Diagnóstico de Integridad Mecánica de Transformadores ...
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Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas
Facultad de Ingeniería Eléctrica
Departamento de Electroenergética
TRABAJO DE DIPLOMA
Diagnóstico de Integridad Mecánica de
Transformadores Eléctricos utilizando el Análisis
del Barrido de Frecuencia (FRA).
Autor: Leidier Angel Conyedo Infante
Tutores: Ing. Osleni Antonio Alba Betancourt
MSc. Alberto Limonte Ruiz
Santa Clara
2017
Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas
Facultad de Ingeniería Eléctrica
Departamento de Electroenergética
TRABAJO DE DIPLOMA
Diagnóstico de Integridad Mecánica de
Transformadores Eléctricos utilizando el Análisis
del Barrido de Frecuencia (FRA).
Autor: Leidier Angel Conyedo Infante
Email: [email protected]
Tutores: Ing. Osleni Antonio Alba Betancourt
Email: [email protected]
MSc. Alberto Limonte Ruiz
Email: [email protected]
Santa Clara
2017
Hago constar que el presente trabajo de diploma fue realizado en la Universidad Central
“Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de estudios de la especialidad
de Ingeniería Eléctrica, autorizo a que el mismo sea utilizado por la Institución, para los
fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no podrá ser
presentado en eventos, ni publicados sin autorización de la Universidad.
Firma del Autor
Los abajo firmantes certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdo
de la dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que debe tener un
trabajo de esta envergadura referido a la temática señalada.
Firma del Tutor Firma del Jefe de Departamento
donde se defiende el trabajo
PENSAMIENTO
No pretendamos que las cosas cambien si siempre
hacemos lo mismo. La crisis es la mejor bendición
que puede suceder a personas y países porque la
crisis trae progresos.
Albert Einstein
DEDICATORIA
Le dedico este proyecto a mi familia, en especial a mis padres que
tanto se han esforzado para que salga adelante, a mi novia y su
familia, a mis amigos que han sido como hermanos y han estado en
todo momento.
AGRADECIMIENTOS
Quedo eternamente agradecido a todos los profesores por ayudar a
formarme como profesional, en especial a mis tutores: Osleni
Antonio Alba Betancourt y Alberto Limonte Ruiz, a mi familia por
ser incondicional, a mi novia por apoyarme en todo momento, a mis
amigos, que siempre han estado, y a todo el que de una forma u otra,
ayudó.
TAREAS TÉCNICAS
Caracterización de diagnósticos que se realizan a los transformadores de
potencia.
Familiarización con la técnica del FRA en el diagnóstico de
transformadores de potencia.
Descripción de los procedimientos y criterios que se utilizan en la técnica
del FRA.
Aplicación de los criterios más utilizados en la determinación del estado de
la integridad mecánica del transformador.
Confección del informe de investigación.
RESUMEN
El estado físico y constructivo del transformador es fundamental a la hora de
explotarlo eficientemente, por lo que surge la necesidad de conocer y actualizar
periódicamente la realidad del dispositivo. El desarrollo de la tecnología permite
profundizar en el estado de operación de los elementos que conforman un
Sistema Eléctrico de Potencia, dentro de ellos el transformador como elemento
intermedio entre la generación y consumo de electricidad. En Cuba existe cultura
de técnicas tradicionales que con su realización permiten conocer aspectos del
estado estructural del transformador sin embargo la utilización del Análisis de
Respuesta de Frecuencia (FRA) es una técnica casi desconocida en las
empresas eléctricas del país. Esta prueba tiene un potencial de gran magnitud
relacionado con el diagnóstico de la integridad mecánica del transformador desde
su producción y diseño hasta el final de su vida útil. El propósito de este trabajo es
el análisis y descripción del FRA aplicado a transformadores eléctricos como
técnica de diagnóstico mediante la consulta de bibliografías especializadas y
actualizadas sobre el tema para determinar la integridad mecánica del dispositivo.
Durante el desarrollo del trabajo se realizó el Análisis del Barrido de Respuesta de
Frecuencia (SFRA) a varios transformadores disponibles donde se obtuvieron y
evaluaron respuestas que describen el estado físico estructural del transformador
utilizando los criterios de especilalistas y resultados alcanzados por otros autores.
.
Tabla de Contenido INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 1
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE
TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS. ................................................................. 5
1.1 Los transformadores como máquinas eléctricas. ....................................... 5
1.1.1 Características constructivas de los transformadores eléctricos. ........... 6
1.1.2 Principio de funcionamiento del transformador eléctrico. ....................... 7
1.1.3 Comportamiento del transformador a distintos rangos de frecuencia. .. 10
1.2 El transformador de potencia. Características distintivas del transformador
de potencia. ....................................................................................................... 14
1.3 El transformador de distribución. Características distintivas del
transformador de distribución. ........................................................................... 15
1.4 Necesidad del monitoreo al funcionamiento de los transformadores
eléctricos. .......................................................................................................... 16
1.4.1 Diagnósticos aplicados al transformador eléctrico. ............................... 16
1.4.2 Pruebas típicas aplicadas a transformadores eléctricos. ...................... 18
1.4.3 El Análisis del Respuesta de Frecuencia (FRA) aplicado al
transformador eléctrico. ..................................................................................... 22
1.5 Consideraciones finales del capítulo ........................................................ 22
ANÁLISIS DE RESPUESTA DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS. ...................................................................................................... 24
2.1 Características generales del Análisis del Barrido de Frecuencia (FRA). 24
2.1.1 Potencialidades del Análisis de Respuesta de Barrido de Frecuencia
(SFRA)............................................................................................................... 26
2.1.2 Equipamientos para la prueba del SFRA. ............................................. 26
2.1.3 Condiciones necesarias para la prueba del FRA. ................................. 30
2.1.4 Métodos comparativos del diagnóstico. ................................................ 33
2.1.5 Criterios de diagnósticos. ...................................................................... 34
2.1.6 Norma China ICS27.100F24 [28] .......................................................... 39
2.1.7 Norma de la IEC 60076-18 [29] ............................................................ 39
2.2 Análisis de los resultados obtenidos a través del SFRA .......................... 41
2.3 Técnicas de modelado de transformadores utilizando el FRA. ................ 42
2.3.1 Modelo circuital de celdas ..................................................................... 42
2.4 Consideraciones finales del capítulo ........................................................ 46
DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES
POR ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA. .................................... 47
3.1 Presencia del Análisis del Barrido de Frecuencia en Cuba. ..................... 47
3.2 Características físicas de los transformadores a utilizar en el estudio. .... 48
3.3 Desarrollo de la prueba de Análisis del Barrido de Frecuencia ................ 52
3.3.1 Calibración del instrumento FRAX 150 ................................................. 53
3.3.2 Análisis del transformador de 25 kVA. .................................................. 54
3.3.3 Análisis de las variaciones al transformador de 25 kVA. ...................... 59
3.3.4 Análisis de los transformadores de 50 kVA. ......................................... 60
3.3.5 Comparación tipo constructivo de los transformadores de 50 kVA ....... 64
3.4 Modelado de transformadores con utilización del FRA [1]. ...................... 69
3.5 Consideraciones finales del capítulo. ....................................................... 72
CONCLUSIONES ................................................................................................. 73
RECOMENDACIONES ......................................................................................... 74
[26]REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................ 75
INTRODUCCIÓN
1
INTRODUCCIÓN
En los Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP) después de las líneas, los
transformadores son los elementos más fiables, eficientes e importantes en la
transmisión y distribución de los grandes bloques de energía a través de las
largas distancias que separan los centros de generación y los consumidores.
Los transformadores se clasifican como máquinas eléctricas estáticas y son
capaces de convertir o transformar la energía eléctrica de un nivel de tensión y
corriente a otro nivel. Estas máquinas requieren mantener dentro del SEP, un
buen funcionamiento que garantice la calidad del suministro eléctrico. De ahí que
sea importante tomar las medidas necesarias para su operación satisfactoria [1].
Brindar un servicio eléctrico de calidad y de alta fiabilidad demanda una mayor
profundización en el comportamiento de los elementos del sistema, pues en el
transcurso del tiempo existen fenómenos internos y externos que atentan
directamente al buen funcionamiento de los dispositivos que lo componen.
Durante el funcionamiento normal, y en particular durante una falla eléctrica, los
transformadores eléctricos están sujetos a tensiones eléctricas, mecánicas y
térmicas. Por lo tanto, las empresas eléctricas deben realizar periódicamente
pruebas a sus transformadores, con el fin de evaluar su condición, programar
trabajos de mantenimiento y planificar su sustitución.
La repentina salida de servicio de un transformador genera grandes traumatismos
dentro de los SEP, especialmente en países como Cuba donde las redes de
distribución tienen como principal característica ser radiales por lo que carecen de
un respaldo de flujo de energía que deja sin electricidad a los clientes conectados
a éstas.
En la búsqueda de reducir estas afectaciones las técnicas de mantenimiento y
diagnóstico entran a jugar un papel importantísimo en la estimación de la vida útil
del transformador, pues posibilitan el análisis de variables del dispositivo que
pueden brindar información oportuna sobre el estado físico de éste.
INTRODUCCIÓN
2
Estas técnicas analizan diferentes variables y aspectos como lo son el deterioro
de componentes producto de sobrecargas, contaminación, envejecimiento,
vibraciones, cortocircuitos, defectos de diseño, excesivas cantidades de agua u
oxígeno, elevaciones de temperatura, etc. En base de los resultados del
diagnóstico y el análisis se toman medidas con el fin de mitigar el impacto de una
falla, generando beneficios en cuanto a calidad del servicio y en la reducción de
costos.
Según investigaciones anteriormente realizadas se detectan como principales
causas de falla en los transformadores el tema asociado al aislamiento, como
consecuencia de su envejecimiento, los defectos del material ,los cortocircuitos y
problemas en la integridad mecánica del dispositivo [2].
Estas técnicas evidencian que las partes fijas o activas (devanados y núcleo)
están directamente relacionadas con las causas de falla del transformador, por la
gran variedad de materiales que interaccionan entre sí durante la explotación
normal o en estado de falla del dispositivo.
Por estas razones en los últimos tiempos el desarrollo y búsqueda de técnicas
capaces de ofrecer una mayor cantidad de información sobre el estado del
dispositivo se ha convertido en unos de los principales puntos de investigación de
temas relacionados con el diagnóstico y mantenimiento de transformadores.
Dentro de los métodos de diagnóstico avanzado encontramos el Análisis de
Respuesta en Frecuencia (FRA) por sus siglas en inglés.
Esta es una técnica comparativa, se usa para el diagnóstico de deformaciones
mecánicas causadas por cortocircuitos u otros esfuerzos electromecánicos,
basándose en la característica de la respuesta de magnitud y fase que ofrece el
barrido de frecuencia resultado de la representación del transformador como una
red de elementos pasivos RLC, los cuales dependen de la geometría y los
materiales que conforman el equipo [2].
En Cuba esta técnica no se ha explotado a todas sus potencialidades como vía
segura en la obtención del estado físico del transformador y de sus componentes,
por lo que la necesidad de profundizar en el diagnóstico del transformador con
una técnica capaz de reseñar los defectos físicos que afectan al correcto
INTRODUCCIÓN
3
funcionamiento y la explotación del dispositivo conduce al siguiente Problema
Científico: ¿Cómo contribuir a un mejor diagnóstico de la integridad mecánica de
un transformador de potencia utilizando el FRA?
Objeto: Transformadores Eléctricos de Potencia
En correspondencia con el problema y objeto de estudio se establece como
Objetivo general de la investigación: Determinar mediante el diagnóstico de
transformadores el estado físico del dispositivo utilizando la técnica del FRA.
Objetivos específicos de la investigación.
Contribuir a la profundización y análisis del estado de explotación del
transformador.
Caracterizar la técnica del FRA en el diagnóstico de transformadores.
Evaluar los diferentes criterios y métodos que se utilizan en la realización
de esta técnica y seleccionar los de mayor profundidad de análisis.
Aplicar los criterios y métodos seleccionados a los resultados que ofrece la
técnica del FRA aplicada a transformadores.
Con esta investigación se pretende profundizar en el análisis del diagnóstico y
comportamiento del transformador, que contribuya a profundizar en el estado
físico de mismo. Investiga una nueva técnica en el diagnóstico de
transformadores con una gran aplicación en el campo de la Ingeniería Eléctrica.
La implementación de esta técnica les permite a los especialistas realizar estudios
y análisis del correcto funcionamiento de transformadores sin tener que sacarlos
de servicio por extensos períodos de tiempo.
El Capítulo I recoge las principales características contructivas de los
transformadores, su funcionamiento e importancia en los Sistemas Eléctricos de
Potencia (SEP) además de las características de los diagnósticos que son
realizados a los transformadores, efectuando una profundización en la aparición y
particularidades del FRA y su aplicación en estos dispositivos.
El Capítulo II expone los procedimientos y criterios que se encuentran en la
bibliografía consultada para la realización del diagnóstico de la integridad
mecánica de los transformadores mediante la técnica del FRA.Contiene las
INTRODUCCIÓN
4
principales coincidencias y diferencias de estos criterios además de los dipositivos
utilizados en la obtención de esta respuesta.
El Capítulo III presenta los resultados que se alcanzan con la aplicación de la
técnica del FRA a transformadores de distribución de 25 y 50 kVA con diferencias
constructivas entres sí y la aplicación de los criterios anteriormente analizados.
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
5
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y
DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
La investigación sobre el diagnóstico y mantenimiento de los transformadores
eléctricos es impulsada cada vez más producto a los altos precios que alcanzan
estas unidades de distribución de la energía eléctrica. Se conoce que los
transformadores se pueden encontrar en cualquier lugar del sistema eléctrico,
estando expuestos a infinidades de acciones y fenómenos que afectan de una
forma u otra su correcto funcionamiento por lo que un adecuado accionar sobre el
dispositivo con técnicas capaces de alargar la vida útil siempre es un aumento de
la fiabilidad y calidad del servicio brindado .Para la realización de cualquier acción
sobre el transformador o análisis de su comportamiento es necesario partir de sus
características constructivas y principios de funcionamiento, siendo estos los
principales puntos a tratar en este capítulo además de las principales técnicas de
diagnóstico utilizadas sobre el dispositivo.
1.1 Los transformadores como máquinas eléctricas.
Según [3] un transformador es un dispositivo que cambia potencia eléctrica
alterna de un nivel de voltaje a potencia eléctrica alterna a otro nivel de voltaje
mediante la acción de un campo magnético.Consta de dos o más bobinas de
alambre conductor enrolladas alrededor de un núcleo ferromagnético común.El
funcionamiento del transformador se basa en la Ley de Inducción
Electromagnética de Faraday, de manera que un circuito eléctrico influye sobre el
otro a través del flujo que circula en el circuito magnético. En toda bobina
sometida a un flujo variable se induce una fem, que se representa por:
𝑒 = −𝑁𝑑𝜙
𝑑𝑡 𝑉 (1)
Uno de los devanados del transformador se conecta a una fuente de energía
eléctrica alterna y el segundo (y quizás el tercero) suministra energía eléctrica a
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
6
las cargas. El devanado del transfomador que se conecta a la fuente de potencia
se llama devanado primario o devanado de entrada, y el devanado que se
conecta a la carga se llama devanado secundario o devanado de salida, ver
Figura 1.1. Si hay un tercer devanado en el transformador,éste se llama devanado
terciario.
Figura 1.1. Representación esquemática del transformador.
1.1.1 Características constructivas de los transformadores eléctricos.
Los transformadores eléctricos se construyen de dos maneras, la primera consta
de una pieza de acero rectangular, laminada con los devanados enrollados sobre
dos de los lados del rectángulo. Este tipo de construcción es conocido como
transformador tipo núcleo (Figura 1.2).
Figura 1.2. Representación esquemática del transformador tipo núcleo.
La segunda consta de un núcleo laminado de tres columnas, cuyas bobinas están
enrolladas en la columna central, este se conoce como transformador tipo
acorazado (Figura 1.3).
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
7
Figura 1.3. Representación esquemática del transformador tipo acorazado.
En todos los casos el núcleo se construye con delgadas láminas aisladas
eléctricamente unas de otras para minimizar las corrientes parásitas, ver Figura
1.4.
Figura 1.4. Representación de las láminas de un núcleo magnético.
Generalmente en un transformador, las bobinas del primario y secundario están
físicamente enrolladas una sobre la otra; la bobina de menor voltaje está situada
en la parte interna (más cerca del núcleo). Esta disposición cumple dos objetivos:
Simplifica el problema del aislamiento del devanado de alta tensión desde el
núcleo.
Resulta menor flujo disperso que en caso de disponer los dos devanados en el
núcleo, separados.
1.1.2 Principio de funcionamiento del transformador eléctrico.
Principio de funcionamiento del transformador ideal
Las principales consideraciones que se realizan para el estudio y análisis del
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
8
transformador ideal son:
- Un núcleo magnético de permeabilidad infinita.
- Los devanados primario y secundario poseen resistencias óhmicas
despreciables, lo que significa que no hay pérdidas por efecto Joule y no
existen caídas resistivas en el transformador.
- No existen flujos de dispersión, lo que quiere decir que todo flujo
magnético está confinado en el núcleo y enlaza ambos devanados,
primario y secundario [4].
Si la tensión de suministro responde a la función seno entonces el flujo alterno
tiene la forma de onda:
𝜙 = 𝜙m sin 𝜔t Wb (2),
La fem inducida en el devanado primario que se obtiene al realizar diversas
operaciones matemáticas es:
e1 = 𝑁1𝜔𝜙msin(𝜔t − 90˚) V (3)
Donde:
ω-frecuencia del sistema de suministro [rad/s]
ϕm-flujo máximo [Wb]
La fem se atrasa un ángulo de 90˚ al flujo magnético. El valor eficaz de la fem
inducida es:
𝐸1 =𝑁1ωϕm
√2=
𝑁12𝑛𝑓ϕm
√2= 4,44𝑓𝑁1ϕm V (4)
Cuando el devanado secundario se encuentra en circuito abierto la corriente por
el devanado primario es muy pequeña más aún en los transformadores de fuerza
por lo que puede establecerse la igualdad siguiente:
E1 ≈V1
Si de la expresión de fem inducida se despeja el valor de flujo máximo, pueden
fácilmente establecerse las relaciones de dependencia de este:
𝜙 =𝐸1
4,44𝑓𝑁1 =
𝑉1
4,44𝑓𝑁1 𝑊𝑏 (5)
La magnitud del flujo magnético máximo es directamente proporcional al voltaje
aplicado e inversamente proporcional al número de vueltas del devanado y a la
frecuencia de la fuente de alimentación.
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
9
En el devanado secundario ocurre algo similar al devanado primario, como el flujo
magnético concatena también con este, en él se inducirá una fem cuya expresión
es:
e2 = 𝑁2𝜔𝜙msin(𝜔 − 90˚) V (6)
y su valor eficaz es:
E2 = 4.44f𝑁2𝜙m V(7)
Como las fem e1 y e2 son inducidas por el mismo flujo están en fase y difieren en
magnitud por la diferencia en el número de vueltas . El cociente de las
expresiones eficaces de fem se conoce como relación de transformación:
𝐸1
𝐸2=
𝑁1
𝑁2= 𝑎 (8)
El circuito secundario es donde se conectan las cargas, si se cierra a través de
una carga circulará una corriente por este (I2) que tiene asociado un flujo
magnético ϕ2 que se opone al flujo asociado al devanado primario, produciéndose
en el primario un incremento de la corriente hasta mantener el flujo mutuo
constante.
En términos de fuerza magnetomotriz puede afirmarse que el devanado primario
desarrolla una fuerza igual a:
F1 =R +F2 𝐴 −v (9)
Donde:
R- es la fuerza magnetomotriz que establece el flujo mutuo (A-v)
F2- La fuerza magnetomotriz que produce el devanado primario para contrarrestar
la producida en el devanado secundario (A -v)
La expresión general de corriente por el devanado primario es [10]:
𝐼1 =𝑅
𝑁1+
𝑁2𝐼2
𝑁1 =Iexc +I2’ A (10)
El devanado de alta tensión (A.T) es el de mayor tensión y el devanado de baja
tensión (B.T) es la menor tensión. Un transformador elevador tiene el lado de baja
tensión en el primario y de A.T en el secundario. Un transformador reductor tiene
el lado de alta tensión en el primario y el de B.T en el secundario.El transformador
es una máquina reversible [5].
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
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Principio de funcionamiento del transformador real
En los transformadores reales, las condiciones que se consideran para el ideal no
son válidas y hay que tenerlas en cuenta para su análisis. De ahí que la
representación circuital del transformador real se haga en un solo circuito eléctrico
según el modelo de Steinmetz donde los parámetros de uno de los devanados se
refieren al otro.
La ventaja de desarrollar circuitos equivalentes de máquinas eléctricas es poder
aplicar todo el potencial de la teoría de redes eléctricas para anticipar el
comportamiento de una máquina ante determinadas condiciones de
funcionamiento.
1.1.3 Comportamiento del transformador a distintos rangos de
frecuencia.
Entre las diferentes espiras y bobinas de los enrollados y también entre éstos y
las secciones conectadas a tierra del transformador (núcleo, tanque entre otros
elementos aterrados) existen determinadas capacitancias, las cuales conectan en
paralelo (shuntean) los elementos de los enrollados. Estas capacitancias son tan
pequeñas que las reactancias capacitivas existentes (Expresión 33) para una
frecuencia de trabajo de 60Hz, son extremadamente grandes y no influye en el
trabajo del transformador. [6]
𝑋𝐶 =1
𝑤𝐶 Ω (11)
Además de la configuración de este circuito, cada devanado del transformador
tiene una red de parámetros eléctricos distribuidos que se representa en la Figura
1.5.
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
11
Figura 1.5. Red de capacitancias entre los diferentes elementos del
transformador.
En dicha red de capacitancias distribuidas:
CL: Capacitancias longitudinales, entre espiras y capas de un mismo devanado.
CT: Capacitancias transversales, entre devanados y planos de tierra del
transformador y entre los devanados de alta y baja tensión.
Las capacitancias CL, son en general, mayores en alrededor de tres veces que
las capacitancias CT.
Para obtener el modelo simplificado con parámetros concentrados en el caso de
los efectos capacitivo se definen.
Las capacitancias concentradas serie (Cs) y a tierra (Cg) del transformador se
definen como:
𝐶𝑠 =1
∑1
𝐶𝑡
(12)
𝐶𝑔 = ∑ 𝐶𝑡 (13)
Comportamiento del transformador ante corriente directa
La corriente directa tiene una frecuencia igual a cero por lo que de toda la red
capacitiva se carga, las reactancias capacitivas, Xc, se hacen teóricamente
infinitas y se convierten en circuitos abiertos, ver Figura 1.6.
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
12
Figura 1.6. Comportamiento de las capacitancias del transformador ante
corriente directa.
Al igual que las capacitancias las inductancias inductivas Xl, se cargan, pero en
este caso se toman valor cero, ver Figura 1.7.
Figura 1.7. Comportamiento de las inductancias del transformador ante corriente
directa.
En este caso el circuito equivalente del transformador queda conformado
solamente por las resistencias de los devanados Figura 1.8.
Figura 1.8. Comportamiento del transformador ante corriente directa
Comportamiento del transformador ante bajas frecuencias
Para frecuencias mayores de cero y menores o iguales a 2 kHz, las reactancias
inductivas y las resistencias de los devanados y del circuito magnético
prevalecen, es despreciable el efecto de las capacitancias, por la alta reactancia
que ofrecen ante los niveles bajo de frecuencia por lo que el comportamiento del
circuito equivalente del transformador es el mismo.
Comportamiento del transformador ante frecuencias medias
Para 2 ‹ f ≤ 250 kHz, las Xc decrecen y comienzan a tener importancia en la red, y
hay que considerar los efectos capacitivos propios de los devanados, Cs y Cg.
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
13
Para estas frecuencias, la reactancia capacitiva entre los devanados de alta y
baja tensión, aún tienen un valor suficientemente bajo, como para que se tengan
en cuenta, ya que en general, la Cg de un transformador, es mayor a la Cg entre
AT y BT en alrededor de dos veces. De esta manera el circuito equivalente queda
como el que se muestra en la Figura.1.9.[7].
Cuando la onda de frecuencia media llega a los terminales del transformador la
corriente de la onda que circula hacia la carga eléctrica, debido a la gran
inductancia del enrollado, no pasa inicialmente por las espiras del enrollado, sino
por su circuito capacitivo. Por esta razón en el instante de pasar la onda, el
transformador, en su conjunto, actúa como un cierto capacitor llamado capacitor
de entrada[6], enfrentando en su inicio el proceso transitorio.
Figura 1.9. Circuito equivalente del transformador ante frecuencias medias.
Comportamiento del transformador ante altas frecuencias
Para representar el comportamiento del transformador ante altas frecuencias, se
consideran ya los efectos capacitivos entre la bobina de alta y baja tensión
(Figura1.10).
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
14
Figura 1.10. Comportamiento del transformador ante altas frecuencias.
Cuando la frecuencia es bien alta, las reactancias capacitivas se hacen tan
pequeñas que va a existir una conducción bien definida a través de toda la red
capacitiva, pudiéndose no tomar en cuenta las inductancias y resistencias.
1.2 El transformador de potencia. Características distintivas del
transformador de potencia.
Los transformadores de potencia son aquellos transformadores que manejan
grandes magnitudes de voltaje y corriente, los cuales se expresan en KVA [kilo
volt ampere] o en MVA [mega volt ampere]. Usualmente se considera un
transformador de potencia cuando su capacidad es de un valor a partir de: 500
KVA, hasta potencias del orden de 500 MVA monofásicos y de 900 MVA
trifásicos. Estos últimos operan en niveles de voltaje de 500 KV, 525 KV y
superiores.
Los transformadores de potencia generalmente están instalados en el extremo
emisor o receptor de largas líneas de transmisión de alta tensión, operan a casi a
plena carga y su rendimiento generalmente se juzga a partir de la eficiencia
comercial. Sus características constructivas se pueden observar en la Figura 1.11.
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
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Figura 1.11. Características constructivas del transformador de potencia.
1.3 El transformador de distribución. Características distintivas del
transformador de distribución.
Se conoce como transformador de distribución ver Figura 1.12 los
transformadores de potencias iguales o inferiores a 500 kVA y de tensiones
iguales o inferiores a 67.000 V. Tanto monofásicos como trifásicos, aunque la
mayoría de unidades están proyectadas para montaje en postes, algunos por
encima de las clases de 18 KV, se construyen para montaje en estaciones o en
plataformas.
Figura 1.12. Tipos de transformadores de distribución.
Los transformadores de distribución operan a cargas ligeras durante gran parte
del día, su rendimiento se juzga a partir de su eficiencia diaria. En [8] se observan
las potencialidades, características de funcionamiento y aspectos físicos de los
transformadores de distribución. En Cuba se fabrican transformadores de
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
16
distribución bajo las normas del Instituto Nacional Estadounidense de Estándares
(ANSI) en la fábrica de transformadores Latino que identifica sus producciones de
igual nombre, las características de estos dispositivos se analizan en próximos
acápites en este trabajo.
1.4 Necesidad del monitoreo al funcionamiento de los
transformadores eléctricos.
Los SEP tienen al transformador como un punto de suma importancia en sus
redes de transporte y distribución de energía eléctrica ya que los consumidores e
industrias dependen de la calidad y la continuidad del suministro eléctrico que se
brinda.
La presencia de redes no malladas o sea tipo radial si presentan una falla por
ejemplo en el transformador de una estación reductora primaria el suministro de
una zona puede ser interrumpido por horas hasta que se resuelva la falla o en el
peor de los casos que se reemplace el transformador. Todas estas fallas
significan pérdidas monetarias, y la interrupción de servicios básicos como el
suministro de agua potable y el manejo de aguas residuales, también se puede
ver afectado el servicio en hospitales, el cual puede ser interrumpido si se
presenta una falla eléctrica prolongada [9].
La presencia de un grupo de acciones y tareas que involucren el diagnóstico que
pueda anticipar el momento en que una falla se va a presentar o alguna cuestión
tanto interna como externa que pueda influir sobre el correcto funcionamiento del
dispositivo se hace imprescindible para logar un mantenimiento de alta calidad y
alta cuota de responsabilidad por parte de la empresa encargada de realizar las
acciones. Con el monitoreo al funcionamiento del transformador se logra tener
una idea concreta sobre el estado físico del dispositivo y con esto ahorrar
pérdidas técnicas y monetarias.
1.4.1 Diagnósticos aplicados al transformador eléctrico.
En la actualidad se ha puesto el avance de la tecnología en función de aumentar
la profundidad en los resultados que se alcanzan con los métodos para el
diagnóstico del estado de transformadores.
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
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Los métodos de diagnóstico general incluyen el análisis de la calidad del aceite
aislante (evaluación del estado físico, químico, propiedades eléctricas y contenido
de gases disueltos), análisis del núcleo y su aislamiento, tanto sólido y líquido,
aislamiento de devanados y la condición general del transformador. Además,
según [10] existen métodos de diagnóstico avanzado con los cuales se analiza la
condición térmica, eléctrica y mecánica del transformador, a continuación, se
describen algunos de los métodos considerados como avanzados o especiales:
Técnicas de evaluación térmicas están establecidas bajo normas
internacionales y son típicamente usadas con el fin de conocer la condición
y el tiempo de vida restante con el que cuenta el aislamiento de papel.
La evaluación eléctrica especializada incluye la prueba de descargas
parciales (PD), la cual es una herramienta poderosa para la detección de
fallas incipientes en el aislamiento del transformador.
La evaluación mecánica de transformadores incluye el análisis de
respuesta en frecuencia (FRA), que se aplica básicamente para detectar
cambios en las dimensiones de la bobina del transformador, debido a
deformaciones, desplazamientos, devanados en cortocircuito, etc.
Mediante los estándares IEC e IEEE existen varias técnicas de diagnóstico
ampliamente descritas y reconocidas las cuales han sido usadas después de las
pruebas tipo o de rutina, dos de estas, se hacen relevantes a la hora de hablar del
FRA. La Prueba de Relación de Transformación (TTR), con la cual se detecta si el
devanado presenta fallas; y la Prueba de Reactancia de Fuga (Impedancia de
corto Circuito o Reactancia de fuga de la armadura), para identificar deformación.
A través de los años la medida de la Reactancia de Fuga o Impedancia de Corto
Circuito ha demostrado su utilidad, especialmente cuando se ha utilizado durante
evaluaciones en laboratorios de potencia. El cambio de impedancia permite
determinar deformación post falla con menos de un 2% del cambio geométrico
según se plantea en [11]. Si el método es realizado correctamente proporcionará
una clara definición del estado mecánico del transformador. Sin embargo, para
evaluación en campo o transformadores en servicio, se considera que este
método es poco sensible.
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
18
1.4.2 Pruebas típicas aplicadas a transformadores eléctricos.
Para garantizar y a la vez alargar la vida útil de un transformador es necesario
realizar diferentes pruebas y comparar los resultados con resultados modelos o
referencia en correcto estado. Un adecuado diagnóstico del equipo puede lograr
un apropiado trabajo de mantenimiento y garantizar el mejor uso del mismo.
Determinación de la relación de transformación.
Para hallar esta relación según [12] es necesario leer los voltajes de primario y
secundario, con el transformador operando sin carga. En estas condiciones el
voltaje de secundario coincide con la fuerza electromotriz y el voltaje de primario
es aproximadamente igual a la fuerza electromotriz del devanado primario. De
acuerdo con lo anterior se obtiene:
aN
N
E
E
V
V
2
1
2
1
2
1 (14)
Prueba de cortocircuito
Con la prueba de cortocircuito puede obtenerse la impedancia de dispersión y las
pérdidas de cobre. Debe cortocircuitarse el lado de bajo voltaje y alimentarse el
transformador por el lado de alta con un voltaje reducido, haciendo circular una
corriente menor o igual a la nominal. Deben tomarse las lecturas de voltaje,
corriente y potencia (Figura 1.13) [12, 13]. Resulta muy importante la posición a
ocupar por cada instrumento, para evitar errores.
Figura 1.13. Diagrama de conexiones correspondiente a la prueba de
cortocircuito.
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
19
Con las mediciones realizadas se obtienen:
sc
sc
eqI
VZ (15)
2
'
21
sc
sc
eqI
PrrR (16)
22'
21 eqeqeq RZxxX (17)
Si de la prueba de cortocircuito se desea obtener las pérdidas de cobre
nominales, mediante la lectura del wattímetro, es necesario hacer circular por el
transformador la corriente nominal.
Prueba de circuito abierto
Con esta prueba pueden obtenerse las pérdidas de núcleo, la corriente de vacío y
la impedancia de la rama de magnetización.
Para realizarla se alimenta el transformador por el lado de bajo voltaje con voltaje
nominal, dejando abierto el lado de alto voltaje, debiendo tomarse las lecturas del
voltaje, corriente y potencia (Figura 1.14). Al igual que en la prueba anterior es
muy importante garantizar la posición adecuada para cada instrumento.
Figura 1.14. Diagrama de conexiones correspondiente a la prueba de circuito
abierto.
De las mediciones se obtienen:
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
20
ococ
oc
ocIV
P
*cos (18) ococeh II cos* (20)
eh
oc
cI
VR
(22)
22
ehoc III (19) I
VX oc
m (21) oceh PP (23)
Por seguridad, se recomienda realizar esta prueba por el lado de bajo voltaje. Con
los resultados de las pruebas de cortocircuito y circuito abierto puede obtener el
circuito equivalente aproximado del transformador. (Figura 1.15)
Figura. 1.15. Circuito equivalente del transformador referido a primario.
Prueba de polaridad
La prueba de polaridad tiene que hacerse a todos los transformadores que se
conecten en paralelo, y consiste en alimentar por el lado de alto voltaje el
transformador dejando abierto el lado de baja y conectando dos puntos de los
devanados primario y secundario, tal como se muestra en la Figura 1.16.
Además, debe garantizarse que los voltajes por primario y por secundarios sean
los mismos para evitar una circulación adicional de corriente por los devanados de
los transformadores.
Como la distribución de la carga entre cada transformador conectado en paralelo
depende de las impedancias de estos, es necesario seleccionar adecuadamente
los transformadores de modo que no haya subutilización de los mismos. Siendo
necesario que los % de impedancias y la relación r/x de cada transformador sean
idénticas.
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
21
Figura 1.16. Circuito para determinar la polaridad del transformador
monofásico[14].
Otras pruebas
Entre las pruebas que se realizan a los transformadores para conocer su
integridad mecánica y con el objetivo de obtener información sobre el estado de
los distintos elementos que lo constituyen se encuentran:
Diagnóstico del Aceite
Diagnóstico del aislante
- Factor de Potencia
- Resistencia de Aislamiento/Recovery Voltage Measurement (RVM)
- Medida de PD en servicio
- Espectroscopia Dieléctrica, FDS.
Diagnóstico de Arrollamientos y/o Cambiador de Tomas en Carga (cambia
tap)
Resistencia de Arrollamientos
Relación de Transformación
Reactancia de Dispersión / Impedancia de Cortocircuito.
Diagnóstico de otros o varios elementos.
Frequency Response Analysis, F.R.A.
Termografía
Medida de temperatura interna y de la cuba.
Con este conjunto de pruebas que se le realizan a los transformadores se
obtienen una serie de datos que sirven para dar un diagnóstico de la integridad
mecánica de estos dispositivos, así como para realizar una representación o
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
22
modelado computacional, con el cual se le pueden realizar diferentes pruebas
para ver cómo reaccionarán o si son capaces de resistir una falla de determinada
magnitud y qué medidas se pudieran implementar en caso de alguna situación
inesperada para tratar de afectar lo menos posible estos equipos y a los
consumidores [15].
1.4.3 El Análisis del Respuesta de Frecuencia (FRA) aplicado al
transformador eléctrico.
Los transformadores de potencia están diseñados para resistir tanto las fuerzas
mecánicas ocasionadas en el transporte como eventos cuando están en servicio,
tales como averías y descargas atmosféricas. Sin embargo, las fuerzas
mecánicas pueden exceder los límites especificados durante incidentes graves o
cuando la fuerza mecánica del aislante se ha debilitado debido al uso. El Análisis
de Respuesta de Frecuencia es una prueba relativamente rápida en la que se
compara la respuesta después del evento con la referencia inicial donde se
alcanza una decisión fiable sobre si se requieren más diagnósticos del
transformador o se puede volver a poner en servicio de forma segura [16].
Fallas en el sistema, cortocircuitos, envejecimiento o incluso la manipulación
durante el transporte pueden comprometer la estructura mecánica del
transformador. Estos problemas son difíciles de detectar y por lo general pasan
desapercibidos y empeoran con el tiempo haciendo perder el rendimiento del
transformador.
La técnica del Análisis de la Respuesta en Frecuencia, conocida por sus siglas en
inglés FRA se desarrolló para el diagnóstico de los devanados, después de los
bornes, los devanados (windings en inglés) son los componentes con mayor
probabilidad de fallo en el transformador[17].
1.5 Consideraciones finales del capítulo
En este capítulo se describen las principales características constructivas y de
funcionamiento de los transformadores eléctricos sus aplicaciones e importancia
en la transmisión de energía eléctrica, así como las principales técnicas de
CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.
23
diagnóstico para la determinación de las fallas que afectan el correcto
funcionamiento del dispositivo. Se analiza el comportamiento del trasformador
antes diferentes rangos de frecuencia como un circuito RLC que permite la
utilización de la técnica de Análisis de Respuesta de Frecuencia como una técnica
con grandes potencialidades en diagnóstico de las partes fijas del convertidor.
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
24
CAPÍTULO II.ANÁLISIS DE RESPUESTA DE
FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
El análisis del transformador a distintos rangos de frecuencia a partir del barrido
de frecuencia permite obtener una característica en magnitud y fase que ofrece
las condiciones del estado físico del transformador. Este tipo de estudio se
potencia para que en la hora de realizar el mantenimiento y diagnóstico del
trasformador en la búsqueda de obtener resultados fiables y concretos acerca del
estado de la vida útil del dispositivo. La técnica del FRA tiene varios criterios de
interpretación y análisis que difieren fundamentalmente en los rangos de
frecuencia, pero mucho coinciden en las posibles fallas presentes. Cada uno de
estos aspectos relacionados con el barrido de frecuencia será tratado en el
presente capítulo.
2.1 Características generales del Análisis del Barrido de Frecuencia
(FRA).
El Análisis de Respuesta en Frecuencia (FRA) es una herramienta para la
evaluación de la condición de los transformadores, que permite detectar
problemas como la deformación o el desplazamiento de los devanados. En el
FRA se obtiene la impedancia o la función de transferencia del transformador,
mediante la excitación con una señal periódica sinusoidal en un amplio rango de
frecuencias.
En la actualidad el diagnóstico a partir de la técnica FRA se hace a través de la
comparación entre dos curvas, obtenidas en tiempos de vida diferentes del
transformador. Una curva representa el transformador en estado normal (sano),
mientras que la segunda curva representa el transformador en un supuesto
estado de falla, las diferencias encontradas pueden indicar algún tipo de daño en
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
25
el transformador. A pesar de que la técnica FRA ha mostrado validez para
detectar si existe una falla o no, la interpretación física de la naturaleza de la falla
es una tarea sumamente complicada, por lo que se presentan dificultades para
ofrecer un diagnostico cualitativo (localización exacta de la falla) y cuantitativo
(nivel del grado de falla) [18].
Tanto en la comparación gráfica como la comparación basada en modelos, se
hace necesario disponer de las medidas de referencia con las cuales se realiza el
análisis comparativo. Sin embargo, es posible detectar una falla comparando
entre sí las curvas obtenidas de las tres fases del transformador trifásico, sin
necesidad de disponer de curvas de referencia [15].
Existen dos formas de inyectar el rango de frecuencia necesario, una es
inyectando un impulso al devanado y la otra es haciendo un barrido de frecuencia
usando una señal sinusoidal.
La primera variante es algunas veces conocida como método de respuesta a
impulso y la segunda como método de barrido de frecuencia (SFRA). Se puede
decir que la principal ventaja del método de respuesta a impulso sobre el método
de barrido de frecuencia es un menor tiempo de medición, aunque es necesario
aplicar la transformada rápida de Fourier (FFT), para llevar los resultados al
dominio de la frecuencia.
Las principales ventajas del método de barrido de frecuencia sobre el método de
respuesta a impulso son las siguientes:
- Mejor señal con respecto a la relación de ruido.
- Igual o casi igual exactitud y precisión en todo el rango de medición.
- No hay necesidad de aplicación de la FFT.
Estos métodos se basan en asumir que cualquier deformación mecánica puede
asociarse con un cambio en el circuito equivalente capacitivo - inductivo y por
consiguiente perceptible a través de una función de transformación [19].
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
26
2.1.1 Potencialidades del Análisis de Respuesta de Barrido de
Frecuencia (SFRA).
Esta técnica posee grandes potencialidades relacionadas con la detección de
fallas internas en el transformador que afectan la vida útil del dispositivo. Además
logra detectar incidencias mecánicas que no son detectables por otras acciones.
El SFRA es una técnica probada para realizar mediciones precisas y repetibles.
Se emplea un dispositivo que envía una señal de excitación al transformador
midiendo las señales de respuesta, luego compara la respuesta recibida con la
del valor inicial y otros resultados (por ejemplo, de unidades similares) y así
identifica desviaciones y confirma problemas mecánicos internos, tales como:
Movimiento de Núcleo.
Deformación y desplazamiento del arrollamiento.
Fallas en el núcleo.
Colapso parcial del arrollamiento.
Estructuras de sujeción rotas y/o sueltas.
Cortocircuitos en arrollamientos
Además, se utiliza esta técnica para:
Verificar el estado de nuevos transformadores.
Mejorar la calidad de su programa de inspección regular.
Combatir los problemas del sistema, como fallas de cortocircuito que
podrían dañar los transformadores.
Inspeccionar la presencia de daños que haya experimentado el
transformador después de terremotos, estrés mecánico, rayos u otros
factores ambientales.
Eliminar costosas e innecesarias inspecciones internas.
2.1.2 Equipamientos para la prueba del SFRA.
Existen varios equipos que se utilizan en esta función como son los Analizadores
de Respuestas de Barridos de Frecuencias FRAX 101 [20] y el FRAX 150 [21]
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
27
(Figura 2.1) que realizan el barrido desde bajas frecuencias hasta frecuencias del
orden de los Mega Hertz.
Figura 2.1. Analizadores de respuesta de barrido de frecuencia FRAX 101 y
FRAX 150.
Para la realización de esta investigación se utiliza un FRAX 150 por lo que se
profundiza en sus características constructivas y potencialidades que ofrece este
dispositivo.
El resultado de la medición se compara con una referencia y da una respuesta
directa a partir de los criterios a utilizar si las partes mecánicas del transformador
están o no sin cambios.
Las desviaciones indican cambios geométricos o eléctricos dentro del
transformador.
El FRAX150 detecta problemas según el criterio a utilizar como:
Deformaciones y desplazamientos del devanado
Espiras cortocircuitadas y devanados abiertos
Estructuras de fijación sueltas
Estructuras de fijación dañadas
Problemas de conexión del núcleo
Colapsos parciales del devanado
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
28
Bases del núcleo defectuosas
Movimiento del núcleo
El FRAX150 tiene un PC integrado con una pantalla de alto contraste con una
potente luz de fondo para su uso con luz de día directa. El cursor se controla con
una palanca integrada o usando un ratón USB externo. El teclado integrado
facilita la entrada de datos. Todos los datos se almacenan en un disco duro
integrado.
Los datos se pueden mover a cualquier otra computadora usando una llave de
memoria USB. El software FRAX puede importar archivos de datos de otros
instrumentos FRA haciendo posible la comparación de datos obtenidos con otra
unidad FRA.
El software ofrece al usuario una característica inigualable que permite realizar
pruebas rápidas y eficientes. Los sistemas tradicionales SFRA usan un espaciado
logarítmico de puntos de medición. Esto resulta en el mismo número de puntos de
prueba entre 20Hz y 200Hz que entre 200KHz y 2MHz y tiene un tiempo de
medición relativamente largo [21].
La respuesta de frecuencia del transformador contiene pocas resonancias en el
rango de baja frecuencia, pero muchas resonancias a más altas frecuencias.
FRAX permite al usuario especificar menos puntos de medición a bajas
frecuencias y una densidad de puntos de medición más alta a altas frecuencias.
El resultado es un barrido mucho más rápido con más detalle cuando es
necesario.
Muchas guías internacionales FRA recomiendan verificar la integridad de los
cables e instrumentos antes y después de realizar la prueba usando un circuito
con una respuesta FRA conocida proporcionada por el fabricante del equipo.
FRAX viene con una caja de prueba de campo FTB101 como accesorio estándar
y permite al usuario realizar esta validación tan importante en el campo en
cualquier momento y asegurar la calidad de la medición.
Especificaciones generales
- Método FRA: Frecuencia de Barrido (SFRA)
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
29
- Rango de frecuencia: 0.1 Hz - 25 MHz, seleccionable
- Número de puntos: Por defecto 1046, seleccionable hasta 32.000
- Tiempo de medición: Por defecto 64 s, modo rápido, 37 s (20 Hz - 2 MHz)
- Espaciado entre puntos: Log., lineal o ambos
- Rango dinámico/Umbral
- mínimo de ruido >130dB
- Precisión: ±0.5 dB hasta -100 dB
- (10 Hz - 10 MHz)
- Ancho de banda IF/tiempo Seleccionable (10% por defecto) de integración:
Software: FRAX para Windows
- Intervalo de calibración: Máx. 3 años
- Estándares/guías: Cumple con los requerimientos en Cigre Folleto 342,
2008 Evaluación de la condición mecánica de los devanados del
transformador usando FRA y el estándar chino DL/T 911-2004 FRA en
deformación del devanado de transformadores de potencia, así como otros
estándares y recomendaciones internacionales.
- Potencia de entrada
- 90 – 264 V ac, 47 – 63 Hz
- Salida analógica
- Canales: 1
- Voltaje de cumplimiento: Voltaje de salida 0.2 - 24 V p-p (circuito abierto)
- Voltaje de medición a 50 Ω: 10 V (ajustable 0.1-12 V)
- Impedancia de salida: 50 Ω
- Protección: Protección de corto circuito
- Entrada analógica
- Canales: 2
- Muestreo: Simultáneo
- Impedancia de entrada: 50 Ω
- Relación de muestreo: 100 MS/s
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
30
- Sistema de operación
- Basado en Windows
- Memoria
- 1000 registros en memoria interna. Almacenamiento externo en llave USB
Físico
- Dimensiones: 305 mm x 194 mm x 360 mm
- (12 pulgadas x 7.6 pulgadas x 14.2 pulgadas)
- Peso: 6 kg (13 lb)
- Medioambiente
- Temp de ambiente operacional: -5° C a +50° C / +32° F a +122° F
- Humedad relativa operacional: <90% sin condensación
- Temp de ambiente -20° C a 70° C / -4° F a +158° F
- de almacenamiento:
- Humedad relativa <90% sin condensación
- de almacenamiento
- Estándares CE: IEC61010 (LVD) EN61326 (EMC)
Accesorios
Accesorios incluidos: Cable de alimentación, cable de tierra, (2) sets de trenzas
de tierra, (2) conectores trenzados de tierra (aislados), (2) pinzas C, cable
generador, cable medidor, caja de prueba de campo, bolso accesorio de nylon, (2)
trenzas de tierra con pinzas y un bolso de transporte de lona para los cables de
prueba.
2.1.3 Condiciones necesarias para la prueba del FRA.
La prueba se lleva a cabo en un amplio espectro de frecuencias que en la
mayoría de los equipos de prueba van desde los Hz hasta los MHz. En principio
está basada en el registro de las señales en el dominio del tiempo mediante un
osciloscopio digital de alta definición o una tarjeta de adquisición de datos y
mediante el uso de una computadora que, con los softwares disponibles, permite
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
31
transformar los registros al dominio de la frecuencia, obtener las funciones de
transferencias y calcular sus módulos y argumentos[22].
La prueba se realiza considerando dos configuraciones para el devanado que no
se está probando:
Devanado abierto y flotando: Con esta configuración, puede apreciarse el
efecto del acoplamiento mutuo entre las bobinas de AT y BT y el efecto del
circuito magnético.
Devanado en cortocircuito: Con esta configuración, los efectos del
acoplamiento mutuo y del circuito magnético no son apreciables y solo será
visto el efecto del propio devanado.
El transformador debe estar desconectado del sistema por alta, baja
tensión y neutro.
La prueba debe realizarse en la derivación que tome la mayor cantidad de
devanado y en diferentes derivaciones para obtener resultados con y sin
secciones de derivaciones del devanado.
Las conexiones a tierra deberán ser lo más cortas posibles y correctamente
aseguradas.
La prueba se realizará en cada una de las fases según la conexión de
prueba escogida.
Los ensayos realizados inyectando la señal por el terminal neutro de un
devanado de AT en Y y obteniendo la respuesta en otro terminal del propio
devanado (Ho-H), enfatizan los efectos producidos por el interior del propio
devanado de AT.
Los ensayos realizados inyectando la señal por el terminal neutro de un
devanado de BT en Y y obteniendo la respuesta en otro terminal del propio
devanado (Xo-X), enfatizan los efectos producidos por el interior del propio
devanado de BT.
Los ensayos realizados inyectando la señal por un terminal de AT y
obteniendo la respuesta por un terminal del devanado de BT (H-X),
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
32
enfatizan también, los efectos producidos por el acoplamiento capacitivo
entre AT y BT.
Para mayor sensibilidad, los ensayos deben realizarse en cada fase por
separado, siempre que se pueda (devanados en Y), dado que si, por
ejemplo, la prueba se hace entre H1y H2, los dos devanados de AT que
están en columnas diferentes, quedarían en serie, lo que dificulta
determinar en cuál de los dos está el supuesto problema.
Interpretación y análisis de resultados de mediciones, basadas en el método de
respuesta al barrido de frecuencia.
Para los procedimientos de ensayo de SFRA y para el diagnóstico de los
resultados aún no existe una norma oficial elaborada por organizaciones de
ingeniería mundialmente reconocidas. Lo que está disponible para la comunidad
científica internacional es una Orientación 342 del grupo de trabajos A2.26 de la
CIGRE citada en [23] donde se expone como funciona y utiliza el FRA con
algunos criterios de diagnóstico.
Para realizar mediciones de FRA, una señal de tensión (Senoidal en Barrido de
Frecuencia o Señal de Impulso) es aplicada a un terminal del transformador con
respecto a la tierra. La señal de tensión medida en el terminal de entrada es la
señal de referencia para el cálculo de la respuesta en frecuencia. Un segundo
parámetro (señal de respuesta) es por lo general la señal de tensión tomada a
través de la impedancia de medición conectada a otro terminal del mismo
transformador con referencia a tierra (puede también ser una corriente medida
entre el terminal de entrada o a algún otro terminal puesto a tierra). La amplitud de
respuesta en frecuencia es la relación entre la señal de respuesta (Vr) y la señal
de entrada de la fuente (Vs) en función de la frecuencia (generalmente ilustrada
en decibeles (dB))
Una peculiaridad de los transformadores es que tienen los devanados de alta
tensión y los de baja tensión separados en dos partes iguales y conectados
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
33
internamente, siendo posible su separación momentánea para la comparación de
un sub-devanado con otro en caso de sospecha de daño en uno de ellos[24].
Según [25] diferentes tipos de conexiones han sido propuestos para el análisis de
respuesta en frecuencia, este depende de:
Tipo de conexión del transformador
Número de devanados
Posición del devanado de regulación
Número de Fases
2.1.4 Métodos comparativos del diagnóstico.
El transformador eléctrico está diseñado para soportar ciertas cargas o
fenómenos que provocan algún que otro efecto en el diseño mecánico del
dispositivo .Los propios límites de diseño pueden ser excedidos productos a tres
factores, el primero fuertes impactos mecánico debidos al transporte y
movimientos sísmicos, segundo fuertes impactos eléctricos causados por grandes
fallas en el sistema y por último el debilitamiento de la resistencia mecánica con el
paso del tiempo lo cual aminora la capacidad de soportar estrés mecánico,
incrementa el riesgo de fallas por problemas mecánicos e incrementa el riesgo y
problemas de aislamiento siendo este último el de mayor afectación al dispositivo.
Luego de realizar el SFRA al transformador se obtiene como se ha citado
anteriormente unas características de magnitud y fase la cual es la base del
diagnóstico de las posibles fallas en el dispositivo. En la presente investigación se
han analizados varios aspectos al tener en cuenta a la hora de realizar este tipo
de prueba.
Esta prueba se aplica sobre la base de la comparación por lo que es necesario
una referencia inicial del estado óptimo del dispositivo, estas comparaciones se
pueden realizar tomando varias referencias como se muestran en la Tabla 2.1 a
través de mediciones directas o utilizando la modelación de la respuesta.
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
34
Tabla 2.1. Tipo de comparaciones utilizadas en le SFRA con referencias iniciales.
Comparaciones
Basadas en el tiempo Este tipo de prueba se realiza al transformador
pasado un período de tiempo. Comparando la
referencia inicial con la del estado actual.
Basadas en sus
características constructivas
(Transformadores gemelos)
Esta prueba se le realiza a un transformador
gemelo o similar (mismo fabricante, misma
fábrica de producción, no reparaciones ni
restauraciones, mismo año de fabricación, si la
unidad es parte de una serie consecutiva), fases
simétricas.
Basadas en el diseño Cuando se basa en el diseño se trata el estudio
sobre el mismo transformador realizando la
comparación sobre el diseño de este y el
comportamiento de cada fase por separado.
Basados en la respuesta de
modelos computacionales
Se realiza la comparación a partir de las
respuestas dadas por el modelo del
transformador y la respuesta que se obtiene con
el instrumento.
2.1.5 Criterios de diagnósticos.
Aún no existe un consenso sobre la posible afectación existente en el
transformador, diferentes instituciones han tomado diferentes rangos de
frecuencia para el análisis y diagnóstico partiendo de la diversidad de
instrumentos existentes para la realización de la prueba.
Al diagnóstico de las fallas mecánicas del transformador se le aplican varios
criterios de los cuales se exponen en este acápite para analizar en qué puntos
coinciden o difieren estos autores.
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
35
En cuanto a los criterios de diagnóstico de las partes fijas en el transformador se
puede decir que no existe un criterio único por el cual regirse, puesto que hay
discrepancia en las diferentes bibliografías, a la hora de definir el rango de
medición para concluir con la respuesta adecuada.
Según [19],el rango de frecuencia más aceptados en nuestro país y que ha sido
corroborado es el que se muestra en la Tabla 2.2.
Tabla 2.2. Clasificación de la zona de la característica según el rango de
frecuencia.
Rangos de
frecuencias
Clasificación de las zonas de la característica
Menores de 10 kHz Bajas frecuencias
10 kHz a 500 kHz Frecuencias medias
Mayores de 500 kHz Altas Frecuencias
Las posibles fallas que existen según la zona de la característica se desarrollan
en los párrafos siguientes.
Fallas detectables a bajas frecuencias (menos de 10 kHz) la respuesta en baja
frecuencia está típicamente caracterizada por un decrecimiento de la amplitud que
alcanza un mínimo en resonancia a una frecuencia igual o menor a 1 kHz. Esta
resonancia es causada por la interacción de la capacitancia paralela del devanado
con la inductancia de magnetización. Si en el núcleo existen dos rutas de flujos de
diferentes longitudes entonces puede ocurrir una doble resonancia.
La primera frecuencia de resonancia puede variar con el estado del magnetismo
remanente del núcleo. Esto puede también diferir en transformadores gemelos,
donde las diferencias de fabricación de las uniones de los núcleos pueden arrojar
reluctancias distintas. Las fallas, tales como espiras cortocircuitadas, cambian la
característica de magnetización del transformador y de esta forma, la respuesta
de baja frecuencia.
Fallas detectables a frecuencias medias (10 kHz a 500 kHz) para frecuencias
medias existe un grupo de resonancias, correspondientes a la interacción de las
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
36
capacitancias paralelas y las inductancias aire-núcleo de los devanados. Estas
son, generalmente, las más repetitivas. Pueden existir ligeras diferencias entre
transformadores gemelos, debidas a las diferencias de fabricación de los
devanados. Diferencias más significativas pueden ser encontradas entre
devanados de diferentes fases en transformadores trifásicos, debido a diferentes
configuraciones de los terminales o espacios externos entre devanados.
Movimiento axial
Un desplazamiento con aumento de las frecuencias de resonancia a las
frecuencias medias, normalmente indica movimiento axial. También a frecuencias
mayores a 200 kHz, se evidencia movimiento axial con la creación de nuevas
resonancias.
Deformación radial
Entre 10 kHz y 500 kHz, se aprecian fenómenos relacionados con el movimiento
radial entre los devanados (Figura 2.2). Un desplazamiento en disminución de las
frecuencias de resonancia a las frecuencias medias, normalmente indica
deformación radial del devanado más interno.
Figura 2.2. Movimiento radial de los devanados del transformador.
Fallas detectables a altas frecuencias (más de 500 kHz) la respuesta a las
frecuencias altas es sensible a fallas que ocasionan cambios en las propiedades
de partes del devanado.
Daños localizados en el devanado causan cambios aleatorios en la respuesta a
las frecuencias altas, comúnmente llevan a la creación de nuevas frecuencias de
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
37
resonancia. La respuesta a las frecuencias altas, puede también ser afectada por
el aterramiento del tanque. Un mal aterramiento del tanque es fácil de detectar,
debido a que afecta a todos los devanados.
A altas frecuencias hay un grupo de resonancias más confusas, correspondientes
a la interacción de las capacitancias paralelas y series, y las inductancias aire-
núcleo de partes de los devanados. La respuesta a las altas frecuencias es
afectada por las diferencias de fabricación, configuración de los terminales y
espacios externos entre devanados en mayor medida que la respuesta a las
frecuencias medias. A las más altas frecuencias, la influencia de los cables de
medición se hace importante, especialmente en grandes transformadores.
Según [26] el diagnóstico se puede realizar aplicando los criterios resumidos en la
Tabla 2.3 donde las principales variaciones en este sentido están relacionadas
con los rangos de frecuencia.
Tabla 2.3. Relación de Rangos de frecuencias con posibles fallas en el
transformador analizadas en [26].
Rangos de frecuencias Posibles fallas
Bajas Frecuencias
Aplicadas (menores que
5kHz):
Zona sensible a la deformación del núcleo (contacto
a tierra, lazos de corriente), circuitos abiertos,
espiras en corto, y magnetismo o corrientes
residuales.
Medias Frecuencias
(10kHz<f<600kHz):
Zonas sensibles a movimientos del devanado.
Aumento de las frecuencias de resonancia,
movimiento axial y disminución de éstas,
movimiento radial.
Altas Frecuencias
(Mayores que 750kHz):
Zona sensible a problemas en las conexiones
internas, malas puestas a tierra de la cuba, de los
cables, movimientos del devanado.
Además de los rangos anteriormente analizados en [26] tratan de generalizar las
zonas de alta, media y baja frecuencia como se muestra en la Tabla 2.4 y Figura
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
38
2.3 donde se utilizan cuatro regiones de la característica de magnitud y fase para
determinar la posible falla.
Tabla 2.4. Relación de rangos de frecuencias con posibles fallas en cuatro
regiones de la característica.
Regiones de la Característica Posibles fallas
La región 1: (<2kHz) Corresponde al área de influencia del
núcleo.
La región 2: (entre 2-20kHz) Muestra la intersección entre devanados
La región 3: (entre 20kHz y
1MHz)
Muestra la estructura de los devanados
La región 4: (>1MHz)
Corresponde a la influencia de las puestas a
tierra y posición principal del conmutador.
En la Figura 2.3 se observa la clasificación de las cuatro regiones de la
característica de magnitud contra frecuencia de la función transferencial.
Figura 2.3. Rangos de frecuencias con posibles fallas en cuatro regiones de la
característica.
Existen también autores que ponen la clasificación de las zonas de frecuencia
según el instrumento que dispongan en el caso de cada estudio como se utiliza en
[27] teniendo la clasificación mostrada en la Tabla 2.5.
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
39
Tabla 2.5. Relación de rangos de frecuencias con defectos probables con
variaciones en la característica.
Rango de Frecuencia Defecto Probable
< 2 kHz Defecto en el núcleo magnético, espiras en
cortocircuito, espiras abiertas.
Entre 2 kHz y 100 kHz Movimiento relativo de los bobinados ente si
Entre 100 kHz y 1 MHz Deformaciones locales de los devanados.
Como se puede observar anteriormente existen variedades de criterios a la hora
de clasificar las regiones de las características que se obtienen del SFRA,
determinado fundamentalmente de resultados empíricos obtenidos por varios
autores.
2.1.6 Norma China ICS27.100F24 [28]
El criterio más utilizado en este campo de diagnóstico del SFRA es la norma
China ICS27.100F24 que define rangos de baja, media y alta frecuencia que se
recogen en la Tabla 2.6.
Esta norma establece las normativas a la hora de realizar las pruebas, los
requerimientos de los instrumentos a utilizar y las posibles afectaciones o fallas en
el interior del transformador.
Tabla 2.6. Clasificación de las zonas de la característica según los rangos de
frecuencias propuestos por la norma china.
Rangos de frecuencias Clasificación de las zonas de la característica
Menores que 100 kHz Bajas frecuencias
Entre 100 kHz y 600 kHz Frecuencias medias
Mayores que 600 kHz Altas Frecuencias
2.1.7 Norma de la IEC 60076-18 [29]
La norma de la IEC abarca todo lo relacionado con la calibración necesario para
el ensayo, los rangos de frecuencias a los que se debe realizar el SFRA (20 Hz-2
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
40
MHz) para obtener un resultado a profundidad, la configuración de las
mediciones, los métodos comparativos para el diagnóstico coincidiendo con los
utilizados en [26] y citados en la Tabla 2.1.Además tiene como peculiaridad que
la característica se divide en cuatro zonas definidas como A; B; C y D como se
muestra en la Figura 2.4 y Tabla 2.7 definiendo la influencia de los elementos
constructivos en cada una de estas zonas. En el documento se definen las rangos
de frecuencia a utilizar para analizar según el nivel de tensión de equipo en
estudio, ver [29].
Muchas de estas cuestiones tratadas son la que se utilizan en el laboratorio de la
Fábrica de Fusibles y Desconectivos por lo que esta norma se convierte en la
propuesta para evaluar los resultados de la investigación.
Tabla 2.7. Clasificación de las zonas de la característica según los rangos de
frecuencias propuestos por la norma de la IEC.
Figura 2.4. Rangos de frecuencias con posibles fallas en cuatro regiones de la
característica según la norma de IEC.
Zona de la característica Influencias en esta zona
A Núcleo magnético
B Interacción entre los bobinados
C Estructura de los bobinados
D Movimiento de los bobinado y en el tap
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
41
2.2 Análisis de los resultados obtenidos a través del SFRA
Luego de realizar el SFRA y haber definido la zonas de la característica según
[26, 29] para analizar los resultados obtenidos se utilizan los siguientes
puntos:
Análisis Visual.
Con las gráficas obtenidas (huella de referencia y actual) se realiza un análisis
comparativo, para esto debe asegurarse que el análisis sea realizado por
personal experto, ya que en estos casos el personal que se encarga del análisis
visual de la comparación de las ondas obtenidas deberá tener un alto nivel de
certeza y experiencia en el diagnóstico, pues de acuerdo a este análisis se
tomaran decisiones muy importantes sobre el transformador como determinar si
este se debe sacar de operación debido a su baja fiabilidad, cambiar el
transformador a un circuito eléctrico que alimente una carga menor con menos
riesgo de falla o si definitivamente el estado actual de transformador implica que
este debe ser reparado.
Análisis de Correlación.
El análisis de factores de correlación se realiza mediante un software que utiliza
coeficientes de correlación matemáticos de acuerdo con el estándar DL/T 911
2004, Diseño específico del transformador. Este software es una herramienta
generada especialmente por los fabricantes de los equipos de SFRA para ayudar
al operador y al grupo encargado del análisis a determinar una posible falla, el
cual tendrá sus variables de acuerdo al perfeccionamiento alcanzado por el
equipo desarrollador del software del equipo de SFRA. El coeficiente de
correlación es utilizado para la evaluación de diferencias entre dos formas de
onda o huellas digitales de la respuesta en frecuencia, el cual representa cuanto
están relacionadas estas mediciones entre sí. Es una herramienta para cuantificar
las diferencias entre dos formas de onda de forma numérica y no de forma
subjetiva. Este puede ser calculado para todo un ancho de banda de la respuesta
en frecuencia obtenida o por décadas.
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
42
Este último tipo de análisis es en búsqueda de realizar un estudio más profundo
del estado físico del transformador como el que se efectúa en [30] sobre las
variaciones en los devanados del transformador desde el mismo momento de la
fabricación del dispositivo, su transporte, mantenimiento y fin de su vida útil.
2.3 Técnicas de modelado de transformadores utilizando el FRA.
Una alternativa para la obtención de relaciones causa efecto entre fallas y
respuesta, es la de emplear modelos del transformador donde se simulen
cambios y se identifiquen sus efectos en el FRA. Esta metodología es aplicable de
manera general, ya que el análisis se hace en el modelo propio de cada
transformador, debiendo el modelo permitir realizar una asociación de sus
parámetros con los componentes físicos del transformador. Un modelo se puede
obtener a partir de datos constructivos, para lo cual se requiere tener una muy
detallada y completa información del transformador, lo que implica trabajar en
asocio con el fabricante, quien tiene todos los datos de su diseño y construcción
[31] .
Existe varios autores [32], [33],[34] y [35] que han combinado la modelación del
transformador con el FRA y con esto obtienen resultados que exponen el estado
físico y de explotación del transformador. En este caso solo se expondrá el
modelo de celdas dado que es el más utilizado para este tipo de análisis.
2.3.1 Modelo circuital de celdas
El modelo circuital de celdas se obtiene a partir de una curva de FRA medida en
el transformador y consiste básicamente en una serie de celdas conectadas en
serie, conformadas por tres parámetros eléctricos, R, L, C; el cual, una vez
encontrados los valores apropiados de los parámetros de las celdas, permite
reproducir la curva de respuesta en frecuencia obtenida en la prueba [36].
Las celdas están formadas por tres elementos pasivos básicos, la inductancia que
representa el almacenamiento de campo magnético; la capacitancia que
representa el almacenamiento de campo eléctrico y la resistencia que representa
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
43
las pérdidas de potencia. Los parámetros eléctricos en cada celda se encuentran
conectados en paralelo como se muestra en la Figura 2.5 [35].
Figura 2.5. Modelo del transformador de cuatro celdas RLC.
Cada celda representa un determinado ancho de banda caracterizado por un
punto de resonancia y debe funcionar solo en un determinado rango de
frecuencia, siendo transparente para los otros rangos, es decir debe comportarse
como un cortocircuito en frecuencias fuera de su rango asignado. El circuito
equivalente del modelo en el ancho de banda de la Celda 2 se muestra en la
Figura 2.6.
Figura 2.6. Circuito aproximado del modelo en el ancho de banda
asignado a la Celda 2.
En la Figura 2.7 se muestra una curva típica FRA de un transformador de
potencia, en donde se han identificado los puntos de resonancia (picos) y anti
resonancia (valles). Esta curva se puede modelar con cuatro celdas,
correspondiendo cada una a un punto de resonancia y dos de anti resonancia. Se
tendrá entonces cuatro rangos definidos así: celda 4, puntos 1-2-3, celda 3 puntos
4-5-6, celda 2
puntos 7-8-9 y celda 4 puntos 7-8-9.
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
44
Figura 2.7. Identificación de los puntos de resonancia y antiresonancia.
La respuesta en frecuencia del modelo, tendrá también picos y valles a lo largo de
todo el ancho de banda, Figura 2.8. El ancho de banda A1-B1 es el asociado a la
respuesta de la primera celda, donde L1 corresponde al flanco de subida, C1 al
flanco de bajada y R1 al punto de resonancia.
Figura 2.8. Respuesta del Modelo
Cada celda se asocia principalmente con un aspecto del comportamiento del
transformador: la que está en la banda de baja frecuencia (C1) con efectos en el
núcleo, la que está en bandas intermedias de frecuencia (C2) con efectos
principales en el devanado y las que están en la banda de alta frecuencia (C3 y
C4) con efectos menores en el devanado. Para elaborar el modelo se parte de
una respuesta en frecuencia medida con sus datos entregados en forma de una
tabla de impedancia (R+ jX) y frecuencia (Hz). Cada celda corresponde a la suma
en paralelo de las tres impedancias y su admitancia es:
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
45
(23)
Donde k es el número de la celda.
Las ecuaciones de cada uno de los parámetros eléctricos del circuito RLC se
encuentran en [35].
Para realizar la interpretación de las variaciones de las curvas de FRA, se
necesitan dos mediciones, una correspondiente al transformador en estado sano
y la otra del transformador en el estado de posible falla. Cada curva es modelada
por separado usando los algoritmos descritos anteriormente. Los parámetros de
los dos modelos, en estado sano y en estado de falla, son comparados calculando
su diferencia en porcentaje, lo cual puede dar una indicación de algún tipo de
daño en el transformador, Figura 2.9.
Figura 1.9. Método de diagnóstico utilizando la modelación del transformador.
Al utilizar este método de diagnóstico se logran respuestas que logaran identificar
las principales variaciones en las curvas de magnitud y fase del transformador a
partir de respuestas computacionales con una alta exactitud.
CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES
ELÉCTRICOS.
46
2.4 Consideraciones finales del capítulo
En este capítulo se realiza un análisis a varios aspectos relacionados con el FRA
como sus potencialidades como técnica de diagnóstico de ser capaz de detectar
anomalías en la integridad mecánica del transformador que con otras técnicas no
se pueden detectar, además de abarcar los principales criterios que varían
fundamentalmente en los rangos de frecuencias existiendo solapamiento en
zonas que se define como bajas medias y altas frecuencias de la característica
este aspecto es producido esencialmente por la disponibilidad del equipo que se
utiliza para realizar la prueba. Se selecciona la Norma de la IEC como patrón a
utilizar en el desarrollo de la prueba real en el laboratorio dado la coincidencia de
los aspectos tratados en esta y las condiciones existentes para las pruebas. De
manera general se introduce el tema de la modelación de transformadores
utilizando la técnica del FRA para futuras investigaciones relacionadas con este
tema.
.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
47
CAPÍTULO III.DETERMINACIÓN DE LA
INTEGRIDAD MECÁNICA DE
TRANSFORMADORES POR ANÁLISIS DE LA
RESPUESTA DE FRECUENCIA.
La oportunidad de hacer pruebas reales con un instrumento capaz de realizar el
barrido de frecuencia a transformadores es la base de este capítulo en el cual se
aplican los criterios de diagnósticos y técnicas capaces de determinar la posible
falla por la pérdida de la integridad mecánica del transformador. En el desarrollo
del trabajo solo se puede contar con transformadores de distribución los cuales no
permiten que sus partes estructurales sean modificadas en gran magnitud, pero
si se logra realizar varias acciones que permiten la investigación y con esto el
cumplimiento de los objetivos trazados.
3.1 Presencia del Análisis del Barrido de Frecuencia en Cuba.
En nuestro país no existe aún cultura sobre la utilización del FRA, se desconocen
por parte de las empresas las potencialidades que brinda esta técnica de
diagnóstico en el mantenimiento predictivo de los transformadores. Los mayores
avances en este tema y su investigación se han logrado en el Centro de
Investigaciones y Pruebas Electroenergéticas (CIPEL).En las investigaciones
realizadas por este centro [37] se han corroborado varios de los temas que se han
tratado en este trabajo en los capítulos anteriores por lo que se propone la
utilización este material como fuente de estudio e información por parte de los
directivos y trabajadores de la Empresa Eléctrica en Cuba para logra su
introducción en el país en el diagnóstico y mantenimiento de transformadores
eléctricos.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
48
3.2 Características físicas de los transformadores a utilizar en el
estudio.
En este estudio se utilizan transformadores de distribución los cuales son los que
existen en los laboratorios de la Fábrica de Fusibles y Desconectivos
perteneciente a la Empresa de Producciones Electromecánicas. Las acciones
realizadas sobre estos equipos se pueden extrapolar a los transformadores de
potencia para la realización del diagnóstico de la integridad mecánica del
dispositivo utilizando la técnica del barrio de frecuencia.
En el patio del laboratorio existen varios transformadores de distribución marca
Latino, con fecha de fabricación: año 2014 en la fábrica de mismo nombre.
En la Figura 3.1 se observa un transformador de distribución de 25 kVA de
120/240 V destinado para alimentar zonas residenciales.
Figura 3.1. Transformador de distribución de 25 kVA.
En la Tabla 3.1 se observan las características de este transformador de
distribución.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
49
Tabla 3.1 Características del transformador de distribución de 25 kVA.
Transformador monofásico de distribución
Marca Latino
Modelo SH6
Potencia 25 kVA
Características del devanado
Tensión primaria 7620 V
Tensión secundaria 120/240 V
Frecuencia 60 Hz
Espiras por primario 1334 vueltas
Capas del devanado primario 17 capas
Calibre del devanado primario No. 15 AWG
Espiras por secundario 40 vueltas
Capas del devanado secundario 10 capas
Calibre del devanando secundario Folio 1,5x12 mm
%Z 3.68
Polaridad Aditiva
Peso total 155 kg
Refrigeración ONAN
Tipo de aislamiento Clase A
Litros de aceite 57 (aceite mineral libre de PCB)
Nivel Básico de Aislamiento tipo
Impulso (BIL) Alta Tensión
95 kV
Nivel Básico de Aislamiento tipo
Impulso (BIL) Baja Tensión
30 kV
Manufacturado en Cuba
Bajo Normas ANSI
Fecha de fabricación 19/12/2014
Posición del Tap 1 8000 V
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
50
2 7810 V
3 7620 V
4 7430 V
5 7240 V
En el estudio a realizar se utilizan otros transformadores similares en búsqueda
de validar la investigación.
La Figura 3.2 expone dos transformadores de distribución de 50kVA con
aplicaciones diferentes debido a sus niveles de tensión por secundario. Uno de
ellos tiene niveles de tensión por secundario de 240/480 V destinado al uso
industrial y el otro tiene en el secundario valores nominales de tensión de
120/240V para uso residencial.
Figura 3.2. Transformadores de distribución de 50kVA.
En la Tabla 3.2 se recogen las características nominales del transformador de 50
kVA 120/240.
Tabla 3.2 Características del transformador de distribución de 50 kVA
Transformador monofásico de distribución
Marca Latino
Modelo SH6
Potencia 50 kVA
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
51
Características físicas
Tensión primaria 7620 V
Tensión secundaria 120/240 V
Frecuencia 60 Hz
%Z 3.54
Polaridad Aditiva
Peso total 276 kg
Refrigeración ONAN
Litros de aceite 88 (aceite mineral libre de PCB)
Nivel Básico de Aislamiento tipo
Impulso (BIL) Alta Tensión
95 kV
Nivel Básico de Aislamiento tipo
Impulso (BIL) Baja Tensión
30 kV
Manufacturado en Cuba
Bajo Normas ANSI
Fecha de fabricación 24/10/2014
Posición del Tap 1 8000 V
2 7810 V
3 7620 V
4 7430 V
5 7240 V
En la Tabla 3.3 se recogen las características nominales del transformador de 50
kVA 240/480.
Tabla 3.3 Características del transformador de distribución de 50 kVA 240/480 V.
Transformador monofásico de distribución
Marca Latino
Modelo SH6
Potencia 50 kVA
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
52
Características físicas
Tensión primaria 7620 V
Tensión secundaria 240/480 V
Frecuencia 60 Hz
%Z 3.44
Polaridad Aditiva
Peso total 276 kg
Refrigeración ONAN
Tipo de aislamiento Clase A
Litros de aceite 88 (aceite mineral libre de PCB)
Nivel Básico de Aislamiento tipo
Impulso (BIL) Alta Tensión
95 kV
Nivel Básico de Aislamiento tipo
Impulso (BIL) Baja Tensión
30 kV
Manufacturado en Cuba
Bajo Normas ANSI
Fecha de fabricación 15/10/2014
Posición del Tap 1 8000 V
2 7810 V
3 7620 V
4 7430 V
5 7240 V
3.3 Desarrollo de la prueba de Análisis del Barrido de Frecuencia
Para el desarrollo de la prueba del FRA se utiliza la norma establecida en el
laboratorio de la Fábrica de Fusibles y Desconectivos perteneciente a la IEC
(Comisión Electrotécnica Internacional) con número 60076-18 del 2012, [38] que
enmarca todo lo relacionado con la aplicación de este tipo de ensayo de
laboratorio.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
53
3.3.1 Calibración del instrumento FRAX 150
Según [29] antes de comenzar las pruebas es necesario realizar la calibración del
instrumento y revisar las condiciones físicas de los conductores y conexiones a
tierra relacionados con SFRA. Para la calibración del instrumento se utiliza un
módulo que se recomienda por muchas guías internacionales para verificar la
integridad de los cables e instrumentos antes y después de realizar la prueba
usando un circuito con una respuesta SFRA conocida proporcionada por el
fabricante del equipo.
En este caso se cuenta con la caja de prueba de campo FTB101(Figura 3.3)
como accesorio estándar y permite al usuario realizar esta validación tan
importante en el campo en cualquier momento y asegurar la calidad de la
medición.
Figura 3.3. Caja de calibración FTB101
A partir de la referencia dada por el manual de usuario del FRAX 150 se compara
con la característica obtenida en la pantalla del dispositivo mediante su
calibración, ver Figura 3.4.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
54
Figura 3.4. Calibración del FRAX 150.
El resultado obtenido coincide con la referencia del manual por lo que a partir de
este momento el dispositivo está en condiciones de realizar las pruebas.
3.3.2 Análisis del transformador de 25 kVA.
Como se ha referido anteriormente para realizar este tipo de diagnóstico es
necesario tener una referencia, la cual utilizar para realizar las comparaciones ya
sea por tiempo, por diseño o por tipo constructivo por lo que se parte de tomar
una referencia del barrido de frecuencia al transformador de 25kVA (Figura 3.5) la
que sirve para observar las variaciones en la característica cuando se le aplique
algún cambio estructural al transformador, ver Figura 3.7.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
55
Figura 3.5. Conexiones del FRAX 150 en el transformador de 25 kVA con el
secundario abierto.
Para realizar este barrido de frecuencia se conectó el FRAX 150 entre los
extremos terminales de un mismo devanado (primario), con todos los demás
terminales flotantes (Figura 3.6 a) y b)) con el tap del transformador en 1 (8000 V)
donde se obtienen unas respuestas de magnitud y fase distintivas en los picos y
valles a lo largo de todo el ancho de banda con puntos de resonancia bien
determinados (Figura 3.7).
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
56
Figura 3.6 a). Configuración utilizada en el barrido de frecuencia al transformador
de 25 kVA
Figura 3.6 b). Configuración utilizada en el barrido de frecuencia al transformador
de 25 kVA
Con la utilización de esta configuración la respuesta está caracterizada por la
impedancia de magnetización del transformador siendo el principal parámetro de
la respuesta a baja frecuencia (bajo la primera resonancia). Comúnmente se usa
por su simplicidad y la facilidad de analizar cada devanado por separado (Figura
3.7)
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
57
Figura 3.7. Característica de magnitud y fase del transformador de25 kVA con
tap 1 usada como referencia.
Para complementar el análisis del barrido de frecuencia se aplica la otra
configuración de conexión y se compara con la referencia tomada en la otra
configuración. Se realiza entre los extremos o terminales de un mismo devanado,
mientras el devanado de bajo voltaje es cortocircuitado (Figura 3.8 a) y b)).
En la Figura 3.9 la influencia del núcleo desaparece por debajo de
aproximadamente 10-20 kHz porque la respuesta de baja frecuencia se
caracteriza por la impedancia de cortocircuito / reactancia de fuga en lugar de la
inductancia de magnetización, la respuesta en altas frecuencias es similar a la
prueba de admitancia en circuito abierto.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
58
Figura 3.8 a). Conexiones del FRAX 150 en el transformador de 25 kVA con el
secundario en cortocircuito.
Figura 3.8 b). Esquema de conexiones del FRAX 150 en el transformador de 25
kVA con el secundario en cortocircuito.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
59
Esta prueba se puede hacer si hay un interés en obtener información relacionada
con la impedancia de fuga a baja frecuencia, o la eliminación de las
incertidumbres relacionadas con el análisis de la influencia del núcleo cuando el
magnetismo residual está presente.
Figura 3.8. Respuesta del barrido de frecuencia con el secundario en cortocircuito.
3.3.3 Análisis de las variaciones al transformador de 25 kVA.
Al transformador de distribución de 25 kVA se le realizaron algunas variaciones a
las cuales se tenían acceso para la realización de las pruebas siempre
comparando con la referencia inicial.
La primera variación cambiar el número de vueltas con la utilización del tap desde
el tap de referencia (tap 1) hasta el tap 5 (7240 V) y se le aplicó el barrido de
frecuencia con la misma configuración de la Figura 3.6 con los devanados
secundarios abiertos (flotando). Al variar la relación de transformación se puede
observar en la Figura 3.9 que la característica tiene una pequeña variación en el
inicio de su desarrollo dado que se disminuyen el número de vueltas del
devanado primario variando así la señal de referencia y con esto el
comportamiento RLC del núcleo. La mayor diferencia aparece en frecuencias por
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
60
encima de los 100 kHz coincidiendo con los criterios que se exponen en [39]
donde se caracteriza movimientos en los devanados o cambio de conexión en el
conmutador comprobándose este criterio y su fiabilidad para realizar el
diagnóstico.
Figura 3.9. Respuesta de la variación de la referencia hasta el tap 5
3.3.4 Análisis de los transformadores de 50 kVA.
A los dos transformadores de 50 kVA que existen en el laboratorio se le realizaron
varios barridos de frecuencia con el FRAX 150 realizando una comparación de
tipo constructivo ya que estos dispositivos tienen diferentes niveles de tensión en
sus secundarios por lo que constructivamente son diferentes.
El primer transformador a analizar es el de 50 kVA con niveles de tensión por
secundario de 240/480 V con el cambia tap en el tap 3 el que se toma como
referencia a este dispositivo se le realizan las mismas conexiones aplicadas al
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
61
transformador de 25 kVA con el secundario abierto como se muestra en las
Figuras 3.6 y 3.10.
Figura 3.10. Conexiones del FRAX 150 en el transformador de 50 kVA 240/480 V
con el secundario abierto.
Como resultado de análisis se obtiene la característica del trasformador que se
muestra en la Figura 3.11 que sirve como referencia para las próximas
variaciones a considerar.
Figura 3.11. Característica de magnitud y fase del transformador de 50kVA
240/480 V con tap 3 usada como referencia.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
62
De igual manera a los análisis que se realizan al transformador de 25 kVA este
transformador de 50 kVA 240/480 V se le aplica un cortocircuito por secundario y
se compara con la referencia anteriormente tomada comprobándose de igual
forma lo anteriormente mencionado, las principales variaciones aparecen en los
rangos de baja y mediana frecuencia luego el comportamiento en la zona de los
devanados es similar a la referencia, ver Figuras 3.8 b) ,3.12 y 3.13.
Figura 3.12. Conexiones del FRAX 150 en el transformador de 50 kVA
240/480 V con el secundario en cortocircuito.
Figura 3.13. Respuesta del barrido de frecuencia del transformador de 50kVA
240/480 V con el secundario en cortocircuito y su referencia.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
63
El segundo transformador a analizar es el de 50 kVA con niveles de tensión por
secundario de 120/240 V con el cambia tap en el tap 3 el que se toma como
referencia a este dispositivo se le realizan las mismas conexiones aplicadas al
transformador de 25 kVA con el secundario abierto como se muestra en las
Figuras 3.6 y 3.14.
Figura 3.14. Conexiones del FRAX 150 en el transformador de 50 kVA 120/240 V
con el secundario abierto.
Como resultado del análisis se obtiene la característica del trasformador que se
muestra en la Figura 3.15 que sirve como referencia para las próximas
variaciones a considerar.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
64
Figura 3.15. Característica de magnitud y fase del transformador de 50kVA
120/240 V con tap 3 usada como referencia.
3.3.5 Comparación tipo constructivo de los transformadores de 50
kVA
A partir de los resultados que se obtienen anteriormente se puede realizar un
análisis comparativo tipo constructivo entre las respuestas ofrecidas por los dos
transformadores de 50 kVA. Esta definición ya fue tratada en los acápites 2.3.1 y
2.4 de este trabajo y es mencionada en [39].En la Tabla 3.4 se recogen varios
aspectos a tener en cuenta a la hora de realizar estos tipo de estudio.
Tabla 3.4. Tabla de características constructivas de los transformadores de 50
kVA
Características
constructivas
Transformador 240/480 V Transformador 120/240 V
Modelo SH6 SH6
Potencia 50 kVA 50 kVA
Tensión primaria 7620 V 7620 V
Tensión secundaria 240/480 V 120/240 V
Año de fabricación 2014 2014
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
65
%Z 3.44 3.54
Peso 276 kg 276 kg
Marca Latino Latino
Refrigeración ONAN ONAN
Litros de aceite 88 (aceite mineral libre de
PCB)
88 (aceite mineral libre de
PCB)
Manufacturados en Cuba
Bajo Normas ANSI
Con los resultados que se obtienen anteriormente en el acápite 3.3.4 se procede
a la comparación gráfica entre las respuestas ofrecidas en el FRA realizadas a
cada transformador de 50 kVA.
En la Figura 3.16 se realiza una comparación tipo constructivo entre los
transformadores de 50 kVA manteniendo el tap 3 por primario y niveles de
voltajes diferentes en el devanado secundario como se puede apreciar en la figura
las principales desviaciones de las características comienzan a manifestarse a
partir de los rangos de media a alta frecuencia, intervalos de frecuencia por
encima de los 10 kHz.
Según varios autores [27, 32, 35, 39, 40] en estos intervalos de frecuencia
comienzan a manifestarse los efectos del devanado del convertidor. En bajas
frecuencias las desviaciones no son notables por lo que indica que
comparativamente la integridad mecánica del núcleo de estos dos
transformadores, sus características constructivas y su comportamiento ante
diferentes niveles de frecuencia coinciden en magnitud y fase por lo que en estas
zonas se puede utilizar uno como patrón del otro para detectar cualquier defecto
mecánico.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
66
Figura 3.16. Comparación de las características de magnitud y fase de los
transformadores de 50kVA.
Como se observa, las variaciones en las características aparecen en altos niveles
de frecuencia dado que los devanados de los dispositivos difieren en número de
vueltas. De igual forma manera se compararon los cambios cuando se varían los
números de vueltas en cada transformador, esto se puede observar en las
Figuras 3.17 y 3.18.
En la Figura 3.17 se compara la respuesta de magnitud y fase de cada
transformador (Transformador de 50 kVA 240/480 V y Transformador de 50 kVA
120/240 V) cuando a cada uno de ellos se varía del número de vueltas del tap de
referencia (tap 3) al tap 1.Como resultado se reafirma lo antes expresado, existen
variaciones de la características para los rangos de media y alta frecuencia
correspondientes a las diferencias en los devanados de los transformadores que
en este caso no significa falla alguna sino diferencias constructivas de los
dispositivos.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
67
.
Figura 3.17. Comparación de las características de magnitud y fase de los
transformadores de 50kVA con el tap en la posición 1.
Como en ejemplos anteriores en la Figura 3.18 se observa algo muy similar a lo
que sucede en las Figuras 3.16 y 3.17 reafirmando lo anteriormente expresado,
pero en este caso los taps de los transformadores están en la posición 5.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
68
Figura 3.18. Comparación de las características de magnitud y fase de los
transformadores de 50kVA con el tap en la posición 5.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
69
3.4 Modelado de transformadores con utilización del FRA [1].
Este último acápite es un paso para sentar las bases de próximas investigaciones
que relacionen la modelación de transformadores eléctricos, tema que brinda
aspectos importantes a tener en cuenta en el tratamiento a estos dispositivos. La
Empresa de Producciones Electromecánicas, donde se realizaron las pruebas a
los transformadores tiene en su laboratorio un dispositivo capaz de obtener la
respuesta del transformador al realizarle el barrido de frecuencia.
El análisis de la técnica de barrido de frecuencia a transformadores eléctricos en
este trabajo parte de la posibilidad que brindan los resultados que se obtienen en
este tipo de estudio. El modelo circuital de celdas visto en el acápite 2.5.1 parte
de la realización a un transformador real de este tipo de prueba donde al modelo
se le ajustan sus parámetros hasta obtener una curva con similares
características [40].
El estudio se realiza con la utilización del programa Multisim donde se ejecutan
dos barridos de frecuencia uno que supone un estado donde el transformador no
ha sufrido ninguna anormalidad en su estructura, estado sano (Figura 3.19), y otro
donde se le afecten varios de sus parámetros. Estas condiciones se presentan de
forma real cuando aparecen condiciones extremas de explotación o agentes
externos como fallas o descargas atmosféricas. En la Figura 3.19 se obtiene la
respuesta de magnitud y fase de la función de transferencia que se utiliza donde
se relaciona el voltaje y la corriente por primario para condiciones sanas del
dispositivo.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
70
Figura 3.19. Respuesta de magnitud y fase del FRA realizado al Modelo en
estado sano.
En [40] se ofrece un grupo de datos que indican el estado de las deformaciones
existentes en el dispositivo producidas por acciones internas o externas. Estos
valores se sustituyen en el Modelo, implementado en Mulsitim, y se obtiene la
Figura 3.20 que son las respuestas de magnitud y fase para estas condiciones.
Figura 3.20. Respuesta de Magnitud y Fase del FRA realizado al Modelo en
estado de falla.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
71
Cuando se realiza una comparación entre los dos estados bajo análisis se puede
observar las variaciones existentes en las respuestas que se obtienen,Figura3.21.
Figura 3.21. Comparación de las respuestas de magnitudes y fases del FRA
realizado al Modelo en estado sano y de falla.
En la Figura 3.21 se pueden observar los principales cambios que aparecen el
comportamientos de las características de magnitud y fase de los casos de
barridos de frecuencia ,a partir de estas variaciones y en los rangos de
frecuencias que aparecen al aplicar los criterios de diagnóstico que ofrecen [27] y
[40] se obtiene que la estructura del transformador tiene problemas o se ha
dañado. A partir de esto se puede afirmar que las celdas 1 y 2 no muestran una
variación considerable, lo que indica que el sistema magnético del transformador
se encuentra en buen estado, además no se presentan deformaciones mayores
en el devanado; sin embargo, se observan grandes variaciones en las celdas 3, 4
y 5, que indica una deformación menor en una de las fases.
Por otro lado, el modelo de celdas muestra ser sensible a los cambios en la curva
de SFRA, por lo que puede ser útil al evaluar el alcance de una falla; sin embargo,
se requiere de más investigación, para obtener reglas que asocien las variaciones
en los parámetros de las celdas con los cambios físicos en el transformador.
CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR
ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.
72
3.5 Consideraciones finales del capítulo.
En este capítulo se realiza el análisis de las respuestas en magnitud y fase que
entrega el FRAX 150 aplicado a trasformadores de distribución de 25 y 50 kVA a
los cuales se le realizan algunas variaciones que permiten observar las
potencialidades de esta técnica de diagnóstico. Se aplica un método de
comparación basado en la construcción propia de los transformadores de 50 kVA
para definir como es el comportamiento de estos transformadores a distintos
niveles de frecuencia y definir posibles causas de falla. Se obtuvieron respuestas
que fundamentan la teoría que se consultó en las referencias bibliográficas.
Además, se alcanzan resultados con suficiente precisión en relación con lo que
ocurre en la realidad donde se hace mayor hincapié en el comportamiento del
transformador y sus posibles fallas debido a la pérdida de la integridad mecánica
del dispositivo.
CONCLUSIONES
73
CONCLUSIONES
1. La presencia de los transformadores eléctricos en cualquier lugar del sistema
los expone a condiciones de explotación que afectan la integridad mecánica del
dispositivo aspecto de suma importancia en su correcto funcionamiento.
2. La técnica de diagnóstico a partir del Análisis del Barrido de Frecuencia está
caracterizada como un arma de gran potencialidad para detectar las posibles
fallas ocultas en el interior del transformador y aporta conocimientos del estado
de la fortaleza del aislamiento del dispositivo de una forma no invasiva y
confiable.
3. Existe diversidad en los rangos de frecuencia a los cuales se asocian las
posibles afectaciones en el interior del dispositivo, aunque se logran definir
zonas específicas del transformador donde puede aparecer la afectación. Los
criterios se basan fundamentalmente en estos rangos de frecuencia y están
dirigidos por las normas de la IEC y la norma china ICS27.100F24.
4. En las pruebas realizadas en el laboratorio de la Fábrica de Fusibles y
Desconectivos se aplicó el FRA a varios transformadores de distribución donde
se obtienen resultados inéditos sobre el tema que concuerdan con la teoría
antes planteada. De igual forma se aplican los criterios y se analizan las
principales variaciones en las respuestas obtenidas.
RECOMENDACIONES
74
RECOMENDACIONES
Poner a disposición de las OBE provinciales y municipales este trabajo
para profundizar en el diagnóstico oportuno de transformadores de
subestación.
Utilizar esta técnica como parte del estudio sobre el perfeccionamiento
en el diseño y explotación de los transformadores Latinos.
Profundizar en el estudio y potencialidades del FRA en la modelación
de transformadores mediante esta técnica para mejorar el diagnóstico
del dispositivo.
REFERENCIAS BIBILOGRÁFICAS
75
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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