APLICACIÓN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO

  

P R E S E N T A NCarmona Ávila Brian Miguel Ángel

López González LeonardoPiliado Cedillo Arturo

Sánchez Trejo Roberto CarlosTorres García Édgar

 GRUPO 9IMI1

Transformador de potencia

¿Qué es un transformador de potencia?

El transformador es una maquina eléctrica que permite disminuir o aumentar el nivel de tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna, manteniendo la frecuencia y la potencia.

Objetivos GeneralesComprender los factores de un transformador tratando de localizar sus puntos vulnerables, para así llevar a cabo las tareas de mantenimiento adecuadas y dándoles una interpretación adecuada para el buen entendimiento de las demás personas, de acuerdo a las especificaciones del mismo.

Específicos

Determinar los factores que influyen en el deterioro del sistema de aislamiento del transformador.

Proponer los equipos utilizados para realizar las pruebas de monitoreo a los transformadores de potencia.

Realizar pruebas y actividades de inspección y análisis mediante equipos de monitoreo que permitan emitir un criterio del estado de aislamiento del transformador.

Analizar los resultados obtenidos en las pruebas de diagnóstico.

Funcionamiento del transformador  Un transformador posee

dos bobinados, uno primario y uno secundario que se arrollan sobre un núcleo magnético común, formado por chapas magnéticas apiladas, por el bobinado primario se conecta la tensión de entrada, y por el secundario obtendremos la tensión de salida.

Factores que influyen en el deterioro del sistema de aislamiento de un transformador de potencia en aceite.

Humedad

La humedad especialmente en presencia del oxígeno es extremadamente peligrosa para el aislamiento de un transformador. Cada vez que la cantidad de humedad en el transformador aumenta el doble, la vida del aislamiento se reduce a la mitad.

La humedad puede ingresar al transformador cuando es construido.

Si el transformador es abierto para una inspección, la humedad puede ser absorbida de la atmosfera. La humedad también puede ingresar si existiese alguna fuga en el tanque o en las tuberías del sistema de ventilación. La presencia de empaques y sellos defectuosos es también una fuente de ingreso de humedad. La degradación del aislamiento del transformador debido al envejecimiento es otra fuente de generación de humedad.

El agua puede estar presente en el aceite de un transformador en las siguientes formas:

De forma disuelta En forma de una emulsión agua/aceite En estado libre en el fondo del tanque

El oxigeno

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

  Se dice que un aceite dieléctrico se encuentra

deteriorado si presenta oxidación. Antes de hablar de cómo se produce la oxidación del aislamiento debemos recordar que un aceite dieléctrico es una mezcla de hidrocarburos y de no-hidrocarburos.

De acuerdo a la “American Society for Testing an Materials” la oxidación del aceite comienza cuando el oxígeno presente en el transformador se combina con las impurezas de los hidrocarburos inestables existentes en el aceite bajo el efecto catalítico de los otros materiales presentes en el transformador.

 

Dentro de los catalizadores tenemos a la humedad y al cobre; dentro de los aceleradores tenemos al calor, la vibración, los sobre voltajes y a los elevados esfuerzos eléctricos debidos a fallas eléctricas internas. Es necesario recalcar que la oxidación del aceite se debe a la oxidación de las impurezas contenidas en el, más no a la oxidación de los hidrocarburos puros.

El calor

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 está el aislamiento.

Las elevadas temperaturas causan un envejecimiento acelerado de la celulosa empleada como aislamiento, reduciéndose la rigidez mecánica y eléctrica de la misma, produciéndose la polimerización o destrucción del papel; otros efectos debidos a las elevadas temperaturas son la generación de agua, materiales ácidos y gases (CO2, CO).

Existen evidencias que muestran que si se sobrecarga un transformador con temperaturas superiores a los 140ºC en el punto más caliente, se formaran burbujas de gas, las mismas que disminuyen la rigidez dieléctrica del aislamiento.

Las elevadas temperaturas también reducen la capacidad de la celulosa a ser tensionada. Además, como se dijo anteriormente al aumentar la temperatura la tasa de oxidación del aislamiento se incrementa y la cantidad de humedad que puede absorber el aceite también se incrementa.

La contaminación externa

Los contaminantes externos pueden presentarse en forma de “caspa”, provenientes del proceso de manufactura del transformador y que no han sido propiamente eliminados en el proceso de llenado del transformador con aceite. 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.

Diagnóstico del estado del transformador mediante las pruebas de diagnóstico 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:

Diagnostico del estado del transformador mediante el análisis de gases generados internamente

Cromatografía de gases  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. Los principales objetivos de una cromatografía de gases son:

Supervisar un transformador en operación que se presume tiene una falla insipiente, hasta poder lograr sacarlo de servicio para su reparación o remplazo.

Monitorear los transformadores en servicio y obtener un aviso anticipado de una falla.

Tener conocimiento de la naturaleza y localización de la falla.

Asegurarse de que un transformador recientemente adquirido no presente ningún tipo de falla durante el tiempo de garantía que da el fabricante.

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

Hidrogeno (H2) Metano (CH4) Etano (C2H6) Etileno (C2H4) Acetileno (C2H2) Monóxido de carbono (CO)

Pruebas realizadas al aceite dieléctrico

Rigidez dieléctrica  La rigidez dieléctrica de un aceite aislante es

una medida de la habilidad que posee el aceite para soportar los elevados esfuerzos eléctricos que existen en el interior de un transformador sin que se produzca la falla del equipo.

Para esta prueba se utiliza un equipo denominado Medidor de Rigidez Dieléctrica, en el cual se aplica un voltaje AC con una tasa de crecimiento controlada, a dos electrodos que pueden tener dos formas diferentes según la norma que se aplique y que están inmersos en el fluido aislante a ser probado.

El “entrehierro” o la separación entre electrodos son calibrados a una distancia específica (de acuerdo a la norma que se va a aplicar). Cuando aparece un arco entre los electrodos, el voltaje registrado en ese instante es la Rigidez Dieléctrica de la muestra sometida a prueba.

Norma ASTM D-877: este método utiliza una cuba con electrodos con caras planas, separadas una distancia de 0.1” , con una tasa de crecimiento de tensión de 3 kv/seg. La norma D-877 es recomendada para probar aceites en servicio o aceites nuevos sin tratamiento previo a la energización del equipo.

Norma ASTM D-1816: este método se utiliza una cuba con electrodos de caras semiesféricas. La separación de dichos electrodos puede ser de 0.04” o 0.08” y la tasa de crecimiento de tensión tiene un valor de 0.5 kv/seg. Esta norma es recomendada para probar aceites contenidos en equipos nuevos o para aceites que están siendo procesados previos a la energización del equipo. La aceptación de este método en la evaluación de aceites en servicio está siendo estudiada.

Numero de Neutralización

El número de neutralización (N.N) o la acidez de un aceite dieléctrico es una medida de los componentes ácidos existentes en él. El contenido de acidez se expresa como el número de miligramos de hidróxido de potasio (KOH), como base, que se necesitan para neutralizar los ácidos existentes en un gramo de muestra de aceite.

Tensión Interfacial  A medida que el aceite se envejece, se

contamina de partículas diminutas y de productos de la oxidación. Estos contaminantes se extienden a través de la interface agua/aceite debilitando la tensión entre los dos líquidos.

La tensión interfacial es una medida de las fuerzas de atracción entre las moléculas de dos fluidos inmiscibles y está dada en dynas/cm o en mN/m.

La prueba de tensión interfacial es excelente para detectar contaminantes polares solubles en el aceite y productos de la oxidación. Se sabe que la precipitación de lodo en el transformador comienza cuando la tensión interfacial alcanza valores por debajo de las 22 dynas/cm.

Desarrollo del proyecto

A continuación se presenta un estudio realizado en un trasformador de potencia con motivo de efectuar un mantenimiento predictivo, y así conocer el comportamiento de dicho equipo, ya que es uno de los equipos considerados críticos para la planta productiva # 5, dicho estudio fue llevado acabo por una empresa dedicada a la venta de aceites y lubricantes, “MEXLUB”.

Beneficios del sistema de monitoreo

Las principales funciones que cumple el sistema de monitoreo de transformadores son:

Reducción de los Costos de Mantenimiento: al tener un registro continuo del comportamiento del equipo es posible reducir los costos mantenimiento programado en fechas fijas, permitiendo optimizar recursos y no efectuar mantenimientos innecesarios.

Prevención de Fallas: El registro continuo permite detectar oportunamente la operación anormal del equipo y generar señales de alerta o alarma ante valores medidos por arriba de lo especificado o ante tendencias de crecimiento anormales.

Mejora de la Vida Útil del Transformador: Con el monitoreo continuo de las variables del transformador se consiguen mejor operación del equipo, a condiciones más óptimas, observando los periodos de sobrecarga y por lo tanto mejorando su vida útil.

El sistema de monitoreo de transformadores básicamente está formado por tres módulos, estos son:

Módulo de sensores. Módulo del Sistema de Adquisición de

Datos . Módulo para el análisis de información

denominado: Maestra de Control y operación.

se plantea establecer mediante la utilización de estrategias y herramientas de monitoreo, un conjunto de técnicas de inspección que permitan detectar y/o determinar el posible deterioro interno del sistema de aislamiento (aceite y papel) de los transformadores, la presencia de gases ante la degradación de su aislación y contenido de humedad y gases disueltos en el aceite del transformador; para de esta manera facilitar tanto el desarrollo como la aplicación del mantenimiento en el equipo.

Para algunas pruebas que se le deben realizar a los transformadores es necesario contar con instrumentos de medición como los que se mencionan a continuación.

Megger digital: Probador de relación de transformación (TTR) Digital low resistance ohmmeters (ducter) High-pot- tester hip OT Probador de rapidez dielectrica de el aceite. Inspección visual Pruebas de aislamiento Pruebas de polarización: a 25 ºC en el laboratorio Pruebas de índice de absorción Pruebas de índice de polarización Prueba de temperatura Prueba de cromatografía de los gases Prueba de factor de potencia Prueba de boquillas Prueba de voltaje de acuerdo a cada devanado

Estas pruebas se llevan a cabo, la mayoría de las veces en el mismo lugar de trabajo, después de haber tomado en cuenta todas las indicaciones de seguridad; se procede a la recolección de los datos, con la ayuda de aparatos adecuados. 

Representación de análisis termográfico de núcleo de transformador

Análisis de vibración

Además de adicionalmente, pero obligatoriamente, se lleva a cabo el análisis de vibraciones, para el control de espectros vibratorios que puedan perjudicar el funcionamiento de los transformadores afectándolo mecánicamente y/o eléctricamente.

Ejemplo de análisis de vibración a nivel losa, para la verificación de puntos de vibración

Métodos de eliminación de vibraciones en transformadores

Actualmente se han diseñado gran cantidad de dispositivos que ayudan a minimizar la presencia de vibraciones, de las cuales algunas se presentan a continuación:

Amortiguadores colocados bajo transformador GAMA-1B

Amortiguadores de baja frecuencia con un grado de aislamiento superior al 90%, situados directamente bajo el transformador. Totalmente metálicos, por lo que no le afectan las temperaturas ni los corrosivos.Tipos:

Transformadores hasta 1600Kg: V1B-1135-24-1B Transformadores entre 1600Kg hasta 2400Kg:

V1B-1135-25-1B Transformadores entre 2400Kg hasta 3500Kg:

V1B-1135-24-1B

Suspensión de los cuadros eléctricos

Suspensión de los cuadros eléctricos mediante amortiguadores elastométricos, consiguiendo atenuaciones superiores al 90%.

Losas flotantes

En los CT de nueva creación se realizan losas flotantes en el suelo original del CT antes de ejecutar la obra, con lo que se obtiene un aislamiento integral de la instalación, sin necesidad de la instalación de amortiguadores adicionales.

Aplicaciones para centros de transformación