Clase 070213

Ing. Cesar Figueredo UPTP JJM

DIAGNOSTICO DE LA CONDICION DE DIAGNOSTICO DE LA CONDICION DE TRANSFORMADORESTRANSFORMADORES

Historia Operativa de los Equipos

Edad de los activosVida Remanente

Estimación de la Condición de Equipos

Relacion de Fallas Existente

DIAGNOSTICOINTEGRAL

Aspectos Tecnológicos

Diseño


TECNICAS PARA EL DIAGNÓSTICO DE LOS TECNICAS PARA EL DIAGNÓSTICO DE LOS TRANSFORMADORES:TRANSFORMADORES:

Técnicas con el Transformador energizado:

Item Prueba Detecta

Item Prueba Detecta

1

Análisis de gases disueltos (DGA) Arqueo interno, mal contacto eléctrico, puntos calientes, descargas parciales y sobrecalentamiento de conductores, aceite y aislamiento.

5

Análisis acústico (ultrasónico)

Descargas parciales internas, arqueo, blindajes no aterrizados, malas conexiones en boquillas, defectos en contactos de cambiadores, problemas de puestas a tierra del núcleo, aislamiento débil que produce efecto corona.

2

Pruebas físicas y químicas del aceite

Humedad, acidez, tensión superficial, furanos, rigidez dieléctrica y factor de potencia.

6

Detección sónica de defectos

Fugas de nitrógeno, vibración excesiva de núcleo y bobinas, efecto corona en las boquillas, problemas mecánicos en rodamientos de motores y bombas.

3

Inspección externa física Fugas de aceite, partes rotas, operación ruidosa, conexiones flojas, problemas con los ventiladores y refrigeración.

7

Análisis de vibraciones

Problemas internos de núcleo, bobinas, blindaje, partes flojas y rodamientos defectuosos.

4Termografía Puntos calientes, corrientes

circulantes, bloqueos del enfriamiento, conexiones flojas.


TECNICAS PARA EL DIAGNÓSTICO DE LOS TECNICAS PARA EL DIAGNÓSTICO DE LOS TRANSFORMADORES:TRANSFORMADORES:

Técnicas con Transformador desenergizado:

Item Prueba Detecta

Item Prueba Detecta

1

Capacitancia de boquillas, factor de potencia del aislamiento, corriente de excitación

Pérdida de la integridad dieléctrica del aislamiento, pérdida de la integridad dieléctrica de las boquillas, humedad en los devanados.

5

Resistencia ohmica de los devanados

Falsos contactos, cintas rotas, conexiones flojas, falso contacto en cambiadores de derivaciones.

2Relación de transformación Devanados en cortocircuito,

cortocircuito entre espiras. 6Análisis de respuesta en frecuencia

Movimientos y deformaciones locales en los devanados.

3

Impedancia de corto-circuito (reactancia de dispersión).

Deformación mayor en los devanados.

7

Inspección visual interna

Lodos en el aceite, desplazamiento de devanados y cuñas, falta de apriete en devanados, malas conexiones, calentamientos excesivos, objetos extraños en el equipo.

4

Resistencia de núcleo a tierra. Mala conexión de tierras intencionales del núcleo o existencia de conexiones a tierra no intencionales

8

Grado de polimerización.

Condición y tiempo de vida estimada del aislamiento.


• Los primeros transformadores no empleaban el aceite como medio aislante, si no que utilizaban el aire como medio dieléctrico.

• El aceite dieléctrico es un componente muy importante del aislamiento del transformador

• Elihu Thomson patentó el uso del aceite mineral en 1887 y aproximadamente cinco años más tarde, se utilizaba el aceite como aislante dieléctrico en el ámbito comercial.

• El aceite dieléctrico es no corrosivo( el deber ser ) a las partes metálicas del transformador y baja solubilidad frente a las pinturas y barnices en el interior del transformador.

USO DEL ACEITE DIELÉCTRICO EN USO DEL ACEITE DIELÉCTRICO EN TRANSFORMADORES DE POTENCIATRANSFORMADORES DE POTENCIA

ok


Aceites sintéticos. PCB

• Los aceites bifenilos policlorados, también conocidos como askareles o PCB´s, son compuestos químicos formados por cloro, carbono e hidrógeno.

• En 1929, la empresa Monsanto (EE.UU.) inició la producción industrial. El PCB es resistente al fuego, muy estable, no conduce electricidad y tiene baja volatilidad a temperaturas normales.

• Los PCB´s se utilizaron anteriormente como aislantes para equipos eléctricos como transformadores, capacitores y termostatos.

• El riesgo ocurre si los transformadores explotan o se prenden fuego, en ese caso, el PCB se transforma en un producto químico denominado dioxina (es un producto tóxico de desecho que se forma cuando se queman desperdicios que contienen cloro), estas son las sustancias más dañinas que se conocen, se ha comprobado que son cancerígenos.

• En 1976, la OMS recomendó la prohibición de la fabricación, comercialización y uso de los BPC’s a nivel mundial.

TIPOS DE ACEITESTIPOS DE ACEITES


Aceites Siliconados

• Este tipo de aceite es a base de silicona dimetílica (polímero de dimetil siloxano compuesta por cadenas alternadas de átomos de silicio y oxigeno y grupos de metilo unidos a los átomos de silicio) , en la actualidad es uno de los compuestos menos peligrosos y uno de los mejores sustitutos de los PCB´s.

• Este tipo de aceite es altamente estable, con una capacidad de resistencia al fuego más alta que los aceites minerales y además es un refrigerante dieléctrico y no contaminante.

• Si a un transformador proyectado para aceite mineral o PCB se lo refrigera con líquido siliconado, la potencia del transformador se reduce en 5-10% debido a su mayor viscosidad.

• Se han empleado fluidos sintéticos a base de silicona en aplicaciones especiales donde un alto grado de seguridad y muy amplio tiempo de servicio es requerido.


Los aceites dieléctricos de origen mineral se obtienen de derivados del petróleo, que posee propiedades eléctricas aislantes.

ACEITE MINERALACEITE MINERAL


Está formado por compuestos de hidrocarburos y no-hidrocarburos.

Hidrocarburos: Los compuestos de hidrocarburos son el mayor constituyente del aceite mineral y pueden ser divididos en tres grandes grupos.•Parafínicos•Nafténicos•Aromáticos

No- Hidrocarburos: Los compuestos no-hidrocarburos en el aceite mineral pueden ser compuestos de azufre, compuestos de nitrógeno, compuestos con oxigeno.

ACEITE MINERALACEITE MINERAL


ACEITES PARAFINICOS Y NAFTENICOSACEITES PARAFINICOS Y NAFTENICOS

Se denomina aceite de base parafínica cuando la proporción de hidrocarburos parafínicos son mayores que los hidrocarburos nafténicos. Y caso contrario se denominan de base nafténica cuando la proporción de hidrocarburos nafténicos son mayores que los hidrocarburos parafínicos.

Una composición típica de un buen aceite dieléctrico responde a las siguientes proporciones:

•Hidrocarburos Aromáticos: 4 a 7%•Hidrocarburos Parafínicos: 45 a 55%•Hidrocarburos Nafténicos: 50 a 60%

Un transformador de potencia requiere de un fluido de alta calidad, por lo que el aceite nafténico es el más utilizado debido a que posee mejores propiedades que el de tipo parafínico, ya que se comporta muy bien a bajas temperaturas (-40°C), índice de viscosidad baja, buena estabilidad a la oxidación y baja tendencia a la formación de gases.


ACEITE VEGETALACEITE VEGETAL

• El aceite vegetal esta basado en semillas oleaginosas y aditivos de mejoría de desempeño de clase comestible.

• Es un refrigerante dieléctrico que se degrada rápido y totalmente en el suelo y en ambientes acuáticos.

• Es de color verde para destacar su perfil ambiental favorable, y distinguirlo del aceite mineral.

• Un ejemplo de aceite dieléctrico vegetal es el fluido Envirotemp FR3. Las ventajas de éste aceite entre otras es que posee alta rigidez dieléctrica, características térmicas mejoradas, viscosidad baja y excelente estabilidad química.

• Debido a sus excelentes características ambientales, de seguridad contra incendio y de desempeño, las aplicaciones del aceite vegetal se han extendido a una variedad de equipos, incluyendo transformadores de potencia.


PROPIEDADES FÍSICAS• Viscosidad• Punto de fluidez• Punto de inflamación• Tensión interfacial• Punto de anilina• Color• Densidad

PROPIEDADES QUÍMICAS• Estabilidad a la oxidación• Contenido de agua• Numero de Neutralización

PROPIEDADES ELÉCTRICAS• Factor de potencia• Rigidez dieléctrica

PROPIEDADES FÍSICAS, QUÍMICAS Y PROPIEDADES FÍSICAS, QUÍMICAS Y ELÉCTRICAS DEL ACEITE DIELÉCTRICO ELÉCTRICAS DEL ACEITE DIELÉCTRICO

MINERAL.MINERAL.

Ing. Cesar Figueredo UPTP JJM.

CLASIFICACION DE LOS ACEITES CLASIFICACION DE LOS ACEITES DIELECTRICOS DIELECTRICOS

(NORMA ASTM D-3487).(NORMA ASTM D-3487).

Tipo 1: aceites no inhibidos, solo contienen 0,08% en peso de aditivo antioxidante

•Tipo 2: aceites inhibidos, contiene hasta 0,3% en peso de aditivo antioxidante, por ejemplo el 2,6-ditertiario-butil para-cresol (DBPC) y el 2,6-ditertiario-butil fenol (DBP)

Los aceites dieléctricos tipo 1 se definen como aceites para equipos eléctricos donde se requiere una resistencia normal a la oxidación, y los de tipo 2 para aquellas aplicaciones donde la resistencia a la oxidación debe ser mayor.


Las cuatro funciones del aceite del Las cuatro funciones del aceite del transformadortransformador

•El aceite proporciona rigidez dieléctrica; actúa como un material aislante y dieléctrico.

•El aceite se encarga de la transferencia de calor; actúa como medio de enfriamiento.

•El aceite protege el aislamiento sólido; actúa como una barrera entre el papel y los efectos dañinos del oxigeno y la humedad.

•El aceite puede probarse para conocer las condiciones internas del equipo; actúa como una herramienta de diagnostico para la evaluación del aislamiento sólido.


Pruebas del aceite en los transformadores de Pruebas del aceite en los transformadores de potenciapotencia

El aceite aislante de un transformador requiere pruebas de aceptación, con el propósito de verificar que cumpla con dos objetivos fundamentales: ser un aislante eléctrico y ser un refrigerante de núcleos y bobinas.

El aceite del transformador contiene información sobre el estado del transformador. Por ello, analizando el aceite en servicio pueden obtenerse tempranas indicaciones de la degradación del papel, puntos recalentados y averías eléctricas. Para evitar serios problemas, estos datos pueden ser utilizados como guía de las medidas correctivas a tomar en el transformador

Las pruebas se clasifican en: •Físicas-químicas• Gases disueltos • Contenido de furanos.• Estimación de la corrosividad de los aceites (Análisis de DBDS , ensayo ASTM D1275-B, CCD, etc. )

Para realizar las pruebas, es necesario extraer una muestra de aceite del transformador.


ESTIMACIÓN DE LA CORROSIVIDAD DE LOS ESTIMACIÓN DE LA CORROSIVIDAD DE LOS ACEITESACEITES

En los aceites aislantes minerales se encuentran muchas clases de compuestos azufrados, pero no todos son corrosivos o reactivos con el cobre y otros metales como la plata.

Los compuestos de azufre más reactivos en su orden son: • El azufre elemental (S).• Los mercaptanos ( (R-SH).• Los sulfuros (tioéteres), los disulfuros y tiofenos.

Se define el azufre corrosivo, de acuerdo a la norma ASTM D2864, como la presencia de azufre y/o azufre elemental en aceites minerales aislantes que pueden causar corrosión de ciertos metales, tales como el cobre y la plata. En el caso de los transformadores de potencia, la deposición de compuestos de sulfuro de cobre tanto sobre el papel aislante como sobre las láminas metálicas de cobre, conducen a una reducción de las propiedades dieléctricas del aislamiento interno, ocasionando fallas catastróficas.


Los problemas registrados a nivel mundial de fallas en transformadores, ponen de manifiesto que se produce una reacción con el cobre la cual no requiere para su desarrollo altas temperaturas, aunque el calor produce efectos más pronunciados.


El cobre es el metal menos resistente al ataque del azufre corrosivo (dentro de los transformadores se tienen grandes cantidades de cobre), adicionalmente se requiere ambientes con cantidades bajas o ausentes de oxígeno (transformadores sellados, con tanque con membrana, gas blanket), y con la ayuda de la temperatura favorece la reacción química.

Como se ve en el transformador se cumplen los requisitos para que se favorezca la reacción química entre el cobre y el azufre corrosivo, para formar un compuesto de color negro, gris, verde, azul o violeta llamado sulfuro de cobre ( Cu2S, CuS). Si el azufre reacciona con el aluminio se formará el sulfuro de aluminio (Al2S3), que es de color amarillo verdoso. Estos productos formados son altamente conductores y son los causantes de las fallas de los transformadores. Ellos forman una película sobre la superficie del metal que migra hacia el papel reduciendo la rigidez dieléctrica entre espiras.



El gran número de unidades falladas en los últimos años, por causa del aceite contaminado con azufre corrosivo, ha llevado a que las empresas tomen los respectivos controles para minimizar las fallas. Entre estos tenemos:• Realizar el ensayo de Corrosividad con el método extendido ASTM D1275(06) método B, el cual contempla: Mayor temperatura y tiempo de prueba, eliminación del oxígeno en el ensayo.• Si el aceite es corrosivo realizar la pasivación con Irgamet 39 (100ppm) o Benzotriazol (30ppm).• Realizar el cambio del aceite corrosivo por uno no corrosivo.• Disminuir la temperatura de trabajo de la unidad, colocando ventiladores o disminuyendo la carga.

Vale la pena mencionar que con estas actividades no se puede volver irreversible el daño causado a la unidad, sólo se detiene.



Dentro del programa de mantenimientos predictivos de los equipos de potencia del Departamento de Mantenimiento, a finales del año 2009 se realizó la toma de muestras de aceite y los análisis para determinar el contenido de azufres corrosivos al parque de transformadores de potencia.

CASO REAL : ANALISIS AL PARQUE DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA DE UNA EMPRESA DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA.

Las pruebas o ensayos realizados para determinar la presencia de azufres corrosivos fueron el ensayo ASTM D1275-B y el análisis de DBDS (dibenzyl–disulfide). En la gran mayoría de transformadores fallados a nivel mundial por aceite contaminado con azufre corrosivo, se ha encontrado la sustancia disulfuro de dibencil (DBDS), en concentraciones cercanas a 100ppm. Este disulfuro es uno de los agentes más corrosivo inclusive en bajas concentraciones (<10ppm), también le confiere características corrosivas al aceite.

Acción del azufre corrosivoSobre el cobre de los devanados


Según los resultados de las pruebas, once (11) transformadores se encuentran en clasificación “3b” según el ensayo ASTM D 1275-B, en donde se define esta condición como sospechoso de ser o tener azufres corrosivos; y diecisiete (17) transformadores presentaron valores de DBDS mayores a 10 ppm según el método Doble, lo cual denota características corrosivas del aceite.


Tabla 1: Transformadores con contenido de azufres según ensayo ASTM D1575

Tabla No.1, se muestran los once (11) transformadores que presentaron clasificación “3b” en su aceite dieléctrico que los clasifica como sospechosos de contener azufres corrosivos:


Tabla 2: Transformadores con DBDS ≥ 10 mg/kg, según Método DOBLE.

Tabla No.2, se muestran los diecisiete (17) transformadores que presentaron valores mayores o iguales a 10 mg/kg de DBDS, en el aceite dieléctrico, lo cual es un indicativo que el aceite presenta características corrosivas.


DBDS(mg/kg)

111.262/U Ansaldo 14600 2000 110/34.5 20 Ateos 2c No Corrosivo 48

C-23979.01 Efacec 10300 2000 110/46-23 40 Planta Móvil 2c No Corrosivo 50

C-23979-02 Efacec 10300 2000 110/46-23 40 Planta Móvil 2c No Corrosivo 50

C-13766.02 Efacec 22500 2000 110/23 75San Antonio

Abad 2c No Corrosivo 60

111.261/2 Ansaldo 22000 2000 110/46 50 San Miguel 2c No Corrosivo 63

C-13578 Efacec 20500 2000 110/46 50 Ozatlan 2c No Corrosivo 63

C-13766.01 Efacec 22500 2000 110/23 75San Antonio

Abad 2c No Corrosivo 63

67372 Getra 22280 1995 110/46 50 Santa Ana 2e No Corrosivo 10

91.4.3891 Pauwels Trafo 11650 1992 110/46-23 43 Planta Móvil 2e No Corrosivo 47

C-13576 Efacec 20500 1999 110/23 56 San Bartolo 3a No Corrosivo 36

C-13579 Efacec 22500 2000 110/46 75 Pedregal 3a No Corrosivo 62

RFS2533-1 Westinghouse 25280 1983 110/46 50 Cerrón Grande 3b Sospechoso 1

33560Tubos Transelectric 12210 1992 110/46 25 Acajutla 3b Sospechoso 2

553891 Mitsubishi 22280 1970 110/23 50 Opico 3b Sospechoso 4

111.261/1 Ansaldo 22000 2000 110/46 50 San Miguel 3b Sospechoso 36

111.263/U Ansaldo 14500 2000 110/46 22.4 Cerrón Grande 3b Sospechoso 45

C-13577 Efacec 20500 1999 110/46 50 Opico 3b Sospechoso 63

89283 ABB 24000 2004 110/46 56 Santa Ana 3b Sospechoso 68

C-13575 Efacec 20500 1999 110/23 56 San Bartolo 3b Sospechoso 68

C-13101 Efacec 27420 1995 110/46 75 Ateos 3b Sospechoso 69

GBK600602 Daihen 45000 2000 230/110/46 15615 de

Septiembre 3b Sospechoso <1

91.4.3892 Pauwels Trafo 11650 1992 110/46-23 20 Planta Móvil 3b Sospechoso <1

InterpretaciónTensión kV Potencia Subestación ASTM D1275BSerie Equipo Fabricante Vol Oil Año Fab

Tabla 3: Correlación entre ensayo ASTM D1275B y análisis DBDS Método DOBLE.

Tabla No.3, se muestran los transformadores que no pasaron ambas pruebas: el análisis de DBDS y al ensayo ASTM D1275B; estos transformadores son los seis (6) indicados en el cuadro rojo punteado:

Ing. Cesar Figueredo UPTP JJM.

RECOMENDACIONES POR PARTE DEL LABORATORIO QUE REALIZÓ LOS ENSAYOS:

• Para todos los transformadores se recomienda realizar análisis de DBDS y medición de contenido de pasivador con periodicidad anual.

• Para los 17 transformadores que presentaron valores de DBDS mayores de 10 ppm, se recomienda realizar el ensayo de CCD (Covered Conductor Deposition Test) en menos de 6 meses.

• Se recomienda evaluar al menos a una de las unidades contaminadas con DBDS con el ensayo de factor de potencia a alto voltaje (20-35 kV), con el fin de evaluar el tip-up y establecer el grado de contaminación del papel debido a la deposición de sulfuros de cobre. De acuerdo a esta evaluación, buscar la mitigación del azufre corrosivo con una o la combinación de las siguientes acciones: adicionar un pasivador metálico, reemplazar el aceite por uno no corrosivo, bajar el “set point” de arranque del sistema de enfriamiento, colocar ventiladores adicionales para reducir la temperatura en 5°C ó disminuir la carga.


ACCIONES CONSIDERADAS A EFECTUAR :

Para los diecisiete (17) transformadores que presentaron valores de DBDS mayores de 10 ppm, se realizará en el año 2011 el ensayo de CCD (Covered Conductor Deposition Test), así como el ensayo de DBDS (dibenzyl–disulfide), para validar la presencia de azufres corrosivos.

Se ha investigado que el Laboratorio DOBLE de Estados Unidos, ofrece cuatro alternativas a escala para tratar en sus laboratorios muestras de aceites que se encuentren con contenido excesivo de azufre corrosivo, estas alternativas son las siguientes:

Alternativa 1: Tratamiento de arcilla- Clay TreatmentEl tratamiento con arcilla ha sido desarrollado para remover DBDS y otros componentes del sulfuro corrosivo. Se realizará el tratamiento a una muestra de aceite piloto para determinar la cantidad de arcilla (a escala) y si el DBDS está presente, que cantidad se remueve con el tratamiento. Posterior a la prueba de tratamiento con arcilla a escala, se realizarán las pruebas ASTM D1275B y la prueba de DOBLE CCD.


Alternativa 2: Pasivador- PassivationSe aplicará 100 ppm de pasivador Irgamet a la muestra de aceite, y luego de la pasivación se realizará las pruebas de sulfuro corrosivo ASTM D1275B, la prueba DOBLE CCD y de DBDS, para determinar la efectividad del método de pasivación. Adicionalmente se medirá las características de los gases, ya que en algunos casos con la aplicación del pasivador se generan algunos gases en el aceite.

Alternativa 3: Reemplazo de aceite- Oil replacementSi se reemplaza el aceite, un poco de aceite residual se mezcla con el nuevo aceite. Se realiza la prueba al nuevo aceite con el antiguo aceite al 5 a 10%. Para ambos se realiza la prueba DOBLE CCD y ASTM D1275B.

Alternativa 4: Tratamiento de Sodio- Sodium TreatmentEl Sodio puede remover DBDS y otros componentes del sulfuro corrosivo. El aceite es tratado a escala y luego se vuelve a realizar las pruebas de DBDS, ASTM D1275B y DOBLE CCD.


De las cuatro alternativas de DOBLE, se considera que la mas conveniente es la alternativa No. 1, ya que con el tratamiento con arcilla no se contaminaría con ningún producto químico al aceite dieléctrico, lo cual ocurriría en el caso de las alternativas 2 y 4 que utilizan Irgamet y Sodio, respectivamente.

• En el año 2011, se efectuará la alternativa No.1 de DOBLE a una muestra de aceite de uno de los transformadores que no pasaron ambos análisis efectuados, relacionados a los azufres corrosivos ( ASTM D1275B y análisis de DBDS).

PROYECCIÓN DE COSTOS ESTIMADOS :

CANTIDAD ACTIVIDAD MONTO TOTAL17 DBDS- Dibenzyl Disulfides in Transformer oil-

DOBLE$2,465.00

17 Ensayo CCD (Covered Conductor Deposition) $6,086.001 Prueba en laboratorio DOBLE Alternativa 1 $3,445.00

$11,996.00MONTO TOTAL (SIN IVA)

ACCIONES CONSIDERADAS A EFECTUAR :

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