pruebas de transform adores de potencia

5/10/2018 Pruebas de Transform Adores de Potencia - slidepdf.com

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MANTENIMIENTO TRANSFORMADORES DE POTENCIA

CENTRALES DE GENERACIÓN DE ENERGÍA

GGE-GEH-MTO-AIN-MA-0001

VERSIÓN 01

JUNIO DE 2003.

FLUJO DEL DOCUMENTO

CARGO:

ELABORÓ REVISÓ APROBÓ

Ingeniero Ingeniero Ingeniero

NOMBRE Luis FernandoCastaño

Héctor D. González Juan Carlos Toro

FECHA:Abril de 2002 Abril de 2002 Abril de 2002

Empresas Públicas de Medellín E.S.P.

SISTEMA DE CALIDADPROCESO GENERAR ENERGÍA



SISTEMA DE CALIDAD PARA EL PROCESO GENERARENERGÍA

MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIACENTRALES DE GENERACIÓN DE ENERGÍA

GGE-GEH-MTO-AIN-MA-0001 PÁGINA 2 DE 26

TABLA DE CONTENIDO

GGE-GEH-MTO-AIN-MA-0001 ..............................................................................................................................2

1.INTRODUCCIÓN ..........................................................................................................3

MANTENIMIENTO TRANSFORMADOR DE POTENCIA.............................................. 5

INFORMACIÓN GENERAL SOBRE TRANSFORMADORES DE POTENCIA.............5

PRUEBAS PREVENTIVAS EN LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA............6

Resistencia de Aislamiento........................................................................................................................................7

Factor de Potencia del Aislamiento..........................................................................................................................8

Relación de Espiras.................................................................................................................................................. 11

Resistencia de los Devanados..................................................................................................................................11

Chequeo de Protecciones.........................................................................................................................................12

Prueba de reactancia de dispersión ........................................................................................................................14

Análisis de respuesta en frecuencia (FRA) ............................................................................................................16

MANTENIMIENTO PREDICTIVO ................................................................................. 18

Rigidez Dieléctrica...................................................................................................................................................18

GGE-GEH-MTO-AIN-MA-0001 ..............................................................................................................................4

Número de Neutralización (Acidez) Norma ASTM D-664 y D-974....................................................................19

Tensión Interfacial – Norma ASTM D-971...........................................................................................................20

Relación De Análisis Entre Tensión Interfacial y Acidez..................................................................................... 20

Contenido de Humedad – Norma ASTM D-1533.................................................................................................21

Color Norma ASTM D-1500...................................................................................................................................22

Cromatografía de Gases Disueltos en el Aceite – Norma ASTM D3612 .............................................................23






1. INTRODUCCIÓN

Dentro de los equipos electromecánicos en una central de generación de energía,los transformadores de potencia asociados a los generadores y/o campos degeneración, son considerados uno de los más importantes para el proceso comotal.

Aunque los transformadores de potencia, no son considerados máquinasdinámicas, y por ende no están sujetos a desgastes por rozamientos y fricciones,no es excusa para condicionar sus rutinas de mantenimiento y pruebas de tipoeléctrico preventivas y predictivas, que puedan determinar el estado real bajo elcual están operando.

En este sentido, a los transformadores de potencia se le debe realizar como encualquier tipo de máquina eléctrica, mantenimiento de tipo preventivo y predictivoy, correctivo cuando la condición así lo determina.

El presente manual de mantenimiento, asociado a estos equipos, pretende entreotros aspectos, unificar el mantenimiento de tipo preventivo, predictivo yperiodicidades de ejecución de pruebas, en cada una de las plantas degeneración, adscritas a la Subgerencia Operación Generación, de tal forma que elpersonal de operación y mantenimiento, registre en forma sistemática losresultados de las pruebas.

El personal de operación y mantenimiento, debe por lo tanto observar losfuncionamientos anormales, de tal forma que se lleve un control por escrito de losmismos, los cuales serán útiles ya que pueden evidenciar las partes o elementosque más necesitan de cuidados, investigaciones e intervenciones. En estesentido, el personal de operación y mantenimiento, deberá hacer una recolecciónsistemática de todos los datos que abarcan la historia completa de la máquina,como son el registro de las indicaciones de la instrumentación de medida y control,el registro de las principales maniobras, de las intervenciones, de las proteccionesy alarmas, del mantenimiento y controles efectuados y datos correspondientes aeventuales condiciones de funcionamiento anormales.

Los esquemas de maniobras, procedimientos de mantenimiento, pruebas de tipopreventivo y predictivo, así como sus periodicidades y algunas normas deoperación y seguridad descritos en este manual, se realizaron de acuerdo a lasrecomendaciones hechas por el personal del Área Subestaciones y Líneas, eigualmente de acuerdo a lo especificado por algunos fabricantes.






Para el personal de operación y mantenimiento, el presente manual debe ser tomado como una guía inicial de estudio, de tal forma que puedan profundizar encada uno de los temas aquí tratados, remitiéndose si es del caso a los manuales yplanos del fabricante de los equipos.

El presente “Manual de Mantenimiento de Transformadores de Potencia”, fueelaborado por personal de Análisis Técnico del Área Ingeniería, adscrito a laSubgerencia Operación Generación. Este manual debe ser actualizado por elpersonal de las plantas, en la medida que se presenten variaciones en lossistemas o corregido y/o mejorado al ser estudiado en detalle.






MANTENIMIENTO TRANSFORMADOR DE POTENCIA.

Con el objeto de tener una buena gestión en el mantenimiento de lostransformadores de potencia, asociados a las plantas de generación, el personalde operación y mantenimiento, debe ser consciente de la importancia de estosequipos en el proceso de generación de energía.

Por tal razón debemos conocer: Los porcentajes de carga de los transformadores,las temperaturas máximas permitidas por los aislamientos de los devanados,estado del aislamiento actual, estado actual del aceite, porcentajes de humedadasociado a los transformadores, edad de los transformadores, estado de la sílica,últimos mantenimientos, tipos de mantenimiento realizados, reportes de pruebas yestado del papel de aislamiento, entre otros aspectos.

Antes de realizar cualquier tipo de prueba en los transformadores de potencia, sedeben tomar las medidas de tipo preventivo, con el objeto de que las mismas serealicen bajo condiciones seguras y, por lo tanto el personal encargado de ejecutar las mismas, tenga bajo su consideración las normas de seguridad, existente paratal fin.

Deben tomarse precauciones para asegurar, que el transformador se encuentradesconectado de todas las fuentes de alimentación y de las fuentes auxiliares, yque éstas están debidamente aterrizadas. Las pruebas eléctricas no debenrealizarse hasta que a la unidad se la haya ejecutado la prueba de gascombustible y se encuentre todo seguro.

INFORMACIÓN GENERAL SOBRE TRANSFORMADORES DE POTENCIA.

Un transformador de potencia está constituido fundamentalmente por lossiguientes elementos:

• NUCLEO: Es el elemento que forma el circuito magnético y en el cual seinstalan las bobinas. Generalmente compuesto por láminas de acero al siliciocon baja reluctancia magnética (produce pocas pérdidas).

• BOBINAS: Fabricadas generalmente de cobre, pero en algunos casos tambiénse utiliza el aluminio.

• PAPEL AISLANTE: Utilizado como revestimiento del cobre. El máscomúnmente utilizado es tipo Kraft (papel de sulfato).






• OTROS ELEMENTOS AISLANTES: Cuñas, cilindros, separadores, etc.,fabricados de madera tratada, prespan (papel prensado), fenolita.

• ACEITE:: Líquido dieléctrico cuya función es refrigerar, aislar y proteger laspartes internas del transformador.

• CUBA O TANQUE:: Fabricada de acero, brinda protección mecánica a la parteactiva y preserva el aceite.

• BUJES:: Facilitan el paso de los conductores entre la parte activa y el medio

exterior.

• CONSERVADOR DE ACEITE: Absorbe las variaciones de nivel.

• PROTECCIONES MECÁNICAS: Buchollz, sobre presión (contra fallasinternas).

• CAMBIADOR DE TOMAS. El cambiador de tomas permite variar la relaciónde transformación del transformador, de acuerdo a las necesidades delsistema, con el objeto de subir o bajar el nivel de tensión. Dependiendo deltipo de cambiador, esta operación puede realizarse bajo cargo o no, según el

diseño del equipo.

• INDICADORES DE TEMPERATURA. Los indicadores de temperatura, lepermiten al personal de operación y mantenimiento, visualizar el estado de latemperatura bajo la cual están trabajando los devanados y aceite de lostransformadores.

• INDICADORES DE NIVEL. Permite visualizar el nivel de aceite de la cuba delos transformadores de potencia. Normalmente este tipo de indicadores seasocia a las alarmas de bajo y alto nivel de aceite.

• SÍLICA: Su función es la de absorber la humedad del aire en contacto con elaceite del transformador.

PRUEBAS PREVENTIVAS EN LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.

Dentro de las pruebas de tipo preventivo, que se le realizan a los transformadoresde potencia, se encuentran las pruebas eléctricas tanto en corriente alterna como






de corriente directa, que dan una idea del estado del aislamiento de los devanadosde los transformadores.

Las pruebas que se describen a continuación, a excepción del chequeo de protecciones eléctricas y mecánicas, se recomienda realizarlas como mínimo cada3 años, para los transformadores fabricados a partir del año 1970 y como mínimocada 2 años, para los transformadores fabricados antes del año 1970 .

Resistencia de Aislamiento.

Es una prueba de corriente directa, la cual estima el grado de humedad absorbidapor el papel de los devanados.

Como equipo de prueba se utiliza el Megóhmetro con tensiones de aplicaciónentre 500 y 5000 voltios, según sea el caso. Los resultados obtenidos varían conla temperatura, por lo tanto deben ser corregidos a una temperatura base de 20°C.Ej.

TEMPERATURA(°C)

FACTOR DE CORRECCIÓNACEITE

FACTOR SECO

15 0.75 0.7520 1.00 1.0030 1.98 1.6040 3.95 2.5050 7.85 4.00

Los Valores límites son:

NIVEL DE TENSIÓN (KV) AISLAMIENTO A TIERRA EN MΩ (20°C)

< 6,6 4006,6 – 19 800

22 – 45 1000> 45 1200El siguiente es el esquema de conexión, para la medida de la resistencia deaislamiento de los devanados, asociados a los transformadores de potencia:






Factor de Potencia del Aislamiento.

Es una prueba en corriente alterna, que permite tener información referente alaislamiento y disposición física de los devanados del trasformador de potencia y,consiste en aplicar una tensión de corriente alterna, hasta10 KV, al aislamiento deltransformador con el objeto de medir valores de: voltaje, corriente, potencia ycapacitancia.

Cualquier sistema de aislamiento, puede ser representado por una capacitancia yuna resistencia paralelo. El factor de potencia del sistema es esencialmente, unamedida de la corriente de fuga a través del equivalente de resistencia delaislamiento del sistema.

La medida del factor de potencia tiene ventajas sobre la medida de resistencia DC(MΩ), del sistema de aislamiento. En la prueba de corriente directa, el aislamiento

Escala en Megohmios

MILIAMPERIMETRO

TENSION

D.C.

If

If: Corriente de fuga

C

CC

TRF Bajo prueba

R

Aceite

0-5kv

Megohmetro






bueno en serie con el aislamiento malo, no deja ver la detección del aislamiento enmal estado.

La medición del factor de potencia no varía con el volumen del sistema deaislamiento probado. Un factor de potencia negativo es un indicador de fractura através del sistema de aislamiento. El factor de potencia de un sistema deaislamiento no debe variar con el aumento del voltaje AC aplicado. Si aumentacuando se incrementa el voltaje en AC, hay un problema en el sistema deaislamiento. Además de lo anterior, esta prueba detecta burbujas en el sistema deaislamiento, que pueden ocasionar descargas parciales en el aislamiento.

Dada la condición de la prueba, es muy importante que la instrumentación usadapara la medida del factor de potencia, sea lo suficientemente apantallada, cuandose usa en un área de la subestación en donde puede haber un nivel importante deinterferencia electrostática.

Las pruebas del factor de potencia, son del tipo comparativo, de tal manera quelos valores obtenidos en la misma, sean referenciados con pruebas anteriores, conel objeto de determinar la cantidad de deterioro del aislamiento en el tiempo.

El factor de potencia, está dado por la siguiente relación:

Coseno Ø = Corriente*Voltaje

MW)en(PérdidasActivaPotencia

= Factor de Potencia.

Un buen factor de potencia en el aislamiento debe tender a cero. Más sinembargo y como este depende de la capacitancia, y esta a su vez de ladisposición de las bobinas, distancias y elementos aislantes, es factible detectar problemas venideros en un transformador, cuando sus resultados son analizadosal detalle. En este sentido, a través de la prueba del factor de potencia delaislamiento, es posible detectar movimientos o desplazamientos de las bobinas,dado que ellas están constantemente sometidas a esfuerzos electrodinámicos.

Esquemáticamente tenemos que:






I x

I r Voltaje Aplicado

I c

δ

Ø

Corriente de Fuga

I x

I r Voltaje Aplicado

I c

δ

Ø

Corriente de Fuga

Ángulo Ø ideal: 90 Grados (Condensador Puro)A medida que Ø disminuye, aumenta Ir y, por lo tanto las pérdidas son mayores.

Los valores típicos que se manejan en el ámbito internacional son:

Factor de Potencia Factor Potencia en Porcentaje Estado del Aislamiento

Cos Ø < 0.005 (Cos Ø < 0.5%) Bueno0.005 < Cos Ø < 0.01 ( 0.5% < Cos Ø < 1%) Regular

Cos Ø > 0.01 (Cos Ø > 1%) Investigar

Los resultados obtenidos en la prueba del factor de potencia, varían con latemperatura, por lo tanto debe hacerse corrección por temperatura, según lossiguientes valores:

Temperatura (°C) Factor de Corrección






10 1.3820 1.0030 0.6340 0.4250 0.28

Relación de Espiras.

Con esta prueba se verifica la relación matemática, entre la cantidad de espirasprimarias y secundarias que posee el transformador. Es una prueba muy exacta y

con ella podemos detectar espiras en corto circuito en alguno de los devanadosdel transformador.

Además de detectar corto circuitos en los devanados internos, permite así mismoencontrar problemas de contacto en el cambiador de taps.

Siempre que en un transformador de potencia, se manipule el TAP del mismo, por que las condiciones del sistema así lo exigen, se deben realizar antes de energizar nuevamente el transformador, las pruebas de relación de espiras y la medida de laresistencia de los devanados, con el objeto de verificar la buena posición del TAP.

Resistencia de los Devanados.

La resistencia óhmica en corriente directa de los devanados, permite verificar elvalor de la misma dada por los fabricantes. Es una prueba complementaria a laanterior. Utiliza el método volta amperimétrico. Es una prueba más de aceptaciónque de rutina.

La medición de la resistencia de los devanados de los transformadores, es usadaentre otros, para chequear conexiones y determinar si hay condiciones de circuitoabierto o la existencia de una conexión de alta resistencia en los conductoresdispuestos en paralelo. Esta situación de conexiones de alta resistencia, sepresenta en muchos casos, en los taps de los transformadores, dado que por suscontactos circula la corriente de carga. Por tal razón es importante realizar laprueba de resistencia de devanados conjuntamente con la prueba de relación deespiras, y cada vez que el TAP del transformador es movido por cualquier circunstancia.

En un transformador trifásico, las medidas son hechas sobre cada devanado defase a neutro cuando es posible. En una conexión en delta habrá siempre dos






devanados en serie, los cuales están en paralelo con el devanado bajo prueba.Por lo tanto, en una conexión en delta se deben realizar tres mediciones, paracalcular la resistencia de cada devanado.

Puesto que la resistencia de cobre varía con la temperatura, todas las lecturas deprueba deben ser convertidas a una temperatura de referencia para obtener resultados satisfactorios.

Generalmente, la mayor parte de los datos son referenciados a 85 °C. Esta es latemperatura más comúnmente usada. La fórmula para convertir lecturas deresistencia en devanados de cobre es la siguiente:

R del Devanado a la Temp. °C = R en Prueba xCdevanadodelTemp.234.5

C pruebaladeTemp.234.5

°+

°+

Donde:

R en prueba = Resistencia medida en el ensayo a la temperatura T.Temp. De la prueba °C = Temperatura a la cual se desea referir la resistencia.Temp. Del devanado °C = Temperatura del devanado en prueba.

Para devanados hechos en aluminio en vez de cobre, el valor de 234.5 debe ser cambiado por el valor de 225 en la fórmula anterior. Si bien las medidas de campodifieren en exactitud a las medidas de temperatura en el devanado, la desviaciónesperada para esta prueba en el campo es de 5.0% del valor de la prueba enfábrica.

La precisión en las medidas de campo usando instrumentos digitales, es afectadapor la presencia de campos de dispersión de relativa baja concentración.Adicionalmente todas las medidas en DC, son afectadas por la capacitancia deldevanado. Esto puede tomar una hora o más en un transformador de extra altatensión para obtener una sola lectura de resistencia válida.

Por lo tanto, la comparación de lecturas con otras fases o un transformador semejante son mucho más significativas.

Chequeo de Protecciones.

El sistema de protecciones asociados a los procesos de generación,transformación y transmisión tienen el objeto de detectar condiciones anormales ono deseadas dentro de un área específica.






Por lo tanto, un buen sistema de protecciones permite reducir la influencia de unafalla en el sistema, minimizando además de los daños relativamente importantesen el mismo, el riesgo al cual se ven sometidos los seres humanos, ante casosindeseados.

Lo anterior solo se puede conseguir si el personal responsable de la operación y elmantenimiento de los equipos, garantiza el cubrimiento ininterrumpido de lossistemas de generación, transformación y transmisión.

Por esta razón nunca se debe dudar del sistema de protección y medición de unsistema de potencia. Cuando una protección específica opera o existe unaindicación en un elemento de medición, que especifica que el equipo se encuentrafuncionando en condiciones anormales, se debe inmediatamente revisar el equipoantes que restablecer, resetear o anular los elementos de medición y protección.

Se recomienda por lo anterior, que en el mantenimiento anual se realicen loschequeos necesarios a cada una de las protecciones tanto de tipo eléctrico comomecánico, asociadas a los transformadores de potencia. Entre las proteccionesmás comunes se encuentran:

• Sobre corriente. El prefijo “sobre” significa que el relé se pone en trabajo paracerrar unos contactos normalmente abiertos, cuando la cantidad actuantesobrepasa el valor de ajuste o puesta en trabajo del relé. Un relé de corrientees aquel cuya fuente de cantidad actuante es proporcionada por untransformador de corriente.

• Diferencial. Los relés diferenciales, funcionan cuando el vector diferenciaentre dos o más cantidades eléctricas similares, excede un valor predeterminado. Usado entre otros, para proteger los devanados de losgeneradores, devanados de los transformadores y barrajes.

• Termómetros. Se recomienda la calibración de estos elementos, con el objetode tener confiabilidad en las lecturas y por ende, tomar las medidas del tipopreventivo si las indicaciones de temperatura así lo determina. La vida útil deun transformador, depende del porcentaje de carga al cual está sometido y por lo tanto, en la medida que se tengan indicaciones de temperatura altas, sedeben realizar los correctivos necesarios a fin de minimizar sus efectos en elaislamiento de los devanados.

• Indicadores de nivel de aceite. Al igual que los termómetros, estoselementos requieren de la calibración periódica, con el objeto de tener






confiabilidad en las lecturas y por ende, tomar las medidas del tipo preventivosi las indicaciones de nivel así lo determina.

• Relé Buchholz. Esta protección solo es aplicable a transformadores depotencia, con tanque conservador de aceite conectado con el tanque principal,el primero de los cuales actúa como una cámara de expansión.

El relé Buchholz, se conecta a la tubería de conexión entre los tanques, en lacual se encuentra la cámara de recolección de gas, con el objeto de recoger elgas resultante del rompimiento del aislamiento por la presencia de un leve arcoeléctrico. Cuando se ha acumulado una cierta cantidad de gas, el relé da unaalarma. Otro de los elementos asociados al relé, es un dispositivo que operapor el movimiento repentino del aceite a través de la tubería de conexióncuando ocurren fallas severas, cerrando unos contactos para disparar losinterruptores del transformador.

• Válvula de sobre presión. Opera con las variaciones bruscas de presióndentro del tanque del transformador, originadas por los gases que se producendurante fallas internas. Esta válvula, se encuentra instalada en la partesuperior del tanque.

En las protecciones referenciadas anteriormente, se debe verificar tanto losestados de alarma como de disparos, si las mismas se encuentranimplementadas.Además de las pruebas de tipo preventivo especificadas en el presente manual, yel chequeo del sistema de protecciones eléctricas y mecánicas, se recomiendarealizar una serie de inspecciones visuales trimestrales según los instructivos yplanilla de registro que para tal fin existe, en cada Área.

Entre las rutinas de inspección, se debe observar entre otros lo siguiente: Estadode la sílica, suciedad de los bujes, fugas de aceite, pintura general de la cuba deltransformador, suciedad de las cajas de conexión y, estado de las conexioneseléctricas externas.

Prueba de reactancia de dispersión

Medidas de reactancia de dispersión son usadas para detectar desplazamientos odistorsión de los devanados de los transformadores de potencia. Frecuentementeuna unidad permanecerá en servicio con deformaciones parciales en losdevanados; no obstante la confiabilidad de la unidad se reducirásignificativamente.






Como una prueba útil para detectar averías en los transformadores después de unevento como un corto circuito, las medidas de reactancia de dispersión obtenidasse comparan con las pruebas de fábrica o con las últimas pruebas de camporealizadas. Si no se tienen disponibles los resultados de pruebas anteriores puedeser difícil acertar si una anomalía fue causada por un evento reciente o se ha idoacumulando a través de los años. Desarrollar rutinariamente la prueba dereactancia de dispersión es importante además para el monitoreo de losmovimientos de los devanados. Esta prueba muestra ser beneficiosa en ladetección de problemas antes de que las fallas ocurran.

Las medidas de reactancia de dispersión pueden realizarse con el equipo de laDoble para realizar la prueba de factor de potencia M4000 conectándole la interfazM4110.

La prueba consiste en cortocircuitar uno de los devanados del transformador yaplicar voltaje en el otro. El paso de flujo magnético incluye el espacio entre ydentro de los devanados. La lectura de reactancia bajo estas condiciones esdeterminada por la reluctancia de ese espacio y es referida a la reactancia dedispersión. La reactancia de dispersión es sensible a la distorsión de losdevanados e insensible a la temperatura y a la contaminación (agua y partículas).

La siguiente figura muestra las conexiones de la prueba.






Análisis de respuesta en frecuencia (FRA)

El análisis de respuesta en frecuencia es una herramienta que sirve para detectar problemas mecánicos dentro del transformador, causados por eventos eléctricosy/o mecánicos tales como cortocircuitos, suicheos o transporte de la unidad. Estaprueba es fácil de realizar y provee información confiable sobre la integridadmecánica del transformador.

Existen dos métodos para realizar la prueba: el de impulso y el de barrido. Laslecturas que se obtienen con ambos son similares. El método de barrido enfrecuencia (SFRA, Sweep Frecuency Response Análisis) parece ser el másapropiado para realizar en campo.

El objetivo principal de SFRA es determinar como se comporta la impedancia deun transformador bajo prueba en un rango especificado de frecuencias.

La impedancia del transformador es una red distribuida de componentes eléctricosactivos y reactivos. Los componentes son de naturaleza pasiva y pueden ser modelados como resistores, inductores y capacitores. Las propiedades reactivasde un transformador bajo prueba varían y son sensitivos a los cambios en lafrecuencia. Se modela la red de parámetros R, L, C en función de la frecuencia ylo que se obtiene es una función de trasferencia.

El resultado del barrido en frecuencia es una gráfica que enfrenta frecuencia (Hz)contra la atenuación de la señal inyectada a un devanado del transformador (dB).La interpretación consiste en comparar las gráficas obtenidas, con una gráficapatrón que puede ser la de la prueba de fábrica o la gráfica de la primera pruebaque se toma como referencia, teniendo en cuenta que el transformador seencuentre en óptimas condiciones a la hora de obtenerla. Los resultados puedencompararse también con resultados de pruebas anteriores y con resultados depruebas realizadas a transformadores del mismo tipo y/o del mismo banco. Unavariación considerable en la gráfica es motivo de investigación, pues un cambio enla respuesta en frecuencia implica un cambio en la geometría, lo que puede indicar

problemas tales como cortos entre espiras, movimientos del núcleo, movimientoso deformaciones de los devanados, circuitos abiertos, entre otros.

La prueba de respuesta en frecuencia puede complementarse con el análisiscromatográfico de gases y con pruebas eléctricas como relación detransformación, resistencia óhmica de los devanados y reactancia de dispersión.






La prueba de respuesta en frecuencia es recomendable realizarla después de unafalla para evaluar el estado del transformador, en una relocalización deltransformador (antes y después de moverlo) y en una verificación rutinaria demantenimiento.

Las figuras siguientes muestran las conexiones típicas y el tipo de gráficas delequipo M5100 de la compañía Doble.






Comparación con la gráfica de referencia

Resultados SFRA. Comparación con una unidad semejanteMANTENIMIENTO PREDICTIVO

El tipo de mantenimiento predictivo más importante para un transformador depotencia, son las pruebas físico-químicas y cromatográficas a su aceite aislante.Son varias y en conjunto dan un diagnóstico del estado del aceite y deltransformador como tal.

Las pruebas de tipo predictivo, análisis físico químico del aceite, que se describen

a continuación, deben realizarse en forma anual, y las pruebas cromatográficas al aceite, descritas es recomendable realizarlas en forma semestral.

Entre las pruebas de tipo predictivo físico químicas, se encuentran:

Rigidez Dieléctrica.






La rigidez dieléctrica de un aislamiento líquido, hace referencia al mínimo voltajeen el cual ocurre flameo entre dos electrodos metálicos. Una baja rigidezdieléctrica indica la presencia de agentes contaminantes que pueden ser representativas como agua, polvo y partículas conductoras, lo cual refleja valoresbajos de rigidez. Un aceite muy contaminado tiende a formar lodos. Esta pruebaconsiste en aplicar un voltaje de C.A. entre dos electrodos a una distancia en mmque depende de la norma utilizada, los cuales están sumergidos en un recipientecon el aceite a ser chequeado.

Esquemáticamente tenemos:

El valor de tensión en kV. al que se presenta descarga entre los electrodos se leconoce como rigidez dieléctrica y como norma general es el promedio de 5pruebas.

Entre las normas más comúnmente usadas están:

• ASTM D-877: Electrodos planos separados 2.54 mm. Tensión Mínima 25 kV.

• ASTM D-1816: Electrodos semiesféricos separados 2.0 mm. Tensiónmínima 50 kV.

Número de Neutralización (Acidez) Norma ASTM D-664 y D-974.

Dependiendo del origen, proceso de refinación o deterioro en servicio de losaceites, estos pueden presentar características ácidas o alcalinas, el número de

V KV

Aceite






neutralización expresado como número ácido es una medida de la cantidad deestas sustancias.

Los valores típicos internacionales son:

Estado del Aceite Número de Neutralización

Aceite Nuevo 0.03 KOH/gr.Aceite Usado Entre 0.1 y 0.2 KOH/gr Aceite a Regenerar Mayor a 0.2 KOH/gr

La acidez de un aceite nos da una idea del cambio o deterioro de su condiciónaislante. Una acidez alta indica presencia de lodos, que implica obstrucción de losductos de refrigeración.

Tensión Interfacial – Norma ASTM D-971.

La tensión interfacial es un fenómeno físico-químico que se produce por lasfuerzas de atracción que existen entre las moléculas de los líquidos, se utiliza paradetectar presencia de productos de oxidación, no detectables con la prueba deacidez. La tensión interfacial, es uno de los primeros indicadores de ladegradación de un aceite.Cuando contaminantes tales como jabón, pintura, barnices y productos oxidantes,están presentes en el aceite, la rigidez de la película es débil, por lo cual serequiere menos fuerza para la ruptura. Para aceites en servicio, un valor decreciente indica la acumulación de contaminantes, productos oxidantes oambos.


Estado Aceite Valores Típico

Aceite Nuevo 45 dinas/cm mínimoAceite Usado 25 dinas/cm mínimoAgua Destilada 70 dinas/cm mínimo

Relación De Análisis Entre Tensión Interfacial y Acidez.






Un aumento en el valor de acidez generalmente está seguido de una disminuciónen el valor de la tensión interfacial. Dividiendo estos dos valores se obtiene unnúmero (adimensional) que es un excelente medio para evaluar la condición delaceite. Este valor se conoce como “Índice de MEYER o índice de Calidad (I.C.)del aceite.


Estado del Aceite Acidez Tensión Interfacial Índice de Calidad

Muy Bueno 0.0 - 0.1 30 - 45 300 - 1500Aceptable 0.11 - 0.15 24 - 27 160 - 318Malo 0.16 - 0.4 18 - 23.9 45 - 159

Contenido de Humedad – Norma ASTM D-1533.

Es una medida de la cantidad de agua presente en el aceite en partes por millón.El aceite tiende a entregar agua al papel del devanado cuando la temperatura delaceite baja, por lo tanto la mayor cantidad de humedad en un transformador seconcentra allí.Un bajo contenido de humedad es necesario para obtener y mantener esfuerzoseléctricos aceptables y bajas pérdidas dieléctricas en los sistemas de aislamiento.La presencia de excesiva humedad puede no ser evidente de las pruebaseléctricas. Dicha presencia acelera la corrosión de los metales y acortan la vidaútil esperada de la celulosa aislante.

La toma y manipulación de las muestras de aceite, deben ser realizadas concuidado para evitar resultados confusos.

Los valores límites que se manejan en el ámbito internacional son:

Estado del Aceite Contenido de Humedad

Aceite Nuevo 10 ppm MáximoAceite Usado 15 ppm Máximo

Gráficamente:

20 ppm

10 ppm

5 ppm

Temperatura °C

% humedad

por peso depapel

Contenido De Agua En El Aceite






Color Norma ASTM D-1500.

Usado para el control de los procesos de manufactura, no es una guía paradeterminar la calidad del aceite, pero en conjunción con otras pruebas permitedeterminar el grado de deterioro.

La prueba consiste en comparar el color del aceite con unos vidrios de colores quevan numerados de 0.5 a 8.0 siendo 8.0 el más oscuro.

Los aceites nuevos son usualmente brillantes y limpios. El cambio en el color deun aceite en servicio indica contaminación y/o deterioro durante el servicio. Unaceite limpio (bajo número de color), permite la inspección visual los componentesinternos del equipo.

Los valores típicos son:

Estado del Aceite Valor Aceptable

Aceite Nuevo 0.5Aceite Usado 1.5






Cromatografía de Gases Disueltos en el Aceite – Norma ASTM D3612

Es una prueba de trascendental importancia, que debe ser realizada como mínimocada seis meses, para detectar que pudo haber pasado ó que puede estar pasando en la parte interna del transformador.

Consiste en el análisis de los tipos de gases, que se encuentran disueltos en unamuestra de aceite. Los gases se producen por múltiples causas como por ejemplo: altas temperaturas, descargas parciales y arcos eléctricos, entre otros,los cuales quedan atrapados o disueltos en el aceite.

Con la utilización de un cromatógrafo se extraen los gases a la muestra de aceite,los separa y cuantifica en partículas por millón (ppm), las concentracionesrespectivas. Los gases que se analizan en una muestra de aceite son:

Gas Símbolo

Hidrógeno H2

Nitrógeno N2

Oxígeno O2

Monóxido de Carbono CO

Dióxido de Carbono CO2Metano CH4

Etano C2H6

Etileno C2H4

Acetileno C2H2

La cromatografía de gases disueltos en el aceite, permite entre otros, determinar los siguientes fenómenos:

Fenómeno Gases Presentes

Calentamiento de Papel CO, CO2, H2OPapel Quemado CO, CO2

Calentamiento de Aceite:• Por Encima de 500 °C. C2H4, C2H6, CH4

• Hasta 400 °C. CO2

• Hasta 200 °C. H2O

• Arco Eléctrico H2, C2H2, CH4, C2H4, C2H6

• Método De Cantidad De Gases Combustibles Totales:






Valor Cantidad deGases Combustibles (ppm)

Estado del Aceite

0 - 500 Normal500 –1000 Hacer Seguimiento1000 – 2500 Investigar Más de 2500 Sacar de Servicio e Inspeccionar

• Método del Gas Clave: ACETILENO.

• Método del Gas Clave. HIDROGENO

ARCING INOIL

0

10

20

30

40

50

60

CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2

% C O M B U S T I

(60)

(30)

(3,3)(1,6)

(5)

(0,01)

Casisiempreindicapresencia dearcoeléctrico.

CORONA IN OIL

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90


% C O M B U S T I B L

(0,2) (0,5) (0,2) (0,1)

(13)

(86)






• Método del Gas Clave. ETILENO

• Método del Gas Clave. MONÓXIDO DE CARBONO

OVERHEATED OI

0

10

20

30

40

50

60

70


% C

O M B U S T I B L E

(63)

(<0,01)

(16)

(2)

(17)

(2)

OVERHEATED CELLULOSE

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


% C O M B U S T I B L

92

(6,7)

(1,2) (<0,01) (<0,01) (<0,01)

pruebas de transform adores de potencia

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