TRABAJO DE TEORIA ELECTROMAGNETICA
PUNTOS CALIENTES EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Integrantes:
Iván Villarreal CI 18.603.729
Septiembre 2011
INDICE
La invención del transformador fue en el año 1884, con la finalidad de ser aplicado en los sistemas de transmisión que en esa época eran de corriente directa y presentaban limitaciones técnicas y económicas. El primer sistema comercial de corriente alterna con fines de distribución de la energía eléctrica que usaba transformadores, se puso en operación en los Estados Unidos de América. En el año de 1886 en Great Barington, Mass, en ese mismo año, la potencia eléctrica se transmitió a 2000 volts en corriente alterna a una distancia de 30 kilómetros, en una línea construida en Cerchi. A partir de estas pequeñas aplicaciones iníciales, la industria eléctrica en el mundo, ha recorrido en tal forma, que en la actualidad es factor de desarrollo de los pueblos, formando parte importante en esta industria el transformador.
Durante su operación, los transformadores de potencia están sujetos a esfuerzos que degradan su sistema de aislamiento. Las causas principales de degradación son: temperatura excesiva, presencia de oxígeno y humedad que combinadas con los esfuerzos eléctricos aceleran el proceso. Otras causas que lo aceleran son los esfuerzos mecánicos y los productos de descomposición del aceite. El proceso de degradación evoluciona gradualmente hasta presentarse la falla, que en ocasiones puede ser catastrófica. La detección oportuna de una degradación puede ser la diferencia entre someter el transformador a una reparación mayor o sustituir una pieza dañada. La detección de cierto tipo de fallas puede ser efectuada mediante el monitoreo en línea de parámetros clave que sirven para diagnosticar la condición del aislamiento.
DESARROLLO TEORICO
¿Qué es el transformador?
Es un dispositivo que no tiene partes móviles, el cual transfiere la energía eléctrica de un circuito a otro, bajo el principio de inducción electromagnética. La transferencia de energía la hace por lo general con cambios en los valores de voltajes y corrientes.
Un transformador elevador recibe la potencia eléctrica a un valor de voltaje y la entrega a un valor más elevado, el transformador reductor recibe la potencia a un valor alto de voltaje y la entrega a un valor bajo.
Figura 1: Transformador.
Principios de inducción electromagnética.
La aparición de una corriente se debe a la variación del flujo magnético, la cual origina una fuerza electromotriz inducida (FEM). La ley de Faraday establece que la fuerza electromotriz inducida en un circuito es igual a menos la derivada del flujo magnético con respecto al tiempo.
Eind=-dtita/dt
El campo magnético en un transformador se produce sólo cuando las espiras de alambre arrolladas alrededor del núcleo magnético, transportan corriente eléctrica. Para determinar la polaridad de un electroimán se puede usar la llamada regla de la mano izquierda o regla de Fleming (ver figura 2), la cual permite determina el movimiento de un conductor que está inmerso en un campo magnético o el sentido en el que se genera la fuerza dentro de él (fuerza de Lorentz).
Figura 2: Regla de Fleming.
Principio de funcionamiento del transformador.
El principio de funcionamiento del transformador, se puede explicar por medio del llamado transformador ideal monofásico, es decir, una máquina que se alimenta por medio de una corriente alterna monofásica.
Un transformador está constituido por un núcleo de material magnético que forma un circuito magnético cerrado, y devanados, denominados “primario” que recibe la energía y el otro el secundario, que se encarga de entrega la energía. Los dos devanados se encuentran eléctricamente asilado entre sí.
El voltaje en un generador eléctrico se induce, ya sea cuando una bobina se mueve a través de un campo magnético o bien cuando el campo producido en los polos en movimiento cortan una bobina estacionaria. En ambos casos, el flujo total es sustancialmente contante, pero hay un cambio en la cantidad de flujo que eslabona a la bobina. Este mismo principio es válido para el transformador, solo que en este caso las bobinas y el circuito magnético son estacionarios (no tienen movimiento), el cambio en el flujo se puede obtener aplicando una corriente alterna a la bobina. La corriente, a través de la bobina, varía en magnitud con el tiempo, y por lo tanto, el flujo producido por esta corriente, varia también en magnitud con el tiempo.
Figura 3: Devandos en un transformador.
El flujo cambiante con el tiempo que se aplica en uno de los devanados, induce un voltaje E1 (en el primario). Si se desprecia por facilidad, la caída de voltaje por resistencia del devanado primario, el valor de E1 será igual y de sentido opuesto al voltaje aplicado V1.
V1 = -E1
E1 a N1 (0/T)
A medida que el flujo cambia en la bobina primaria, también cambia en la bobina secundaria, dado que ambas bobinas se encuentran dentro del mismo medio magnético, y entonces el índice de cambio del flujo magnético en ambas bobinas es exactamente el mismo. Este cambio en el flujo inducirá un flujo E2 en la bobina secundaria que será proporcional al número de espiras en el devanado secundario N2. Si se considera que no se tiene carga conectada al circuito secundario, el voltaje inducido E2 es el voltaje que aparece en las terminales del secundario, por lo que se tienen dos relaciones adicionales.
E2 a N2 (0/T)
E2 = V2
Ambas bobinas se encuentran devanadas en el mismo circuito magnético, los factores de proporcionalidad para las ecuaciones de voltaje son iguales, de manera que si se dividen las ecuaciones para E1 y E2 se tiene:
E1/E2=N1/N2
La relación entre la tensión del primario y segundario es igual a la relación entre el numero de espira de los arrollamientos del primario y del segundario
Dónde M es el flujo mutuo.
Relación de corriente.
Al conectar una carga en el secundario del transformador, el voltaje inducido Eg hace que circule una corriente I2 en el devanado secundario. Debido a la circulación de corrientes, se tiene en el devanado secundario una fuerza magneto motriz (FMM) N2* I2, opuesta a la del primario N1 *I1. Es conveniente recordar que el voltaje inducido en el primario E1 es siempre directamente proporcional al flujo
N1 * I1 = N2 * I2
Perdidas en el transformador
Uno de los factores que más afectan la vida de los transformadores, es la temperatura de operación, esta temperatura está producida principalmente por las pérdidas, durante su operación, estas pérdidas están localizadas en los siguientes elementos principales:
· El núcleo o circuito magnético:
Las pérdidas son producidas por el efecto de histéresis y las corrientes circulantes en las laminaciones, son dependientes de la inducción, es decir, que influye el voltaje de operación.
· Devanados:
Las pérdidas se deben principalmente al efecto joule y en menos medida por corrientes de Foucault, estas pérdidas en los devanados son dependientes de la carga en el transformador.
· Se presentan también pérdidas en las uniones o conexiones que se conocen también como “puntos calientes” así como en los cambiadores de derivaciones.
Todas estas pérdidas producen calentamiento en los transformadores, y se debe limitar este calentamiento a valores que no resultan peligrosos para los aislamientos de los transformadores.
Perdidas por puntos calientes.
El deterioro de un equipo eléctrico es normal, sin embargo, una falla no es inevitable. Desde que un equipo es instalado y puesto en operación, un proceso de deterioro se dará inicio. No vigilar este proceso puede provocar un mal funcionamiento, o el fallo del equipo.
El tiempo, cargas elevadas o fluctuantes, vibraciones, fatiga de materiales, condiciones ambientales, etc. Provocan que tanto los componentes como las superficies de contacto se vayan deteriorando, y por tanto aumentando la resistencia eléctrica.
Este aumento de resistencia genera inevitablemente un aumento de la temperatura del componente que, en ocasiones, puede producir problemas eléctricos como cortocircuitos o fallas en la alimentación a otros sistemas (Puntos calientes), pero además puede derivar otros riesgos como incendios o daños personales.
Detectar este incremento de temperatura sin modificar las condiciones de trabajo, es fundamental para poder adelantarse a la avería y de esta manera evitar un posible desastre a futuro. Es aquí donde la termografía infrarroja se convierte en un instrumento eficaz en el mantenimiento predictivo y preventivo ya que de una manera rápida y visual el termógrafo podrá determinar el estado de la instalación eléctrica así como de los componentes que la forman.
¿Qué es la Termografía infrarroja?
Es la medición en tiempo real de radiación emitida por la superficie de un objeto, produciendo una imagen visible de la radiación infrarroja que es invisible. Equipamiento que hasta hace unos años era complejo y caro hoy día se ha hecho accesible en el mundo eléctrico y se puede aplicar con eficacia y como ensayo on-line a los transformadores, subestaciones eléctricas, líneas de transmisión para evaluar desigualdades térmicas no lógicas indicando problemas de contacto, de refrigeración.
Figura 4: Termografía aplicada a un transformador.
Las ventajas del análisis termográfico son:
· Facilita la detección de aquellos puntos que presentan una temperatura fuera de la norma.
· La medición se efectúa a distancia sin interrumpir el sistema o proceso.
· Equipos siempre listos para la producción.
· Menos mano de obra.
· Menor consumo de repuestos.
· Optimización de procesos.
· Planeación del momento oportuno para efectuar la reparación.
· Presupuestos de mantenimiento más reales.
· Mejor control sobre los inventarios.
· Disminución en reparaciones preventivas.
· Identificación de los puntos más vulnerables del proceso.
· Tener mayor control en la seguridad industrial.
· Aumento de productividad.
Mantenimiento preventivo
Para un proceso de producción de 24 horas continuas al año, se recomienda, normalmente, una inspección termográfica cada seis meses.
Con el Mantenimiento Predictivo mediante Termografía, se evitan reparaciones innecesarias y se acortan los tiempos de aquellas que son indispensables.
DESARROLLO PRÁCTICO
La capacidad de carga de los transformadores de potencia está limitada principalmente por la temperatura del bobinado. La prueba de subida de la temperatura tiene la intención de demostrar que, a plena carga y a temperatura ambiente nominal, la temperatura media de liquidación no deberá exceder los límites establecidos por los estándares del sector. Sin embargo, la temperatura del bobinado no es uniforme. La zona punto caliente se encuentra en algún lugar hacia la parte superior del transformador, y no son accesibles para la medición directa con los métodos convencionales.
El desarrollo reciente de métodos de cálculos de la temperatura empleado por la IEEE e IEC guías de carga (1,2) han proporcionados las directrices para el cálculo de la temperatura del punto más caliente, a partir de datos que pueden ser convenientemente medidos y de los parámetros derivados de la prueba de elevación de la temperatura o los cálculos del fabricante. El método de cálculo se basa en la medición de la temperatura del aceite en la parte superior de la cuba del transformador (arriba-la temperatura del aceite) y de la diferencia de temperatura entre el punto más caliente del aceite de la parte superior. Este aumento de la temperatura es proporcionado por el fabricante, basado en su modelo de flujo de aceite y la distribución de las pérdidas en el bobinado. A partir de entonces la temperatura de punto caliente se puede calcular para cualquier carga utilizando la relación estándar:
tita(hs) = (tita(to) + deltatita(hr))*(1/i(r))´2m
Donde:
deltatita(hr)= Calificación de puntos calientes por encima de la temperatura del aceite superior.
i(r)= Corriente de carga.
m = Corriente nominal.
Exponente de bobinado.
Esta simple fórmula se completó con una función exponencial para tener en cuenta la inercia térmica de la bobina cuando experimenta un repentino incremento en la carga. Este método de cálculo ha sido de gran utilización
Figura 5:
Figura 6: Diagrama térmico de temperaturas internas del transformador y el arrollamiento según IEC 60076-7 / 2005.
Donde:
A: Temperatura Top Oil como promedio de Temp. Aceite de salida y pozo de termómetro de Cuba.
B: Temperatura media del aceite superior de Cuba en bobina superior (similar a A).
C: Temperatura de aceite en el medio de la Cuba.
D: Temperatura de aceite inferior en Cuba.
E: Piso de Cuba.
gr: Gradiente Térmico a corriente nominal entre temperatura media de bobinado y media de aceite.
H: Factor de Hot Spot. (Punto Caliente)
P: Temperatura de Hot Spot.
Q: Temperatura media de bobinado medida por resistencia (Ensayo de Calentamiento)
X- eje: Temperaturas.
Y- eje: Posiciones relativas Punto medido Punto calculado.
Criterios de aceptación para los transformadores de potencia:
Sobrecalentamiento | Clasificación | Intervención |
1°C – 5°C | Seguimiento | *Aplicar seguimiento con termografía para determinar tendencias. *Aplicar diagnóstico con descargas parciales. *Hacer diagnóstico con medición de gases disueltos en aceite. |
5°C – 10°C | Pruebas a realizar | Opcional *Aplicar diagnóstico con descargas parciales. *Hacer diagnóstico con medición de gases disueltos en aceite. Recomendación *Sacar el equipo en vía libre y aplicar régimen de pruebas convencionales para determinar estado técnico. |
>10°C | Grave | *Preparar la salida de servicio del transformador para reparación. Recomendable *Realizar régimen de pruebas de parada. |
CONCLUSIONES
Se puede concluir que los transformadores de potencia son parte vital de los sistemas de transmisión de energía y que debido a restricciones económicas para realizar mantenimientos periódicos en función a las recomendaciones de los fabricantes, existe una fuerte tendencia a realizar mantenimiento basado en la condición real, mediante la detección oportuna de degradaciones incipientes. Para cumplir con este requerimiento, los sistemas de monitoreo en línea para transformadores de potencia proporcionan las herramientas requeridas para incrementar la confiabilidad de los transformadores por medio del monitoreo continuo de los parámetros más importantes.
La termografía infrarroja como técnica no invasiva de diagnóstico, en Transformadores de Potencia en servicio, tiene el objetivo de apoyar las técnicas de detección de descargas parciales y análisis de gases disueltos, para logar un diagnóstico más preciso del proceso de degradación de los transformadores de potencia, ayudando a reducir las pérdidas e incrementando la confiabilidad del sistema Electroenergético.
Las corrientes no sinusoidales producen un calentamiento excesivo en los transformadores debido al
El incremento de las pérdidas, especialmente de las pérdidas debidas a las corrientes parásitas.
BIBLIOGRAFIA
ANEXO - SIMULACION
Pantallas de la aplicación
Descripción; colocandole el valor en magnitud a la diferencia de potencial aplicada al conductor electrico y la resistencia del conductor, esta aplicacion permite calcular la corriente electrica, la resistencia real del conductor, la pérdidas de potencia y el campo magnético. tambien se puede variar la temperatura y material del conductor, y la distancia del campo magnetico a calcular.
codigo del programa:
E1=N1(dM/dt)
E2=N2(dM/dt)
