tesis (cap 1 y cap 2) 27-05-15
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA
FACULTA DE INGENIERÍA
ESCUELA DE ELÉCTRICA
METODOLOGÍA PARA CALCULAR LA CARGA DE FALLA DE UN TRANSFORMADOR QUEMADO Y SU SUSTITUTO, BASADO EN
REGISTROS MÁXIMOS DEL CONSUMO ENERGETICO EN LA RED DE DISTRIBUCIÓN CORPOELEC MARACAIBO
Trabajo Especial de Grado presentado ante la Universidad Rafael Urdaneta para optar
el título de:
INGENIERO ELECTRICISTA
Autores: Br. Gómez O. Frank D.
Br. Arria B. Marlon L.
Tutor: Profa. Nancy Mora de Morillo
Co-tutor: Ing. Edgardo Siritt
Maracaibo, Marzo de 2015
METODOLOGÍA PARA CALCULAR LA CARGA DE FALLA DE UN TRANSFORMADOR QUEMADO Y SU SUSTITUTO, BASADO EN
REGISTROS MÁXIMOS DEL CONSUMO ENERGETICO EN LA RED DE DISTRIBUCIÓN CORPOELEC MARACAIBO
Br. Marlon L. Arria. B.
C.I.: 20.584.154
E-mail:
Teléfono Móvil: 0424-669-7188
Nº de asignaturas aprobadas: 57
Br. Frank D. Gómez. O.
C.I: 18.724.495
E-mail:
Teléfono Móvil: 0412-547-2853
Nº de asignaturas aprobadas: 54
TUTOR ACADÉMICO
Nombre: Ing. Nancy N. Mora M
C.I.: 4.062.002
E-mail: [email protected]
Número telefónico: 0414-6300462
Institución: URU
Cargo: Docente Activo
TUTOR INDUSTRIAL
Nombre: Ing. Edgardo Siritt
C.I.: 3.831.969
E-mail: [email protected]
Número telefónico: 0416-6622048
Institución: CORPOELEC
Profesión: Ingeniero Industrial.
CAPITULO IEL PROBLEMA
En este capítulo se plantea la problemática en estudio, los objetivos, la
justificación e importancia y la delimitación de la investigación.
1.1. Planteamiento del Problema
En el mundo actual se hace cada vez más necesario mejorar la calidad de los servicios
brindados por las empresas, cualquiera que sea el proceso prestado, con el objetivo de
mantenerse dentro del mercado e incrementar su productividad al máximo. Este es el
caso de la industria eléctrica que tiene como misión desarrollar, proporcionar y garantizar
un servicio eléctrico de calidad, eficiente, confiable, con sentido social a los usuarios a los
cuales sirve.
En una red eléctrica existen generadores generalmente ubicados en sitios donde
existen recursos naturales apropiados para la transformación a energía eléctrica.
También posee líneas que permiten transmitir esa energía desde donde se
generan hasta los lugares donde se requiere su utilización, la cual es distribuida
mediante líneas de distribución. En estos procesos se requieren transformadores
de potencia elevadores asociados en la etapa de la generación, también
reductores al final de la transmisión y en las subestaciones de distribución. En esta
última fase se utilizan transformadores de distribución para reducir el voltaje para
el servicio residencial, comercial e industrial.
Los transformadores de distribución son los equipos que conectan a los usuarios
al extenso y complejo sistema eléctrico nacional, siendo indispensables y de gran
importancia para satisfacer las necesidades de los mismos; por lo tanto, es
indispensable que estén operativos y en condiciones óptimas para mantener la
efectividad y alta calidad de los servicios brindado por las compañías del sector
eléctrico.
La energía eléctrica es de gran importancia para las actividades que se
desarrollan diariamente en el mundo y es una de las principales formas de energía
usadas actualmente. Sin ella la iluminación, los sistemas de comunicación, los
sistemas industriales, transporte y las actividades en los hogares no se realizarían
de una manera eficiente. Para que la electricidad llegue a cada uno de los lugares
donde será utilizada, hay una serie de empresas que cumplen con funciones de
generación, transmisión y distribución.
Actualmente La Corporación Eléctrica Nacional CORPOELEC, adscrita al
Ministerio del Poder Popular de Energía Eléctrica es una institución que se
encarga del servicio de distribución de energía eléctrica para los usuarios
residenciales, comerciales e industriales. Está tiene como elemento fundamental
el transformador de distribución que son los encargados de convertir la energía
que llega a los usuarios correspondientes.
Actualmente, en CORPOELEC Zulia específicamente en el municipio Maracaibo
existen diversas solicitudes de aumento de carga que se han venido atendiendo
en la medida que ha sido posible ubicar transformadores de distribución con
capacidad de asumir la demanda correspondiente. Actualmente, en la red eléctrica
el índice de fallas en el servicio eléctrico es consecuencia del incremento de la
carga en transformadores de distribución, debido al aumento paulatino del
consumo de energía, principalmente en zonas urbanas, afectando a numerosos
usuarios tanto residenciales como comerciales e industriales. Ese incremento de
energía eléctrica se ha originado por el auge en la construcción de comercios e
industrias, grandes conjuntos residenciales, entre otros.
Los transformadores de distribución son muy propensos a presentar fallas, que
suelen ocasionar la interrupción del servicio de energía eléctrica, por ello las
empresas ó corporaciones de servicio deben sustituir el equipo averiado por uno
en optimas condiciones y de una capacidad apropiada que cumpla con un correcto
funcionamiento según la demanda requerida, para que el transformador no
presente sobrecarga evitando así disminución en su vida útil del mismo.
Actualmente en la sede de CORPOELEC en la ciudad de Maracaibo denominada
Centro de Operaciones Teolindo Álvarez (COTA) se está utilizando un método
empírico para la estimación de carga (KVA) en los transformadores de
distribución, a nivel residencial, comercial e industrial, que incluye una fórmula que
considera el consumo energético (KWh) y un factor de potencia promedio, así
como varios valores para un factor de utilización; pero no toma en cuenta la
temperatura ambiente que influye notablemente sobre la carga admisible de una
unidad de transformación. Dicha fórmula ha dado buenos resultados en algunos
casos y para ciertos tipos de usuarios pero, no ha cumplido con las expectativas
para la mayoría de las situaciones requeridas.
La capacidad de un transformador debe ser seleccionada en función del
comportamiento en el tiempo de la carga suministrada, es decir, de acuerdo con la
temperatura que pueda alcanzar durante el intervalo de la demanda máxima.
Dicha temperatura a su vez depende del nivel de carga que tiene el transformador
en las horas previas al periodo en que ocurre la demanda máxima; también es
afectada por el valor pico de la carga al igual que el lapso en que éste se presenta,
así como por la temperatura ambiente del sitio donde está instalado el
transformador.
Si la temperatura en un transformador excede por mucho tiempo el valor límite
establecido por los materiales utilizados en su sistema de aislamiento, entonces
ocurre una degradación progresiva en la capacidad dieléctrica de los mismos
(barniz, papel, aceite y otros), que generalmente causa pequeñas descargas
eléctricas que se producen en el seno de cavidades con gas presente en un medio
aislante solido o líquido que reduce fuertemente la vida útil de este equipo,
pudiendo presentarse una falla interna y en último caso podría quemarse. Existen
otros tipos de falla que pueden dañar la parte interna del equipo, éstas por
mencionar algunas se originan cuando no actúan las protecciones del
transformador al ocurrir fallas externas lo que trae como consecuencia daños
internos que se evidencia como un arco eléctrico, dejando esa parte de la red
eléctrica fuera de servicio en forma imprevista.
En la red de distribución del municipio Maracaibo existen muchos casos de
transformadores fallados que han presentado problemas de sobrecarga afectando
así el servicio de los usuarios, bajo estos inconvenientes la empresa
CORPOELEC recurre a la fórmula descrita anteriormente para la selección de
transformadores, la cual en algunos casos ha dado buenos resultados y en otros
no.
Por lo tanto, para CORPOELEC MARACAIBO resulta evidente la necesidad de un
estudio teórico práctico para analizar y validar la pertinencia del procedimiento de
cálculo que se ha venido utilizando, debido a que en muchas oportunidades los
cálculos no conducen a los resultados adecuados, a pesar de tratarse de
escenarios estudiados muy parecidos y aplicando la misma fórmula. En esta
oportunidad la intención es proponer una nueva metodología que brinde un factor
de carga más exacto, identificando el nivel de carga que conduce a la falla de un
transformador, para usarlo cuando se requiera determinar la capacidad de la
unidad que lo va a sustituir, de manera que garantice la continuidad del servicio
eléctrico prestado, ya que tales unidades de trasformación son vitales para el
suministro.
Por medio de esto la empresa solicita un estudio…..
1.2. Formulación del problema
¿Se podría comprobar la validez de la fórmula empírica descrita por la
empresa CORPOELEC MARACAIBO?
¿Cuáles son los parámetros que debe contemplar una metodología para la
obtención de un factor de carga que garantice la adecuada selección de un
transformador de distribución, basado en los registros máximos de
consumo energético en la red de CORPOELEC MARACAIBO?
1.3. Objetivos de la investigación
Los objetivos de la investigación son los siguientes:
1.3.1 Objetivo general
Proponer un método para calcular la carga de falla de un transformador de
distribución quemado y su sustituto basados en registros máximos del consumo
energético asociados en la red CORPOELEC MARACAIBO
1.3.2. Objetivos específicos
Investigar sobre los parámetros utilizados para la estimación de carga en
transformadores de distribución.
Determinar la validez de la fórmula empleada en CORPOELEC
MARACAIBO para la valoración de carga de los transformadores de
distribución fallados.
Desarrollar una metodología para la estimación del factor de carga en los
transformadores de distribución fallados, basado en los registros de energía
y otras variables que pudieran influir en los mismos.
Comprobar la metodología diseñada.
1.4. Justificación e importancia
Este estudio se justifica ya que para CORPOELEC MARACAIBO, específicamente
en la sede Centro de Operaciones Teolindo Álvarez (COTA), se hace cada vez
más indispensable mejorar la calidad de sus servicios, por ello se pretende
desarrollar una nueva metodología que aportará a la empresa un procedimiento
más exacto para calcular la capacidad de los transformadores a sustituir, y por
ende se podrá efectuar una mejor selección de estos equipos para evitar
instalarlos sobredimensionados o subdimensionados respecto a la carga que les
corresponde alimentar.
La ventaja de poner a disposición de la empresa de una nueva metodología es
que con ella se van a requerir menos horas/hombres para el proceso de selección
de transformadores sustitutos, reduciendo el tiempo de respuesta para
reestablecer el servicio en aquellos casos que haya fallado un transformador
individual (monofásico), contribuyendo con una reducción de los costos operativos
y una mayor rentabilidad de la empresa, así como un incremento en la satisfacción
de los usuarios afectados. La selección apropiada de un trasformador sustituto
garantiza la continuidad y la calidad del servicio que suministra la empresa.
El beneficio social derivado de esta metodología es que el método va a facilitar
toma de decisiones más rápidas para garantizar el suministro eléctrico sin
interrupciones, para las diferentes cargas residenciales y comerciales.
El presente trabajo puede ser utilizado como antecedente para otros tópicos
similares en futuras investigaciones, puesto que tendrá indicación clara de las
fórmulas empleadas para los cálculos y los valores apropiados de constantes y
otros parámetros involucrados en las mismas, obtenidos considerando registros de
consumos máximos tomados de una red eléctrica en funcionamiento, aspectos
que le conceden un carácter de gran aplicación práctica.
Adicionalmente, para los autores, la presente investigación fue de gran relevancia
ya que les servirá para incrementar y afianzar conocimientos relacionados con la
cargabilidad de los transformadores de distribución y la selección de su capacidad
apropiada, tópicos que serán de gran ayuda para el desenvolvimiento futuro
profesional.
1.5. Delimitación
La investigación estará delimitada de la siguiente forma:
1.5.1. Delimitación espacial
El estudio se realizó en la el Departamento de Distribución de la Gerencia
Operativa de Mantenimiento de CORPOELEC, ubicada en la Av. 29 Sector
Amparo, esquina con Circunvalación 2, específicamente en el Centro de
operaciones Teolindo Álvarez (C.O.T.A.) de Maracaibo, CORPOELEC, en la
ciudad de Maracaibo, estado Zulia.
1.5.2. Delimitación temporal
El estudio se realizó en un tiempo de seis (6) meses, a partir de la aprobación del
anteproyecto por parte de la Universidad Rafael Urdaneta.
1.5.3. Delimitación científica
El estudio se realizó en el ámbito de la Ingeniería Eléctrica, orientado en el área de
Potencia, específicamente en sub-área Sistemas de Distribución, dentro de la
línea de investigación: Cargabilidad de Transformadores de Distribución.
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
En este capítulo se presentan los antecedentes de la investigación, las bases
teóricas, definiciones de términos básicos y la operacionalización de las variables
de estudio, con dimensiones, subdimensiones e indicadores.
2.1. Descripción de la empresa
CORPOELEC (Corporación Eléctrica Nacional) es una Sociedad Anónima
Gubernamental encargada del sector eléctrico de la República Bolivariana de
Venezuela. Forma parte del Ministerio del Poder Popular de la Energía Eléctrica.
Originalmente estaba dividida en empresas regionales unificadas, posteriormente,
a partir de la entrada en vigencia del Decreto-Ley N° 5.330.
Esta corporación fue creada por el Ejecutivo Nacional, el 31 de julio de 2007, en
el marco de la reorganización del sector eléctrico nacional, con la finalidad de
mejorar la calidad del servicio en todo el país, maximizar la eficiencia en el uso de
las fuentes primarias de producción de energía, la operación del sistema y
redistribuir las cargas y funciones de las actuales operadoras del sector.
El Parque de Generación de CORPOELEC asciende a unos 24.000 MW de
capacidad instalada, de los cuales el 62%, se encuentran conformado por
complejos hidroeléctricos situados en la región de Guayana. El otro 35% de la
generación de electricidad lo proporcionan plantas termoeléctricas y casi un 3%
está formado por generación distribuida conformado por grupos electrógenos.
El Proceso de Transmisión de CORPOELEC posee un total de 18.000 kms en
líneas extendidas de red eléctrica de 400, 230 y 115 KV., 180 Subestaciones y
una capacidad de transformación mayor a los 24.000 MVA.
El Proceso de Distribución de la Energía Eléctrica generada y transmitida por
CORPOELEC es posible a que posee 572 subestaciones con una capacidad de
transformación de 9.200 MVA y una red de distribución de 88.000 kms de longitud.
En el Proceso de Comercialización, CORPOELEC ofrece a sus usuarios diferentes
formas de atención tales como Oficinas Comerciales, Atención Telefónica y
Oficinas Virtuales, con el fin de ofrecer comodidad y bienestar a sus usuarios.
La estructura de la empresa actualmente se basa en las siguientes áreas
organizativas: Asuntos Jurídicos, Protección Integral, Relaciones Institucionales,
Finanzas y Servicios, Telecomunicaciones y Tecnologías de Información,
Comercial, Generación, Operación, Ingeniería y Desarrollo de Transmisión,
Transmisión y Distribución.
CORPOELEC tiene como objetivos fundamentales prestar un servicio económico
con calidad, incluyente y en armonía con el medio ambiente; incrementar ventas,
cobranzas y promover el uso eficiente de la energía; lograr el equilibrio económico;
satisfacer las necesidades y expectativas de los usuarios y comunidad; mantener
un personal competente comprometido con la Corporación Eléctrica y con el
bienestar del Pueblo.
Filosofía de gestión de CORPOELEC
a) Visión
Ser una Corporación con ética y carácter socialista, modelo en la prestación de
servicio público, garante del suministro de energía eléctrica con eficiencia,
confiabilidad y sostenibilidad financiera. Con un talento humano capacitado, que
promueve la participación de las comunidades organizadas en la gestión de la
Corporación, en concordancia con las políticas del Estado para apalancar el
desarrollo y el progreso del país, asegurando con ello calidad de vida para todo el
pueblo venezolano.
b) Misión
Desarrollar, proporcionar y garantizar un servicio eléctrico de calidad, eficiente,
confiable, con sentido social y sostenibilidad en todo el territorio nacional, a través
de la utilización de tecnología de vanguardia en la ejecución de los procesos de
generación, transmisión, distribución y comercialización del sistema eléctrico
nacional, integrando a la comunidad organizada, proveedores y trabajadores
calificados, motivados y comprometidos con valores éticos socialistas, para
contribuir con el desarrollo político, social y económico del país.
c) Valores corporativos Ética Socialista
Responsabilidad
Autocrítica
Respeto
Honestidad
Eficiencia
Compromiso
Figura 2.1 Estructura Organizativa del Departamento de Medición Directa de la Gerencia Operativa Comercial (CORPOELEC, 2015)
2.2. Antecedentes de la investigación
Para llevar a cabo esta investigación se tomaron en cuenta como plataforma para
la recopilación de fundamentos teóricos las siguientes investigaciones:
Sugg, Andrew (2005), TRANSFORMER LOAD MANAGEMENT BENEFITS FOR
AMEREN CORPORATION: Esta investigación fue llevada a cabo en la empresa
norteamericana AMEREN Corporation, que posee más de 3 millones de clientes, y
una cantidad de transformadores superior a las 650.000 unidades, dicha compañía
obtiene los datos para aplicar el TLM por medio del consumo de los clientes, pero
han encontrado la problemática de que esta información viene dada en términos
mensuales, por lo que la determinación de la sobrecarga del transformador tiende
a tardar demasiado tiempo. Destacan además que los resultados dependerán de
si la carga estudiada es homogénea o si se estudian al mismo tiempo diferentes
tipos de carga, como: residencial, comercial e industrial.
Esta investigación permitirá tomar las recomendaciones hechas por el Ingeniero
Sugg, a fin de establecer las limitaciones y lineamientos del proyecto.
Randolph, James (1996), THE VALUE OF IDENTIFYNG ACCOMPLISHMENTS -
A CASE STUDY: A pesar que este estudio se basa en la importancia de los logros
y mejora de rendimiento a nivel gerencial, es importante citarlo debido a que el
mismo estudia un caso específico de una compañía que implementó el método
TLM, lo cual le generó importantes ganancias y buenos resultados en la
disminución de transformadores quemados por causas de sobrecarga, cabe
destacar adicionalmente que se observó que para su implementación se utilizó un
departamento específico de la empresa, pero una vez implementado se pudo
reducir la cantidad de personal y asignarlos a otras tareas.
Esta información es de gran importancia para la directiva de la empresa ELEVAL,
empresa en la cual se implementará el TLM, ya que permite realizar una
planificación a nivel gerencial de los pasos a seguir para la buena ejecución del
proyecto, así como también del personal humano que se necesite para la
ejecución del mismo.
Sánchez, Olga L.; Velasco M., Jaime; Lozano, Carlos A. (2006), DISEÑO DE UNA
APLICACIÓN PARA LA GESTIÓN DE CARGA EN TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCIÓN: En el artículo se hace referencia principalmente a todos los
daños y problemas que pueda sufrir el transformador de distribución durante su
funcionamiento.
En primera instancia facilita una herramienta para determinar el estado actual de
operación del transformador, es decir, si el transformador se encuentra entregando
su capacidad nominal, por encima de ella (sobrecargado), o por debajo de la
misma (subutilizado), esto es lo que denominan como Estrategias de Gestión de
Carga.
Esta estrategia está basada en un periodo de estudio de 24 horas, en donde se
calcula la relación entre la carga equivalente que alimenta el transformador y la
capacidad nominal del transformador, pero para realizar dicho cálculo es
necesario tomar en cuenta los factores de carga, de utilización y de pérdidas, para
luego, con base en este estudio realizar la planificación de la carga que puede
alimentar un transformador.
Por último, estudian los índices de calidad de energía, en los sistemas de
distribución. El índice DES evalúa la duración de las interrupciones del servicio de
energía eléctrica y se define como “duración equivalente de la interrupción del
servicio”, y el FES evalúa la cantidad de interrupciones del servicio de energía y se
define como “Frecuencia Equivalente de la interrupción del Servicio”. Con el
monitoreo de estos índices, la empresa podrá observar de manera más dinámica
el funcionamiento del método.
Esta investigación puede ser de gran ayuda para el caso del control de carga en
los transformadores de distribución de la empresa CORPOELEC MARACAIBO, ya
que todos los análisis que se realizan en la misma están basados en la plataforma
de un software que permite realizar todos los cálculos de manera rápida y
eficiente.
Sandoval, Nelson. (1990). ADMINISTRACIÓN DE LA CARGA DE
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN, TRANSFORMER LOAD
MANAGEMENT (TLM): Este proyecto fue desarrollado por la empresa
suministradora de energía eléctrica ENELVEN, en la ciudad de Maracaibo, en el
cual se adopto el método TLM para realizar un estudio de supervisión de carga en
transformadores de distribución.
El método consiste en relacionar estadísticamente la energía total en KWh de
todos los clientes conectados a un transformador con la demanda máxima en KVA
de dicho transformador. Con esta relación se puede determinar por medio de
gráficos el estado de operación de cada transformador de la empresa. A partir de
estos resultados pueden tomar las acciones correspondientes para corregir las
condiciones anormales y para evitar el daño parcial o permanente de los
transformadores.
Este proyecto es de gran apoyo al que se desea implementar en la empresa, ya
que básicamente es el mismo estudio y puede servir como guía al momento de
implementar el TLM en CORPOELEC MARACAIBO, además fueron los primeros
en desarrollar esta tecnología en el país y pudieron comprobar que los resultados
del programa traen beneficios socio-económicos a la empresa.
2.3. Bases teóricas
2.3.1. Transformador de distribución
Según Avelino (1998) y Avelino (2001), el transformador es un dispositivo ideal
para transferir grandes cantidades de energía eléctrica de un circuito de corriente
alterna desde la fuente de generación hasta los centros de consumo, sin variación
de la frecuencia. Esta transferencia va acompañada habitualmente de un cambio
de tensión, aunque también se manejan relación de uno a uno.
Los transformadores de distribución son aparatos físicamente que tienen una
capacidad desde 5 a 500 KVA y reducen la tensión de sub-transmisión a tensión
aplicables de 120, 240 y 480 V, en zonas de consumo, estos pueden ser trifásicos
o monofásicos y generalmente se utilizan para aplicaciones residenciales.
2.3.2. Partes componentes de un transformador
Las partes que componen un transformador son clasificadas en cuatro grandes
grupos, los cuales comprenden:
2.3.3. El circuito magnético (núcleo)
Es la parte componente del transformador que servirá para conducir el flujo
magnético generado, el cual enlazará magnéticamente los circuitos eléctricos del
transformador. Este núcleo se encuentra formado por láminas de acero al silicio de
grano orientado de bajas pérdidas y una alta permeabilidad magnética, las cuales
están aisladas en ambas caras por medio de un aislante inorgánico llamado
“carlite”.
Para Fraile Mora (2003), el circuito magnético está compuesto por las columnas,
que son las partes donde se montan los devanados, y las culatas, que son las
partes que realizan la unión entre las columnas. Los espacios entre las columnas y
las culatas se llaman ventanas de núcleo. Según la posición relativa entre el
núcleo y los devanados, los transformadores se clasifican en acorazados, en los
que los devanados están en su mayor parte abrazados por el núcleo magnético.
De columnas, en los que son los devanados los que rodean casi por completo al
núcleo magnético.
Figura 2.3.3. Tipos de núcleo de transformadores (Avelino, 1998)
2.3.4. El circuito eléctrico (devanados)
Avelino (1998), aporta que los devanados son las partes que componen los
circuitos eléctricos del transformador (secundarios y primarios), se fabrican
básicamente en cobre y aluminio. La función de los devanados primarios es crear
un flujo magnético para inducir en los devanados secundarios una fuerza
electromotriz, y transferir potencia eléctrica del primario al secundario mediante el
principio de inducción electromagnética.
En opinión de Fraile Mora (2003), el circuito eléctrico se realizan por medio de
conductores de cobre, en forma de hilos redondos (para diámetros inferiores a 4
mm) o de sección rectangular (pletinas de cobre) cuando se requieren secciones
mayores. Los conductores están recubiertos por una capa aislante, que suele ser
de barniz en los pequeños transformadores y que en el caso de pletinas está
formada por una o varias capas de fibra de algodón o cinta de papel. Según sea la
disposición relativa entre los arrollamientos de A.T. y B.T los devanados pueden
ser concéntricos, que tienen forma de cilindros coaxiales, o alternados (en galleta),
donde los arrollamientos se subdividen en secciones.
Figura 2.4. Tipos de devanados (Fraile Mora 2003)
2.3.5. El sistema de aislamiento
Avelino (1998) expresa que el sistema de aislamiento aísla los devanados del
transformador entre ellos y a tierra, así como las partes cercanas al núcleo y a las
partes de acero que forman la estructura. Este sistema incluye materiales como:
cartón prensado, papel kraft, papel manila y corrugado, esmaltes y barnices,
porcelanas (boquillas), madera de maple, fibra vulcanizada, algodón (hilos, cintas),
fluido dieléctrico que suele ser aceite mineral, aceite de silicona o r-temp, entre
otros aislantes.
En el mismo sentido, los materiales sólidos deben poseer las cualidades para
soportar las tensiones relativamente altas encontradas en servicio normal
(esfuerzos dieléctricos), soportar esfuerzos mecánicos y térmicos los cuales
acompañan al cortocircuito, también prevenir excesivas acumulaciones de calor y
mantener las características deseadas para un periodo de vida de servicio
aceptable dando un adecuado mantenimiento.
Por otro lado, el sistema aislante líquido que baña las bobinas, el núcleo y los
materiales aislantes solidos sirve para proveer rigidez dieléctrica, proporcionar un
enfriamiento eficiente y proteger a los demás sistemas aislantes. El aislante líquido
más utilizado en el llenado del 95% de los transformadores es el aceite mineral.
2.3.6. Tanque
Para Avelino (1998), los transformadores deben ser construidos con un tanque
hermético, con objeto de preservar el aceite del conjunto núcleo-bobina. Harper
(2004), expresa que en el caso de los transformadores enfriados por aceite, los
tanques se construyen de lámina o placa de acero común. Estos tanques pueden
ser lisos, con paredes corrugadas o con tubos radiadores, según sea la capacidad
de disipación deseada.
Figura 2.3.6. Tipos de tanque de transformadores (Enríquez Harper 2004)
2.3.7. Accesorios
Los transformadores de distribución poseen los siguientes accesorios: aisladores
(de alta y baja tensión), cambiador de derivaciones (tap changer), válvulas de
sobrepresión y luz indicadora de sobrecarga.
2.3.7.1. Aisladores de baja tensión
En este dispositivo las partes aislantes son más pequeñas que en el de alto voltaje
y consiste en un mango aislante de porcelana electica aislante (al igual que el
pasatapas de alta tensión), que conecta la clavija de bajo voltaje, facilitando a éste
el paso a través del tanque de metal del transformador. (Fraile Mora, 2003)
2.3.7.2. Cambiador de derivaciones ( Tap Changer )
Son dispositivos que se colocan sobre la bobina principal para compensar
pequeñas variaciones de tensiones a diferentes puntos en el sistema. Éstos lo que
hacen es cambia de posición para modificar el número de espiras y con ello
cambiar la relación de transformación del transformador (Harper, 2004).
Figura 2.6. Esquema de un cambiador de tomas (Enríquez Harper 2004)
2.2.7.3. Válvula de sobrepresión (alivio)
Es una válvula de material anticorrosivo que permite el escape de la presión
excesiva dentro del tanque que se acumula lentamente debido a sobrecargas,
altas temperaturas del medio ambiente, fallas secundarias externas o fallas
incipientes internas en el devanado de baja tensión. Cuando la presión se
normaliza, la válvula automáticamente se cierra para prevenir la entrada de
contaminantes (Avelino, 2001
2.2.7.4. Luz indicadora de sobrecarga
Es un elemento bimetálico que opera una luz indicadora cuando existe una
sobrecarga continua, el cual es accionado por los cambios de temperatura del
aceite en la parte superior del transformador (Avelino, 2001).
2.3.8. Placa Característica
La placa característica de un transformador para Fraile Mora (2003), es una
cartulina metálica serigrafiada que incluye los datos de potencia asignada,
tensiones asignadas, frecuencia e impedancia equivalente en porcentaje, o caída
de tensión relativa de cortocircuito, derivaciones de tensiones, esquema de
conexión, tipo de transformador, clase de refrigeración, nombre del fabricante,
serie, código y en algunos casos referencias sobre las instrucciones de uso.
Figura 2.8. Placa característica de un transformador monofásico (Westinghouse)
Caracterización de la carga:
Factor de potencia: Es un indicador cualitativo y cuantitativo del correcto
aprovechamiento de la energía eléctrica. También podemos decir, el factor de
potencia es un término utilizado para describir la cantidad de energía eléctrica que
se ha convertido en trabajo.
El factor de potencia se define como el cociente de la relación de la potencia
activa entre la potencia aparente; esto es:
FP = P/S
Comúnmente, el factor de potencia es un término utilizado para describir la
cantidad de energía eléctrica que se ha convertido en trabajo. El valor ideal del
factor de potencia es 1, esto indica que toda la energía consumida por los
aparatos ha sido transformada en trabajo.
Por el contrario, un factor de potencia menor a la unidad significa un mayor
consumo de energía necesaria para producir un trabajo útil. La potencia activa o
real es la que en el proceso de transformación de la energía eléctrica se
aprovecha como trabajo. Su unidad viene dada en Watts (W) y su símbolo se
representa con la letra P.
La potencia reactiva es la encargada de generar el campo magnético que
requieren para su funcionamiento los equipos inductivos como los motores y
transformadores sus unidades re representan en VAR y su simbología se
representa con la letra Q.
La potencia aparente es la suma geométrica de las potencias efectiva y reactiva;
es decir:
Unidades: VA
Símbolo: S
Factor de diversidad o de grupo (Fdiv):
Se define como la relación entre las sumas de las demandas máximas individuales
y la demanda máxima de todo el grupo. Puede referirse a dos o más cargas
separadas, o puede incluir todas las cargas de cualquier parte de un sistema
eléctrico o el sistema total.
El factor de diversidad se utiliza para determinar la demanda máxima que resulte
dela combinación de un grupo de cargas individuales o de la combinación de dos
o más grupos de éstos. Estas combinaciones pueden representar un grupo de
usuarios alimentados por un transformador, un grupo de transformadores
conectados a un alimentador primario, un grupo de alimentadores conectados a
una subestación, etc.
El factor de diversidad permite juzgar el hecho de que tan coincidentes en el
tiempo son las demandas máximas individuales y aprovechar la diversidad para
hacer más económicos los diseños y construcciones de los sistemas de
distribución puesto que se ajustan a la realidad. Los factores de diversidad son
diferentes para las distintas regiones del país, pues dependen del clima, de las
costumbres, del grado de industrialización de la zona y de las diferentes clases de
consumo.
Demanda: La demanda de una instalación o sistema de distribución es la carga
en las terminales receptoras tomadas en un valor medio en determinado intervalo,
con esta definición se entiende por carga la que se mide en términos de potencia
(aparente, activa, reactiva o compleja) o de intensidad de corriente. El período
durante el cual se toma el valor medio se denomina intervalo de demanda y es
establecido por la aplicación específica que se considere, la cual se puede
determinar por la constante térmica de los aparatos o por la duración de la carga.
La carga puede ser instantánea, como cargas de soldadoras o corrientes de
arranque de motores. Sin embargo los aparatos pueden tener una constante
térmica en un tiempo determinado, de tal manera que los intervalos de demanda
pueden ser de 15, 30, 60 o más minutos, dependiendo del equipo de que se trate,
se puede afirmar entonces que al definir una demanda es requisito indispensable
indicar el intervalo de demanda ya que sin esto el valor que se establezca no
tendrá ningún sentido práctico.
Por ejemplo, si se requiere establecer el valor de demanda en amperes para la
selección o ajuste de fusibles o interruptores se deben utilizar valores instantáneos
de corriente de demanda, sin embargo, esta situación no se presenta en la
mayoría de los equipos eléctricos, ya que su diseño en cuanto a capacidad de
carga se basa en la elevación de temperatura que pueden alcanzar dentro de los
márgenes de seguridad, y este cambio de temperatura no es instantáneo ni
depende simplemente de la carga que se aplique sino también del tiempo.
Demanda Máxima: La cantidad de electricidad que un usuario consume en KVA,
en un momento o período se denomina “demanda”, la cual varía de hora en hora.
El valor más alto que esa demanda alcance en ese período se denomina
“demanda máxima”,
Las cargas eléctricas por lo general se miden en amperes, kilowatts o kilovolt-
amperes; para que un sistema de distribución o parte de éste se planee
eficientemente se debe conocer la "Demanda Máxima" del mismo.
Como ya se ha mencionado, en general las cargas eléctricas rara vez son
constantes durante un tiempo apreciable, o sea que fluctúan de manera continua,
en una curva de carga de 24 horas de un transformador de distribución, la carga
varía entre un máximo a las 19:30 horas y un mínimo a las 3:30 horas, aunque los
valores cambien, este tipo de curva se repetirá constantemente, así se
presentarán variaciones similares de máximo y mínimo en todas las partes del
sistema de distribución, el valor más elevado se denomina pico o demanda
máxima.
El valor de la demanda anual es el más utilizado para la planeación de la
expansión del sistema de distribución, el término de demanda a menudo se usa en
el sentido de máxima demanda para el período de se especifique, por supuesto es
necesaria la determinación exacta de la máxima demanda de una carga individual
cuando en la facturación del cliente se incluye el valor que tome la demanda
máxima.
El conocimiento de la demanda máxima de un grupo de cargas y su efecto en el
sistema de distribución es también de gran importancia, dado que la demanda
máxima del grupo determinará la capacidad que requiera el mismo sistema, de
igual modo, la demanda máxima combinada de un grupo pequeño de
consumidores determinará la capacidad del transformador que se requiere; así las
cargas que alimenta un grupo de transformadores dan por resultado una demanda
máxima, la cual determina el calibre del conductor y la capacidad del interruptor o
del regulador que formen parte de un alimentador primario.
Factor de Carga: Se define como la relación entre la demanda promedio en un
intervalo de tiempo determinado y la demanda máxima observada en ese mismo
intervalo. El valor de esta demanda máxima es el que determina la capacidad de
todos los equipos necesarios (acometidas, transformadores, etc.) para suplir y
garantizar una instalación segura al usuario y no el consumo real. Basándose en
lo anterior se puede expresar el concepto en forma matemática:
Fc = Dm = Dm x Dd = energía absorbida en el intervalo Dd
Dms Dm x Dd Dm x Dd
El pico de carga puede ser el máximo instantáneo o el máximo promedio en un
intervalo (demanda máxima), en esta definición el pico de carga por lo regular se
entiende como la mayor de todas las cargas promedio en un intervalo específico.
El promedio y las cargas máximas instantáneas se deben expresar en las mismas
unidades para que el factor de carga sea adimensional, la definición del factor de
carga debe ser específica en el establecimiento del intervalo de la demanda así
como el período en que la demanda máxima y la carga promedio se apliquen
El factor de carga indica básicamente el grado en que el pico de carga se sostiene
durante un período. Ciclos de carga de varias formas y diferentes picos de carga
pueden tener factores de carga iguales, siendo el único requisito cuando la
relación de los respectivos promedios a los picos de carga sean iguales
Factor de demanda: El factor de demanda en un intervalo d de un sistema de
distribución o de una carga, es la relación entre su demanda máxima en el
intervalo considerado y la carga total instalada. Obviamente el factor de demanda
es un número adimensional; por tanto la demanda máxima y la carga instalada se
deberán considerar en las mismas unidades, el factor de demanda generalmente
es menor que 1 y será unitario cuando durante el intervalo d todas las cargas
instaladas absorban sus potencias nominales.
Por lo tanto, el factor de demanda se expresa:
Fd = D ms
P ins
Donde:
Fd = Factor de demanda del sistema de distribución.
D ms = Demanda máxima del sistema de distribución en un intervalo ( d ).
P ins = Carga total instalada en el sistema de distribución.
Carga Conectada: Se conoce como carga conectada a cualquier sistema o de
una parte de un sistema, a la suma de los valores nominales de todas las cargas
que tienen la probabilidad de estar en servicio al mismo tiempo para producir una
demanda máxima.
Factores Usuales: Existen diversos factores que permiten analizar las variables
eléctricas, mediante los cuales se pueden establecer relaciones entre las mismas,
facilitando su comprensión y siendo de gran utilidad momento de realizar estudios
de carga. Entre los factores más importantes se pueden encontrar:
Distribución t de Student: En probabilidad y estadística, la distribución-t o
distribución t de Student es una distribución de probabilidad que surge del
problema de estimar la media de una población normalmente distribuida cuando el
tamaño de la muestra es pequeño. Esta es la base del popular test de la t de
Student para la determinación de las diferencias entre dos medias muéstrales y
para la construcción del intervalo de confianza para la diferencia entre las medias
de dos poblaciones.
Supervisión de la carga:
Consiste básicamente en un monitoreo constante de la carga en KVA alimentada
por los transformadores. Esto se realiza con la finalidad de conocer el estado de
operación de los mismos, para luego, tomar medidas preventivas que prolonguen
la vida útil de estos equipos. A continuación se explica brevemente cada uno de
los métodos de supervisión de la carga encontrados en la bibliografía consultada.
2.3.9. Métodos de supervisión de la carga:
Existen por lo menos unos 3 métodos para vigilar la carga de los transformadores
de distribución:
2.3.9.1. Luz indicadora de sobrecarga.
El método de la luz roja indicadora de sobre carga consiste en conocer el estado
de sobrecarga de cada transformador mediante el uso de una luz que se activa al
llegar el aceite del transformador a cierta temperatura y queda encendida hasta
que se apague manualmente. Esta luz es efectiva en cuanto a que al activarse la
reportan los suscriptores y los empleados de la compañía de electricidad. La luz
indica que en alguna oportunidad hubo una sobrecarga en el transformador.
2.3.9.2. Medición periódica de la carga de cada transformador.
La medición periódica de la carga de cada transformador presenta la desventaja
de ser sumamente laboriosa y poco confiable. Por ejemplo en ENELVEN, si se
deseara medir todos los transformadores con un chequeo de carga mediante un
amperímetro tipo clip-on, se requieren unas 30 mediciones diarias en la hora pico
para cubrir los 45.000 transformadores existentes. Existe la posibilidad de instalar
un medidor de demanda máxima durante una semana, pero entonces serían 180
instalaciones semanales para cubrir los transformadores; es más confiable, pero
no práctico.
2.3.10.3. Método TLM.
El método TLM de las iníciales en inglés de TRANSFORMER LOAD
MANAGEMENT, se refiere a la administración de la carga de los transformadores.
Consiste en relacionar estadísticamente la energía total en KWh de todos los
suscriptores de un transformador con la demanda máxima en KVA del
transformador. Este método es más económico y confiable que los otros dos. Para
la implementación de este método, se deben realizar una serie de pasos previos
que permitirán una mayor exactitud en los resultados arrojados:
El primer paso es construir una curva de KVA máximo de demanda de un
transformador en función de los KWh de energía vendida a los suscriptores
alimentados por ese transformador. Para realizar esta curva se debe dividir
primero el plano de la ciudad en varias localidades, en las que se observe que el
tipo de carga alimentada sea Relativamente homogénea, lo cual se logra
distribuyendo dichas cargas según su ubicación geográfica y el tipo de consumidor
predominante en la zona (residencial, industrial, comercial, etc.), así se garantizará
que los transformadores de dicha localidad y estudiados por el método, tienen un
comportamiento similar a los de la curva. Los datos para la realización de la curva
serán tomados de los transformadores con totalizador instalado y que se
encuentran distribuidos a lo largo de toda la ciudad.
El segundo paso consiste en relacionar cada suscriptor con el transformador que
lo alimenta. Esto se logra con dos subpasos; primero se hace un levantamiento en
sitio de la relación de cada transformador con los postes que sirve y luego se
relaciona cada suscriptor con el poste al que está conectado.
Por último, al tener la relación de cuántos suscriptores están asociados a cada
transformador, se podrá conocer entonces la energía (KWh) que se consume en
dicho transformador. Este valor se introduce en la curva correspondiente (según la
zona de la ciudad en la que se encuentre el transformador), y se obtienen los KVA
máximos de demanda en ese punto, para luego calcular su Factor de Utilización y
conocer su estado de operación.
En el desarrollo de este método se pueden encontrar dificultades para su
implementación, ya que se requieren los datos de cada suscriptor y los datos de
asociación de cada transformador de distribución, lo cual genera una tarea
bastante laboriosa en cuanto a la recopilación y mantenimiento de la data. Pero a
pesar de este detalle, este método es el que resulta más confiable y práctico al
momento de implementarlo a grandes cantidades de transformadores.
2.4. Definición de términos básicos
A continuación se presentan una serie de definiciones y conceptos básicos,
necesarios para la comprensión de teorías y métodos que se desarrollaran a lo
largo del trabajo:
Load logger: Registrador de carga
TLM: De las iníciales en inglés Transformer Load Management, el cual consiste en
relacionar estadísticamente la energía total en KWh de todos los subscriptores de
un transformador con la demanda máxima en KVA del transformador.
Válvula de alivio: Las válvulas de alivio de presión, también llamadas válvulas de
seguridad o válvulas de alivio, están diseñadas para aliviar la presión cuando un
fluido supera un límite preestablecido (presión de tarado). Su misión es evitar la
explosión del sistema protegido o el fallo de un equipo o tubería por un exceso de
presión.
Tap changer: Es un mecanismo de selección de punto de conexión a lo largo de
un transformador de potencia de caracol que permite un número variable de
vueltas para ser seleccionado en pasos discretos, lo que permite la regulación de
voltaje escalonado de la salida. La selección del grifo puede hacerse a través de
un mecanismo automático o manual del cambiador de tomas
2.5. Operacionalización de la variables
Nombre de la variable: Metodología para calcular la carga de falla de un
transformador quemado y su sustituto
Definición Conceptual: Es una serie de pasos sistemáticos que involucran
actividades con el propósito de estimar la carga máxima que puede sopor-
tar un transformador sin sufrir daños así como; para estimar la capacidad
nominal del transformador monofásico que lo va a sustituir, tomando en
cuenta ciertas consideraciones impuestas por la empresa y los tipos de car-
ga instalados.
Definición Operacional: Consiste en un procedimiento detallado indicando
las actividades y los cálculos que se deben realizar para identificar la carga
que provoca la quema de un transformador monofásico, al igual que la ca-
pacidad apropiada para el que lo va a sustituir. Este proceso incluye la es-
pecificación de ecuaciones matemáticas, sus parámetros, los factores obte-
nidos de análisis estadísticos con base a las lecturas registradas en los me-
didores de los usuarios servidos por el transformador fallado, asociado a la
red de distribución CORPOELEC MARACAIBO. Para este estudio se hará
una revisión de casos ya analizados por la empresa, también una revisión e
investigación en casos típicos publicados en literatura técnica, con énfasis
en una comparación entre casos según los factores utilizados.
2.6. Cuadro de variables: En la tabla 2.6 se muestra el cuadro de variables de-
tallando dimensiones, sub-dimensiones e indicadores
Tabla 2.6 Cuadro de Variables
Objetivo General: Proponer un método para calcular la carga de falla de un transformador de distribución quemado y su sustituto basados en registros máximos del consumo energético asociados en la red CORPOELEC MARACAIBO.
Objetivos Específicos Variable Dimensiones Sub-Dimensión Indicadores
Investigar sobre los métodos utilizados
para la estimación de carga en
transformadores de distribución.
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o.
Métodos utilizados para la estimación de
carga en transformadores de
distribución
Medición de la demanda
● KW/h
Determinación del factor de utilización
● Valores predeterminados
Factor de potencia ● Valor estimado según estadísticas
Consumo de suscriptores
●
Tabla 2.6 Continuación
Objetivo General: Proponer un método para calcular la carga de falla de un transformador de distribución quemado y su sustituto basados en registros máximos del consumo energético asociados en la red CORPOELEC MARACAIBO.
Objetivos Específicos Variable Dimensiones Sub-Dimensión Indicadores
Determinar la validez de la
fórmula empleada en CORPOELEC
MARACAIBO para la valoración de
carga de los transformadores de distribución fallados
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Valoración de carga en transformadores de distribución fallados
Registro de demanda
Parámetros registrados Periodo de estudio:
diario, semanal y mensual
Comportamiento de la carga.
Curva demanda vs tiempo
Aumento de carga
Nivel de tensión Demanda requerida en
KVA Zona
Carga residencialKWh residencial
Carga comercial KWh comerciales
Carga mixta KWh mixtas
Objetivo General: Proponer un método para calcular la carga de falla de un transformador de distribución quemado y su sustituto basados en registros máximos del consumo energético asociados en la red CORPOELEC MARACAIBO.
Objetivos Específicos Variable Dimensiones Sub-Dimensión Indicadores
Desarrollar una metodología para la
estimación del factor de carga en los
transformadores de distribución fallados,
basado en los registros de energía y otras
variables que pudieran Met
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Variables que pueden influir en el
comportamiento de un transformador de
distribución
Pérdidas técnicas de energía
Puntos calientes, conexiones, cableados, accesorios, equipos.
Pérdidas no técnicas de energía
Hurto de energía
Aumento de carga Demanda en kva
Temperatura
● Normas ANSI/IEEE C57.92-1995
● C57.92-1982
Ciclo de vida del transformado
● Esfuerzos mecánicos● Dieléctricos● Térmicos● Vida útil
influir en los mismos.
Registros de energía Medición
● Contadores de energía
● Tiempo de duración del registro
● Parámetros a medir● Perfil de carga
Desarrollo de una metodología para la estimación del factor
de carga
Solución teórico – Práctica.
Resultado de pruebas
● Nueva Metodología.● Observación
documental
● Resultado de pruebas
Tabla 2.6 Continuación
Tabla 2.6 Continuación
Objetivo General: Proponer un método para calcular la carga de falla de un transformador de distribución quemado y su sustituto basados en registros máximos del consumo energético asociados en la red CORPOELEC MARACAIBO.
Objetivos Específicos Variable Dimensiones Sub-Dimensión Indicadores
Comprobar la metodología
diseñada.
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Comprobar la metodología diseñada para transformadores
fallados
Pruebas en campo del consumo
calculado Vs el consumo real
Consumo real
Pruebas en campo de los Kva
calculados Vs los Kva reales
● Kva calculados● Kva reales / según
horas
Acciones sistemáticas
aplicadas sobre un transformador
fallado
Resultados de inspección externa (terminales, tapa, tanque y accesorios)
● Aspecto externos de recalentamiento
● Aspectos externos de fuga de aceite
● Aspectos externos de sobrecarga
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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pruebas). México D.F.: Reverté
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transformadores y motores eléctricos. México D.F.: Limusa
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Informe presentado en ELEVAL, fecha Enero 2.008.
López, E (2008). "Mitigación de transformadores quemados por sobrecarga
en Electricidad de Valencia" Informe presentado en ELEVAL, fecha Febrero
2.008.
Naveira, F (2007). "Sistemas de Distribución". Universidad de Carabobo.
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Oria, R; Gámez, J. (2006). "Control de las Pérdidas no Técnicas a través de
los Medidores totalizadores" [Página web en línea]. Consultada el
07/11/2008. Disponible en: http://www.labplan.ufsc.br/
Compromiso para la semana que viene:
1.- tipo de investigación
2.- diseño de investigación
3.- establecer población y muestra
4.- todas las técnicas e instrumentos de recolección de datos (nosotros)
