Relés Detectores de Gas tipo Buchholz

Estos dispositivos hacen parte de la protección principal del transformador.Actúan por la detección de los gases acumulados en su cámara, por falta de aceite o por el flujo de aceite provocado por descargas eléctricas internas o cortocircuitos en el transformador.Cada relé es calibrado, simulado y puesto a prueba dentro de valores especificados por normas internacionales.El producto de la foto pertenece a la firma Celectra.

Protección Buchholz

En este blog ya hemos hablado algo del Rele Buchholz, ahora profundizaremos un poco más en su funcionamiento.

La protección Buchholz (ver foto) protege al transformador contra todo efecto producido en el interior de la cuba del mismo. Se basa en el hecho de que las irregularidades en el funcionamiento de los transformadores dan lugar a calentamientos locales en los arrollamientos y consiguientemente a la producción de gases de aceite cuya cantidad y rapidez en su desarrollo crecen sensiblemente a medida que se extiende la avería.

Los gases que pueden producirse en el interior de la cuba suben por el caño en el cual está instalado el relé Buchholz (esquema 1) quedando atrapado en este.

La disposición esquemática del relé aparece en la esquema 2. La caja del relé esta llenade aceite conteniendo éste los flotadores a1 y a2 móviles. Cuando por causa de un defecto se

producen pequeñas burbujas de gas, éstos se elevan en la cuba hacia el tanque de expansión y son captadas por el relé y almacenados en la caja cuyo nivel de aceite baja progresivamente. El flotador superior se inclina y cuando la cantidad de gases es suficiente, cierra los contactos (c1) que alimenta el circuito de alarma.

En el caso de no tomar medidas entre la aparición de una alarma o que por la importancia del defecto haya una formación tumultuosa de gas, cae el flotante a2 cerrándose c2 yproduciéndose el desenganche del transformador. En caso de deterioro de gran magnitud que de lugar a un arco en el interior de la cuba, se producirá un flujo violento de aceite hacia el tanque de expansión que cerrará el contacto c2 sacando el transformador de servicio en acción rápida de manera tal de que el transformador no se averíe por la sobrecarga.

El relé también actúa cuando el nivel de aceite desciende por debajo de un límitedeterminado.

Sobre la tapa del relé se encuentra un grifo b1 que permite la salida de los gasesacumulados en la caja. Otro grifo b2, permite comprobar que los contactos flotadores y conexiones se hallan en buen estado.

El relé detecta cortocircuitos entre espiras, entre arrollamiento y núcleo y entrearrollamientos, interrupción de una fase, sobrecargas excesivas, pérdidas de aceite, etc. La gran ventaja de este relé es su elevada sensibilidad para advertir deterioros o fallas incipientes cuando los más sensibles sistemas de protección no serían capas de detectarlas.

Las características de los gases acumulados en el Buchholz puede dar una idea del tipo de desperfecto y en que parte del transformador se ha producido. El ensayo más simple es laverificación de la combustibilidad del gas. En caso de arco eléctrico el aceite se descomponeproduciendo acetileno que es combustible.

El color de los gases puede brindar también idea de la naturaleza del desperfecto,obteniéndose de acuerdo a ello:

Gases de color blanco provienen de la destrucción del papel

Gases amarillos de la destrucción de piezas de madera

Humos negros o grises provienen de la descomposición del aceite

Gases rojos de la aislamiento de los bobinados.

Una mirilla en el relé permite observar los gases debiéndose observar el color de los mismos a los pocos minutos de aparecida la avería, dado que luego desaparece.

Dispositivo de protección de cuba

En la foto se aprecia el dispositivo de protección de cuba de un transformador , con lo cuál se aísla totalmente la cuba del mismo, a acepción de un único conductor que es la línea de fuga , el cual está conectado a un toroide monofásico montado sobre la maquina (transformador de corriente tipo intemperie) que censa cualquier descarga a tierra.

La protección esta integrada por un relé de sobrecorriente (instantaneo, monofásico y ajustable) provistos con contacto de alarma y desenganche.

Es de hacer notar que esta protección es una de las tantas que puede poseer un transformador.

Principio fundamental de la protección diferencial en transformadores

En principio, la protección diferencial de transformadores se basa en la comparación de la corriente entre el lado de la tensión superior y el lado de la tensión inferior del transformador.

Si consideramos idealmente, al transformador como un punto de intersección, la suma de todas las corrientes entrantes tiene que ser igual a la suma de las corrientes salientes.

En funcionamiento normal o también en caso de cortocircuito fuera de la zona de protección, las corrientes secundarias del transformador en el circuito de corriente diferencial se diferencian unas de otras de forma importante. El hecho de producirse una corrientediferencial Id permite deducir entonces la existencia de un fallo interno. 

En la práctica, debido a problemas de las más diversas causas, hay que adoptar medidas de estabilización y adaptación con el fin de garantizar un correcto funcionamiento de la protección diferencial de transformador:

• Debido a la presencia de corrientes de distinta magnitud en el lado del primario y del secundario del transformador, hay que utilizar transformadores (convertidores) con diferentes relaciones de transformación.

• Hay que tomar en consideración los giros de fase entre el lado del primario y del secundario originados como consecuencia de los grupos de interruptores del transformador.

• Los procesos de conmutación producidos en la red tienen que ser reconocidos como tales.

• Las corrientes de conexión (puntas de corriente de conexión) no deben dar lugar a un disparo del aparato.

Fabricación de Transformador Trifásico en aceite, de tanque ondulado de 5 a 2000 kVA hasta 30 kV

Veremos las partes constructivas de un transformador fabricado por la empresa peruanaElectrica   Optimizacion . 

Núcleo.

El núcleo empleado es el de columnas, la sección transversal del recorrido magnético es circular escalonado. Las láminas son de Fierro Silicoso, laminado en frío, de grano orientado de bajas pérdidas y baja corriente de excitación. Los núcleos son cortados con uniones a 45º y 90º.

Bobinas. 

Son arrollamientos concéntricos, generalmente la baja tensión es el bobinado interior y la alta tensión es el bobinado exterior. 

El material empleado es platina de cobre electrolítico forrado con papel Kraft y/o alambre esmaltado clase F o H. Los aislamientos internos son de papel o cartón Prespan. El diseño asegura un adecuado enfriamiento de las bobinas para que pueda entregar su plena potencia y soportar eventuales sobrecargas, también tienen una gran resistencia asobretensiones y cortocircuitos.

Tanque.

Se fabrica con planchas de fierro con espesores y refuerzos adecuados para las exigencias de servicio, manipuleo y transporte.

La tapa se fija al tanque mediante pernos y empaquetadura. La parte activa se suspende de la tapa y mediante orejas de izamiento, sobre la tapa, puede ser retirada del tanque. El diseño del tanque es de ejecución robusta, con hermeticidad comprobada, sometida a proceso de arenado y aplicación de 2 capas de pintura anticorrosiva y 2 capas de pintura de acabado tipoepóxica.

Aisladores.

Los aisladores permiten tener acceso exterior a las salidas de los bobinados. Se llaman también pasatapas. Están montados sobre la tapa, aseguran el paso a través de la tapa con excelente aislamiento y hermeticidad.

Los aisladores son de acuerdo a normas Europeas (DIN, VDE, CEI, etc.) En los diseños de los transformadores, cada aisladores cubre con exceso las exigencias de capacidad de corriente y aislamiento que es requerida.

Aceite.

El aceite empleado en transformadores en transformadores de distribución otorga, al impregnarse en el Presspan, un excelente aislamiento a los bobinados, así mismo, aísla a estos con respecto a las partes metálicas, La rigidez dieléctrica del aceite, en transformadores que salen de fabrica, está por encima de los 180Kv/cm. Además el aceite sirve como elemento refrigerante, transfiriendo el calor de los bobinados a los elementos de refrigeración (aletas).

El aceite empleado cumple con las normas CEI. 

Conservador de aceite.

La oxidación del aceite se da por el contacto de este con el aire, para minimizarlo, se emplea el tanque conservador, que reduce la superficie en contacto del aceite con el aire. Además, para bajar la humedad del aire que ingresa al conservador se puede utilizar eldesecador de   Silicagel .

Conmutador de tomas.

Se emplea para compensar las variaciones de tensión en la red, de manera que aún cuando la tensión primaria no sea la nominal se pueda ajustar la diferencia dentro de un rango de ±5% para que la tensión secundaria sea la requerida.

Se accionan en vacío con el transformador fuera de servicio.

Transformador en baño de aceite Vs Transformador seco

En esta entrada haremos una comparación entre los transformadores en baño de aceite y los transformadores secos, analizando sus ventajas y desventajas.

Transformadores en baño de aceite: ventajas y desventajas 

Ventajas frente a los transformadores secos: menor costo unitario. En la actualidad su precio es del orden de la mitad que el de uno seco de la misma potencia y tensión,

menor nivel de ruido,

menores pérdidas de vacío,

mejor control de funcionamiento,

pueden instalarse a la intemperie,

buen funcionamiento en atmósferas contaminadas,

mayor resistencia a las sobretensiones, y a las sobrecargas prolongadas.

Los transformadores en baño de aceite se construyen para todas las potencias y tensiones, pero para potencias y/o tensiones superiores a los de distribución MT/BT para CT, siguen siendo

con depósito o tanque conservador. 

Desventajas frente a los transformadores secos: La principal desventaja, es la relativamente baja temperatura de inflamación del aceite, y por tanto el riesgo de incendio con desprendimiento elevado de humos. Según la norma UNE, el valor mínimo admisible de la temperatura de inflamación del aceite para transformadores, es de 140 ºC. Por este motivo (también por razones medioambientales), debajo de cada transformador, debe disponerse unpozo o depósito colector, de capacidad suficiente para la totalidad del aceite del transformador, a fin de que, en caso de fuga de aceite, por ejemplo, por fisuras o rotura en la caja del transformador, el aceite se colecte y se recoja en dicho depósito.

En la embocadura de este depósito colector acostumbra a situarse un dispositivoapagallamas para el caso de aceite inflamado, que consiste en unas rejillasmetálicas cortafuegos, las cuales producen la autoextinción del aceite, al pasar por las mismas, o, como mínimo, impiden que la llama llegue a la caja del transformador y le afecte (efecto cortafuegos). En muchas ocasiones, estas rejillas metálicas cortafuegos o apagallamas se sustituyen por una capa de piedras por entre las cuales pasa el aceite hacia el depósito colector. Actúan pues como apagallamas o cortafuegos en forma similar a las mencionadas rejillasmetálicas.

Este depósito colector representa un incremento significativo en el coste de la obracivil del CT, y en ocasiones, cuando la haya, una cierta invalidación de la planta inferior a la del CT.

El riesgo de incendio obliga también a que las paredes y techo de la obra civil del CT sean resistentes al fuego.

Debe efectuarse un control del aceite, pues está sujeto a un inevitable proceso deenvejecimiento que se acelera con el incremento de la temperatura. Asimismo, aunque se trate detransformadores herméticos, sin contacto con el aire, puede producirse un incremento en su contenido de humedad, debido al envejecimiento del aislamiento de los arrollamientos, ya que la degeneración de la celulosa, desprende agua que va al aceite.

En efecto, en los transformadores en baño de aceite, los aislantes de los arrollamientos acostumbran a ser de substancias orgánicas tales como algodón, seda, papel y análogos, que en la clasificación de los aislantes paratransformadores figuran comprendidos en la «clase A». Esto obliga a una labor de mantenimiento con controles periódicos del aceite, como mínimo de su rigidez dieléctrica, pues ésta disminuye mucho con el contenido de agua (humedad), y de su acidez (índice de neutralización), ya que los ácidos orgánicos, que por oxidación aparecen en el aceite, favorecen activamente el deterioro de los aislantes sólidos de los arrollamientos.

Transformadores secos: ventajas y desventajas

Ventajas frente a los transformadores en baño de aceite: menor coste de instalación al no necesitar el depósito colector en la obra civil, antes mencionado,

mucho menor riesgo de incendio. Es su principal ventaja frente a los transformadores en baño de aceite. Los materiales empleados en su construcción (resina epoxy, polvo de cuarzo y de alúmina) son autoextinguibles, y no producen gases tóxicos o venenosos. Se descomponen a partir de 300 ºC y los humos que producen son muy tenues y no corrosivos. En caso de fuego externo (en el entorno), cuando la resina alcanza los 350 ºC arde con llama muy débil y al cesar el foco de calor se autoextingue aproximadamente a los 12 segundos.

Puede decirse que este menor riesgo de incendio fue la principal razón y objetivo que motivó su desarrollo.

Desventajas frente a los transformadores en aceite: mayor coste, en la actualidad del orden del doble,

mayor nivel de ruido,

menor resistencia a las sobretensiones,

mayores pérdidas en vacío,

no son adecuados para instalación en intemperie, ni para ambientes contaminados.

En la actualidad, disponibles sólo hasta 36 kV y hasta 15 MVA.

Atención: Estando el transformador seco en tensión, no deben tocarse sus superficiesexteriores de resina que encapsulan los arrollamientos de Media Tensión. En este aspecto, presentan menos seguridad frente a contactos indirectos que los transformadores en aceite dentro de caja metálica conectada a tierra.

Conclusión

De la comparación entre ambos tipos, se desprende que cada uno presenta ventajas einconvenientes. No puede decirse pues, que uno sea en todo superior al otro. En consecuencia, el proyectista del Centro de transformación debe establecer previamente unas prioridades, y a partir de ellas efectuar la elección del tipo de transformador.

1 comentario:

Samuel dijo...

Señora, Señor, Buenos dias. 

Me ha parecido muy interesante su articulo que recomiendo leer y que resuma muy bien las ventajas trafo seco/de aceite. 

Por lo tanto, veo importante añadir dos puntitos mas a este articulo: el sistema cortafuego y el problema de aguas de lluvia.

- el sistema cortafuego para el transformador de aceite con piedras (o rejillas) no da plena satisfacción: Primero,al nivel ambiental, se controla muy poco su proveniencia y pocas veces el re tratamiento de las piedras. Segundo, su valor cortafuego queda completamente empírico dado una granulometría desigual y su espesor a la libre interpretación del gestor de la obra. (suelen ser entre 30 y 60 cm)Tanto que un fuego de trafo con sistema de piedras (cuando hay) sin un sistema cortafuego certificado (por ejemplo MX) siempre queda problemático para los bomberos que no controlan la re oxigenación del fuego. La gravedad de los incendios de trafos varias veces son mas debidos a una mala herramienta de lucha contra incendio, las piedras, que al aceite mismo.

A propósito del aceite de trafo: Por el momento, no existen encapsulados que pueden ir al aire libre, el transformador de aceite así se impone como única solución en exterior. La gran desventaja es que, con los años y esfuerzos mecánicos, un transformador casi siempre escurre por una soldadura o una ala refrigerante. Hablamos segun potencia de gota a gota hasta unos litros al año. Es una contaminación crónica, muda, que suele ser mas peligrosa para el medio ambiente que un derrame accidental: Mezclándose con el agua de lluvia, son lagos, capas debajo superficie y ríos etc que se quedan con manchas o ppm de hidrocarburos sin contaminación "a priori" ... Si la mayoría de las instalaciones quedan "protegidas contra incendio" con sistemas de piedras (cf parágrafo encima): 

- una pequeña parte del parque actual de los transformadores con aceite disponen de sistemas de "decantacion/ separacion agua-aceite" para derrames importantes (pocos frecuentes).

- Pero una muy pequeña parte del parque trafo aceite al mundo trata del gota a gota diario, que eso si existe en una gran mayoría de los transformadores.

Ojala soluciones como Filtrelec, o aceites vegetales existen y empiezan a desarrollarse para acompañar el crecimiento constante del numero de transformadores mundial.

Deshidratador de aire para transformadores

En este Blog ya hemos hablado algo del llamado Filtro de   silicagel  , ahora profundizaremos un poco más en el tema.

Durante el funcionamiento del transformador, el aceite aislante sufre variaciones en su volumen debida al cambio de temperatura. Esto produce la aspiración o expulsión de aire por el tanque de expansión, con la consiguiente humidificación del aceite.

El aceite en contacto con el aire húmedo, disminuye su rigidez dieléctrica y se acidifica,ocasionando el envejecimiento de la aislación. Asimismo el ingreso de humedad dentro del transformador favorece la formulación de barro y óxido en el tanque de expansión o en la cuba.

Para evitar estos inconvenientes, se hace circular el aire que penetra en el tanque deexpansión a través de una sustancia higroscópica, que disminuye su contenido de humedad, evitando la contaminación del transformador y del conmutador (si es que la máquina lo tuviera).

En la figura 1 se observan dos ejemplos de los deshidratadores de aire para transformadores, de la marca Proind   Ingenieria  , en sus versiones de aluminio y policarbonato.

El deshidratante a utilizar es un compuesto (cristales de Silicagel) formado por anhídridosílico, impregnado con nitrato de cobalto. Este es casi quimicamente neutro, se halla bajo la forma de granos duros como de vidrio y posee gran poder de absorción de agua (hasta 40 % de su peso).

Su coloración, que indica el grado de humidificación, es azul cristalino en su estado activo, exento de humedad, y cambia a rosa claro cuando de humedece. El secador de aire se compone de un cuerpo de material transparente que contiene Silicagel. Este recipienteesta cubierto por una tapa que a su vez permite conectar al conjunto con el tanque deexpansión.

En la parte inferior del cuerpo, se encuentra un vaso de material transparente para el aceite. Este tiene un conjunto de orificios que permiten el pasaje de aire.

El cilindro de espiración, que forma parte del cuerpo, establece la comunicación entre el vaso y el recipiente con Silicagel.

A continuación , en la figura 2, se presenta un esquema de las principales partes de undeshidratador de aire y sus dimensiones, con el código del modelo perteneciente a la empresa Proind   Ingenieria .

El deshidratador funciona de la siguiente manera: la disminución del nivel de aceite en el tanque de expansión, produce una depresión en la cámara de aire del mismo. El airehúmedo externo penetra por los orificios del vaso, burbujea a través del aceite que se encuentra contenido en el, pasa por el cilindro de espiración en donde entra en contacto con el Silicagel, el cual retiene la humedad, permitiendo que al tanque de expansión entre aire seco.

El paso del aire a través del aceite, impide la absorción inútil de humedad por parte delSilicagel, ya que impide que este esté en contacto permanente con el medio exterior, evitando que los cristales se saturen en poco tiempo.

El Silicagel puede regenerarse tantas veces como sea necesario, calentándolo en un horno a una temperatura de 150 – 200 ºC. Convenientemente tratado el Silicagel tiene vida casi ilimitada ya que puede ser reactivado sin que varíen sus propiedades químicas y físicas.

Es necesario evitar todo contacto del Silicagel con el aceite, aun en mínimas cantidades.

El Silicagel empapado en aceite adquiere una coloración marrón oscura y hasta negro. Una vez que ha alcanzado este estado, ha perdido su propiedad de absorción, no pudiendo ya reactivarse.

En la foto, se observa un deshidratador con filtro de silicagel , instalado en un transformador de 800 kVA dispuesto en un puesto aéreo de transformación de la ciudad de La Plata, Buenos Aires. 

Filtro de silicagel

Durante el funcionamiento del transformador, el aceite aislante sufre variaciones en su volumen debido al cambio de temperatura. Esto produce la aspiración o expulsión de aire por el tanque de expansión, con la consiguiente humidificación del aceite y sus consecuencias negativas para la aislamientoEl filtro de silicagel es un accesorio que llevan todos los transformadores que cuentan con tanque de expansión. Debe estar cargado con silicagel cuyo color no sea rosado. Su función es la de asegurar que el aire que ingresa al interior de la máquina no contenga humedad que , como hemos dicho, es el principal agente que ataca al líquido refrigerante.

TRANSBA S.A. tiene la concesión por la operación y el mantenimiento del Sistema de Transporte por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires (Argentina) y la mayoría de los transformadores alimentan desde la red de 132 kV a las redes de MT de las Distribuidoras en 33 kV y 13,2 kV. Por lo tanto gran parte de los transformadores poseentres arrollamientos, 132/33/13,2 kV con conexión YYo – YD11 por lo que el centro de estrella de 33 kV es rígido a tierra y en 13,2 kV el neutro se obtiene a partir de un creador deneutro tipo Zig-Zag como se muestra en la figura 1.

Reactor de neutro artificial

Se observa una galería de fotos de un Reactor de neutro artificial, al mismo acuden las tres fases del lado de 13,2 Kv del transformador de potencia (132/33/13,2 kV).

En algunos paises se lo llama Banco de tierra.

Estos reactores generan un neutro que esta conectado a tierra por medio de untransformador de corriente de protección.

Las primeras fotos son en periodo de construcción de la subestación y la última foto terminada la misma.

En las imágenes también se aprecia la protección de cuba y la cámara de inspección.

Transformadores de corriente

Hay un refrán que dice "una imagen vale mas que mil palabras" y ese es el objetivo del blog , por medio de una foto poder explicar algunos conceptos, en este caso de los llamadostransformadores de corriente.

En las fotos vemos tres transformadores de corriente de uso exterior, uno por fase, de relación 100-200/5-5 A en una estación transformadora.

Los transformadores de intensidad (TI) junto con los transformadores de tensión (TV) son los llamados transformadores de instrumentos. Estos se destinan a alimentar instrumentos demedida y protección.

Los aparatos de medida (Amperímetro, watimetro,etc) y los reles de protección no pueden

soportar elevadas corrientes ya que seria muy cara su construcción. Por otra parte, es conveniente evitar la presencia de elevadas tensiones en aquellos dispositivos que van a estar al alcance de las personas. Para eso se usan estos transformadores de corriente, es decir su uso persigue un doble objetivo : economía y seguridad.

Los transformadores de corriente son aparatos en que la corriente secundaria , dentro de las condiciones normales de operación, es practicamente proporcional a la corriente primaria aunque ligeramente desfasada.

Como puede observarse en la foto, estos TI se conectan en serie con la linea.

Estos transformadores se fabrican para servicio exterior o interior .

La relación de transformación 100-200/5-5 A se entiende de la siguiente manera: el transformador tiene dos secciones en el arrollamiento primario (doble relación primaria) para su conexión en serie o paralelo. El instrumento esta diseñado para su conexión en serie (100 A), pero mediante el cambio interno de conexión a paralelo puede funcionar para 200 A. Esto lo hace muy útil a la hora de aumentar la potencia de la instalación , ya que no necesitaría cambiar el instrumento sino sus conexiones internas.

Los TI están montados en postes individuales conectados a la malla de tierra. Debajo de ellos se encuentra la estrella de corrientes que va a la bornera de control (Medición y protección) .

Por último se observan las juntas de dilatación. Estas son elementos que sirven paraabsorber las dilataciones en las barras debido a los cambios de temperatura que provocan esfuerzos . En cada tramo deberia haber una.

Salida de linea de 132 kV

En las fotos, podemos dar un vistazo a una parte de una salida de linea en 132 kVintemperie , de una estación transformadora.

Antes de comenzar, recomiendo observar el diagrama   unifilar  de una salida de este tipo e ir comparando con los aparatos que tenemos en la instalación.

En primer lugar se observa que a la estación transformadora llega una línea de transmisión de 132 kV por medio un poste doble llamado terminal de linea (1).

Luego, tenemos un cuello muerto (2) y acometemos a los descargadores de   sobretensión (número 4 en la foto, tenemos uno por fase, o sea tres en total) y estos a los capacitores   de acoplamiento  (número 3 en la foto, tenemos dos en la instalación).

Luego , observamos las dos bobinas de onda portadora (llamadas también trampa de onda,identificadas con el número 8). Estas están montadas sobre el pórtico de salida de linea(7).

Obsérvese los seccionadores (6 y 9 en la foto, uno tiene cuchilla de puesta a tierra).

Por su parte se observa los tres transformadores de tensión (TV), uno por fase (número 5en la foto) y los transformadores de corriente (TI), también uno por fase, identificado con el número 10 en otra foto)

Fuera de imagen, de los TI se conectan al interruptor de linea y de este a losseccionadores de barra que a su vez acometen al juego de barras dispuesto en el diseño de la estación transformadora.

En la tercera foto se observa desde una vista mas cercana la misma instalación.

Barras colectoras en 132 kV

Se observa en la foto, uno de los pórticos del doble juego de barras en 132 kV en una estación transformadora, donde se distingue las tres fases en cada barra.

Estas se extienden a lo largo de las entradas o salidas de líneas de 132 kV que tiene estasubestación.

Se llaman barras colectoras al conjunto de conductores eléctricos que se utilizan como conexión común de los diferentes circuitos que consta una subestación.

En una subestación se puede tener uno o varios juegos de barras que agrupen distintos circuitos en uno o varios niveles de voltaje, dependiendo del propio diseño de la subestación.

Las barras colectoras están formadas principalmente por los siguientes elementos: Conductores eléctricos

Cadena de aisladores, que sirven como elemento aislante eléctrico y de soporte mecánico del conductor

Conectores y herrajes, o sea la morsetería, que sirve para unir los distintos tramos de conductores y para sujetar el conductor al aislador.

Bobina de onda portadora

Podemos observar que , en la estación transformadora de la foto, existen dos bobinas de onda portadora conectadas cada una en serie con la línea de alta tensión, montadas sobre dos fases , que suspenden desde el pórtico de entrada de línea, con doble cadena deaisladores en V, para quitarle grados de libertad.

Estas bobinas son dispositivos que tienen una impedancia despreciable a frecuencia industrial, de tal forma de que no perturbe la transmisión de energía, pero debe ser relativamente alta para cualquier banda de frecuencia usada para comunicación por portadora.

Esta colocada en dos fases para tener una en funcionamiento y la otra como reserva ante cualquier desperfecto.

Este sistema de comunicación vincula dos subestaciones (comunicacion a distancia). Cabe aclarar que la frecuencia portadora , del orden de las 10 kHz, no entra a la barra. 

Características de la bobina de onda portadora

Las líneas de transmisión también son utilizadas para la transmisión de señales de onda portadora entre 30 kHz y 500 kHz, para telecontrol, telefonía, teleprotección, telemedición, etc., comúnmente llamado "sistema de onda portadora"(carrier).

La bobina de onda portadora (tambien llamada bobina de bloqueo o trampa de onda) tiene la

función de impedir que las señales de alta frecuencia sean derivadas en direccionesindeseables, sin perjuicio de la transmisión de energía en la frecuencia industrial.

La bobina de bloqueo es, por lo tanto, acoplada en serie con las líneas de transmisión de alta tensión que deben ser dimensionadas para soportar la corriente nominal de la línea en la frecuencia industrial y las corrientes de cortocircuito a las cuales están sujetas las líneas de transmisión.

Como es su construcción 

Bobina Principal: La bobina principal conduce la corriente nominal de la línea de transmisión y es proyectado para soportar la corriente máxima de cortocircuito. El arrollamiento consiste en perfiles de aluminio de sección rectangular de alta resistencia mecánica. Dependiendo de la corriente, uno o más perfiles son conectados en paralelo. Cada espira es separada por trozos de fibra de vidrio. El arrollamiento es rígidamente inmovilizado por medio de crucetas de aluminio montadas en las extremidades del arrollamiento de la bobina principal y por uno o más tirantes aislados de fibra de vidrio.

La bobina principal es de construcción robusta y liviana. Se trata de una estructura abierta, con aislamiento en aire, que resulta en excelentes propiedades de enfriamiento. Debido a esta construcción, no ocurrirán grietas en la superficie de la bobina. Su baja capacidad propia implica una elevada frecuencia de autoresonancia, volviendo este proyecto particularmente adecuado para aplicaciones en alta frecuencia, tal como en sistemas de onda portadora. Estas importantes características aseguran un excelente desempeño, principalmente en la ocurrencia de un cortocircuito. Esto permite que se alcance una larga vida útil.

Dispositivos de sintonía: El dispositivo de sintonía es montado en el tirante central localizado en el interior de la bobina principal. Es de fácil acceso y puede también ser fácilmente reemplazo en el caso de una eventual alteración de la faja de operación, sin que sea necesario remover la bobina de bloqueo. Todos los componentes del dispositivo de sintonía son escogidos para garantizar una excepcional fiabilidad operacional y una vida útil prolongada. El dispositivo de sintonía puede ser fijo o ajustable para sintonía simple, de doble frecuencia o de banda ancha.

Todos los componentes son encapsulados con una triple capa resistente a la intemperie, protegiendo el dispositivo de sintonía de los constantes cambios climáticos y eventuales choques mecánicos. Los coeficientes de temperatura de los elementos del dispositivo de sintonía son escogidos de forma que se obtenga un alto grado de estabilidad en la sintonía.

Dispositivo de Protección: El dispositivo de protección es conectado en paralelo con la bobina principal y el dispositivo de sintonía, para evitar que la bobina de bloqueo sufra algún daño debido a una sobretensión transitoria. Las características del dispositivo de protección son escogidas para soportar elevadas sobretensiones transitorias, siendo que éste no debe empezar a actuar debido a la tensión que surge entre los terminales de la bobina de bloqueo en el caso de un cortocircuito, y tampoco debe permanecer en operación después de la respuesta a una sobretensión momentánea entre los terminales de la bobina de bloqueo, causada por la corriente de cortocircuito. En las bobinas de bloqueo, son utilizados dispositivos de protección de óxido de cinc (ZnO), sin centelleador.

Como es su montaje

Montaje Suspendido: Todos las bobinas de bloqueo son suministradas con un cáncamo para izar, fijado directamente en el tirante central. Para este tipo de montaje, un cáncamo adicional es añadido a la cruceta inferior para soportar la bobina de bloqueo, evitando oscilaciones.

Montaje Vertical: Para este tipo de montaje, las bobinas de bloqueo son suministradas conpedestal de aluminio. Los pedestales tienen una altura adecuada para evitar el calentamiento excesivo del soporte del aislador o del transformador de tensión capacitivo (TPC) debido al campo magnético de la bobina principal.

Algunos accesorios

Rejilla de Protección anti Pájaros: Las rejillas de protección contra pájaros evitan laentrada de aves al interior de la bobina principal. La rejilla es hecha de fibra de vidrio con protección contra UV y resistente al calor . La presencia de la rejilla de protección contra pájaros no perjudica el enfriamiento de la bobina de bloqueo.

Además del proyecto estándar, el cual consiste en un inductor principal, un dispositivo de sintonía y un dispositivo de protección, los siguientes accesorios están disponibles, en caso de que sea solicitado : Conectores de línea (aluminio o bimetal) para conexión directa del conductor de alta tensión

Anillos anticorona. En caso de que no haya ningún requisito especial con relación al nivel de descarga de corona, su instalación no es necesaria paratensiones nominales de hasta 245 kV. Si es necesario, los anillos anticorona son construidos de tubos de aluminio . En este caso, el diámetro total de la bobina de bloqueo es aumentado en 40 mm y la altura total de la bobina, en 2x100 mm. En el caso de montaje sobre pedestal, la altura total es solamente aumentada en 100 mm, pues el anillo anticorona inferior se proyecta sobre el pedestal.

Descargador de sobretensión y Capacitor de acoplamiento en una subestación

En la foto se muestra un descargador de sobretensión y un Capacitor de acoplamiento en una salida de linea de 132 kV de una subestación transformadora.

Hay que aclarar que en una salida de linea, existen tres descargadores (uno por fase) y hay dos capacitores de acoplamiento (en dos fases) asociados a sendas bobinas de onda portadora (Trampa de onda).

Los capacitores de acoplamiento tienen la función de acoplar los sistemas de telecomunicaciones en alta frecuencia a las líneas aéreas de alta tensión.

Los transformadores de tensión capacitivos pueden cumplir las funciones de transformador de tensión y de capacitor de acoplamiento.

Los descargadores son de carburo de silicio. Los descargadores son dispositivos eléctricos formados por una serie de elementos resistivos no lineales que limitan la amplitud de las sobretensiones originadas por descargas atmosféricas, operación de interruptores o desbalanceo de sistemas. Son muy importantes en la instalación.

Mantenimiento preventivo de los transformadoresEl mantenimiento preventivo de los transformadores representa una herramienta clave en la gestión de las redes de transmisión y distribución eléctrica. Los sistemas eléctricos requieren de máxima confiabilidad y aunque el riesgo de falla en un transformador es bajo, cuando la falla ocurre inevitablemente se incurre en altos costos de reparación y largos periodos de espera. Por otro lado, los transformadores son equipos de costoso reemplazo, por lo que se debe contar con un adecuado programa de mantenimiento para prolongar su vida útil. 

El análisis periódico del aceite aislante es una herramienta clave para monitorear el estado del transformador; el mismo no sólo provee información relativa al estado del aceite sino que también posibilita la detección de posibles causas de falla en el equipo y es por lo tanto una pieza fundamental de cualquier programa de mantenimiento de transformadores inmersos en aceite. 

El programa de mantenimiento puede incluir: Análisis de gases disueltos: Utilizado para el diagnóstico del estado interno del transformador, identificando y cuantificando los gases disueltos en el aceite porcromatografía en fase gaseosa. Las concentraciones y proporciones relativas de los gases son utilizadas para diagnosticar ciertas fallas operacionales del transformador.

Análisis de furanos: Se evalúa en forma indirecta el estado de la aislación sólida (celulosa). Se mide por cromatografía líquida la concentración en aceite de compuestos furánicos que se producen cuando la celulosa envejece como resultado de la descomposición polimérica de sus componentes.

Rigidez dieléctrica: Se mide la máxima tensión que puede ser aplicada al aceite sin producir descargas. Un valor bajo de rigidez dieléctrica generalmente ocurre cuando hay humedad y partículas en el aceite y es indicativo de que éste no está en condiciones de proveer el aislamiento eléctrico necesario.

Contenido de partículas: La presencia de partículas en aceite afecta su rigidez dieléctrica, su medición es de suma importancia para tensiones superiores a 220 kV. Un bajo contenido de partículas asegura la eficiencia de filtrado.

Contenido de agua: El aumento de contenido de agua en aceite disminuye sensiblemente su nivel de aislación, pudiendo ocasionar descargas. Por otra parte la humedad excesiva puede acelerar la descomposición del papel aislante con su consecuente pérdida de performance.

Factor de potencia (Tangente Delta): Se miden las corrientes de fuga a través de los contaminantes presentes en el aceite y es capaz de detectar la presencia de contaminantes polares y polarizables, siendo indicativo de las pérdidas de las características dieléctricas en el aceite.

Tensión Interfasial: Propiedad indicativa de la presencia de compuestos polares disueltos en el aceite.

Acidez o Número de Neutralización: Parámetro del estado de envejecimiento del fluido dieléctrico. Altos niveles de acidez aceleran la degradación del papel aislante.

Contenido de inhibidor antioxidante: En los aceites inhibidos una vez que se ha consumido el inhibidor sintético, la velocidad de oxidación aumenta. El control del contenido inhibidor prolonga la vida útil del aceite.

Análisis de un conmutador bajo carga (Parte 1)

La Figura 1 muestra las partes principales del cambiador de tomas en carga ABB tipo UC en un transformador. Al operar el cambiador de tomas en carga (tambien llamado conmutador bajo carga), se forma un arco en el conmutador. Para evitar la contaminación delaceite del transformador, el conmutador tiene su propio recinto separado del resto del transformador. El

selector de tomas, que está montado debajo del recinto del conmutador, consiste de un selector fino de tomas y generalmente también de un selector de conmutación. El principio de funcionamiento para la gama UC de cambiadores de tomas en carga se denomina principio de conmutador.

El tipo UC de cambiador de tomas en carga suele estar montado dentro de la cuba del transformador, suspendido en la tapa del transformador. El arrastre para operar el cambiador de tomas viene desde el mecanismo de accionamiento a motor, que está montado en el exterior de la cuba del transformador, separado del cambiador de tomas. El accionamiento se transmite por medio de ejes y de engranajes cónicos. El tipo UC de cambiadores de tomas en carga tiene una amplia gama de modelos con características adecuadas para cada aplicación.

El cambiador de tomas en carga tipo UCL (Figura 2) está formado por dos secciones separadas, el conmutador, que tiene su propio recinto, y el selector de tomas. El selector de tomas está montado debajo del recinto del conmutador y la unidad completa está suspendida de la tapa del transformador.

Análisis de un conmutador bajo carga (Parte 2)

Esta es la segunda y última parte del análisis de un conmutador bajo carga marca ABB.

Las partes y sus accesorios pueden apreciase en la Figura 3

Conmutador

El conmutador (Figura 4) es del tipo de alta velocidad, accionado por resorte, conresistencias como impedancia de transición.

El conmutador está diseñado en forma de sistema de contactos fijos y móviles. El movimiento del sistema de contactos móviles está controlado por un sistema de ensamblaje poligonal autobloqueante con un conjunto de resortes helicoidales. El sistema de

ensamblaje es robusto y ha sido probado minuciosamente. Los contactos fijos están colocados en los lados del conmutador, que están hechos de cartón aislante.

El conmutador está equipado con contactos de clavija que conectan automáticamente el conmutador con el selector de tomas cuando se introduce el conmutador en el recinto. El acoplamiento mecánico al mecanismo de accionamiento a motor se estableceautomáticamente cuando el pitón de arrastre encaja en la ranura del disco de arrastre.

Los contactos portadores de corriente están hechos de cobre o cobre y plata, y los contactos de ruptura, de cobre y tungsteno.

El diseño y dimensionamiento del conmutador ofrecen gran seguridad y larga duración con un mínimo de mantenimiento, y facilidad de inspección.

Selector de tomas Aunque el selector de tomas (Figura 5) para la gama UC de cambiadores de tomas en carga está disponible en varios tamaños, todos tienen funciones similares con diferentes características.

Los contactos fijos están montados verticalmente en un círculo alrededor de los ejes centrales. Los contactos móviles se montan, y están accionados por los ejes ubicados en el centro del selector. Los contactos móviles se conectan al conmutador por medio decolectores de corriente, constituidos por conductores de cobre aislados con papel.

Según la corriente de carga, los contactos móviles tienen uno, dos o más brazos de contacto en paralelo con dos o cuatro dedos de contacto cada uno. Los dedos hacen contacto en un extremo con el contacto fijo, y en el otro, con el colector de corriente. Los contactos móviles se deslizan sobre los contactos fijos y los anillos del colector de corriente, dando lugar a una acción de limpieza que hace que los contactos se autolimpien.

Esta disposición asegura una buena conductividad y un desgaste de contactos despreciable.

Recinto del conmutador y sección superior

La sección superior forma la brida que se utiliza para el montaje a la tapa del transformador, y para soportar la caja de engranajes para los ejes de accionamiento. El recinto superior incluye una conexión para tubería al conservador, conexiones de vaciado y filtrado, un terminal de puesta a tierra, el relé de presión y la tapa con su junta.

La sección inferior tiene orificios de posición para el conmutador, cojinetes, abrazaderas para el montaje del selector de tomas y terminal de corriente para el conmutador. Hay también unaválvula de vaciado en la parte inferior que solamente deberá abrirse durante el proceso de secado del transformador.

Mecanismo de funcionamiento

El engranaje cónico, montado en la brida de la sección superior, transmite el arrastre del mecanismo de accionamiento a motor, por medio del eje vertical, al engranaje intermedio para el conmutador y el selector de tomas.

Desde el engranaje intermedio, un eje de transmisión transmite el arrastre al conmutador, a través de un prensaestopas de aceite en la parte inferior del recinto del conmutador. Cuando el conmutador se introduce en el recinto (después de la inspección), el arrastre se vuelve a conectar automáticamente mediante un sistema que asegura que el eje de transmisión y el pasador de guía del mecanismo del conmutador están correctamente alineados.

El engranaje intermedio arrastra también la cruz de Malta del selector de tomas, por medio de una conexión de rueda libre. La cruz de Malta proporciona movimiento alterno a los dos ejes verticales del selector de tomas.

Resistencias de transición

Las resistencias de transición están hechas de hilo, arrollado en bobinas aislantes, y están colocadas encima de los contactos del conmutador. Las resistencias son robustas y están diseñadas para soportar un número ilimitado de operaciones.

Mecanismo de accionamiento a motor

El mecanismo de accionamiento a motor (Figura 6) proporciona el arrastre para permitir el funcionamiento del cambiador de tomas en carga. Como su nombre indica, proporciona el arrastre un motor mediante una serie de engranajes y un eje de arrastre. Hay varias características incorporadas en el mecanismo para fiabilidad y largos intervalos de servicio.

Características del Monitoreo en línea de Transformadores de Potencia

La semana anterior hemos hablado de algunos conceptos del Monitoreo en linea de transformadores de potencia.

Ahora veremos las interesantes caracteristicas de un sistema de monitoreo real de transformadores de potencia de la empresa Treetech que se puede encontrar en el mercado. 

La condición estratégica de los transformadores de poder y los altos costos de operación que puede significar cualquier falla o anormalidad, hace necesario preocuparse de sumantenimiento y de la evolución de ciertos parámetros fundamentales. Los recientes avances tecnológicos en el desarrollo de sensores, los sistemas de adquisición de datos y el software para procesar señales, han posibilitado la aplicación de sistemas de monitoreo y diagnóstico para transformadores de poder. Por ejemplo, hace unos años no se podía conocer el estado operacional de un Cambiador de Taps Bajo Carga (CTBC) sin extraerlo del transformador, mientras que actualmente se pueden conocer muchos de sus parámetros mecánicos sensando algunas variables.

Los sistemas de monitoreo posibilitan evaluar online la condición del equipo, lo que permite vigilar diferentes parámetros de interés, detectar el desarrollo de fallas incipientes y diagnosticar condiciones anormales.

Actualmente, es posible monitorear en línea lo siguiente: Bushings, conservador de aceite, temperaturas de aceite y devanados, CTBC, gases disueltos y humedad del aceite, nivel de aceite.

Monitoreo de bushings: Utilizando adaptadores conectados a los taps capacitivos de los bushings, se miden continuamente sus corrientes de fuga. El procesamiento de las mediciones de estas corrientes permite que se obtengan las variaciones ocurridas en lacapacitancia y en la tangente delta, lo que asociado al registro de los valores iniciales de estas variables, posibilita el cálculo en línea de sus valores actuales.

El monitoreo permanente de ambos parámetros del bushing permite la detección temprana del deterioro de su aislamiento, con lo que se puede evitar fallas potencialmente catastróficas.

Monitoreo del conservador de aceite: Existen dispositivos capaces de detectar la rotura de la membrana o bolsa de caucho usada en los conservadores de aceite. Estos aparatos están constituidos por un sensor óptico -montado sobre la membrana o dentro de la bolsa de caucho (lado del aire)- y una unidad de control localizada en el gabinete del transformador.

La idea es detectar tempranamente la ruptura de esta goma, a fin de tomar acciones inmediatas, evitando que el aceite se contamine con la humedad ambiente.

Monitoreo de temperaturas de aceite y devanados: Las temperaturas de aceite y devanados se han venido vigilando hace más tiempo. Actualmente, para medirlas se utilizan monitores digitales con sensores Pt 100. En la figura se puede apreciar un monitor que también registra temperatura ambiente, el que puede consultar remotamente por un PC empleando un software de apoyo.

Aparte de registrar datos, ciertos monitores digitales de temperaturas realizan funciones tales como: prerefrigeración del aceite (aprovechando la gran inercia térmica del aceite, la refrigeración se pone en marcha antes que se eleve la temperatura ambiente) y ejercicio de ventiladores y bombas (programando la partida de ellos, se previene que permanezcan inactivos por largo tiempo en transformadores con baja carga o durante períodos de baja temperatura ambiente).

Monitoreo del CTBC: El cambiador es uno de las principales puntos de falla en transformadores, dadas sus partes móviles que conducen e interrumpen altas corrientes, mientras están sometidas a elevados potenciales. El desgaste normal del CTBC es verificado, tradicionalmente, por medio de inspecciones y mantenimientos preventivosrecomendados por los fabricantes. Estas intervenciones se programan según el número de conmutaciones y tiempo de servicio e incluyen verificaciones visuales y mediciones de espesor de contactos.

Por otra parte, existen software que, al recopilar información, como la corriente de carga del transformador, el número de operaciones del CTBC, el torque del motor del cambiador y la temperatura del aceite del CTBC, permiten migrar gradualmente del mantenimiento por

períodos fijos al mantenimiento basado en el estado del equipo, ofreciendo herramientas computacionales de apoyo.

Monitoreo de humedad y gases disueltos en el aceite: Existen dispositivos que efectúan el monitoreo online de los gases combustibles disueltos en aceite del transformador, emitiendo alarmas, tanto por niveles de gases sobre el límite establecido, como por una tasa de aumento elevada.

También hay monitores que vigilan la humedad relativa en el aceite. Con la temperatura del aceite asociada, calculan la cantidad de agua en el aceite. La mayoría de ellos se acoplan a una válvula de aceite y poseen puerto de comunicación RS485, mediante el cual se transmiten los datos al sistema correspondiente.

Monitoreo del nivel de aceite: Hay sensores que detectan continuamente el nivel de aceite, con lo cual es posible anticiparse y tomar medidas para evitar las consecuencias de una pérdida de aceite importante.

La transmisión de las mediciones en línea y de los registros históricos, se lograinterconectando los monitores en una red de comunicación, que se puede extender hasta una ubicación remota, donde los software de apoyo almacenan y gestionan los datos para una red Intranet.

En la figura se muestra un sistema de arquitectura modular, con monitores interconectados por sus puertos RS485. La comunicación del transformador al PC remoto se puede efectuar con par trenzado o fibra óptica.

Protecciones y accesorios en transformadores

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Analicemos las protecciones y accesorios que se ven en las fotografías.

Foto 1: Transformador de 630 kVA 13,2/0,4 kV en servicio donde se visualizan accesorios tales como Deshidratador   de aire con   silicagel  y Nivel de aceite standard.

Foto 2: Transformador con sus protecciones según Norma IRAM 2250 : Relé   Buchholz  yTermómetro de Cuadrante.

Foto 3: Transformador 800 kVA en proceso de desencubado para su inspección interna.

Foto 4 : Descargadores de sobretensión normalizados para transformador de 13,2 kV.

Foto 5: Transformador 2500 kVA 33/0,4 kV en servicio al que se le están efectuandoverificaciones termográficas y donde se observan el Relé Buchholz, Termómetro de Cuadrante, y el Nivel de aceite magnético.

El nivel de aceite llamado standard es simplemente un visor que permite determinar la cantidad de aceite que hay en el tanque de expansión.

El nivel de aceite magnético, amén de la observación visual que se hace con un código de colores, tiene contactos que permiten recoger esa indicación a distancia.

La norma IRAM 2250 "Transformadores de distribución. Características y accesoriosnormalizados" es una norma argentina.

Aspectos constructivos de un transformador seco

Observamos una gráfica de un corte de un transformador seco en resina colada marcaSiemens.

Se recomienda también la lectura de las ventajas y desventajas de estos tipos de transformadores respecto a los de baño en aceite de este blog. 

En la figura apreciamos los elementos que lo constituyen así también una breve descripciónde sus características.

1) Circuito magnético: de tres columnas con chapas de grano orientado de bajas pérdidasaisladas sobre las dos caras.

2) Bobinado de BT: formado por lámina de aluminio con bandas aislantes preimpregnadaspara la adhesión de las espiras.

3) Bobinado de AT: realizado sobre la base de bobinas de banda de aluminio con lámina aislante con resina colada al vacío.

4) Terminales de BT: en la parte superior o a pedido en la parte inferior.

5) Bornes de AT: en la parte superior o a pedido en la parte inferior para configuración óptima de la instalación. Tomas de AT: para la adaptación a las diferentes condiciones de la red,tiene normalmente cambio de 5 tomas para ajustar la tensión. Conmutación sin tensión.

6) Distanciadores elásticos: para el aislamiento vibratorio entre el circuito magnético y los bobinados provocan un funcionamiento silencioso.

7) Marco de fijación, chasis y ruedas: pintura de las piezas metálicas en diversas capas. Ruedes direccionables para el desplazamiento longitudinal y transversal.

8) Aislamiento en resina epoxi: mezcla de resina epoxi cargada de harina de cuarzo hace al transformador Geafol libre de mantenimiento, insensible a la humedad, tropicalizado, ecológico, difícilmente inflamable y autoextingible. 

Electrificación Rural Económica

Se puede llevar el servicio de electricidad de un modo muy económico 20% del costo convencional mediante una línea eléctrica a consumos muy bajos y a grandes distancias (5 KVA / 100 Km)

En 1984 concurrí a la 10º Conferencia Latinoamericanade electrificación rural donde me enteré:

Que los medios rurales no son asistidos con el servicio eléctrico por ser costoso y no justificarse por ser consumos muy bajos

Que existía una gran experiencia en México con líneas no convencionales 1F-1H(una fase un hilo) o SWER (single wire earth return) o como yo propongo MRT(monofásica con retorno por tierra) que son muy económicas y que se había implementado en el estado de Oaxaca donde se instalaron miles de Km. Para miles de consumos rurales de un solo edificio (escuelas, ranchos). En 1987 a pedido de la Gendarmería Nacional que tenía un puesto fronterizo a 7 Km de un pueblo, proyecté y dirigí la construcción de la primera MRT de la región y de Argentina. Finalmente se construyeron más líneas y de todas ellas la más singular es la que hablaremos hoy.

Electrificación MRT a Estancia Santa Ana

Santa Ana es una estancia patagónica argentina de 5 viviendas a 10 Km del servicio eléctrico, es una región con mucho viento, nieve y frío.

Resumen Técnico

El conductor que se utiliza es alambre de alambrado (alambre San Martín) y es suficiente su cálculo mecánico en función de la flecha máxima del vano, es decir la altura al piso. Se uso un vano de 150 m, postes de eucalipto creosotado, alambre de 4 mm de diámetro y una tensión de tracción de 200 Kg (se puede producir a mano o con una camioneta).

El comportamiento mecánico de esta línea en 14 años de servicio fue excelente, no presentó inconvenientes por vibraciones eólicas, resistió manguitos de hielo de 10 cm de diámetro y ráfagas de viento de 100 Km/h. Nunca se cortó.

Los postes de suspensión o apoyo fueron constituidos por un único poste con un aisladorMN 14 en la punta cuyo bulón de anclaje se fijó a través de un abrazadera que se había soldado, en su base el poste simplemente se apisonó, la atadura de la línea con alambre de acero dulce (alambre atar). Los postes de retención (extremos de línea y cambios de dirección) se constituyeron con 2 postes en V invertida según el plano de resistencia de la tracción deseada.

La aislación de retención en este caso fueron una cadena de dos aisladores MN 30 fijados al poste con el herraje normalizado.

Desde el punto de vista eléctrico es suficiente calcular la línea a la caída de tensión en el extremo producido por la resistencia óhmica del conductor (es decir se desprecian los efectos L y C). Se comprobó que la caída de tensión así calculada era exactamente la producida. Como esta línea se alimentó de una trifásica convencional de 3 x 33.000 V, la tensión de fase a tierra resulta de 19.052 V por lo que cada 1 A que circula representa con la punta 20KVa ( la estancia requería 40 KVa) esos 10 Km de conducción MRT de 40 KVA sólo producen una caída de 100 Volts.

La subestación

En el consumo consistió simplemente de un transformador monofásico de 40 KVA; 19.000 V/220 V. La puesta a tierra consistió en una red de conductores de cobre de 50 mm cuadrados y jabalinas JP 2000 (es decir de cobre, de 2 m de largo) enterradas en unterreno húmedo al que al momento de taparlo se le agregó sal gruesa, polvo de carbón vegetal y todo tipo de metales en tamaños menores que se encontraron (bulones, arandelas) con lo que se logró una resistencia de disipación bajísima (1,5 ohms).

Una cuestión interesante que en el análisis teórico preliminar me desvelaba era como sería elcomportamiento de retorno de corriente eléctrica por tierra ya que el terreno está constituido por canto rodado en sedimento arcilloso de alta resistividad eléctrica (200 a 1.400 ohms/mt). El estudio teórico requiere el manejo de ecuaciones de Bessel y funciones hiperbólicas. No es necesario su manejo, sin embargo de surge de las comprobacionesprevias que mi tesis eléctrica se cumple. La electricidad retorna exactamente por debajo de la línea (es decir no acorta camino) formando capas cilíndricas de conducciónsuperpuestas, aumentando el diámetro según aumente la resistividad del terreno. Todo esto al efecto de minimizar la energía reactiva inductiva del sistema.

Observación

Este sistema tiene como limitante el que debe ser alimentado de un sistema convencionalque tenga el neutro aterrizado (es decir, no puede ser un secundario delta del transformador sino un secundario estrella) de todas maneras si no se dispusiese de esto hay una situación sencilla que en Río Turbio no fue necesario experimentar porque el sistema es con neutro a tierra. Otro inconveniente que se verá no es tal, es que el servicio que produce esmonofásico.

La Estancia Santa Ana que es muy moderna necesitaba el servicio trifásico por lo que tuve que diseñar y construir un "conversor de fase", es decir una máquina estática que se alimenta de 220 V y produce 3 x 380 V que resulta muy económico de construir.

Estos 10 Km de línea con su subestación, conversor de fase, los materiales, la mano de obra (los peones de la estancia) y mis honorarios sin beneficios, costaron u$s 18.000.

Estos u$s 1.800/Km de esa línea que eran también un valor de cálculo previo, resultaron para este caso y para dos líneas más.

Características de una celda moderna de MT

Presentamos en el Blog una de las celdas de MT más modernas y vendidas del mundo. Las celdas fijas Siemens con interruptores de potencia NXPLUS C son celdas para interiores, montadas en fábrica, con ensayos de tipo, envolvente metálica, separación metálica,aisladas en SF6 para aplicaciones de simple y doble juego de barras.

Se aplican en subestaciones de transformación y distribución.

Tienen diseño libre de mantenimiento. Las cubas de las celdas diseñadas como sistema de presión sellado, los dispositivos de maniobra libres de mantenimiento y los conectores de cables encapsulados proporcionan:

• Máxima seguridad de suministro• Seguridad del personal• Estanquidad de por vida según IEC 62271-200 (sistema de presión sellado)• Montaje, servicio, ampliación, sustitución sin trabajos de gas SF6• Gastos de servicio reducidos• Inversión económica• Omisión de ciclos de mantenimiento.

El empleo de sistemas secundarios digitales y equipos de protección y mando combinados proporciona:

• Una clara integración en sistemas de control de proceso• Ajustes flexibles y sencillísimos a nuevos estados de las celdas y, de este modo, a un servicio económico.

Las celdas aisladas en gas NXPLUS C tienen una vida útil de 35 años como mínimo.

En las figuras se observa un corte lateral, una vista frontal y un detalle ampliado de una de estas celdas con interruptor de potencia.

1 Compartimento de baja tensión

2 Relé de protección multifuncional SIPROTEC 4 (ejemplo)

3 Indicador de posición del interruptor de potencia

4 Abertura de mando para tensar los resortes del interruptor de potencia

5 Pulsador de CIERRE del interruptor de potencia

6 Indicador de “resorte tensado”

7 Contador de ciclos de maniobra del interruptor de potencia

8 Indicador de posición para la función de “seccionamiento” del interruptor de tres posiciones

9 Indicador de disposición de servicio

10 Indicador de posición para la función de “puesta a tierra preparada” del interruptor de tres posiciones

11 Corredera de preselección y dispositivo de inmovilización para las funciones de “seccionamiento / puesta a tierra” del interruptor de tres posiciones

12 Palanca de interrogación

13 Abertura de mando para la función de “seccionamiento” del interruptor de tres posiciones

14 Abertura de mando para la función de “puesta a tierra preparada” del interruptor de tres posiciones

15 Opción: Transformador de tensión para el embarrado (juego de barras), enchufable

16 Juego de barras unipolar, totalmente aislado, enchufable, puesto a tierra en la parte exterior

17 Opción: Transformador de corriente para el embarrado

18 Cuba de la celda soldada herméticamente, llena de gas SF6

19 Seccionador de tres posiciones

20 Pulsador de APERTURA del interruptor de potencia

21 Tubo de maniobra al vacío del interruptor de potencia

22 Alivio de presión (disco de ruptura)

23 Sistema detector de tensión capacitivo

24 Dispositivo de inmovilización para la derivación (adecuado para bloquear con un candado)

25 Dispositivo de seccionamiento del transformador de tensión de la derivación

26 Pasatapas del transformador de tensión de la derivación

27 Opción: Transformador de tensión de la derivación

28 Opción: Canal de alivio de presión

29 Compartimento de cables

30 Mecanismo de funcionamiento para el interruptor de tres posiciones31 Mecanismo de funcionamiento para el interruptor de potencia

32 Transformador de corriente de la derivación

33 Conexión de cables con conector en T de cono exterior

34 Accionamiento del dispositivo de seccionamiento del transformador de tensión de la derivación

35 Embarrado de puesta a tierra con conexión de puesta a tierra

36 Chapas guía en la conexión de cables

Conceptos sobre celdas de MT

En general se entenderá como Celdas de Media Tensión ( en inglés Switchgear) al conjunto continuo de secciones verticales (Celdas) en las cuales se ubican equipos de maniobra(interruptores de potencia extraibles, seccionadores,etc), medida (transformadores de corriente y de tensión, etc), y, cuando se solicite, equipos de protección y control, montados en uno o más compartimientos insertos en una estructura metálica externa, y que cumple la función de recibir y distribuir la energía eléctrica.

Las Celdas de Media Tensión tipo Metalclad, están definidas según la norma IEC 60298, y sus principales características son:

Equipos en compartimientos con grado de protección IP2X o mayor.

Separaciones metálicas entre compartimientos.

Al extraer un equipo de Media Tensión, existirán barreras metálicas (“shutters”) que impedirán cualquier contacto con partes energizadas.

Compartimientos separados al menos por: 1) cada interruptor o equipo de maniobra, 2) elementos a un lado del equipo de maniobra (por ej.: Cables de poder) 3) elementos al otro lado del equipo de maniobra (por ej. : Barras) y 4) equipos de baja tensión (por ej. : relés)

Cuando las celdas son de doble barra, cada conjunto de barras debe ir en compartimiento separado.

Concepto y aplicación de celdas de MT metalclad

La norma IEC 60298 define que las celdas de MT para uso eléctrico deben serMETALENCLOSED (es decir metálicas), pero dentro de esta clasificación pueden ser compartimentadas o sin compartimentar. Las celdas con cuatro compartimientos (Baja Tensión, Cables, aparato de maniobra, y conducto de barras) se denominan METALCLAD. 

La división entre compartimientos debe ser galvánica (es decir metálica y puesta a tierra). Una división aislante no es galvánica, y de existir (por ejemplo los aisladores de contacto fijo o aisladores campanas) deben poseer una pantalla metálica o cortina que brinde la separacióngalvánica antes de habilitar el ingreso de un operador al compartimiento. 

Un recinto metálico y puesto a tierra asegura que no existe ningún potencial eléctrico que pueda afectar al operador que trabaje dentro del mismo. Si la separación con otro compartimiento con tensión fuera aislante, al apoyar una mano sobre ésta podría recibir unadescarga eléctrica que atravesaría la placa. 

Una celda puede ser METALCLAD, pero no necesariamente de seguridad aumentada. Para ello debe tener un diseño especial para soportar una descarga interna (construcción sólida del tipo blindado, puertas con trabas múltiple, tapas con ganchos de retención, Visoresque no vayan a astillarse durante la falla, etc). 

Pruebas y certificaciones 

Además, lo más importante, debe contar con un protocolo de ensayo de arco interno en un laboratorio reconocido (por ejemplo CEPEL, CESI). El ensayo debe efectuarse sobre los tres compartimientos de Media tensión. Normalmente las empresas distribuidoras y transportadoras exigen 1 segundo con la corriente máxima de falla garantizada. El resultado se considera satisfactorio si los tres compartimientos pasan los ensayos cumpliendo los seis criterios. Los niveles estándar que se manejan son 25 o 31,5 KA -1 seg hasta 13,2 KV, y 17,5 KA - 1seg en 33 KV. 

El ensayo de arco interno garantiza la seguridad del operador, pero el equipo que sufrió una falla puede quedar inutilizado. Además luego de que se disipó la falla la celda sigue quemándose

interiormente llenando toda la sala de humo. En algunos casos, para evitar que este humo pueda dañar otras instalaciones de la sala, se colocan Conductos de Expansión de Gases de Falla con conexión al exterior. Normalmente este tipo de accesorios no representa más del 10% del precio del tablero. 

También puede limitarse la posibilidad de ocurrencia de fallas por cortocircuitos ocasionales de barras (por ejemplo una herramienta que se cae por una tapa abierta del tablero o un animal que pueda ingresar al mismo), mediante la aislación de las barras con termocontraíble,y de las uniones con tascas del mismo material unidas con tornillos de nylon. 

La aislación de barras puede representar otro 10% sobre el precio del tablero. También existen dispositivos de disipación rápida de fallas, lo que evita la fase térmica del arco, como los detectores de luz de arco. Este sistema es costoso, y puede representar un 30 al 40 % de sobrecosto del tablero. 

Clasificación de las celdas 

• Celdas para Distribución Primaria (empresa transportadora, grandes industrias, etc.). 

• Celdas para Distribución Secundaria (cámaras de transformación, pequeñas industrias). 

Las celdas de Distribución Primaria poseen interruptores extraíbles, que al permitir su rápido recambio en caso de falla o de necesidad de mantenimiento, da mayor flexibilidad de operación. Para asegurar que la extraibilidad funcione correctamente a largo plazo y no seconvierta en un dolor de cabeza, por ejemplo si se traba y no puede sacarse un interruptor), es recomendable que tanto el diseño de la misma como el interruptor sean del mismo fabricante (ejemplo un minimódulo UNIPACK 17 y 36). 

Es común que algunos fabricantes que no tienen línea de interruptores propios, coticen una obra con el aparato que consigan a mejor precio en el mercado, y luego lo adapten a un carro extraíble. Este proceder no puede asegurar un buen funcionamiento a largo plazo, aunque pasen los ensayos de recepción. Se estarían llevando un prototipo. Como fabricantes sabemos muy bien que afinar un mecanismo lleva a veces muchos años, y no puede hacerse en el plazo de 120 o 150 días que lleva hacer un tablero. 

Las celdas de Distribución secundaria poseen interruptores fijos. En estos casos para permitir el acceso al aparato para su cambio o mantenimiento, deben contar con un seccionador aguas arriba que lo separe de las barras con tensión, y eventualmente seccionadores depuesta a tierra para garantizar la seguridad del operador. La maniobra no tiene ninguna flexibilidad, y los equipos son inadecuados para instalaciones donde no puede haber cortes prolongados. En esta categoría están las celdas de cámara con seccionadores en aire o enSF6. 

Interrupción en vacío y en SF6 

La tecnología de interrupción en el mercado hoy día son dos. Principalmente el vacío, y en menor grado el SF6. Todos los fabricantes poseen una línea de vacío, pero a veces por motivos comerciales se pone delante al SF6 para sacarlo primero. 

Desde el punto de vista de costos no hay razón para que el vacío sea más caro que el SF6, pues son menos piezas y tiempos de fabricación. De aparecer así es solo por motivos comerciales. 

El SF6 es una tecnología en franco retroceso en Media Tensión, debido a las críticas negativas que posee y a la existencia de otra tecnología limpia de igual o menor costo. 

El SF6 es un gas muy estable, pero posee características de Gas de Invernadero (su capacidad calorífica es 25000 veces mayor que el dióxido de carbono, por lo que 1/25000 volúmenes de SF6 producen el mismo efecto que un volumen de dióxido de carbono). Esta razón es la que ha hecho que las naciones busquen su eliminación o disminución como aplicación a corto plazo (Protocolo de Kyoto). 

Además al quemarse con el arco de la interrupción se descompone en productos tóxicos y corrosivos. De allí que el manipuleo de una cámara abierta de un interruptor de SF6 deba hacerse con equipo de seguridad (mameluco descartable, guantes, anteojos), para no exponer al operador. Estas son situaciones que no provoca la operación de una cápsula de vacío. 

A mediano plazo la eliminación de los aparatos en SF6 y la disposición del gas, generarán una situación similar a la del PCB, con los costos consiguientes. 

Uso de baterias en Subestaciones en ArgentinaEste es un extracto de una entrevista publicada en el Newsletter Nro 20 de la empresa Van Zandwhege   Hnos . Me parecio interesante la parte que el entrevistado habla del uso y aplicación de las baterias en las subestaciones.

Continuando con la idea de abrir el espacio de nuestro newsletter a todos los sectores queintervienen en nuestra actividad, en este número tenemos el inmenso agrado de presentar la entrevista que realizáramos al Ing. Eduardo Nitardi, Gerente Técnico de Transener SA.

¿Podría describir para nuestros lectores en qué parte de los sistemas de Transener es necesario el empleo de baterías de plomo-ácido y si existe alguna particularidad (como la tensión) que las distinga de las que se emplean en comunicaciones?En todas las estaciones transformadoras de una red de alta tensión, se debe contar consistemas de baterías para la alimentación de sus servicios auxiliares y esenciales. En condiciones normales, todos ellos son alimentados desde el mismo sistema eléctrico, pero en caso de un black-out, resulta imprescindible contar con sistemas de baterías que aseguren la maniobrabilidad de los equipos de alta tensión para iniciar la restitución del sistema.

En general, se trata de sistemas de baterías de 220 ó 110 Vcc, a diferencia de los sistemas de comunicaciones que sueles utilizar tensiones menores, como 48 Vcc. Además, estos servicios comprenden la alimentación de los sistemas de protecciones de las líneas de alta tensión. Es decir, los relevadores que hacen que una línea se desconecte ante una falla, de manera de preservar la estabilidad del sistema de transmisión.

En situaciones de tormentas eléctricas es fundamental mantener en funcionamiento las protecciones y es en este tipo de oportunidades donde más se puede apreciar la importancia de las

baterías y los sistemas de corriente continua en una estación transformadora del Sistema Interconectado Nacional.

¿Podría hacer algún comentario sobre la experiencia con el uso de las baterías deelectrolito absorbido y si han tenido ventajas importantes al incorporarlas?

Como mencionaba en el punto anterior, las baterías de plomo-ácido son una parte fundamental de nuestros sistemas esenciales y auxiliares en corriente continua. Durante muchos años, estos sistemas utilizaron baterías electrolito líquido. Eran muy confiables pero tenían algunas desventajas como el mantenimiento y la necesidad de una sala con ventilación adecuada, para extraer los gases peligrosos que se generan en el momento de la carga. Además ocupaban un espacio considerable.

En los últimos años, y a medida que los fabricantes fueron mejorando su desempeño, estamos incorporando baterías selladas, en particular, las de electrolito absorbido. Hasta el momento estamos satisfechos con el desempeño de estos productos, que requieren un espacio menor para su instalación y, es más, pueden compartir la sala con otros equipos eléctricos y electrónicos. Además, al requerir un mínimo de mantenimiento, nuestros técnicos tienen mayor tiempo disponible para otras tareas importantes.

¿En algún punto de la red emplean sistemas de energía no convencional (paneles solares, aerogeneradores) para asegurar el funcionamiento de los servicios auxiliares?

Si, hemos utilizado paneles solares para la carga de baterías en las estaciones repetidoras de microondas o en las de fibra óptica, durante varios años. Pero el robo o vandalismo era un verdadero dolor de cabeza para nosotros.

En la actualidad, en estas estaciones, estamos utilizando un sistema desarrollado por los técnicos de TRANSENER, que toma electricidad por inducción en un tramo del hilo de guarda de las líneas de 500 KV.

En zonas inhóspitas, este sistema asegura una disponibilidad superior a los sistemas de paneles solares, con la ventaja adicional que mantiene mejor cargadas a las baterías y, en consecuencia, prolonga su vida útil.

¿Cuál es la participación de la industria nacional en la provisión del equipamiento queUds. requieren para el funcionamiento de la empresa, ya sea nuevo o para mantenimiento?

La industria nacional provee una gama muy amplia de equipos y materiales necesarios para instalaciones nuevas o para reposición. Actualmente, nos proveemos en forma local detorres de alta tensión, conductores, hilos de guarda, morsetería, transformadores de potencia y de medida, algunos equipos de maniobra, entre otros. Sólo se recurre a la importación cuando se trata de equipos que no pueden ser provistos por la industria nacional.