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MANUAL INTERACTIVO DE MANTENIMIENTO INDUSTRIAL PARA
TRANSFORMADORES EN ACEITE
JULIANA RUIZ GIRALDO
DIEGO ALEJANDRO MAYOR CARDONA
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA
FACULTAD DE TECNOLOGÍA
PROGRAMA DE TECNOLOGÍA ELÉCTRICA
PEREIRA
2013
MANUAL INTERACTIVO DE MANTENIMIENTO INDUSTRIAL PARA
TRANSFORMADORES EN ACEITE.
JULIANA RUIZ GIRALDO
DIEGO ALEJANDRO MAYOR CARDONA
Trabajo de grado
Para optar al título de
Tecnólogo en Electricidad
DIRECTOR:
ING. SANTIAGO GOMEZ ESTRADA
DOCENTE PROGRAMA DE TECNOLOGÍA ELÉCTRICA
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA
FACULTAD DE TECNOLOGÍA
PROGRAMA DE TECNOLOGÍA ELÉCTRICA
PEREIRA
2013
Nota de aceptación:
Firma del jurado
Firma director proyecto de grado
“A Dios, a mis padres Victoria Eugenia
Giraldo Antía y Orlando Ruiz Zuleta, a mi hermanita Valentina Ruiz Giraldo, a mi abuela Rosalba Antía por ser mi gran apoyo y a mi familia por su amor y paciencia, a mis amigos por su colaboración y disposición a cada instante, a Danny Andrés Arenas
Sánchez por su apoyo, dedicación, compañía y paciencia en esta etapa de mi vida. Gracias a ustedes soy una mejor persona, una profesional con ganas de seguir aprendiendo y dando lo mejor de mí, a mis profesores por su apoyo y paciencia en el momento que más necesite de ustedes, a Felipe Alejandro
Marulanda por ser un gran amigo y darme su apoyo durante todos estos años de amistad.”
Juliana Ruiz Giraldo.
“A Dios, a mis padres María Edilia
Cardona García, Teodomiro Mayor
Gómez, a mi hermana Anyela Mayor
Cardona, a Nikolas Mayor Molina que ha sido mi fuente de inspiración y a mi familia, gracias por su amor y su paciencia, a Robinson Rodríguez Lalinde, a mis compañeros por su apoyo, cariño, paciencia y buenos deseos
”.
Diego Alejandro Mayor Cardona.
AGRADECIMIENTOS
Agradecimientos especiales al ingeniero Santiago Gómez Estrada por su completa colaboración, asesoría y paciencia, al ingeniero Juan Carlos Bedoya Sanz quien nos mostró parte del camino para realizar este trabajo de grado, al ingeniero
Andrés Felipe Panesso quien nos facilitó algunos documentos, a el ingeniero Joel
Antonio Ramírez Rojas.
A HECTOR FABIO RENGIFO GARCIA y su colaboración facilitándonos material investigativo.
A nuestros compañeros que nos alentaban por lo que estábamos haciendo y al
Programa de Tecnología Eléctrica.
A INTECRI y al ingeniero Juan Henao Londoño quien nos brindó colaboración, apoyo y respaldo para realizar este proyecto.
A TRANSFORMADORES DE OCCIDENTE y al ingeniero Oscar Gómez quien nos brindó colaboración, apoyo y respaldo para realizar este proyecto.
A Carlos Felipe Suarez Sánchez quien nos orientó en el manejo del software
Adobe Flash CS5.
CONTENIDO
Pág.
MANUAL DEL LIBRO INTERACTIVO .......................................................... 17
MANEJO LIBRO INTERACTIVO .................................................................. 17
DESCRIPCIÓN DEL LIBRO INTERACTIVO ................................................ 18
Según los objetivos educativos que pretende facilitar .................................. 19
REQUERIMIENTOS MÍNIMOS .................................................................... 19
PARTES PRINCIPALES DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA EN
PASATAPAS O BUSHING ........................................................................... 24
SISTEMA DE AISLAMIENTO ....................................................................... 27
RADIADORES, VENTILADORES Y BOMBAS DE CIRCULACION ............. 32
RESPIRADOR DE SÍLICA GEL ................................................................... 33
VÁLVULA COMBINADA PARA DRENAJE, FILTRADO Y MUESTREO ...... 34
FACTORES QUE INFLUYEN EN EL DETERIORO DEL SISTEMA DE
LA CONTAMINACIÓN EXTERNA ................................................................ 38
DIAGNÓSTICO DEL ESTADO DEL TRANSFORMADOR RECURRIENDO
AL ANÁLISIS DE GASES GENERADOS INTERNAMENTE ........................ 39
OBJETIVOS DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES .................................. 39
PRUEBAS DE DIAGNÓSTICO .................................................................... 44
PRUEBAS REALIZADAS AL ACEITE DIELÉCTRICO. ................................ 44
Número de neutralización, Normas ASTM D-664 y D-974 ......................... 45
Tensión interfacial, Norma ASTM D-971 ...................................................... 45
PRUEBAS REALIZADAS AL AISLAMIENTO SÓLIDO ................................ 47
PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN. ............................................. 50
PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN. .................................... 51
PRUEBA DE RESISTENCIA (DC) DE DEVANADOS. ................................. 51
PRUEBA DE TERMOGRAFÍA INFRARROJA. ............................................. 51
MANTENIMIENTO DEL TRANSFORMADOR .............................................. 54
MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DEL ACEITE ....................................... 54
MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DE LOS PASA-TAPAS ...................... 55
MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DEL SISTEMA DE VENTILACION. ..... 56
MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DE LOS MEDIDORES DE
MANTENIMIENTO E INSPECCION DE LOS MEDIDORES DE NIVEL DE
MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DEL RELÉ BUCHHOLZ. ..................... 57
MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DE LA VÁLVULA DE SOBREPRESION.
MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DEL TANQUE. .................................... 58
MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DEL RESPIRADOR DE SÍLICA GEL. . 59
MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DEL CAMBIADOR DE TAPS. ............. 59
MANTENIMIENTO CORRECTIVO DEL TRANSFORMADOR ..................... 60
ÍNDICE DE FIGURAS
Pág.
Figura 11. Núcleo mostrando las chapas de cobre. ............................................... 27
Figura 12. Bobinas de un transformador recubierto de papel. ............................... 28
Figura 21. Válvula combinada para drenaje filtrado y muestreo. ........................... 35
Figura 23. Rigidez dieléctrica de la muestra sometida a la prueba. ....................... 45
Figura 25. Circuito equivalente del aislamiento en el interior del transformador. ... 48
ÍNDICE DE TABLAS
Pág.
Tabla 2. Formato mantenimiento transformador 640kVA ...................................... 62
GLOSARIO.
Bobina: Son componentes pasivos de dos terminales que generan un flujo magnético. (6)
Cromatografía: Es un conjunto de técnicas basadas en el principio de retención selectiva, cuyo objetivo es separar los distintos componentes de una mezcla, permitiendo identificar y determinar las cantidades de dichos componentes. (7)
Cinética química: es un área de la fisicoquímica que se encarga del estudio de las reacciones químicas que convierten sustancias con propiedades bien definidas en otros materiales con propiedades diferentes. Gran parte del estudio de las reacciones químicas se ocupa de la formación de nuevas sustancias a partir de un conjunto dado de reactivos. Por lo tanto, es necesario entender la rapidez con que pueden ocurrir las reacciones químicas. (8)
Cuba: es un dispositivo que contiene el líquido refrigerante (aceite), y en el cual se sumergen los bobinados y el núcleo metálico del transformador. (9)
Depósito de expansión: sirve de cámara de expansión del aceite, ante las variaciones el volumen que sufre es debido a la temperatura. (9)
Desecador: su función es secar el aire que entra en el transformador como consecuencia de la disminución del nivel de aceite. (9)
Diagnóstico: Proceso que se realiza en un objeto determinado, generalmente para solucionar un PROBLEMA. En el proceso de diagnóstico dicho problema experimenta cambios cuantitativos y cualitativos, los que tienden a la solución del problema. Consta de varias etapas, dialécticamente relacionadas, que son: -
Evaluación - Procesamiento mental de la información - Intervención
–
Seguimiento.(3)
Enlace covalente: es la unión que como resultado de la compartición de uno o más pares de electrones se establece entre dos átomos. De esta forma, distinguimos entre enlace simple o sencillo (los átomos comparten un solo par de electrones), enlace doble (los átomos comparten dos pares de electrones) o enlace triple (los átomos comparten tres pares de electrones). (23)
Grifo de llenado: permite introducir líquido refrigerante en la cuba del transformador. (11)
Histéresis: La histéresis es el fenómeno de inercia por el cual un material ofreciendo resistencia a un cambio, tiene una tendencia a conservar sus
propiedades. Haciendo que el proceso de variación sea distinto en un sentido que en el contrario. (4)
Indicador del nivel de aceite: permite observar desde el exterior el nivel de aceite del transformador. (11)
Multimedia: Es cualquier combinación de texto, arte gráfico, sonido, animación y vídeo que llega a nosotros por computadora u otros medios electrónicos. (1)
Núcleo acorazado: reduce la dispersión magnética, su uso es más común en los transformadores monofásicos. En el núcleo acorazado, los devanados se localizan sobre la columna central, y cuando se trata de transformadores pequeños, las laminaciones se hacen en troqueles. Las formas de construcción pueden ser distintas y varían de acuerdo con la potencia. (5)
Pasa-tapas de entrada: conectan el bobinado primario del transformador con la red eléctrica de entrada a la estación o subestación transformadora. (11)
Pasa tapas de salida: conectan el bobinado secundario del transformador con la red eléctrica de salida a la estación o subestación transformadora. (11)
PCB: Es un compuesto químico que se utiliza en transformadores eléctricos en nuestro país. Está incluido dentro de los doce contaminantes más peligrosos del planeta. En contacto con el hombre puede provocar cáncer. (2)
Placa de características: en ella se recogen las características más importantes del transformador, para que se pueda disponer de ellas en caso de que fuera necesaria conocerlas. (11)
Radiadores de refrigeración: su función es disipar el calor que se pueda producir en las carcasas del transformador y evitar así que el aceite se caliente en exceso.
(11)
Regulador de tensión: permite adaptar la tensión del transformador para adaptarla a las necesidades del consumo. Esta acción solo es posible si es bobinado está diseñado para ello. (11)
Relé Buchholz: este relé de protección reacciona cuando ocurre una anomalía interna en el transformador, mandándole una señal de apertura a los dispositivos de protección. (11)
Tensión interfacial: es el resultado de efectos moleculares por los cuales se forma una interface o superficie que separa estos fluidos; si
σ (tensión interfacial) es nula, entonces se dice que los fluidos se pueden mezclar entre sí. (10)
Termostato: mide la temperatura interna del transformador y emite alarmas en caso de que esta no sea la normal. (11)
Transformador: Es un dispositivo que convierte la energía eléctrica alterna de un cierto nivel de tensión, en energía alterna de otro nivel de tensión, por medio de interacción electromagnética. (11)
TTR : Un TTR es un instrumento extremadamente útil para probar bobinas de transformadores, ya que puede localizar distintos tipos de problemas en el interior de un transformador. También es ideal para realizar pruebas en talleres de medida antes de una inspección de transformadores de potencia y corriente. Puede determinar la precisión sin carga de todo tipo de transformadores y la necesidad de pruebas adicionales. (27)
RESUMEN
Este trabajo tiene como objetivo principal elaborar un Manual Interactivo de
Mantenimiento Industrial para Transformadores en Aceite con el fin de complementar la formación técnica de la materia Máquinas Eléctricas y
Mantenimiento Industrial que hacen parte del Programa de Tecnología Eléctrica de la Universidad Tecnológica de Pereira.
Este manual es realizado con el fin de pronosticar los posibles fallos que existen en el funcionamiento del transformador, debido a la humedad, los cambios de temperatura, el oxígeno, la contaminación externa lo cual puede poner en riesgo la vida útil del transformador, también se hablan de las partes de este y su respectivo mantenimiento.
Se mencionan las pruebas realizadas al aceite dieléctrico que se utiliza como refrigerante del mismo transformador siendo éste un elemento fundamental para el funcionamiento óptimo, además las pruebas que se le realizan a la celulosa debido a que esta aísla los devanados del transformador.
Palabras claves: Transformador, mantenimiento, pruebas de diagnóstico, aceite dieléctrico, celulosa.
INTRODUCCIÓN
Este trabajo de investigación propone un Libro Interactivo De Mantenimiento
Industrial Para Transformadores En Aceite como guía para estudiantes, profesores y profesionales interesados en el mantenimiento de un transformador.
Busca dar una guía completa y minuciosa para un buen mantenimiento del transformador. Elaborado a partir de la herramienta de diseño Macromedia flash cs5, combina aplicaciones de Photoshop, Dreamweaver, Microsoft Publisher,
Microsoft PowerPoint, cuyos resultados son imágenes interactivas, fotografías, esquemas, ecuaciones, conceptos, gráficos y ejercicios que posibilitan el aprendizaje significativo. El proyecto consta de un texto y un libro interactivo, en formato de CD. El libro interactivo está provisto de seis capítulos: manejo del libro interactivo, partes, factores del deterioro del aislamiento, diagnóstico del estado del transformador, pruebas de diagnóstico y mantenimiento del transformador, además de un apartado de ejercicios, y una base de datos que contiene direcciones web, las cuales permiten profundizar en los temas mencionados, centros de formación, fabricantes y distribuidores de dicha tecnología.
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Realizar un manual interactivo de mantenimiento industrial para transformadores en aceite de tal forma que sirva como herramienta pedagógica para los docentes y método de estudio para los estudiantes.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Estudiar las diferentes herramientas de diseño web, para la realización de texto, animaciones, edición fotográfica, etc.
Recopilar y clasificar bibliografía sobre el mantenimiento de transformadores sumergidos en aceite.
Realizar una guía para la persona encargada del cuidado de un transformador en aceite, con la finalidad de que pueda desarrollar y aplicar un programa de mantenimiento periódico efectivo.
1. MANUAL DEL LIBRO INTERACTIVO
1.1 MANEJO LIBRO INTERACTIVO
El manejo del libro interactivo es bastante sencillo en las siguientes figuras se podrá ver cómo se maneja. Como se puede ver hay una entrada al sistema por medio de un botón llamado entrada.
Figura 1. Entrada.
En la figura 2 se puede ver un mensaje de bienvenida se le da clic y luego entra al sistema en donde se puede ver los demás botones.
Figura 2. Bienvenida.
17
En la figura 3 se puede observar el entorno de inicio del manual interactivo a la derecha se tiene un botón llamado mantenimiento y dentro de este se verá como se le hace mantenimiento a las partes del transformador. Los siguientes botones son para mostrar las partes del transformador y las pruebas de diagnóstico que se le realizan al aislamiento ya sea aceite o celulosa, además de los botones de conclusiones y galería de fotos. A la izquierda superior se observa los botones de ayuda, créditos, bibliografía, glosario y por último el cierre del programa.
Figura 3. Inicio
1.2 DESCRIPCIÓN DEL LIBRO INTERACTIVO
1.2.1 Según los contenidos
Se centra en el mantenimiento de transformadores de potencia en aceite, aplicaciones y dispositivos empleados para su aprovechamiento y manejo, el cual es un tema mencionado en las diferentes asignaturas del Programa de Tecnología
Eléctrica de la Universidad Tecnológica de Pereira, pero falta profundizar en varios conceptos que permitan un mantenimiento seguro y eficiente de estos equipos.
1.2.2 Según los destinatarios
Está diseñado para estudiantes, profesores y profesionales interesados en el mantenimiento de los transformadores.
18
1.2.3 Según su estructura
Es una aplicación de tipo multimedia ya que integra recursos gráficos y teóricos que conllevan a un aprendizaje innovador y estructurado según la temática perteneciente al mantenimiento industrial de transformadores. Opera bajo una plataforma realizada en flash, en donde se accede a la información de una manera diferente y concisa, debido a que esta plataforma está conformada por varios tipos de menús que están animados y enlaces donde se puede encontrar mayor información del tema mostrado dejando cada temática muy clara.
1.2.4 Según su base de datos
Es una aplicación de tipo cerrado, ya que no permite modificaciones de la información, y se entrega un CD-ROOM ejecutable.
1.2.5 Según los medios que integra
Es una aplicación multimedia.
1.2.6 Según los objetivos educativos que pretende facilitar
Esta plataforma proporciona información teórica que se visualiza de una manera didáctica y entendida permitiendo que el estudiante esté interactuando con la información por medio de animaciones y gráficos.
1.2.7 Según su comportamiento
El libro interactivo es una herramienta; tanto para el maestro en su proceso de enseñanza como para el estudiante en su proceso de aprendizaje.
1.2.8 Según su diseño
Está centrado en mejorar los procesos de enseñanza y aprendizaje, proporcionando nuevas alternativas de búsqueda y consulta de información. La utilización de metáforas de tipo analógicas entre las herramientas, símbolos e imágenes que generalmente se emplean entre los estudiantes de Tecnología
Eléctrica, quienes son el público objetivo, y los menús interactivos de la multimedia facilitan la apropiación de la información y la navegación en dicha plataforma.
1.3 REQUERIMIENTOS MÍNIMOS
Sistema operativo: Windows versiones (XP/Vista/ 7).
Procesador de 512 MHz o superior.
Memoria RAM 256 MB o superior.
19
Monitor con resolución mínima de 800 x 600 píxeles o superior.
Unidad de lectora CD ROM.
Es necesaria la previa instalación del programa de visualización denominado ADOBE FLASH PLAYER versión 10 (o superiores), el cual se puede descargar gratuitamente a través de su respectiva página en internet, o en la carpeta de instaladores del paquete libro interactivo.
1.3.1 Modo de empleo
INICIO:
Inserte el disco, este se reproducirá automáticamente; en caso de no ser así vaya al icono Mi PC o en otros sistemas operativos EQUIPO.
A continuación abra la carpeta denominada Multimedia, y ejecute el archivo
Multimedia.exe, esta aplicación requiere para su visualización un proyector de imágenes ADOBE FLASH PLAYER versión 10 (o superiores); en caso de no tenerlo, este se encuentran en la carpeta instalador Flash Player; desde allí podrá ser instalado y posteriormente actualizado si se cuenta con una conexión internet.
Una vez ubicados en la página de entrada. Se visualizará el siguiente menú de la figura 4.
Figura 4. Inicio 2.
20
Como se puede observar, esta primera página contiene 10 enlaces, los cuales se presentan a continuación:
1. Glosario
2. Bibliografía
3. Conclusiones
4. Ayuda
5. Cerrar
6. Mantenimiento al transformador
7. Pruebas de Diagnostico
8. Conclusiones
9. Partes del Transformador
10. Galería
Adicional se permite acceder a un menú de ayuda que tiene las siguientes recomendaciones que se muestran en la figura 5:
Figura 5. Ayuda.
21
2. PARTES PRINCIPALES DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA EN
ACEITE
En este capítulo se hablará de manera clara y concisa de las partes de un transformador sumergido en aceite, cada parte se definirá e ilustrará de manera adecuada, de tal forma que sea más simple comprender la función de cada una de las partes que conforman el transformador, cuyas partes se pueden apreciar en la figura 6. (12)
Figura 6. Partes de un transformador en aceite.
Tomado de (30)
2.1 TANQUE.
El tanque debe ser hermético, soportar el vacío absoluto sin presentar deformación permanente, proteger eléctrica y mecánicamente el transformador, ofrecer puntos de apoyo para el transporte y la carga del mismo, soportar los enfriadores, bombas de aceite, ventiladores y los accesorios especiales. La base del tanque debe ser lo suficientemente reforzada para soportar las maniobras de levantamiento de la carga del mismo. (15)
22
2.1.1 Funciones.
Su función es proteger mecánicamente los devanados así como todos los componentes que se encuentren en el interior del transformador, además evita la entrada de contaminantes y mantener el aceite dentro del transformador.
2.1.2 Tipos de tanque.
En el tema de los transformadores es un poco complejo dar a conocer todos los tipos de tanques que existen debido a que es un tema muy extenso, en este proyecto se nombrarán los más comunes que son: tipo respiración libre, tipo tanque conservador y los tipo tanque sellado.
2.1.2.1 Tipo respiración libre.
En este tipo de construcción el interior del tanque está en contacto con el medio ambiente por medio de una tubería, la cual está doblada hacia abajo para evitar la entrada de lluvia, además cuenta con una rejilla para que no ingresen animales.
Debido a que puede ingresar humedad del ambiente se instala un removedor de humedad, el cual consiste en un tanque lleno de sílica gel.
Figura 7. Tipo respiración libre.
Tomado de (30)
2.1.2.2 Tipo tanque conservador.
Este tanque consiste de un recipiente fijo a la parte superior del transformador sobre el tanque o carcasa. Está destinado a recibir el aceite del tanque cuando
éste se expande, debido al efecto del calentamiento por pérdidas internas. Por lo
23
tanto, algunos transformadores de potencia necesitan una cámara de compensación de expansión del líquido aislante. En unidades con capacidad superior a 2000 kVA el tanque se construye para permanecer completamente lleno, lo que implica la utilización del conservador de líquido. En unidades de menor potencia, generalmente el tanque recibe el líquido aislante hasta aproximadamente 15 cm de su nivel o borde, dejando un espacio vacío destinado a la cámara de compensación. Los transformadores que no poseen el tanque de expansión se denominan transformadores sellados. (16)
2.1.2.3 Tipo tanque sellado.
No cuenta con una tubería para respiración, ya que tiene la tapa soldada. La presión dentro del tanque se mantiene dentro de un rango definido mediante una válvula de alivio de presión. En el momento de instalarlo se introduce un gas (aire limpio o nitrógeno) de manera que se forme un colchón de gas sobre el aceite, existe poca contaminación con el medio ambiente debido a la válvula de presión.
Figura 8. Tanque sellado con válvula de presión.
Tomado de (30)
2.2 PASATAPAS O BUSHING
Su función es transportar los conductores del interior del transformador hacia la parte exterior. Estos deben ser capaces de soportar los esfuerzos eléctricos a
24
tensión nominal, así como los que puedan ocurrir en caso de una falla. Los pasatapas se fabrican de diferentes materiales como:
Porcelana (tensiones hasta 25 kV).
Porcelana – aceite (tensiones entre 25 y 69 kV).
Porcelana – compuesto epóxico.
Porcelana – resina sintética (tensiones 34,5 a 115 kV).
Porcelana – papel impregnado de aceite (tensiones mayores a 275 kV).
Figura 9. Pasa-tapas de un transformador.
Tomado de (12)
2.3 NÚCLEO
El núcleo de un transformador de potencia consiste básicamente de un laminado de acero al silicio, está constituido por dos circuitos eléctricos acoplados mediante un circuito magnético.
El funcionamiento del transformador se basa en la Ley de inducción de Faraday, de manera que un circuito eléctrico influye sobre el otro a través del flujo generado por este.
Al conectar el devanado primario a una corriente alterna, se establece un flujo magnético alterno dentro del núcleo. Este flujo atraviesa el devanado secundario induciendo una fuerza electromotriz en el devanado secundario. A su vez, al circular corriente alterna en el secundario, se contrarresta el flujo magnético, induciendo sobre el primario una fuerza contra electromotriz. (25)
25
Existen 2 tipos de núcleos fundamentales de estructura del transformador ellos son el tipo núcleo y el tipo acorazado, los cuales se detallan a continuación:
2.3.1 Tipo núcleo.
En el cual dos grupos de devanados abrazan a un núcleo único. El diseño del Tipo
Núcleo es usado en transformadores de potencia con valores de corriente y tensión bajos.
2.3.2 Tipo acorazado.
En el cual el flujo que atraviesa a un único grupo de devanados está formado, al menos, por dos componentes existentes en circuitos magnéticos en paralelo. El tipo acorazado es usado en transformadores con potencias iguales o mayores a
50 MVA. Como se puede observar en la figura 10.
Figura 10. Tipos de núcleos.
Tomado de (30)
El núcleo de un transformador está formado por chapas, las cuales están hechas con una aleación de hierro de grano orientado y silicio (con esta aleación se reducen las pérdidas por histéresis y corrientes parásitas). Las chapas que forman el núcleo están aisladas eléctricamente unas de otras con un revestimiento a prueba de aceite (tradicionalmente barniz) para reducir las pérdidas por corrientes parásitas. En la figura 11 se observa como envuelven las chapas de aluminio.
26
Figura 11. Núcleo mostrando las chapas de cobre.
Tomado de (12)
2.4 DEVANADOS
El devanado es un hilo de cobre enrollado a través del núcleo en uno de sus extremos. La relación de vueltas del hilo de cobre entre el primario y el secundario nos indicará la relación de transformación. El nombre de primario y secundario es totalmente simbólico, por definición allá donde se aplica la tensión de entrada será el primario y donde se obtenga la tensión de salida será el secundario. (13)
2.4.1 Bobinado cilíndrico
Este tipo se usa cuando el núcleo del transformador es del tipo núcleo, en el cual dos grupos de devanados abrazan a un núcleo único, como se muestra en la figura 10. (12)
2.4.2 Bobinado plano
Este tipo se usa cuando el núcleo del transformador es del tipo acorazado. En el cual el flujo que atraviesa a un único grupo de devanados está formado, al menos, por dos componentes existentes en circuitos magnéticos en paralelo, como se muestra en la figura 10. (12)
2.5 SISTEMA DE AISLAMIENTO
El sistema de aislamiento tiene como función aislar los devanados del transformador entre sí y de tierra, es decir, los elementos de este sistema aíslan las partes conductoras de corriente del núcleo y de las estructuras de acero. El sistema de aislamiento de un transformador en aceite consta principalmente de 2
27
tipos de materiales aislantes: aceite y papel. A continuación se enunciara las funciones y propiedades de ambos materiales. (12)
2.5.1 Aceite aislante
El aceite usado en los transformadores desempeña básicamente cuatro funciones:
Aislar eléctricamente todos los componentes del transformador.
Proveer de refrigeración eficiente al transformador.
Previene la acumulación de lodo en el transformador.
Proteger al conjunto núcleo-bobinas del ataque químico. (12)
2.5.2 Aislamiento sólido (de celulosa)
El papel Kraft usado como aislamiento en un transformador debe desempeñar 3 funciones específicas:
Soportar los esfuerzos eléctricos producidos por las tensiones en condiciones normales y anormales durante la operación del transformador.
Soportar los esfuerzos mecánicos y térmicos que acompañan a un cortocircuito.
Prevenir una acumulación excesiva de calor, esto lo realiza el papel gracias a sus componentes vegetales que están formados por varias unidades de glucosa. (12)
Figura 12. Bobinas de un transformador recubierto de papel.
Tomado de (12)
28
2.6 EQUIPOS AUXILIARES
2.6.1 Medidores de temperatura
La finalidad de los medidores de temperatura es mantener informado al personal de mantenimiento y operación sobre la temperatura del líquido aislante, y los devanados, los fabricantes de transformadores instalan los medidores de temperatura en el tanque.
Figura 13. Medidores de temperatura.
Tomado de (14)
2.6.2 Medidores de nivel
El indicador de nivel de aceite señala el nivel del líquido aislante contenido en el tanque principal del transformador o en compartimentos asociados. En los transformadores con tanque de conservación el medidor de nivel se encuentra instalado a un costado del mismo. En los transformadores sellados el medidor de nivel es instalado a un costado del tanque, justo a la altura del nivel de aceite.
Figura 14. Medidor de nivel.
Tomado de (20)
29
2.6.3 Dispositivo contra sobrepresiones
El dispositivo contra sobrepresiones es un equipo de protección que permite verificar la presión interna del tanque del transformador, es decir, este dispositivo sirve para aliviar la presión interna del tanque cuando esta excede un valor predeterminado. Este dispositivo es normalmente encontrado en transformadores de tipo sellado.
Figura 15. Dispositivo contra sobrepresiones.
Tomado de (12).
2.7 RELÉ DE BUCHHOLZ
La protección que presta este dispositivo es simple y eficaz. El Relé Buchholz es empleado en transformadores que poseen tanque de conservación.
Figura 16. Partes relé de buchholz.
Tomado de (26)
30
Figura 17. Corte trasversal del relé de buchholz.
Tomado de (26)
El Relé Buchholz es un dispositivo que posee dos cámaras llenas de aceite con flotadores dispuestos verticalmente uno encima del otro. Si existiesen corrientes parásitas, sobrecalentamiento o descargas parciales dentro del transformador, se producirán burbujas de gas, las cuales se dirigirán hacia el tanque de conservación. En su camino hacia dicho tanque, las burbujas de gas pasan por la tubería que conecta el tanque principal con el tanque de conservación, ingresando al Relé Buchholz y localizándose en la cámara superior del mismo. A medida que la cantidad de gas aumenta en la cámara, el aceite es desplazado y por ende el nivel de aceite en el relé disminuye. Al ser desplazado el aceite, el flotador superior desciende hasta que se cierra el interruptor magnético que activa una alarma.
Si el defecto que produce los gases se acentúa, el desplazamiento de los mismos se hace violento y se producen grandes burbujas, de tal forma que a consecuencia del choque el aceite refluye bruscamente a través de la tubería hacia el tanque conservador. Este flujo encuentra el flotador inferior y lo desplaza, el cual a su vez acciona los contactos para la desconexión del transformador.
31
Figura 18. Relé de buchholz.
Tomado de (12)
2.8 RADIADORES, VENTILADORES Y BOMBAS DE CIRCULACION
Los transformadores en aceite poseen diferentes métodos de ventilación con el objeto de mantener sus temperaturas de operación dentro de valores normales (no excediendo los 55°C o 65°C sobre la temperatura ambiente). Para el efecto, en cada método (Refrigeración natural, Refrigeración por aire forzado, Refrigeración por aceite forzado, Refrigeración por agua) utiliza accesorios como radiadores, ventiladores, intercambiadores de calor, bombas de circulación, etc., los cuales se encuentran instalados generalmente en el tanque del transformador y son usados de forma individual o en conjunto.
Algunos de los métodos de ventilación usados en transformadores son:
Refrigeración natural
Refrigeración por aire forzado
Refrigeración por aceite forzado
Refrigeración por agua
ONAN
ONAF
OFAN
ONWF
Combinación de los anteriores (12) ONAN/ONAF (28)
32
Figura 19. Sistema de ventilación.
Tomado de (12)
2.9 RESPIRADOR DE SÍLICA GEL
Los respiradores de Sílica-gel los llevan todos los transformadores que cuentan con tanque de expansión. Este debe estar lleno de Sílica-gel que por lo general son de color naranja o azul. Su función es la de asegurar que el aire que ingresa al interior del transformador no contenga humedad la cual es dañina para el líquido refrigerante (aceite). Durante el funcionamiento del transformador, el aceite aislante sufre variaciones en su volumen debido al cambio en la temperatura, esto produce expulsión de aire por el tanque de expansión y así es como se humidifica el aceite.
El aceite en contacto con el aire húmedo, disminuye su capacidad dieléctrica lo cual perjudica el aislamiento del transformador. Así mismo el ingreso de humedad dentro del transformador favorece la formulación de sarro y óxido en el tanque de expansión. Para evitar estos problemas, se hace circular el aire que penetra en el tanque de expansión a través de una sustancia higroscópica que disminuye el contenido de humedad, evitando la contaminación del transformador. El deshidratante que se utiliza es Sílica-gel con indicador de saturación que es casi neutro, esta tiene forma de esferas, estas sustancias higroscópicas tienen la capacidad de absorber la humedad, hasta un 40% de su peso. Cuando cambia de
33
color indica el grado de humidificación, la Sílica naranja cambia a verde y la Sílicagel azul cambia a rosa cuando de humedece. (18)
Figura 20. Sílica-gel.
Tomado de (22)
2.10 VÁLVULA DE VACÍO
Esta es una válvula que se encuentra localizada en la cubierta del transformador, a un costado del tanque o en su parte superior.
Normalmente es del tipo diafragma y a ella deberá conectarse el ducto para hacer vacío de la máquina de tratamiento de aceite (El sistema de la regeneración del aceite se ha diseñado especialmente para que en el uso del sitio regenere totalmente los aceites aisladores en transformadores energizados o desenergizados. Este sistema proporciona la purificación de aceite regular tal como desgasificación, sequedad y retiro de partículas pero también puede quitar acidez, el lodo, otros productos y la descoloración de decaimiento solubles del aceite). Esta válvula es de accionamiento manual mediante volante.
2.11 VÁLVULA COMBINADA PARA DRENAJE, FILTRADO Y MUESTREO
Esta es una válvula del tipo compuerta que se encuentra ubicada en la parte inferior, a un costado del tanque. Dispone de una pequeña válvula que debe accionarse mediante una llave de boca apropiada. La figura 21 muestra un ejemplo de esta válvula.
34
Figura 21. Válvula combinada para drenaje filtrado y muestreo.
Tomado de (12)
35
3. FACTORES QUE INFLUYEN EN EL DETERIORO DEL SISTEMA DE
AISLAMIENTO
Un transformador es una máquina eléctrica que se encuentra constituida por varias partes (núcleo, devanados, pasa-tapas, 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 el mayor grado.
Existen cuatro factores que afectan al sistema de aislamiento de un transformador en aceite: la humedad, el oxígeno, el calor y la contaminación externa. (19)
Es muy importante comprender el daño que causan estos cuatro agentes al sistema de aislamiento de un trasformador, de manera que una vez conocida la presencia de ellos con niveles superiores a los normales, se tomen las medidas necesarias para que dicho daño sea reducido al mínimo y se prolongue la vida útil del equipo.
3.1 HUMEDAD
La presencia de humedad en la parte sólida del aislamiento de los transformadores de potencia (papel, cartón prensado) es uno de los parámetros de estado más importantes. La humedad entra en los transformadores por el aire
(respiraderos, juntas con fugas) y durante las instalaciones y reparaciones. El envejecimiento del aislamiento de papel-aceite también aumenta el nivel de humedad. Generalmente, la parte sólida de las estructuras del aislamiento retiene la mayor parte del agua, es decir, 200 veces más que el aceite.
La entrada de humedad en los aislamientos de papel-aceite puede tener efectos peligrosos:
Reduce la rigidez dieléctrica.
Acelera el envejecimiento de la celulosa (despolimerización).
Causa la emisión de burbujas de gas a altas temperaturas y puede producir averías eléctricas imprevistas.
El contenido de humedad en el aislamiento es, por tanto, un factor fundamental para garantizar la fiabilidad y longevidad del transformador. Puesto que el método tradicional de muestreo de aceite es muy inexacto por diversos motivos, por lo general se utilizan mediciones dieléctricas para determinar el contenido de humedad. (17)
El agua puede estar presente en el aceite de un transformador en las siguientes formas:
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a) De forma disuelta b) En forma de una emulsión agua/aceite c) En estado libre en el fondo del tanque d) En forma de hielo en el fondo del tanque (si la gravedad específica del aceite es mayor a 0,9 el hielo puede flotar)
Cuando el transformador es energizado, el agua comienza a migrar a la parte del transformador que es más fría y que presenta el mayor esfuerzo eléctrico. Ya que el aislamiento sólido tiene mayor afinidad por el agua que el aceite, la distribución del agua en el transformador será desigual, es decir que en el aislamiento sólido habrá mucha más agua que en el aceite. La temperatura es un factor muy importante en la distribución del agua entre el aislamiento sólido y el aceite
3.2 OXÍGENO
El oxígeno 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 oxígeno proviene de la atmósfera o es liberado por la celulosa como resultado de aplicarle calor, además no es posible eliminar todo el oxígeno existente en un transformador inclusive si el llenado del mismo se lo realiza en vacío. Se dice que un aceite dieléctrico se encuentra deteriorado si presenta oxidación. Antes de hablar de cómo se produce la oxidación del aislamiento se debe recordar que un aceite dieléctrico es una mezcla de hidrocarburos y de nohidrocarburos. De acuerdo a la “American Society for Testing and Materials” la oxidación del aceite comienza cuando el oxígeno presente en el transformador se combina con las impurezas de hidrocarburos inestables existentes en el aceite bajo el efecto catalítico de los otros materiales presentes en el transformador.
Dentro de los catalizadores hay humedad y cobre, dentro de los aceleradores hay calor, vibración, sobre tensiones y elevados esfuerzos eléctricos debidos a fallas eléctricas internas. Es necesario recalcar que la oxidación del aceite se debe a la oxidación de las impurezas contenidas en él, más no a la oxidación de los hidrocarburos puros. Como se expresó anteriormente la etapa final de la oxidación es la formación de lodos en el interior del transformador, es decir, la presencia de lodo en un transformador es una muestra de que el proceso de oxidación lleva mucho tiempo existiendo.
El lodo proviene del ataque de ácidos al hierro, cobre, barniz, pintura, etc., del transformador y los residuos de dicho ataque se combinan y forman soluciones, el lodo se precipita de estas soluciones. Según la “American Society for Testing and
Materials
” la formación de lodos en un transformador tiene dos ciclos principales: a) La formación de productos decadentes solubles como los ácidos. Dicha formación comienza tan pronto como el aceite es puesto en operación.
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b) El cambio de los productos de la oxidación que son solubles en el aceite a compuestos insolubles en el aceite.
El lodo se adhiere al aislamiento, a las paredes del tanque, a los ductos de ventilación, etc. Depósitos de lodo aproximadamente de un 1/8” a 1/4" en el núcleo y devanados pueden incrementar la temperatura de operación de 10 a 15ºC.
Aunque el aceite se haya deteriorado rápido, relativamente pocos de los 2870 hidrocarburos estimados presentes en el aceite han reaccionado con el oxígeno, pero lo más importante es que el aceite puede ser nuevamente usado para su propósito original después de que los productos de la oxidación sean eliminados, lo cual se verá más adelante.
La oxidación ataca a las moléculas del papel en uno o más de sus enlaces, el resultado de este cambio químico es la formación de contaminantes polares y agua. La oxidación le resta al papel rigidez mecánica, dureza, capacidad de encorvarse y dilatarse, capacidad de resistir shocks de carga y por último, como resultado de la oxidación se generan productos volátiles que se evaporan y decrecen el espesor o volumen del papel. (12)
3.3 EL CALOR
El calor genera 90% del deterioro de la celulosa, la degradación térmica del aislamiento es función del tiempo, de la temperatura y de cuan seco está 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 (CO
2
, CO). Existen evidencias que muestran que si se sobrecarga un transformador con temperaturas superiores a los 140ºC en el punto más caliente, se formaran burbujas de gas, las mismas que disminuyen la rigidez dieléctrica del aislamiento.
Las elevadas temperaturas también reducen la capacidad de la celulosa a ser tensionada. Además, como se dijo anteriormente al aumentar la temperatura la tasa de oxidación del aislamiento se incrementa y la cantidad de humedad que puede absorber el aceite también se incrementa. (12)
3.4 LA CONTAMINACIÓN EXTERNA
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.
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4. DIAGNÓSTICO DEL ESTADO DEL TRANSFORMADOR RECURRIENDO
AL ANÁLISIS DE GASES GENERADOS INTERNAMENTE
En un transformador, los gases generados pueden encontrarse disueltos en el aceite, en el colchón de gas sobre el aceite y en los dispositivos de recolección de gases (Ej.: el Relé Buchholz). El método más empleado en la detección de dichos gases es la Cromatografía de gases.
La detección de ciertos gases generados en un transformador en aceite que se encuentra en servicio es a menudo el primer indicio de la existencia de un comportamiento anormal del transformador, el cual podría conllevar a que el mismo falle si no es corregido a tiempo.
Existen algunos mecanismos que ocurriendo de forma individual o de forma simultánea pueden atacar a los materiales aislantes, produciéndose la descomposición de los mismos y las consecuentes formaciones de varios gases combustibles y no combustibles. Algunos de los mecanismos más frecuentes son: sobrecarga severa, sobrecalentamiento del sistema de aislamiento, arco, chisporroteo de baja energía, descarga por corona, falla de las bombas de circulación, entre otros.
La presencia y cantidad de gas encontrado es dependiente de variables del equipo como: el tipo, la localización geográfica, temperatura de la falla, el tipo y la tasa de circulación del aceite, la clase de material en contacto con la falla y finalmente variables que tienen que ver con los procedimientos de toma y medición de muestras. El principal obstáculo en el desarrollo de la interpretación de fallas por medio del análisis de gases generados en transformadores como una ciencia exacta es la ausencia de una correlación positiva entre los gases indicativos de falla y las fallas encontradas en los transformadores.
4.1 OBJETIVOS DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES
Los principales objetivos de una cromatografía de gases son: a) Supervisar los transformadores en servicio y obtener un aviso anticipado de una falla. b) Tener conocimiento de la naturaleza y localización de la falla. c) Asegurarse de que un transformador recientemente adquirido no presente ningún tipo de falla durante el tiempo de garantía que da el fabricante.
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4.2 TEORÍA GENERAL
Las principales causas de la formación de gases en un transformador en operación son de naturaleza eléctrica y térmica. Se tratará de explicar el proceso de descomposición del aceite aislante y de la celulosa usada como aislamiento.
(12)
4.2.1 Descomposición de la celulosa
El aislamiento de celulosa en un transformador se encuentra impregnado de aceite por efecto de estar sumergido en él. La descomposición térmica de este aislamiento produce óxidos de carbono (CO, CO
2
) y algo de hidrógeno (H
2
) o metano (CH
4
), estos últimos debidos a la presencia del aceite. La tasa a la cual estos gases son producidos depende exponencialmente de la temperatura y directamente del volumen del material a esa temperatura. (12)
4.2.2 Descomposición del aceite
Los aceites minerales usados en los transformadores son una mezcla de moléculas de hidrocarburos. La descomposición de estas moléculas debido a esfuerzos térmicos o eléctricos es más compleja que la de la celulosa.
El proceso de descomposición comienza con el rompimiento de los enlaces
Hidrógeno-Carbono y Carbono-Carbono, formándose átomos activos de hidrogeno y fragmentos de hidrocarburos. Estos radicales libres se pueden combinar unos con otros para formar gases (hidrogeno molecular, etano, etileno, etc.), o pueden recombinarse para formar nuevas moléculas condensables. Posteriores procesos de descomposición y reordenamiento dan origen a la formación de productos como el etileno, acetileno y en extremo partículas de carbono hidrogenado. Estos procesos son dependientes de la presencia de hidrocarburos individuales, de la distribución de energía y temperatura en la vecindad del punto de falla, además del tiempo durante el cual el aceite es sometido a esfuerzos eléctricos y térmicos.
Estas reacciones ocurren estequiométricamente, por consiguiente la degradación específica de los conjuntos de hidrocarburos del aceite y las condiciones de falla no pueden ser pronosticados de manera confiable por medio de consideraciones de cinética-química.
Cuando el aceite del transformador es sometido a esfuerzos eléctricos y/o térmicos se generan los siguientes gases (la existencia y cantidad de cada gas depende de la severidad de la falla):
Hidrógeno (H
2
)
Acetileno (C
2
H
2
)
Metano (CH
4
)
Etileno (C
2
H
4
)
60
10
1,5
1,0
– 80%
– 25%
– 3,5%
– 2,9% (12)
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4.2.3 Definición del tipo de falla.
En general las fallas que se pueden presentar en un transformador se las puede agrupar en dos clases principales:
Fallas térmicas
Fallas eléctricas.
Es necesario tener en cuenta que se pueden presentar superposiciones entre los diferentes tipos de procesos de degradación, ya que varias clases de fallas pueden suceder simultáneamente. (12)
4.2.3.1 Fallas térmicas.
Se puede observar que la descomposición térmica del aceite de un transformador entre los 150 °C y 500 °C genera cantidades considerables de gases de bajo peso molecular, tales como el hidrogeno y el metano; así mismo se pueden observar
“rastros” de gases con mayor peso molecular como el metano y el etileno. A medida que la temperatura de la falla se incrementa (falla más severa) la cantidad de hidrogeno generado es mayor que la de metano y las cantidades generadas de etileno y etano se vuelven significantes.
Figura 22 equilibrio térmico de Halstead.
Tomado de (12).
41
Como se puede observar en la figura 22, cuando se acerca al valor máximo en la escala de falla se tiene una concentración de hidrogeno, etileno y acetileno muy altos ya que la temperatura llega a un valor muy elevado (12)
(CH
4)
: Metano: El metano es el hidrocarburo alcano más sencillo, cada uno de los
átomos de hidrógeno está unido al carbono por medio de un enlace covalente.
(H
2)
: Hidrógeno: el hidrógeno es un elemento químico representado por el símbolo
H y con un número atómico de 1. En condiciones normales de presión y temperatura, es un gas diatómico incoloro, inodoro, insípido, no metálico y altamente inflamable.
(C
2
H
6):
Etano: el etano es un hidrocarburo alifático alcano con dos átomos de carbono. En condiciones normales es gaseoso y un excelente combustible. Su punto de ebullición está en -88 °C. Se encuentra en cantidad apreciable en el gas natural.
(C
2
H
2)
: Acetileno: el acetileno o etino es el alquino más sencillo. Es un gas, altamente inflamable, un poco más ligero que el aire e incoloro.
(C
2
H
4)
: Etileno: el etileno o eteno es un compuesto químico orgánico formado por dos átomos de carbono enlazados mediante un doble enlace.
La descomposición térmica de la celulosa genera monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO
2
) y vapor de agua, esto ocurre a temperaturas más bajas que en la descomposición térmica del aceite mineral y a una tasa exponencialmente proporcional a la temperatura.
Debido a que la celulosa comienza a degradarse a temperaturas más bajas que el aceite mineral, es posible encontrar los gases que ésta genera (CO, CO
2
) en un transformador con temperaturas de operación normales.
4.2.3.2 Fallas eléctricas.
Las fallas eléctricas están clasificadas como:
Descargas de baja intensidad.
Descargas de alta intensidad.
4.2.3.3 Descargas de baja intensidad.
En la figura 22 se puede ver que, al producirse una descarga de baja intensidad o arcos intermitentes de baja intensidad que generan temperaturas de entre 200 °C y 700 °C, se produce principalmente el hidrógeno con cantidades decrecientes de metano y “rastros” de acetileno. A medida que la intensidad de la descarga
42
aumenta, las cantidades de etileno y acetileno se incrementan significativamente.
(12)
4.2.3.4 Descargas de alta intensidad
Se observa en la figura 22 que cuando se produce un arco o existen descargas continuas que producen temperaturas de entre 700 °C y 1800 °C, la cantidad de acetileno se vuelve pronunciada. (12)
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5. PRUEBAS DE DIAGNÓSTICO
El conocimiento base para el análisis de este capítulo se vio en los anteriores capítulos donde se explica el deterioro del aceite y el análisis de los gases generados en el interior del transformador. Ambos temas, junto con las pruebas eléctricas, físicas y químicas realizadas al sistema de aislamiento del transformador constituyen el conocimiento base para el desarrollo del mantenimiento de un transformador en aceite.
El contenido de lo que se analizará en este capítulo consta principalmente de:
Pruebas realizadas al aceite dieléctrico.
Pruebas realizadas al aislamiento sólido.
Prueba de corriente de excitación.
Prueba de relación de transformación.
Prueba de resistencia DC de devanados.
Inspección por termografía infrarroja.
Los procedimientos para la realización de las pruebas citadas anteriormente se expondrán en el capítulo 6.
5.1 PRUEBAS REALIZADAS AL ACEITE DIELÉCTRICO.
En las pruebas realizadas en el aceite se definen diferentes mecanismos para determinar en qué estado se encuentra el aceite, en los siguientes temas se observaran las diferentes pruebas que se le realizan a éste. (12)
5.1.1 Rigidez dieléctrica
Es una prueba que muestra la presencia de agentes contaminantes (agua, polvo, partículas conductoras) en el aceite, las cuales pueden ser representativas si se presentan valores bajos de rigidez. Cuando un aceite está muy contaminado tiende a presentar valores bajos de rigidez los cuales disminuyen el aislamiento del transformador.
La prueba consistente en aplicar una tensión de C.A. entre dos electrodos sumergidos en aceite a una distancia de 2,54 mm o 2,0 mm dependiendo de la norma a ser utilizada.
44
Figura 23. Rigidez dieléctrica de la muestra sometida a la prueba.
Tomado de (30)
5.1.2 Número de neutralización, Normas ASTM D-664 y D-974
Dependiendo del origen, proceso de refinación o deterioro en servicio de los aceites aislantes, estos pueden presentar características ácidas o alcalinas, el número de neutralización expresado como número ácido es una medida de la cantidad de estas sustancias; por lo que se podría decir que la acidez de un aceite da una idea del cambio o deterioro de su condición aislante.
Una acidez alta indica presencia de lodos, que implica obstrucción de los ductos de refrigeración y por lo tanto disminución de la capacidad del transformador para disipar temperatura o sea disminución de la capacidad de potencia.
Los valores típicos y límites para esta prueba son los siguientes:
Aceite nuevo: 0,03 mg KOH/gr KOH= acidez del aceite
Aceite usado: Entre 0,1 y 0,2 mg KOH/gr
A regenerar: Mayor a 0,2 mg KOH/gr (12)
5.1.3 Tensión interfacial, Norma ASTM D-971
La tensión Interfacial es un fenómeno físico-químico que se produce por las fuerzas de atracción que existen entre las moléculas de dos líquidos. En los aceites aislantes se utiliza para detectar presencia de productos de oxidación, no detectables con la prueba de acidez, por lo que se puede concluir que es una prueba complementaria a esta.
45
La prueba consiste en medir el rompimiento de la interfase en dinas por centímetro entre las superficies conformadas por el aceite a ser probado y agua destilada.
Los valores mínimos permitidos son los siguientes:
Aceite nuevo:
Aceite usado:
45 dinas/cm
25 dinas/cm
Agua destilada: 70 dinas/cm
5.1.4 Factor de potencia
El factor de potencia (ASTM D924) de un aceite aislante es el rango entre la potencia aparente expresada en kVA y la potencia real expresada en kW esto da la corriente de fuga a través del aceite la cual se interpreta como una medición de la contaminación o deterioro del aceite.
Figura 24. Factor de potencia.
Tomado de (12).
Para la medición del Factor de Potencia del aceite se utiliza un equipo que lleva el nombre de Medidor de Factor de Potencia de Aislamiento, el cual sirve tanto para medir el factor de potencia del aceite como del aislamiento sólido y pasa-tapas.
Un elevado valor en el Factor de Potencia es indicativo de que el aceite posee contaminantes como agua, productos de la oxidación, jabones metálicos, carbón, residuos de barniz, entre otros.
De acuerdo a la Doble Engineering Company junto con la aplicación de la norma
ASTM D-924, el factor de potencia de un aceite nuevo no debe exceder un valor de 0.5 % a 25ºC. Aceites en servicio con factores de potencia entre 0.5% y 1% a
25ºC necesitaran una investigación adicional para determinar el porqué de estos valores (el aceite podría requerir tratamiento con tierra de Fuller). Si el factor de potencia está entre 1% y 2% a 25ºC, en el transformador podría producirse una
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falla interna debido al mal estado del aceite (la recuperación o reacondicionamiento del mismo sería necesario).
Se considerará como un peligro operacional un aceite con un factor de potencia superior a 2% a 25ºC (la recuperación o el reemplazo del mismo sería necesario).
(12)
5.1.5 Color
Los aceites dieléctricos deben tener un color claro (transparente los nuevos), de manera que se pueda inspeccionar el interior del equipo al que protege.
Un cambio en el color del aceite de un transformador dentro de un periodo de tiempo corto es indicativo de que existe contaminación y deterioro en él. Un oscurecimiento en el color del aceite sin cambio significativo en la acidez del mismo es indicativo de que la contaminación del aceite proviene de alguna fuente externa.
El color de un aceite aislante es expresado por medio de un número, el cual está basado en la comparación del color de la muestra con una serie de colores estándar contenidos en un colorímetro.
5.1.6 Contenido de humedad
El agua puede presentarse de varias formas en un aceite aislante. La presencia de agua en forma libre o en suspensión puede ser determinada por una inspección visual de la muestra. La presencia de agua en forma disuelta es normalmente determinada por medios físicos o químicos. El contenido de agua en un aceite aislante puede estar dado en partes por millón (ppm) o en porcentaje de saturación.
El método más utilizado para la determinación de agua en un líquido aislante es el de Karl Fisher. (12)
5.2 PRUEBAS REALIZADAS AL AISLAMIENTO SÓLIDO
Para verificar el estado del aislamiento se realizan las siguientes pruebas:
5.2.1 Factor de potencia
Cualquier devanado en un transformador está aislado de los otros y de tierra por medio del aislamiento sólido (papel, barniz, etc). El aislamiento sólido forma una red capacitiva. En cada capacitancia existen perdidas dieléctricas, las cuales están representadas por los resistores en serie con cada capacitancia.
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El factor de potencia del aislamiento es una medida de las pérdidas de potencia a través del sistema de aislamiento y tierra causados por una corriente de fuga.
El factor de potencia del aislamiento es comúnmente definido como la relación entre la resistencia y la impedancia de la combinación capacitancia-resistencia que se forma en el sistema de aislamiento.
Figura 25. Circuito equivalente del aislamiento en el interior del transformador.
Tomado de (30)
Si el aislamiento fuera perfecto (condición teórica) no habría corriente de fuga, entonces el factor de potencia sería igual a cero. Como se sabe, ningún aislante es perfecto, por tanto la presencia de una corriente de fuga en él es posible.
Mientras mayor sea dicha corriente de fuga las pérdidas de potencia en el aislamiento serán mayores y por ende se tendrá un mayor factor de potencia del aislamiento.
Hasta la actualidad no se han definido valores de factor de potencia del aislamiento, pero en la práctica se consideraran valores normales entre 0,5% y 2% referidos a 20ºC, a excepción de unidades nuevas en donde el factor de potencia del aislamiento debe estar por debajo del 0,05% a 20ºC.
Adicionalmente a las pruebas de factor de potencia realizadas al aislamiento sólido y al aceite dieléctrico, también se le efectúa esta prueba a los pasa-tapas
48
del transformador, los cuales deben estar libres de impurezas, ya que la presencia de las mismas puede afectar los resultados de la prueba.
Un factor muy importante a considerar durante la realización de esta prueba es la temperatura. Se sabe que la magnitud del factor de potencia del aislamiento varía directamente con la temperatura. Debido a lo anterior existen factores de corrección por temperatura, de manera que se puedan llevar los valores de factor de potencia obtenidos en la prueba a una base de temperatura común (20ºC) y de esta manera poder compararlos con los recomendados.
El factor de potencia del aislamiento ayuda a detectar: humedad, carbonización del aislamiento, pasa-tapas defectuosos, contaminación del aceite con materiales disueltos o partículas conductivas, núcleos no puestos a tierra o mal puestos a tierra, entre otros. (12)
5.2.2 Resistencia de aislamiento
La prueba de resistencia de aislamiento es una prueba no destructiva que ayuda a diagnosticar el estado del aislamiento. La resistencia de aislamiento de un aislante eléctrico se define como la resistencia, en megaohmios (MΩ), que ofrece el aislante a la aplicación de una tensión directa.
La medición de la resistencia de aislamiento para el caso de los transformadores se realiza entre devanados y entre devanados y tierra, durante intervalos de tiempo de entre un minuto a diez minutos.
Para realizar esta medición se utiliza un equipo llamado Medidor de Resistencia
de Aislamiento (comúnmente llamado MEGGER), el cual puede funcionar de forma manual o por medio de baterías, siendo analógico o digital.
Este aparato posee un generador DC, el cual genera una alta tensión DC que produce una pequeña corriente, llamada corriente de aislamiento, la cual consta de dos componentes principales: la componente que fluye a través del aislamiento y la componente que fluye sobre el aislamiento. La corriente que fluye a través del aislamiento está formada por las siguientes corrientes: a) Corriente de carga capacitiva, la cual posee una elevada magnitud y es de corta duración (normalmente desaparece cuando los primeros datos son tomados). Esta corriente no afecta a los valores de la medición. b) Corriente de absorción, la cual decae a una tasa decreciente desde un valor comparativamente alto hasta cercanamente cero. Usualmente la resistencia medida en los primeros minutos de la prueba es ampliamente influenciada por la corriente de absorción.
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La corriente que fluye sobre el aislamiento consta de la corriente de fuga, la cual es la más importante al momento de evaluar la condición del aislamiento.
Teóricamente, esta corriente debe permanecer constante en el tiempo para cualquier valor de tensión aplicado al aislamiento. Un valor constante de esta corriente en el tiempo es sinónimo de que el aislamiento bajo prueba está en buenas condiciones y libre de contaminantes.
La resistencia de aislamiento es considerada como una indicación confiable de la presencia de o ausencia de contaminantes dañinos y/o degradación. Sin embargo, los valores de la resistencia de aislamiento son sensibles a pequeños cambios debido a diferentes factores como:
Humedad: La absorción de humedad por parte del aislamiento tendrá un gran efecto en la resistencia del aislamiento.
Temperatura: La resistencia de asilamiento varía inversamente con la temperatura, es por esto que existen factores de corrección por temperatura para la resistencia de aislamiento.
Potencial aplicado: Si la resistencia de aislamiento decrece significativamente con un incremento del potencial aplicado, lo anterior puede ser indicativo de la existencia de imperfecciones o fracturas en el aislamiento, agravadas por la presencia de contaminantes o humedad.
Duración de la prueba: El valor de la resistencia de aislamiento de un devanado normalmente aumenta en el tiempo con la aplicación de la tensión de prueba. El incremento normalmente es rápido al principio y las lecturas gradualmente se aproximan a un valor constante. Para un devanado seco, la resistencia de aislamiento se incrementara por horas, sin embargo se podría decir que se hace constante entre los primeros 10 y 15 minutos de prueba. Si el devanado posee humedad, a los pocos minutos (1 a 2) la resistencia de aislamiento alcanzara un valor estable. El cambio en la resistencia de aislamiento con la duración de la prueba puede ser útil en la apreciación de cuan limpio y libre de humedad se encuentra el aislamiento.
5.3 PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN.
La corriente de excitación de un transformador de potencia suele ser poco intensa.
Los valores de esta corriente normalmente están entre el 4 y el 8 % de la corriente nominal del transformador, sin embargo se puede asumir un valor promedio de la misma en 5 % de la corriente nominal.
Valores en la corriente de excitación mayores al 10 % de la corriente nominal del transformador son sospechosos de la existencia de un problema interno
(posiblemente en el circuito magnético).
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La prueba de corriente de excitación permite detectar fallas en el circuito magnético y devanados, tales como cortocircuitos entre espiras, fallas en el aislamiento de los pernos de sujeción del núcleo, mal contacto en el cambiador de taps, fallas en el aislamiento entre laminas del núcleo, mal contacto entre laminaciones sueltas, sobrecalentamiento, mala puesta a tierra, entre otras.
5.4 PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN.
El objetivo de la prueba de relación de transformación es la de verificar la relación del número de vueltas entre los devanados primario y secundario de un transformador, comparando los resultados con los datos de placa o con resultados obtenidos en pruebas anteriores (los valores obtenidos en la prueba de relación de transformación, para considerarse satisfactorios deberán estar dentro del 0.5% de los valores de placa).
En el análisis de los resultados obtenidos en esta prueba se pueden detectar defectos en el transformador como vueltas cortocircuitadas en sus devanados, errores en el número de espiras, espiras abiertas, fallas entre contactos del tap, entre otros.
Para la realización de esta prueba se utiliza un equipo denominado Medidor de
relación de Transformación, comúnmente llamado TTR, por las siglas del inglés de
Transformer Turns Ratio.
5.5 PRUEBA DE RESISTENCIA (DC) DE DEVANADOS.
La prueba de resistencia de devanados indicará un cambio en la resistencia DC de los devanados en el caso de que existiesen vueltas cortocircuitadas, empalmes sueltos o malos contactos. Los resultados obtenidos al realizar esta prueba deberán ser comparados con los proporcionados por el fabricante del equipo o con los resultados obtenidos en pruebas anteriores. Para la medición de la resistencia DC de devanados se utiliza un equipo denominado Microohmetro, el cual puede funcionar de forma manual o por medio de baterías, siendo analógico o digital. (12)
5.6 PRUEBA DE TERMOGRAFÍA INFRARROJA.
Una de las técnicas de mantenimiento predictivo que a lo largo de los últimos años ha pasado a ser una de las más utilizadas por parte de las empresas que realizan mantenimiento a instalaciones industriales es la Termografía infrarroja.
Esta técnica permite detectar, sin contacto físico con el elemento bajo análisis, cualquier falla que se manifieste en un cambio de temperatura sobre la base de medir los niveles de radiación dentro del campo infrarrojo.
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En general, una falla electromecánica antes de producirse se manifiesta generando e intercambiando calor. Este calor se traduce habitualmente en una elevación de temperatura que puede ser súbita, pero, por lo general y dependiendo del objeto, la temperatura comienza a manifestar pequeñas variaciones.
Si es posible detectar, comparar y determinar dicha variación, entonces se podrían detectar fallas que comienzan a gestarse y que pueden producir en el futuro cercano o a mediano plazo una parada de planta y/o un siniestro afectando a personas e instalaciones. Esto permite la reducción de los tiempos de parada al minimizar la probabilidad de salidas de servicio imprevistas, no programadas, gracias a su aporte en cuanto a la planificación de las reparaciones y del mantenimiento.
La inspección termográfica en sistemas eléctricos tiene como objetivo detectar componentes defectuosos basándose en la elevación de la temperatura como consecuencia de un aumento anormal de su resistencia óhmica. Las causas que pueden originar estos defectos, entre otras, son:
Conexiones flojas
Conexiones afectadas por corrosión
Suciedad en contactos
Degradación de materiales aislantes
Con la técnica tradicional de
“limpiar y apretar” se efectúan acciones para corregir conexiones flojas y contactos pobres, de esta forma todas las conexiones, empalmes y puntos de contacto reciben físicamente mantenimiento lo necesiten o no, por lo tanto generalmente no se sabe si se corrigió una falla. Con termografía se focalizan los problemas que deben ser corregidos bajo las técnicas convencionales y además se encuentran otros problemas que en circunstancias normales no serían detectados.
En el proceso de inspección termográfica es posible definir, en general, las siguientes etapas:
Planificación de la inspección en los periodos de máxima demanda.
Evaluación y clasificación de los calentamientos detectados.
Emisión de informe, con identificación de fallas y el grado de urgencia de reparación.
Seguimiento de la reparación.
Revisión termográfica para evaluar la efectividad del mantenimiento correctivo realizado. (12)
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Figura 26. Prueba de termografía infrarroja.
Tomado de (12).
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6. MANTENIMIENTO DEL TRANSFORMADOR
Los transformadores requieren menor cuidado, en lo que a mantenimiento se refiere, comparado con otros equipos eléctricos. El grado de inspección y mantenimiento necesarios para la buena operación de un transformador depende de su capacidad, de la importancia dentro del sistema eléctrico, del lugar de instalación en el sistema, de las condiciones climatológicas y ambientales, y en general de las condiciones de operación.
6.1 DEFINICIONES
A continuación se darán las definiciones de Mantenimiento Preventivo,
Mantenimiento Predictivo y Mantenimiento Correctivo, que aunque son definiciones generales de estos tipos de mantenimiento, se aplican al mantenimiento de los transformadores.
6.1.1 Mantenimiento Preventivo
Es un conjunto de actividades (inspecciones, pruebas, ajustes, reparaciones, toma de muestras, etc.) regularmente programadas y aplicadas a los equipos de una instalación determinada, con el objeto de minimizar su
“degradación” o perdida de vida útil.
6.1.2 Mantenimiento Predictivo
Es una técnica que consiste en monitorear regularmente (más seguido que en el mantenimiento preventivo) los parámetros
“claves” de un equipo en operación, con la finalidad de detectar y/o corregir a tiempo un problema potencial antes de que se produzca la falla del equipo.
6.1.3 Mantenimiento Correctivo
Se entiende por mantenimiento correctivo a la corrección de las averías o fallas, cuando éstas se presentan. Es la habitual reparación tras una avería que obligó a detener la instalación o máquina afectada por el fallo
6.2 MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DEL ACEITE
Los métodos para juzgar el deterioro de un aceite dieléctrico son aquellos que miden el grado de oxidación, la densidad relativa, la tensión interfacial, el factor de potencia y la rigidez dieléctrica.
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La ASTM ( American Society for Testing and Materials ) posee un listado que contiene 33 pruebas realizables a los aceites dieléctricos. Sin embargo, las 9 pruebas más útiles para diagnosticar el estado de un transformador y de su aceite dieléctrico son:
• 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)
• Cromatografía de gases (D3612) referencia (24) referencia (24) referencia (24) referencia (24) referencia (24) referencia (24) referencia (24) referencia (24) referencia (24)
Cuando se practica un monitoreo anual del aceite basado en las anteriores pruebas, la presencia de contaminantes polares es detectada mucho antes de que se formen lodos. Si no se realiza este monitoreo, los lodos se depositaran en el aislamiento sin ser detectados y se reducirá la vida del sistema de aislamiento.
(12)
6.3 MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DE LOS PASA-TAPAS
Existen algunas actividades que deben tomarse en cuanta a la hora de la realización del mantenimiento o de las inspecciones periódicas a los pasa-tapas, tanto de alta como de baja tensión, del transformador. Dichas actividades deberán ser realizadas periódicamente de una manera efectiva, ya que es la única manera que permite determinar cuando el aislador constituye un riesgo para la continuidad del servicio. Las actividades que deben realizarse durante los mantenimientos o durante las inspecciones de los pasa-tapas son las siguientes:
Revisión de la temperatura de los terminales de los pasa-tapas, ya que podría existir sobrecalentamiento en este punto si los aprietes no están firmemente ajustados.
Cuando haya mucho polvo o cualquier otra impureza ambiental se debe efectuar una limpieza del pasa-tapas con agua, amoniaco, tetracloruro de carbono o ácido hidroclórico diluido 40 o más veces en agua. Cuando se empleen soluciones químicas para la limpieza de los pasa-tapas, deberá tenerse cuidado de no tocar ninguna parte metálica con ellas; adicionalmente después de la limpieza, las partes de porcelana deben neutralizarse con agua que contenga bicarbonato de sodio en una proporción de 30 gramos por litro. La limpieza de los pasa-tapas se la realizara solo si el transformador se encuentra desenergizado.
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Verificación de la existencia de daños menores, chisporroteos o fisuras. En el primer caso se tendría expuesta al medio ambiente la parte áspera de la porcelana, por lo que deberá sellarse dicha parte con algún barniz con el objeto de evitar el ingreso de humedad. En el caso de fisuras, el pasa-tapa deberá ser repuesto por otro. Para el caso del chisporroteo es necesario realizarle pruebas de factor de potencia y resistencia de aislamiento. Si los valores obtenidos son deficientes, deberá preverse el cambio del pasa-tapa.
Los métodos para detectar el deterioro del aislamiento son la medición de la resistencia de aislamiento y el factor de potencia del aislamiento. La medición de la resistencia de aislamiento y del factor de potencia del aislamiento de los pasatapas no es sencilla, ya que el pasa-tapa y los devanados deben independizarse para el efecto; no obstante la medición deberá realizarse lo mejor posible. (12)
6.4 MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DEL SISTEMA DE VENTILACION.
El sistema de ventilación es la parte más importante en el funcionamiento diario de un transformador. Es necesario tener un cuidado especial en su inspección y mantenimiento, ya que, cualquier anormalidad puede reducir la vida útil del transformador o causar defectos serios.
Se debe verificar la existencia de fuga de aceite en los tubos colectores o en las aletas de los radiadores. Revise el estado de la pintura; realice una limpieza del polvo y suciedad que se acumula en ellos, especialmente en la zona de unión entre las aletas y los tubos colectores. La limpieza de dicha suciedad es muy importante, ya que esta resta eficiencia a la acción del radiador y con el tiempo puede dar origen a un proceso de oxidación del metal. Si los radiadores son del tipo desmontable, verifique que las válvulas se abran correctamente.
Para el caso de los ventiladores y bombas de circulación se recomienda revisar: temperatura, vibración, ruido, falta de fijación, oxidación y estado de la pintura. Es recomendable, que una vez al año se desmonten los rodamientos del motor y reemplazar la grasa vieja; paralelamente a lo anterior se deberá realizar también una prueba de resistencia del asilamiento de dicho motor.
Si se perciben ruidos inusuales diferentes a los de operación normal de estos equipos, deberán ser desmontados y sujetos a revisión.
6.5 MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DE LOS MEDIDORES DE
TEMPERATURA.
Se debe verificar la temperatura del transformador cuando se encuentra en servicio, ya que ello es indicativo de las condiciones de funcionamiento. Por tanto,
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se debe revisar y mantener en buen estado los medidores de temperatura, de manera que sea confiable la lectura que están proporcionando.
La mayoría de los transformadores modernos poseen medidores de temperatura tipo reloj, el cual es un tipo de medidor de presión con un bulbo de Bourdon que contiene un líquido o un gas especial sellado y conectado con un tubo muy fino.
Dicho tuvo mueve la aguja por expansión o contracción del fluido. Después de muchos años de uso, el bulbo se desgasta, al igual que el piñón y el soporte, por lo que pueden darse indicaciones de temperatura erróneas. Es recomendable que se verifique la lectura de temperatura con una termocupla u otro dispositivo que nos permita verificar el buen funcionamiento del medidor.
Para comprobar la calibración del termómetro es recomendable enviarlo a un laboratorio donde le practiquen las pruebas necesarias para verificar que el medidor se encuentre en buen estado.
6.6 MANTENIMIENTO E INSPECCION DE LOS MEDIDORES DE NIVEL DE
ACEITE.
El medidor de nivel de aceite requiere el mismo cuidado que cualquier instrumento ordinario. Además, como un indicador con flotador metálico, requiere atención cuando hay una indicación incorrecta debida a la penetración de aceite al flotador causada por vibraciones o por un funcionamiento durante un tiempo largo.
Para realizar una revisión del medidor, retire el mecanismo exterior del medidor sin necesidad de reducir el nivel de aceite. Luego de haber removido la parte exterior del medidor, sostenga un imán en la parte posterior del mecanismo y hágalo rotar; si el dial indicador no se mueve junto con la rotación del imán, podría existir un mal funcionamiento del medidor. Realice una revisión del mismo o en el peor de los casos reemplácelo.
Es posible que exista un circuito de control que haga sonar una alarma o produzca la desconexión del transformador cuando el nivel de aceite se encuentra por debajo de un nivel predeterminado. Dicho circuito, deberá ser probado con un ohmímetro con el objeto de determinar su estado. Además, los circuitos de alarma y desconexión deberán ser probados manualmente para ver si las respuestas de alarma y desconexión son obtenidas. (12)
6.7 MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DEL RELÉ BUCHHOLZ.
El mantenimiento del Relé Buchholz deberá realizarse siempre que el transformador se encuentre desenergizado. Al efectuarse el mantenimiento deberá verificarse el correcto funcionamiento de los flotadores y controlar el nivel de aceite.
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Con el objeto de comprobar el correcto funcionamiento de los flotadores, se bombea aire por la válvula de evacuación de gases, ya sea por medio de una manguera con aire comprimido o con una bomba de aire de bicicleta.
La acción anterior se la realiza con la finalidad de bajar el nivel de aceite en el relé, el cual puede ser controlado por medio de las mirillas que posee el relé para el efecto.
Al enviar lentamente aire al interior del relé el flotador superior o de alarma desciende, debiéndose en este momento activar el circuito de alarma. Una vez terminada la comprobación se deberá dejar escapar el aire del relé Buchholz y luego cerrar la válvula de evacuación.
El flotador inferior y el circuito de desconexión no pueden ser probados mediante la inyección de aire a presión al relé. En algunos relés se provee de una varilla que permite activar ambos flotadores hasta que el circuito de disparo sea activado. De ser posible verifique que el interruptor de protección operó al realizarse esta acción. (12)
6.8 MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DE LA VÁLVULA DE SOBREPRESION.
El mantenimiento que se le efectúa a la válvula de sobrepresión es el cambio del diafragma de vidrio. En el caso de que este se rompiera accidentalmente o por un aumento de presión en el transformador, deberá ser cambiado inmediatamente con otro del mismo espesor y de las mismas dimensiones, ya que un diafragma dañado permite el ingreso de oxígeno y humedad al transformador.
Para saber si la válvula se ha activado, se debe observar si un indicador color se encuentra alrededor de 2 pulgadas sobre el nivel de la parte superior de la válvula de sobrepresión.
Cada 3 a 5 años deberá realizarse una revisión alrededor de la válvula de sobrepresión. Si se observan manchas de aceite en la periferia de la misma, la empaquetadura de la válvula deberá ser reemplazada.
6.9 MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DEL TANQUE.
Ya que el mantenimiento que requiere el tanque del transformador es escaso, comparado con las otras partes que lo constituyen, cada vez que se encuentre desenergizado se deben hacerse las siguientes actividades:
Revisión de las uniones que tienen empaquetaduras en sus juntas con la finalidad de observar si no existen fugas de aceite en ellas. En caso de
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fuga, los pernos de ajuste deberán ser reapretados o en el peor de los casos las empaquetaduras deberán ser reemplazadas.
Verificación de la limpieza y ajuste de los puntos de puesta a tierra del tanque.
Revisión del estado de la pintura del tanque en toda su superficie, especialmente en las esquinas, cordones de soldadura y en los bordes expuestos de los empaques. De encontrarse anormalidades con respecto a la pintura, deberá planificarse en la próxima parada del equipo la corrección de dichas anormalidades. (12)
6.10 MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DEL RESPIRADOR DE SÍLICA GEL.
El único mantenimiento que requiere el respirador de Sílica gel, una vez que se ha detectado un cambio en su coloración, es la regeneración o reemplazo de la Sílica gel, donde se eliminará la humedad absorbida por ella. Para regenerarla, coloque la Sílica en una cubeta o en una charola limpia y agítela mientras se calienta a una temperatura de 100 a 140ºC. Continúe el calentamiento hasta que el color cambie de rosado a azul.
Adicionalmente a lo anterior, deberá revisarse que la empaquetadura existente entre el recipiente y las partes metálicas de fijación del respirador estén en buen estado y correctamente sujetas, de manera que se evite que el transformador tenga una fuente de aire que no sea la de la parte inferior del recipiente del respirador. (12)
6.11 MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DEL CAMBIADOR DE TAPS.
Como se estudió en el capítulo 2 (partes del transformador), existen dos tipos de cambiador de taps, uno sin tensión y otro bajo carga. El mantenimiento que requiere el cambiador de taps sin tensión es mínimo, por no decir que es prácticamente nulo. Sin embargo, es recomendable que cada vez que se realice un mantenimiento preventivo general del transformador se verifique su correcto funcionamiento.
Los factores principales que determinan cuando se le debe realizar mantenimiento al cambiador de taps bajo carga son: el número de operaciones del cambiador y la magnitud de la corriente de carga a la que está sometido.
El aceite contenido en los compartimentos del cambiador de taps bajo carga deberá ser revisado cada año. Si la rigidez dieléctrica de dicho aceite se encuentra por debajo de los 22 kV, deberá ser regenerado o cambiado por uno nuevo.
Cuando el aceite sea retirado para realizar una inspección o un mantenimiento al cambiador, es recomendable que se tomen las siguientes precauciones:
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a) Este seguro de que los tanques donde se va a colocar el aceite estén limpios y secos. b) Este seguro de que el aceite ha sido regenerado antes del ingreso a los compartimentos del cambiador. c) Revise que, previo al ingreso del aceite, el mismo esté libre de partículas de carbón y que los compartimentos estén limpios. d) Luego de que se haya llenado el cambiador con aceite y antes de la energización del transformador, realice una prueba de rigidez dieléctrica al aceite. Los resultados deberán ser superiores a 28 kV. e) El cambiador de taps no deberá ser energizado si la rigidez dieléctrica del aceite está por debajo de los 22 kV, o, 26 kV para las unidades que operan en altas tensiones. Dentro del mantenimiento se deben revisar los contactos de derivación que no tengan picaduras; en el caso de haberlas, estas deberán ser cepilladas para garantizar un buen contacto y una buena conducción. Así mismo deberán ser revisados los ejes de accionamiento mecánico y los topes de fin de carrera del motor del equipo. (12)
6.12 MANTENIMIENTO CORRECTIVO 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. La presencia de agua en el aislamiento de celulosa detectada por una baja resistencia de aislamiento (o por un elevado factor de potencia del aislamiento) y confirmada por el contenido de agua en el aceite, demandara la deshidratación del sistema de aislamiento del transformador. La remoción de gases combustibles disueltos en el aceite, detectados por la prueba de cromatografía de gases, generalmente requerirá una reparación y/o desgasificación de la unidad. (12)
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6.13 MANTENIMIENTO PREVENTIVO A TRANSFORMADOR DE 640 kVA.
A continuación se relata la actividad
1. Al llegar el transformador se llena una ficha de entrada, la cual contiene la siguiente información:
Tabla 1. Ficha de entrada
FICHA DE ENTRADA
No. Recibo
Cliente
2163
Universidad Militar Nueva Granada
Fecha
Marca
24 / 03 / 03
Siemens
Numero kVA
No fases
58679
640
3
Tensiones
Conexión
11400 / 210
Dyn5
Tipo Sellado
Año de fabricación 1982
Inspección Reparación Mantenimiento
Nota: primer mantenimiento desde su fabricación
Varios mantenimientos (más de uno)
X
X
Tomado de (29)
Algunos de estos datos se obtienen a través de la placa característica de cada transformador, siempre y cuando el transformador la traiga.
2. Luego de llenar esta ficha se procede a realizar una inspección visual e inicial, y se diligencia su respectivo formato.
Se observa que el nivel de aceite, la válvula de salida, tierra, el tanque, los pasa-tapas, los herrajes se encuentran en buen estado, además se determina que trae su bobinado original y sus prensas perfil L. También se observa que la placa característica hace falta.
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El núcleo de este transformador es de tipo columnas, y está en buen estado su presentación (pintura) exterior, pero la interior esta defectuosa. Después se le realizaron las pruebas de aislamiento y relación de transformación; ya descritas en la parte de pruebas a transformadores, dichas pruebas arrojaron los siguientes datos:
Tabla 2. Formato mantenimiento transformador 640kVA
FORMATO DE MANTENIMIENTO TRASFORMADOR DE POTENCIA
Prueba de Relación de transformación
(TTR)
Prueba de aislamiento (Megger)
BT/T AT/T
10000M
Ω 14000MΩ 17000MΩ
BT/AT
Prueba resistencia de devanados
U-V U-W V-W
82,1[
MΩ] 80,5[MΩ] 83,3[MΩ]
Posición
1
2
U
-
-
V
-
-
W
-
-
3
4
5
91,399 91,399 91,398
89,098 89,098 89,097
86,795 86,799 86,798
Prueba de hermeticidad del transformador.
Tensiones aplicadas y tiempo.
BT-AT y T
7,5 kV
AT-BT y T
25 kV
Tiempo
60 s
Tensiones inducidas y tiempo
Tensión Frecuencia Tiempo
324kV 41,5 Hz 18 s
Prueba
Presión inicial
Tiempo
(min)
De vacío 10 psi 30 8 psi
Medidas de tensión y corrientes sin carga.
Presión final
Tensión [V] u [A] v [A] w [A]
216 18 15 19
Medida de tensión, corriente y Pp en prueba de corto circuito.
Corriente Tensión Perdidas
31,19[A] 518[V] 7980[W]
Tomado de (29)
3. Después realiza la Prueba de Relación de transformación (TTR) solo se realizó en las posiciones 3, 4, y 5 del conmutador, y se observa que coinciden, es decir el transformador está bien en estas, pero se debe
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realizar la medición en todas las posiciones puesto que se pueden observar fallas en los taps, en el bobinado o en el conmutador.
4. Luego se procede a quitar la tapa del transformador y se extrae totalmente el aceite para realizar un cambio de éste ya que la empresa no realiza tratamiento para recuperación de aceites. Este aceite es retirado por medio de un registro (tapón), ubicado en la parte inferior del transformador; éste registro se abre con una llave expansiva o alemana, se saca el aceite y se almacena en unas canecas debidamente marcadas (aceite quemado). A continuación se desconectan las salidas de BT y se retiran los herrajes de esta misma, con ayuda de una llave para tubo. Luego se retira la perilla del conmutador, la tuerca que sostiene el eje de este mismo y se quita el conmutador (regulador de tensión).
Figura 27. Cambiador de taps y sus partes.
Tomado de (29)
El conmutador cuenta con ocho salidas: un principio, un final y seis derivaciones.
NOTA: la posición del conmutador solo es cambiada para realizar las pruebas pertinentes, al ser entregado al cliente éste debe llevar la posición con la que llegó a la empresa.
5. Después se retira el anclaje que sostiene la parte activa (núcleo, bobinas) del transformador dentro del tanque o cuba, se coloca una guaya para desencubarlo con ayuda de una diferencial eléctrica la cual soporta (2t) dos toneladas, y se colocan sobre el tanque unas bases de madera o metal para poder descargarla; se descarga la parte activa sobre éstas para que escurra todo el aceite posible, luego de que esto ocurra se hala la parte activa con la diferencial y se lleva al horno, mientras el tanque es llevado a la sección de lavado, en donde el interior de éste se lava con gasolina, varsol o otra sustancia que permita quitar los residuos de lodos generados por el bobinado y el mismo barniz y el exterior con agua y jabón; también aquí lijan las partes oxidadas para luego pasar a la sección de pintura en
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donde se le aplican de 80 a 100 micras: el tanque viene de fábrica con 60 micras de anticorrosivo (base) y 60 micras de pintura, de la empresa que pinta sale con 200 a 220 micras en total. La pintura que se debe aplicar es
Laca. Esto es aplicado para todos los transformadores que se les presta el servicio, ya sea mantenimiento o reparación.
La prueba de medición de micras se realiza con un elcómetro, el cual se coloca sobre la superficie pintada y nos indica el espesor de la pintura en micras. Esta prueba no se le realiza a la totalidad de los tanques, sino que se escoge aproximadamente uno en un promedio de diez. En esta sección también se demarcan las fases de AT (U, V, W) y de BT (u,v,w y punto neutro), así como su potencia en kVA (640), marca del transformador, tensión de AT (11400 [V]) y tensión de BT (216 [V]). También se coloca el logotipo de la empresa (EIS), en el cual se especifica si el servicio que se ha prestado es de mantenimiento o reparación, que para el caso descrito se trata de mantenimiento.
Como la parte activa se encuentra dentro del horno para su secamiento total, es decir que el aceite salga totalmente del núcleo y bobinas; este es encendido a 75 °C por un tiempo de 6 horas, luego se regula con el termostato a 100° C por un tiempo de 12 a 16 horas según la carga de horno, dependiendo número de transformadores que estén dentro de éste.
Al transcurrir el tiempo indicado, el horno es apagado y su puerta se abre durante 15 minutos para que salga el vapor. La parte activa es sacada con ayuda de la diferencial para su encubamiento; para esto se trae el tanque terminado a la sección de encube y se introduce la parte activa dentro de
éste. Para este procedimiento la parte activa debe estar mínimo a una temperatura de 80° C, para evitar que ésta reciba humedad del medio ambiente.
6. Luego se ancla la parte activa al tanque para evitar que éste quede en movimiento; el transformador tiene dos anclajes, uno a cada lado; después de terminado este procedimiento se coloca el conmutador, se ajusta la tuerca que sostienen el eje de éste, y por último se coloca la perilla.
Después se llena de aceite el tanque hasta tapar la parte activa; este aceite debe estar con una temperatura de 60 a 70° C para evitar que la parte activa se enfrié y así que le entre humedad. El calentamiento del aceite se realiza con ayuda de la filtro prensa la cual se utiliza en este momento solo para este procedimiento; el cual consiste en introducir el aceite nuevo, en el tanque de la filtro prensa, para luego ser calentado por medio de unas resistencias durante 3 horas aproximadamente, posteriormente es introducido en el tanque del transformador.
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7. Después se colocan los herrajes de BT y punto neutro; a estos herrajes se le han cambiado los empaques previamente. Después de este procedimiento se completa el nivel de aceite, el cual viene especificado en el tanque, luego se coloca el empaque de la tapa (de 13mm cambiado previamente); éste empaque va pegado al tanque con una solución instantánea para que se adhiera mejor se quita la capa de pintura en las partes en donde se va aplicar. Luego se coloca la tapa con toda su tornillería y se ajustan los aisladores y herrajes.
8. Luego de esto se realiza la prueba de vacío mecánico para garantizar la hermeticidad del transformador.
Posteriormente de realizar la prueba de vacío el transformador es llevado al campo de pruebas. Antes de comenzar a realizar las respectivas pruebas se delimita el área en donde se llevaran a cabo dichas pruebas, esta delimitación se hace por medio de una cinta de color amarillo y negro, la cual indica que existe peligro debido a los niveles de tensión que se manejan. Luego se busca en la carpeta de pruebas el formato de inspección del transformador al que se le va a realizar las pruebas y se verifica con su respectiva tarjeta de entrada.
En este campo de pruebas se llevan a cabo las siguientes pruebas:
Prueba de aislamiento.
Prueba de resistencia de los devanados (entre fases).
Prueba de relación de transformación.
Prueba de tensión aplicada.
Prueba de tensión inducida.
Prueba sin carga (en vacío).
Prueba en corto circuito.
9. Después de realizar estas pruebas, el transformador queda totalmente terminado, éste es llevado a la sección de almacenamiento, listo para su entrega al cliente con un documento en donde se encuentran las pruebas que se le realizaron y los datos que arrojaron.
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CONCLUSIONES
Este documento describe de manera general una serie de procedimientos que permiten realizar las labores de mantenimiento de transformadores en aceite los cuales ayudan a preservar la vida útil de este.
Se recopilo información que permitió el aprendizaje de las partes del transformador y además se dio a conocer las pruebas de diagnóstico que se le deben realizar al transformador.
El mantenimiento preventivo del transformador es esencial para un alargamiento de su vida útil, se puede concluir que de acuerdo a las pruebas de diagnóstico referenciadas en este trabajo, la mayoría de las fallas producidas en estos equipos son atribuidos al deterioro de su sistema de aislamiento.
Con la realización de este manual de mantenimiento se logró realizar una guía clara sobre el funcionamiento de cada parte del transformador, logrando cumplir el objetivo de este manual como material interactivo de trabajo, aprendizaje y enseñanza para docentes y estudiantes.
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ANEXOS.
FICHA DE ENTRADA
No. Recibo
Cliente
Fecha
Marca
Numero kVA
No fases
Tensiones
Conexión
Tipo
Año de fabricación
Reparación Inspección
Nota: primer mantenimiento desde su fabricación
Varios mantenimientos (más de uno)
Mantenimiento
Tomado de Universidad Distrital
Francisco José de Caldas
# 2565487
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FORMATO DE MANTENIMIENTO TRASFORMADOR DE POTENCIA
Prueba de Relación de transformación
(TTR)
Prueba de aislamiento (Megger)
BT/T AT/T BT/AT
Posición
1
2
3 u v w
Prueba resistencia de devanados
U-v U-w V-u
Tensiones aplicadas y tiempo.
BT-AT y T AT-BT y T Tiempo
4
5
Prueba de hermeticidad del transformador.
Prueba
Presión inicial
Tiempo
(min)
Medidas de tensión y corrientes sin carga.
Presión final
Tensión [V] U [A] V [A] W [A]
Tensiones inducidas y tiempo
Tensión Frecuencia Tiempo
Tomado de Universidad Distrital
Francisco José de Caldas
Medida de tensión, corriente y Pp en prueba de corto circuito.
Corriente Tensión Perdidas
# 2565487
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