AUDITORIA DE PROCESOS ELECTROMECANICOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA: ENSAYOS MECANICOS Y ELECTRICOS – NORMAS DE FABRICACI

1. AUDITORIA DE PROCESOS ELECTROMECANICOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA: ENSAYOS MECANICOS Y ELECTRICOS – NORMAS DE FABRICACION 2009 - I

2. 1. EL TRANSFORMADOR Se denomina transformador a una máquina eléctrica que permite aumentar o disminuir la tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna, manteniendo constante la frecuencia. La potencia que ingresa al equipo no varia en el caso de un transformador ideal (sin perdidas) pero las máquinas reales presentan un pequeño porcentaje de pérdidas, dependiendo de su diseño, tamaño, etc.Su funcionamiento se basa en el fenómeno de la inducción electromagnética y están constituidos, en su forma más simple, por dos bobinas devanadas sobre un núcleo cerrado de hierro dulce o hierro silicio. Las bobinas o devanados se denominan primarios y secundarios según correspondan a la entrada o salida del sistema en cuestión, respectivamente. También existen transformadores con más devanados; en este caso, puede existir un devanado "terciario", de menor tensión que el secundario.

3. 1.2 TRANSFORMADORES DE POTENCIA Son los que se utilizan para subestaciones y transformación de energía en media y alta tensión. Se aplican en subestaciones, centrales de generación y usuarios de grandes potencia.Se construyen en potencias, voltajes y frecuencias estandarizadas según la región o país en donde va trabajar. A continuación detallo los dos principales tipos de transformadores de potencia:

4. 1.2.1 TRANSFORMADORES TIPO SECO Se utiliza en interiores, donde los espacios reducidos y los requerimientos de seguridad en caso de incendios imposibilitan la utilización de transformadores refrigerados en aceite. Su principal característica es que son refrigerados en aire con aislamiento clase F utilizándose resinas epoxi como medio de protección de los arrollamientos siendo innecesario cualquier mantenimiento posterior a la instalación. A continuación describimos algunas especificaciones técnicas de las principales partes que conforman el transformador tipo seco: 1.2.1.1 Circuito magnético Puede ser de chapa de acero al silicio de grano orientado, aislada por óxidos minerales y protegida contra la corrosión mediante una capa de esmalte.

5. 1.2.1.1 Circuito magnético Puede ser de chapa de acero al silicio de grano orientado, aislada por óxidos minerales y protegida contra la corrosión mediante una capa de esmalte. 1.2.1.2 Arrollamientos de BT Las espiras están separadas por una película aislante de clase F y se dispondrá radialmente en el centro de las bobinas de canales de ventilación para permitir una fácil disipación del calor. La construcción es de banda (platina) o folio (plancha) de aluminio para conseguir buena resistencia mecánica a los esfuerzos de corto circuito, se impregnará con una resina de clase F bajo vacío, con el objetivo de garantizar una buena resistencia a las agentes ambientales y conseguir una masa homogénea. 1.2.1.3 Arrollamientos de MT Es Independiente de los arrollamientos de BT y se realiza en banda o folio de aluminio con aislantes de clase F sin excepción, garantizando un diseño resistente geométricamente y un gradiente de tensión reducido entre espiras y entre galletas, de modo que el material aislante resulta escasamente solicitado dieléctricamente ósea con menores esfuerzos dieléctricos y no se produce su envejecimiento prematuro.

7. 1.2.2 TRANSFORMADORES EN ACEITE Se caracterizan principalmente por que el núcleo ferromagnético se encuentra totalmente sumergido en aceite, consta de un tanque con tapa, intercambiadores de calor, bombas y cubículo para el aceite

8. 1.2.2.1 Núcleoel circuito magnético es del tipo ensamblado compuesto por columnas y yugos constituidos de laminas de acero arsilicio de grano orientado laminado en frió y de alta permeabilidad magnética recubierto de aislamiento morganico en ambas caras que son cortadas asegurando la ausencia de nubosidades que permiten obtener bajos valores de corriente de excitación y perdidas en vació. 1.2.2.2 Arrollamientos Los devanados están formados por bobinas concéntricas de cobre electrolítico de alta conductividad y el aislamiento es papel impregnado en aceite (clase A). su diseño permite que el transformador pueda suministrar la potencia nominal en cualquier posición del conmutador de derivaciones. Las bobinas son compactas, ensambladas y aseguradas.Las conexiones al conmutador de derivación y a los aisladores pasa tapas de alta y baja tensión son realizadas de manera que aseguren una correcta conexión eléctrica y mecánica a prueba de vibraciones durante el transporte y la operación del transformador.

9. 1.2.2.3 Tanque El tanque es del tipo corrugado con tapa empernada en el cual las paredes están conformadas por aletas onduladas soldadas a la estructura y constituyen el sistema de refrigeración del transformador.Con esta construcción en plancha de acero estructural se obtiene una robustez de gran resistencia a los esfuerzos mecánicos y se permite el despacho de los transformadores llenos de aceite listos para entrar en servicio. La protección contra la intemperie incluye la eliminación de todo oxido mediante granallado previo a la aplicación de puntura base anticorrosivo (2 capas) y de puntura de acabado (2 capas).

10. 1.2.2.4 AceiteEs mineral constituyendo el elemento aislante y refrigerante del transformador. Sus características destacables son las siguientes: - Baja viscosidad para obtener una buena transferencia de calor- Alta rigidez dieléctrica- Ausencia de ácidos inorgánicos y azufre corrosivo, para prevenir un deterioro en los aislamientos y los conductores.- Resistencia a la oxidación y a la formación de lodos- Resistencia a emulsiones con agua- Bajo punto de congelación. Antes de ser introducido al tanque el aceite se somete a proceso de filtrado y secado. El llenado se hace bajo vació para asegurar la eliminación de la humedad.

11. 1.2.2.5 Sistema de conservación del aceiteConsiste en un tanque de expansión de sección circular conectado mediante tubos al tanque del transformador. El tanque conservador cuenta con indicador de nivel y puede equiparse con Relé Bounholz y respiradero deshidratante lleno de costales de silicagel. 1.2.2.6 Aisladores pasatapas Son de porcelana marrón, de material denso y homogéneo libre de porosidades, burbujas e imperfecciones que puedan afectar sus características eléctricas o mecánicas.Las características eléctricas de los aisladores pasatapas cumplen con las normas respectivas.Los aisladores se encuentran montados sobre la tapa y pueden ser reemplazados sin necesidad de desencubar el transformador 1.2.2.7 Accesorios normales - Conmutador de tomas en vació con mando exterior sobre la tapa.- Indicador de nivel de aceite.- Placa de características.- Válvula de Filtrado.- Perno de puesta a tierra del tanque.- Ganchos de suspensión.- Pozo termometrico.

12. CALIDAD, NORMAS Y ENSAYOS DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA 2.1 GESTION DE CALIDAD Definimos como gestión de calidad al conjunto de características que cumplen con los requerimientos para satisfacer al cliente

13. 2.2 NORMAS La norma estipula los requisitos para establecer un sistema de aseguramiento de calidad o para dar confianza de que un producto satisface los requisitos para la calidad. Las normas mas conocidas para los transformadores de potencia son: IEC (internacional electrotechnical comisión) ANSI (American Nacional Standarda Institute) IEE (The Institution of Electrical Engineers) NEMA (National Electrical Manufacturers Association)Todas estas normas tienen diferente nivel de exigencia y las empresas fabricantes y comercializadoras de transformadores de potencia se caracterizan por las normas que rigen su proceso de fabricación y control de la calidad.

14. 2.3 PROTOCOLO DE PRUEBAS A LOS TRANASFORMADORES Es la comprobación para la aceptación de las exigencias mínimas del comprador La empresa seleccionara las pruebas de acuerdo al tipo de instalaciones que decepciona, pudiendo ampliar el numero de ellas según la considere necesarias. Ensayos de Rutina a)Verificación dimensional b)Medición de la resistencia de los arrollamientos. c)Medición de la relación de transformación y grupo de conexión. d)Ensayo de vacío para la determinación de perdidas de vacío y corriente de excitación. e)Ensayo para la determinación de perdidas y tensión de cortocircuito. f)Ensayo dieléctrico de tensión aplicada. g)Ensayo dieléctrico de tensión inducida.h)Ensayo de descargas parciales.

15. Ensayos de Tipo a)Estos ensayos podrán solicitarse en opción pero tendrán que acordarse previamente con el proveedor : b)Ensayo de calentamiento por el método de simulación de puesta en carga definido en la norma IEC 726. c)Ensayo con tensión de impulso. d)Ensayo de resistencia al cortocircuito franco. El proveedor deberá presentar antecedentes de ensayo. e)Medición del nivel de ruido según IEC 551.

16. 2.3.1 Pruebas mecánicas 2.3.1.1 Impregnaciones de aceite. Para el control de calidad durante la impregnación de aceite primero se tiene qu verificar que el aceite sea el adecuado según la orden de producción. Adicionalmente a esto se debe de verificar las propiedades físicas químicas del aceite así como su contenido de gases, para esto antes de ingresar el aceite al transformador se toma una muestra y se analiza en el laboratorio determinándose si los valores están dentro de lo que piden las normas IEEE C57.106 y IEC 60599 respectivamente.

17. INFORME DE ENSAYO CROMATOGRAFICO N° 05/0340 ______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ CLIENTE: PLUSPETROL O.P.:750022 SUBESTACIÓN: N° DE SERIE: L 750022-01 FABRICANTE: PEABB TENSIÓN: 33 / 4.16 KV POTENCIA: 12 MVA CONMUTADOR BAJO CARGA?: EN VACÍO TANQUE SEPARADO?: NO AÑO DE FABRICACION: 2005 CANTIDAD DE ACEITE: 3 600 Kg. _____________________________________________________________________________________ FECHA DE EXTRACCIÓN: 22-08-2005 EN OPERACIÓN? : NO SERVICIO REALIZADO: Análisis de los gases disueltos en el aceite aislante. GASES ANALIZADOS RESULTADOS VAL. LIMITES ppmv ppmv HIDRÓGENO ( H2 ): ND 100 (máximo) OXÍGENO ( O2 ): 879 - NITRÓGENO ( N2 ): 2350 - METANO ( CH4 ): ND 50 (máximo) MONÓXIDO DE CARBONO ( CO ): ND 200 (máximo) DIÓXIDO DE CARBONO ( CO2 ): ND 5000 (máx.) ETILENO ( C2H4 ): ND 50 (máximo) ETANO ( C2H6 ): ND 50 (máximo) ACETILENO ( C2H2 ): ND 5 (máximo) TOTAL DE GASES COMBUSTIBLES: ND TOTAL GENERAL DE GASES: 3229

18. 2.3.1.2 Prueba de vació. La prueba de vació se realiza con la finalidad de comprobar la resistencia mecánica de la estructura metálica y de medir la deformación en los principales puntos de flexión. Se aplica a la estructura metálica después del proceso de encubado y con todos sus accesorios montados, el transformador deberá estar completo y sin aceite. Esta prueba se realiza mediante la aplicación de una presión de vació mínimo de 0.5mm de Hg. Dos horas después de la desconexión de la bomba de vació en el transformador la presión no debe de haber subido en mas de 1.5mm de Hg. Para realizar las mediciones se contara con micrómetros radiales los cuales serán ubicados en las zonas más críticas del tanque. Luego de las dos horas de sometido al vació y luego de quitar la presión, las deformaciones deberán de volver a su estado inicial, quiere decir que el material debe de haber sido sometido una deformación ubicada en la zona elástica.

19. Procedimiento: • la prueba se realizara durante el proceso de fabricación después de concluir el proceso de vació del transformador. • Realizar inspección visual en el transformador para verificar que el transformador se encuentre completamente armado. • Se comenzara el proceso de vació lentamente observando que no se produzcan deformaciones (pandeos) de las paredes de la estructura, hasta alcanzar una presión en el vacuometro de 0.5mm HG. • Desconexión de la bomba de vació. • Se marcaran los puntos de máxima flexión como puntos centrales de las paredes del tanque, puntos sin refuerzos y en el centro de la tapa. • Colocación de los micrómetros radiales en los puntos de máxima flexión • Medición de la deformación del transformador, esta medición se hará de manera negativa, ya que los micrómetros se colocan cuando se obtiene la presión de vació deseada después de desconectarla la bomba. • Después de 2 horas, verificar la presión y constatar que no haya variado en más de 1.5mm Hg. • La medición de la deformación debe ser menor a 3mm y nunca deberá la estructura metálica haberse deformado permanentemente, siempre deberá de recuperar su forma original.

20. 2.3.1.3 Prueba de punto de roció. En esta prueba se hará la medida de la humedad del transformador de potencia relleno de nitrógeno (N2) para ello el transformador se llenara de N2 UHP de alta pureza hasta conseguir una presión de 0.2Atms, después se dejara reposar por espacio de 24 horas luego de las cuales se procederá a realizar la extracción de las muestras para medir la humedad del transformador. Procedimiento: Realizar inspección visual en el transformador para verificar que el transformador se encuentre completamente armado. Verificar que el transformador se encuentre sin aceite. Inyectar N2 (UHP) hasta llegar a una presión de 0.2 atmósferas. Extracción de primera muestra para medición del punto de roció. Dejar en reposo por 24 horas. Extracción de segunda muestra para medición del punto de roció

21. 2.3.1.4 Prueba de hermetismo. En esta prueba lo que se quiere es comprobar la completa hermeticidad y resistencia a presión de los transformadores de potencia. Se verifica que no existan fugas entre los componentes montados del transformador como aisladores, conmutadores, válvulas, bridas, etc. Para realizar esta prueba a el transformador se le inyecta N2 UHP hasta una presión máxima de 3 PSI después se dejara reposar por 12 horas y se controlara la presión y se verificara la existencia de fugas. Procedimiento: Aplicar la presión progresivamente observando eventuales deformaciones del conjunto. Cerrar inmediatamente la alimentación de nitrógeno al percibir el inicio de estas deformaciones. Con la presión nominal, hacer los ajustes necesarios para eliminar las posibles fugas de aceite. Observar la aparición de eventuales manchas de aceite (brillo sobre la superficie) Después de subsanadas las fugas existentes, el tiempo del proceso de hermetismo será de 12 horas.

22. 2.3.2.1 Prueba de Vació. La prueba de vació proporciona a trabes de las medidas de tensión, intensidad y potencia en el bobinado primario, los valores directos de la potencia en el hierro, y deja abierto el bobinado secundario. Por lo tanto, este bobinado no será recorrido por ninguna intensidad, y no se tendrán en cuenta los ínfimos valores de las perdidas en el cobre para este ensayo. Los principales datos que hay que determinar en el ensayo en vació son: las perdidas en el hierro a través de la lectura del vatimetro (W1) en el bobinado primado, entendiendo que la P10 es la potencia medida en el vatimetro (W1) Pfe = P10 la intensidad en vació del primario a trabes del amperímetro (A1) La relación de transformación (m): También podemos calcular, con la ayuda de los resultados: La impedancia La potencia aparente El Angulo de desfase

23. 2.3.2.2 Prueba de Cortocircuito. Con la prueba de cortocircuito, conseguimos las intensidades nomínales en los dos bobinados, aplicando una pequeña tensión al primario y cortocircuitando el secundario con un amperímetro (el amperímetro tiene una resistencia prácticamente nula) como se muestra en la figura. En muchos ensayos en cortocircuito la Icc supera el 25% de la intensidad nominal

24. 2.3.2.3 Prueba de Temperatura Se utilizan varios métodos para medir la temperatura en el transformador: Método por termómetro Consiste en tomar la temperatura en el aceite refrigerante y sobre el núcleo a aquellos transformadores que tienen cuba de aceite. A los transformadores secos se les toma en el núcleo, en otras partes metálicas y en el bobinado, si se tiene acceso a el, mediante unas sondas especificas para cada punto de contacto que se introduce en la parte del transformador que vayamos a medir y se conecta a un termómetro digital.

25. Método por variación de resistencias. Consiste en medir la resistencia en frió, y después de un tiempo estipulado de aproximadamente cuatro horas, una vez que el transformador esta funcionando en régimen nominal, volver a medir las resistencias de los bobinados y calcular la variación de la temperatura en función de la diferencia de resistencia en los mismos. Método por detectores de internos de temperatura. Consiste en introducir durante la construcción del transformador unos sensores de temperatura que actúan en forma de señal al detectar la temperatura que se le ha marcado.

26. 2.3.2.4 Prueba de Aislamiento La medida de aislamiento consiste en verificar el total aislamiento de los circuitos eléctricos del transformador entre si, y entre estos y las partes metálicas del transformador. Un aislamiento defectuoso no detectado por el comprobador de continuidad puede provocar cortocircuito en el transformador y generar mayores problemas en el funcionamiento, además de poner en peligro a las personas que estén cerca de estos. Para ello se utiliza un aparato de medida llamado megohmetro para que la resistencia de aislamiento cumpla los limites establecidos por el comité electrotécnico internacional IEC, el valor mínimo será R = U.1000 Donde: R = resistencia de aislamiento en Mohm con un mínimo de 250000Mohm U = tensión mas elevada de la maquina en voltios

27. 2.3.2.4 Prueba de Rigidez Dieléctrica La rigidez dieléctrica es la tensión por unidad de espesor que aguanta el aislante sin perforarse. Se expresa en KV/cm. Esto no es suficiente para que el aislante sea adecuado a la tensión de funcionamiento, ya que existen muchos factores que pueden complicar el aislamiento, como por ejemplo la humedad, el envejecimiento, el calentamiento excesivo, etc. Para ello se establecen unas normas que deben respetarse para el buen funcionamiento de la maquina. La rigidez dieléctrica depende de la naturaleza del aislante, y la tensión que este puede soportar es el producto de la rigidez dieléctrica por el espesor

28. 2.3.2.5 Prueba de tablero de control Para realizar las pruebas de los tableros de control se tiene que verificar los planos y características principales del tablero. Se comienza verificando los equipos que han sido inalados en el tablero mediante la verificación de la lista de aparatos. Después se verifica lo siguiente: Medidas generales Revisión de soldadura Ejecución de las platinas de cobre Conexiones de las platinas de cobre Revisión de terminales de cables Prueba de continuidad Conexiones de bornes Conexiones de medición Conexiones de enclavamiento Conexiones a tierra Distancias mínimas de barras Revisión de puertas Funcionamiento eléctrico Funcionamiento mecánico Símbolos y placas de identificación Espesor de pintura Adicionalmente se verifica que el grado de protección que debe de tener el tablero según lo solicitado por el cliente, en casos extremos como en la aplicación de la norma NEMA 250-2003 grado de protección IP4X se deben de realizar pruebas especiales que garanticen el correcto funcionamiento y hermeticidad del tablero. Para los guarda motores se realizan las pruebas de accionamiento simulando las corrientes de falla monofasicas y trifásicas.

29. PUESTA EN SERVICIO, OPERACION • CONTROLES DE MONTAJE • Luego del montaje o llenado del transformador con aceite, recomendamos controlar y hacer constar en un protocolo lo siguiente: • Estanqueidad: Ausencia total de fugas de aceite. • Nivel de Aceite en el conservador del transformador. • Los desecadores de aire pueden respirar líbremente. (Silica gel seco). • Válvula de seguridad en buen estado. • Las válvulas del circuito de los radiadores, del circuito de los conservadores, se encuentran completamente abiertas. • La cuba del transformador, gabinete de control y transformadores de corriente puestos a tierra. • Transformadores de corriente conectados (cortocircuitados). • CUIDADO :Retirar los puentes solo en caso de efectuar conexión al circuito externo ( carga ). No dejar en circuito abierto • Los secundarios de los transformadores de corriente cortocircuitados, en caso de no estén conectados a un circuito de medida o protección. • Purgar el aire en los aisladores, radiadores, relé buchholz, etc. • Pozos termométricos llenos de aceite. • Pernos de anclaje instalados. • Pintura en correcto estado.

30. CONTROLES ELÉCTRICOS • Antes de la puesta en servicio, recomendamos controlar por lo menos los puntos siguientes y hacer constar en un protocolo los resultados. • DISPOSITIVO DE PROTECCIÓN • Se comprobará el correcto funcionamiento de todos los dispositivos de protección del transformador tales como: protección diferencial de sobreintensidad, puesta a tierra, etc. así como los dispositivos en el transformador como relé buchholz, relés térmicos, etc. • MEDIDA DE LA RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN • Recomendamos efectuar esta medida por medio de un puente de medida de transformación, o si se hace con voltímetros, con una tensión por lo menos de 5% de la tensión de servicio. • Con el conmutador en vacío, se hará la medida de transformación en todas las posiciones. Los resultados se compararán a los del protocolo de pruebas de la fábrica. • MEDIDA DE LA RESISTENCIA DE LOS DEVANADOS • Esta medida es al mismo tiempo un control en la medida de la bobina de baja tensión, puesto que utilizando el método del amperímetro-voltímetro, la resistencia de la bobina depende de la temperatura. El resultado de la medida se comparará al del protocolo de pruebas.

31. PRUEBAS DE ACEITE • Antes de la puesta en servicio, se tomará una muestra de aceite para someterla a un ensayo de rigidez dieléctrica. Si el ensayo no cumpliera con las especificaciones del aceite, habrá que secar y desgrasar el aceite haciéndolo circular por una instalación de preparación de aceite. • Seguídamente se repetirá el ensayo de rigidez. • Si alguno de los valores medidos, incluso en pruebas repetidas se desvía en más de un 15% de los valores especificados, es señal de que la parte activa se ha humedicido o que el aceite se ha contaminado. • INSTRUCCIONES CUANDO FUNCIONA EL RELÉ BUCHHOLZ • La señal de alarma funciona: • Desconectar de inmediato el transformador y efectuar el análisis del gas. Hay que distinguir los casos siguientes: • Gas no inflamable, con resultado negativo del análisis del acetileno. • Gas inflamable, con resultado positivo del análisis del acetileno. • El transformador tiene un defecto al interior que debe ser atendido antes de conectarlo nuevamente. • No sale ningún gas, el nivel del aceite desciende en el relé y el aire es aspirado por la espita abierta. • El nivel de aceite está por debajo del mínimo y hay pérdidas de aceite. • Reparar los eventuales defectos de estanqueidad (fugas de aceite) y completar la dotación de aceite. • El circuito de desconexión funciona: • El transformador se ha calentado excesivamente. Después de determinar la causa del sobrecalentamiento y del tiempo requerido para su enfriamiento, se podrá volver a conectar. • Los circuitos de alarma y desconexión funcionan casi simultáneamente. • Las causas son las mismas que las descritas en a, b, y c. Hacer el análisis del gas y luego proceder como en los casos precedentes. • El ensayo de inflamabilidad del gas recogido en el relé debe completarse con el análisis sobre su contenido de acetileno. • Para este efecto se hará pasar el gas a través de una solución de nitrato de plata. Si el gas contiene acetileno, se formará un precipitado blanco en dicha solución, indicando así que en el interior del transformador hay un defecto

32. MANTENIMIENTO • ACEITE • El punto más importante del programa de mantenimiento consiste en el muestreo y prueba del aceite dieléctrico del transformador. Las muestras deben tomarse de la parte inferior del tanque. Si éstas son tomadas libres de contaminación, serán representativas del aceite al interior del estanque del transformador. • Las siguientes pruebas realizadas a cada muestra, reflejarán la condición del aceite dieléctrico: • Número de Neutralización • Tensión interfacial • Rigidez dieléctrica • Factor de potencia • Es muy importante mantener un registro con los resultados de estos análisis al aceite, porque el valor de la prueba no está dado por un resultado individual sino por la variación de los resultados a lo largo del tiempo. • El registro de eventos de la instalación, juntamente con el de los resultados de las pruebas periódicas al aceite y las inspecciones regulares, ayudarán considerablemente en el análisis y diagnóstico de cualquier problema que se presente durante la operación del transformador.

33. ACCESORIOS • Bushings • Requieren muy poco mantenimiento. Las porcelanas se mantendrán limpias y libres de polución del ambiente y deberán ser revisadas regularmente buscando rajaduras o bordes desportilladas. El nivel de aceite de los bushings de AT deberá ser revisado periodicamente. • Ensayo de funcionamiento del Relé Buchholz • Empalmar el grifo de ensayo a una manguera de aire comprimido. Introduciendo éste lentamente se puede comprobar el funcionamiento de la señal de alarma. • Si el aire comprimido se deja ingresar con gran presión súbitamente en cortos intervalos, el flotador inferior es empujado haciendo actuar así el circuito de desconexión. • Es importante no dañar mecánicamente el tubo capilar del sensor de temperatura (termómetro de aceite y bobinados). Evitar pisarlo, golpearlo o doblarlo. • Durante el servicio es necesario controlar periódicamente la temperatura del aceite, así como el nivel de aceite del conservador principal y del conmutador bajo vacío. • Se controlará también el estado del Silica Gel de los desecadores. Si tuviese color naranja, su estado es seco; si hubiese adquirido un color blanco, se ha humedecido y deberá secarse al horno a 150° - 180° C hasta que recupere su color naranja original, o si es posible se cambiará por sílicagel nuevo.

34. ESTUDIO ECONOMICO Y DE PERDIDAS EN LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA 3.1 CONSIDERACIONES GENERALES DE DISEÑO Y COSTO La mejor interrelación que debe de exigir entre los diversos elementos contenidos dentro de un transformador de potencia seria: 3.1.1 Circuito eléctrico magnéticoLa elección del material esta influenciada por los costos y sus características metalúrgicas y como la existencia en el mercado.Para esta parte de diseño se requiere un elemento de alta conductividad, la plata es el elemento de más alta conductividad pero por su costo mas elevado (50 veces mayor que el cobre) hace que se tome como el elemento a usar el cobre, también el aluminio es económico pero por su mayor tamaño no suele ser adecuado.

35. 3.1.2 Circuito Mecánicoson los medios para soportar los diferentes esfuerzos mecanicos. Las resistencias mecánicas de las diversas partes del transformador tiene que proporcionar una robustez suficiente para soportar las fuerzas de cortocircuito si lo hubiera. Además en los transformadores se fabrican piezas individuales normalizadas. La unión entre yugos y columnas pueden efectuarse a superficie planas (para evitar los cortocircuitos) entre planchas); los paquetes formados por las planchas van fuertemente unidos y cerrados mediante pernos aislados. Los esfuerzos de presión deben alcanzar por lo menos 5 a 8Kg/cm2 con el fin de evitar el zumbido.

36. 3.2 BALANCE DE COSTO Y FACILIDAD DE MANTENIMIENTO El rendimiento del transformador es el mejor posible si la suma del costo inicial y el valor actual de las perdidas a lo largo de toda su vida útil prevista sea mínima. Costo total: costo inicial + costo de perdidas Se exceptúa la parte de los gastos de mantenimiento pues es mínimo, debido a sus b ajas perdidas su calentamiento es moderado, siendo el principal componente de este calentamiento al temperatura ambienta, sobre todo en las instalaciones expuestas, por esta razón la degradación de su aislamiento (aceite) es muy lento y casi no requiere mantenimiento; no obstante se tiene que vigilar el correcto nivel de aceite. El ajuste de accesorios, etc. Por todas estas razones el transformador tiene una vida útil de aproximadamente 25 a 30 años.

37. 3.2.1 Parámetros económicos para evaluación de pérdidas Las perdidas se evaluaran de acuerdo a la siguiente formula Cp = K1xPo + K2xPcu (U$$) Donde: K1 = 4.66 (coeficiente de evaluación de las perdidas en vació) K2 = 1.63 (coeficiente de evaluación de las perdidas con carga) Cp: costo de perdidas del transformador Po: Perdidas en vació del transformador

39. 3.2.3 Pérdidas que influyen en el costo El diseñador puede fijar el precio del transformador ya que el costo de producción es inversamente proporcional al producto de las perdidas en el cobre y a plena carga. Corrientemente el diseñador puede rebajar el costo del transformador y por tanto disminuir los gastos fijos. También puede variar el diseñador la razón de la perdida en núcleo a la perdida en el cobre a plena carga. Como la pérdida en el núcleo existe siempre que esta accionado el transformador. La perdida en el cobre solo tiene importancia cuando el transformador esta cargado. Por tanto puede deducirse una relación general para la determinación de la razón de pérdidas más económicas. Esta así que la razón de pérdidas constituye un factor en la determinación del costo de funcionamiento para cualquier carga. Si se suman las pérdidas en el núcleo y en el cobre y si se supone que la demanda en KVA debido a las pérdidas se suma aritméticamente con la demanda en KVA debido a la carga, Por tanto los costos anuales de las perdidas del transformador son: Costo anual de energia = 8760.E(Pn) + 8760.E(Wcu) E: gasto de energía para las perdidas del transformador, dólares por KWh Pn: perdida en el núcleo desconocidas Pcu: perdidas en el cobre desconocidas a potencia nominal.