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Caso de Estudio: Recuperación del aislamiento de un transformador marca: Westinghouse nivel 34500/13800V 1216MVA grupo: Dyn11 mediante tratamiento de aceite y alto vacío.
Ing. Moisés Campos Pirela Ubicación: S/E Tapas Coronas, Barcelona Venezuela. Enero 2019
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Agradecimientos:
Aunque los traslados de transformadores, se hacían regularmente por decirlo de alguna manera modestamente y en silencio, sin involucrar diversos organismos, hoy en día bajo el período especial debido a un bloqueo económico de Estados Unidos, realizar cualquier actividad se hace complicado, debido a las carencias de materiales, cauchos, repuestos, vehículos, alimentación, etc. para cumplir con una logística de trabajo. Entonces para poder concretar una actividad que beneficiará a la comunidad, debemos coordinarnos y equipararnos de las carencias que tenemos estando separados, para llevar a cabo la tarea ordenadamente. A fin de reconocer el aporte a este trabajo se expresa el agradecimento inconmensurable a las personas de: Juan Aguilera, Juan Herrera, Ing. Joel Lovera, Willians Guzman; Lic. Julio Díaz, Profesor Molina, Ing. Abelardo Kalale, Ing. Juan Rausseo, Ing. Carlos Hernàndez, Ing. Richard Navarro, Anime Betancourt, Samuel Díaz, Samuel Díaz (hijo), Ing. Marlo Useche, Joan Millán, Luis Marcano, Pdvsa, Carlos Meza Laboratorio de Aceite Macagua, gente de la alcaldía de Barcelona, Policía del Municipio Bolívar, entre otros.
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Indice: Contenido
Página
Agradecimientos
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I-Justificación
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II-Antecedentes
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III-Desarrollo 3.1) Procedimiento 1
6
3.2) Procedimiento 2
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IV-Análisis de resultado
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4.1) Evolución del factor de Potencia con el tratamiento de los aislantes y el aceite dieléctrico. 4.2)
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4.2) Evolución de la resistencia de aislamiento DC (megado) con el tratamiento de los aislantes y el aceite dieléctrico.
11
4.3) Corriente de excitación a 10 kV.
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4.4) Relación de transformación.
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4.5) Resistencia óhmica de los devanados.
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V) Conclusión
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Anexos
19
Bibliografía
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4
I) Justificación. En este estudio se hace la comparación con dos procedimientos de trabajos, mediante el tratamiento del aceite dieléctrico versus el tratamiento del aceite dieléctrico junto con vacío a la cuba a fin de recuperar el nivel óptimo de aislamiento de un transformador sumergido en aceite, con 35 años de fabricado. La forma de medición del aislamiento es por medio del estudio del factor de potencia y la resistencia de aislamiento (megado). Período comprendido desde 24 de Octubre 2018 hasta el 12 de Enero de 2019 Ubicación: Subestación Tapas Coronas, Barcelona, Edo. Anzoátegui. Venezuela
Objetivo: Crear una memoria técnica para optimizar los recursos y el tiempo de ejecución de los trabajos en transformadores de potencia.
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II) Antecedentes:
Fig. 1. Transformador 34500/13800V 12-16MVA, sumergido en aceite, sellado al nitrógeno, marca Westinghouse, año 1983 Refrigeración ONAN/ONAF Grupo: Dyn11, ubicado en la subestación Tapas Coronas. El transformador proveniente de la subestación Cayaurima Edo. Bolívar, se trasladó con bajo nivel del aceite en la cuba, estuvo sin energizarse por más de 2 años, no se contó con las pruebas eléctricas previas antes del traslado, por lo que fue necesario completar el nivel del aceite para realizar los ensayos eléctricos a fin de conocer las condiciones del equipo, para determinar el mantenimiento apropiado y económicamente viable para recuperar el activo. Con la recuperación del transformador se incrementó hasta 12 - 16 Mvas a la S/e Tapas Coronas, y mejoró los niveles de tensión de suministro del circuito de Barcelona, Edo. Anzoátegui, Venezuela 2019.
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III) Desarrollo: En este estudio se hace la comparación de dos procedimientos de trabajos, para hacer efectivo la mejora del aislamiento 3.1) Procedimiento 1. El transformador llegó a la S/e Tapas Coronas en Octubre de2018, se le completó el nivel con 1400 Litros de aceite, y se le hizo una recirculación del aceite @60 ºC por 48 Horas, para recuperar el aislamiento, en la tabla 1 se muestra los resultados del análisis del aceite, y en la tabla 2 los resultados del factor de potencia.
Fig. 2 Procedimiento 1, el período fue desde el 24/11/2018 hasta 30/11/2018, el proceso resultó incompleto para la extracción de la humedad del aislante sólido del transformador. Diagrama del procedimiento 1, a través del ejemplo se le hizo recirculación del aceite a una temperatura de 60ºC por 48 horas, el resultado del análisis físico-químico del aceite se muestra en la tabla 1. Fecha
Humedad
Rigidez 877 (54 kV)
FP @25
Color
03/12/2018
29 ppm
34Kv
0.182
1.3
Tabla 1. Análisis físico químico del aceite del transformador en estudio. Los resultados no fueron satisfactorios. Humedad alta y La rigidez no superó la etapa. Durante la prueba del factor de potencia, de fecha 30/11/2018 se consiguió medir el lado de At, pero al energizar en el lado de BT se escucharon descargas parciales, por los cuales no se pudo registrar esta medida, debido a la humedad. Los resultados se muestran en la tabla 2.
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Tabla 2. ComparaciĂłn del Factor de Potencia, luego de aplicado el procedimiento 1. Norma IEEE C57.152 (1) Pf <1.0% para Tx en aĂąos de servicio. Comparando ambas fechas, se muestra que hubo una mejora del F.p. para CH+CHL, CH; CHL, pero al momento de medir en BT, no se pudieron registrar las medidas, debido a descargas internas en el transformador luego de aplicado el procedimiento 1. La humedad se migrĂł del lado de AT hacia BT.
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Fig. 2.1 Construcción de los devanados del transformador tipo núcleo. Fuente: J. Winder. Power transformers principles and applications, página 35.
De acuerdo a la Figura 2.1 el devanado de Alta tensión (HV) está más distante del núcleo que el devanado de Baja tensión (LV), el devanado más cercano al núcleo maneja más corriente. Con el procedimiento 1, el aceite calentó pero la humedad se migró del devanado Hv hacia el devanado Lv, durante el ensayo del factor de potencia del 24/11/2018 se logró medir Alta y Baja tensión, sin embargo luego del procedimiento 1, el día 30/11/2018 sólo pudo medirse Alta tensión. No se pudieron obtener medidas en el lado de Baja tensión, debido a que la humedad migró desde AT, la cercanía del devanado de BT con la pierna del núcleo, hace que las corrientes sean más grandes y sensibles a la humedad de acuerdo a la figura 2.1, esta figura nos muestra la construcción interna del transformador y a su vez nos permite inferir porqué se escucharon las descargas internas en el transformador cuando se energizó BT durante el ensayo del factor de potencia.
3.2) Procedimiento 2. Luego de obtener los resultados no satisfactorios, se replanteó el trabajo debido a recomendaciones del laboratorio de aceite de Macagua (Corpoelec), para incluirle al tratamiento del aceite un vacío menor de 1<mbar por 24 horas a la cuba, para mejorar la extracción de la humedad. El Período fue desde el 11/12/18 hasta 20/12/1018, el procedimiento empleado se detalla en la figura 3.
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Fig. 3 Procedimiento 2, Pasos para la extracción de la humedad del aislante sólido del transformador, el Período fue desde el 11/12/18 hasta el 20/12/1018. Paso 1: Se recirculó el aceite @ 65ºC por 24 horas a 3000 L/ph en el transformador. Paso 2 y 4: Se desaloja el aceite hacia una membrana de almacenamiento y se le hace recirculación por 24 horas a 65ºC por 3000 L/ph. Paso 3: Con el transformador todavía caliente se inicia el alto vacío hasta alcanzar una presión <1mbar por 24 horas. Paso 5: Se detiene el vacío y se hace el llenado del transformador. Luego se rompe el vacío con nitrógeno para obtener el transformador listo por pruebas eléctricas.
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IV) Análisis de resultado, luego de aplicado el procedimiento 2: Luego de haber realizado el procedimiento 2, donde fue incluido el alto vacío a la cuba, se procedió a realizar los ensayos eléctricos del transformador.
Tabla 3. Medición del factor de potencia luego del procedimiento 2, Los resultados fueron satisfactorios según Norma IEEE C57.152 (1) Pf <1.0% para Transformadores sumergidos en aceite con años de servicio. 4.1) Evolución del factor de Potencia con el tratamiento de los aislantes y el aceite dieléctrico.
Tabla 4. Evolución del factor de potencia luego de los procedimientos 1 y 2 al transformador en estudio. CH= Capacitancia del devanado en Alta, CL= Capacitancia del devanado en Baja Luego de aplicado el procedimiento 2, dónde se incluye el alto vacío a la cuba, la tabla 4 refleja la mejora del factor potencia.
11 4.2) Evolución de la resistencia de aislamiento DC (megado) con el tratamiento de los aislantes y el aceite dieléctrico.
Tabla 5. Evolución de la resistencia de aislamiento dc (megado) en GΩ luego de los procedimientos 1 y 2 al transformador en estudio. Luego de aplicado el procedimiento 2, dónde se incluye el alto vacío a la cuba, la tabla 5 refleja las mejoras de la resistencia de aislamiento dc, para BT Vs Tierra, y AT Vs BT. Observación: Después de aplicado el procedimiento 2, donde se incluyó el alto vacío a la cuba y posteriormente el llenado y la recirculación a 65 ºC, la resistencia de aislamiento más crítica era de BT Vs Tierra se incrementó de 211 MΩ hasta 1.97 GΩ (Tabla 5). Las medidas tanto del factor de potencia como la resistencia de aislamiento dc (megado), mejoraron sustancialmente la parte activa del transformador.
A continuación se anexan las pruebas eléctricas de corrientes de excitación, relación de transformación y resistencia de devanados del transformador en estudio, para la completa verificación del equipo antes de energizarlo.
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4.3) Corriente de excitación a 10 kV.
Corriente de excitación @ 10 kV
TAP 1
H1
H2
H3
H2
H3
H1
H3
H1
H2
ENER
UST
P.A.T.
ENER
UST
P.A.T.
ENER
UST
P.A.T.
H1-H2 (mA)
50.06
H2-H3 (mA) 23.37
H3-H1 (mA)
47.34
2
50.59
24.66
48.20
3
51.33
25.03
49.04
4
52.11
25.40
49.90
5
52.92
25.78
50.80
6
53.78
26.16
51.75
7
54.67
26.56
52.72
8
55.59
26.97
53.71
9
56.52
27.38
54.73
10
57.50
27.82
55.77
11
59.34
29.22
57.79
12
60.38
29.70
58.95
13
61.47
30.19
60.11
14
62.60
30.73
61.33
15
63.78
31.28
62.60
16
64.47
31.83
63.89
17
66.22
32.40
65.23
18
67.51
33.01
66.64
19
68.84
33.63
68.11
Tabla 6. Corriente de excitación a 10kV. Resultado Satisfactorio. Premisa: Las corrientes de excitación, en el devanado central (H3-H2) < (H1-H2) ≈ (H3-H1) son menores a las fases laterales. Las flechas indican el sentido de rotación de los taps en realizar las mediciones.
13 4.4) Relación de transformación. Equipo Omicron CPC100. Serial NCT 218 Relación TP: Fecha/hora: Sobrecarga: Evaluación: Rango: Valores nominles Frecuencia: V prueba: Modo caj d. conmut.: Conmutar toma:
Información de cableado: Cableado manual: Grupo vectorial: Resultado: otro: Toma 001 002 003 004 005 006 007 008 009
Relación_TP 1 26/11/18 17:14 NO n/a AC 2kV 60.0Hz 100.0V Deconectado Operación manual de toma A: U-V -> u-n | H1-H2 -> X1-X0 B: V-W -> v-n | H2-H3 -> X2-X0 C: W-U -> w-n | H3-H1 -> X3-X0 SÍ Dyn11
Vprim. Nom
Vsec. nom
37950.0V 37565.0V 37180.0V 36800.0V 36415.0V 36030.0V 35650.0V 35265.0V 34885.0V
13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V
Toma 010 011 012 013 014 015 016 017 018 019
Vprim. nom
Vsec. nom
34500.0V 34115.0V 33735.0V 33350.0V 32970.0V 32585.0V 32200.0V 31820.0V 31435.0V 31050.0V
13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V
14 A: Toma A 001 A 002 A 002 A 003 A 004 A 005 A 006 A 007 A 008 A 009 A 010 A 011 A 012 A 013 A 014 A 015 A 016 A 017 A 018 A 019
V prim. nom.
Vsec. nom.
Relación nom.
V prim.
V sec.
37950.0V 37565.0V 37565.0V 37180.0V 36800.0V 36415.0V 36030.0V 35650.0V 35265.0V 34885.0V 34500.0V 34115.0V 33735.0V 33350.0V 32970.0V 32585.0V 32200.0V 31820.0V 31435.0V 31050.0V
13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V
4.7631:1 4.7148:1 4.7148:1 4.6665:1 4.6188:1 4.5705:1 4.5222:1 4.4745:1 4.4261:1 4.3784:1 4.3301:1 4.2818:1 4.2341:1 4.1858:1 4.1381:1 4.0898:1 4.0415:1 3.9938:1 3.9454:1 3.8971:1
99.97V 99.97V 99.99V 99.98V 99.97V 99.98V 100.04V 99.97V 99.97V 99.96V 99.98V 99.98V 99.93V 99.99V 99.99V 100.02V 100.0V 99.98V 99.99V 99.98V
20.938412V 21.150663V 21.155563V 21.371284V 21.592594V 21.822861V 22.066565V 22.28858V 22.531584V 22.77696V 23.033792V 23.292364V 23.546238V 23.829367V 24.107861V 24.39868V 24.684084V 24.97625V 25.283424V 25.593363V
Relación 4.7745:1 4.7266:1 4.7264:1 4.6782:1 4.6298:1 4.5814:1 4.5336:1 4.4853:1 4.4369:1 4.3886:1 4.3406:1 4.2924:1 4.244:1 4.1961:1 4.1476:1 4.0994:1 4.0512:1 4.003:1 3.9548:1 3.9065:1
%DESV 0.24% 0.25% 0.25% 0.25% 0.24% 0.24% 0.25% 0.24% 0.24% 0.23% 0.24% 0.25% 0.23% 0.25% 0.23% 0.24% 0.24% 0.23% 0.24% 0.24%
I prim. 0.003347A 0.003431A 0.003402A 0.003381A 0.003491A 0.003575A 0.003534A 0.003683A 0.003797A 0.003755A 0.003927A 0.003932A 0.004038A 0.004148A 0.004249A 0.004225A 0.004279A 0.004409A 0.004491A 0.004693A
-64.47° -64.42° -64.06° -64.11° -64.27° -63.99° -63.49° -64.47° -64.53° -64.02° -64.13° -63.93° -64.48° -64.26° -64.22° -63.65° -63.32° -64.14° -63.78° -64.41°
Tabla 7 Relación de transformación Fase A. Resultado satisfactorio. ANSI C57.12 Las desviaciones de la relación de transformación en la fase A son menores al 0.5%.
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B: Toma B 001 B 002 B 003 B 004 B 005 B 006 B 007 B 008 B 009 B 010 B 011 B 012 B 013 B 014 B 015 B 016 B 017 B 018 B 019
V prim. nom.
Vsec. nom.
Relación nom.
V prim.
V sec.
37950.0V 37565.0V 37180.0V 36800.0V 36415.0V 36030.0V 35650.0V 35265.0V 34885.0V 34500.0V 34115.0V 33735.0V 33350.0V 32970.0V 32585.0V 32200.0V 31820.0V 31435.0V 31050.0V
13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V
4.7631:1 4.7148:1 4.6665:1 4.6188:1 4.5705:1 4.5222:1 4.4745:1 4.4261:1 4.3784:1 4.3301:1 4.2818:1 4.2341:1 4.1858:1 4.1381:1 4.0898:1 4.0415:1 3.9938:1 3.9454:1 3.8971:1
99.97V 99.99V 99.99V 99.98V 100.0V 99.97V 99.98V 99.98V 99.98V 99.98V 99.98V 99.97V 99.97V 99.96V 99.97V 99.98V 99.98V 99.96V 99.98V
20.938499V 21.154415V 21.372089V 21.591902V 21.825315V 22.051151V 22.2899V 22.534216V 22.781103V 23.032696V 23.291964V 23.555914V 23.825523V 24.101942V 24.386749V 24.678898V 24.976116V 25.27697V 25.592653V
Relación 4.7745:1 4.7267:1 4.6785:1 4.6304:1 4.5818:1 4.5336:1 4.4854:1 4.4368:1 4.3887:1 4.3408:1 4.2925:1 4.2439:1 4.1959:1 4.1474:1 4.0994:1 4.0512:1 4.003:1 3.9546:1 3.9066:1
%DESV 0.24% 0.25% 0.26% 0.25% 0.25% 0.25% 0.25% 0.24% 0.23% 0.25% 0.25% 0.23% 0.24% 0.22% 0.23% 0.24% 0.23% 0.23% 0.24%
I prim. 0.002619A 0.002688A 0.002645A 0.002695A 0.002733A 0.002776A 0.002855A 0.002868A 0.002936A 0.002994A 0.003084A 0.003175A 0.003254A 0.003317A 0.00331A 0.003375A 0.003414A 0.003528A 0.003626A
-63.68° -64.11° -63.44° -64.13° -63.32° -63.53° -63.76° -63.28° -63.25° -63.42° -64.18° -63.88° -64.31° -63.86° -64.03° -63.71° -63.36° -64.0° -63.59°
Tabla 8 Relación de transformación Fase B. Resultado satisfactorio. ANSI C57.12 Las desviaciones de la relación de transformación en la fase B son menores al 0.5%.
16
C: Toma C 001 C 002 C 003 C 004 C 005 C 006 C 007 C 008 C 009 C 010 C 011 C 012 C 013 C 014 C 015 C 016 C 017 C 018 C 019
V prim. Nom.
Vsec. nom.
Relación nom.
V prim.
V sec.
37950.0V 37565.0V 37180.0V 36800.0V 36415.0V 36030.0V 35650.0V 35265.0V 34885.0V 34500.0V 34115.0V 33735.0V 33350.0V 32970.0V 32585.0V 32200.0V 31820.0V 31435.0V 31050.0V
13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V 13800.0/√3V
4.7631:1 4.7148:1 4.6665:1 4.6188:1 4.5705:1 4.5222:1 4.4745:1 4.4261:1 4.3784:1 4.3301:1 4.2818:1 4.2341:1 4.1858:1 4.1381:1 4.0898:1 4.0415:1 3.9938:1 3.9454:1 3.8971:1
99.97V 99.97V 99.97V 99.96V 99.98V 99.97V 99.97V 99.98V 99.97V 99.97V 100.0V 99.99V 99.97V 99.98V 99.98V 99.99V 99.97V 99.97V 99.98V
20.938097V 21.151257V 21.369602V 21.590555V 21.820734V 22.052433V 22.287226V 22.532534V 22.778339V 23.03112V 23.296032V 23.560902V 23.827145V 24.104448V 24.38872V 24.683203V 24.975105V 25.27916V 25.593258V
Tabla 9 Relación de transformación Fase C. Resultado satisfactorio. menores al 0.5%.
Relación 4.7746:1 4.7264:1 4.6781:1 4.6298:1 4.5819:1 4.5333:1 4.4855:1 4.4371:1 4.3888:1 4.3406:1 4.2926:1 4.2439:1 4.1956:1 4.1478:1 4.0994:1 4.0509:1 4.0028:1 3.9546:1 3.9065:1
%DESV 0.24% 0.25% 0.25% 0.24% 0.25% 0.25% 0.25% 0.25% 0.24% 0.24% 0.25% 0.23% 0.24% 0.23% 0.24% 0.23% 0.23% 0.23% 0.24%
I prim. 0.003318A 0.003464A 0.003499A 0.003546A 0.003588A 0.00368A 0.00371A 0.003798A 0.003845A 0.003939A 0.004052A 0.004125A 0.004146A 0.004243A 0.004349A 0.004321A 0.00452A 0.004558A 0.004651A
-63.2° -64.41° -64.35° -63.71° -63.81° -64.0° -64.41° -63.91° -64.13° -63.67° -64.25° -63.91° -64.23° -64.11° -64.0° -63.36° -63.84° -63.52° -63.73°
ANSI C57.12 Las desviaciones de la relación de transformación en la fase C son
17 4.5) RESISTENCIA OHMICA DE DEVANADOS.
TAPS
ALTA (V)
1
BAJA (V)
H1-H2 medido
%DESV
H2-H3 medido
%DESV
H3-H1 medido
%DESV
37.950
285 mΩ
0.76
369.9 mΩ
0.36
370.7 mΩ
0.41
2
37.565
282.1 mΩ
0.52
362.8 mΩ
0.23
362.8 mΩ
0.33
3
37.180
277.6 mΩ
0.51
353.6 mΩ
0.48
357.3 mΩ
0.23
4
36.800
273.4 mΩ
0.43
334.3 mΩ
0.62
348.3 mΩ
0.55
5
36.415
269.7 mΩ
0.24
321.9 mΩ
0.63
320.3 mΩ
1.27
6
36.030
266 mΩ
0.24
310.6 mΩ
0.42
303.3 mΩ
0.79
7
35.650
262.2 mΩ
0.66
299.9 mΩ
0.49
282.2 mΩ
0.81
8
35.265
257.3 mΩ
0.35
291.9 mΩ
0.54
275.3 mΩ
0.64
252.3 mΩ
0.18
285.1 mΩ
0.45
266.4 mΩ
1.11
273.9 mΩ
0.19
264.7 mΩ
0.50
264.4 mΩ
0.56
9
34.885
10
34.500
11
34.115
273.0 mΩ
0.20
267.6 mΩ
0.30
276.1 mΩ
0.47
12
33.735
277.3 mΩ
0.21
271.1 mΩ
0.39
278.2 mΩ
0.59
13
33.350
282.1 mΩ
0.39
272.2 mΩ
0.49
279.7 mΩ
0.42
14
32.970
285.3 mΩ
0.20
275.8 mΩ
0.45
285.7 mΩ
0.30
15
32.585
288.5 mΩ
0.27
278.2 mΩ
0.70
285.8 mΩ
0.61
16
32.200
290.6 mΩ
0.21
283 mΩ
0.55
288.5 mΩ
0.53
17
31.820
294.0 mΩ
0.17
285.6 mΩ
0.52
290.4 mΩ
0.81
18
31.435
298.2 mΩ
0.24
288.2 mΩ
0.31
292.8 mΩ
0.33
19
31.050
302.5 mΩ
0.24
289.2 mΩ
0.46
297.7
0.49
13.800
X1-X0 medido TAP1
X2-X0 medido TAP1
X3-X0 medido TAP1
Tabla 10 Resistencia de Devanados. Las mediciones anotadas fueron con la menor deviación en un tiempo de hasta 1 minuto. Resistencia Corregida a 75ºC, Temp. Aceite = 30ºC, material= Cu, I prueba = 5A . Equipo CPC100 serial NCT 218.
18
Conclusión. Con el procedimiento 1, recirculación del aceite a 65ºC a 3000 L/Ph el aceite calentó pero la humedad se migró del devanado Hv hacia el devanado Lv, los valores de factor de potencia superaron más de 1.0% IEEE C57.152, la resistencia de aislamiento más crítica fue de BT Vs Tierra llegó de 34.5 MΩ hasta 211 MΩ. La forma de extraer la humedad al aislamiento del transformador por éste método 1 (recirculación del aceite) tomará más días y horas hombres, hasta conseguir resultados satisfactorios.
Entre los dos procedimientos para mejorar el aislamiento del transformador, el procedimiento 2 resultó mejor debido a que se incluyó 24 horas de vacío a una presión menor de <1 mbar a la cuba, y se continuó con el tratamiento del aceite dieléctrico a 65ºC para luego hacer el llenado y recirculación al transformador por 48 horas a 65ºC a 3000 L/Ph. Hasta conseguir valores del factor de potencia <1.0% IEEE C57.152 (1), la resistencia de aislamiento más crítica era de BT Vs Tierra se incrementó de 211 MΩ hasta 1.97 GΩ.
Aunque en las medidas existe un error debido al tiempo de descanso por los días festivos de Diciembre 2018, si se hubiesen continuado las labores, el procedimiento 1 tomará más días, en contra posición con el procedimiento 2 de hacer la labor más efectiva.
Luego de energizado el equipo, es conveniente realizar un ensayo cromatográfico al aceite del equipo cada año, para monitorear las condiciones durante su servicio.
19
ANEXOS
20
Conexionado de mangueras en el transformador para el tratamiento del aceite dieléctrico, a 3000 L/por Horas @ 65ºC.
Máquina de tratamiento de Aceite; 440 Vac, a 3000L/ph @ 65ºC.
21
Visor del desplazamiento del aceite dielĂŠctrico durante el tratamiento del transformador.
Conexionado para el alto vacĂo a la cuba, una vez desalojado todo el aceite del transformador, hacia la membrana.
22
Medidas en apenas 2 horas de iniciar el alto vacĂo a la cuba 0.939 mbar, la hermeticidad en los transformadores sellados, es mayor que en los de tanque de expansiĂłn.
Temperatura del aceite del transformador durante el tratamiento del aceite.
23
Trabajadores involucrados durante la recuperaciรณn del aislamiento del transformador 34.5/13.8kV de S/e Tapas Coronas.
24
Nota de prensa interna en Corpoelec s.a. Enero 2019.
25
Nota de prensa interna en Corpoelec s.a. Octubre 2018.
26
Nota de prensa interna en Corpoelec s.a. Octubre 2018.
27 BibliografĂa.
-John Winder. Power transformers principles and applications, pĂĄgina 35. - Nota de prensa Corpoelec Fechas Octubre 2018, Enero 2019.