lunes, 30 de noviembre de 2009

Imágenes de una Estación transformadora


Se observan los seccionadores pantógrafos (Foto 1), el interruptor de potencia (a la derecha en la Foto 2) donde la parte superior más ancha corresponde a la cámara de extinción de arco del mismo. Luego vemos los canales de cables (Foto 3), donde se recuerda que ya hemos visto fotos de su construcción civil en este Blog. Y por último las torres de Alta tensión (Foto 4) que entran a la estación transformadora, observese la estructura reticulada para estos niveles de tensión.


El material fue enviado por Esteban G. Cortés (Estudiante de Ingeniería Electromecánica de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de Misiones, Argentina) a quien se agradece su participación en el Blog.

viernes, 27 de noviembre de 2009

Análisis de una subestación GIS (Parte 2)




Seguimos con la segunda parte del análisis de una Subestación GIS. Se recomienda antes leer la primera parte de esta serie.

Se observa , en las Figuras 1 y 2, dos fotos de la subestación Gis analizada sin parte de la envolvente, con el objeto de apreciar sus componentes principales descriptos en la primera parte del tema.

Un excelente primer plano mostrado en la figura 3 nos permite observar algunos detalles constructivos.

Por último, en la Figura 4 tenemos el diagrama unifilar de la subestación GIS en cuestión donde nombraremos la simbología:
  1. Seccionador y seccionador de puesta a tierra
  2. Interruptor de potencia
  3. Transformador de corriente
  4. Seccionador de salida con seccionador de puesta a tierra
  5. Transformador de tensión
  6. Seccionador de puesta a tierra rápido
  7. Conección de cables


Bibliografía

jueves, 26 de noviembre de 2009

Protecciones y accesorios en transformadores


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

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

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

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

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

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

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

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

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


Las fotos y comentarios fueron enviados, muy gentilmente, por la empresa argentina Ingeniero Cambiasso Transformadores SRL a quién se agradece la participación en el Blog. Dicha empresa se especializa en el mantenimiento de transformadores de media y alta tensión.

miércoles, 25 de noviembre de 2009

Video animación del montaje de un transformador seco

video

Se observa un video, muy bien hecho y didáctico, de una animación del montaje de un
transformador seco de la firma brasileña Comtrafo.

Para entender mejor la animación se recomienda leer los aspectos constructivos de los transformadores secos en este Blog.

martes, 24 de noviembre de 2009

Filtro pásivo de armónicos

Existe una propuesta metodológica para realizar la compensación de potencia reactiva y atenuación de corrientes armónicas en circuitos de distribución secundarios empleando filtros pasivos de armónicos (ver fotos).

Esta propuesta está basada en las múltiples ventajas que se derivan de esta implementación:

1. Mejoramiento del factor de potencia en los circuitos secundarios de baja tensión y por lo tanto de todo el sistema eléctrico de distribución aguas arriba.

2. Reducción de pérdidas técnicas en: Redes secundarias de baja tensión, Transformadores de distribución, Redes de distribución de media tensión, Transformadores de media tensión y subestaciones de Frontera.

3. Reducción de cargabilidad en transformadores de distribución.

4. Reducción sustancial de la distorsión armónica de tensión y corriente en circuitos de baja tensión.

5. Reducción de la corriente del hilo neutro causada por la sumatoria fasorial de terceros armónicos.

6. Mejora de la regulación de tensión en las redes de baja tensión.

7. Reducción del calentamiento en transformadores de distribución.

8. Recuperación de capacidad de transformación perdida por distorsión armónica de corriente (Derating).

9. Optimización de la infraestructura de transformación. Mayor número de usuarios por transformador.

10. Aumento de la vida útil de transformadores de distribución.

11. Mejora de la calidad de la potencia suministrada, en especial de la forma de onda de la señal de tensión y regulación de tensión.

12. Mínimos requerimientos de mantenimiento. Sistema robusto y sencillo.

13. Fácil diagnóstico de fallas.

14. Fabricación Nacional. Apoyo técnico, repuestos.

15. Bajo costo de implementación.

Fabricación

Bancos de Condensadores: los bancos de condensadores fueron ensamblados por Ia empresa IGT empleando capacitancias monofásicas de 230V/330V. El valor de capacitancia se obtuvo realizando arreglos serie-paralelo de tal manera que se cumpliera con los parámetros operativos estipulados por la norma IEEE Std 18 Standard for Shunt Power Capacitors e IEEE Std 1531.

Reactores: Los reactores fueron fabricados en núcleo magnético con entrehierro. Fueron construidos por IGT empleando chapa magnética troquelada. Se desarrolló un modelo preliminar de pérdidas magnéticas, el cual se ajustó empíricamente con base en los resultados de las pruebas de campo.

Conclusiones

La implementación de un sistema de compensación reactiva en el lado de baja tensión de transformadores de distribución empleando filtros pasivos de armónicos tiene efectos positivos, por la reducción de pérdidas y mejoramiento de la calidad de la potencia de suministro.

La fabricación nacional de filtros de armónicos hace viable esta propuesta. Permite la implementación a un bajo costo y con el soporte técnico necesario para adaptar cada solución a las condiciones particulares de cada instalación.


El equipo y los comentarios fueron desarrollados por el Ing Andrés Felipe Jaramillo Salazar de la ciudad de Cali (Colombia) de la empresa IGT Ingeniería Total Ltda (igt.ingenieriatotal@gmail.com) a quién se agradece su participación en el Blog.

lunes, 23 de noviembre de 2009

Imágenes de fallas en transformadores




Se observan en las fotos algunas fallas en transformadores.

En la Foto 1 se aprecia un sobrecalentamiento en un Borne de Baja Tensión de un Transformador de 1000 kVA , 13,2 / 0,4 kV.

En la Foto 2 el trans
formador es de 1250 kVA 13,2 kV con una falla en la bobina de Media Tensión.

Por último, en la Foto 3
se vé el Transformador con una falla en piezas de arresto internas bobinado en Aluminio.



Las fotos y comentarios fueron enviados, muy gentilmente, por la empresa argentina Ingeniero Cambiasso Transformadores SRL a quién se agradece la participación en el Blog. Dicha empresa se especializa en el mantenimiento de transformadores de media y alta tensión.

Aspectos constructivos de un transformador seco

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


Tomado de catálogos Siemens

domingo, 22 de noviembre de 2009

Indicador magnético del nivel de aceite


La función del indicador magnético de nivel de aceite (figura 1) es la de indicar y controlar el nivel del liquido aislante dentro del tanque de expansión del transformador.

Se lo instala en la pared desmontable del tanque de expansión y esta constituido por una caja circular amagnética cubierta por un frente de vidrio a través del cual se observa un cuadrante graduado y un índice que señala el nivel correspondiente al liquido aislante.

La caja posee dos sectores: una anterior hermético al aceite y a la humedad y otro posterior que se introduce en el tanque y en el cual esta montado un imán permanente el cual se encuentra vinculado mediante un eje y una varilla a un flotante, tal cual se aprecia en la figura 2.

En el sector anterior, dentro de la caja, y en un eje coaxial al que tiene fijado el imán permanente, giran solidarios un imán permanente, dos contactos de mercurio y la aguja indicadora. De esta manera la variación del nivel de aceite captada por el flotante, se transmite por acople magnético, en desplazamientos angulares del índice y los contactos de mercurio los cuales al llegar a cierto ángulo se cierran.

Una caja de bornes, ubicada debajo del sector anterior, lleva una bornera que recibe a los conductores que vienen de los contactos de mercurio y provee la conexión de los cables del circuito exterior.

Los contactos al cerrarse accionan independientemente y en forma secuencial los circuitos de alarma y desenganche.

El indicador de nivel se fija en su posición por medio de pernos roscados y soldados al tanque de expansión y una junta de goma sintética asegura la estanqueidad del sistema. (Figura 3)

sábado, 21 de noviembre de 2009

Ensayo de arco voltaico en Celda de MT

video

Este es un video sumamente interesante sobre el ensayo de arco voltaico en una Celda de MT Siemens 8BK20.


Se agradece muy especialmente a los profesores Ing Mario Gos, Ing Horacio Talpone e Ing Osvaldo Raiti de la cátedra de "Generación, Transmisión y distribución de la energía eléctrica" de la Universidad Tecnológica Nacional , Facultad Regional La Plata (Argentina) por facilitar el video. De dicha facultad soy graduado y esta cátedra fue la que me inspiro a la creación del Blog.

viernes, 20 de noviembre de 2009

Transformador en baño de aceite Vs Transformador seco

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

Transformadores en baño de aceite: ventajas y desventajas

Ventajas frente a los transformadores secos:
  • menor costo unitario. En la actualidad su precio es del orden de la mitad que el de uno seco de la misma potencia y tensión,
  • menor nivel de ruido,
  • menores pérdidas de vacío,
  • mejor control de funcionamiento,
  • pueden instalarse a la intemperie,
  • buen funcionamiento en atmósferas contaminadas,
  • mayor resistencia a las sobretensiones, y a las sobrecargas prolongadas.

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

Desventajas frente a los transformadores secos:
  • La principal desventaja, es la relativamente baja temperatura de inflamación del aceite, y por tanto el riesgo de incendio con desprendimiento elevado de humos. Según la norma UNE, el valor mínimo admisible de la temperatura de inflamación del aceite para transformadores, es de 140 ºC. Por este motivo (también por razones medioambientales), debajo de cada transformador, debe disponerse un pozo o depósito colector, de capacidad suficiente para la totalidad del aceite del transformador, a fin de que, en caso de fuga de aceite, por ejemplo, por fisuras o rotura en la caja del transformador, el aceite se colecte y se recoja en dicho depósito.
  • En la embocadura de este depósito colector acostumbra a situarse un dispositivo apagallamas para el caso de aceite inflamado, que consiste en unas rejillas metálicas cortafuegos, las cuales producen la autoextinción del aceite, al pasar por las mismas, o, como mínimo, impiden que la llama llegue a la caja del transformador y le afecte (efecto cortafuegos). En muchas ocasiones, estas rejillas metálicas cortafuegos o apagallamas se sustituyen por una capa de piedras por entre las cuales pasa el aceite hacia el depósito colector. Actúan pues como apagallamas o cortafuegos en forma similar a las mencionadas rejillas metálicas.
  • Este depósito colector representa un incremento significativo en el coste de la obracivil del CT, y en ocasiones, cuando la haya, una cierta invalidación de la planta inferior a la del CT.
  • El riesgo de incendio obliga también a que las paredes y techo de la obra civil del CT sean resistentes al fuego.
  • Debe efectuarse un control del aceite, pues está sujeto a un inevitable proceso de envejecimiento que se acelera con el incremento de la temperatura. Asimismo, aunque se trate detransformadores herméticos, sin contacto con el aire, puede producirse un incremento en su contenido de humedad, debido al envejecimiento del aislamiento de los arrollamientos, ya que la degeneración de la celulosa, desprende agua que va al aceite.
  • En efecto, en los transformadores en baño de aceite, los aislantes de los arrollamientos acostumbran a ser de substancias orgánicas tales como algodón, seda, papel y análogos, que en la clasificación de los aislantes para transformadores figuran comprendidos en la «clase A». Esto obliga a una labor de mantenimiento con controles periódicos del aceite, como mínimo de su rigidez dieléctrica, pues ésta disminuye mucho con el contenido de agua (humedad), y de su acidez (índice de neutralización), ya que los ácidos orgánicos, que por oxidación aparecen en el aceite, favorecen activamente el deterioro de los aislantes sólidos de los arrollamientos.

Transformadores secos: ventajas y desventajas

Ventajas frente a los transformadores en baño de aceite:
  • menor coste de instalación al no necesitar el depósito colector en la obra civil, antes mencionado,
  • mucho menor riesgo de incendio. Es su principal ventaja frente a los transformadores en baño de aceite. Los materiales empleados en su construcción (resina epoxy, polvo de cuarzo y de alúmina) son autoextinguibles, y no producen gases tóxicos o venenosos. Se descomponen a partir de 300 ºC y los humos que producen son muy tenues y no corrosivos. En caso de fuego externo (en el entorno), cuando la resina alcanza los 350 ºC arde con llama muy débil y al cesar el foco de calor se autoextingue aproximadamente a los 12 segundos.
  • Puede decirse que este menor riesgo de incendio fue la principal razón y objetivo que motivó su desarrollo.
Desventajas frente a los transformadores en aceite:
  • mayor coste, en la actualidad del orden del doble,
  • mayor nivel de ruido,
  • menor resistencia a las sobretensiones,
  • mayores pérdidas en vacío,
  • no son adecuados para instalación en intemperie, ni para ambientes contaminados.
  • En la actualidad, disponibles sólo hasta 36 kV y hasta 15 MVA.

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

Conclusión

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



Tomado de la Publicación Técnica Schneider Electric PT-004 "Centro de transformacion MT/BT"


jueves, 19 de noviembre de 2009

Analisis de una subestación GIS (Parte 1)


Las Subestaciones GIS tienen sus partes bajo tensión aisladas en gas
hexafloruro de azufre (SF6), en lugar de aislación en aire como en las Subestaciones AIS como ya hemos hablado en este blog.

Cada equipo de alta tensión, incluyendo las barras principales o colectoras, está encapsulado independientemente en un compartimiento metálico provisto de un ambiente de gas SF6 a presión mayor que la atmosférica. Se forman así módulos individuales por equipo, que luego se interconectan mecánica y eléctricamente entre sí para formar distintas configuraciones. Esto puede apreciarse en la figura 1.

Los módulos individuales corresponden a:
  • Módulo de juego de barras principales o colectoras.
  • Módulo de interruptor.
  • Módulo de seccionador de barras.
  • Módulo de seccionador de línea.
  • Módulo de seccionador de puesta a tierra.
  • Módulo de seccionador de aislamiento.
  • Módulo de transformador de corriente.
  • Módulo de transformador de tensión.
  • Módulo de transformador de tensión de barras.
  • Módulo de descargador de sobretensiones.
  • Módulo de prolongación (recto, ángulo).
  • Módulo de empalme con cable subterráneo.
  • Módulo de empalme con línea aérea.
  • Módulo de empalme con máquinas (transformador /autotransformador de potencia, reactor, etc.).
Los distintos módulos de equipos y juegos de barras principales o colectoras se conectan entre sí utilizando bridas selladas y atornilladas.

Vamos a analizar un subestación marca ABB modelo
ELK-04. En su introducción al mercado en 1992 fue dimensionada para una corriente de diseño nominal de 3150 A, una corriente de cortocircuito nominal de 40 kA y una tensión nominal de 170 kV.

Las partes que constituyen esta subestación GIS se detallan en las figura 1 y 2 donde los módulos se detallan a continuación.
  1. Barra con seccionador/ seccionador de puesta a tierra combinados.
  2. Interruptor de potencia
  3. Transformador de corriente
  4. Transformador de tensión
  5. Seccionador de salida con seccionador de puesta a tierra
  6. Seccionador de puesta a tierra rápido
  7. Módulo de conección de cables
  8. Armario de control
Además , en la figura 2 podemos decir que según los colores tendremos:
  • Color amarillo : gas SF6
  • Color rojo: partes activas bajo alta tensión
  • Color celeste : cerramientos
  • Color marrón :material aislante
  • Color rosa: partes baja tensión
  • Color gris: partes mecánicas, estructuras

Para ver la segunda parte del artículo hacer click aquí.

miércoles, 18 de noviembre de 2009

Enlace subterraneo de AT en Londres

Un cable subterráneo conecta subestaciones para satisfacer la gran demanda eléctrica de Londres

La demanda de energía eléctrica
sigue aumentando en todo el Reino Unido, pero la tasa de crecimiento en Londres está en torno al doble de la media nacional. Algunas estimaciones indican que el crecimiento se mantendrá durante al menos otros 10 años. Para garantizar el futuro del suministro eléctrico de Londres, National Grid ha invertido desde 1990 más de 1.000 millones de euros (1.270 millones de dólares) en reforzar la red de transmisión en Londres y zona metropolitana.

Una de las medidas adoptadas por National Grid fue la adjudicación a ABB de un proyecto llave en mano con una duración prevista de tres años, que debía estar finalizado en verano de 2005. El proyecto tenía por objeto crear ‘London Connection’ para satisfacer la demanda de electricidad de la capital y de la zona noroeste de Londres.

‘London connection’

Tendido en un túnel de tres metros de diámetro y 20 km de longitud, el cable enlaza una subestación ampliada en Elstree con una subestación construida por ABB en St John’s Wood. Este ha sido el proyecto de construcción de túneles más importante de National Grid.

La conexión de Londres, ‘London
Connection’, utiliza tecnología avanzada XLPE de aislamiento de polietileno reticulado, que apenas requiere mantenimiento y es hoy por hoy el cable subterráneo XLPE de 400 kV más largo de Europa.

Para el proyecto de Londres, ABB instaló, puso en servicio y probó 61 km de cable de 150 mm de diámetro, con un peso total de 2.440 toneladas, que se suministró en 63 grandes bobinas.

La subestación de St John’s
Wood

Además de satisfacer la demanda energética siempre creciente de la capital, era necesario modernizar la subestación de St John’s Wood, del oeste de Londres, para hacer frente al incremento de demanda local.

Por consiguiente, National
Grid decidió construir una nueva subestación en St John’s Wood. Aunque en esta ubicación había existido una central eléctrica, había muy poco espacio disponible; el suelo es muy escaso en esta parte de Londres y no existía la posibilidad de adquirir más terrenos. Así pues, la nueva subestación de 400 kV con sus 18 calles tenía que caber en una superficie de sólo 90 x 30 m. Para minimizar el impacto visual de la subestación sobre la comunidad local y concentrar los equipos en un área tan limitada, se utilizó la avanzada tecnología GIS de ABB de subestaciones compactas, aisladas con gas.

Subestaciones GIS

La instalación de St John’s Wood es la mayor subestación GIS de 400 kV del Reino Unido. El equipo de ABB está diseñado para minimizar las fugas de gas, cuya supervisión se puede realizar por control local o remoto. En el caso infrecuente de que se requiera mantenimiento o reparación, el diseño de la subestación mantiene la máxima disponibilidad del sistema, ya que sólo es preciso desconectar los componentes y la calle afectados. Las limitaciones de altura edificada se resolvieron construyendo un sótano de seis metros de profundidad debajo del edificio de la subestación.

Autotransformadores

Se instalaron cuatro autotransformadores
ABB (240 MVA, 400/13-2 kV) para reducir la tensión y alimentar las subestaciones locales.

Control y protección


La subestación se puede controlar a distancia desde el Centro de Control Británico de National Grid, situado en Wokingham. Una sala de control de reserva permite también supervisar localmente la subestación y del túnel, los aparatos de conexión y protección, las mediciones de potencia y los sistemas constructivos y de seguridad. La comunicación se realiza sobre todo con fibra óptica para alcanzar grandes velocidades de transmisión de datos totalmente inmune al ruido eléctrico. Todo el equipo se sincroniza en tiempo absoluto utilizando tecnología GPS (Global Positioning System).

City Road North

La nueva subestación City Road North, construida junto a la subestación existente de City Road, es parte esencial de un programa de la compañía eléctrica local, EdF, para reforzar la red eléctrica del norte de Londres. La subestación está alojada en un edificio nuevo de ladrillo, diseñado por Markwick Architects, que reduce al mínimo el impacto visual en la zona.

El proyecto también comprendía el desvío de un cable de 400 kV al interior de la nueva subestación. El cable había servido para enlazar la antigua subestación City Road con la subestación de West Ham, situada a seis millas de distancia en el este de Londres. El desvío era necesario para completar los circuitos West Ham/City Road North y City Road North/West Ham.

El trabajo continúa

Los sistemas de protección y automatización de la nueva subestación de City Road se basarán en el concepto NICAP (National scheme for Integrated Control and Protection), de uso general en la red nacional. Este planteamiento permite a ABB reducir notablemente los plazos de entrega, ya que se aprovechan soluciones previamente proyectadas, ensayadas y aprobadas para integrar rápidamente las nuevas calles en los sistemas existentes de la subestación.


Resumido del articulo "Electrificación de Londres" (ABB)


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