3 MEGGER TTR....................................................................................45 5.2 Equipo para medición de resistencia.....................................................46 5.2.1 MEGGER DLRO 10............................................................................46 5.3 Equipo para medición de perdidas en transformadores.....................48 5.3.1 HIPOTRONICS TTS7.5......................................................................48 5.3.2 HIPOTRONICS TTS155.....................................................................49 5.4 Recomendaciones.....................................................................................50 CAPÍTULO 6: Conclusiones........................................................................53 BIBLIOGRAFÍA...........................................................................................56 APÉNDICE 1[18]..........................................................................................60 vi ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2.1 Flujos mutuos y de dispersión. [18]..............................................4 Figura 2.2 Ciclo de histéresis...........................................................................6 Figura 2.3 Ciclo de histéresis en dos materiales diferentes. [18].................8 Figura 2.4 Perdidas en núcleos magnéticos. [18]...........................................9 Figura 2.5 Circuito equivalente del transformador. [11]..........................14 Figura 2.6 Circuito equivalente referido al primario. [11].........................14 Figura 2.7 Circuito equivalente referido al secundario. [11].....................14 Figura 2.8 Prueba de circuito abierto. [18]..................................................16 Figura 2.9 Prueba de cortocircuito. [18]......................................................18 Figura 2.10 Transformadores de distribución tipo poste. [17]..................22 Figura 4.1 Multi-Amp modelo TR-700.........................................................35 Figura 4.2 HIPOTRONICS modelo TTS-25...............................................37 Figura 4.3 Multi-Amp 820280.......................................................................40 Figura 4.4 Multi-Amp LTS-100-E................................................................41 Figura 5.1 MEGGER TTR100......................................................................43 Figura 5.2 VANGUARD INSTRUMENTS ATRT-01................................44 Figura 5.3 MEGGER TTR............................................................................45 Figura 5.4 MEGGER DLRO 10...................................................................46 Figura 5.5 AEMC 5600..................................................................................47 Figura 5.6 HIPITRONICS TTS7.5...............................................................48 Figura 5.7 HIPOTRONICS TTS155............................................................49 vii ÍNDICE DE TABLAS Tabla 2.1 Características para la determinación de pérdidas de potencia. [18]...................................................................................................................10 Tabla 3.1 Valores máximos de pérdidas permitidos para transformadores monofásicos según la CNFL. [3]...................................................................31 Tabla 3.2 Valores máximos de pérdidas permitidos para transformadores monofásicos según el ICE. [3].......................................................................31 Tabla 3.3 Valores máximos de pérdidas permitidos para transformadores trifásicos subterráneos. [10]..........................................................................32 Tabla 3.4 Valores máximos de pérdidas permitidos para transformadores monofásicos subterráneos. [10].....................................................................33 Tabla 4.1 Pruebas realizadas en el país........................................................34 viii NOMENCLATURA A: Amperios. ANSI: Instituto Nacional de Estándares Americanos (American National Standard Institute) ASTM: Sociedad Americana para el Ensayo de Materiales (American Society for Testing Materials) CA: Corriente Alterna. CC: Corriente Continua. CNFL: Compañía Nacional de Fuerza y Luz. DIN: Instituto Alemán de Normalización (Deutsches Institut für Normung) DITEM: División de Transformadores y Equipo de Media Tensión (de Coopesantos R.L) EIE: Escuela de Ingeniería Eléctrica. Hz: Hertz. I: Corriente. ICE: Instituto Costarricense de Electricidad. IEEE: Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (Institute of Electric and Electronic Ingineers) IEC: Comisión Electrotécnica Internacional (Intenational Electrotechnical Comision) ISO: Organización Internacional de Normalización (International Standards Ornanization) k: Kilo(x103). LIMAT: Laboratorio de Investigación y Mantenimiento a Equipos de Alta Tensión. m: Mili(x10-3) M: Mega(x106) ix V: Voltios. VA: Voltiamperios x RESUMEN El presente trabajo contiene la información teórica acerca de las pruebas realizadas a transformadores de distribución con el fin de obtener el circuito equivalente y la eficiencia. Estas pruebas son utilizadas para verificar que estos dispositivos cumplan con las especificaciones de los fabricantes, así como en la detectación y aislamiento de fallas o defectos, y son la base para evaluar si un transformador se encuentra en condiciones idóneas para ser incorporado en un determinado sistema eléctrico. Se destina un capitulo a la definición y explicación los fenómenos que causan las perdidas de energía durante la operación de un transformador, así como los ensayos realizados para el cálculo de estas pérdidas y de los parámetros del circuito equivalente. Además se define el concepto de eficiencia y se brinda una clasificación donde se caracteriza el transformador de distribución. Seguidamente se puntualizan los aspectos más relevantes de los estándares ANSI/IEEE C57.12.90 y C7.12.91, concernientes a las pruebas en estudio. Se continúa exponiendo la información recopilada durante las visitas a los laboratorios de la CNFL y el DITEM (Coopesantos R.L), enlistando los equipos y procedimientos utilizados. Posteriormente se brinda una serie de recomendaciones orientadas hacia la creación de un laboratorio de transformadores de distribución en la Escuela de Ingeniería Eléctrica. Se finaliza con las conclusiones acumuladas durante la experiencia de la realización del presente proyecto. xi CAPÍTULO 1: Introducción Los transformadores de distribución son parte fundamental en el proceso de abastecimiento eléctrico del país. Su importancia radica en que, gracias a ellos es rentable el trasiego de energía eléctrica en sistemas de corriente alterna. Este instrumento le permite al hombre hacer uso de la electricidad para el desarrollo y mejoramiento de sus actividades. Los transformadores son el equipo de mayor costo en la red eléctrica de distribución y a través de estos pasa la totalidad de energía que se trasiega a este nivel. Por lo tanto gran parte de las pérdidas de energía, y por ende económicas (traducidas en el encarecimiento del servicio), que se dan en el proceso de distribución dependen de la eficiencia con la que opere este dispositivo. Otro aspecto a considerar es que la mayor parte de las perdidas en transformadores se manifiestan en calor, que conduce a la degradación de los aislamientos y disminuyendo su vida útil. Si esta situación no es prevista, provoca que el sistema de distribución se vuelva susceptible a fallas. Aquí la importancia de realizar pruebas y obtener modelos que permitan corroborar su óptimo funcionamiento. 1 2 1.1 Objetivos 1.1.1 Objetivo general Realizar un estudio sobre pruebas en transformadores de distribución que conduzcan al cálculo del circuito equivalente y la eficiencia. Esto a modo de una primera etapa en la creación de un futuro laboratorio de transformadores en la Escuela de Ingeniería Eléctrica. 1.1.2 • Objetivos específicos Realizar una compilación sobre las distintas pruebas y métodos existentes para el cálculo del circuito equivalente y la eficiencia en transformadores de distribución. • Enlistar los equipos, software y herramientas necesarias para realizar las pruebas y mediciones en transformadores de distribución. • Investigar sobre normativa existente para el cálculo del circuito equivalente y de la eficiencia en transformadores de distribución. • Brindar una perspectiva sobre las pruebas realizadas en el país para el cálculo del circuito equivalente y la eficiencia en transformadores por parte del ICE y de la CNFL. 3 • Elaborar recomendaciones para establecer un laboratorio de transformadores en la Escuela de Ingeniaría Eléctrica. 1.2 Metodología Este trabajo se desarrolla desde dos flancos, uno consiste en la investigación bibliografía y en la red sobre los conceptos teóricos, las posibles pruebas aplicables para el cálculo del circuito equivalente y la eficiencia en transformadores de distribución, el equipo y herramientas utilizadas en esta tarea y sobre la normativa que las cubre a nivel internacional. Un segundo aborde se realiza con las visitas a realizar en los laboratorios de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz y el Instituto Costarricense de Electricidad, donde con ayuda de los ingenieros y técnicos de las instalaciones se documentan los procedimientos utilizados en las pruebas, el equipo y las herramientas, además se consulta sobre las normas aplicadas, tanto a nivel interno como los estándares internacionales que implementan. En el desarrollo del proyecto se realizará una evaluación sobre la concordancia de las pruebas realizadas en estos laboratorios y los estándares estudiados. Por ultimo se procederá a analizar la información obtenida en las dos etapas anteriores con el fin de brindar recomendaciones sobre equipo, herramientas, software y normativa, para la futura instalación de un laboratorio de transformadores en la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Costa Rica. 4 CAPÍTULO 2: Marco teórico 2.1 Pérdidas en el transformador Para entender el funcionamiento de un transformador en condiciones reales se deben considerar los siguientes fenómenos: 2.1.1 Perdidas en el cobre Estas son causadas por el calentamiento resistivo en los devanados primario y segundario del transformador. Son proporcionales al cuadrado de la corriente en los devanados y varían considerablemente con la temperatura. 2.1.2 Flujos de dispersión No todo el flujo producido en el devanado primario del transformador enlaza también el secundario. El flujo de la bonina primaria puede dividirse en dos componentes, un flujo mutuo que permanece en el núcleo y enlaza los dos devanados del transformador, y un en flujo disperso que atraviesa el devanado primario del transformador y cierra su trayectoria por el aire, sin enlazar el devanado secundario. Este fenómeno ocurre también con el devanado secundario. Figura 2.1 Flujos mutuos y de dispersión. [18] 5 2.1.3 Histéresis Los materiales ferromagnéticos presentan, a temperaturas menores que una cierta temperatura, llamada temperatura de Curie, una estructura de dominios magnéticos, que son pequeñas regiones del material dentro de las cuales existe una magnetización espontánea. En ausencia de campo magnético externo, estos dominios tienen, en general, orientaciones al azar, cancelándose macroscópicamente los efectos magnéticos microscópicos (de este modo se minimiza la energía asociada al campo magnético). En presencia de campos magnéticos externos, los dominios se orientan en la dirección del campo aplicado y también cambian sus tamaños. Si se remueve el campo los dominios no vuelven a sus estados originales, lo que da origen al fenómeno de histéresis en este tipo de materiales. Entonces, se denomina histéresis magnética al fenómeno que se produce cuando la imantación de los materiales ferromagnéticos no solo depende del valor del flujo, si no también de lo estados magnéticos anteriores (historia del materia). En el caso de los transformadores, al someter el materia magnético a un flujo variable se produce una imantación que se mantiene al cesar el flujo variable, lo que provoca una perdida de energía cada medio ciclo en la reorientación de los dominios, traducida en calor, deformación del material y sonido. Ciclo de histéresis: 6 Figura 2.2 Ciclo de histéresis. En el punto A el material esta totalmente desmagnetizado y la corriente que circula a través del devanado primario es nula. Empieza a aumentar la corriente hasta llegar al punto F a través de la línea punteada de la curva de histéresis. Este el punto de saturación del núcleo ferromagnético, y los dominios se encuentran alineado todos en la misma dirección. Ahora se empieza a dar una disminución en la corriente hasta llegar a un valor nulo en el punto B. Algunos dominios permanecen alineados, dando lugar a un campo remanente. Seguido, la corriente circula en la dirección contraria y va aumentando. Cuando se llega al punto C, los dominios se encuentran totalmente desalineados y ya no haya campo remanente, pero para esto fue necesaria la aplicación de una fuerza coercitiva. 7 Sigue aumentando la corriente hasta alcanzar nuevamente la saturación del núcleo en el punto D. Ahora todos los dominios magnéticos se encuentran alineados en la dirección opuesta. Es posible determinar que el área de la curva de histéresis es proporcional a potencia total disipada en el núcleo en un ciclo. La potencia perdida por histéresis depende esencialmente del tipo de material y la frecuencia., y esta se puede calcular a través de la formula de Steinmentz: n PH = K H . f .Bmax Donde: PH: Perdidas por histéresis en W/kg. f: Frecuencia en Hz. Bmax: Inducción máxima en Tesla. KH: Coeficiente de cada material. Varía entre 0.0015 y 0.003. n: 1.6 para B<1 Tesla y 2 para B> 1 Tesla. (2.1.3-1) 8 Figura 2.3 Ciclo de histéresis en dos materiales diferentes. [18] Estas pérdidas se pueden reducir en la fabricación del transformador recurriendo al uso de núcleos de materiales capaces de inmutarse y desimantarse fácil y rápidamente, que tengan una figura de histéresis con un área lo mas pequeña posible, tal como el hierrosilicio. También se ha comprobado que el tamaño del grano del material usado influye en la eficiencia del dispositivo, entre más grande sea éste, menores serán las pérdidas por histéresis, pero éste aumento del grano también afecta la resistencia mecánica del material, dándose una disminución en el mismo. 2.1.4 Corrientes de eddy, foucault o parasitas Las corrientes de Foucault se producen en cualquier material conductor cuando se encuentra sometido a variación del flujo magnético. Como los materiales magnéticos son buenos conductores eléctricos, en los núcleos magnéticos del transformador se genera una fuerza electromotriz inducida que origina corriente de circulación en los mismos, que se opone en todo instante a la causa que las origina (ley de Lenz), lo que da lugar a pérdidas de energía por efecto Joule. Las pérdidas por corrientes parasitas o Eddy dependen del material del que esta construido el núcleo magnético. Para reducir la perdida de energía, y la consiguiente pérdida de potencia, es necesario que los núcleos que están bajo flujo variable no sean macizos, pues la resistencia que ofrecen es mucho mas baja, provocando un incremento en tales corrientes. Para contrarrestar este efecto, se recurre a una solución basada en ofrecer máxima resistencia transversal a las corrientes parasitas. Esto se consigue integrando el núcleo 9 magnético mediante un conjunto de láminas delgadas de hierro, superpuestas una sobre la otra y aisladas entre sí mediante un baño de goma laca o barniz. En estas chapas se producen el mismo efecto, pero debido a que el hierro tiene menor sección, el valor alcanzado por las corrientes de Foucault es sensiblemente más reducido. En la práctica, los transformadores se construyen con gran número de láminas muy delgadas de hierro silicio, aisladas entre sí y fuertemente comprimidas. El factor de apilamiento indica el porcentaje del área transversal del úncelo que realmente es de material ferromagnético. Este valor oscila, por lo general, entre 0.75 y 0.95. Figura 2.4 Perdidas en núcleos magnéticos. [18] La corriente eléctrica, al no poder circular de una lámina a otra, tiene que hacerlo independientemente por cada una de ellas, con lo que se induce menos corriente y disminuye la potencia perdida por corrientes de Foucault. 10 Tabla 2.1 Características para la determinación de pérdidas de potencia. [18] Espesor Tolerancia Aleación 1 Tesla 1,5 Tesla (mm) 0.5 0.5 0.35 0.35 0.35 0.35 %SI 0.5 - 1 2.5 2.5 4.0 4.5 4.5 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 W/kg 2.9 2.3 1.7 1.3 1.2 0.9 W/kg 7.40 5.60 4.00 3.25 3.00 2.10 La tabla 2.1 indica las características de construcción, los valores magnéticos y la composición química para la determinación de las pérdidas de potencia en el hierro en función del espesor, la aleación y la inducción. Para el cálculo de de las pérdidas en el hierro por corrientes de Foucault, se recurre a la siguiente formula: n PF = K F . f 2 .Bmax (4.1.4-1) Donde: PF: Perdidas por corrientes de Foucault en W/kg. f: Frecuencia en Hz. Bmax: Inducción máxima en Tesla. KF: Coeficiente de cada material. Depende de la densidad, resistividad eléctrica, grosor de las chapas y masa. 11 Las perdidas totales producidas en el núcleo se pueden calcular mediante la siguiente ecuación: PN = K N . f m n .Bmax (4.1.4-2) Donde: PN: Perdidas totales en el núcleo en W/kg. f: Frecuencia en Hz. Bmax: Inducción máxima en Tesla. KN: Coeficiente de cada material. Varia entre 0.0001 y 0.06. m: Varía entre 0.99 y 1.84. n: Varía entre 1.27 y 2.60. 2.2 Circuito equivalente del transformador real Es posible construir un circuito equivalente que tome en cuenta todas las principales imperfecciones de los transformadores reales. Se considera cada una de estas imperfecciones y se incluye su efecto en el modelo de transformador. El efecto más sencillo de evaluar son las pérdidas en el cobre. Éstas son pérdidas resistivas en los devanados primario y secundario del núcleo del transformador; equivalen a la colocación de un resistor RP en el circuito primario del transformador y un resistor Rs en el circuito secundario. 12 El flujo disperso en los devanados primarios ΦDP produce un voltaje eDP dado por: e DP (t ) = Np dφ DP dt (2.2-1) y el flujo disperso en los devanados secundarios ΦDS produce un voltaje eDS dado por: e DS (t ) = Ns dφ DS dt (2.2-2) Debido a que buena parte del recorrido del flujo disperso es a través del aire, y ya que el aire tiene una reluctancia constante mucho mayor que la del núcleo, el flujo ΦDP es directamente proporcional a la corriente en el circuito primario ip y el flujo ΦDS es directamente proporcional a la corriente secundaria is. φ DP = ( P ⋅ Np ) ⋅ ip (2.2-3) φ DS = ( P ⋅ Ns ) ⋅ is (2.2-4) Donde: P = permeancia del camino del flujo. Np = número de vueltas en la bobina primaria . Ns = número de vueltas en la bobina secundaria. Las constantes en estas ecuaciones son: e DP (t ) = LP diP dt (2.2-5) e DS (t ) = Ls diS dt (2.2-6) 13 Donde: Lp = NP2P es la autoinductancia de la bobina primaria. Ls = NS2P es la autoinductancia de la bobina secundaria. Por lo tanto, el flujo disperso se considera como si fueran inductores primaros y secundarios. La corriente de magnetización IM es proporcional (en la región no saturada) al voltaje aplicado al núcleo y tiene 90° en retraso con respecto al voltaje aplicado, por lo que se puede modelar por una reactancia XM conectada a través de la fuente de voltaje primaria. La corriente de pérdidas en el núcleo Ih+e es una corriente proporcional al voltaje aplicado al núcleo que está en fase con el voltaje aplicado, por lo que se puede considerar como una resistencia RM conectada a través de la fuente de voltaje primaria. El circuito equivalente resultante se muestra en la figura 2.5. Nótese que los elementos que conforman la rama de excitación están ubicados dentro de la resistencia primaria RP y de la inductancia primaria LP. Esto se debe a que el voltaje que en efecto se aplica al núcleo es en realidad igual al voltaje de entrada menos las caídas internas de voltaje en los devanados. Aunque la figura 2.5 es un modelo exacto de un transformador, no es muy útil. Para analizar circuitos prácticos que contienen transformadores casi siempre es necesario 14 convertir todo el circuito en uno equivalente con un solo nivel de voltaje, o sea referir el circuito al lado de alta o de baja, lo cuan se muestra en la figura 2.6 y figura 2.7. Figura 2.5 Circuito equivalente del transformador. [11] Figura 2.6 Circuito equivalente referido al primario. [11] Figura 2.7 Circuito equivalente referido al secundario. [11] 15 2.3 Determinación de los parámetros del transformador real Para determinar los parámetros del transformador se aprovecha el hecho, que el transformador al operar en distintas condiciones, algunos elementos del circuito equivalente son predominantes sobre otros. 2.3.1 Prueba de circuito abierto Las pérdidas en vació consisten básicamente en las que se producen en la parte del núcleo del transformador, debido a la histéresis y las corrientes parasitas, que es función de la magnitud, frecuencia y la forma de onda de la tensión aplicada. Estas pérdidas varían con la temperatura y son particularmente sensibles a variaciones en la forma de onda. Para este ensayo se desprecian las pérdidas dieléctricas, debido a la impedancia de dispersión, por ser mucho menor que las de la rama de excitación, y la pérdida en el devanado debido a la corriente de excitación, o sea, se considera insignificante la caída de tensión en RP y XP. La corriente de excitación, se define como la necesaria para mantener un flujo magnético capas de inducir una diferencia de potencial en el devanado asociado. Esta prueba también permite verificar que las perdidas en el núcleo cumplan con los valores garantizados por el fabricante del transformador, así como para probar la existencia de una falla en la estructura del núcleo. 16 Figura 2.8 Prueba de circuito abierto. [18] Para medir las pérdidas sin carga, el devanado secundario del transformador se alimenta con voltaje y frecuencia nominal y el primario se deja abierto o sin carga. De esta forma la potencia medida será la absorbida por el núcleo al no haber corriente circulando en los bobinados. Con un watímetro en el devanado alimentado se miden las perdidas y además es posible medir la corriente de excitación y el voltaje eficaz de alimentación, utilizando un amperímetro y un voltímetro respectivamente. La manera más fácil de calcular los valores de RM y de XM consiste en estimar primero la admitancia de la rama de excitación. La conductancia del resistor de pérdidas en el núcleo está dada por: GM = 1 RM (2.3.1-1) y la susceptancia del inductor de magnetización está dada por: BM = 1 XM (2.3.1-2) Puesto que los dos elementos están en paralelo, se suman sus admitancias y la admitancia de excitación total es: 17 YM = G M − jBM = 1 1 −j RM XM (2.3.1-3) La magnitud de la admitancia de excitación puede calcularse con en el tensión y corriente de la prueba de circuito abierto: YM = I CA VCA (2.3.1-4) El ángulo de admitancia se puede calcular con base en el factor de potencia del circuito, que esta dado por: FP = cos θ = PCA VCA I CA (2.3.1-5) y el ángulo θ del factor de potencia está dado por: θ = cos −1 PCA VCA I CA (2.3.1-6) El factor de potencia siempre está en retraso en un transformador real, por lo que el ángulo de la corriente siempre está en retraso con respecto al ángulo de voltaje en θ grados. Por lo tanto, la admitancia YM es: YM = I CA I ∠ − θ = CA ∠ − cos −1 FP VCA VCA (2.3.1-7) Comparando la ecuación 2.3.1-3 y la ecuación 2.3.1-7 es posible determinar los valores de RC y XM. 2.3.2 Prueba de cortocircuito La otra parte de las pérdidas de potencia se producen en los conductores de los bobinados primario y secundario, debido a las llamadas pérdida I2R que se dan en el cobre, 18 sumadas a las provocadas por los flujos de dispersión en los devanados, en las uniones del núcleo, en las paredes del tanque, etc. Cuando un transformador opera en condiciones nominales, la corriente de excitación es pequeña (entre un 2% y un 4% de corriente nominal). Si uno de los bobinados se pone en cortocircuito, se requiere solo un pequeño voltaje (del 2% al 12% del voltaje nominal) para obtener las corrientes nominales en los bobinados, debido a que dichas corrientes son limitadas por las impedancias de dispersión. Entonces, bajo estas condiciones, la corriente de magnetización, la densidad de flujo en el núcleo y sus consecuentes pérdidas, son aun más pequeñas que sus valores bajo condiciones nominales y por lo tanto despreciables en este ensayo Figura 2.9 Prueba de cortocircuito. [18] Esta prueba se efectúa colocando el devana secundario en cortocircuito y alimentando el primario con una tensión regulable, partiendo desde cero y aumentando hasta alcanzar la corriente nominal en el mismo. En este punto se toman las medidas de tensión, corriente y potencia consumidas en el devanado primario. La impedancia del transformador se define como la tención requerida para hacer circular la corriente nominal a través de un devanado, mientras el otro se encuentra en 19 cortocircuito. Esta por lo general se expresa en p.u. o en un porcentaje del devanado a través del cual el porcentaje es aplicado y medido. La magnitud de las impedancias en serie referidas al lado primario del transformador es: Z eq −alta = VCC I CC (2.3.2-1) El factor de potencia se da por: FP = cos θ = PCC VCC I CC (2.3.2-2) y está retardado. Así el ángulo de corriente es negativo, y el ángulo de impedancia θ positivo: θ = cos −1 PCC VCC I CC (2.3.2-3) Z eq −alta = VCC ∠θ I CC (2.3.2-4) Entonces: La impedancia serie Zeq-alta es igual a: Z eq −alta = Req −alta + jX eq −alta = ( R P + a 2 RS ) + j ( X P + a 2 X S ) (2.3.2-5) Es posible determinar la impedancia serie total, referida al lado primario, usando esta técnica, pero no hay una manera fácil de dividir la impedancia serie entre componentes primario y secundario 20 Es conveniente que la diferencia de temperatura en los devanados antes y después de la prueba no exceda los 5 oC, ya que las pérdidas resistivas son sensibles a los cambios de temperatura. Este mismo ensayo también puede realizarse en el lado secundario del transformador, si se piensa que es más conveniente, bien por los niveles de voltaje o por cualquier otra razón. Si el ensayo se hace en el lado secundario, los resultados, darán las impedancias del circuito equivalente referidas al lado secundario del transformador y no al primario. También hay que considerar que en esta configuración se requiere un dimensionamiento mayor de los equipos de medición. La medición de la impedancia del transformador determina si dos a más transformadores pueden o no conectarse en paralelo. Para conectar dos o más transformadores en paralelo, es necesario que tengan impedancia, capacidad nominal y frecuencia similares. 2.4 Eficiencia [12] La eficiencia es un criterio usualmente utilizado en la comparación de máquinas eléctricas. La eficiencia se define como la razón entre la potencia de salida y la potencia de entrada. En el caso de un transformador, la eficiencia se especifica para un determinado factor de potencia y se calcula como: η= Psalida Psalida = Pentrada Psalida + Pperdidas (2.4-1) η= VS I S cos θ VS I S cos θ + I S2 Req −baja + Phist −eddy (2.4-2) 21 2.5 Clasificación de los transformadores de acuerdo a su función [4] Trasformadores de potencia Este tipo de transformadores están destinados a trasformar potencia de mas de 500kVA, esta maquina se alimenta por tensión y frecuencias fijas. Trasformadores de comunicación Estos transformadores se diseñan para que puedan operar con tensiones y frecuencias variables. Transformadores de instrumentación Esta es una aplicación de los transformadores que facilita la conexión adecuada de dispositivos de medición y protección. Transformadores de distribución Estos operan a tenciones relativamente bajas, que generalmente no superan los 500kVA. Estos pueden ser transformadores tanto monofásicos, como trifásicos. 22 Figura 2.10 Transformadores de distribución tipo poste. [17] 2.6 Equipos y herramientas utilizados en las pruebas Los amperímetros, voltímetros y watímetros utilizados en las pruebas de cortocircuito y circuito abierto deben ser escogidos de tal manera que puedan operar adecuadamente en los rangos de tensión y corriente que demandan dichas pruebas, característica que depende directamente de la potencia y tensión nominal del transformador que se desee analizar. En el caso de distribución, los valores máximos a medir corresponden a 500KVA, 19,9kV y 62.74A, por lo tanto los equipos deben ser capaces de manejar valores superiores a estos. 23 Además deben contar con una tolerancia adecuada, dependiendo del nivel de exactitud deseado y tomando en consideración lo estipulado por la normativa empleada, y contar con despliegue de datos del tipo digital, esto ultimo para eliminar la incertidumbre introducida debido a las lecturas de dispositivos analógicos por parte de los operadores. En general en la aplicación de estas pruebas no es necesaria la utilización de software, a menos de que se desee obtener algún tipo de documentación o gráficas. El resto del equipo a utilizar consiste en llaves de tuercas para realizar las conexiones y un “puente” que brinde una impedancia despreciable en la prueba de cortocircuito. 2.7 Estándares En el ámbito internacional las normativas más aplicadas en este tipo de pruebas son los estándares IEC, ANSI y DIN, conformando la siguiente lista: ANSI/IEEE C57.12.90 – 1999. “IEEE Standard Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power and Regulating Transformers” ANSI/IEEE C57.12.91 – 1995. “IEEE Standard Test Code for Dry-Type Distribution and Power Transformers” IEC 76-1 “Power Transformers. General” 24 IEC 60-1 “High-Voltage Test Techniques” DIN 42 500 “Oil-Immersed Three-Phase Distribution Transformers 50-2500kVA” DIN 42 523”Three-Phase Dry-Type Transformers 100-2500kVA ” En el ámbito nacional la tanto la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, como El Instituto Costarricense de Electricidad dictan normativas internas para las pruebas realizadas a sus equipos, las cuales se basan principalmente en la norma ANSI/IEEE C57.12.90 – 1999. 2.8 Panorámica Nacional A nivel de distribución el país cuenta con dos laboratorios especializados: uno perteneciente a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz ubicado en el plantel de los Anonos y segundo laboratorio por parte de Coopesantos R.L. ubicado en San Marcos de Tarrazú. En ambos laboratorios de realizan pruebas de: Tensión aplicada. Relación de transformación. Perdidas en vació. Perdidas en corto circuito. Resistencia eléctrica del aislamiento. Tensión Nominal. 25 El trabajo en estos laboratorios no solo se limita a estas pruebas, se amplia a trabajos de reparación, mantenimiento preventivo, lavado, secado, pintado, etc. Ambos laboratorios tienen la capacidad para analizar en su totalidad los transformadores correspondientes al nivel de distribución monofásico, pero se ven limitados para realizar pruebas de cortocircuito y circuito abierto en dispositivos trifásicos debido a la falta de equipo adecuado. CAPÍTULO 3: Normativa Como se menciono anteriormente, existe una amplia lista de posibles normas aplicables en las pruebas realizadas a transformadores de distribución. En nuestro país la CNFL, el ICE y el resto de pequeños operadores del sistema eléctrico de distribución, especifican las pruebas realizadas a transformadores bajo estándares ANSI/IEEE, por tal motivo estas serán el objeto de estudio en el presente capitulo. 26 A pesar de que de estas normas se encuentran especificadas independientemente para las pruebas realizadas en transformadores sumergidos en aceite y transformadores tipo seco (C57.12.90 y C57.12.91 respectivamente), estas coinciden en la prueba de cortocircuito, prueba de vació, medición de resistencia y delación de transformación, siendo ambos estándares idénticos en estos apartados. Los siguientes son puntos importantes a recalcar de los respectivos apartados. 3.1 Prueba de Relación de Transformación En la sección 7.1 de la norma C57.12. 90 se define la relación de transformación como la relación entre el número de vueltas en el devanado de alta tensión con respecto al número de vueltas en el devanado de baja tensión. Por lo tanto el propósito de la prueba es verificar que el transformador tenga el número correcto de vueltas en cada devanado. A su vez se indica en la sección 7.1.1 que si el transformador tiene cambiadores de tensión, la prueba de relación de transformación se debe aplicar para cada una de las posiciones del cambiador de derivaciones. Los resultados obtenidos en esta prueba tienen un ámbito de tolerancia del ±0.5%. La norma establece tres métodos para realizar el ensayo de relación de transformación. Un método consiste en la aplicación de una tensión conocida al 27 devanado de mayor tensión y usando voltímetros y transformadores de tensión adecuados se toma medida de las tensiones en los otros devanados. Un segundo método consiste en comparar el transformador con un transformador normalizado calibrado. El transformador bajo prueba y el transformador normalizado se conectan en paralelo aplicando tensión a sus devanados de alta tensión; los devanados de baja tensión, en paralelo, se conectan a un detector sensible al que se obliga a señalar cero ajustando la relación de transformación del transformador normalizado. La relación de transformación ajustada del transformador normalizado es entonces igual a la relación de transformación del transformador que se está ensayando. En el tercer método se emplea un potenciómetro conectado a los devanados del transformador, que están conectados en serie como un autotransformador. Se conecta un detector adecuado desde la unión de los dos devanados al potenciómetro. Cuando el detector muestra un desvío cero, la relación de resistencias proporciona la relación de espiras del transformador. 3.2 Pérdidas en vacío y corriente de excitación: La norma C57.12.90 en su apartado 8.1 se refiere a estás pérdidas de manera general. Además define la corriente de excitación como la que fluye a través de cualquier devanado que sea utilizado para excitar el transformador mientras los 28 demás devanados están formando un circuito abierto. Esta prueba tiene como fin determinar la corriente en vacío, la potencia y el factor de potencia. Las pérdidas en vacío comprenden pérdidas en el núcleo, pérdidas dieléctricas, pérdidas en los devanados causadas por la corriente de excitación y pérdidas en el conductor debido a corrientes circulantes en los devanados en paralelo Las pérdidas en vacío consisten básicamente en las que se producen en la parte de núcleo del transformador, que es función de la magnitud, frecuencia y la forma de onda de la tensión aplicada. Estas pérdidas varían con la temperatura y son particularmente sensibles a variaciones en la forma de onda. La sección 8.2 indica que el propósito de esta prueba es medir las pérdidas sin carga para una tensión y una frecuencia determinada. Los valores medidos de esta prueba deben ser valores rms. De acuerdo con la sección 8.2.3 cualquiera de los devanados puede estar energizado, sin embargo se recomienda realizar esta prueba utilizando el lado de baja tensión. En cualquier caso la prueba se debe aplicar al devanado completo, si por alguna razón inusual solo se puede energizar una porción del devanado, esta no debe ser menor al 25% del devanado total. Con respecto a las precauciones que se deben tener con la tensión y la frecuencia, la sección 8.2.4 indica que esta prueba se realiza a tensión nominal, utilizando un fuente de voltaje a la misma frecuencia a la que el transformador bajo prueba esta diseñado para trabajar, con una tolerancia de ±0.5%. 29 3.3 Pérdidas en cortocircuito e impedancia La prueba de corto circuito se efectúa poniendo uno de los dos bobinados con corto circuito, alimentando el otro con una tensión regulable desde cero, hasta alcanzar el valor de la corriente nominal del bobinado mismo. La sección 9.1 de la norma C57.12.90 se encarga de describir las pérdidas con carga del transformador, indicando que estas inciden en la carga específica que está soportando el transformador. Estas pérdidas pueden ser calculadas cortocircuitando los devanados, ya sea del lado de alta tensión o el de baja tensión y aplicando suficiente tensión a través de los devanados de manera que circule la corriente nominal especificada. La potencia resultante equivale a las pérdidas del transformador a la temperatura que se realice la prueba. Dada la baja tensión aplicada, del orden del 4 al 10% de la tensión nominal del bobinado donde se efectúa la alimentación; la corriente de magnetización, el flujo en el núcleo y las consecuentes pérdidas no se deben considerar. La impedancia del transformador se define como el voltaje requerido para hacer circular la corriente nominal a través de un devanado mientras el otro devanado está cortocircuitado. Esta por lo general es expresada en p.u. o en porcentaje del devanado a través del cual el voltaje es aplicado y medido. Esta impedancia comprende una componente reactiva y componente resistiva. Esta última 30 corresponde a las pérdidas en cortocircuito y la componente reactiva corresponde al flujo disperso de los devanados. La impedancia del transformador es medida durante la prueba de cortocircuito, midiendo el voltaje requerido para hacer circular corriente en los devanados. La medida del voltaje corresponde a la impedancia a la temperatura de la prueba y la potencia disipada en el transformador a dicha temperatura. La sección 9.2 establece los factores que afectan el valor de las pérdidas con carga y la impedancia del transformador. Uno de ellos es la posición en la que se encuentre el cambiador de derivaciones. También se consideran otros factores relacionados con el diseño, como por ejemplo; el material, las dimensiones del conductor, el diseño de los devanados, etc. Los dispositivos que se utilicen para efectuar esta prueba deben de tener una precisión de ±3%. En el punto 9.2.3 se detalla que las pérdidas en cortocircuito son función de la temperatura, ya que al aumentar la temperatura aumentan las pérdidas. De acuerdo con lo que establece el punto 9.2.4 se pueden obtener bajos factores de potencia al realizar esta prueba, por lo tanto se debe tener cuidado al momento de elegir el método para realizar esta prueba. Debido al desfase que puedan presentar los instrumentos utilizados. 31 Adicional a estas normativas, los laboratorios cuentan con tablas que les proporcionan los valores máximos permitidos en ambas pruebas y las cuales son la base para la aprobación o rechazo de un transformador. Tabla 3.1 Valores máximos de pérdidas permitidos para transformadores monofásicos según la CNFL. [3] Pérdidas al Pérdidas Pérdidas Capacidad Eficiencia vació con carga totales (kVA) % (W) (W) (W) 10 34 136 170 98.33 15 45 180 225 98.52 25 65 260 325 98.72 37.5 90 360 450 98.81 50 110 440 550 98.91 75 150 600 750 99.01 100 200 800 1000 99.01 167 301 1202 1503 99.11 250 400 1600 2000 99.21 333 533 2131 2664 99.21 500 700 2800 3500 99.30 667 800 3202 4002 99.40 833 960 3840 4800 99.43 Tabla 3.2 Valores máximos de pérdidas permitidos para transformadores monofásicos según el ICE. [3] Pérdidas al Pérdidas Pérdidas Eficiencia Capacidad vació con carga totales % (kVA) (W) (W) (W) 10 60 105 165 98,38 15 75 150 225 98,52 25 90 185 275 98,91 37.5 125 265 390 98,97 50 150 350 500 99,01 75 190 610 800 98,94 100 225 725 950 99,06 32 Estos valores permisibles para las pérdidas cambian tanto para transformadores trifásicos, como para otro tipo de aplicaciones, como lo es la electrificación subterránea. Además están sujetos a actualizaciones. Tabla 3.3 Valores máximos de pérdidas permitidos para transformadores trifásicos subterráneos. [10] Pérdidas al Pérdidas Pérdidas Capacidad vació con carga totales (kVA) (W) (W) (W) 75 245 1000 1250 112.5 345 1350 1695 150 430 1625 2055 225 525 2450 2975 300 710 3200 3910 500 1025 5000 6025 750 1310 6800 8110 1000 1650 9500 11150 1500 2150 12500 14650 2000 2450 14500 16950 2500 300 18000 21000 33 Tabla 3.4 Valores máximos de pérdidas permitidos para transformadores monofásicos subterráneos. [10] Pérdidas al Pérdidas Pérdidas Capacidad vació con carga totales (kVA) (W) (W) (W) 25 90 300 390 50 150 510 660 75 200 710 910 100 270 950 1220 167 395 1450 1845 250 500 2050 2550 333 600 3000 3600 500 810 3800 4610 CAPÍTULO 4: Desarrollo en Costa Rica Aparte de los dos laboratorios especializados en transformadores de distribución mencionados anteriormente, en el país existe un tercer laboratorio por parte del ICE, el Laboratorio de Investigación y Mantenimiento a Equipos de Alta Tensión (LIMAT) el cual cuenta con dos plantas de operación, una ubicada en Río Macho, Paraíso de Cartago y otra en la el plantel del ICE en Colima de Tibás, San José. Este es el único laboratorio a nivel nacional que cuenta con el equipo necesario para realizar pruebas de cortocircuito y pruebas de vació en transformadores, pero se encuentra especializado en transformadores de potencia. Por otro lado, los dos laboratorios especializados en transformadores de distribución, poseen la gran limitante de no contar con el equipo necesario para realizar pruebas de cortocircuito y pruebas de vació a transformadores trifásicos, sin embargo se realiza otro tipo de pruebas y trabajos en estos equipos. 34 También cabe destacar que en ambos laboratorios se afirma que los procedimientos se desarrollan dentro de lo establecido por las normas ANSI/IEEE correspondientes. PRUEBA Medición de Resistencia Polaridad y Fase Relación de Transformación Perdidas en Vació Tabla 4.1 Pruebas realizadas en el país. Laboratorio CNFL Coopesantos-DITEM SI SI ICE-LIMAT SI SI SI SI SI SI SI Solo transformadores monofásicos Solo transformadores monofásicos Aislamiento Cortocircuito SI Solo transformadores monofásicos SI Solo transformadores monofásicos Emisiones Sonoras. Tensión Aplicada NO NO Transformadores trifásicos, hasta 45MVA (únicos en Centroamérica) SI Transformadores trifásicos, hasta 45MVA (únicos en Centroamérica SI SI SI SI 4.1 Laboratorio de Transformadores de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. 35 4.1.1 Pruebas eléctricas realizadas Prueba de tensión aplicada. Prueba de relación de Prueba de resistencia eléctrica del aislamiento. Prueba de tensión nominal. transformación. Prueba de pérdidas en vació. Llave LBOR. Prueba de cortocircuito. Pruebas a pararrayos. 4.1.2 Prueba de relación de transformación 4.1.2.1 Equipo Multi-Amp modelo TR-700: Consiste en un verificador de la relación de transformación. Cuenta con un conmutador para encender y apagar el equipo que a la vez funciona como interruptor de acción rápida cuya función es proteger el instrumento al auto-desenergizarse. También posee un selector de voltaje de prueba, sirve para aplicar un voltaje de 12 V o 120 V al transformador bajo prueba. Figura 4.1 Multi-Amp modelo TR-700 36 4.2.1.2 Procedimiento Se conectan los electrodos primarios del equipo a los bornes primarios del transformador y los electrodos secundarios del equipo a los bornes secundarios del transformador. Seguido se colocan las perillas en los valores correspondientes a la relación de transformación del transformador. Por ultimo se realiza una medición en cada posición del conmutador tap. 4.1.3 Medición de Pérdidas 4.1.3.1 Equipo HIPOTRONICS modelo TTS-25: Este equipo es utilizado para la medición de pérdidas tanto en vacío como en cortocircuito y cuenta con la capacidad necesaria para maniobrar con transformadores de 500kVA monofásicos, como máximo También brinda datos como: corriente de excitación, corriente de plena carga, impedancia, eficiencia, relación de transformación y polaridad. 37 Figura 4.2 HIPOTRONICS modelo TTS-25. 1. Medidor Yokogawa. 8. Control de alto voltaje. 2. Indicador de temperatura. 9. Control de encendido. 3. Interruptor de sobre carga. 10. Cambiador de derivaciones. 4. Conexión secundaria de sobre carga. 11. Disyuntor de emergencia. 5. Temporizador. 12. Selector de modo de prueba. 6. Selector de rango de corriente. 13. Selector de relación de 7. Control de voltaje. transformación. 4.1.3.2 Procedimiento para la prueba de circuito abierto Se colocan los cables de prueba del equipo en los bornes secundarios del transformador. El devanado primario permanece abierto. Se aplica la tensión nominal al devanado secundario. Por ultimo se toman medidas de tensión aplicada, corriente de excitación y potencia de pérdidas. 4.1.3.3 Procedimiento para la prueba de cortocircuito Se colocan los cables de prueba del equipo en los bornes primarios del transformador. Los bornes secundarios del transformador se conectan en cortocircuito mediante un conductor que brinde una baja resistencia y pueda soportar la corriente nominal secundaria del transformador. 38 Iniciando desde cero, se aumenta la tensión aplicada en el devanado primario, hasta lograr que a través de este circule la corriente nominal. Finalmente se procede a tomar medidas de tensión de cortocircuito, corriente aplicada y potencia de pérdidas 4.2 Coopesantos R.L. División de Transformadores y Equipos de Media Tensión (DITEM) 4.2.1 Pruebas eléctricas realizadas Prueba de tensión aplicada. Prueba de relación de transformación. Prueba de pérdidas en vació. Prueba de cortocircuito. 4.2.2 Prueba de Relación de Transformación 4.2.2.1 Procedimiento Prueba de resistencia eléctrica del aislamiento. Prueba de factor de potencia. Prueba de resistencia de contactos. 39 Se conectan los electrodos primarios del equipo a los bornes primarios del transformador y los electrodos secundarios del equipo a los bornes secundarios del transformador. Se colocan las perillas en los valores correspondientes a la relación de transformación del transformador. Se realiza una medición en cada posición del conmutador tap. 4.2.3 Medición de Resistencia 4.2.3.1 Equipo MULTI-AMP modelo 820280: Este es un equipo utilizado en la medición precisa de valores pequeños de resistencia, operando mediante el método del Puente Kelvin, el cual utiliza cuatro terminales de prueba. En el DIMETEM es utilizado para detectar fallas en contactos, pero también puede ser usado para medir directamente la resistencia de los devanados y calcular las perdidas óhmicas que se dan en los mismos. La ventaja de este método es que elimina el error introducido por los terminales de medición. 40 Figura 4.3 Multi-Amp 820280. 4.2.3.2 Procedimiento Se coloca un terminal de tensión de prueba y un terminal de corriente de prueba, en cada uno de los bornes del devanado a evaluar. Mediante los selectores es escogen los rangos apropiados de operación. Finalmente se activa el equipo y se obtiene la medición. Durante el ensayo no se deben de mover los terminales de prueba, ni permitir que ningún otro objeto o persona realice contacto con estos. 4.2.4 Medición de Pérdidas 4.2.4.1 Equipo MULTI-AMP modelo LTS-100-E: Este equipo es utilizado para la medición de pérdidas tanto en vacío como en cortocircuito y cuenta con la capacidad necesaria para maniobrar con transformadores de 100kVA monofásicos, como máximo También brinda datos como: corriente de excitación, corriente de plena carga. 41 Figura 4.4 Multi-Amp LTS-100-E. 1. Indicador de tensión. 6. Botón apagado. 2. Indicador de corriente. 7. Control de tensión aplicada. 3. Indicador de potencia. 8. Selector rango de tensión. 4. Indicador de temperatura. 9. Selector rango de temparatura. 5. Botón encendido. 4.2.4.2 Procedimiento para la prueba de circuito abierto Se colocan los cables de prueba del equipo en los bornes secundarios del transformador. El devanado primario permanece abierto. Se aplica la tensión nominal al devanado secundario. 42 Por ultimo se toman medidas de tensión aplicada, corriente de excitación y potencia de pérdidas. 4.2.4.3 Procedimiento para la prueba de cortocircuito Se colocan los cables de prueba del equipo en los bornes primarios del transformador. Los bornes secundarios del transformador se conectan en cortocircuito mediante un conductor que brinde una baja resistencia y pueda soportar la corriente nominal secundaria del transformador. Iniciando desde cero, se aumenta la tensión aplicada en el devanado primario, hasta lograr que a través de este circule la corriente nominal. Finalmente se procede a tomar medidas de tensión de cortocircuito, corriente aplicada y potencia de pérdidas 43 CAPÍTULO 5: Recomendaciones para la implementación de un laboratorio de transformadores de distribución A continuación se presenta una lista de posibles equipos a utilizar en un laboratorio de transformadores de distribución, los cumplen con las especificaciones de tolerancia indicadas por la normativa ANSI/IEEE 5.1 Equipo de prueba de relación de transformación. 5.1.1 MEGGER TTR100 Figura 5.1 MEGGER TTR100. • Monofásico. • Totalmente automático, fácil de usar, portátil. • Funciona a batería, con función de economía y apagado de seguridad. • Verifica relación de transformación, desplazamiento de fase, corriente de excitación, acoplamiento, resistencia del devanado y polaridad. • RS232 para transferencia e impresión de datos. 44 • Almacena 200 resultados de pruebas y 100 ajustes para pruebas de transformadores definidos por el usuario. • Seis idiomas seleccionables por el usuario. • Exactitud de la Relación de espiras: ± 0,1% (0,8 a 2000) ± 0,15% (2001 a 4000) ± 0,20% (4001 a 10000) ± 0,25% (10001 a 20000) 5.1.2 VANGUARD INSTRUMENTS ATRT-01 Figura 5.2 VANGUARD INSTRUMENTS ATRT-01. • Monofásico • Precisión: 0.8 - 1999: ±0.1 %, 2000 - 3999: ±0.25 %, 4000 - 15000: ±1 % • Calibración Propia: no es necesaria calibración del operador. 45 5.1.3 MEGGER TTR Figura 5.3 MEGGER TTR. • Operación totalmente automática. • Mide tres fases simultáneamente. • Medida de las relaciones más altas (10.000:1) con la mayor precisión (0.1%). • Sistemas incorporados de almacenamiento y descarga. 46 5.2 Equipo para medición de resistencia 5.2.1 MEGGER DLRO 10 Figura 5.4 MEGGER DLRO 10. • Resultados en menos de 3 segundos con una precisión básica del 0,2 %. • Ligero, portátil y fácil de usar. • Resistencia al agua de nivel IP54. • Medida de 4 cables que cancela la resistencia de los conductores. • Inversión automática permanentes. de corriente para cancelar fuerzas electromotrices 47 5.2.2 AEMC 5600 Figura 5.5 AEMC 5600. • Cuatro terminales Kelvin para medición de resistencia. • Corriente de prueba de 10A • 0.25% de tolerancia. • 1mΩ de resolución. • Seis rangos seleccionables de operación. • Protección contra sobrecarga. 48 5.3 Equipo para medición de perdidas en transformadores 5.3.1 HIPOTRONICS TTS7.5 Figura 5.6 HIPITRONICS TTS7.5 • Monofásico. • Voltímetro: Rango: 0-199.9V ac, 0-1999V ac Tolerancia:± 0.5% • Amperímetro: Rango: 0-1.999A ac, 0-19.99A ac, 0-199.9A ac. Tolerancia: ± 0.5% • Watímetro: Rango: 0-199.9W, 0-1999W, 0-19.99kW 49 Tolerancia:± 0.5% • Termómetro: Rango: 0-100oC Tolerancia: ± 1 oC 5.3.2 HIPOTRONICS TTS155 Figura 5.7 HIPOTRONICS TTS155 • Trifásico. • Voltímetro Rango: 0-300V ac, 0-600V ac, 0-1200V ac, 0-2400V ac Tolerancia: ± 1% • Amperímetro: Rango: 0-19.99A ac., 0-199.9A ac, 0-1999A ac 50 Tolerancia:± 1% • Watímetro Rango: 0-199.9W, 0-1999W, 0-19.99kW, 0-199.9kW Tolerancia: ± 1% • Termómetro Rango: 0-100oC Tolerancia: ± 1 oC 5.4 Recomendaciones 1) Con respecto al tema de seguridad no se encontró alguna normativa o documentación que dicte las precauciones necesarias a seguir durante la realización de las pruebas. Se observo en las visitas a los laboratorios que la principal medida de seguridad empleada, consiste en la implementación de una compuerta que aísla la zona donde se encuentra energizado el transformador de la zona donde de encuentra realizando las mediciones el operador, durante las pruebas de cortocircuito y vació. La compuerta cuenta con un dispositivo tipo micro-switch, que solo permite la energizacion del equipo cuando esta se encuentra cerrada, asegurando así la integridad del operador. Para las pruebas de relación de transformación y medición de resistencia, no se toma ninguna medida de seguridad, ya que estas se realizan a niveles de tensión muy bajos, que no representan peligro alguno. 51 2) Los principales puntos que se deben evaluar en el escogencia de un equipo de prueba, son la capacidad de tensión y corriente que permiten manipular, la frecuencia de operación, exactitud o tolerancia en las mediciones realizadas, numero de fases, multifuncionalidad, así como las dimensiones físicas, ya que algunos son equipos voluminosos que pueden no adecuarse al espacio disponible. 3) Dadas las limitaciones de los laboratorios especializados en transformadores de distribución en el país, la adquisición de un equipo que permita realizar las pruebas de cortocircuito y circuito abierto a transformadores trifásicos, apunta a ser la opción mas adecuada. 4) También, al tratarse de un laboratorio universitario, el trabajo debería no solo limitarse al diagnostico de transformadores, si no orientarse hacia la investigación en materiales y arquitecturas que mejoren el desempeño de estos dispositivos. 5) La utilización de algún software representaría simplemente un valor agregado en la elaboración de tareas como documentación o graficación de resultados, pero no son una herramienta necesaria, ni común en la ejecución de los ensayos en estudio. 6) Adicionalmente es necesario tener a disposición herramientas básicas como llaves de tuercas, desatornilladores, alicates y peladoras. Además se debe contar con medios para la movilización de los transformadores como “perras”, montacargas y grúas, dependiendo de las dimensiones y peso de los equipos con los que se ese trabajando. 52 7) La norma INTE-ISO/IEC 1705:2005 “Requisitos generales para la competencia los laboratorios de ensayos y calibración” amerita un análisis durante el proceso de planificación e implementación de un laboratorio de transformadores de distribución, ya que contiene los requisitos que deben cumplir este tipo de entes para determinar si son técnicamente competentes y a su vez capaces de generar resultados técnicamente válidos. El cumplimiento de estas directrices conduce a que el laboratorio pueda optar por la acreditación internacional ISO/IEC 7025. 53 CAPÍTULO 6: Conclusiones 1) El cálculo del circuito equivalente y la eficiencia en transformadores de distribución se realiza únicamente mediante la prueba de relación de transformación, prueba de circuito abierto y prueba de cortocircuito, ya conocidas. El único ensayo alternativo que se puede realizar en este sentido, es el cálculo directo de la resistencia de los bobinados mediante el método del puente kelvin, lo cual permite tener un circuito equivalente mas acertado, pero que no hace diferencia alguna en el cálculo de la eficiencia. 2) La tarea principal de los laboratorios de transformadores de distribución nacionales consiste en la medición de la eficiencia, para decidir si el equipo es apto para ser colocado en el sistema eléctrico, basados en la normativa que extiende la Compañía Nacional de Fuerza luz y el Instituto Costarricense de Electricidad., tarea para la cual no es necesaria la obtención del circuito equivalente del dispositivo. Estos laboratorios no realizan investigación o estudios sobre como mejorar el desempeño de estos equipos, si no simplemente se limitan a al diagnóstico. 3) En general la eficiencia de un transformador es muy alta (superior al 95%) comparada con otro tipo de maquinas eléctricas, como motores. Y las exigencias con respecto a este rubro aumentan conforme la potencia del transformador es mayor, siendo de este modo, los transformadores de potencia los que deben operar a eficiencias superiores al resto. 54 4) La magnitud de las pérdidas en un transformador en un parámetro relativo a la forma de onda, frecuencia, temperatura y tensión de operación del dispositivo. 5) Durante la visita a los laboratorios se pudo valorar, que a pesar de que los parámetros de frecuencia y temperatura repercuten considerablemente en el cálculo de las pérdidas durante los ensayos de cortocircuito y circuito abierto, estos no son valores que se monitoreen durante la ejecución de las pruebas, pudiendo convertirse en fuente no percibidle de errores. 6) Las pruebas de relación de transformación, resistencia de los devanados, cortocircuito y vació se aplican de igual forma en transformadores inmersos en aceite y tipo seco, siendo las normativas respectivas coincidentes en estos apartados. Cabe destacar que existe una evidente complicación en el monitoreó de la temperatura de los devanados en los transformadores sumergidos en aceite durante la ejecución de los ensayos, motivo por el cual muchas veces se omite este control, como se pudo constatar en las visitas a los laboratorios. 7) También se detecto que existe una discordancia entre las tablas utilizadas en la CNFL y el DITEM, para la corroboración de pérdidas, esto debido a una posible desactualizacion por parte del laboratorio de Coopesantos. 8) El uso de transformadores con niveles excesivos de pérdidas representa un amento de operación, así como una mayor inversión que generación. 9) En su mayoría las pérdidas en transformadores se manifiestan en calor, lo cual conduce a métodos de refrigeración mas elaborados, que también contribuyen en el encarecimiento de los dispositivos. 55 10) La definición del transformador como una máquina magnética estática constituida por dos circuitos eléctricos acoplados magnéticamente, pero aislados eléctricamente, es el punto de para el establecimiento de las pruebas. Para que el transformador tenga un funcionamiento adecuado, debe asegurarse primero que los circuitos eléctricos cumplan las características de diseño, como lo es la relación de transformación y resistencia interna de los devanados. Como segundo punto, para que exista un buen acople magnético se debe garantizar que el núcleo cumpla con los requerimientos, para lo cual se cuenta con las pruebas de perdidas en vació. 11) Se evidencia que el transformador es un dispositivo, que por sus condiciones es apto para que sea objeto de pruebas, que reflejen las características de operación, dando crédito de esta manera al trabajo que puedan desempeñar dentro del sistema eléctrico BIBLIOGRAFÍA Libros: 1. Fitzgerald, A. “Máquinas Eléctricas”, Sexta edición, McGraw-Hill, México, 2003. 2. Chapman, J. “Maquinas Eléctricas”, Segunda edición, McGraw-Hill, México, 1993. Proyectos de Graduación (No publicados): 3. Alfaro Alpizar, R. “Diseño de una Metodología para la Reparación y Reconstrucción de Transformadores de Distribución a partir de un Núcleo Existente”, Informe de Practica de Especialidad, Escuela de Ingeniería en Mantenimiento Industrial, Instituto Tecnológico de Costa Rica, 2007. 4. Carvajal Salas, K. Delgado Rodríguez F. “Especificaciones Técnicas para el Diseño del Equipo de Pruebas para Voltaje Inducido y Voltaje Aplicado en Transformadores de Distribución”, Proyecto Eléctrico, Escuela de Ingeniería Eléctrica, Universidad de Costa Rica, 1997. (Biblioteca Luis D. Tinóco: 621.314.028.7 C331e) 5. Castillo Arias, J. “Optimización del Uso de Transformadores de Poste Instalados en Bóvedas”, Proyecto Eléctrico, Escuela de Ingeniería Eléctrica, Universidad de Costa Rica, 1994. (Biblioteca Luis D. Tinóco: 621.314 C-325o) 6. Hidalgo Méndez, P. “Estudio de Perdidas en Trasformadores de Distribución”, Proyecto Eléctrico, Escuela de Ingeniería Eléctrica, Universidad de Costa Rica, 1994. (Biblioteca Luis D. Tinóco: 621.314 H632e) 7. Pochet Calvo, E. “Pruebas para Transformadores de Potencia”, Proyecto Eléctrico, Escuela de Ingeniería Eléctrica, Universidad de Costa Rica, 1987. (Biblioteca Luis D. Tinóco: 621.314 P739p) 8. Solís Sanahuja, D. “Control de Calidad de Transformadores de Distribución”, Proyecto Eléctrico, Escuela de Ingeniería Eléctrica, Universidad de Costa Rica, 1992. (Biblioteca Luis D. Tinóco: 621.314 S687e) 9. Valverde Bermúdez, D. “Diagnóstico de Operación del Laboratorio de Trasformadores de Distribución de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.”, Proyecto Eléctrico, Escuela de Ingeniería Eléctrica, Universidad de Costa Rica, 2006. (Biblioteca Luis D. Tinóco: 621.314 V18d) 10. Vega Gómez, S. Bonilla González, M. “Manual de Pruebas para Transformadores de Potencia”, Proyecto Eléctrico, Escuela de Ingeniería Eléctrica, Universidad de Costa Rica, 1992. (Biblioteca Luis D. Tinóco: 621.314 V422m) Reportes Técnicos: 11. Céspedes Moya , M. El Transformador Monofásico: Relación de Transformación y Circuito Equivalente”, Manual de Laboratorio de Maquinas Eléctricas I, Escuela de Ingeniería Eléctrica, Universidad de Costa Rica, 2007. 12. Céspedes Moya , M. El Transformador Monofásico: Regulación de Tensión y Eficiencia”, Manual de Laboratorio de Maquinas Eléctricas I, Escuela de Ingeniería Eléctrica, Universidad de Costa Rica, 2007. 13. Instituto Costarricense de Electricidad; Colegio de Ingenieros Electricistas, Mecánicos e Industriales; Compañía Nacional de Fuerza y Luz. “Manual para Redes de Distribución Eléctrica Subterránea 19.9/35.5kV”, Costa Rica, 2006. 14. Pineda Rodríguez, W “Especificaciones de Transformadores de Distribución Monofásicos para Poste con Potencias de 500kVA y Menores, con Voltajes Igual o Menores a 19920/34500V en Lado de Mediana Tensión y Voltajes Menores o Iguales a 480V en el Lado de Baja Tensión”, Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A, Costa Rica, 2004. Estándares: 15. ANSI/IEEE C57.12.90, “IEEE Standard Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power and Regulating Transformers”, IEEE, New York, 1999 16. ANSI/IEEE C57.12.91, “IEEE Standard Test Code for Dry-Type Distribution and Power Transformers”, EIE, New York, 1995 Páginas Web: 17. “Transformador de Distribución”, http://www.monografias.com/trabajos11/tradi/ tradi.shtml 18. “Ensayo de Trasformadores”, APÉNDICE 1[18]
