Transformadores de Potencia

7/17/2019 Transformadores de Potencia

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LOS TRANSFORMADORES DE

POTENCIA

POTENCIA NOMINAL, REGÍMENES DE CARGA, VIDA ÚTIL Y

POLÍTICA DE RECAMBIO

Agosto 2005

Roberto Campoy y Mario Cebreiro

UNIVERSIDAD DE MENDOZA

INSTITUTO DE ENRGÍA



LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA

UTILIZACIÓN, POTENCIA NOMINAL, REGÍMENES DE CARGA, VIDA ÚTIL Y POLÍTICA DE RECAMBIO

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RESUMEN EJECUTIVO

En la mayor parte del mundo, los transformadores se cargan muy por debajo de su potencia

nominal. Existe - siempre - redundancia suficiente como para compensar la pérdida de una

unidad, lo que da margen para que, salvo durante los períodos de emergencia, las cargas

no alcancen nunca los valores de placa. Esto da vidas útiles medias en los parques de

transformadores superiores a los 50 años. Nuestro parque se encaminaba a estadísticas

similares antes de la desregulación. A partir de ese momento, la falta de señales

económicas que incentiven la inversión en capacidad de transformación, la visión

cortoplacista del mercado y el excesivo celo de los reguladores locales por mantener la

energía eléctrica barata han llevado a postergar al límite técnico posible todas las

inversiones del tramo transporte. Los transformadores han mostrado desde entonces

índices de fallas comparativamente altísimos. En muchas empresas se ha comenzado a

cambiar el papel aislante rebobinando los transformadores. Este rápido envejecimiento se

debe a que en el sistema argentino, las condiciones de uso son mucho más exigentes que

las previstas en las condiciones “nominales” de las normas. Las tensiones fuera de banda,

el uso del bobinado de regulación en forma intensa, las temperaturas ambientes y la altitud

en mucho caso superiores a los límites establecidos por las normas, el sobrecalentamientoproducido por las corrientes armónicas superiores, fuertemente amplificados por los

capacitares recientemente montados en todo el “país eléctrico” y el efecto de sobrecarga

que las cargas capacitivas generan en los terciaros de los transformadores elevan

fuertemente su temperatura en el punto más caliente. Los transformadores entonces, aún

por debajo de su potencia de chapa, se exponen a fuertes sobrecargas térmicas que

reducen sustancialmente su vida útil. A modo de ejemplo, la expectativa de vida del parque

de Distrocuyo, para unidades nuevas, no supera, en la mayor parte de las estaciones

transformadoras, los cinco años. Esto genera, costos y calidad de servicio, inconvenientes

e inaceptables. El aprovechamiento máximo de los transformadores en el corto plazo

llevará a agotar en pocos años el parque de transformación con consecuencias económicas

desastrosas para los usuarios de un servicio esencial e imprescindible como es el servicio

eléctrico. Dada la relación exponencial que relaciona la vida útil con la temperatura, se

observa que aumentando la temperatura un 34% - de 86 ºC a 116 ºC – lo que equivale a





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incrementar la carga en el transformador solamente en un 16%, la expectativa de vida se

reduce de ¡100 años a 3 años!!!! La política de sobrecarga actual multiplican los costos

varias veces!!!!

Otro problema asociado a la regulación actual es que se dificulta el reemplazo de estas

máquinas bajo una política de un parque de transformadores único y global, como la

experiencia aconseja. Ello se debe a que la diversidad de clientes existentes obliga a que

se considere cada estación transformadora como una unidad independiente. Esto conduce

a que se agreguen sucesivas unidades transformadoras, en lugar de circular las unidades

de mayor a menor potencia a través de las estaciones transformadoras. Esto genera una

clara desoptimización de la inversión, en especial cuando por esta política se superen lastres unidades transformadoras por estación.

Se recomienda entonces que:

• Los transformadores se carguen atendiendo la temperatura del punto más caliente que

es el que en definitiva regula su vida útil. Para ello, en algunos casos, y según las

condiciones del sistema, la potencia erogada puede resultar inferior a la de placa. Este

valor de temperatura del punto caliente se determina a partir del salto térmico que

aparece entre la temperatura media del bobinado - imagen térmica - y la temperatura

del aceite en la parte superior de la cuba - termómetro de cuadrante - dependiendo de

la estructura y diseño de cada máquina y del régimen de carga.

• La temperatura del punto caliente no debe exceder los 110 C.

• Se analice la forma que evoluciona el parque transformador de forma tal de evitar

desoptimizar la inversión considerando cada estación como la unidad a analizar. Esto

traerá otros subóptimos que la regulación debe tomar en cuenta y facilitar suimplementación.





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Índice

RESUMEN EJECUTIVO.......................................................................................................................................2

ÍNDICE ................................................................................................. ....................................................................4

INTRODUCCIÓN ................................................................................................... ................................................5

POTENCIA NOMINAL .........................................................................................................................................6

LO QUE DICEN LAS NORMAS ..................................................................................................................................7 LO QUE SE DE ELLO SE DESPRENDE ........................................................................................................................9

La diferencia entre potencia aparente primaria y secundaria.....................................................................10

El nivel de tensión..........................................................................................................................................11 Nivel del mar..................................................................................................................................................11 Los arrollamientos de regulación de la tensión............................................................................................12 La temperatura...............................................................................................................................................14 Las corrientes armónicas...............................................................................................................................14 La cuestión de los tres arrollamientos ..........................................................................................................16 El envejecimiento...........................................................................................................................................18

U NA PRIMERA CONCLUSIÓN SOBRE LA “POTENCIA NOMINAL” ...........................................................................18 VIDA ÚTIL.........................................................................................................................................................19 U NA PRIMERA CONCLUSIÓN SOBRE LA “VIDA ÚTIL” ........................................................................................... 21 CALENTAMIENTO DEL TRANSFORMADOR ............................................................................................................22 U NA PRIMERA CONCLUSIÓN SOBRE “CALENTAMIENTO DEL TRANSFORMADOR ”................................................24

REGÍMENES DE CARGA Y DE SOBRECARGA DE LOS TRANSFORMADORES ..............................25

R ELACIÓN ENTRE CARGA Y TEMPERATURA DEL PUNTO CALIENTE. ....................................................................25 CICLOS DE SOBRECARGAS NORMALES.................................................................................................................26 EMERGENCIA PROLONGADA ................................................................................................................................26 EMERGENCIAS DE CORTA DURACIÓN ..................................................................................................................27 U NA PRIMERA CONCLUSIÓN SOBRE “REGÍMENES DE CARGA”.............................................................................27

ANÁLISIS ECONÓMICO .................................................................................... ...............................................28

POLÍTICA DE RECAMBIO ...............................................................................................................................29

RECOMENDACIONES ........................................................................................................ ...............................30

ANEXO I.................................................................................................................................................................31

LOS PROCEDIMIENTOS DE CAMMESA PROCEDIMIENTO TECNICO Nº 8 REGLAMENTO OPERATIVO

DEL SADI...........................................................................................................................................................31 16. SOBRECARGAS POR CONTINGENCIAS SIMPLES. ...................................................................... .....31

ANEXO II...............................................................................................................................................................32

TRANSFORMADORES DE POTENCIA .....................................................................................................................32

ANEXO III .............................................................................................................................................................34

BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................................................................35





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Introducción

El tratamiento operativo que se les da a los transformadores de potencia en muchas

oportunidades no obedece - tal como podríamos creer “a priori” – a lo establecido en las

normas que regulan los regímenes de carga y sobrecarga. La fuerte degradación en las

condiciones del sistema de potencia, - en especial las asociadas a trabajar con tensiones

fuera de banda, a los armónicos superiores, fuertemente amplificados por la compensación

reactiva y el efecto de la compensación reactiva sobre los terciarios de los transformadores

de potencia - hacen que sea muy difícil que entreguen la potencia nominal de placa sin

sufrir importantes sobreelevaciones de la temperatura. Consecuencia de ello, los niveles de

fallas registrados en nuestro país, exceden largamente los que exhiben los países

desarrollados1.

Se puede comprobar fácilmente que tanto los transformadores en si mismos como la

calidad de los mantenimientos que se realizan en Argentina, no difieren grandemente de los

que se utilizan en los países desarrollados. Es justamente en los regímenes de carga -

asociados con un sistema eléctrico colapsado - donde encontramos la causa de tales

males. Es de práctica, en nuestro país como en el mundo, en general, cargar a los

transformadores con la potencia de la chapa de características. Sin embargo, en virtud de

la fuerte degradación de las condiciones de funcionamiento del sistema eléctrico – comoexplicaremos más adelante – los transformadores están en condiciones de entregar, en

régimen permanente, conservando una expectativa de vida de 25 años, una potencia

bastante inferior a la de placa. Contrariamente, los regímenes de carga a potencia nominal,

que en otras condiciones del sistema resultaban normales, hoy producen un rápido

aceleramiento del envejecimiento de los aislantes, reduciendo la vida útil del transformador.

Por un lado, tenemos que la mayor parte de los elementos que constituyen un

transformador: como los bushings, el conductor de los bobinados, el núcleo, la cuba, el

conmutador bajo carga, el tanque de expansión, las protecciones propias, por citar los más

importantes, tienen una vida útil que excede largamente los 50 años. Es en su aislamiento,

una combinación de papel y aceite de transformador, donde se encuentran los elementos

1 En Distrocuyo es del orden del 800% de la media registrada en Europa.





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susceptibles de tener una vida más efímera. La vida del papel depende de la temperatura

de trabajo. Exigiendo durante largos períodos a los transformadores de potencia a ciclos de

carga intensos, se reduce su vida útil.

Por otro lado, el sistema regulatorio actual no ayuda a tomar decisiones de largo plazo. Los

actores que definen el reemplazo de los transformadores, privilegian decisiones que

permiten postergar por algunos años las inversiones pero que llevan a que el parque

transformador se envejezca hasta cinco veces más rápido. Se reduce así la expectativa de

vida de una unidad de 25 a 5 años, simplemente por el hecho de llevarlo a un régimen de

carga 20% superior.

Finalmente, la normativa actual no permite abordar el reemplazo de estas máquinas con

una óptica de manejo de un parque de transformadores. Ello se debe a que la diversidad de

clientes lleva a que se considere cada estación transformadora como una unidad

independiente. Esto lleva a que se agreguen sucesivas unidades transformadoras, en lugar

de circular las unidades a través de las estaciones transformadoras.

En el artículo se examinan con cierta profundidad estos aspectos y se extraen ciertas

conclusiones sobre cada uno de estos temas.

Potencia nominal

Al someter a los transformadores de potencia a distintas condiciones de carga, parámetros

de sistema diferente de los nominales y en ambiente distintos de los normados, se debe

verificar que nuevas condiciones de funcionamiento sean aceptables, y muy especialmente,

que no comprometan su vida útil. Dado los decepcionantes resultados que se registran en

el comportamiento del parque de transformadores argentino, corresponde ahondar sobre

los aspectos que tienen relación con su vida útil, en particular los regímenes de carga a que

se los expone.





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Según encontramos en los procedimientos2, de los que se hemos extraído las definiciones

con relación a este tema y que se incluyen en el Anexo I, podemos ver que la Potencia

Nominal de un equipo eléctrico se define como el “Valor especificado en la chapa

característica de la máquina que indica la potencia máxima en servicio continuo para la cual

ha sido diseñada la misma.” Los “Procedimientos” establecen claramente que el sistema

debe funcionar en condiciones normales sin ninguna sobrecarga y que los regímenes y

niveles de sobrecarga corresponde sean establecidos por el responsable del equipamiento.

Por otro lado, si tomamos en cuenta la Guía General de Diseño y Normas de Estaciones

Transformadoras, aprobada mediante la Resolución 137/92 de la Secretaría de Energía y

modificada por las sucesivas resoluciones 59/03 y 558/03 del ENRE, de las que se adjuntael capítulo correspondiente a los transformadores de potencia como Anexo II, es dable

observar que se especifica claramente que los transformadores deben responder al

conjunto de normas IEC 60076.

En la realidad, los transformadores que utiliza el mercado argentino, responden justamente

a estas normas internacionales3. Como veremos seguidamente, la potencia nominal de un

transformador, coincide con la de placa, solamente cuando las condiciones de servicio,

ambientales y de funcionamiento, son las mismas que se utilizan en el ensayo de

calentamiento para fijar dicha potencia nominal.

Lo que dicen las normas

Transcribimos a continuación la definición de la norma IEC 60076-1.

4 Régimen nominal

2 Se denomina así al conjunto de Normas y PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN EL

DESPACHO DE CARGAS Y EL CÁLCULO DE PRECIOS. Recopilación No Oficial de las Resoluciones Ex-SEE 61/92 y

sus modificaciones

3 Existen normas y recomendaciones americanas (ANSI y IEEE), que presentan diferencias en el tratamiento de los

regímenes de carga. Los transformadores, en el caso argentino, responden a las normas IEC.





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4.1 Potencia nominal

Se debe atribuir una potencia nominal a cada bobinado del transformador y marcarlo sobre

la placa de características. La potencia nominal corresponde a una carga continua. Es un

valor de referencia para la garantía y los ensayos de pérdidas debidos a la carga y el

sobrecalentamiento. Si en ciertas circunstancias aparecen valores diferentes de potencias

aparentes, como por ejemplo, con diferentes modos de refrigeración, la potencia nominal es

igual al valor máximo. Un transformador de dos arrollamientos tiene una única potencia

nominal para los dos arrollamientos. Cuando la tensión nominal se aplica al arrollamiento

primario y la corriente nominal circula por los bornes del secundario, el transformador recibe

la potencia nominal asignada a ese par de arrollamientos. El transformador debe poder

transmitir, en servicio continuo, la potencia nominal (para un transformador de más de dosarrollamientos la o las combinaciones particulares de potencia nominal de cada

arrollamiento) en las condiciones establecidas en 1.24 y sin sobrepasar los límites de

temperatura especificados en la IEC 60076-2.

NOTA: La interpretación de la potencia nominal dada en el anterior parágrafo implica que se trata de

la potencia aparente inyectada al transformador, incluyendo su propio consumo de potencia activa y

reactiva. La potencia aparente que el transformador entrega al circuito conectado a su secundario, a

carga nominal, difiere de la potencia nominal. La diferencia entre la tensión nominal y la tensión

secundaria, corresponde a la caída (o aumento) de tensión en el transformador. Las diferencias de

tensión debido a la caída de tensión, tomando en cuenta el factor de potencia de la carga se

establece en la IEC 60606. Este método es diferente del que se utiliza en las normas basadas en la

práctica americana (ANSI/IEEE C57.12.00) donde los «kVA nominales» establecen la potencia

suministrada por el secundario. Según estas normas, la diferencia debido al consumo activo y

reactivo del transformador, debe considerarse en el diseño del transformador, para que la tensión

primaria pueda ser aplicada al primario y obtener la potencia nominal en el secundario. Además,

ANSI/IEEE especifican que en las condiciones de servicio normales, “el factor de potencia de la

carga es de al menos el 80% (valores extraídos de la edición de 1987).

4.2 Ciclo de carga

4 Allí se establecen las condiciones sobre la altitud, la temperatura ambiente, la forma de onda, la simetría de lastensiones y el medio ambiente donde se ubica el transformador.





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Si se especifica en las especificaciones técnicas del contrato, se puede, por encima de su

potencia nominal en carga continua, fijarle al transformador un ciclo de carga temporal que

podrá efectuarse según las condiciones especificadas en la norma IEC 60076-2.

NOTA Esta opción se debe utilizar para establecer los criterios de diseño y las garantías de los

grandes transformadores de potencia, en caso de sobrecargas temporarias de emergencia. En la

ausencia de tales especificaciones, una guía de carga se encuentra en las normas IEC 60354 y la

IEC 60905. Se deben seleccionar correctamente los bushings, los conmutadores bajo carga y las

correspondientes a los equipos auxiliares de forma tal de no restringir la capacidad de carga del

transformador.

NOTA Estas prescripciones se aplican solamente a los transformadores especiales que requieren de

capacidad de sobrecarga. Para el resto se especifican prescripciones particulares.

Lo que se de ello se desprende

Es dable concluir que los valores definidos por la norma son: la tensión nominal, la corriente

nominal y la sobreelevación de temperatura nominal. La potencia nominal surge como

consecuencia de ellos: potencia aparente igual a tensión por corriente, respetando la

limitación de sobreelevación de temperatura.

El transformador debe ser capaz de conducir en servicio continuo la potencia nominal (para

transformadores de más de dos arrollamientos las combinaciones especificadas de las

potencias de los arrollamientos) sin exceder los límites de temperatura impuestos.

Si las condiciones de temperatura del lugar exceden uno de estos límites, la norma (IEC

60076-2 punto 4.3.1) establece que los valores de sobreelevación de temperatura

especificados se deben reducir en el mismo valor en que se exceden las temperaturas

promedio.

La potencia nominal del transformador es igual a la potencia de la chapa característica

solamente en el primario y en el caso en que se den todas las condiciones de





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funcionamiento preestablecidas. Analizaremos a continuación cada una de las causas

externas y condiciones propias del transformador, del sistema eléctrico o del medio

ambiente que llevan a que existan diferencias importantes entre la potencia nominal real

que la máquina puede dar sin degradarse y la potencia expresada en la chapa de

características.

La diferencia entre potencia aparente primaria y secundaria

Es muy claro que la norma IEC establece como potencia nominal la potencia primaria. Sin

embargo, normalmente, se desprecia esta diferencia como si el transformador no tuviese

pérdidas ni activas ni reactivas. En las grandes unidades de potencia, la diferencia que

existe entre la potencia nominal aparente primaria y la secundaria es muy pequeña. El

rendimiento es muy bueno. La diferencia entre ambos arrollamientos se explica

matemáticamente a través de la suma vectorial de los consumos de potencia activa y

reactiva del transformador. El consumo de reactivo es relativamente constante,

dependiendo fundamentalmente de la tensión de entrada y en menor medida de la carga y

del factor de potencia de esta última. Las pérdidas activas se corresponden con el

rendimiento a través de la expresión:

:

Donde:

P2 = Potencia secundaria

Pcu = Pérdidas en el cobre

Pfe = Pérdidas en el hierro

Se puede demostrar

5

que el máximo rendimiento se encuentra para relaciones porcentajesde carga según la siguiente expresión:

5 Se ha desestimado su presentación en este artículo por considerarlo fuera de su objeto.





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Los grandes transformadores de potencia tienen a plena carga niveles de pérdidas en el

cobre de cuatro a seis veces superiores que las que encontramos en el hierro, lo que nos

lleva a tener el máximo rendimiento entre 0,4 y 0,5 de la carga nominal.

A regímenes de cargas del orden del 85% de la potencia nominal, con factores de potencia

inductivos del 80%, la potencia nominal aparente del secundario se encuentra en valores

que oscilan entre el 97% y el 98,5% de la del primario.

El nivel de tensión

La potencia nominal se alcanza con la corriente nominal cuando en el primario se aplica la

tensión nominal. Una reducción de la tensión no puede equilibrarse con un aumento de la

corriente, sin producir una sobreelevación de la temperatura. Cuando la tensión disminuye,

la potencia que puede entregar el transformador también se reduce. Si la tensión aumenta,

la potencia de salida se incrementa. En las condiciones actuales de funcionamiento del

SADI6, en general, en los horarios de máximas demandas, en las llegadas de las líneas 7,las tensiones de entrada son inferiores a las nominales. Salvo algunas pocas excepciones,

los valores de tensión del sistema de 132 KV se encuentran entre el 92% y el 98% del valor

nominal. Por lo tanto, en dichos casos, la potencia nominal que son capaces de entregar

esos transformadores se reduce en el mismo porcentual en que disminuye la tensión.

Nivel del mar

6 Sistema Argentino de Interconexión

7 Es dable comentar que en la salida de las líneas, las tensiones son normalmente superiores a las nominales para permitir

funcionar al sistema.





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Para aquellas unidades que funcionan por encima de los 1000 metros de altitud sobre el

nivel del mar, se deberá reducir la carga de tal forma que se baje la temperatura en un

grado kelvin, cada 400 metros en el caso de transformadores refrigerados naturalmente y

cada 250 metros para aquellos que tienen refrigeración forzada.

Los arrollamientos de regulación de la tensión

Es claro que el ensayo de calentamiento, que se realiza como parte de los ensayos de

recepción de una nueva unidad transformadora de potencia, para verificar que con todos

los parámetros en condiciones nominales la elevación de temperatura se encuentra dentro

de los rangos aceptables – más adelante volveremos sobre esta cuestión en detalle – se

realiza con el bobinado regulador de tensión en su punto neutro. Esto quiere decir que

ninguna vuelta de su devanado se incluye en el circuito de ensayo8. En la figura siguiente,

se observa una disposición típica y actual de un conmutador bajo carga. En la condición de

ensayo el conector que en la figura se encuentra entre los puntos 9 y 10 - señalado con el

círculo rojo - se encuentra entre los puntos 10 y 1, llegándose desde el arrollamiento

principal directamente al centro estrella del transformador sin pasar por el bobinado

regulador.

8 En la realidad, inicialmente se inserta el bobinado regulador en su totalidad con el fin de llegar más rápidamente a la

temperatura de trabajo del transformador. Lo que demuestra claramente que este bobinado produce un calentamiento

adicional al del régimen nominal.





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Ahora bien, en el funcionamiento normal, y muy particularmente en las actuales condiciones

del SADI, los transformadores - para compensar las caídas de tensión excesivas tanto

aguas arriba como las que habrá aguas abajo - deben intercalar gran parte del bobinado

regulador. Esta situación también colabora en las pérdidas en el cobre y en el hierro debido

al incremento de los flujos de dispersión y de las pérdidas en el cobre por el efecto jouleasociado debido a la porción de bobinas insertadas. Se debe señalar que la mayoría de los

transformadores del SADI tienen tres arrollamientos, y regulación de carga en dos de ellos.

En la alta tensión, normalmente bajo carga, con pasos del orden del 1% y un alcance de

regulación de aproximadamente ± 10%, mientras que en el bobinado de media tensión, la

conmutación es manual, habitualmente sin carga y sin tensión, con pasos de ± 2,5% y

alcance de ± 5%.

Estas bobinas tienen efectos térmicos variables y deben evaluarse en cada caso particular.

Sin embargo, podemos estimar que el aumento de las pérdidas alcanza en algunos casos

niveles del orden del 5% al 6 % cuando los bobinados reguladores se encuentran en sus

puntos extremos. La potencia nominal del transformador debe reducirse efectivamente para

considerar esta condición diferente de la prevista.





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La temperatura

Para transformadores inmersos en aceite la norma IEC 76-1 en el punto 1.2 establece que

la temperatura del aire ambiente no debe ser inferior a -25 ºC ni superior a 40 ºC. Este es el

rango normal. Es de destacar que en muchas instalaciones de nuestro país las

temperaturas en las estaciones transformadoras exceden largamente el máximo superior.

Para este mismo tipo de unidades, a norma IEC 76-2 en el párrafo 4.3.1, fija otras

limitaciones referentes a las condiciones de temperatura en el lugar de instalación del

transformador, no debiéndose exceder los siguientes valores:

- temperatura promedio mensual del mes más caluroso 30 °C- temperatura promedio anual 20 °C

en el punto 4.2, establece los siguientes límites de sobreelevación de temperatura para

servicio continuo con potencia nominal:

Sobreelevación del aceite en la parte superior 60 KSobreelevación media del devanado

(medido por variación de resistencia)

para transformadores ON u OF

para transformadores OD

65 K

70 K

Las corrientes armónicas

Debemos coincidir que existe en nuestro país un doble efecto que ha llevado las corrientes

armónicas a valores impensados hace apenas algunos años. En primer lugar, porque

nuestro país no es ajeno a la tendencia mundial de incremento de los armónicos. Ello se

origina principalmente en el aumento cada vez mayor de equipos rectificadores. La mayoría

de los usos más ricos y nuevos de la energía eléctrica se realizan en corriente contínua.

Tanto la informática, como los nuevos equipos de iluminación, el control y los motores con





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regulación de velocidad funcionan en corriente contínua. El consumo de los rectificadores

dista bastante de ser lineal, lo que comporta en suma niveles importantísimos de

armónicos. Una característica propia de nuestro país es la difusión de la compensación y

aún la sobrecompensación de la energía reactiva con el propósito de aumentar los niveles

de transferencia y transporte de energía. Esto contribuye a reducir las reactancias del

sistema, encontrándose en algunos casos muy próximas de las de resonancia con estas

frecuencias armónicas superiores. Esto naturalmente las amplifica. En muchos casos

resulta necesario realizar el filtrado de tales frecuencias. Sin embargo, la regulación

Argentina no exige niveles de filtrado similares a los que se ven en Europa o USA. Aquí se

ha tomado la decisión de filtrar solamente en el caso que el nivel de armónicos puede

afectar a los mismos capacitares, ignorando lo que pasa en el resto del sistema. Así sepermiten armónicos que aumenten hasta en un 30% el valor total de la corriente eficaz en

dichos capacitares. Se llega a estos niveles de corriente eficaz con quintos y séptimos

armónicos mayores aún que la corriente fundamental9 !!

Los armónicos superiores aumentan de manera importante las pérdidas. Por un lado

aumentando las pérdidas parásitas en virtud de las elevadas frecuencias. Por otro lado

incrementan las pérdidas por efecto joule debido al efecto piel o pelicular, que lleva a la

corriente a circular hacia la periferia del conductor a medida que aumenta la frecuencia.

Estos efectos de los armónicos sobre el equipo eléctrico son ampliamente conocidos.

Existe una abundante bibliografía para aquellos que quieran profundizar sobre el particular.

La siguiente fórmula, extraída de la norma UTE C15-112, que utiliza EDF para desclasificar

sus transformadores que enfrentan fuertes armónicos - la IEEE es mucho más exigente

sobre este particular - establece el factor de reducción que debe aplicarse a un

transformador para considerar el efecto de elevación de temperatura que producen los

armónicos superiores:

9 En Europa o USA se compensa atendiendo a la relación entre la potencia de cortocircuito en el punto de inserción de los

capacitores y la potencia de compensación. Siguiendo esta norma, en todos los casos de compensación según la Resolución

01/03 de la Secretaría de Energía se debería compensar.





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Donde:

K = factor de disminución de la potencia nominal del transformador de potencia

h = armónico

Ih = corriente del armónico h

I1 = corriente fundamental (50 ciclos)

Con los valores normales de tensiones armónicos y corrientes quintas y séptimas

armónicas – normalmente las más elevadas – dentro de los valores habituales, la reducción

porcentual de la potencia nominal es de algunos puntos porcentuales. Sin embargo, con las

corrientes que se registran actualmente, algunos bobinados deberán desclasificarse en

valores inferiores al 70% de su valor de placa10!!!!

La cuestión de los tres arrollamientos

El hecho de trabajar con los transformadores tan al límite, hace que se deba reveer algunas

condiciones de funcionamiento y que como en los casos anteriores puede llevar a una

importante reducción de la potencia nominal. Las diferencias en el factor de potencia entre

el primario y secundario puede generar sobrecargas que no resultan visibles desde el

primario. Trataremos de verlo en un simple ejemplo extraído de la bibliografía.

Consideremos un transformador 132/34,5/13,8 KV 30/30/10 MVA como los que existen en

muchas de nuestras estaciones. Veamos algunos datos del comportamiento cuando

cargamos el secundario – según las condiciones ideales de la norma, del transformador con

la potencia aparente nominal, mientras el terciario se encuentra en vacío. La siguiente tabla

10 Es el caso de los transformadores de Distrocuyo en Anchoris, por ejemplo.





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nos muestra los niveles de carga y las pérdidas en el cobre en los arrollamientos primarios

y secundarios.

Vemos que las pérdidas en el cobre alcanzan a 0,8% de la potencia nominal.

Si, ahora, como estamos haciendo en muchas estaciones transformadoras, conectamos

sobre el terciario de 13,2 KV un banco de capacitores de 10 MVAr, veremos más o menos

lo siguiente:

Las primeras conclusiones nos permiten advertir que en primer lugar la potencia en el

primario se redujo de 30 MVA a 25 MVA, mientras que las pérdidas en el cobre aumentaron

un 20% (de 0,8% al 0.96%)!!!. Además, para un observador no advertido, el banco de

P (MW) 24,000 24,000 0,000

Q (MVAr) 8,000 18,000 -10,000

cosfi 0,949 0,800 0,000

S (MVA) 25,298 30,000 10,000

30 0,843 1,000 0,333

i^2 (pu) 0,711 1,000 1,000

r (%) 0,378 0,422 0,272

perdidas (%) 0,269 0,422 0,272 0,963

Datos transformador AT MT BT

Potencia (MVA) 30 30 10

Tension (kV) 132 34,5 13,8

P (MW) 24,000 24,000 0,000

Q (MVAr) 18,000 18,000 0,000

cosfi 0,800 0,800 0,000

S (MVA) 30,000 30,000 0,000

30 1,000 1,000 0,000i^2 (pu) 1,000 1,000 0,000

r (%) 0,378 0,422 0,272

perdidas (%) 0,378 0,422 0,000 0,800





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capacitares ha contribuido con una reducción de la potencia demandada al transformador

(lo que resulta cierto cuando se maneja el transformador a partir de la potencia nominal

primaria), creyendo posible aún poder aumentarla. Sin embargo, lo que ocurre es un poco

lo contrario, el transformador se sobrecalentará un 20% más y en un porcentaje cercano al

10% debería reducirse la potencia de entrada para mantener el transformador a la

temperatura nominal en su punto más caliente.

El envejecimiento

Es claro que la norma prevé que el transformador – tal como veremos próximamente –

envejecerá lentamente, de forma tal de alcanzar su vida útil, estimada entre 25 y 30 años

para estas condiciones de carga. Sin embargo, cuando se los somete a regímenes de

carga intensos, el aceite se degrada rápidamente produciendo ácidos y lodos que

depositados sobre los bobinados reducen la capacidad de transferencia de calor, lo que

acelera el envejecimiento por encima de lo establecido en las normas. Es un punto a tener

en cuenta en adelante. Buena parte del parque está muy envejecido y deberíamos cuidarlo

“por encima” de lo normado para restituirles una vida equilibrada.

Una primera conclusión sobre la “ potencia nominal”

Es dable observar que la potencia nominal de la que habla la norma se refiere a la potencia

que el transformador puede entregar en las condiciones que establece la norma. Sin

embargo, las condiciones reales – y muy en especial, las que se registran actualmente en

el SADI – difieren muchas veces de las condiciones previstas en la norma. Hemos

registrado casos en los que la consideración de los factores antedichos desemboca en

reducciones de la potencia nominal muy por encima del 30%. En estos casos no resulta

conveniente utilizar a los transformadores a la potencia de la chapa característica. Comoveremos más adelante, esto produce sobreelevaciones de la temperatura del punto más

caliente, reduciendo significativamente su vida útil. Es urgente proceder a evaluar cada

caso en particular y redefinir las potencias nominales del parque argentino para las

condiciones en que se desenvuelve actualmente.





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VIDA ÚTIL

Durante la vida útil de un transformador de potencia, las sobrecargas afectan el aislamiento

de los bobinados y en consecuencia su duración. El papel que se utiliza para aislar las

bobinas de un transformador, cuando es nuevo, tiene un grado de polimerización del orden

de 1200. Este grado de polimerización da una idea de la capacidad del papel de

deformarse ante esfuerzos términos o electrodinámicos que modifican la morfología del

conductor y la bobina sin romperse11. El proceso de envejecimiento del papel depende de

tres factores: la temperatura, el oxígeno presente y el contenido de agua. La interacción de

estos tres factores con la celulosa del papel provoca la rotura de las cadenas poliméricas

que la constituyen, reduciendo su longitud, lo que se traduce en el deterioro de las

características mecánicas del papel. El grado de envejecimiento se puede determinar

entonces por la longitud media de las cadenas poliméricas del papel. Esto se realiza

midiendo el grado de polimerización. Se considera que por debajo de un índice de

polarización de 200, el papel ya no dispone de cualidades mecánicas como para resistir los

esfuerzos a los que será sometido en un transformador. Se acepta entonces un DP de 200

como el límite de la vida útil del papel aislante de un transformador. Una vez alcanzados

estos niveles en el grado de polimerización, los esfuerzos térmicos y electrodinámicos

posteriores harán que la máquina se averíe12

.

Con los papeles actuales - que se fabrican desde hace una veintena de años - se espera

que si han sido correctamente impregnados en aceite, lo que debe asegurar un bajo

contenido de agua, a una temperatura de 100 ºC deberían hacer falta unos 25 años para

alcanzar un DP = 200. Estas consideraciones están contenidas en la Norma IEC 354 que

establece que la vida de un transformador funcionando en “condiciones nominales” con

carga nominal y una temperatura media ambiente de 20 ºC es de 25 años. En la realidad,

11 La rotura del papel conlleva su fracaso como aislante, produciéndose un cortocircuito y por ende la salida de servicio

definitiva del transformador.

12 Se debe dejar constancia aquí, que también los índices de fallas en los niveles de media tensión en Argentina resultan más

elevados que la media de los países desarrollados.





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tanto la carga como la temperatura ambiente varían, lo que desemboca en que la vida

puede ser muy distinta. En Europa, o en la Argentina de hace algunos años atrás, la

práctica de no sobrepasar la carga de los transformadores del 80% de su potencia nominal

permite que hoy contemos con unidades transformadoras funcionando con más de 50 años

de servicio.

Considerando solamente el envejecimiento térmico se pueden realizar cálculos de consumo

de vida siguiendo las indicaciones de las guías de carga de transformadores inmersos en

aceite IEC 354 y la IEEE Std C57.91-1995, para lo cual es necesario considerar los

diagramas de carga diarios y anuales típicos del transformador que se considera. El

Instituto de Energía de la Universidad de Mendoza, se encuentra desarrollando unprograma de computación para poder automatizar los cálculos previstos en la Guía de la

IEEE.

Se puede evaluar el estado del aislamiento – en especial del papel - mediante métodos

directos, analizando el grado de polimerización a través de pequeñas muestras de papel de

los bobinados, o indirectamente, mediante el análisis del aceite. Existen dos métodos

indirectos para determinar el grado de polimerización de la celulosa: la cromatografía

líquida y el contenido de monóxido y dióxido de carbono disuelto en el aceite.

El proceso de envejecimiento del papel es acumulativo y fuertemente dependiente de la

temperatura. La experiencia ha demostrado que la vida útil sigue una ley exponencial. Se

reduce a la mitad con cada incremento de la temperatura de aproximadamente 6 ºC 13. Este

valor se toma como base para determinar los regímenes de sobrecarga de los

transformadores de potencia aislados con papeles impregnados en aceite. Para la

aplicación de ésta fórmula de envejecimiento se toma en cuenta lo que se conoce como la

temperatura del punto caliente del bobinado, que para transformadores que cumplen con la

norma IEC 76, para carga nominal y temperatura ambiente de 20 ºC, se fija en 98 ºC. Estepunto es teóricamente el punto más caliente del transformador. Este valor de 98 ºC es un

13 La relación de envejecimiento responde a la ley a 98 ºC Renv =





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valor de referencia de dicho punto caliente, que en teoría, de mantenerse la máquina a ese

régimen térmico, tendría una vida útil de 25 años.

La figura presenta gráficamente la evolución de la vida útil de un transformador con la

variación de la temperatura del punto caliente.

Una primera conclusión sobre la “ vida útil”

Someter la máquina a una determinada sobrecarga o bien mantenerla cargada a una

temperatura del punto caliente superior a la establecida por las normas, implica un

envejecimiento prematuro de los aislantes.

A una temperatura media constante del punto caliente de 98 ºC un transformador de

potencia tendría una vida útil de 25 años, a 104 ºC de 12,5 años, a 110 ºC de 6,25 años, a

116 ºC de 3,125 años y en el sentido contrario a 92 ºC de 50 años y a 86 ºC de cien años.

Así, aumentando la temperatura un 34% - de 86 ºC a 116 ºC – lo que equivale a

incrementar la carga en el transformador en un 16%, la expectativa de vida se reduce de

100 años a 3 años!!!!





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Calentamiento del transformador

Los transformadores no son cuerpos térmicamente homogéneos. Están construidos con

materiales de distinta naturaleza y de diferentes conductividades térmicas como son el

hierro magnético, el cobre, la celulosa, el cartón, el aceite de transformador, entre los más

importantes. Tanto cuando funciona en régimen estacionario, como frente a transitorios

electromagnéticos y por ende térmicos importantes, las temperaturas internas son distintas

de un punto a otro. Lo que importa conocer es que en algún lugar se alcanza la máxima

temperatura, la que se denomina como punto caliente, y que es la que importa porque en

suma determinará la vida útil del transformador.

El calor se produce en los materiales activos, el núcleo magnético y en el cobre de los

bobinados más las pérdidas adicionales presentes, especialmente las debidas a los

armónicos superiores. Inicialmente se acumulan en las masas de los materiales del

transformador, y a medida que se alcanza el estado de régimen, se obtiene un equilibrio

entre el calor producido y el disipado al ambiente a través de los medios que cumplen la

función de refrigerar la máquina.

Los puntos en los cuales se genera el calor alcanzan una mayor temperatura respecto delambiente y del fluido de refrigeración. El proceso de refrigeración utiliza fenómenos de

conducción, convección, y en menor importancia de radiación. La temperatura de los

bobinados no es uniforme ya que aparecen puntos calientes causados por distintas

razones, como por ejemplo el estrechamiento de los canales de refrigeración, mala

distribución del aceite de refrigeración o debido a la natural tendencia del calor, debido al

menor peso específico de los elementos calientes, de desplazarse hacia la parte superior.

La determinación de los puntos calientes de los arrollamientos es un tema de máxima

importancia y de notable complejidad. Las normas establecen, para los diferentes tipos y

formas de refrigeración, las condiciones respecto a la temperatura ambiente y la

sobreelevación de las distintas partes de la máquina. Los modelos térmicos equivalentes

asistidos por computadora actuales, permiten determinar con cierta precisión el punto

caliente.





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En la figura siguiente tenemos un esquema que da la norma sobre la distribución física de

la temperatura dentro de los bobinados. En ella se puede ver que los bobinados se

encuentran a mayor temperatura que el aceite y que en ambos casos la temperatura

aumenta en la parte más alta de la cuba. Se señala en el punto superior el punto caliente.

La sobreelevación de temperatura del punto caliente es más alta que la sobreelevación de

temperatura del devanado en su parte superior. Para considerar este apartamiento la Guía

IEC 354 recomienda multiplicar la diferencia de temperaturas entre el devanado medio y el

aceite medio por un coeficiente H. Este coeficiente varía entre 1.1 y 1.5 dependiendo del

tamaño del transformador (la guía utiliza el valor 1.1 para transformadores de distribución y

1.3 para transformadores medianos y grandes).

La siguiente figura muestra el diagrama de temperaturas que corresponde a las hipótesis

mencionadas. La temperatura del punto caliente depende de la temperatura ambiente y dela carga, por lo tanto es necesario conocer los diagramas de carga de la máquina en

examen (y su relación con la temperatura ambiente), para poder evaluar cuando se supera

el límite de temperatura con un mayor consumo de su vida, y cuando el valor más bajo de

temperatura es causa de un menor consumo de vida.





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Este salto térmico entre el punto más caliente y los valores medios es también función del

régimen de carga. Los bobinados tienen una inercia térmica de unos cinco minutos. Es

decir, aumentad la carga, en cinco minutos alcanzan la temperatura de régimen. Sin

embargo, el aceite, núcleo y cuba tienen inercias térmicas diferentes. En ese sentido, el

aceite de una gran unidad tiene una inercia que va de las tres a las cinco horas. Lasvariaciones de temperaturas más rápidas que la inercia térmica del aceite, producirán

puntos calientes importantes pero no serán detectados en el nivel del aceite.

Una primera conclusión sobre “calentamiento del transformador”

El punto caliente es el que define la vida útil del transformador y el que se debe controlar.

En regímenes de carga estacionarios se puede obtener a partir de la temperatura del aceite

y la temperatura media del bobinado. En regímenes de carga variables, se debe calcular apartir del punto caliente del bobinado, ya que la gran inercia térmica del aceite impide

transparentar los valores en el bobinado.





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Regímenes de carga y de sobrecarga de los transformadores

Las guías IEC 354 y 905 desarrollan modelos matemáticos que permiten integrar las

variaciones cíclicas de la carga, con las de la temperatura ambiente y determinar para

distintos valores de temperatura del medio refrigerante las sobreelevaciones de

temperatura transitorias, especialmente la temperatura del punto caliente. Sin embargo, en

general, quienes operan los transformadores, se concentran en la sobreelevación de la

temperatura máxima del aceite, que resulta fácilmente medible con la máquina en servicio y

en cualquier momento, más que en la sobreelevación media de los arrollamientos y delcálculo de la temperatura del punto caliente. Esto en muchos casos produce

sobreelevaciones del punto caliente por encima de los regímenes admisibles disminuyendo

considerablemente la vida útil del transformador.

La capacidad de sobrecarga de los transformadores depende de su tamaño. A medida que

este aumenta también lo hacen los flujos de dispersión - causa de pérdidas adicionales - y

la sobreelevación de temperatura del punto caliente. La capacidad de sobrecarga se reduce

a medida que los transformadores aumentan. Un transformador de gran potencia es más

vulnerable a las sobrecargas que uno más pequeño.

Relación entre carga y temperatura del punto caliente.

En general, podemos decir que la temperatura aumenta con las pérdidas, las que se

incrementan con el cuadrado de la carga. La figura siguiente pone de manifiesto lo

antedicho.





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Un aumento del 10% de la carga conlleva un aumento del 21% del punto caliente.

La norma establece distintos tipos de sobrecargas:

Ciclos de sobrecargas normales

El transformador funciona durante algunos períodos a una temperatura ambiente superior a

la normada o con una corriente superior a la nominal, o con algunos de los parámetrosantedichos que degradan su potencia nominal, lo que equivale a considerar que el

transformador funciona durante algunos ciclos con un envejecimiento acelerado. En teoría,

estos ciclos de sobrecarga deberían compensarse con ciclos con un envejecimiento menor.

Ya sea por bajas temperaturas o bajas cargas. Esto permite utilizar las unidades existentes,

y reducir las inversiones definiendo máquinas de menor tamaño. En estos casos se prevén

ciclos de muy corta duración y realmente acotados en la sobreelevación de la temperatura

del punto caliente.

Emergencia prolongada

En general, en estos casos un transformador absorbe la carga de otra unidad fuera de

servicio. Durante el ciclo alcanza temperaturas superiores a la nominal. Esta situación no





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debe ser una condición normal de operación y además debe tener una baja probabilidad de

ocurrencia, ya que puede provocar un envejecimiento considerable. No obstante esto no

debe originar una destrucción térmica del aislamiento que produzca su colapso, si los

estudios ponen en evidencia este riesgo, deberá reducirse la carga para limitar la

temperatura. Esta condición excepcional es la condición a la que operan muchas unidades

en Argentina.

Emergencias de corta duración

Son sobrecargas muy importantes y poco frecuentes que producen puntos calientes quealcanzan niveles peligrosos y una posible reducción temporaria de la resistencia dieléctrica

debido a la formación de burbujas de gas a temperaturas de 140 a 160 C°, con un

contenido normal de humedad. Estas sobrecargas debe reducirse rápidamente o bien debe

desconectarse dentro de un corto lapso la máquina para evitar su falla, la eventual duración

de la misma debe ser menor que la constante de tiempo térmica del transformador, y

depende además de la temperatura a la cual se encontraba la máquina antes de la

sobrecarga.

Una primera conclusión sobre “ regímenes de carga”

La consideración de la potencia de chapa como la nominal sin incorporar las reales

condiciones del sistema, ha llevado que muchas máquinas funcionen en régimen de

emergencia permanente, con sobreelevación del punto caliente más allá de los 98 ºC

durante lapsos prolongados, reduciendo drásticamente la vida útil de los transformadores.

Lo que puede ser un importante beneficio en condiciones de emergencia, no lo es tanto si

se lo utiliza en forma permanente.





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Análisis económico

Consideremos ahora económicamente el resultado de sobrecargar los transformadores.

Los niveles de sobrecarga actuales son tales que un porcentaje importante del tiempo

funcionan con sobrecargas térmicas. Supongamos una sobrecarga media del 12%, esto

tendría asociada una sobreelevación de la temperatura del punto caliente del transformador

de 98 ºC a 123 ºC y una reducción de la vida útil de 25 a menos de seis años.

Consideremos entonces económicamente dos modelos, el tradicional, que prevé no

sobrecargar los transformadores y el actual que los exige reduciendo su vida útil.

Compararemos a continuación la totalidad de los costos de inversión, de operación y de

mantenimiento si instalamos, para abastecer una demanda constante de 120 MVA dos

transformadores de 60 MVA o 2 transformadores de 100 MVA.

2 x 60 MVA 2 x 100 MVA

Interruptores, seccionadores, protecciones

$ 3..600.000 $ 3.600.000 Inversión

transformadores $ 3.600.000 $ 5.400.000

Cortes de suministro

Fuera de servicio de unaunidad 24 horas por año (costoENS $ 1,5/MWh)

$ 2.160.000- no produce

cortes

Costo de operación y

mantenimiento anual

Costo de O&M 0,307 $/hora-MVA

$ 322.000 $ 430.300

Reacondicionamientode lostransformadores

Se rehacen las bobinas al 5toaño, y cuesta un 60% deltransformador nuevo

$ 2.160.000 0

Haciendo un flujo de fondos con los valores anteriores, fijando la vida útil de las dos

unidades de 100 MVA en 25 años, resulta que la opción de las dos unidades de 60 MVAtiene un costo de $ 35.000.000 en 25 años, mientras que la de las dos unidades de 100

MVA un costo de $ 12.000.000





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Política de recambio

De acuerdo con la regulación vigente, los clientes deben prever las ampliaciones del

sistema. Esta metodología tiene muchas contradicciones y de hecho no ha funcionado.

Además de otras dificultades que trae aparejada, los clientes se reducen a los clientes de

cada área de abastecimiento. Así, en el extremo cada estación transformadora tiene

clientes diferentes, lo que no permite abordar el reemplazo de estas máquinas con una

óptica de manejo de un parque de transformadores. Esto lleva a que se agreguen

sucesivas unidades transformadoras, en lugar de circular las unidades a través de las

estaciones transformadoras. Esto tiene costos adicionales altísimos, no olvidemos que los

costos de los accesorios que debe dotarse a un campo de transformación – interruptores,

seccionadores, barras, protecciones, bases, montaje son más caros que el mismo

transformador. Además las costos de mantenimiento se incrementan. Es decir, la regulación

actual dificulta y desoptimiza una correcta política de inversiones.





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Recomendaciones

Hemos seguido durante años la política de cargar los transformadores a su potencia de

placa, tomándola como su potencia nominal. Hoy vemos que esto no es más

económicamente conveniente. La potencia nominal debe reverse a la luz de las condiciones

en que funciona el transformador, considerando los niveles de tensión del primario, el

efecto del bobinado de regulación de la tensión, la altitud sobre el nivel del mar, la

temperatura ambiente, los armónicos existentes en la red y los efectos de la diferencia de

factor de potencia entre secundario y terciario. Como estos valores no son constantes, es

indudable que se debe encontrar la forma de maximizar la utilización de los

transformadores sin envejecerlos demasiado rápidamente. La teoría tanto como la

experiencia muestran que la temperatura que debe controlarse es la del punto caliente, la

que puede obtenerse por extrapolación de las temperaturas medias del bobinado (imagen

térmica) y del aceite (termómetro de cuadrante), tomando muy especialmente en cuenta los

regímenes de carga. No puede ni debe determinarse los regímenes de carga verificando

solamente los niveles de temperatura del aceite. Cada empresa deberá determinar, en

función de las características técnicas de las máquinas, la temperatura ambiente y las

condiciones del ciclo de carga, la temperatura del punto caliente a partir del salto térmico

que existe entre la imagen térmica y la temperatura del aceite. Las temperaturas del puntocaliente no deberían exceder los 110 ºC como norma de utilización.

Seguir con la política actual de sobrecargas llevará a agotar en pocos años el parque de

transformación con consecuencias económicas desastrosas para los usuarios de un

servicio esencial e imprescindible como es el servicio eléctrico.

Finalmente, se debe establecer una política de manejo del parque de transformadores de

las empresas con criterios más óptimos que los que brinda la regulación actual.





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ANEXO I

Los Procedimientos de Cammesa PROCEDIMIENTO TECNICO Nº 8 REGLAMENTOOPERATIVO DEL SADI

16. SOBRECARGAS POR CONTINGENCIAS SIMPLES.

En operación normal no se debe operar con sobrecargas en equipo alguno.

Las sobrecargas por contingencias se operan a nivel y tiempo admisibles máximos en

función de las características de los equipos involucrados y de las temperaturas y estados

de carga previos, debiendo ajustar por lo tanto los tiempos de corrección de la sobrecargade manera de llevar nuevamente las instalaciones a sus valores nominales.

En caso de red completa, la operación con equipos (líneas, cables o transformadores) en

paralelo será tal que el desenganche de alguno de ellos no provoque la sobrecarga de los

restantes más allá del valor y duración admitido en condición de emergencia, aunque esta

condición puede implicar la necesidad de efectuar desconexión automática de carga o de

generación.

Del ANEXO II FRASEOLOGÍA Y TERMINOLOGÍA del mismo PT 8 extraemos:

CAPACIDAD DE SOBRECARGA: Porcentaje en que se puede exceder la potencia

nominal de un equipo, durante un tiempo determinado.

SOBRECARGA: Potencia suministrada o carga superior a la potencia nominal para la que

se ha previsto una instalación o un elemento de la misma.

POTENCIA MÁXIMA: Es el máximo valor de potencia generada que puede mantenersedurante un tiempo determinado, incluyendo la capacidad de sobrecarga.

POTENCIA NOMINAL: Valor especificado en la chapa característica de la máquina que

indica la potencia máxima en servicio continuo para la cual ha sido diseñada la misma.





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Anexo II

Resolución ENRE N° 59/03 “GUÍA GENERAL DE DISEÑO Y NORMAS DEESTACIONES TRANSFORMADORAS”

Transformadores de Potencia

Los transformadores de potencia deberán ser bancos de unidades monofásicas, en

Estaciones Transformadoras que abastezcan la demanda mediante un único

transformador, y sin vías alternativas de suministro en caso de indisponibilidad del mismo.

En estos casos deberá preverse un polo de reserva listo para servir de recambio ante una

falla de una de las unidades. En los demás casos la configuración se determinará sobre la

base de aspectos como el nivel de reserva de transformación remanente existente en la

estación, la disponibilidad de vías alternativas de suministro, o los criterios para expansión

del SADI que eventualmente la regulación establezca en el futuro, priorizando como meta

reducir al mínimo el corte de demanda ante la contingencia simple. Los transformadores

deberán ser de tres arrollamientos. El terciario deberá ser de 33 kV, para ser utilizado como

compensación o para alimentación de servicios auxiliares.

Serán aislados en aceite y con refrigeración natural ó forzada, ONAN / ONAF/OFAF.

Deberán poseer regulador bajo carga con regulador automático de tensión.

Los transformadores de potencia deberán responder a la norma IEC 60076 y

particularmente los bushings a la norma IEC 137.

Los reguladores bajo carga deberán cumplir con la norma IEC 214.

Sus protecciones a serán las propias de la máquina más las que se fijan en la Guía de

Diseño y Normas de Sistemas de Protecciones.





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El área que circunda a los transformadores y los equipos allí ubicados deberán estar

protegidos contra eventuales accidentes tales como la explosión del transformador (muros

parallamas) o el derrame del aceite aislante (cuba de retención).

Estas instalaciones de protección deben mantener distancias mínimas de montaje y permitir

un fácil mantenimiento de los equipos. Los accesos a válvulas, cajas, sensores, etc. deben

quedar despejados.

A fin de asegurar la combinación técnicamente más adecuada, los descargadores de

sobretensión deberán ser provistos por el fabricante del transformador, quien además

deberá indicar la distancia máxima entre ellos.





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ANEXO III

Flujo de fondos

En miles de pesos

van 1 2 3 4 5

$ -12.818,63 2x100 MVA -9000 -430,2912 -430,2912 -430,2912 -430,2912 -430,2912

$ -35.504,83 2x60MVA -7200 -322,7184 -322,7184 -322,7184 -322,7184 -15442,7184

6 7 8 9 10 11 12 13

-430,2912 -430,2912 -430,2912 -430,2912 -430,2912 -430,2912 -430,2912 -430,2912-322,7184 -322,7184 -322,7184 -322,7184 -15442,7184 -322,7184 -322,7184 -322,7184

14 15 16 17 18 19 20 21

-430,2912 -430,2912 -430,2912 -430,2912 -430,2912 -430,2912 -430,2912 -430,2912

-322,7184 -15442,7184 -322,7184 -322,7184 -322,7184 -322,7184 -15442,7184 -322,7184

22 23 24 25

-430,2912 -430,2912 -430,2912 -430,2912

-322,7184 -322,7184 -322,7184 -15442,7184





BIBLIOGRAFÍA

- CALCULO Y DISEÑO DE MAQUINAS ELECTRICAS - Jorge N. L. Sacchi y Alfredo

Rifaldi

- TRANSFORMADORES Y CENTROS DE POTENCIA - Norberto I. Sirabonian Alfredo

Rifaldi Ignacio Pelizzari

- Optimal Management of Aging Power Transformers Fleets EPRI (Electric Power

Research Institute)

- POWER TRANSFORMER ASSET MANAGEMENT Robert Houbaer1 and Ken Gray,

Hydro Tasmania, AUSTRALIA- DYNAMIC THERMAL MODELLING OF POWER TRANSFORMERS - Doctoral

Dissertation - Dejan Susa

- Estimation of the Hottest Spot Temperature (HST) in Power Transformers

Considering Thermal Inhomogeniety of the Windings - M. K. Pradhan and T. S. Ramu

- PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN EL DESPACHO

DE CARGAS Y EL CÁLCULO DE PRECIOS. Recopilación No Oficial de las

Resoluciones Ex-SEE 61/92 y sus modificaciones. - CAMMESA

- Resolución 137/92 Secretaría de Energía.

- Resoluciones 9/03 y 558/03 del ENRE.

- Norma IEC 60076 – 1 - Edition 2.1 2000-04 Transformateurs de puissance – Partie 1:

Généralités

- Norma IEC 60076 – 2 - Edition 2 1993-04 Transformateurs de puissance – Partie 2:

Echauffement

- Norma IEC 60354 Edition 2 : 1991-09 Guide de charge pour transformateurs de

puissance immergés dans l’huile.

- Norma IEEE Std C57.91 – 1995 Guide for loading mineral-oil-immersed transformers.

Documents

Transformadores de Potencia