GUIA PARA EL MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA

1. RESUMEN.

Uno de los componentes de mayor importancia en la red eléctrica de cualquier compañía que en la mayoría de los casos es olvidado, es el transformador de potencia, componente principal de la subestación. La falla de transformador, por cualquier circunstancia paraliza las operaciones productivas en cualquier factoría.

La conservación del buen estado de operación de cualquier equipo eléctrico y en especial del transformador depende de que sea llevado a cada mantenimiento preventivo correspondiente; se debe evitar a toda costa el mantenimiento correctivo. Como es bien sabido, los transformadores carecen de partes móviles, salvo algunas excepciones, como es en aquellos con circulación forzada en aceite, cambiadores de derivación bajo carga, etc.

Estás característica representan una de las grandes ventajas de los transformadores, en cuanto a operación y mantenimiento se refiere; también podemos considerar como una importancia favorable de los mismo, que se encuentren alojados en tanques herméticos.

Los factores anteriores, unidos a los de sobre-carga que su diseño les permite soportar durante ciertos períodos, hacen que los transformadores requieran de poco servicio de mantenimiento y por tal motivo generalmente, el personal se olvide por completo de su cuidado.

En cuanto al equipo adicional del transformador, su mantenimiento también es importante y mucho depende de él, el buen funcionamiento del mismo y basándose en ello, se incluyen algunos datos, que basados en experiencia han dado resultados satisfactorios.

Las partes que determinan la vida de un transformador son sus aislamien¬tos, y son estos sin lugar a duda, las partes más delicadas y vulnerables de todo el conjunto las características eléctricas que definen un aislamiento se ven afectadas principalmente por: humedad, temperatura, oxigeno, gases, impurezas y contaminación, y son estos factores también los que determinan la velocidad del envejecimiento de los aislamientos.

Una vez iniciada la degradación de los aislamientos, los productos de la descomposición, actúan como catalizadores, acelerando cada vez más el envejecimiento de los aislantes. El mantenimiento que se le debe dar a un transformador, está dirigido directamente o indirectamente a la conservación de sus aislamientos desde el punto de vista eléctrico, químico y mecánico. Este empieza realmente desde el momento de la puesta en servicio.

El mantenimiento que se le debe dar a un transformador, está dirigido directamente o indirectamente a la conservación de sus aislamientos desde el punto de vista eléctrico, químico y mecánico. Este empieza realmente desde el momento de la puesta en servicio.

Las técnicas y cuidados empleados en esta operación determinarán la vida del transformador en la periodicidad del mantenimiento posterior.

El presente trabajo pretende ser una guía para el desarrollo y aplicación de un programa de mantenimiento preventivo periódico para transformadores de potencia en aceite. Conjuntamente con las actividades pertenecientes al mantenimiento preventivo, se analizan diferentes procedimientos y procesos útiles a la hora de realizar un mantenimiento correctivo del transformador.

Dos de los temas que son necesariamente estudiados previo al análisis del mantenimiento preventivo un transformador de potencia en aceite son los elementos constitutivos de esta clase de transformador, junto con los factores que producen un deterioro de su sistema de aislamiento (aceite y papel), ya que, un buen conocimiento de ambos temas, facilita tanto el desarrollo como la aplicación del programa de mantenimiento del equipo.

2. INTRODUCCION

Por años, el mantenimiento preventivo de los transformadores ha estado basado en la determinación de la resistencia de su aislamiento junto con la medición de la rigidez dieléctrica de su aceite. Sin embargo, se sabe ahora que pruebas como el factor de potencia del aislamiento, contenido de humedad, tensión interfacial, acidez, entre otras, son muy importantes para obtener un diagnostico mas acertado del estado del transformador.

Recientemente, el análisis de gases generados en el interior del transformador mediante cromatografía de gases se ha constituido en una herramienta poderosa a la hora de monitorear el estado en que se encuentra el transformador, sin necesidad de sacarlo de operación.

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

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

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

- Que significado tienen los resultados obtenidos en las pruebas de diagnóstico.

- Cuando deben realizarse las pruebas de diagnóstico.

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

3. CONTENIDO.

Para realizar el mantenimiento, se deben efectuar inspecciones de rutina a las partes del equipo que puedan estar sujetas a rupturas, desgastes, desalinización, deterioración o daños a todo el equipo al que se le deben efectuar pruebas periódicas o ajustes para comprobar que se encuentran trabajando en condiciones adecuadas y seguras.

La apropiada programación de las inspecciones de mantenimiento, tiene por objeto evitar frecuentes inspecciones inútiles y a la vez garantizar que todos. Los daños sean localizados y corroídos, antes de que ocasionen una interrupción del servicio, y daños graves en el equipo.

Para programar el mantenimiento a transformadores de potencia es impor¬tante verificar en su historial, en su calidad, y buen diseño obteniéndose un buen mantenimiento; por lo tanto cada transformador debe revisarse cuida¬dosamente en su relación y durante su instalación, la mayoría de los fabricantes indica la frecuencia con que debe revisarse cada equipo y los puntos importantes en cada revisión, estas pueden ser de acuerdo con las formas de trabajo efectivo o tomando en consideración determinados lapsos de tiempo.

Dentro de las rutinas más importantes se encuentran los siguientes:

1) Boquillas terminales (bushing): Se inspecciona semanalmente observando detenidamente si no presentan rupturas en la porcelana, los niveles de aceite normales y su estado de limpieza. Verificar que en el ambiente no haya partículas como el silicón, el cual, se adhiere al aislador aumentándole su resistencia aislante.

2) Cambiador de taps: Se inspeccionan semanalmente, verificando que su posición sea la correcta o adecuada y asegurar que tenga su candado, para prever que las personas no autorizadas los muevan. Colocar un anuncio donde notifique que solo se debe operar cuando el transformador esta en vacío desconectado

3) Sistemas de enfriamiento: Verificar si no hay fugas de aceite, ruidos extraños, que los motores de los ventiladores operen normalmente y probarlos.

4) Detectores de temperatura: Se inspeccionan diariamente, checando la temperatura que sea un porcentaje menos de la que permita el fabricante.

5) Relevador Bucholz: Se requiere de una inspección semanal, verificando su nivel, que sea correc¬to y sin fugas, accionando su bobina mediante sus contactos; esto solo des¬conectado el transformador, ya que este relevador actúa cuando su nivel ba¬ja o presenta aire, disparando el interruptor del transformador automáticamente.

6) Diafragmas de alivio: Estos se inspeccionan anualmente, verificando el diafragma que opere normalmente y selle perfectamente. Este sirve o actúa cuando en el transformador hay una sobrepresión a causa de un calentamiento, el cual, tiende a romperse para eliminar dicha sobrepresión.

7) Sistema de nitrógeno: Este sistema requiere de una inspección diaria, verificando la presión en el tanque del transformador y en el tanque abastecedor, anotar el consumo de gas y sí es necesario calibrar el sistema dependiendo de que tipo es instala¬do.

8) Silica-gel: Este se inspecciona mensualmente, verificando su color; reponerlo o secar, si es necesario. Este sirve para deshidratar al oxígeno para solo dejar el nitró¬geno seco, siendo un elemento inerte.

9) Prueba de aislamiento: La vida útil de un aislamiento de cualquier material conductor, termina cuan¬do el aislamiento se ha vuelto quebradizo, tostado o cuando al oprimirlo se nota flojo y al aparecer en él grietas, ocasionadas por esfuerzos mecánicos. El endurecimiento del aislamiento, es ocasionado al operar a elevadas tempe¬raturas por tiempos prolongados. Los esfuerzos mecánicos son causados por corto circuito o por dilataciones debidas a los cambios de temperatura.

La resistencia dieléctrica del aislamiento, no se reduce notablemente por endure¬cimiento; pero cuando se presenta ocasionalmente hay fallas eléctricas, razón por la cual se debe inspeccionar periódicamente.

Las fallas le aislamiento son ocasionadas por humedad debido a que los materiales usados en transformadores, son higroscópicos, razón por la cual se debe estar seguro de que la humedad no está en contacto con el aislamiento a través de empaques defectuosos o aceite contaminado.

La tensión de falla de aislamiento no se puede predecir por las pruebas de resistencia de aislamiento ni la de pérdidas dieléctricas. Estas pruebas deben efectuarse periódicamente desde que el aislamiento, es nuevo y de prefe¬rencia utilizando los métodos anteriores, cuyos resultados servirán de referencia para pruebas posteriores.

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

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

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

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

- De forma disuelta

- En forma de una emulsión agua/aceite

- En estado libre en el fondo del tanque

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

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

El oxigeno es otro de los potenciales enemigos del aislamiento de un transformador, ya que, este reacciona con el aceite para formar ácidos orgánicos, agua y lodo. El oxigeno proviene de la atmósfera o es liberado por la celulosa como resultado de aplicarle calor, además no es posible eliminar todo el oxigeno existente en un transformador inclusive si el llenado del mismo se lo realiza con vacío.

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

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

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

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

- Pruebas realizadas al aceite dieléctrico

Rigidez dieléctrica (D877-D1816)

Número de neutralización (D974)

Tensión interfacial (D971-D2285)

Color (D1500)

Contenido de agua (D1533)

Densidad relativa (D1298)

Factor de potencia (D924)

Inspección visual (D1524)

- Pruebas realizadas al aislamiento sólido

Prueba de resistencia de aislamiento

Prueba de factor de potencia del aislamiento

- Pruebas adicionales

Prueba de resistencia DC de devanados

Prueba de relación de transformación

Prueba de corriente de excitación

Prueba de núcleo a tierra

Prueba de termografía infrarroja

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

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

- Hidrogeno (H2)

- Metano (CH4)

- Etano (C2H6)

- Etileno (C2H4)

- Acetileno (C2H2)

- Monóxido de carbono (CO)

- Dióxido de Carbono (CO2)

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

- Método del gas característico

- Método de las Relaciones de Doernenburg

- Método de las Relaciones de Rogers

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

El Método de las Relaciones de Doernenburg sugiere la existencia de 3 tipos generales de falla como se vio en al sección 2. Este método utiliza las concentraciones de los gases CH4, H2, C2 H2, C2 H4 y C2H6 para el cálculo de las siguientes relaciones:

R1 = CH4 / H2

R2 = C2 H2 / C2 H4

R3 = C2 H2 / CH4

R4 = C2H6 / C2 H2

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

El Método de las Relaciones de Rogers sigue el mismo procedimiento general dado para el Método de las Relaciones de Doernenburg, excepto que en vez de utilizar cuatro relaciones solo se utilizan tres R1, R2 y la relación C2H4 / C2H6 a la que llamaremos R5.

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

La IEEE hace dos recomendaciones sobre el uso de ambos métodos. La primera recomendación sugiere que para que el diagnóstico en base al Método de las Relaciones de Doernenburg sea válido lo niveles de las concentraciones de los gases deben ser significantes. La segunda recomendación sugiere que se use el Método de las Relaciones de Rogers siempre y cuando las concentraciones de los gases excedan los niveles normales.

3.3 Mantenimiento del transformador.

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

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

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

• Deshidratación del transformador

• Desgasificación del transformador

• Remoción de sedimentos (desenlodar el transformador)

La deshidratación de un transformador puede ser realizada en un taller de reparación o en el sitio donde se encuentra instalado; el transformador podrá estar energizado o des-energizado. Como medio de eliminación de humedad se puede emplear calor, vacío o la combinación de ambos.

La deshidratación del aceite empleando vacío, en contraste con el uso de solo calor para eliminar la humedad del transformador, tiene la ventaja de la desgasificación del aceite. Esta ventaja no se la adquiere con los demás métodos de deshidratación. Un alto grado de desgasificación del aceite brinda algunos beneficios, tales como: remoción del oxigeno y remoción de gases combustibles.

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

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

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

*2 Todas las recomendaciones asumen el uso de refrigeración auxiliar; de otra manera las pruebas se deberán realizar más seguido.

*3 Solo personal calificado

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

4 Conclusiones.

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

2. El mantenimiento preventivo del transformador es esencial para un alargamiento de su vida útil. Se puede concluir que, de acuerdo a los resultados obtenidos en las pruebas de diagnostico realizadas a los transformadores en aceite, la mayoría de las fallas producidas en estos equipos pueden ser atribuidas al deterioro de su sistema de aislamiento.

Sin embargo, este “talón de Aquiles” puede ser fortalecido si se mantiene un programa completo de mantenimiento preventivo periódico orientado a combatir a los factores (humedad, oxigeno, calor y contaminación) que inciden en el deterioro del sistema de aislamiento del transformador.

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

5 Bibliografía.

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

2 Westinghouse Electric Co, Electrical Maintenance Hints, 1976

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

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

5 www.fist.org, Transformer maintenance, Bureau of reclamation, United States Department of interior, Denver Colorado, October 2000

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

...