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2. INTRODUCCION AL MANTENIMIENTO PREVENTIVO

Mantenimiento  preventivo  de  los  transformadores  ha  estado basado en la determinación de la  resistencia de su aislamiento junto con la medición de la rigidez dieléctrica de su aceite. Sin embargo, se sabe ahora que  pruebas  como  el  factor  de  potencia  del  aislamiento,  contenido  de humedad,   tensión interfacial, acidez, entre otras, son muy importantes para obtener un diagnostico mas acertado del estado del transformador. Recientemente, el análisis de gases generados en el interior del transformador mediante  cromatografía  de  gases  se  ha  constituido  en  una  herramienta poderosa  a  la  hora  de  monitorear  el  estado  en  que  se  encuentra  el transformador, sin necesidad de sacarlo de operación.

Un transformador con su sistema de aislamiento adecuadamente mantenido, será capaz de soportar de una mejor manera problemas como: sobrevoltajes debido a maniobras o a descargas atmosféricas, cortocircuitos internos, entre otros. Por lo anterior, se considerara al mantenimiento del transformador en términos de:

–    Los factores que influyen en el deterioro del sistema de aislamiento del transformador.

–    Cuales son las pruebas  y actividades  de rutina que permiten  emitir un criterio del estado del transformador.

–    Que  significado  tienen  los  resultados  obtenidos  en  las  pruebas  de diagnostico.

–    Cuando deben realizarse las pruebas de diagnostico.

–    Que  medidas  correctivas  deberán  tomarse  en  el  caso  de  que  detecte alguna anormalidad en el mantenimiento preventivo periódico.

CONTENIDO

Factores   que   afectan   al   deterioro   del   sistema   de aislamiento de un transformador aislado en aceite.

Como se sabe, un transformador es una maquina eléctrica que se encuentra constituida por varias partes (núcleo, devanados, pasatapas, válvulas, radiadores, etc.). Dentro de estos elementos constitutivos, el sistema de aislamiento (aceite y papel) es el componente más importante y es al que se le debe cuidar en mayor grado.

Existen cuatro factores que afectan al sistema de aislamiento de un transformador en aceite: la humedad, el oxigeno, el calor y la contaminación externa.

La  humedad  puede  presentarse  en  el  interior  del  transformador  de  las siguientes maneras:

–    De forma disuelta

–    En forma de una emulsión agua/aceite

–    En estado libre en el fondo del tanque

–    En forma de hielo en el fondo del tanque ( si la gravedad especifica del aceite es mayor a 0.9, el hielo puede flotar)

El efecto de la humedad en las propiedades aislantes del aceite depende de la forma  en  que  esta  exista.  Una  pequeña  cantidad  de  agua  en  forma  de emulsión agua/aceite tiene una marcada influencia al reducir la rigidez dieléctrica del aceite . En cambio, hasta cierto punto, el agua disuelta en el aceite tiene poco o ningún efecto sobre la rigidez dieléctrica del mismo.

El oxigeno es otro de los potenciales enemigos del aislamiento de un transformador, ya que, este reacciona con el aceite para formar ácidos orgánicos, agua y lodo. El oxigeno proviene de la atmósfera o es liberado por la celulosa como resultado de aplicarle calor, además no es posible eliminar

todo el oxigeno existente en un transformador inclusive si el llenado del mismo se lo realiza con vacío

Se sabe que el 90% del deterioro de la celulosa es de origen térmico. La degradación térmica del aislamiento es función del tiempo, de la temperatura y de cuan seco esta el aislamiento. Las elevadas temperaturas causan un envejecimiento acelerado de la celulosa empleada como aislamiento, reduciéndose la rigidez mecánica y eléctrica de la misma, produciéndose la de-polimerización  o  destrucción  del  papel;  otros  efectos  debidos  a  las elevadas temperaturas son la generación de agua, materiales ácidos y gases (CO2, CO). 

Los contaminantes externos pueden presentarse en forma de “caspa”, provenientes del proceso de manufactura del transformador y que no han sido propiamente  eliminados  en  el  proceso  de  llenado  del  transformador  con aceite. Partículas diminutas pueden desprenderse de la celulosa cuando el transformador esta en servicio. Otro contaminante es el policlorhidrato de bifenilo, el cual reduce la capacidad del aceite de soportar sobre voltajes.

Diagnostico del estado del transformador mediante las pruebas de diagnostico tradicionales junto con el análisis de gases generados internamente

El conjunto de pruebas eléctricas, físicas y químicas que se realizan tradicionalmente tanto al aceite como al aislamiento sólido son:

–    Pruebas realizadas al aceite dieléctrico

Rigidez dieléctrica (D877-D1816)

Número de neutralización (D974)

Tensión interfacial (D971-D2285) Color (D1500)

Contenido de agua (D1533)

Densidad relativa (D1298)

Factor de potencia (D924)

Inspección visual (D1524)

–    Pruebas realizadas al aislamiento sólido

Prueba de resistencia de aislamiento

Prueba de factor de potencia del aislamiento

–    Pruebas adicionales

Prueba de resistencia DC de devanados

Prueba de relación de transformación

Prueba de corriente de excitación

Prueba de núcleo a tierra

Prueba de termografía infrarroja

En años recientes, el análisis de gases generados en el interior de un transformador en aceite, mediante cromatografía de gases, se ha constituido en una herramienta poderosa a la hora de diagnosticar el estado del transformador.

Se sabe que, al producirse una falla de tipo eléctrico o térmico en el interior de un transformador se generaran gases combustibles y no combustibles, dentro de los cuales tenemos:

–    Hidrogeno (H2)

–    Metano (CH4)

–    Etano (C2H6)

–    Etileno (C2H4)

–    Acetileno (C2H2)

–    Monóxido de carbono (CO)

–    Dióxido de Carbono (CO2)

Los métodos más empleados para evaluar el tipo posible de falla existente, tomando en cuenta los gases antes datos, son:

–    Método del gas característico

–    Método de las Relaciones de Doernenburg

–    Método de las Relaciones de Rogers

En el método del Gas Característico analiza el tipo de falla de acuerdo al gas generado y a su cantidad. De la figura 1 a la figura 4 se pueden ver perfiles cromatográficos indicando el tipo de falla mediante el método del gas característico.

GAS PRINCIPAL – ETILENO
Efecto
Papel sobrecalentado -monoxido de carbono

Efecto corona, mantenimiento preventivo
Efecto corona, mantenimiento preventivo

El Método de las Relaciones de Doernenburg sugiere la existencia de 3 tipos generales de falla como se vio en al sección 2. Este método utiliza las concentraciones de los gases  CH 4 , H 2 , C 2 H 2 , C 2 H 4 y C2H6  para el cálculo de las siguientes relaciones:

R1 =  CH 4 / H 2

R2 =  C 2 H 2 / C 2 H 4

R3 = C 2 H 2 / CH 4

R4 = C2H6  / C 2 H 2

Si las relaciones anteriores alcanzan ciertos valores se puede decir que el transformador posee alguna falla o algunas fallas.

El Método de las Relaciones de Rogers sigue el mismo procedimiento general dado para el Método de las Relaciones de Doernenburg, excepto que en vez de utilizar cuatro relaciones solo se utilizan tres   R1,  R2 y la relación C 2 H 4 / C2H6  a la que llamaremos R5.

Hay que anotar que tanto el Método de las Relaciones de Doernenburg como el Método de las Relaciones de Rogers no son herramientas para detectar fallas en transformadores, pero si son herramientas para analizar que tipo de falla esta presente en un transformador.

La IEEE hace dos recomendaciones  sobre el uso de ambos métodos.  La primera  recomendación  sugiere  que  para  que  el  diagnostico  en  base  al Método  de  las  Relaciones  de  Doernenburg  sea  valido  lo  niveles  de  las

concentraciones de los gases deben ser significantes.

La segunda recomendación sugiere que se use el Método de las Relaciones de Rogers siempre y cuando las concentraciones de los gases excedan los niveles normales.

Mantenimiento del transformador

La tabla I presenta los componentes clave de un transformador de potencia en aceite dentro de su mantenimiento preventivo periódico. La tabla II contiene un resumen de las actividades a realizar dentro del mantenimiento preventivo periódico del transformador.

Cuando el mantenimiento  preventivo del transformador  muestra que posee problemas de humedad, gases combustibles y/o productos de la oxidación, fugas de aceite, puntos de oxidación, ente otros,   ciertos trabajos de mantenimiento correctivo deben ser realizados.

Dentro de las actividades existentes en el mantenimiento correctivo del transformador podemos encontrar:

• Deshidratación del transformador

• Desgasificacion del transformador

• Remoción de sedimentos (desenlodar el transformador)

Tabla I COMPONENTES CLAVES DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA EN ACEITE DENTRO DE SU MANTENIMIENTO PREVENTIVO

ACTIVIDADES A REALIZAR DENTRO DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA EN ACEITE *1

La deshidratación del aceite empleando vacío, en contraste con el uso de solo calor para eliminar la humedad del transformador, tiene la ventaja de la desgasificación  del  aceite.  Esta  ventaja  no se la adquiere  con  los demás métodos de deshidratación. Un alto grado de desgasificación del aceite brinda

algunos beneficios, tales como: remoción del oxigeno y remoción de gases combustibles.

TABLA II (FINAL)

*1 Las unidades en las que se sospeche de algún problema interno o si alguno de sus componentes presenta corrosión, humedad, polvo o vibración excesiva, doble la frecuencia de inspección (Ej.: si el análisis del aceite se lo realiza anualmente, ahora realícelo semestralmente).

Para transformadores  con capacidades de menos de 300 MVA realice una cromatografía  de gases al aceite  inmediatamente  antes  del  inicio  de  la  operación,  1 mes  después,  6 meses  después,  1 año después del inicio de operación, luego anualmente.

Para transformadores  con capacidades  de más de 300 MVA  realice  una cromatografía  de gases al aceite inmediatamente  antes del inicio de la operación,  1 mes después, 3 meses después, 6 meses después del inicio de operación, luego semestralmente.

*2Todas las recomendaciones asumen el uso de refrigeración auxiliar; de otra manera las pruebas se

deberán realizar mas seguido.

3*Solo personal calificado

La mejor manera de remover el lodo de un transformador es mediante un filtrado de la parte activa y del interior del tanque empleando aceite dieléctrico caliente (60º y 80ºC). Para ejecutar este “lavado” del interior del transformador existen maquinas especiales que emplean calentadores,  bombas de vació, cámara con tierra de Fuller, filtros, etc.

Conclusiones

Una vez analizadas y estudiadas las diferentes pruebas eléctricas, físicas y químicas  realizadas  al  sistema  de  aislamiento  de  un  transformador  en aceite se puede concluir que, como un hemograma completo de la sangre de una persona, el análisis cromatografico del aceite de un transformador constituye una herramienta poderosa a la hora de emitir un diagnostico del estado del transformador, pasando a ser esta prueba, la más importante dentro del mantenimiento preventivo periódico de un transformador en aceite.

El mantenimiento preventivo del transformador es esencial para un alargamiento  de su vida útil. Se puede concluir  que, de acuerdo a los resultados obtenidos en las pruebas de diagnostico realizadas a los transformadores en aceite, la mayoría de las fallas producidas en estos equipos pueden ser atribuidas al deterioro de su sistema de aislamiento. Sin embargo, este “talón de Aquiles” puede ser fortalecido si se mantiene un programa completo de mantenimiento preventivo periódico orientado a combatir a los factores (humedad,  oxigeno, calor y contaminación)  que inciden en el deterioro del sistema de aislamiento del transformador.

Habiéndose hecho un estudio de los diferentes procesos que ayudan a eliminar la humedad del sistema de aislamiento de un transformador, se puede concluir que el más efectivo es aquel que aplica calor y vacío a dicho  sistema.  Adicionalmente  a  la  eliminación  de  la  humedad,  este proceso elimina el oxigeno existente en el interior del transformador, reduciendo  así  la  posibilidad  de  que  ocurra  la  oxidación  del  aceite  de manera más acelerada.

Bibliografía

1  Biddle Instruments, Manual on Electrical Insulation testing for the  practical man, PA. 19422

2   Westinghouse Electric Co, Electrical Maintenance Hints, 1976

3  IEEE, Guide for the acceptance and maintenance of insulating oil in equipment, C57.106.1991

4  IEEE, Guide for the interpretation of gases generated in oil immersed transformers, C57.104.1991

5    www.fist.org,  Transformer  maintenance,  Bureau  of  reclamation,  United

States Department of interior, Denver Colorado, October 2000

6  S.D Myers, J.J Kelly, R.H Parrish, A guide to transformer maintenance, Transformer maintenance institute, 1981

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1 comentario

  1. […] pude leer artículo: Mantenimiento preventivo de trasformadores de potencia […]

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