MANTENIMIENTO DE MEDIA POTENCIA

MANTENIMIENTO DETRANFORMADORES DE

MEDIA POTENCIAMARZO 7 PM

CAMILO COLLAZOS• Ingeniero Electricista egresado de la Universidad de

Ingeniería.• Maestría en Ingeniería de Mantenimiento en la

Universidad Nacional San Luis Gonzaga.• Cuenta con experiencia de mas de 28 años en calculo y

diseño de transformadores en principales empresastransnacionales.

MANTENIMIENTO

Definición:Es asegurar el funcionamiento continuo de todo activo.

Objetivo:Asegurar la competitividad de la empresa por medio de: Garantizar la disponibilidad y confiabilidad planeadas de la función. Satisfacer todos los requisitos del sistema de calidad de la empresa. Cumplir normas de seguridad y medio ambiente. Maximizar el beneficio global.

Tipos de mantenimiento

Predictivo

Preventivo

Detectivo

Correctivo

Mejorativo

¿Cómo está funcionando el equipo?Consiste en detectar antes de la falla

¿Cuándo le toca cambio de ...?Consiste en reemplazar antes de la falla

¿Por qué se detuvo el equipo?Consiste en detectar la causa de la falla

Consiste en reparar y corregir las causasde la falla después de haber fallado

(Urgencia, Emergencia)

Modificación o cambios de las condicionesoriginales del equipo para mejorar el

desempeño de la función.

INTRODUCCIÓN

• El transformador requiere menor cuidado comparado con otros equiposeléctricos.

• El grado de mantenimiento e inspección necesarios para su operacióndepende de su capacidad, de la importancia dentro del sistema eléctrico,del lugar de instalación dentro del sistema, de las condicionesclimatologicas, del ambiente y, en general , de las condiciones deoperación.

• Anote las lecturas de los medidores que están generalmenteinstalados, cuando las lecturas sean muy diferentes de lasobtenidas en condiciones normales, es necesario realizar unacuidadosa verificación.

• Ademas de lo anterior, se debe prestar atención a losfenómenos anormales tales como ruido, cambio de color o deolores, que puedan detectarse a través de los sentidos.

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO

• Temperatura del TransformadorLa temperatura del transformador esta directamente

relacionada con la duración de los materiales deaislamiento, por lo que es necesario prestarleatención.

Winding temperature indicator Oil temperature indicator

• Inspección del Volumen de aceiteEl volumen del aceite tiene siempre que ser verificado

desde el punto de vista del aislamiento y de larefrigeración.

Cuando el nivel de aceite fluctúe notoriamente enrelación con la temperatura, se debe detectar la causapara un oportuno arreglo. Indicador de Nivel

RuidoLas siguientes son las causas posibles de ruido anormal:

o Resonancia de la caja y de los radiadores debido a cambiosanormales en la frecuencia.

o Defecto en el mecanismo de ajuste del núcleo.o Aflojamiento de las piezas de anclaje.o Ruido anormal por descarga estática, debido a partes metalicas

carentes de tierra o a la imperfección de la puesta a tierra.

Aflojamiento de las piezas de fijación y de las válvulasCuando encuentre los terminales de tierra flojos, desenergice eltransformador y apriételos enseguida.Los tornillos de los cimientos que estén sujetos a grandes cargas, debenser apretados firmemente para evitar el desplazamiento deltransformador. Fugas de Aceite

Las fugas de aceite pueden ser causadas por el deterioro de algúnempaque o por mal posicionamiento, verifique cuidadosamente lasválvulas y los empaques.

Mantenimiento de los Aisladores

Daños Mecánicos: Verifique si existen daños o fugasde aceite. Los metodos para detectar el deterioro delaislamiento son la medición de la resistencia deaislamiento y de la tangenta delta ó fdp. Para realizar estas pruebas es necesarioindependizar los devanados de los bornes, laevaluación del resultado no debe dependerúnicamente de los valores absolutos obtenidos, sinode los valores obtenidos cada año y la variación entreellos.

Inspección por excesivos calentamientosparciales: Se debe en la mayoria de los casos aaflojamientos, si llegara a observarse elimine elpolvo de las partes de contacto y aprietefirmemente. Inspección de fisuras: Si los daños son muyserios, cambiar por nuevos. Inspección de fugas de aceite: Si el aceite sesale por el empaque ajústelo o cámbielo.

Mantenimiento e Inspeccióndel Equipo de Refrigeración

Verifique la fuga de aceite de las cabeceras delradiador y de las partes soldadas del panel o deltubo. Si se acumulan sedimentos en las obleas o en eltubo , el flujo del aceite se dificulta ocasionando uncalentamiento en el transformador. Si los radiadores son del tipo desmontable,verifique que las válvulas se abran correctamente.

Mantenimiento e Inspecciónde los Termómetros

Es importante que se verifique la temperatura deltransformador en servicio, ya que ello indica lascondiciones de funcionamiento. Debe verificarse que no este corroido internamente,que la aguja se mueva adecuadamente y que loscontactos de alarma funcione adecuadamente. Verificar que el tubo de bourdon se encuentre enbuenas condiciones ya que con el paso de los añoseste tiende a desgastarse.

Mantenimiento e Inspeccióndel Indicador de Nivel

Ponga atención a una fuga de aceite por su partevisible, cuando el cristal esté manchado límpielocon un trapo. El indicador necesita el mismo cuidado demantenimiento que cualquier instrumento ordinario,además como indicador con flotador metálicorequiere atención cuando hay una indicaciónincorrecta debida a la penetración del aceite alflotador, por vibraciones y sobre todo cuando hafuncionado por largo tiempo.

Mantenimiento e Inspeccióndel Relé Buchholz

Este relé esta hecho para proteger el transformadorcontra fallas internas. A un lado de la caja del relé buchholz hay unaventanilla de inspección que permite observar elvolumen y el color de gas producido, y extraer muestraspara evaluar la causa y el grado de falla. Limpie el cristal de la ventanilla de inspección, reviseel interior y verifique si el flotador se muevenormalmente.

Los contactos de mercurio deben manejarse consumo cuidado, ya que puede romperse cuandohay vibraciones. Como rutina, examine fugas deaceite y producción de gas en el réle. El relé puede funcionar equivocadamente cuandoel flotador está sumergido en el aceite, cuando eleje de soporte del flotador se sale del conjunto ocuando hay una fuga de aceite.

Mantenimiento e Inspecciónde la Válvula de Sobrepresión

Cuando hay un accidente, la presión internaaumenta ocasionando que la placa de expansión selevante y la presión sale, cerrando los contactos delmicrointerruptor. Las válvulas actuales son libres de mantenimiento yde elementos destructibles, a excepción delmicrointerruptor que debe ser inspeccionadoregularmente. Verifique si no hay alguna fuga de aceite por eldispositivo.

Mantenimiento e Inspección delos Respiraderos de Silica-Gel

Estos dispositivos están hechos para eliminar la humedad y elpolvo que entran al transformador. Si el agente deshidratante se humedece con aceite, es por quehay demasiado aceite en el deposito o por que hay alguna fallainterna. Generalmente es de color naranja y cuando la absorción dehumedad llega a un 20 o 40% el color cambia a blanco, en talcaso se debe cambiar o secar el silicagel.

Mantenimiento Conmutadoresbajo carga

INSPECCION YMANTENIMIENTO

ESPECIALIZADO DECONMUTADORES BAJO

CARGA.

INSPECCION YMANTENIMIENTO DECONMUTADOR BAJO

CARGA MR MIII300

Relé de Protección del Cambiadorde Tomas Bajo Carga

La operación del relé de protección puede ser indicio de una avería grave.

Cuando el funcionamiento del relé provoque la desconexión de los disyuntores, debe procedersecomo sigue:

Anotar la hora y la fecha de la desconexión.

Anotar la posición del servicio del cambiador.

Bloquear el mando a motor desconectando el guardamotor, de modo que se evite una unamaniobra del cambiador causada por un control remoto.

Controlar la estanqueidad de la tapa. Si hay una fuga de aceite, cerrar inmediatamente laválvula del conservador de aceite.

Verificar si la palanca del relé de protección se encuentra en la posición Desconexión o enposición Rearme.

Adicionalmente debe chequearse los siguientes puntos:

¿Cual era la carga del transformador al momento de disparo?

¿Fue ejecutada una maniobra del cambiador inmediatamente, antes o durante eldesenganche?

¿Funcionarón al momento del desenganche otros dispositivos de protección deltransformador?

¿Fuerón registradas sobretensiones en el momento del desenganche?

Despues de una comprobación minuciosa del cuerpo insertable, el servicio solo sedebe reanudar si se está seguro de que no hay ningún daño ni en el cambiador detomas ni en el transformador.

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO

PERIODICIDAD DE LAS INSPECCIONESN° Piezas a Inspeccionar Periodicidad1 Termómetros Una vez al año

2 Accesorios con contactos de Una vez al añoalarma y/o disparo

3 Ventiladores de refrigeración Una vez al año4 Conservador Una vez en 5 años5 Resistencia de aislamientoUna vez al año

de los devanado6 Medición de Tangente Delta Una vez en 3 años7 Aceite Una vez al año8 Componentes del interior Una vez cada 7 años

ANALISIS DE ACEITES AISLANTES EN ELMANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES

Introducción

Los aceites minerales que son utilizados como fluidos aislantes y refrigerantes de transformadoresmuestran valiosa información sobre las condiciones de operación de los equipos que los usan.

Los aceites aislantes minerales son productos que sufren degradación por los esfuerzos térmicos yeléctricos a los que están sometidos, generando productos de descomposición que son utilizados paraevaluar la presencia de un problema o falla en los transformadores.

Reaccionan con el oxígeno, oxidándose y formando productos cuyas caracteristicas aceleran ladegradación de los demas materiales, diminuyendo la vida útil de los equipos.

La vida útil de un transformador está directamente relacionada con la vida del papel aislante, la celulosase degrada por la acción del calor, deteriorando sus propiedades eléctricas y mecánicas.

Existen actalmente 2 grupos de liquidos aislantes, clasificados de acuerdo a sus aplicaciones:

Aceites aislantes de uso general : Son aceites aislantes de origen mineral, que tienen baseparafínica y nafténica obtenidos durante el proceso de refinación y extracción adecuados, endeterminadas fracciones del petróleo natural.

Aceites aislantes de seguridad : Son aceites de origen mineral o sintético, indicados paratransformadores que deben ser instalados en locales donde el riesgo de explosiones y/oincendios deben ser minimizados.

Estos aceites deben presentar caracteristicas no inflamables

Aceite mineral de máximo punto de fulgor.

Aceite aislante de silicona.

Propiedad MineralesMineral Alto

P.F. SiliconasPunto de Fulgor

(°C) 140 260 300Pérdidas

Dieléctricas a 25°C 0,05 0,05 0,001

Estabilidad Regular Regular RegularCompatibilidad Buena Buena OptimaResistencia al

Fuego Mala Buena OptimaReigidez

Dieléctrica ASTMD-1816 40 40 40

CARACTERISTICAS PRINCIPALES ( Valores Medios Típicos )

MANTENIMIENTO A TRAVEZDEL ACEITE AISLANTE

Mantenimiento Preventivo

Durante el funcionamiento de un transformador varios son los factores que contribuyen con el deterioro delaceite aislante, como por ejemplo la humedad, la sobrecarga, el sobrecalentamiento y la falta demantenimiento.

La humedad, el calor y el oxigeno, crean un ambiente propicio para deteriorar el aceite aislante.

El agua y el oxígeno cuando entran en contacto con el aceite aislante, reaccionan debido a la acción de loscatalizadores como el cobre y el fierro, originando luego la oxidación que forma luego sedimento. Esteproceso se acelera con el calor, cuanto mas alta sea la temperatura, mayor será la velocidad del deterioro,cuanto menos oxidado esté el aceite aislante más lento sera el proceso de degaradación del papel, siendolo ideal que no haya presencia de sedimento durante el tiempo de vida del transformador.

Preventivo – Análisis de aceite aislante

• Análisis FísicoquímicoCon ensayos periódicos podemos comprobar el grado de deterioro delaceite, detectando el momento en que se inicia la formación desedimento y así tomar medidas para evitar el envejecimiento prematurodel aceite.

• Rigidez dieléctrica• Tensión interfacial• Cantidad de agua.• Índice de neutralización• Pérdida dieléctrica a 25°C

• PCB• Contenido de inhibidor

Indice de Neutralización ( Acidez Total)

Indica el total de compuestos ácidos presentes en el aceite aislante.

Los ácidos aceleran el deterioro del aceite y del papel

Los ácidos atacan a las partes metálicas del transformador.

En aceite nuevo, éste indice debe ser menor a 0,03 mgKOH/g aceite.

Para aceite en servicio considerar hasta 0,15 mgKOH/g aceite, sobreeste valor se debe programar un posible cambio o regeneración delaceite en un periodo de 6 meses.

No permitir que este valor sobrepase a 0,5 mgKOH/g aceite, queorigina la formación de sedimento insoluble.

Tensión Interfacial

Es la medida de la fuerza necesaria para que un anillo plano de platinorompa la interfase formada por el agua y el aceite.

Una disminución de la tensión interfacial indica la presencia deproductos que son el resultado de deterioro del aceite.

Para aceites nuevos el valor mínimo es de 30 mN/m.

Para aceites en servicio, el valor mínimo es de 23 mN/m, la formaciónde lodos comienza cuando la tensión interfacial alcanza valoresinferiores a este.

Pérdidas Dieléctricas ( Factor de Potencia / Tangenta Delta )

Es la medida de la tangente del ángulo de fase entre la tensión y lacorriente, al aplicarse una diferencia de potencial predeterminado a doselectrodos entre los cuales se coloca el liquido aislante.

Es extremadamente sensible a contaminaciones y puede indicar si losvalores obtenidos en los ensayos provienen de contaminantes o de lapropia deteriración del aceite.

El factor potencial de un aceite nuevo y en buenas condiciones es de0,05% o menor a 25° C.

en aceite usado el factor potencial hasta 0,5% a 25°C es aceptable,de 0,5% a 2% a 25°C, el aceite debe ser analizado detalladamentepara determinar las causas de esta elevación.

Rigidez Dieléctrica

Es la medida de la resistencia que el aceite aislante presenta alimpacto eléctrico.

Esta prueba es la indicada para comprobar la presencia de agentescontaminantes como el agua, impurezas, fibras celulósicas húmedas,parículas metálicas o conductoras en el aceite, pudiendo existirconcentraciones significativas cuando se presenta bajo tensión.

Aceite Nuevo : ASTM D 1816 – 48 kV mínimo

Aceite Usado : ASTM D 1816 – 32 kV mínimo

Contenido de Agua

Las carcterísticas eléctricas del aceite son fuertemente influenciadaspor la presencia de agua.

Un alto contenido de agua en el aceite puede reducir su RigidezDielectrica al punto de volverlo inutilizable.

Se consideran como valores maximos aceptables para serviciocontinuo:

35 ppm para equipos con tensión hasta 69 kV.

25 ppm para equipos con tensión mayor a 69 kV y menor a 230 kV

20 ppm para equipos con tensión mayor a 230kV y menor a 345kV

MANTENIMIENTO A TRAVEZDEL ACEITE AISLANTE

Mantenimiento Predictivo

El metodo en este tipo de mantenimiento consiste en la extracción de los gases disueltos en una pequeñamuestra del aceite aislante, donde una parte de los gases extraidos son analizados por cromotografía enestado gaseoso, determinandose así su composición cualitativa y cuantitativamente. Los resultadosobtenidos son analizados según criterios de diagnósticos preestablecidos, a travez de los cuales se puedeobservar la existencia de fallas y luego tomar las precauciones necesarias de mantenimiento.

La secuencia de la muestra es sugerida con el fin de crear un historial para realizar un mejor seguimientodel transformador en observación.

En el caso de transformadores nuevos, se recomienda la toma de muestras al mes y 3 meses despues dehaber puesto el equipo en servicio.

Predictivo – Análisis de aceite aislante• Análisis Cromatográfico

El conocimiento que se tenga de la composición de gases disueltos en elaceite aislante, hace posible detectar la existencia de fallas, aún cuandoéstas se encuentren en el inicio.

Gases analizados:• Hidrógeno• Oxígeno• Nitrógeno• Metano• Monóxido de carbono• Etileno• Acetileno

• Furanos

Mantenimiento Predictivo

CRITERIOS DE DIAGNOSTICO

Gas principal Causa

H2 / CH4 (HIDROGENO / METANO) DESCARGAS PARCIALES EN EL ACEITE

C2H2 (ACETILENO) ARCO ELETRICO EN EL ACEITE

C2H4 (ETILENO) SOBRECALENTAMIENTO EN EL ACEITE

CO ( MONOXIDO DE CARBONO) DESCARGAS PARCIALES EN PAPEL

CO / CO2(OXIDOS DE CARBONO) SOBRECALENTAMIENTO DEL CONDUCTOR

Mantenimiento Predictivo – Criterios de Diagnostico

Descomposición Termica del Aceite : Los productos de la descomposiciónincluyen etileno (C2H4) y metano (CH4) junto con cantidades mas pequeñasde hidrogeno (H) y etano (C2H6). Rastros de acetileno (C2H2) pueden serformados si la averia es severa o involucra contactos eléctricos.

Descomposición Térmica del AceitePrincipal Gas : ETILENO

0 2

16 19

63

00

10203040506070

CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2

% D

E CO

MBU

STIB

LE

Mantenimiento Predictivo – Criterios de DiagnosticoDescomposición de la Celulosa : Grandes cantidades de dioxido de carbono ymonoxido de carbono (CO) son desarrolladas por el calentamiento en lacelulosa. Los gases tales como el metano(CH4) y el etileno (C2H4) podrianser formados si la averia involucra una estructura impregnada en aceite.

Descomposición de la CelulosaPrincipal Gas : Monóxido de Carbono

92

8.71.2 0.01 0.01 0.01

0

20

40

60

80

100


% D

E CO

MBU

STIB

LE

Mantenimiento Predictivo – Criterios de DiagnosticoDescomposición por Descargas : Pequeñas descargas de energía eléctricaproducen hidrogeno (H) y metano (CH4) con pequeñas cantidades de etano(C2H6) y etileno (C2H4). Cantidades comparables de monoxido de carbono(CO) y dioxido de carbono puede reultar de descargas en la celulosa.

Descomposición por DescargasPrincipal Gas : Hidrogeno

0.2

80

130.5 0.2 0.1

0102030405060708090


% D

E CO

MBU

STIB

LE

Mantenimiento Predictivo – Criterios de DiagnosticoDescomposición Por Arco Eléctrico: Grandes cantidades de hidrogeno (H) yacetileno (C2H2) son producidos con menores cantidades de metano (CH4) yetileno (C2H4). Dioxido de carbono y monoxido de carbono puede producirsesi la falla involucra a la celulosa. El aceite puede ser carbonizado.

Descomposición Por Arco EléctricoPrincipal Gas : ACETILENO

0.01

60

5 2 3

30

0

10

20

30

40

50

60

70


% D

E CO

MBUS

TIBL

E


Metodo del Total de Gases Combustibles:

• Si el total de Gases Combustibles no supera los 720 ppm y ningún gas individual superalos limites que da la tabla 1 (Condición 1); el transformador está operandosatisfactoriamente.

• Si el total de gases combustibles se sitúa en el rango de 721 a 1920 ppm y cualquiera delos gases combustibles individuales se sitúan dentro de los límites especificados en latabla 1 (Condición 2) el transformador tiene una falla interna que debe ser investigada, serecomienda tomar una nueva muestra para determinar el monto diario de la generaciónde gases.


Metodo del Total de Gases Combustibles:• Si el total de gases combustibles se sitúa en el rango de 1921 a 4630 ppm y cualquiera de losgases combustibles individuales se sitúan dentro de los límites especificados en la tabla 1(Condición 3) el transformador esta presentando un alto nivel de descomposición de la celulosa y/oaceite.

Se debe realizar un nuevo análisis cromatográfico en el lapso mas breve y calcular el monto diariode generación de los gases y de acuerdo a estos resultados, tomar la acción requerida.

• Si el total de gases combustibles e individuales están en los rangos que indica la condición 4;entonces los aislamientos sólidos y líquidos del transformador se están descomponiendoaceleradamente y lo recomendable en este caso sería retirar de servicio al transformador parainvestigar y corregir la falla que se este desarrollando.


Limites de concentración de gases disueltos en partes pormillon (PPM)

Status H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO CO2 TDCG

Condición 1 100 120 35 50 65 350 2,500 720

Condición 2 101 - 700 121 - 400 36 - 50 51 - 100 66 - 100 351 - 570 2,500 - 4,000 721 - 1,920

Condición 3 701 - 1,800 401 - 1,000 51 - 80 101 - 200 101 - 1,150 571 - 1,400 4,001 - 10,000 1,921 - 4,630

Condición 4 > 1,800 > 1,000 > 80 > 200 > 150 > 1,400 > 10,000 > 4,630

Tabla 1

Acciones Basadas en los Resultados del TDCG

Condiciones

Total de Gases Combustibles(TDCG) o Volumen mas alto

de un Gas individual.

TDCGGeneración

de Gases(PPM/Día)

Intervalo denuestreo Acciones a tomar

Condicion 1

<= 720 ppm del TDGC o elvolumen mas alto de un gas

individual según tabla 1 < 10

Anualmente osemestralmentepara trafos dealta tensión Continue operación normal

10 - 30 Trimestralmente

> 30 Mensualmente

Ejerza vigilancia. Analice los gasesindividuales para determinar lacausa. Determine si la producciónde gases depende de la carga.

Condición 2

721 - 1,920 ppm del TDGC o lamas alta generación de un

gas individual según tabla 1 < 10 Trimestralmente

Ejerza vigilancia. Analice los gasesindividuales para determinar lacausa. Determine si la producciónde gases depende de la carga.

10 - 30 Mensualmente> 30 Mensualmente

Condición 3

1,921 - 4,630 ppm del TDGC ola mas alta generación de ungas individual según tabla 1 < 10 Mensualmente

Ejerza extrema vigilancia. Analicelos gases individuales paradeterminar la causa. Planee lasalida de servicio del trafo. Llamaral fabricante y a otros especialistassolicitando ayuda.

10 - 30 Semanalmente> 30 Semanalmente

Condición 4

> 4,630 ppm del TDGC o lamas alta generación de un

gas individual según tabla 1 < 10 Semanalmente

Ejerza extrema vigilancia. Analicelos gases individuales paradeterminar la causa. Planee lasalida de servicio del trafo. Llamaral fabricante y a otros especialistassolicitando ayuda.

10 - 30 Diariamente

> 30 Diariamente

Considere el retiro del servicio deltrafo. Llamar al fabricante y a otrosespecialistas solicitando ayuda.

Mantenimiento Predictivo –Criterios de DiagnosticoMetodo de las Razones de Rogers

• Este metodo considera las concentraciones relativas de cinco gases : Hidrogeno (H), Metano (CH4), Etano(C2H6), Etileno (C2H4) y Acetileno (C2H2); siendo las concentraciones mas significativas:

R2: C2H2 R1: CH4 R5 : C2H4

C2H4 H2 C2H6

• En la tabla 2 se muestra las razones caracteristicas así como las posibles fallas.

• En este método no se consideran los óxidos de Carbono.

• La evaluación de la incidencia de la celulosa en las fallas es realizada subjetivamente, considerando elincremento de concentración de estos gases.

Mantenimiento Predictivo – Criterios de DiagnosticoDIAGNOSTICO DE FALLAS SUGERIDO A PARTIR DEL METODO DE

LOS RATIOS DE ROGERS

CASOR2: C2H2......C2H4

R1: CH4......H2

R2: C2H4.....C2H6 Diagnóstico de Falla Sugerido

0 < 0,1 > 0,1 y < 1,0 < 1,0 Funcionamiento Normal

1 < 0,1 < 0,1 < 1,0

Descargas Parciales (Corona) yarcos de baja densidad de

energía

2 0,1 - 3,0 0,1 - 1,0 > 3,0Arcos - Descargas de alta

energía

3 < 0,1 > 0,1 y < 1,0 1,0 - 3,0Caalentamiento térmico a baja

temperatura

4 < 0,1 > 1,0 1,0 - 3,0Alta solicitación térmica menor

a 700 ° C

5 < 0,1 > 1,0 > 3,0Alta solicitación térmica mayor

a 700 ° C

Tabla 2

MantenimientoANALISIS FISICO - QUIMICOTECNOLOGIA QUE CONTRIBUYE A PROLONGAR LA VIDA UTIL DE LOSTRANSFORMADORES

ANALISIS CROMATOGRAFICOTECNOLOGIA CON LA CUAL SE PUEDE ELIMINAR PARADAS IMPREVISTAS DURANTEEL SUMINISTRO DE ENERGIA


Componentes Furánicos en el Aceite• El deterioro del aislamiento sólido (Pressboard) de los transformadores genera componentesFuránicos cuyo principal indicador es el Furfural – 2.

• Altas concentraciones de Furfural – 2 indican la degradación de la celulosa.• Los componentes Furánicos son generados por eventos térmicos mas no por descargaseléctricas.

• Hay muchos factores que influyen en el resultado de los análisis de los componentes Furánicos,tales como el tipo de preservación del aceite, tipo de aislamiento, tipo de transformador y tipo detratamiento del aceite de transformador.

• Valor Aceptable <= 100 pbb

• Valor Inaceptable 250 pbb

Grado de Polimerización del Papel. (DP)• Esta prueba entrega información sobre el grado de envejecimiento del papel y se realiza enmuestras de este material.

• El DP proporciona un estimado del tamaño promedio de los polímeros en las moléculas de lacelulosa del papel y del pressboard.

• El papel en transformadores nuevos tiene un DP de alrededor de 100.

• El papel envejecido tiene un DP=150 a 200 punto en el cual éste ya ha perdido sus propiedadesmecánicas y el riesgo de falla es inminente.• En razón que el envejecimiento del papel en la Parte Activa del transformador no es uniforme; esnecesario tomar muestras de diferentes puntos para obtener un correcto diagnostico.

• Tiene como desventaja de que hay que desencubar la Parte Activa del transformador, para tomar lamuestra.

TRATAMIENTO DEL ACEITEDIELECTRICO

RECONDICIONAMIENTO

- FILTRADO, DESGASIFICADO

- SECADO POR TERMO VACIO

REGENERACION

- PERCOLADO POR TIERRA FULLER

- ADSORCION EN TIERRA FULLER

TRATAMIENTO DEL ACEITE DIELECTRICO

Depende del grado de envejecimiento que este presenta.

• Si el aceite esta contaminado, es decir si contiene humedad y partículas sólidas ensuspensión, excluyendose a los productos de la oxidación, el tratamiento requeridoconsistira en el reacondicionamiento del aceite, que consiste en remover por mediosmecánicos estos contaminantes.• Si el aceite presenta un proceso de oxidación avanzado con presencia de ácidos y lodosen su seno; entonces tendrá que ser sometido a un proceso de regeneración, con lafinalidad de remover los productos de la oxidación, los contaminantes ácidos y en estadocoloidal, por medios químicos y de absorción.

TRATAMIENTO DEL ACEITE DIELECTRICO

De acuerdo a su grado de envejecimiento los aceites son clasificados en cuatro grupos asaber:

GRUPO I : Aceites en condiciones satisfactorias

GRUPO II : Aceites que requieren reacondicionamiento.

GRUPO III : Aceites que están envejecidos y que deben ser regenerados.

GRUPO IV : Aceites que deben ser descartados por que su recuperación es técnico yeconómicamente no aconsejable.

TRATAMIENTO DEL ACEITE DIELECTRICOSECADO POR TERMOVACIO :• Es un proceso eficaz para el retiro de la humedad, gases y sustancias volátilespresentes en el aceite aislante.• En este proceso el aceite es filtrado, calentado y desgasificado con camaras de altovacio.• Despues de pasar por el filtro, el aceite es pulverizado en caliente en una cámara dealto vacío en donde se le retira la humedad y se le desgasifica.

Bombade vacio

Camara de Vacío

Tablero decontrol Filtros

REGENERACION:

• La regeneración de un aceite mineral envejecido, consiste en su tratamiento por procesos

fisico-químicos específicos, a fin de restituirle sus propiedades originales.

• El metodo mas utilizado para la regeneración es el de percolación o colado.

• La percolación consiste en hacer pasar el aceite por tierra fuller con el objeto de retirar

sus impurezas.

• La percolación puede realizarse por presión o por gravedad.

• En la percolación por gravedad una columna de aceite (por su propio peso), pasa a

travéz de un tanque conteniendo el absorbente.

• En la percolación por presión el aceite es forzado a pasar por el absorbente con el auxilio

de una bomba.

1. Tratamiento de aceite

MUESTRAS DE ACEITETOMADAS DURANTE LA

REGENERACION DEACEITE EN

TRANSFORMADOR30MVA, 138 kV

SECADO DETRANSFORMADORES

• La mayor parte del aislamiento sólido de un transformador está constituido de materiales denaturaleza celulósica (papel, cartón, madera) que tiene una elevada rigidez dieléctrica si estánsecos.• Cuando en un aceite los ensayos realizados presentan valores aceptables y sólo el grado dehumedad es elevado, se puede retirar esta humedad aún teniendo el transformador energizado.Para efectuarlo se usa el secado por termovacio.• Cuando el aceite presenta un contenido de agua elevado(por encima de los valores deorientación recomendados), ocurre la impregnación en los materiales celulósicos deltransformador, siendo necesario un completo secado del transformador.• El sistema de secado completo consiste en retirar el equipo de operación, secar el liquidoaislante a través del sistema termovacio y secar la parte activa en un horno, proceder a encubarla parte activa del transformador y llenado con el aceite ya tratado.

Mantenimiento Predictivo – Termografia

En el ámbito industrial la aplicación de la termografía en el área deMantenimiento es una de las más difundidas, especialmente en elMantenimiento llamado Predictivo.

La Termografía Infraroja en el área de mantenimiento presenta ventajasComparativas inigualables, Quizá sea el ensayo mas divulgado y exitosode los últimos años.

Se complementa eficientemente con los otros ensayos del mantenimientoEl análisis de lubricantes, el análisis de vibraciones, el ultrasonido, etc.

Mantenimiento Predictivo – TermografiaPor medio de este equipo se controla los puntos calientes o criticos

Aplicación de termografía infraroja entransformadores de potencia

No se puede mostrar la imagen.

Lodo en elTanque de expansión


Flujo de aceite en eltransformador


Daño de una fase decorriente.

Mantenimiento Predictivo – Termografia

MANTENIMIENTO DE MEDIA POTENCIA

Documents

Transcript of MANTENIMIENTO DE MEDIA POTENCIA