1.26 DETERMINACION DE LAS PERDIDAS EN EL NUCLEO (PASO 8).
Las pérdidas en el núcleo, o pérdidas en vacío, están influenciadas además que por la calidad y características del material utilizado, también por otros factores.
Entre estos se pueden mencionar la forma de la sección de los yugos en relación a aquella de las columnas, la eventual presencia de agujeros para el pasaje de bulones de sujeción, el tipo de corte -ortogonal o inclinado- la magnitud de los entrehierros, etc.
Estas causas provocan distorsiones más o menos significativas del flujo según se indica en la Figura 1.44. Es evidente que la base para la determinación de las pérdidas en vacío de un transformador es la característica de pérdidas específicas en función de la inducción suministrada por el proveedor del material, o bien obtenida con el aparato de Epstein, pero estos valores deben ser multiplicados por un factor que depende de la tecnología de cada constructor, es decir, del proyecto y de los sistemas de fabricación.
Se determinan finalmente el peso del núcleo, y las dimensiones de la cuba que debe contener al transformador.
Hay que prever que dentro de la cuba en la parte superior del núcleo se debe colocar cuando se lo requiere una llave conmutadora para realizar los cambios de relación de transformación. Además el espacio interior que ocupan los aisladores y las correspondientes conexiones a los devanados.
El programa recibe los coeficientes de aumento de pérdidas en el hierro correspondientes a la columna, el yugo y las juntas. La frecuencia y el exponente de referencia para las pérdidas. El peso específico del material magnético utilizado.
Hasta ocho valores de inducción y los correspondientes valores de pérdidas específicas para la frecuencia y exponente de referencia describen para el programa, el material del núcleo; en el caso de que estos valores fuesen nulos o equivocados, el programa adopta valores adecuados.
En caso de ser necesario el programa hace la corrección por frecuencia con la relación de frecuencias elevada al exponente entrado como dato.
Se determina el peso de la columna, la dimensión longitudinal del yugo, el peso de un trozo del yugo; el peso de un trozo del eventual yugo acorazado, el peso de una junta.
Según el tipo de núcleo, se seleccionan los coeficientes adecuados para determinar las pérdidas totales en el hierro, peso total del núcleo y tres dimensiones -largo, alto y ancho- de una "caja" ideal que contiene al transformador.
Como resulta evidente las dimensiones de esta "caja" solamente tienen en cuenta por razones simplificativas, las dimensiones del núcleo y de las bobinas.
El programa hace las siguientes adopciones por falta de datos:
Si la relación de áreas entre el yugo y la columna no se ha impuesto, se hace igual a 1.
El peso específico del hierro lo hace igual a 7,8 kg/dm3.
Si el coeficiente de aumento de pérdidas de la columna no se ha impuesto, se lo hace igual a 1,2.
Si el coeficiente de aumento de pérdidas del yugo no se ha impuesto, se lo hace igual a 1,2.
Si el coeficiente de aumento de pérdidas de las juntas no se ha impuesto, se lo hace igual a 2,0.
Si la frecuencia no se ha impuesto, se la hace igual a 50 Hz.
Si el exponente que se utiliza para tener en cuenta la frecuencia en la determinación de las pérdidas no se ha impuesto, se lo hace igual a 1,44.
1.27 VALORES REFERIDOS A LAS TENSIONES NOMINALES (PASO 9).
En este paso se determinan las pérdidas y la reactancia para las tensiones nominales, teniéndose en cuenta el ajuste debido al número de espiras, es decir, sin considerar las variaciones de la geometría de las bobinas como consecuencia de las variaciones del número de espiras causados por la regulación.
Con las pérdidas se obtiene la componente resistiva de la tensión de cortocircuito y por último la tensión de cortocircuito en valor relativo.
Se determina la relación de pérdidas cobre/hierro que surge como consecuencia del proyecto y debe verificar la adopción inicial.
Se calcula para ambos arrollamientos la relación entre el número de espiras y la tensión máxima:
CK = NESP/UM
NESP: número de espiras
UM: tensión máxima (kV)
Se determina el número de espiras teórico:
HNN = CK´ UC
UC: tensión de cada bobina (kV)
Se define el coeficiente CN dado por:
CN = HNN/NESP
Como las pérdidas en los arrollamientos son proporcionales al correspondiente número de espiras, se calculan las mismas con las expresión dada por:
PERD1 = PERD´ CN
PERD: pérdidas en el conductor (W)
Como la reactancia es proporcional al cuadrado del número de espiras, se calcula la misma con la expresión dada por:
XXX: reactancia de dispersión de fase en (ohm)
Se calcula la componente resistiva de la tensión de cortocircuito con la expresión dada por:
UR = 0,1´ PERD1(3)/POTKVA
PERD1(3): pérdidas totales en los arrollamientos (W)
POTKVA: potencia nominal (kVA)
Se calcula la componente reactiva de la tensión de cortocircuito con la expresión dada por:
UX = 0,1´ XX1(1)´ CC(1)/UC(1)
CC(1): corriente de referencia (A)
UC(1): tensión de referencia (kV)
Por último se calcula la tensión de cortocircuito:
1.28 DETERMINACION DE LOS VOLUMENES Y PESOS CONVENCIONALES (PASO 10).
En este último paso, partiendo de las dimensiones determinadas anteriormente se calcula:
· El volumen de la "cuba" que corresponde a la caja ideal definida anteriormente.
· El volumen del conductor de ambos arrollamientos.
· El volumen del material magnético del núcleo.
· El volumen de los aislantes sólidos y líquidos que llenan la "cuba".
En este paso finaliza el cálculo automático realizado por el programa al cual se hizo referencia.
El estudio de un transformador es un típico problema de ingeniería, que debe ser realizado en un tiempo razonablemente breve, buscando el punto óptimo entre dos exigencias que se contraponen: aquella de tener el mínimo costo de construcción compatible con el mínimo costo de utilización.
La habilidad del proyectista consiste en analizar cuidadosamente los resultados obtenidos, y adoptar aquellas acciones que lo lleven al objetivo deseado.
1.29 DESCRIPCION Y DISPOSICION DE LOS ACCESORIOS.
Para completar el transformador y tenerlo en condiciones de funcionamiento industrial, se requieren un conjunto de accesorios normales comunes a todos los transformadores.
Las distintas soluciones adoptadas y tipos de accesorios dependen de las características de la máquina como ser: potencia, tensión, tipo de refrigeración, lugar de instalación (interior o intemperie).
En este punto se mencionan solamente los accesorios normales comunes a los transformadores de distribución y de potencia inmersos en aceite con refrigeración natural para uso a la intemperie.
1- Los aisladores para tensiones de 13,2 kV y 33 kV son de porcelana atravesados longitudinalmente por un perno pasante que sirve para conectar el extremo del devanado con el borne de conexión del transformador a la red.
Las normas especifican sus dimensiones y además las distancias mínimas en aire entre las partes metálicas bajo tensión correspondientes a bornes de fases distintas y entre ellos y masa.
Para tensiones superiores a los 33 kV se utilizan aisladores tipo a condensador de trenza extraible Figura 1.45.
La aislación principal está constituida por papel de celulosa pura impregnado de resina fenólica adecuadamente tratada, mientras que la protección contra los agentes atmosféricos está constituida por una porcelana de color oscuro. Un aceite especial de alta viscosidad llena el espacio entre la porcelana y la aislación principal.
A pedido estos aisladores pueden tener:
a) toma capacitiva (dispositivo para la medición de descargas parciales).
b) transformador de corriente.
2- Como consecuencia de la reducción de la carga o de la eventual desconexión del transformador de la red, el aceite se enfría variando su volumen proporcionalmente a su coeficiente de dilatación cúbica (igual a 0,0008 1/°C), produciéndose de este modo un descenso del nivel del aceite y la entrada de una cantidad de aire no despreciable.
Esto facilita la oxidación del aceite y la inevitable incorporación de humedad que degradan sus cualidades dieléctricas.
Para evitar estos inconvenientes se utiliza en los transformadores un depósito separado de la cuba, denominado conservador de aceite, que está conectado con el aire exterior y unido a la cuba mediante un tubo de comunicación.
Con el empleo del conservador la superficie de aceite en contacto con el aire resulta muy pequeña y se encuentra a una temperatura inferior a la del interior de la cuba.
La capacidad del conservador se determina teniéndose en cuenta las temperaturas máxima y mínima de trabajo del transformador.
En la Figura 1.46 se muestra una de las formas constructivas utilizadas montado sobre la cuba por medio de ménsulas y provisto de: nivel de aceite de lectura directa con señalización eléctrica de alarma por nivel mínimo; tapones para llenado de aceite (a); descarga de fondo (b); válvulas de interceptación; cáncamo de levantamiento; entrada de hombre para inspección (c).
Obsérvese la cámara de expansión del interruptor del conmutador bajo carga (cuando existe) separada de aquella para el aceite del transformador, con lo que se asegura la estanqueidad necesaria para evitar el paso de productos de carbonización, que se van formando en la cámara de interrupción, al resto del transformador.
Algunos constructores utilizan para grandes transformadores en el tanque conservador, una membrana elástica que impide el contacto del aceite con el aire ambiente.
Los resultados confirman la eficiencia de este sistema y se tienen datos que indican para esta clase de transformadores, que después de 10 años de servicio, el contenido de agua del aceite no excede de 15 partes por millón (temperatura del aceite 60 °C) con un valor medio de 10 ppm, comparado con el contenido de humedad de 1,5 a 2 veces mayor para los transformadores con conservadores convencionales con respiración mediante un secador de silicagel.
Es conveniente programar el tratamiento de secado (con interrupción del servicio), cuando el contenido de agua excede 30 ppm.
La membrana es también efectiva para mantener una baja concentración de gases disueltos en el aceite evitando de este modo los problemas que provocan la presencia de burbujas de gas en el aceite.
3- Relé tipo Buchholz Figura 1.47, con dispositivo de detección de los gases ubicado a la altura de hombre, colocado en el conducto de aceite que vincula la cuba con el tanque conservador de aceite.
Tiene por finalidad detectar la formación de burbujas de gas que se producen en condiciones anormales de funcionamiento (cortocircuito entre chapas magnéticas, arcos, sobrecargas excesivas).
4- Termómetro a cuadrante que indica la temperatura de la capa superior del aceite, ubicado a altura de hombre (para su lectura), con contactos de alarma y disparo. Ambos contactos son regulables a los valores deseados de la temperatura del aceite.
5- Sobre la tapa en la parte superior (más caliente), dos vainas para la introducción de termómetros de control de la sobretemperatura del aceite durante la prueba de calentamiento.
6- Secador de aire de silicagel con válvula de reingreso de aire Figura 1.48.
7- Conexión para bomba de vacío para utilizar la cuba como auto clave sin aceite.
8- Dos conexiones para filtrado del aceite ubicadas en posiciones diametralmente opuestas.
9- Un robinete para extracción de muestras de aceite para su control.
Entre las técnicas de control adoptadas para evaluar el estado de los transformadores sin interrupción del servicio, que tienen por finalidad relevar defectos incipientes de la unidad con el fin de prevenir fallas imprevistas, podemos mencionar:
· anualmente un ensayo de rigidez dieléctrica de una muestra de aceite.
· para intervalos de tiempo mayores, 3 a 5 años, ensayos de laboratorio para controlar el envejecimiento del aceite (acidez, tensión interfacial, tangente delta) y la presencia de contaminación (humedad).
· el análisis cromatográfico de los gases disueltos en el aceite, que a partir de datos estadísticos, permite obtener significativas informaciones basándose en que distintos gases se liberan en condiciones de funcionamiento normales o anormales como causa de la descomposición del aceite y de los materiales aislantes sólidos.
10- Tapón de descarga de fondo.
11- Bornes de puesta a tierra de la cuba.
12- Válvula de desahogo para evitar deformación de la cuba en caso de falla.
13- Ruedas de desplazamiento orientables Figura 1.49, con o sin pestaña.
14- Cuatro placas de apoyo para gatos.
15- Entradas de hombre para inspecciones.
16- Cuatro ganchos de levantamiento para el transformador lleno de aceite.
17- Ojales de arrastre y de anclaje para expedición.
18- Chapa de características que sirve para identificar el constructor, la máquina, la norma bajo la cual ha sido construida, identificar el tipo, sus características nominales, y en particular es recomendable, cuando se justifica, una tabla que indique las corrientes nominales de cada arrollamiento en correspondencia con cada tensión.
Otros datos útiles para el transporte, montaje, utilización y mantenimiento. Por ejemplo los pesos del aceite, núcleo y arrollamientos y del transformador completo.
Además es conveniente indicar, cuando corresponde, si la cuba es apta para el levantamiento del transformador completo de aceite, como así también la altura mínima del gancho de izaje de la grúa.
A pedido del cliente el transformador puede tener otros accesorios como ser: relevador de imagen térmica, reductores de corriente, descargadores de sobretensión etc. que deberán ser claramente solicitados en la especificación técnica correspondiente.
1.30 BIBLIOGRAFIA TRANSFORMADOR
· PUBLICACION IEC 76-1 (1976) "Part 1: General"
· PUBLICACION IEC 76-2 (1976) "Part 2: Temperature rise"
· PUBLICACION IEC 76-3 (1980) "Part 3: Insulation levels and dielectric test"
· PUBLICACION IEC 76-4 (1976) "Part 4: Tappings and connections"
· PUBLICACION IEC 354 (1972) "Loading guide for oil immersed transformers"
· NORMA C.E.ITALIANO 14-4 (1969) "Norme per i trasformatori di potenza"
· NORMA IRAM 2250 Transformadores de distribución «Tipificación de características y accesorios».
· TENTORI "Cálculo y construcción de máquinas eléctricas ATLAS" C.E.I. U.B.A. 1969
· M. BORSANI "Calcolo e progetto dei trasformatori industriali" Editoriale DELFINO MILANO.
· D. BOSETTO, G. CANNAVALE, G. CAPRIO, A. INESI, G. ZAFFERANI "Tecniche di diagnosi per la valutazione dello stato dei trasformatori di grande potenza" L'Energia Elettrica N° 10/1985.
· M. BORSANI "Trasformatori di distribuzione con avvolgimento a nastro" Riv. Elettrificazione N° 9. ENEL "Studi e Ricerche - TRASFORMATORI" N° 15/1977.
· A. BOSSI "Trasformatori di grande potenza -Scelta delle caratteristiche funzionali, prove di collaudo e controlli in esercizio" Conferencia A.E.A. 1983.
· A. BABARE, G. SCENDRATE "Lo «stato dell'arte» di alcuni aspetti la progettazione e della costruzione dei trasformatori e autotrasformatori di grande potenza" Riv. L'Elettrotecnica N° 3 marzo/1982.
· A. BABARE, A. SAVIANO "Importanza del cavo trasposto resinato nella costruzione degli avvolgimenti per trasformatori di grande potenza" L'Elettrotecnica N° 3 marzo/1977.
· ASEA "Power transformer windings" Pamphlet LT 00-103 E Edition 3/1978.
· ITALTRAFO SPA "Trasformatori di potenza -Elementi tecnico costruttivi" 4/76.
· JEUMONT-SCHNEIDER "Transformateurs de grande puissance" 220-07-01.
