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
7/17/2019 Transformadores de Potencia
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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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UTILIZACIÓN, POTENCIA NOMINAL, REGÍMENES DE CARGA, VIDA ÚTIL Y POLÍTICA DE RECAMBIO
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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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UTILIZACIÓN, POTENCIA NOMINAL, REGÍMENES DE CARGA, VIDA ÚTIL Y POLÍTICA DE RECAMBIO
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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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LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA
UTILIZACIÓN, POTENCIA NOMINAL, REGÍMENES DE CARGA, VIDA ÚTIL Y POLÍTICA DE RECAMBIO
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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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UTILIZACIÓN, POTENCIA NOMINAL, REGÍMENES DE CARGA, VIDA ÚTIL Y POLÍTICA DE RECAMBIO
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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
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LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA
UTILIZACIÓN, POTENCIA NOMINAL, REGÍMENES DE CARGA, VIDA ÚTIL Y POLÍTICA DE RECAMBIO
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.