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Transformador, Cambiador de Derivaciones Bajo Carga, Cajas de Cables con Aceite
Prevención de Explosión e Incendio, desde 0.1MVA
Descripción del TP que se empleará en las Especificaciones Técnicas del Cliente
Referencia de Modelo: Smpxd32s
Copyright © TPC, Referencia: StTPdb32s.docx, Fecha: 8-sep-11 Página 2 de 18
Revisiones del Documento:
Rev Ref. Fecha Hecho Verificado Aprobado Motivo de la Revisión
N°1 fTPd01s 24/09/01 DS FM PM Creación
N°2 fTPd02s 23/05/02 FM SA PM Perfeccionamiento
N°3 fTPd03s 22/08/02 FM SA PM Perfeccionamiento
N°4 fTPd04s 25/02/03 DS DF PM Perfeccionamiento
N°5 fTPd05s 17/06/03 FM DS PM Inserción de páginas en blanco
N°6 fTPd06s 17/12/03 FM DS PM Borrado del LTPA e inserción de
documento N°7 fTPd07s 25/02/05 FM LL DF Inserción del Detector Lineal de Calor
N°8 fTPd08s 20/01/06 JW SP PM Activación de la Eliminación de Gas
Explosivo N°9 fTPd09s 30/03/07 DB KT PM Configuración integrada CTP
N°10 fTPd10s 06/04/07 DB KT PM Configuración actualizada CTP
N°11 AfTPd11s 26/06/07 DB JW PM Configuración actualizada CTP
N°12 ATPdd12s 19/07/07 DB ES PM Actualización general del documento
N°13 StTPdb13s 13/09/07 DB ES PM Actualización de Diseño
N°14 StTPdb14s 05/17/09 PFT FrCa PhMa Evolución del TP
Revisión no emitida debido a coherencia con los documentos del TP
N°32 StTPdb32s 05/25/11 MaMa FrCa Amcc110516PhMa1 Evolución del TP
Descripción del TP que se empleará en las Especificaciones Técnicas del Cliente
Prevención de Explosiones E Incendios en Transformadores
Referencia de Modelo: Smpxd32s
Copyright © TPC, Referencia: StTPdb32s.docx, Fecha: 8-sep-11 Página 3 de 18
DOCUMENTOS REFERENCIADOS, DISPONIBLES A SOLICITUD DEL CLIENTE
No. Referencia Publicaciones
[1] AtTPra12b01e “Transformer Explosion Prevention”, AIST 2009 Conference, Saint-Louis, USA, 2009 *
[2] AtTPra02b01s “Calculo del desempeño de la Válvula de Alivio de Presión en comparación con el TRANSFORMER PROTECTOR en un transformador durante un cortocircuito”
[3] AtTPra03b03s “Incidentes de Explosiones e Incendios en Transformadores, Pautas para la Evolución de Costos par Danos, Beneficio Financiero del TRANSFORMER PROTECTOR”,
[4] AtTPrdab “Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and High Voltage Direct Current Converter Stations”, NFPA 850, 2010 edition *
[5] AtTPrdac “Recommended Practice for Fire Protection for Hydroelectric Generating Plants”, NFPA 851, 2010 edition *
No. Referencia Documentos Adicionales
[6] AtTPrtfa Attestation from CEPEL Laboratory
[7] StTPgd Folleto
[8] StTPpa Adaptación a Transformadores Nuevos
[9] StTPpb Adaptación a Transformadores Existentes
[10] StTPpc Montaje en Sitio, Puesta en Servicio y Pruebas
[11] StTPpd Operación, Mantenimiento y Pruebas Periódicas
[12] StTPdb Descripción del TP utilizada en las Especificaciones Técnicas del Cliente
Documento Disponible Únicamente en Inglés.
Advertencia
TPC no asume ninguna responsabilidad o garantía respecto al contenido de este documento. TPC se reserva el derecho a modificar este documento o revisar las especificaciones del producto descrito. La información contenida en este documento es provista a nuestros clientes para uso general. Los clientes deberán tener presente que el TRANSFORMER PROTECTOR está sujeto a múltiples patentes. Por lo tanto, todos nuestros clientes deberán asegurarse de no infringir en ninguna patente.
Información de Contacto:
TRANSFORMER PROTECTOR CORP. 1880 Treble Drive, Humble, TX 77338, USA
Tel: 281-358-9900 | Fax: 281-358-1911
Página Web: http://www.transproco.com
Correos Electrónicos:
info@transproco.com | project@transproco.com | sales@transproco.com | quality@transproco.com marketing@transproco.com | research@transproco.com | development@transproco.com
after.sales@transproco.com
Prevención de Explosiones E Incendios en Transformadores
Referencia de Modelo: Smpxd32s
Copyright © TPC, Referencia: StTPdb32s.docx, Fecha: 8-sep-11 Página 4 de 18
TABLA DE CONTENIDOS
SUMARIO .................................................................................................................................................... 6
1 ESPECIFICACIÓN TÉCNICA COMPLETA ................................................................................ 7
1.1 ORIGEN, CAUSAS Y CONSECUENCIAS DE LA EXPLOSIÓN E INCENDIO EN TRANSFORMADORES .......... 7
1.2 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO ........................................................................................................................................ 7
1.3 DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO .............................................................................................................................. 9 1.3.1 CÁLCULO DEL INCREMENTO DE PRESIÓN ........................................................................................................................ 9 1.3.2 CÁLCULO DE LA DESPRESURIZACIÓN ............................................................................................................................... 9
1.4 PRUEBAS......................................................................................................................................................................... 9
1.5 RECOMENDACIONES ................................................................................................................................................... 9
1.6 UBICACIÓN DEL TRANSFORMADOR ....................................................................................................................... 9
2 ESPECIFICACIÓN TÉCNICA SIMPLIFICADA ........................................................................ 10
2.1 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO ...................................................................................................................................... 10
2.2 DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO ............................................................................................................................ 11 2.2.1 CÁLCULO DEL INCREMENTO DE PRESIÓN ...................................................................................................................... 11 2.2.2 CÁLCULO DE LA DESPRESURIZACIÓN ............................................................................................................................. 11
2.3 PRUEBAS....................................................................................................................................................................... 11
2.4 RECOMENDACIONES ................................................................................................................................................. 11
2.5 UBICACIÓN DEL TRANSFORMADOR ..................................................................................................................... 11
3 ESPECIFICACIÓN TECNICA EN UNA PÁGINA...................................................................... 12
3.1 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO ...................................................................................................................................... 12
3.2 DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO ............................................................................................................................ 12
3.3 PRUEBAS Y RECOMENDACIONES .......................................................................................................................... 12
Prevención de Explosiones E Incendios en Transformadores
Referencia de Modelo: Smpxd32s
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LISTA DE FIGURAS
CONFIGURACIÓN ESTÁNDAR PARA TRANSFORMADORES DE 5 MVA A 1000 MVA ........ 13
FIGURA 1: TRANSFORMER PROTECTOR, TIPO TPA CON CDV Y TSAG DE COMPARTIMIENTO EN EL
CONSERVADOR ..................................................................................................................................................................... 13
OTRAS CONFIGURACIONES PARA TRANSFORMADORES DE 5 MVA A 1000 MVA ............ 14
FIGURA 2: TRANSFORMER PROTECTOR, TIPO TPA CON CDV Y TSAG FIJADO EN LA MAMPARA ................... 14
FIGURA 3: TRANSFORMER PROTECTOR, TIPO TPA CON CDV Y TSAG ELEVADO ................................................ 14
FIGURA 4: TRANSFORMER PROTECTOR, TIPO TPA CON CDH Y TSAG DE COMPARTIMIENTO EN EL
CONSERVADOR ..................................................................................................................................................................... 15
FIGURA 5: TRANSFORMER PROTECTOR, TIPO TPA CON CDH Y TSAG FIJADO EN LA MAMPARA ................... 15
FIGURE 6: TRANSFORMER PROTECTOR, TIPO TPA CON CDH Y TSAG ELEVADO ................................................ 16
FIGURA 7: TRANSFORMER PROTECTOR, TIPO TPA3B CON CDH Y TSAG FIJADO EN LA MAMPARA ............... 16
EJEMPLO DE TP PARA TRANSFORMADORES CON POTENCIA POR DEBAJO DE 5 MVA17
FIGURA 8: TRANSFORMER PROTECTOR, TIPO PEQUEÑO TP CON TSAG FIJADO EN LA MAMPARA ................ 17
Prevención de Explosiones E Incendios en Transformadores
Referencia de Modelo: Smpxd32s
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SUMARIO
El objetivo de este documento es ayudar a las autoridades, industrias, consultores y compañías de ingeniería eléctrica a
incluir el TRANSFORMER PROTECTOR (TP) en sus Especificaciones Técnicas. Esta tecnología es recomendada por
la edición 2010 de NFPA.
En los puntos 1, 2, 3 y 4 se propone cuatro tipos de especificaciones técnicas: versión completa, simplificada, una
página y media página. En las Especificaciones Técnicas propuestas, la expresión “Prevención de Explosión e Incendio
en Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga” reemplaza el término “TRANSFORMER
PROTECTOR”.
Como el dimensionamiento y las pruebas del TRANSFORMER PROTECTOR son de suma importancia, la generación
del gas durante el corto circuito, el pico de presión dinámico originado, el gradiente de presión y los cálculos de
despresurización son puestos en relieve.
Prevención de Explosiones E Incendios en Transformadores
Referencia de Modelo: Smpxd32s
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1 ESPECIFICACIÓN TÉCNICA COMPLETA
1.1 ORIGEN, CAUSAS Y CONSECUENCIAS DE LA EXPLOSIÓN
E INCENDIO EN TRANSFORMADORES
Los transformadores de potencia son considerados entre los equipos más caros instalados en las centrales eléctricas y
subestaciones. Estos contienen una gran cantidad de aceite que puede propagar el fuego a instalaciones cercanas. Por
ello, su protección debe recibir atención especial.
Generalmente la explosión e incendio de un transformador son el resultado de una falla en el tanque. Esta puede ser
causada por sobrecargas, corto circuitos o fallas en algún equipo vinculado al transformador como los Cambiadores de
Derivaciones Bajo Carga o las Cajas de Cable con Aceite.
Para el primer Mega Joule, se crea un enorme volumen de gas explosivo para un arco eléctrico durante el primer
milisegundo, 2.3m³ - 81.2 ft3. Esta enorme producción de gas crea un pico de presión dinámica y el tanque del
transformador se ve violentamente sacudido por una aceleración que alcanza los 400g. Esta onda de choque viaja dentro
del tanque a la velocidad del sonido en el aceite, 1,200 m/s – 3937 ft/s. El primer pico de presión de la onda resultante,
el cual posee una amplitud inicial de hasta 14 bares, activa el Conjunto de Despresurización del Transformador y de los
Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga antes de que la presión estática se incremente dentro del tanque y provoque
su explosión.
Los transformadores explotan porque no están protegidos contra el rápido incremento de la presión estática. La Válvula
de Sobrepresión no es efectiva durante un corto circuito pues todos los transformadores destruidos en siniestros están
equipados con ella. El gradiente de presión posterior a un corto circuito es demasiado rápido como para permitir el
funcionamiento de la Válvula de Sobrepresión. Esto se debe a (ver referencia página 3):
La inercia del resorte de la Válvula de Sobrepresión es de 5 milisegundos;
Una evacuación muy reducida al inicio de la abertura, 15% de la sección hasta el 50% de la altura de abertura de la
Válvula de Sobrepresión, que a su vez conlleva a un retraso adicional de 5 milisegundos en la operación;
La vía de evacuación del aceite obliga a dar una vuelta en U, la cual obstruye drásticamente el flujo de evacuación.
1.2 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO
Ejemplos de Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga descriptos en
esa especificación son ilustrados en la figura 1 para la configuración estándar, las figuras de 2 a 8 muestran otras
configuraciones.
La Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga contiene diversos
componentes, cada conjunto tiene su función:
El Conjunto de Despresurización (CD) evitará la explosión del Transformador y del Cambiador de Derivaciones
Bajo Carga cuando se produzca un corto circuito. Cada Conjunto de Despresurización liberará presión dinámica en
milisegundos y empleará una Cámara de Descompresión para facilitar la despresurización a alta velocidad.
El tiempo de despresurización constituye un parámetro crítico. Por esa razón, el diámetro del Conjunto de
Despresurización debe de ser calculado individualmente para cada tipo de Transformador y Cambiador de
Derivaciones Bajo Carga.
Se requiere de un Conjunto de Inyección de Gas Inerte (CIGI) para garantizar la seguridad de las personas y evitar
el efecto bazuca causado por el contacto del gas explosivo con el aire (oxígeno) al abrir el tanque después del
incidente. El CIGI crea un ambiente seguro dentro del Transformador y del Cambiador de Derivaciones Bajo Carga
después del proceso de despresurización, inyectando nitrógeno para enfriar el tanque.
Un Tanque de Separación Aceite-Gas (TSAG) recogerá la mezcla de aceite despresurizado y gases inflamables
explosivos y separará el aceite de los gases. Se recomienda instalar el TSAG con el conservador del transformador,
donde una porción deberá ser específicamente asignada para el TSAG tal como se hace frecuentemente para el
conservador del Cambiador de Derivaciones Bajo Carga. Esta configuración es mostrada en las figuras 1 y 4. La
sección del conservador asignada para el TSAG debe tener un volumen mínimo de 0.5m3 – 17.6ft
3.
Los gases explosivos serán conducidos a un área remota a través de la Tubería de Evacuación de Gases Explosivos
(TEGE).
Prevención de Explosiones E Incendios en Transformadores
Referencia de Modelo: Smpxd32s
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Es posible separar el TSAG del transformador como se muestra en las diferentes configuraciones de las figuras 2, 3, 5,
6, 7 y 8; pero el costo de instalación es más alto porque:
Cuando el TSAG está integrado al conservador no hay la necesidad de hacer instalaciones locales.
Cuando el TSAG es independiente del conservador, se requiere un tanque adicional y tuberías.
El Conjunto de Despresurización para la prevención de explosión en transformadores y Cambiadores de Derivaciones
Bajo Carga debe ser preferencialmente de tipo Vertical (CDV), instalado en la parte superior del tanque del
transformador. Refiérase a las figuras 1, 2 y 3.
Si existen problemas de espacio libre de interferencia eléctrica que impiden la instalación del Conjunto de
Despresurización Vertical (DCV), entonces el Conjunto de Despresurización Horizontal (CDH) deberá ser instalado en
una de las paredes del transformador. Esa configuración es mostrada en las figuras 4, 5, 6 y 7.
Para transformadores pequeños, como en los bunker de transformadores típicamente con potencias por debajo de 5
MVA; el TP puede ser instalado como se muestra en la figura 8.
El fabricante del transformador tendrá que integrar el TSAG en el conservador; la sección asignada para el TSAG en el
conservador del transformador deberá tener un volumen mínimo de 0.5m3 – 17.6 ft
3. Si el fabricante del transformador
tiene problemas para adaptar esta sección en el conservador, entonces el TSAG puede ser instalado en otra localización
pero en ese caso deberá siempre estar ubicado a 10 cm – 4 pulgadas por encima del conservador. Existen varias
configuraciones posibles para el TSAG:
TSAG de compartimento en el conservador; ubicado en una sección del conservador. Ver Figuras 1 y 4.
TSAG elevado, ubicado sobre el conservador del transformador. Ver Figuras 3 y 6.
TSAG fijado en la mampara, instalado en el muro corta fuego. Ver Figura 2, 5, 7 y 8.
La eficiencia y confiabilidad de la Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo
Carga es garantizada por el Conjunto de Despresurización, el cual se abrirá bajo el primer pico de presión dinámica
antes de que la presión estática aumente.
En el proceso de despresurización no se emplearán disyuntores ni disparadores eléctricos porque estos añadirían retrasos
inaceptables al proceso.
Dependiendo de la opción elegida por el cliente se puede emplear dos tipos de inyección de nitrógeno, la inyección
manual o la automática.
La inyección manual puede ser accionada desde el cuarto de control o desde un área segura cercana al
transformador.Sin embargo, las alarmas deben recordar a los operadores que es necesario inyectar nitrógeno antes
de que los equipos de mantenimiento entren en acción (debido al efecto bazuca).
En el caso de la inyección automática, se requiere dos señales simultáneas para activar la Inyección de Gas Inerte y
eliminar el gas explosivo:
o Que el Indicador de Activación del Disco de Ruptura confirme la presión dinámica y el inicio del proceso de
despresurización;
o Que una de las señales de protección eléctrica confirme la falla eléctrica del Transformador o del Cambiador
de Derivaciones Bajo Carga que esté protegido;
La inyección dura 45 minutos y el flujo de nitrógeno evitará que el aire (oxígeno) entre en contacto con los gases
explosivos además de enfriar el transformador y el Cambiador de Derivaciones Bajo Carga. Eso cesará la producción de
gas explosivo una vez culminada la inyección de nitrógeno. Por lo tanto los equipos de mantenimiento podrán empezar
su trabajo.
Respecto a la figura 7, cuando sea necesario, la Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de
Derivaciones Bajo Carga también deberá ser diseñada para proteger las Cajas de Cables con Aceite.
El sistema de extinción de fuego denominado “Agitado y Vaciado con Gas Inerte” sirve como respaldo a la prevención
de incendio y explosión en transformadores de más de 5MVA.
El sistema de extinción de incendio de respaldo “Agitado y Vaciado con Gas Inerte” debe ser activado por señales
diferentes de las utilizadas por el método de prevención. Las señales que activan el sistema de extinción de incendio
“Agitado y Vaciado con Gas Inerte” son:
Detector Lineal de Calor ubicado sobre en transformador;
Protección eléctrica del transformador;
No es necesario el “Agitado y Vaciado con Gas Inerte” para transformadores con potencia por debajo de 5 MVA.
Prevención de Explosiones E Incendios en Transformadores
Referencia de Modelo: Smpxd32s
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1.3 DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO
1.3.1 CÁLCULO DEL INCREMENTO DE PRESIÓN
Para evitar la explosión del transformador y por ende su incendio, el proveedor deberá analizar y calcular el mecanismo
de corte de aceite bajo condiciones térmicas que generen en el tanque presión dinámica y estática. Esto se debe efectuar
en todos los lugares en donde exista riesgo de corto circuito dentro del tanque y del Cambiador de Derivaciones Bajo
Carga, contrastándolos con la posición del Conjunto de Despresurización para calcular el volumen máximo de
producción de gas explosivo cuando el arco eléctrico transfiere toda la energía del corto circuito al aceite.
Se debe emplear el modelo multi-físico para calcular la producción de volumen de gas comparada con el tiempo, la
amplitud del pico de presión, los parámetros de la presión dinámica, el gradiente de presión y el incremento de la
presión estática para determinar la cantidad de mezcla aceite-gas que será evacuada del tanque del transformador para
evitar la explosión.
1.3.2 CÁLCULO DE LA DESPRESURIZACIÓN
Los parámetros de la despresurización se deben calcular tomando en cuenta los gradientes de presión y el volumen de
producción de gas comparado con el tiempo. Por ende, el modelo multifísico debe incluir:
La abertura de los Discos de Ruptura comparado con el tiempo y el gradiente de presión;
La velocidad de la mezcla aceite-gas comparada con el tiempo durante el proceso de despresurización,
considerando todas las pérdidas de energía;
La producción de gas inflamable y explosivo durante la despresurización comparada con el tiempo;
El volumen de la mezcla gas-aceite que será evacuada para evitar la explosión y el incendio del transformador
comparado con el tiempo;
La caída de presión del tanque del transformador comparada con el tiempo.
1.4 PRUEBAS
El proveedor certificará que la Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo
Carga se activa con el primer pico de presión dinámica antes de que la presión estática aumente y de que el tanque del
transformador explote. Por ende un Certificado Oficial de Prueba otorgado por un laboratorio reconocido e
independiente debe ser proveído.
El Certificado de Prueba debe demostrar que se ha efectuado una serie de al menos 30 pruebas exitosas con arcos
eléctricos en el aceite de un tanque de transformador cerrado.
1.5 RECOMENDACIONES
La Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga es recomendada para
plantas de generación y subestaciones por la edición 2010 de National Fire Protection Association:
NFPA 850 (Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and High Voltage Direct
Current Converter Stations). Ver “AtTPrdab - NFPA 850”.
NFPA 851 (Recommended Practice for Fire Protection for Hydroelectric Generating Plants). Ver “AtTPrdac -
NFPA 851”.
1.6 UBICACIÓN DEL TRANSFORMADOR
Cualquiera fuera la ubicación del transformador, los gases inflamables y explosivos deben ser separados del aceite para
luego ser evacuados a un área remota, Figuras de 1 a 8
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2 ESPECIFICACIÓN TÉCNICA SIMPLIFICADA
2.1 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO
Ejemplos de Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga descriptos en
esa especificación son ilustrados en la figura 1 para la configuración estándar, las figuras de 2 a 8 muestran otras
configuraciones.
La Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga contiene diversos
componentes, cada conjunto tiene su función:
El Conjunto de Despresurización (CD) evitará la explosión del Transformador y del Cambiador de Derivaciones
Bajo Carga cuando se produzca un corto circuito. Cada Conjunto de Despresurización liberará presión dinámica en
milisegundos y empleará una Cámara de Descompresión para facilitar la despresurización a alta velocidad.
El tiempo de despresurización constituye un parámetro crítico. Por esa razón, el diámetro del Conjunto de
Despresurización debe de ser calculado individualmente para cada tipo de Transformador y Cambiador de
Derivaciones Bajo Carga.
Se requiere de un Conjunto de Inyección de Gas Inerte (CIGI) para garantizar la seguridad de las personas y evitar
el efecto bazuca causado por el contacto del gas explosivo con el aire (oxígeno) al abrir el tanque después del
incidente. El CIGI crea un ambiente seguro dentro del Transformador y del Cambiador de Derivaciones Bajo Carga
después del proceso de despresurización, inyectando nitrógeno para enfriar el tanque.
Un Tanque de Separación Aceite-Gas (TSAG) recogerá la mezcla de aceite despresurizado y gases inflamables
explosivos y separará el aceite de los gases. Se recomienda instalar el TSAG con el conservador del transformador,
donde una porción deberá ser específicamente asignada para el TSAG tal como se hace frecuentemente para el
conservador del Cambiador de Derivaciones Bajo Carga. Esta configuración es mostrada en las figuras 1 y 4. La
sección del conservador asignada para el TSAG debe tener volumen de 0.5m3 – 17.6ft3.
Los gases explosivos serán conducidos a un área remota a través de la Tubería de Evacuación de Gases Explosivos
(TEGE).
Es posible separar el TSAG del transformador como se muestra en las diferentes configuraciones de figuras 2, 3, 5, 6, 7
y 8; pero el costo de instalación es más alto porque:
Cuando el TSAG está integrado al conservador no hay la necesidad de hacer instalaciones locales.
Cuando el TSAG es independiente del conservador, se requiere un tanque adicional y tuberías.
El Conjunto de Despresurización para la prevención de explosión en transformadores y Cambiadores de Derivaciones
Bajo Carga debe ser preferencialmente de tipo Vertical (CDV), instalado en parte superior del tanque. Refiérase a las
figuras 1, 2 y 3.
Si existen problemas de espacio libre de interferencia eléctrica que impiden la instalación del Conjunto de
Despresurización Vertical (DCV), entonces el Conjunto de Despresurización Horizontal (CDH) deberá ser instalado en
una de las paredes del transformador. Esa configuración es mostrada en las figuras 4, 5, 6 y 7.
Para transformadores pequeños, como en los bunker de transformadores típicamente con potencia por debajo de 5
MVA; el TP puede ser instalado como se muestra en la figura 8.
El fabricante del transformador tendrá que integrar el TSAG en el conservador; la sección asignada para el TSAG en el
conservador del transformador deberá tener volumen mínimo de 0.5m3 – 17.6 ft
3. Si el fabricante del transformador
tiene problemas para adaptar esta sección en el conservador, entonces el TSAG puede ser instalado en otra localización
pero en ese caso deberá siempre estar ubicado a 10 cm - 4 pulgadas por encima del conservador. Existen varias
configuraciones posibles para el TSAG:
TSAG de compartimento en el conservador; ubicado en una sección del conservador. Ver Figuras 1 y 4.
TSAG elevado, ubicado sobre el conservador del transformador. Ver Figuras 3 y 6.
TSAG fijado en la mampara, instalado en el muro corta fuego. Ver Figura 2, 5, 7 y 8.
Dependiendo de la opción elegida por el cliente se puede emplear dos tipos de inyección de nitrógeno, la inyección
manual o la automática.
La inyección dura 45 minutos y el flujo de nitrógeno evitará que el aire (oxígeno) entre en contacto con los gases
explosivos además de enfriar el transformador y el Cambiador de Derivaciones Bajo Carga. Lo que cesará la producción
de gas explosivo una vez culminada la inyección de nitrógeno. Por lo tanto los equipos de mantenimiento podrán
empezar su trabajo.
Prevención de Explosiones E Incendios en Transformadores
Referencia de Modelo: Smpxd32s
Copyright © TPC, Referencia: StTPdb32s.docx, Fecha: 8-sep-11 Página 11 de 18
Respecto a la figura 7, cuando sea necesario, la Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de
Derivaciones Bajo Carga también deberá ser diseñada para proteger las Cajas de Cables con Aceite.
El sistema de extinción de fuego denominado “Agitado y Vaciado con Gas Inerte” sirve como respaldo a la prevención
de incendio y explosión en transformadores de más de 5MVA
2.2 DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO
2.2.1 CÁLCULO DEL INCREMENTO DE PRESIÓN
Para evitar la explosión del transformador y por ende su incendio, el proveedor deberá analizar y calcular el mecanismo
de corte de aceite bajo condiciones térmicas que generen en el tanque presión dinámica y estática. Esto se debe efectuar
en todos los lugares en donde exista riesgo de corto circuito dentro del tanque y del Cambiador de Derivaciones Bajo
Carga, contrastándolos con la posición del Conjunto de Despresurización para calcular el volumen máximo de
producción de gas explosivo cuando el arco eléctrico transfiere toda la energía del corto circuito al aceite.
Se debe emplear el modelo multifísico para calcular la producción de volumen de gas comparada con el tiempo, la
amplitud del pico de presión, los parámetros de la presión dinámica, el gradiente de presión y el incremento de la
presión estática para determinar la cantidad de mezcla aceite-gas que será evacuada del tanque del transformador para
evitar la explosión.
2.2.2 CÁLCULO DE LA DESPRESURIZACIÓN
Los parámetros de la despresurización se deben calcular tomando en cuenta los gradientes de presión y el volumen de
producción de gas comparado con el tiempo. Por ende, el modelo multifísico debe incluir:
La abertura de los Discos de Ruptura comparado con el tiempo y el gradiente de presión;
La velocidad de la mezcla aceite-gas comparada con el tiempo durante el proceso de despresurización,
considerando todas las pérdidas de energía;
La producción de gas inflamable y explosivo durante la despresurización comparada con el tiempo;
El volumen de la mezcla gas-aceite que será evacuada para evitar la explosión y el incendio del transformador
comparado con el tiempo;
La caída de presión del tanque del transformador comparada con el tiempo.
2.3 PRUEBAS
El proveedor certificará que la Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo
Carga se activa con el primer pico de presión dinámica antes de que la presión estática aumente y de que el tanque del
transformador explote. Por ende un Certificado Oficial de Prueba otorgado por un laboratorio reconocido e
independiente debe ser proveído.
El Certificado de Prueba debe demostrar que se ha efectuado una serie de al menos 30 pruebas exitosas con arcos
eléctricos en el aceite de un tanque de transformador cerrado.
2.4 RECOMENDACIONES
La Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga es recomendada para
plantas de generación y subestaciones por la edición 2010 de National Fire Protection Association:
NFPA 850 (Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and High Voltage Direct
Current Converter Stations). Ver “AtTPrdab - NFPA 850”.
NFPA 851 (Recommended Practice for Fire Protection for Hydroelectric Generating Plants). Ver “AtTPrdac -
NFPA 851”.
2.5 UBICACIÓN DEL TRANSFORMADOR
Cualquiera fuera la ubicación del transformador, los gases inflamables y explosivos deben ser separados del aceite para
luego ser evacuados a un área remota, Figuras de 1 a 8
Prevención de Explosiones E Incendios en Transformadores
Referencia de Modelo: Smpxd32s
Copyright © TPC, Referencia: StTPdb32s.docx, Fecha: 8-sep-11 Página 12 de 18
3 ESPECIFICACIÓN TECNICA EN UNA PÁGINA
3.1 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO
Ejemplos de Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga descriptos en
esa especificación son ilustrados en la figura 1 para la configuración estándar, las figuras de 2 a 8 muestran otras
configuraciones. La Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga
contiene diversos componentes:
El Conjunto de Despresurización (CD) evitará la explosión del Transformador y del Cambiador de Derivaciones
Bajo Carga cuando se produzca un corto circuito. Cada Conjunto de Despresurización liberará presión dinámica en
milisegundos y empleará una Cámara de Descompresión para facilitar la despresurización a alta velocidad.
Se requiere de un Conjunto de Inyección de Gas Inerte (CIGI) para garantizar la seguridad de las personas y evitar
el efecto bazuca causado por el contacto del gas explosivo con el aire (oxígeno) al abrir el tanque después del
incidente.
Un Tanque de Separación Aceite-Gas (TSAG) recogerá la mezcla de aceite despresurizado y gases inflamables
explosivos y separará el aceite de los gases. Se recomienda instalar el TSAG con el conservador del transformador,
donde una porción deberá ser específicamente asignada para el TSAG tal como se hace frecuentemente para el
conservador del Cambiador de Derivaciones Bajo Carga. Esta configuración es mostrada en las figuras 1 y 4. La
sección del conservador asignada para el TSAG debe tener volumen de 0.5m3 – 17.6ft3.
Los gases explosivos serán conducidos a un área remota a través de la Tubería de Evacuación de Gases Explosivos
(TEGE).
Es posible separar el TSAG del transformador como se muestra en las diferentes configuraciones de figuras 2, 3, 5, 6, 7
y 8; pero en ese caso deberá siempre estar ubicado a 10 cm – 4 pulgadas por encima del conservador.
Respecto a la figura 7, cuando sea necesario, la Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de
Derivaciones Bajo Carga también deberá ser diseñada para proteger las Cajas de Cables con Aceite
3.2 DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO
Para evitar la explosión del transformador y por ende su incendio, el proveedor deberá analizar y calcular el mecanismo
de corte de aceite bajo condiciones térmicas que generen en el tanque presión dinámica y estática.
Se debe emplear el modelo multifísico para calcular la producción de volumen de gas comparada con el tiempo, la
amplitud del pico de presión, los parámetros de la presión dinámica, el gradiente de presión y el incremento de la
presión estática para determinar la cantidad de mezcla aceite-gas que será evacuada del tanque del transformador para
evitar la explosión.
El modelo multifisico debe calcular y comparar con el tiempo durante el proceso de despresurización: La apertura de los
discos de ruptura, la velocidad de la mezcla aceite-gas y la caída de presión del tranque del transformador.
3.3 PRUEBAS Y RECOMENDACIONES
El proveedor certificará que la Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo
Carga se activa con el primer pico de presión dinámica antes de que la presión estática aumente y de que el tanque del
transformador explote. Por ende un Certificado Oficial de Prueba otorgado por un laboratorio reconocido e
independiente debe ser proveído. El Certificado de Prueba debe demostrar que se ha efectuado una serie de al menos 30
pruebas exitosas con arcos eléctricos en el aceite de un tanque de transformador cerrado.
La Prevención de Explosión para Transformadores y Cambiadores de Derivaciones Bajo Carga es recomendada para
plantas de generación y subestaciones por la edición 2010 de NFPA 850 (AtTPrdab) y NFPA 851 (AtTPrdac).
Prevención de Explosiones E Incendios en Transformadores
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Configuración Estándar para Transformadores de 5 MVA a 1000 MVA
Figura 1: TRANSFORMER PROTECTOR, tipo TPA con CDV y TSAG de compartimiento en el Conservador
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Otras Configuraciones para Transformadores de 5 MVA a 1000 MVA
Figura 2: TRANSFORMER PROTECTOR, tipo TPA con CDV y TSAG fijado en la mampara
Figura 3: TRANSFORMER PROTECTOR, tipo TPA con CDV y TSAG Elevado
Prevención de Explosiones E Incendios en Transformadores
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Figura 4: TRANSFORMER PROTECTOR, tipo TPA con CDH y TSAG de compartimiento en el Conservador
Figura 5: TRANSFORMER PROTECTOR, tipo TPA con CDH y TSAG fijado en la mampara
Prevención de Explosiones E Incendios en Transformadores
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Figure 6: TRANSFORMER PROTECTOR, tipo TPA con CDH y TSAG Elevado
Figura 7: TRANSFORMER PROTECTOR, tipo TPA3B con CDH y TSAG fijado en la mampara
Prevención de Explosiones E Incendios en Transformadores
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Ejemplo de TP para Transformadores con potencia por debajo de 5 MVA
Figura 8: TRANSFORMER PROTECTOR, tipo pequeño TP con TSAG fijado en la mampara
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