partes del transformador

PARTES QUE COMPONEN UN TRANSFORMADOR BENEMÉRITA UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DEL ESTADO DE PUEBLA 11/06/2012 FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA LUIS ALBERTO MORENO CAMPOS

MAQUINAS ELÉCTRICAS III

TRANSFORMADORES

TRANSFORMADOR Los transformadores son dispositivos electromagnéticos estáticos que permiten partiendo de una tensión alterna conectada a su entrada, obtener otra tensión alterna mayor o menor que la anterior en la salida del transformador. Permiten así proporcionar una tensión adecuada a las características de los receptores. También son fundamentales para el transporte de energía eléctrica a largas distancias a tensiones altas, con mínimas perdidas y conductores de secciones moderadas. Las partes de las que se compone un transformador que son necesarias, pero las esenciales y más importantes son las siguientes: 123456789-

Núcleo magnético o armazón Enrollamiento o devanados (primario, secundario, terciario, etc) Boquillas terminales (bushing) Tanque o cubierta Medio refrigerante Serpentines y aparatos de refrigeración Indicadores Conmutadores y auxiliares Herrajes

1.- NÚCLEO MAGNÉTICO O ARMAZÓN Sustancialmente se puede decir que un transformador esta constituido por un núcleo de material magnético que forma un circuito cerrado, y sobre de cuyas columnas o piernas se localizan los devanados, uno denominado “primario” que recibe la energía y el otro secundario, que se cierra sobre un circuito de utilización al cual entrega la energía. El núcleo determina características relevantes, de manera que se establece una diferencia fundamental en la construcción de transformadores, dependiendo de la forma del núcleo, y puede se llamado “núcleo tipo columnas” y el “núcleo tipo acorazado”, existen otros aspectos que establecen diferencias entre tipos de transformadores. El núcleo tipo de núcleo se representa en la fig.1, indicando el corte A-1 la sección transversal que se designa con S (cm2). Este núcleo no es macizo, sino que esta formado por un paquete de chapas superpuestas, y aisladas eléctricamente entre sí. Para colocarlas y poder ubicar el bobinado terminado alrededor del núcleo, se construyen cortadas, colocando alternadamente una sección U con una sección I. La capa siguiente superior cambia la posición I con respecto a la U.

Figura 1. Vista y corte de un núcleo tipo núcleo

Núcleo tipo acorazado: este tipo de núcleo es más perfecto, pues se reduce la dispersión, se representa en la fig.2, en vistas. Observando la figura las líneas de fuerza de la parte central, alrededor de la cual se colocan las bobinas se bifurcan abajo y arriba hacia los 2 costados, de manera que todo el contorno exterior del núcleo puede tener la mitad de la parte central. Esto vale para las 2 ramas laterales como también para las 2 cabezas. Para armar el núcleo acorazado también se lo construye en trozos, unos en forma de E y otros en forma de I, y se colocan alternados, para evitar que las juntas coincidan.

Figura 2. Vista de un núcleo tipo acorazado con indicación de la longitud magnética media. El hecho que los núcleos sean hechos en dos trozos, hace que aparezcan juntas donde los filos del hierro no coinciden perfectamente, quedando una pequeña luz que llamaremos entrehierro. Obsérvese que en el tipo núcleo hay dos entrehierros en el recorrido de las fuerzas, y que el acorazado también, porque los dos laterales son atravesados por la mitad de líneas cada uno. Características de las chapas. Las chapas utilizadas para la construcción de los núcleos tipo anillo y tipo acorazado son generalmente de acero al silicio en proporciones de 2 a 4% de este último. Los espesores de estas láminas varían entre 0,3 y 0,5 mm para frecuencias de 50 ciclos. Entre chapas debe haber aislación eléctrica lo que se consigue de diferentes formas: con una capa de barniz aplicado a una de sus caras, con una hoja de papel muy delgada encalado sobre una cara de la chapa, o para un material más económico, produciendo una oxidación superficial con vapor de agua. Según el tipo de aislación se tienen diferentes efectos sobre el costo de la chapa y sobre la reducción de la sección neta del hierro. Para chapas de 0,35 a 0,5 mm de espesor, puede estimarse que la reducción de sección neta con aislación de barniz o papel es de un 10%. En los transformadores pequeños se colocan las chapas una a una, alternando las juntas, para dar más solidez al conjunto y evitar piezas de unión entre partes del núcleo. En los grandes, las dos cabezas quedan separadas, y deben sujetarse con pernos roscados.

En los transformadores de gran potencia suele ser necesario formar conductos de refrigeración en la masa del núcleo, para aumentar la superficie de disipación del calor se colocan entonces separadores aislantes, de espesor conveniente para la circulación del aceite.

2.- ENROLLAMIENTO O DEVANADOS (PRIMARIO, SECUNDARIO, TERCIARIO, ETC) Uno de los devanados se conecta a la fuente de energía eléctrica alterna y el segundo (y quizás el tercero) suministra energía eléctrica a las cargas. El devanado del transformador que se conecta a la fuente de potencia se llama devanado primario o devanado de entrada, y el devanado que se conecta a la carga se llama devanado secundario o devanado de salida. Si hay un tercer devanado en el transformador, este se llama devanado terciario. Hay dos formas típicas de bobinados para transformadores los cilíndricos y planos. Los núcleos, con su forma, son los que determinan la elección de uno u otro tipo, salvo que se requieran propiedades especiales, como ser baja capacidad distribuida, para uso en telecomunicaciones u otros. a. Bobinado cilíndrico: este tipo se usa cuando el núcleo del transformador es del tipo núcleo. b. Bobinado plano: este tipo se usa cuando el núcleo del transformador es del tipo acorazado. Los dos bobinados primario y secundario, rara vez se apartan en dos simples grupos de espiras, encimándolas; generalmente se apartan en dos partes o más envueltas uno encima del otro, con el embobinado de baja tensión en la parte interna. Dicha conformación sirve para los siguientes propósitos. a. Simplifica el problema de aislar el embobinado de alto voltaje del núcleo. b. Causa mucho menos filtración de flujo, como seria el caso si los 2 embobinados estuvieran separados por alguna distancia del núcleo. c. Mejora la refrigeración.

Fig. 3 Transformador de tres devanados.

Los materiales aislantes para el bobinado, o para colocar entre capas, son: papel barnizado, fibra, micanita, cinta impregnada, algodón impregnado, etc., para transformadores con bobinados al aire, y para los sumergidos en baños de aceite, se utilizan los mismos materiales sin impregnarse; debe evitarse el uso del caucho en los transformadores en baño de aceite, pues este lo ataca, y tiene efectos nocivos también sobre la micanita y aun sobre los barnices.

Las piezas separadoras entre bobinados, secciones, o entre estas y el núcleo pueden ser de madera, previamente cocida en aceite, aunque actualmente se prefieren los materiales duros a base de papel o similares (pertinax, etc.). Si se usa madera, no debe interpretarse como que se dispone de aislación, sino solamente de un separador. En cuanto a los conductores para hacer bobinas, su tipo depende de la sección, pues hasta 6mm² pueden usarse alambre y más arriba de ese límite se usan cables de muchos hilos, o bien cintas planas, para facilitar el embobinado. La aislación para los conductores pueden ser algodón, que luego se impregnará si no se emplea baño de aceite. Para transformadores de soldadura que trabajan con tensiones muy bajas y corrientes muy fuertes, se suelen colocar las cintas de cobre sin aislación, pues la resistencia de contacto entre ellas es suficiente para evitar drenajes de corriente. Esta situación mejora aún debido a la oxidación superficial del cobre. FACTOR DE APILAMIENTO DEL Fe El factor de apilamiento del Fe se define como el cociente entre el área de la sección recta del hierro y el área de la sección recta de la pila. Este factor se utiliza cuando la estructura magnética esta constituida por chapas delgadas recortadas en forma adecuada y apretadas entre sí, el volumen de cada una de ellas no es igual al volumen del hierro que realmente conduce el flujo, ya que entre las láminas existen regiones de permeabilidad igual a la del aire, debido a la presencia de irregularidades o grietas en la superficie de las chapas, debido a la delgada capa de barniz aislante aplicado deliberadamente para evitar el contacto entre chapas y reducir las pérdidas por corrientes de Foucault, o debido a rebabas en los cantos de las chapas, originadas al troquelarla. Esta región conduce muy poco flujo debido a lo relativamente bajo de su permeabilidad; así, para tener en cuenta su efecto disminuyendo el volumen total de hierro, se acostumbra a expresar el área eficaz de la sección recta como igual al producto del área de la sección recta de la pila de chapas por el factor de apilamiento. El factor de apilamiento se halla comprendido entre 0,95 - 0,9 para espesores de láminas comprendidos 0,63 - 0,35 mm. Para láminas más delgadas, de entre 0,025 - 0,12 mm de espesor, debido a la mayor dificultad existente de sujetar láminas y reducir las rebabas ya que la capa aislante es proporcionalmente más gruesa, el factor de apilamiento se halla comprendido entre 0,4 y 0,75, pudiendo mejorarse mediante procedimiento de fabricación especiales. La inducción magnética en el hierro es igual, al flujo total por el producto del factor de apilamiento por el área de la sección recta de la pila. 3.- BOQUILLAS TERMINALES (BUSHING) Las boquillas se emplean para pasar de un conductor de alta tensión atreves de una superficie aterrizada, como son el caso del tanque de un transformador o de un reactor. Las boquillas deben ser capaces de transportar las corrientes de los equipos en régimen nominal y de sobrecarga, de mantener el aislamiento tanto para tensión nominal como para sobretensiones y de resistir también esfuerzos mecánicos. Las boquillas de acuerdo a las funciones desempeñadas se pueden clasificar en: 

Boquillas de terminales de línea

 

Boquillas de terminales en neutro Boquillas de terciario

Las boquillas para transformadores y reactores son del tipo exterior-inmersa, es decir una extremidad esta destinada a la exposición a la intemperie y la otra inmersa en aceite aislante. Las boquillas de terminales de línea son en general de papel impregnado con aceite con distribución capacitiva provista de derivaciones para prueba y eventualmente de derivaciones de tensión. Las boquillas de terciario y neutro pueden ser de papel impregnado en aceite o con resina, con o sin distribución capacitiva. Los transformadores trifásicos deben estar provistos con tres (3) bornes en el lado primario (M.T.) y cuatro (4) en el lado secundario (B.T.), incluyendo el neutro accesible. Las bornes del primario estarán instaladas sobre el tanque mientras que las bornes del secundario estarán instaladas en el frontal de la cuba. Las terminales de M.T. y de B.T. deben estar designadas mediante una marca fácilmente visible.

Fig. 4 Diferentes tipos de boquillas

4.-TANQUE O CUBIERTA De acuerdo a su diseño hay tanques lisos, con aletas, con ondulaciones y con radiadores, dependen del tipo de aceite y medio de refrigeración para su selección. En general, consiste en una caja rectangular dividida en dos compartimientos. 1.-Un compartimiento que contiene el conjunto convencional de núcleo-bobinas. 2.-Un segundo compartimiento para terminaciones y conexiones de los cables. Los conductores de cable primario están conectados por medio de conectores de enchufe para la conexión y desconexión de la carga. Los conductores del secundario van, por lo general, atornillados a terminales de buje. 3.-Tienen fusibles de varias clases que van en un porta fusibles colocado en un pozo que está al lado del tanque, de manera que pueda secarse del mismo. Para eliminar sobrepresiones internas, el tanque deberá estar equipado con una válvula de alivio de presión. El tanque ha de estar bien sellado, de manera que pueda soportar las presiones estática y dinámica debida a fallas. En el interior del tanque existirá una marca que indique el nivel

Fig. 5 Algunas formas constructivas de tanques.

de aceite nominal a 25 °C. Se dispondrán dos tornillos para la conexión de puesta a tierra, uno del mismo tanque, y el otro para conectar la borna secundaria del neutro al tanque. Se fabrica con planchas de fierro con espesores y refuerzos adecuados para las exigencias de servicio, manipuleo y transporte. La tapa se fija al tanque mediante pernos y empaquetadura. La parte activa se suspende de la tapa y mediante orejas de izamiento, sobre la tapa, puede ser retirada del tanque. El diseño del tanque es de ejecución robusta, con hermeticidad comprobada, sometida a proceso de arenado y aplicación de 2 capas de pintura anticorrosiva y 2 capas de pintura de acabado tipo epóxica. TANQUE CONSERVADOR DE LIQUIDO AISLANTE Este tanque consiste de un recipiente fijo a la parte superior del transformador sobre el tanque o carcaza. Está destinado a recibir el aceite del tanque cuando éste se expande, debido al efecto del calentamiento por pérdidas internas. Por lo tanto, algunos transformadores de potencia necesitan una cámara de compensación de expansión del líquido aislante. En unidades en general superiores a 2000 kVA el tanque se construye para permanecer completamente lleno, lo que implica la utilización del conservador de líquido. En unidades de menor potencia, generalmente el tanque recibe el líquido aislante hasta aproximadamente 15 cm de su nivel o borde, dejando un espacio vacío destinado a la cámara de compensación. Los transformadores que no poseen el tanque de expansión se denominan transformadores sellados. Los transformadores con tanque conservador, permiten el uso del relevador Buchholz que se usa para la detección de fallas internas normalmente en transformadores grandes.

Fig. 6 Tanque de expansión o conservador de líquido aislante

5.-MEDIO REFRIGERANTE Durante su operación el transformador genera pérdidas en forma de calor, pérdidas de Joule. Por esto, es necesario un sistema de refrigeración que mantenga al transformador dentro de unos niveles de temperatura aceptables, ya que en el caso de que se den sobre temperaturas en los aislamientos estos verán reducido su tiempo de vida útil de manera considerable. Para la distinción de los tipos de refrigeración la normativa clasifica estos sistemas con un acrónimo de cuatro letras: 1.- Primera letra: Designa el fluido refrigerante primario, que esta en contacto con las partes activas del transformador. - Aire (Air): A - Aceite (Oil): O - Agua (Water): W 2.- Segunda letra: Designa el método de circulación del fluido primario. - Natural: - Forzada: -Dirigida:

N F D

3.- Tercera letra: Designa el fluido refrigerante secundario. 4.- Cuarta letra: Designa el método de circulación del fluido secundario.

METODOS DE ENFRIAMIENTO Sumergido en aceite, con circulación natural de aire. Sumergido en aceite con enfriamiento propio, con circulación de aire forzado. Sumergido en aceite con enfriamiento propio, con enfriamiento con aceite forzado-aire forzado. Sumergido en aceite con enfriamiento por aceite forzado con enfriadores de aire forzado. Sumergido en aceite con enfriamiento por aceite forzado con enfriadores de agua forzada. Tipo seco con enfriamiento propio. Tipo seco con enfriamiento por aire forzado. Tipo seco con enfriamiento propio y por aire forzado. Tabla 1. Métodos de enfriamiento en transformadores de potencia.

SIMBOLO OA OA/FA OA/FOA/FOA FOA FOW AA AFA AA/FA

6.-SERPENTINES Y APARATOS DE REFRIGERACIÓN Los transformadores en aceite poseen diferentes métodos de ventilación con el objeto de mantener sus temperaturas de operación dentro de valores normales (no excediendo los 55 o 65°C sobre la temperatura ambiente). Para el efecto, en cada método utiliza accesorios como radiadores, ventiladores, intercambiadores de calor, bombas de circulación, etc, los cuales se encuentran instalados generalmente en el tanque del transformador y son usados de forma individual o en conjunto. Algunos de los métodos de ventilación usados en transformadores son:     

Refrigeración natural Refrigeración por aire forzado Refrigeración por aceite forzado Refrigeración por agua Combinación de los anteriores.

La eliminación del calor, es necesario para evitar una temperatura interna excesiva que podría acortar la vida del aislamiento, provocado por las pérdidas generadas en los devanados, pero también estas perdidas dependen del diseño, la construcción, el tipo de transformador, sus características de voltaje, corriente y potencia, empleando así los distintos tipos de enfriamiento y diferentes equipos para poder disipar y eliminar el calor generado. Figura 7 Transformador de potencia con radiadores, bombas y ventiladores en conjunto para poder disipar el calor generado por las perdidas.

7.INDI

CADORES La función del indicador magnético de nivel de aceite (figura 8) 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 líquido aislante. La caja posee dos sectores: una anterior hermética al aceite y a la humedad y otro posterior que se introduce en el tanque y en el cual esta montado Fig. 8 indicador magnético un imán permanente el cual se encuentra vinculado mediante un eje y una de nivel de aceite. varilla a un flotante. 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.

8.-CONMUTADORES Y AUXILIARES Se emplea para compensar las variaciones de tensión en la red, de manera que aun cuando la tensión primaria no sea la nominal se pueda ajustar la diferencia dentro de un rango de ±5% para que la tensión secundaria sea la requerida. El conmutador solamente se puede accionar estando desconectado el transformador. En grandes transformadores, se emplean interruptores escalonados, que conectan o desconectan espiras adicionales. Dichas espiras están montadas separadamente, constituyendo una bobina de maniobra y se puede conectar y desconectar también en carga y bajo tensión.

Fig. 9 Cambiador de derivaciones (conmutador).

MEDIDORES DE TEMPERATURA Con la finalidad de que el personal encargado de la operación y mantenimiento del transformador pueda conocer la temperatura del líquido aislante, devanados, así como la del transformador, los fabricantes del mismo instalan los medidores de temperatura en el tanque del transformador. MEDIDORES DE NIVEL El indicador de nivel de aceite señala el nivel del líquido aislante contenido en el tanque principal del transformador o en comportamientos asociados. En los transformadores con tanque de conservación el medidor de nivel se encuentra instalado a un costado del mismo. En los transformadores sellados el medidor de nivel esta instalado justo a la altura del nivel de aceite. DISPOSITIVO CONTRA SOBREPRESIONES Es un equipo de protección contra sobrepresiones peligrosas dentro del tanque del transformador, es decir, este dispositivo sirve para aliviar la presión interna del tanque cuando esta excede un valor predeterminado. RELE BUCHHOLZ La protección que presta este dispositivo es simple y eficaz. El relé buchholz es empleado en transformadores que poseen tanque de conservación. El relé buchholz es un dispositivo que posee dos cámaras llenas de aceite con flotadores dispuestos verticalmente uno encima de otro. Si existen corrientes parasitas, sobrecalentamiento o descargas parciales dentro del transformador, se producirán burbujas de gas, las cuales se dirigirán hacia el tanque de conservación. En su camino hacia dicho tanque las burbujas de gas pasan por la tubería que conecta el tanque principal con el tanque de conservación ingresando al relé buchholz y localizándose en la cámara superior del mismo. A medida que la cantidad de gas aumenta en la cámara, el aceite es desplazado y por ende el nivel de aceite en el relé disminuye. Al ser desplazado el aceite, el flotador superior desciende hasta que cierra el switch magnético que activa una alarma. MEDIDORES DE PRESION/VACIO El medidor de presión/vacío también llamado manovacuometro, es instalado en los transformadores tipo sellado. Este dispositivo nos proporciona la presión de nitrógeno que posee el transformador o la cantidad de vacío a la que se esta sometiendo el transformador. VALVULA PARA HACER VACIO Esta es una válvula que se encuentra localizada en la cubierta del transformador, a un costado del tanque, en su parte superior. Normalmente es del tipo diafragma y a ella deberá conectarse el ducto para hacer vacío de la maquina de tratamiento de aceite.

VALVULA COMBINADA PARA DRENAJE FILTRADO Y MUESTREO Esta es una válvula del tipo compuerta que se encuentra ubicada en la parte inferior, a un costado del tanque. Dispone de una pequeña válvula que debe accionarse mediante una llave de boca apropiada. 9.-HERRAJES Como se ha mencionado antes, los núcleos de los transformadores tienen partes que cumplen con funciones puramente mecánicas de sujeción de las laminaciones y estructuras, estas partes o elementos se conocen como “herrajes” o armadura y se complementan con componentes como fibra se vidrio o madera para protección de la sujeción de los yugos.