miércoles, 11 de febrero de 2009

MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES

MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES

1.- TRANSFORMADORES DE POTENCIA





El primer sistema de distribución de potencia empleaba voltajes de generación y distribución tan bajos, que se requerían corrientes muy elevadas para suministrar magnitudes considerables de potencia. Las grandes corrientes causaban fuertes caídas de voltaje y grandes pérdidas de potencia en las líneas de transmisión, restringiendo severamente el área servida por cada estación generadora. Para solucionar este problema, en los años de 1880 debían ubicarse centrales generadoras cada pocas manzanas. El hecho de que la potencia no pudiera llevarse lejos con sistemas de potencia de c.c. de bajo voltaje, significó que las estaciones generadoras debían ser pequeñas, restringidas, y que fueran relativamente ineficientes.
La invención del transformador y por consiguiente el desarrollo de las fuentes de potencia de c.a. eliminaron para siempre estas restricciones sobre el alcance y la magnitud de la potencia de los sistemas eléctricos. Un transformador, concebido idealmente, cambia un nivel de voltaje de c.a. en otro nivel de voltaje, sin alterar la potencia recibida. Si un transformador eleva el voltaje de un circuito, deberá disminuir la corriente para que la potencia que entra al dispositivo se mantenga igual a la potencia que sale de él. Por lo mismo, la potencia eléctrica de c.a. permite que sea generada en una central, que sea elevado luego su nivel de voltaje para la transmisión a largas distancias con pérdidas muy pequeñas, y por último, que se pueda disminuir su voltaje para su utilización final. Como las pérdidas de transmisión en las líneas de un sistema de potencia son proporcionales al cuadrado de la corriente de línea, el incrementar el voltaje de transmisión y reducir la corriente en un factor de 10 mediante transformadores, reduce las pérdidas en un factor de 100. Sin el transformador, sería imposible utilizar la energía eléctrica en muchas de las formas en que se emplea hoy en día.

1.2 INSTALACIÓN

El lugar de colocación ha de ser impermeable a las aguas subterráneas y estar protegido contra las inundaciones; a ser posible, se ha de evitar que la refrigeración quede menoscabada por las radiaciones solares.


1.3 INSTALACIÓN EN INTERIORES

Los transformadores refrigerados por líquido en ejecución para interiores sólo se pueden colocar en recintos cubiertos que ofrezcan una suficiente protección contra la lluvia, la nieve, el polvo, la arena, etc., y los transformadores secos en recintos cerrados, secos y prácticamente exentos de polvo. Los recintos han de ser fácilmente accesibles, para poder efectuar sin impedimento alguno los trabajos de transporte, servicio, mantenimiento y lucha contra eventuales incendios.

1.4 COLOCACIÓN A INTEMPERIE

Los transformadores refrigerados por líquido son adecuados para colocación a la intemperie, si se han previsto los aisladores pasantes apropiados. De la designación de tipos se deduce con frecuencia si el transformador es apropiado para colocación a la intemperie.


1.5 VENTILACIÓN DE LOS RECINTOS DE TRANSFORMADORES

Al diseñar los recintos para transformadores con refrigeración propia hay que tener en cuenta la disipación del calor de pérdidas. Para este fin se prevén aberturas de entrada y salida del aire. La entrada del aire debe disponerse cerca del suelo o por debajo del transformador (en ningún caso por encima de la línea central de la cuba) mientras que el aire caliente sale por una abertura superior. La abertura de entrada y la de salida se deben disponer, a ser posible, en paredes opuestas. La eficiencia de la ventilación aumenta cuanto mayor sea la diferencia de alturas entre la línea central de la cuba y la abertura de salida del aire.


1.6.-MANTENIMIENTO DEL TRANSFORMADOR

La importancia de un relevamiento de avanzada
Antes de efectuar lo que podría constituir, en un caso, el mantenimiento predictivo o, en otro, el mantenimiento preventivo reducido de un transformador, los especialistas recomiendan realizar un relevamiento del estado en que este se encuentra; que consiste en la inspección de la o de las maquinas en las dependencias de la estación transformadora. Consecuentemente, con el propósito de asentar toda la información en una base de datos, el programa implica:
· Datos técnicos de placa característica de cada transformador
· Datos técnicos del tipo RBC instalado
· Estado del contador de maniobras del RBC.
· Estado de aisladores de AT y MT
· Verificación de pérdidas de aceite en cuba, radiantes, válvulas, RBC, etc.
· Verificación de la existencia de deshidratador, de su estado y del silicagel
· Verificación de la presencia de corrosión en cuba, radiantes y tanque de expansión.
· Verificación de la existencia y del estado de los indicadores de temperatura y del nivel de aceite.
· Verificación del nivel de aceite en cuba transformador y reservorio de regulador bajo carga (RBC).

2. PRUEBAS ELÉCTRICAS, FÍSICO-QUÍMICAS Y ESPECIALES EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA.


2.1 CONDICIONES GENERALES

Para realizarse las pruebas eléctricas debe considerarse los siguientes aspectos:
Temperatura ambiente: 20°C hasta 35°C.
Humedad relativa: Menor al 70 %.
Preferentemente entre 09h00 y 17h00.

Debe llevarse un registro de humedad relativa y temperatura, tanto de devanados, aceite como ambiental antes y después de realizada cada prueba.

2.2 MEDIDAS DE SEGURIDAD

El responsable de mantenimiento en el campo deberá tomar las siguientes medidas de seguridad:
Verificar que los disyuntores de entrada y salida del autotransformador estén liberados (ABIERTOS).
Verificar que los seccionadores estén abiertos y bloqueados.
Demarcar o delimitar el área de trabajo con cinta de color amarillo con rayas negras o cualquier otro color llamativo.

Poner a tierra el equipo durante la realización de las pruebas, empleando tierras locales, y equipos de seguridad personal adecuados, antes y después de cada prueba.
Verificar que la protección asociada al equipo esté bloqueada. Ejemplo: alarma de desconexión del relé buchholz, disparo por acción del relé buchholz, contactos de alarma y disparo por temperatura de aceite y bobinados, contacto de disparo por operación del LTC, etc.
Cuando fuera necesario, desconectar los interruptores de alimentación de AC y
DC (circuitos de fuerza y control del autotransformador) en la sala de control.


2.3 PRUEBAS SOBRE EL TRANSFORMADOR.


Tabla 02. Clasificación de pruebas en transformadores.

Para efectos del estudio que se realiza, es importante analizar las pruebas enmarcadas en el campo rutina.

2.4 PRUEBAS ELÉCTRICAS EN TRANSFORMADORES.

2.5 FACTOR DE POTENCIA, PÉRDIDAS Y CAPACITANCIA DEL TRANSFORMADOR.


2.5.1 FUNDAMENTO TEÓRICO


El Factor de Potencia de un aislamiento es una cantidad adimensional normalmente expresada en por ciento, que se obtiene de la resultante formada por la corriente de carga de pérdidas que toma el aislamiento al aplicarle una corriente de un voltaje determinado, es en si, una característica propia del aislamiento al ser sometido a campos eléctricos.
Es representado como la relación entre la Potencia Activa (W) y los Potencia
Reactiva (VA). La ecuación del FP se muestra a continuación:


Donde:
W: Watts
I: Corriente total de fase
E: Voltaje de fase
θ: Ángulo de fase entre E y I

Debido a la situación de no ser aislantes perfectos, además de una corriente de carga puramente capacitiva (Ic), siempre los atravesará una corriente que está en fase con el voltaje aplicado (Ir), a esta corriente se le denomina de pérdidas dieléctricas, en estas condiciones el comportamiento de los dieléctricos queda representado por el siguiente diagrama vectorial. Sin embargo, cuando el transformador es energizado con el lado del secundario abierto, la corriente resistiva es muy pequeña y prácticamente limita las pérdidas dieléctricas. En estas condiciones, el factor de potencia es muy bajo y la corriente total está compuesta casi solo por el componente capacitivo. Por consiguiente, se puede representar el factor de potencia como la relación entre la corriente resistiva y la corriente capacitiva (muy parecida a la total). En este caso, la ecuación sería:



Donde:




Fig. 04. Diagrama fasorial. Factor de Potencia

Un buen ángulo de factor de potencia (θ) es grande, aproximadamente 90°, debido a que para aislamientos en buena condición, el componente resistivo debe ser muy pequeño. El ángulo complementario a θ es delta (δ) como se indica en el gráfico anterior. Para dicho ángulo pequeño (delta) el valor de la tangente se acerca mucho al valor mismo del ángulo, por lo cual, es el mismo valor que cos θ (Factor de Potencia). De aquí, que “tan δ” se convierte en un criterio importante para la prueba, el cual incrementa con el voltaje y este fenómeno se denomina
“delta” incrementa a “tan delta”. Para ilustrar de mejor manera el fenómeno, la figura 06 muestra el comportamiento típico de la tangente delta en función de la temperatura de aceite mineral para diferentes condiciones de envejecimiento.

Fig. 05. Comportamiento de tan δ para diferentes condiciones de envejecimiento

Se indican en la figura las siguientes zonas:
1. Aceite nuevo
2. Aceite envejecido en ausencia de degradamiento del aislamiento
3. Aceite envejecido en presencia de degradamiento del aislamiento
Dentro de los límites de funcionamiento normal, el valor de tangente delta no está sensiblemente ligado a la frecuencia ni al campo eléctrico, en cambio la temperatura resulta el parámetro que más influye.
Su medición permite la evaluación del resultado de pruebas dieléctricas, poniendo en evidencia eventuales alteraciones de naturaleza físico-química o bien degradamientos del dieléctrico durante las pruebas.
El factor de disipación del aislamiento de un transformador (tan δ) se obtiene por lectura directa a través de un puente capacitivo (puente de Schering), por su parte el factor de potencia se calcula a partir de los valores de factor de disipación obtenidos. Tanto el factor de disipación, como el de potencia deben asumir valores bajos, pues representan pérdidas indeseables en el aislamiento que pueden diagnosticar presencia de cavidades en esta y por ende aparición de descargas parciales.

Para el caso de los bushings del transformador, la medición de los factores de pérdida se realiza empleando distintos métodos, cuya aplicación dependerá del tipo de bushing presente. Para bushings capacitivos se realiza la medición con puentes capacitivos entre el terminal del bushing y el tap de voltaje. Para bushings no capacitivos, la medición de los factores de pérdida se lleva a cabo empleando el método del collar caliente.
Otra lectura que entrega la prueba del factor de potencia, son las capacitancias de devanados, que son una medida de cómo se encuentra el aislamiento de cada devanado. Con el conocimiento de los valores de la corriente de carga, el voltaje de prueba y la frecuencia, la capacitancia del aislamiento puede ser determinada de la siguiente manera.

La capacitancia de aislamientos secos no es afectada apreciablemente por la temperatura; sin embargo en los casos de aislamientos húmedos o contaminados, esta tiende a incrementarse con la temperatura.
Tomando en consideración que la reactancia de los aislamientos es predominantemente capacitiva y las pérdidas eléctricas reducidas, la magnitud de la corriente de carga puede calcularse por:


Donde:

Icarga= Magnitud de corriente de carga
V= Voltaje aplicado
ω=Frecuencia angular (2πf)
C =Capacitancia.

De las fórmulas anteriores puede determinarse la máxima capacitancia que un equipo de prueba puede aceptar para obtener mediciones confiables.

La figura 07 muestra el esquema básico y típico de un transformador.


Fig. 06. Esquema de capacitancias en un transformador.

Donde:
CH es el aislamiento entre el conductor de alto voltaje y las partes aterradas, incluyendo bushing, aislamiento de devanados, aislamiento de las partes de la estructura y aceite.
CL se refiere a las mismas partes y materiales entre el conductor de bajo voltaje y las partes aterradas.
CLH se refiere a todo el aislamiento de los devanados barreras y aceite entre los devanados de alta y baja tensión.

2.5.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS

En general esta prueba detecta contaminación (humedad, suciedad, agentes destructivos), deterioro (envejecimiento del aislamiento, ionización), deformaciones mecánicas (cambios físicos en el aislamiento).
El resultado global de la prueba de medición del factor de potencia refleja las condiciones aislantes de los devanados, cambiadores de taps, bushings y aceite.

Modernos transformadores llenos de aceite tienen factores de potencia de menos del 0.5%, corregidos a 20°C (68°F), para devanados independientes respecto a tierra (CHG y CLG) y entre aislamiento entre devanados (CHL). El “Nacional Gris
Transformer Specification” toma como norma un factor de potencia del sistema de aislamiento que no exceda el 0.5% a 20°C.. Estos valores se los especifica de mejor manera en la tabla siguiente:

Tabla 03. Valores de Factor de Potencia en Transformadoresb


aUST: Ungrounded specimen test
bUsualmente para test de 10 kV

Las lecturas de la prueba de factor de potencia en transformadores pueden depender de ciertos factores como la temperatura y humedad. Valores aceptables de factor de potencia en transformadores suelen estar basados en valores comparativos de transformadores similares, o de pruebas anteriores al mismo transformador. La tabla 03 muestra los valores de corrección para la prueba de factor de potencia del equipo (incluye bushing).
Los valores de capacitancias, deben ser referidos a valores históricos (valores de pruebas anteriores) además de los valores especificados por el fabricante.
Nótese que en el instante que se está realizando la prueba puede verificarse que esté correcta, simplemente comparando el resultado CHG+CHL que debe ser un valor muy cercano a la suma de los dos valores independientes CHG y CHL.

Es importante tener claro que no resulta fácil emitir un juicio acerca de un determinado valor de medición de tangente delta, cuando no se dispone de otras medidas comparativas.
Los valores de factor de potencia en el transformador, pueden interpretarse en los tres sectores de la curva de vida del transformador de distinta forma, es decir, si nos encontramos en la zona de fallos iniciales, un valor de factor de potencia elevado, podría identificarse como un error en el montaje o un defecto de fábrica del aislamiento. Si se detecta un crecimiento anormal en la etapa de operación normal del equipo, éste pudo haberse debido a fallas por factores externos, como por ejemplo, descargas atmosféricas, etc. Si el crecimiento de éste valor se presenta cuando el transformador bordea, o ha entrado a la zona crítica, es importante complementar con estudios adicionales, debido a que el aislamiento puede verse afectado seriamente por causas de envejecimiento mismo del equipo.






Tabla 04. Valores de Corrección para Prueba de Factor de Potencia

2.6 FACTOR DE POTENCIA, PÉRDIDAS Y CAPACITANCIA DEL
BUSHING.

2.6.1 FUNDAMENTO TEÓRICO


Un bushing, es esencialmente una serie de capacitores concéntricos entre el conductor central y el conector del soporte de tierra. La capa conductora cerca del conductor de tierra puede ser unida al terminal del tap para tener un espécimen de tres terminales.
El tap del bushing es de vital importancia como divisor de voltaje, y en diseño de alto voltaje el tap de potencial suele ser utilizado para suplantar el tap del bushing como relé y otros propósitos. En este diseño, el tap de potencial, también actúa como terminal del test de factor de potencia en bajo voltaje para el aislamiento principal del bushing C1 (Fig. 08).

Fig. 07. Comportamiento de un bushing capacitivo

La figura anterior muestra un típico diseño de un condensador capacitor. Iguales capacitancias, CA a través de C1, producen igual distribución de voltaje desde el conductor central energizado hasta la capa y brida del condensador aterrizado.

Fig. 08. Distribución de capas en un bushing capacitivo.

La prueba de factor de potencia, pérdidas y capacitancia del bushing verifica el aislamiento de los bushings, además de la contaminación, deterioro y malformación del mismo (porcelana), mediante la medición de sus capacitancias.
La prueba consta de realizar medición de las capacitancias C1 y C2, que se encuentran detalladas en la figura 08.
Al realizar la medición de la capacitancia C1, básicamente se toma lectura del estado del Aislamiento Principal Núcleo C1.
La medición de la capacitancia C2, toma lectura del estado del aislamiento del tap, aislamiento entre el núcleo y manga de tierra del bushing, parte del líquido compuesto y parte de la porcelana cercana a la base.
Con esta parte de la prueba, se pueden detectar problemas como:
• Aterrizaje impropio de la base.
• Aislamiento del Tap rajado o contaminado.
• Líquido contaminado en la cámara del bushing.

El test de Factor de Potencia en los Bushings es aplicable a aquellos que poseen toma capacitiva; como medida primordial, deberán encontrarse desenergizados, montados en el equipo donde operarán normalmente.

2.6.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS

El objetivo global de esta prueba es obtener información sobre el estado del aislamiento de los bushings, explicadas antes.
Las lecturas de la prueba de factor de potencia en bushings pueden depender de ciertos factores como la temperatura y humedad. Para los valores prácticos se debe corregir referenciado a una temperatura estándar, guiándonos por la tabla
04. Valores aceptables de factor de potencia en transformadores suelen estar basados en valores comparativos de transformadores similares, o de pruebas anteriores al mismo transformador, sin embargo, se consideran normales valores de factor de potencia por debajo de 0.5%, como se indica en la tabla 02.
Los resultados de la prueba tienen que ser referenciados a valores estándar de temperatura (20°C) y deberán ser corregidos mediante la utilización de la tabla que se encuentra en el tabla 04.
Factores de potencia con valores de placa de 5 – 10% dependen del número total de capas de condensadores.
Un incremento en el valor del factor de potencia, indica contaminación o deterioro del aislamiento el bushing, más aún, si el transformador se encuentra en la etapa de envejecimiento del aislamiento.
Un incremento en la capacitancia, indica la posibilidad de un corto circuito en las capas de condensadores.

Un decremento en la capacitancia, indica la posibilidad de que el mango de conexión de tierra esté flojo o abierto, o una defectuosa conexión del tap de prueba.

Factores de potencia negativos, acompañados de una ligera reducción de la capacitancia, pueden darse en condiciones muy ocasionales, y pueden ser resultado desde inusuales condiciones de fugas internas y externas, resultantes de caminos de carbón.
En casos de bushings equipados con taps exclusivos para pruebas, verificar cual es la tensión permitida para la ejecución del ensayo de aislamiento del tap, pues este es usualmente proyectado apenas con un electrodo conveniente de prueba y no es un medio para desarrollar tensiones elevadas como en el caso de tap capacitivo o de potencial. En estos casos, la medición de las capacitancias tiene que ser complementarias entre sí. Lecturas de factores de potencia para el aislamiento del tap, son generalmente alrededor del 1%, sin embargo, estos resultados deben ser comparados con resultados obtenidos en pruebas anteriores o con pruebas realizadas en bushings similares.
Para bushings con tap de potencial, la Capacitancia C2 es mucho más grande que la capacitancia C1. Para bushings con tap de factor de potencia, C1 y C2 pueden ser de la misma magnitud.





Tabla 05. Valores de Corrección para Prueba de Factor de Potencia en bushings.

2.7 MEDICIÓN DE LA CORRIENTE DE EXCITACIÓN.

2.7.1 FUNDAMENTO TEÓRICO


La corriente de excitación es la que se genera en el transformador si se aplica voltaje en los terminales del primario, cuando el secundario se encuentra abierto o sin carga.
La magnitud de la corriente de excitación, depende en parte del voltaje aplicado, del número de vueltas en el devanado, de las dimensiones del devanado, de la reluctancia y de otras condiciones tanto geométricas como eléctricas que existen en el autotransformador.

Una corriente de excitación excesiva, puede deberse a un corto circuito entre una o varias espiras del devanado, cuyo valor se adiciona a la corriente normal de excitación; también el exceso de corriente puede deberse a defectos del circuito magnético, como por ejemplo a fallas en el aislamiento de los tornillos de sujeción del núcleo, o al aislamiento entre laminación.

En un autotransformador monofásico, para la medición, es suficiente conectar directamente un amperímetro en uno de los extremos del devanado energizado.
En un autotransformador trifásico conectado en estrella, la corriente de excitación puede medirse aplicando voltaje independientemente a cada una de las fases y conectando un amperímetro en serie entre el neutro y tierra, en este caso podemos observar que la corriente de excitación correspondiente a la fase central, es menor que en las otras dos fases, debido a que la reluctancia del circuito magnético es menor.

Fig. 09. Conexión de un transformador en estrella.

Para devanados conectados en delta, el problema para medir las corrientes de excitación de los devanados se complica, por lo cual se analiza y concluye una descripción de la distribución de flujo en el núcleo en cada una de las conexiones propuestas, así como sus efectos en la precisión de la medición.
La gráfica siguiente nos muestra la conexión básica y la forma de arrollamiento de un transformador en delta.

Fig. 10. Conexión de un transformador en delta.

Suponiendo que los voltajes aplicados a las fases A, B y C están balanceados, la corriente en cada devanado será la corriente de excitación en cada una de las columnas del núcleo, teniendo entre el voltaje y la corriente aplicada, un ángulo muy próximo a los 900. La suma de las corrientes en cualquier instante será igual a cero. Asimismo la suma de los 3 voltajes también será cero.

Al aplicar voltaje de prueba en uno de los devanados, la magnitud y dirección de los flujos dependerá de la magnitud del voltaje aplicado.
La figura muestra el flujo producido en el núcleo por la corriente de los devanados, la dirección puede determinarse fácilmente aplicando la regla de la mano derecha.



Fig. 11. Forma de medición y determinación de flujos.

El devanado 1-1' produce un flujo hacia arriba en la columna central del núcleo dividido por igual en las otras dos columnas. La corriente en el desenergizado 3'-3 produce un flujo hacia abajo en la columna donde se encuentra el devanado 2–2’, que regresa a través de las otras dos columnas. Una gran parte de este flujo va través de la columna central, en virtud de que su trayectoria es mucho más corta que por la columna del extremo. Nótese que ambos flujos están en conjunción en las dos primeras columnas (devanados 3–3’ y 1–1’) siendo el coeficiente de acoplamiento de un alto valor; en la columna del devanado 2-2’, los dos flujos se encuentran en oposición, por lo que el flujo resultante inducido en el devanado 2-2' en la columna es menor.
Refiriéndonos a la figura anterior, en el devanado de la columna donde se encuentra el arrollamiento 2-2’, el amperímetro y la tierra, constituyen una malla o circuito cerrado y circula una corriente inducida de un valor desconocido por la fuente del aparato sin pasar por el medidor.
Por tales razones, la corriente medida no es la corriente total de excitación. Para la medición de la corriente de excitación, la interrelación de flujos, en los tres devanados, juega un papel de mucha importancia.
Además debe considerarse los siguientes fenómenos:
En devanados trifásicos al aplicar el voltaje en el devanado bajo prueba se produce un flujo que a su vez inducirá otro en los devanados adyacentes. La resultante de estos últimos será prácticamente igual al flujo original o de prueba.
Casi igual al de otro devanado que no esta en prueba, pero que esta aterrizado en un extremo y energizado en otro.
La suma de flujos en las tres columnas deberá ser cero.

2.7.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS.

Esta prueba detecta:
_ Falla en el aislamiento del enrollamiento de los devanados.
_ Cortocircuito devanado-tierra por devanado aterrado.
_ Devanados abiertos
_ Resistencias altas en las conexiones del conductor.
_ Camino conductor entre fase y fase.
_ En el núcleo, detecta corrientes anormales
_ Aislamiento de las laminaciones del núcleo deterioradas.
La corriente de excitación, es inherente al voltaje de excitación aplicado y a las características propias de cada transformador en análisis, razón por la cual, no existen valores definidos como estándar de funcionamiento.

El análisis depende de la presencia de LTCs y si la prueba es inicial o subsiguiente (debido a la corriente remanente). Cuando existe la presencia de
LTC, son evaluados los valores absolutos de la lectura y el LTC. Cuando éste no está presente solo se evalúa los valores absolutos de la lectura.
El núcleo del transformador puede tener magnetismo residual presente como resultado de estar desconectado de la línea de poder, o como resultado de mediciones en DC en la resistencia del devanado.
El magnetismo residual da como resultado una medida más alta de una corriente normal de excitación.
No hay método completamente aceptado para distinguir entre el efecto del magnetismo residual y el efecto de un problema presente en el transformador. Sin embargo, la experiencia demuestra que, aunque un cierto magnetismo residual está casi siempre presente en la base, en la mayoría de los casos no tiene ningún efecto significativo en resultados de la prueba.
En la mayor parte de los problemas detectados usando este procedimiento, la diferencia entre las corrientes individuales de la fase, en el caso de tres transformadores monofásicos, o entre las corrientes de las fases externas de un transformador trifásico, ha excedido del 10%. Esto también se aplica al comparar con medidas anteriores.
Sin embargo, cambios más pequeños en corrientes relativas pueden también ser indicativos de los problemas asociados a la base y deben ser investigados.
Si un cambio significativo en los resultados de la prueba se observa, el único método de confianza sabido de excluir el efecto del magnetismo residual es desmagnetizar la base del transformador.
Los resultados de la prueba, deben ser comparados con los históricos del transformador, es decir, con pruebas similares realizadas anteriormente. De no existir dicho registro, se debe comparar con pruebas en transformadores de características iguales al transformador bajo prueba.

2.8 PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN.

2.8.1 FUNDAMENTO TEÓRICO.


La relación de transformación en un transformador es la relación entre el número de espiras del devanado primario con el número de espiras del devanado del secundario.

Fig. 12. Modelo de transformador.

En general la ecuación fundamental de la relación entre el primario y secundario de un transformador relaciona corrientes y voltajes con la relación de transformación.



Ésta puede variar por factores como daños físicos producidos por fallos, aislamiento deteriorado, contaminación y averías durante el transporte.
Para los transformadores que tienen cambiador de derivaciones, la relación de transformación se basa en la comparación entre el voltaje nominal de referencia del devanado respectivo contra el voltaje de operación o porcentaje de voltaje nominal al cual está referido. La relación de transformación de éstos se deberá determinar para todos los taps y para todos los devanados.

La prueba se fundamenta en la comparación de la relación calculada a partir de los valores de placa, los resultados obtenidos en pruebas anteriores y los resultados de la medición.

Esta prueba es de extrema importancia en la determinación de defectos existentes entre espiras (cortocircuitos o circuitos abiertos) y también durante operaciones o mantenimiento en conmutadores pues entrega la indicación del cierre de los contactos y la correspondiente relación de tensiones.

2.8.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS.

Esta prueba detecta cortocircuitos o circuitos abiertos en el enrollamiento de los devanados, problemas con las conexiones del cambiador de taps, y además sirve para confirmar las relaciones de los datos de placa.
Una vez registrados todos lo valores de las relaciones de transformación experimentales y las teóricas, se calcula el porcentaje de error entre los valores obtenidos y los datos teóricos. Es muy importante saber que: para autotransformadores o transformadores nuevos, el porcentaje de error no debe ser mayor al 0.5%; mientras que para autotransformadores en uso durante un período de 5 a 10 años, el porcentaje de error puede llegar hasta el 1.0%.
Valores superiores a este, puede llevar a la determinación de algún deterioro de las características magnéticas del núcleo del transformador e incluso un deterioro de las bobinas que conforman al equipo o espécimen probado.
Para transformadores trifásicos, conectados en Y, el rango de error se lo refiere al voltaje fase-neutro.

2.9 PRUEBA DE RESISTENCIA DE DEVANADOS.

2.9.1 FUNDAMENTO TEÓRICO.

Los puntos con alta resistencia en partes de conducción, son fuente de problemas en los circuitos eléctricos, ya que originan caídas de voltaje, fuentes de calor, pérdidas de potencia, etc.
La resistencia óhmica de un devanado se determina mediante el uso de dos principios básicos, que utilizan una fuente de corriente directa.
_ Principio del puente: que compara la resistencia a ser medida con resistencias determinadas (patrones).
_ Principio de caída de tensión: aplicación directa de la Ley de Ohm


Los métodos más usados para esta medición son:
Puente de Kelvin para medir resistencias desde 0.0001 a 110 Óhmios, con error de 0.3 hasta 1%.
Puente de Wheastsone para medir resistencias de 0.001 hasta 1 Megaohmio.
Método de Voltímetro – Amperímetro para cualquier gama de resistencias
Este método está sujeto siempre a tener unos valores de referencia con el fin de dimensionar de una forma correcta los equipos (Amperímetro, Voltímetro y
Fuente)

Fig. 13. Medición de resistencia de devanados.


La figura (a), describe una conexión Voltímetro Amperímetro usada para medir resistencias. Nótese que va a existir un error por exceso, debiendo ser empleado para medir resistencias mucho mayores que la del amperímetro
La figura (b), resulta un error por defecto, debiendo emplearse para medir resistencias mucho menores que la del voltímetro.

2.9.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS.

Esta prueba detecta:
_ Conexiones flojas.
_ Caminos conductores abiertos.
_ Alta resistencia de contactos en los cambiadores de taps.

En todos estos casos existirá una variación definida del valor de resistencia de devanados considerada como normal.
En devanados trifásicos debe existir equilibrio en los valores de resistencia óhmica por fase, así como una proporcionalidad en los valores entre derivaciones, que indicará no haber influencia de resistencias adicionales.
Además, se puede hacer una comparación de los resultados obtenidos en las pruebas de aceptación en fábrica o en mantenimientos anteriores, con los obtenidos debiendo tomarse en cuenta condiciones climáticas semejantes.
Si se tiene la presencia de un bobinado trifásico conectado en delta abierto, uno de los valores obtenidos será aproximadamente igual al doble de cada uno de los otros valores medidos
Por el contrario, si se tiene un bobinado trifásico en delta o estrella con cortocircuito entre espiras de un devanado, en dicho devanado se aprecia una notable disminución de su valor óhmico. Una lectura menor que las otras dos iguales puede ser indicación de cortocircuito.

Para devanados monofásicos el criterio para el análisis es similar, sin embargo, es necesario tener resultados de pruebas anteriores o pruebas en unidades semejantes para que se puedan hacer las comparaciones debidas.
Para la realización de pruebas, es importante tener valores de temperatura, que serán calculados mediante la fórmula siguiente:


Rs=resistencia a un factor de referencia de temperatura
Rm= Actual medición de resistencia
Ts= Factor de referencia de temperatura
Tm= Temperatura a la que se realizan las mediciones.
Tk =Constante particular del metal del devanado:

234.5ºC para cobre y 225ºC para aluminio

Valores que no excedan el 5% en relación con las comparaciones, son aceptadas para este tipo de prueba. Para el análisis en la etapa final de la vida del transformador, se puede aceptar hasta un 7 %, debiendo analizar una disminución de carga en el transformador.

2.10 PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO.

2.10.1 FUNDAMENTO TEÓRICO.

Para la medición de la resistencia de aislamiento que es la resistencia mínima soportable en operación del aislamiento, se aplica el mismo criterio que en la medición de resistencia de los devanados.
Aplicando tensión continua entre bobinados, bobinados respecto a tierra y núcleo, se obtiene los valores de la resistencia del aislamiento.
A más de la prueba de Resistencia de Aislamiento, existen dos índices que aportan con información para incrementar la exactitud de dicha prueba.
Índice de Polarización. Con la finalidad de incrementar la exactitud del estado de prueba de los aislamientos de un transformador, y en el caso de que no sea suficiente con la prueba de resistencia de aislamiento se realiza el cálculo del índice de polarización.

La relación de índice de polarización es la división de las lecturas de las resistencias de aislamiento obtenidas en 10 y 1 minuto.


Índice de Absorción. A más del índice de polarización, es factible utilizar el índice de absorción para proporcionar de mayor exactitud las pruebas anteriores.
La relación de índice de absorción es la división de las lecturas de las resistencias de aislamiento obtenidas en 1 minuto y 30 segundos.


Los valores de la prueba de resistencia de aislamiento aunado con los valores de índice de polaridad y de absorción, dan una clara referencia del estado del aislamiento en un transformador.



2.10.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS.

Esta prueba detecta:
_ Problemas severos con el sistema de aislamiento.
_ Sequedad en el aislamiento del núcleo y de los devanados.
_ Núcleo múltiplemente aterrizado.
Los valores que resulten de la prueba de resistencia de aislamiento, deben ser comparados con registros históricos, en condiciones atmosféricas similares, tomando en consideración que diferencias entre estos valores muy excesivas, resaltan un deterioro o contaminación del aislamiento
Otro dato de gran importancia en pruebas individuales es el índice de polarización y de absorción.
Para estos índices se consideran valores normales aquellos superiores a 2 para el de polarización y superiores a 1.25 para el de absorción, valores que son adoptados para equipos nuevos. Para equipos usados, difícilmente se alcanzan.
Índices menores que 1 indican problemas serios en el aislamiento del equipo.
No existe valor mínimo patrón establecido, sin embargo, para casos en que no existen resultados comparativos anteriores, se aconseja usar uno de los obtenidos por las siguientes fórmulas:

Fórmula empírica, basada en las experiencias del fabricante del MEGGER (James Biddle)


R = Resistencia numérica a 20ºC del aislamiento medido en 1 minuto del devanado a tierra con los otros a guarda o de devanado a devanado con la carcasa a guarda
C = Constante para medidas a 20ºC
C=1.5 para transformadores en aceite
C=30 para transformadores secos o llenos de compuestos
KVA = Potencia nominal del devanado en prueba
E = Tensión nominal en voltios del devanado en prueba
Esta fórmula es para transformadores monofásicos. Para transformadores trifásicos se tiene:

E = Tensión nominal de uno de los devanados
(fase-fase para conexiones en delta y fase neutro para conexiones en estrella)
KVA = Potencia nominal del devanado trifásico completo en prueba.

De acuerdo a la IEEE

R = Resistencia de aislamiento a 75°C obtenido en un minuto.

V = Tensión nominal en voltios del devanado en prueba o el mayor valor entre las tensiones nominales de los devanados ensayados

KVA = Potencia nominal del transformador

Los valores resultantes tendrán que referírselos a valores estándar referidos a una temperatura de 20°C, como se muestra en la tabla siguiente.

Es recomendable realizar para cada una de las conexiones (entre devanados y devanados tierra), las curvas que indican la variación de la resistencia con el tiempo para poder iniciar el análisis de los valores obtenidos:

Curvas que presenten una estabilización del valor de la resistencia de aislamiento entre los 3 primeros minutos de prueba, indicarán un equilibrio de la característica de absorción sobre la de conducción; debido a pequeñas resistencias de dispersión presentes en el interior del autotransformador, ya sea por deterioro creciente del aislamiento o del aceite.

Curvas cuyos valores muestren un crecimiento constante durante los 10 minutos de duración de la prueba, indicarán características saludables tanto del aislamiento de los devanados así como del aceite aislante.



Ensayo de Resistencia de Aislamiento

Tabla 06. Factores de corrección para prueba de resistencia de aislamiento.


2.11 PRUEBA DE IMPEDANCIA DE CORTOCIRCUITO (IEEE STD. 62-1995).

2.11.1 FUNDAMENTO TEÓRICO.


La impedancia de cortocircuito en transformadores de potencia, puede ser medida en ocasiones como prueba de sitio, y ser comparada con valores de placa o valores de pruebas de fábrica.
Ésta es usada para detectar movimientos en los devanados que pueden ocurrir desde que fueron realizadas las pruebas de fábrica. Los movimientos en los devanados, usualmente ocurren debido a una fuerte corriente de falla o a un daño mecánico durante la transportación o instalación del equipo.
Un método conveniente para medir la impedancia de cortocircuito es el método de voltímetro amperímetro. Es un método que puede utilizarse la mayor parte de transformadores tanto monofásicos como trifásicos. Básicamente consiste en conectar al transformador en cortocircuito por uno de los dos arrollamientos, aplicando al otro lado una tensión reducida hasta que pase por este lado del transformador la corriente nominal a través de la impedancia. La corriente y el voltaje son medidas simultáneamente. La impedancia es dada por la relación entre la medición del voltaje y la corriente.

2.11.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS.

El objeto de esta prueba es determinar movimientos o defectos en los arrollamientos del transformador, ya sea por fallas o movimientos en el transporte.
Un cambio en la impedancia de cortocircuito, del transformador indica un posible movimiento de los devanados dentro del transformador. Usando mediciones con
0.5% de exactitud, cambios del ± 2% de impedancia de cortocircuito son usualmente considerados cambios no significativos.
Cambios de más del ± 3% de impedancia de cortocircuito deben tomarse muy en cuenta.

2.12 PRUEBA DE HUMEDAD RESIDUAL (IEEE STD. 62-1995).

2.12.1 FUNDAMENTO TEÓRICO.

La humedad dentro de un transformador, afecta su comportamiento, de la siguiente manera:
_ Promueve descargas parciales.
_ Puede generar burbujas
_ Disminuye considerablemente la rigidez dieléctrica
_ Envejece prematuramente el aislamiento sólido.
Aunque la humedad del aceite es importante y debe mantenerse lo mas baja que sea posible, lo verdaderamente importante es la acumulación de agua en el aislamiento sólido del transformador. Dichos aislamientos están compuestos principalmente por papel, cartón y madera, siendo el predominante el papel Kraft y Cartón prensado.
La humedad residual es la cantidad de agua expresada en porcentaje del peso total de los aislamientos sólidos que permanece en ellos al final de un proceso de secado.
La figura muestra curvas de equilibrio que relacionan el contenido absoluto de humedad del aceite con el contenido de agua en el papel. La utilización de estas curvas implica que el transformador se encuentra en equilibrio térmico.

Contenido de agua en el aceite (ppm)

Fig. 14. Curvas de equilibrio en base al contenido de agua en el aceite.


2.12.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS.

El objeto de esta prueba es la determinación del estado del aislamiento sólido del transformador, en el aspecto de acumulación de humedad, es decir cuánta humedad existe en el aislamiento sólido del transformador.
Con la presencia de humedad, la capacidad dieléctrica del aceite disminuye. Es un gran indicador de la degradación de las propiedades mecánicas de la celulosa (componente inherente de los aislantes sólidos).
La experiencia de grandes fabricantes de autotransformadores de potencia, recomienda la necesidad de que el secado de este equipo sea menor de 0.5% de humedad residual.
El contenido de humedad de 0.2 a 0.3% es un buen valor de trabajo.
Humedad residual debajo de 0.1% además de ser una condición difícil de obtener, no es recomendable por los efectos en el papel mismo y la posible pérdida de vida del aislamiento.

Concluyendo, tomaremos como norma, los siguientes valores de % de humedad residual en autotransformadores:


Tabla 07. Valores de humedad residual aceptables.

2.13 PRUEBAS EN ACEITES AISLANTES.

Los aceites aislantes son producto de la destilación del petróleo crudo, obtenidos de tal manera que deban reunir ciertas características físicas especiales en lo referente a viscosidad, temperatura de escurrimiento, punto de inflamación, peso específico, etc., y propiedades eléctricas que sean idóneas para su utilización adecuada en los diversos equipos de potencia y de distribución.
Existen fundamentalmente dos tipos de crudos básicos para la obtención del aceite aislante, los de base nafténica y los de base parafínica. Puesto que el aceite aislante es una mezcla de hidrocarburos, se le llama de base parafínica al que contenga más de un 50% de hidrocarburos parafínicos.
Los tres grupos principales de compuestos que forman un aceite aislante son los
nafténicos, parafínicos y aromáticos; variando el porcentaje de cada uno de ellos, dependiendo del crudo básico y del proceso de refinación. Otros pequeños porcentajes de compuestos son azufre, oxígeno y nitrógeno (compuestos polares) los cuales influyen en la inestabilidad a la oxidación del aceite.
Los hidrocarburos aromáticos son más estables desde el punto de vista eléctrico y presentan una menor tendencia a gasificarse, que los del tipo parafínico. En cambio, los nafténicos tienen mayor estabilidad con el aumento de la temperatura y un bajo punto de congelación; ideal para usarlos en ambientes de muy baja temperatura ambiente.
El aceite dentro de los equipos eléctricos, como se mencionó anteriormente, cumple con varias funciones principales: medio aislante, medio refrigerante (disipador de calor), en el caso de transformadores y medio extintor del arco en el caso de los interruptores de potencia

2.14 PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE (IEEE STD. 62-1995).

2.14.1 FUNDAMENTO TEÓRICO.


Parte de la energía eléctrica que circula por un autotransformador se transforma como pérdidas por calor en el circuito magnético y en los devanados. Este calor se transmite a un medio refrigerante antes de que los aislamientos sólidos lleguen a temperaturas excesivas y peligrosas.


Fig. 15. Rigidez dieléctrica en función de la Temperatura.

La resistencia de aislamiento del aceite, se degrada con el tiempo, razón por la cual, es imperioso que periódicamente se examine sus características a fin de evitar las averías y pérdidas de los equipos.
La rigidez dieléctrica o tensión de perforación es la tensión que produce un arco eléctrico permanente entre dos electrodos bien definidos separados 25mm, sumergidos en aceite a 20ºC. Se expresa en kV/cm.
La rigidez dieléctrica orienta sobre la capacidad aislante del aceite, así como de la presencia en el mismo de impurezas tales como agua, lodos, polvo, gases, etc.
La presencia de impurezas disminuye la rigidez dieléctrica de un aceite. Las impurezas facilitan el paso de la corriente a través del aceite, especialmente las que llevan agua en disolución, tales como fibras de papel, gotas de polvo, etc.

No ocurre lo mismo con el agua disuelta en el aceite, que no afecta a esta propiedad.

Fig. 16. Rigidez Dieléctrica en función de la Cantidad de agua.

Un alto valor de rigidez dieléctrica no indica sin embargo, la ausencia de todos los contaminantes. Indica solamente que la concentración de contaminantes, presentes en el líquido y entre los electrodos de prueba, no es tan grande como para afectar adversamente la rigidez dieléctrica del aceite.
En general, se puede afirmar que la rigidez dieléctrica, mide la presencia de agua y de sólidos en suspensión. Es un indicativo de buen manejo y uso del aceite de un determinado equipo.
Un aceite en malas condiciones, afecta también al papel aislante impregnado y sumergido en dicho aceite.

2.14.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS.

La prueba de rigidez dieléctrica entrega información sobre la capacidad aislante del aceite, así como de la presencia en el mismo de impurezas tales como agua, lodos, polvo, gases, etc. La rigidez dieléctrica (voltaje al cual el aceite se vuelve conductor), disminuye por la presencia de los factores mencionados.
La prueba de la rigidez dieléctrica del aceite tiene como objetivo determinar los esfuerzos eléctricos en KV; que puede soportar sin que llegue a deteriorarse, revela si existe o no la presencia de partículas sólidas o materiales insolubles tales come fibra y agua en estado libre en forma de suspensión en el aceite. Su valor es prácticamente independiente del estado químico del aceite. Sin embargo no da ninguna indicación acerca del envejecimiento, y así un aceite muy envejecido puede alcanzar altos valores de rigidez dieléctrica
Para la realización de esta prueba, se puede seguir dos normas bien definidas, las cuales se diferencian esencialmente en el tipo de electrodos que se usan para el efecto.
Dichas normas son: ASTM D-877 y ASTM D-1816. La primera, es para aceites minerales, y la segunda sirve además para realizar las pruebas en líquidos sintéticos.

Tabla 08. Valores permisibles de Rigidez Dieléctrica según normas.

En general, la siguiente tabla muestra los valores de rigidez dieléctrica permisibles para diferentes condiciones de aceite.


Tabla 09. Valores permisibles de Rigidez Dieléctrica según condición de aceite.

La exigencia del cumplimiento de los valores mínimos es más imperante tratándose de equipos con tensiones nominales de operación superiores a los 133 KV.
Valores de rigidez dieléctrica que se encuentren fuera del rango descrito en las tablas anteriores, pueden ser consecuencia de algún deterioro en el líquido aislante, y debe ponerse bajo consideración un reacondicionamiento del mismo.

2.15 PRUEBA DE ACIDEZ DEL ACEITE (IEEE STD. 62-1995).

2.15.1 FUNDAMENTO TEÓRICO.


La acidez o número de neutralización, es el nivel de deterioro por la oxidación del aceite debido a la formación de ácidos orgánicos. Alcoholes, acetonas, peróxidos, aldehídos, jabones, epóxicos y fundamentalmente ácidos son directamente responsables de la formación de lodos, proceso que se acelera con la presencia de tensiones eléctricas. Esto ácidos también reaccionan con los metales del transformador y forman otro tipo de lodos. También ataca la celulosa y acelera la degradación del aislamiento.
El número de neutralización, es la cantidad de Hidróxido de Potasio (KOH) que se requiere para neutralizar el contenido de ácido en 1 gramo (gr.) de aceite del transformador. En transformadores nuevos, el contenido de ácido es prácticamente nulo. Mientras más alto es el número de neutralización, más ácido es el aceite.
Básicamente la prueba consiste en titular con hidróxido de potasio una muestra de aceite, usando como indicador fenolftaleína y un solvente adecuado (alcohol desnaturalizado).
Dos de las consecuencias más importantes que la formación de lodos puede acarrear, son, la pérdida de la capacidad de disipar el calor, debido a la obstrucción de los radiadores por acumulación de lodos, y la pérdida de resistencia mecánica del sistema de aislamiento sólido.
Los datos de la prueba indican que la acidez es proporcional a la cantidad de oxígeno absorbido por el líquido. Por lo tanto, diferentes transformadores, pueden tomar diferentes períodos de tiempo antes de que el lodo empiece a aparecer.
Así, transformadores con acceso libre de aire suelen presentar formaciones lodosas antes que los transformadores con conservador.

2.15.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS.

En general la prueba de acidez es un indicador de la cantidad de sedimentación lodosa que se encuentra en el aceite aislante. Por ende es un buen indicio de presencia de oxidación.
La siguiente curva muestra una comparación entre el valor de acidez y los años en servicio del transformador.

Fig. 17. Límites de acidez en función de los años de servicio.

Un valor aceptable de acidez de aceite nuevo, oscila entre 0.03 mg. KOH/gr de aislante y 0.07 mg. KOH/gr de aislante, pero estos valores serán referidos en la tabla posterior.
Como se observa en la gráfica, la aparición de sedimentación lodosa, en el transformador, o el límite de acidez para un servicio normal, se da al alcanzar un valor de 0.4. Por lo tanto, es obvio que se debe realizar una regeneración del aceite antes de llegar a este punto, generalmente cuando se ha alcanzado un valor de 0.2 mgr KOH/gr. aceite.

Tabla 10. Valor de acidez permisible según condición del aceite.

Como en las otras pruebas de aceite, la decisión no debe ser basada solamente en los resultados obtenidos en una prueba, pero se debe tomar en cuenta el incremento de acidez en el aceite cada año.

2.16 PRUEBA DE COLOR DEL ACEITE (IEEE STD. 62-1995).

2.16.1 FUNDAMENTO TEÓRICO.


El color del aceite es un indicativo del estado del mismo. Dos son los elementos principalmente responsables por el color del aceite: uno es el aceite base, el color del aceite varía de un ámbar claro y brillante a un color pardo oscuro dependiendo del corte de extracción y el origen del crudo refinado.
Los cambios en intensidad de color u oscurecencia generalmente están asociados con el contenido de azufre y otras impurezas aromáticas; mientras mayor sea el contenido de impureza más oscuro será el aceite; igualmente a mayor viscosidad más oscuro se torna el color del aceite básico.
El otro factor importante es el paquete de aditivos utilizado. Los aditivos tienen como función primordial fortalecer las propiedades del aceite y proteger las partes del equipo a ser lubricado. Algunos de los aditivos que conforman el paquete son determinantes en el color del aceite final, específicamente aquellos que contienen azufre, como es el caso de los aditivos detergentes e inhibidores a la corrosión y a la oxidación.

2.16.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS.

Esta prueba es desarrollada para indicar cambios relativos en el aceite durante su uso. El color es expresado mediante un valor numérico (también de una descripción del color) basada en una comparación con una serie de colores estándar. Sin embargo no puede decirse que exista una directa correlación entre el cambio de color y un problema en el aceite.
Existen cambios normalmente después de un largo período de uso. Un rápido incremento en el número de color, suele ser un indicativo de un dramático cambio en la condición de operación y generalmente son precedidas de otros indicadores de problemas. Un número de color alto ocurre cuando existe presencia de contaminación o deterioro o a su vez la presencia de ambos. Los valores con una descripción de colores, se encuentran detallados en la siguiente tabla.


Tabla 11. Cuantificación del color del aceite según (*) ASTM D 1524-84.


PRUEBA DE TENSIÓN INTERFACIAL DEL ACEITE (IEEE STD. 62-1995).

2.17.1 FUNDAMENTO TEÓRICO.


Se llama tensión interfacial a la energía libre existente en la zona de contacto de dos líquidos inmiscibles. Esta energía es consecuencia de las tensiones superficiales de los dos líquidos, y evita que se emulsiones espontáneamente.
En el caso de los aceites aislantes, la tensión interfacial es un indicativo de la capacidad aislante del aceite. Con el paso del tiempo, y debido a la combinación de calor, campos eléctricos, agua y oxígeno se van generando compuestos polares en el aceite que afectan a su capacidad aislante, ya que estos compuestos facilitan el paso de la corriente eléctrica a través del aceite. Los compuestos polares se van acumulando y afectan a la tensión interfacial, reduciéndola. Esta reducción facilita que el agua y otros contaminantes se emulsionen con el aceite, aumentando su conductividad. Este aumento de la conductividad del aceite conlleva que el calor disipado por éste sea menor, lo que facilita a su vez la degradación del mismo y la acumulación de contaminantes insolubles, que forman lodos. El valor de la tensión interfacial, comparado con el del aceite nuevo, nos da una indicación bastante precisa de la capacidad aislante del aceite.

2.17.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS.

Los resultados de la prueba indican el grado de variación de capacidad de aislamiento del aceite (por envejecimiento, nivel de oxidación y presencia de impurezas) y por ende la degradación del mismo.
Cuando la tensión interfacial está debajo de 22 dinas/cm; puede ser indicativo de que es inminente o se ha iniciado ya la precipitación de lodos en un aceite en operación.

Fig. 18. Tensión Interfacial en función de los años de servicio del equipo.

Debido a que la acumulación de contaminantes y productos de la degradación del aceite hacen bajar el valor de la tensión interfacial (como se muestra en la figura), este valor, comparado con el del aceite nuevo, nos da una indicación del grado de envejecimiento del aceite, de su nivel de oxidación, y de la presencia de impurezas. En el aceite nuevo y sin aditivos, la tensión interfacial tiene un valor de entre 40 y 45 dinas/cm, que con el uso de aditivos puede bajar a 25-30 dinas/cm.
El cuadro posterior aclara los rangos de tensión interfacial para aceites aislantes.


Tabla 12. Valores permisibles de Tensión Interfacial en base a la condición del aceite.

2.18 PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA EN ACEITES (IEEE STD. 62-1995).

2.18.1 FUNDAMENTO TEÓRICO.


El factor de potencia de líquido aislante, es el coseno del ángulo de fase entre el voltaje sinusoidal aplicado y la corriente resultante. El factor de potencia indica las pérdidas dieléctricas en el líquido y por consiguiente su calentamiento.

2.18.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS.

Normalmente, un aceite nuevo, seco y desgasificado alcanza valores de factor de potencia de 0.05% relacionado a 20°C. Un alto valor de factor de potencia indica deterioro o contaminación con humedad, carbón o materiales conductores, barniz, jabón sódico, compuestos asfálticos o deterioro de productos aislantes. Cuando hay presencia de carbón o compuestos asfálticos en el aceite estos le causan decoloración.
La presencia de carbón en el aceite no necesariamente es causa de un incremento de factor de potencia a menos que también haya presencia de humedad.
Un aceite con un valor de factor de potencia de 0.05% a 20 grados centígrados, es usualmente considerado satisfactorio para operación.
Un aceite con valor de factor de potencia de 0.05% y 2% a 20 grados centígrados debe ser considerado como riesgoso y ser investigado y en todo caso regenerarlo o reemplazarlo.
Como regla general se recomienda lo siguiente:

Tabla 13. Valores permisibles de Factor de Potencia en aceite en base a su condición.

Tabla 14. Factores de corrección de Factor de Potencia en Aceites.

2.19 ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS.

2.19.1 FUNDAMENTO TEÓRICO.
El diagnóstico de fallas a partir de los gases involucrados en el aceite aislante se basa en una medida de ciertos gases que se generan cuando el transformador se somete a esfuerzos eléctricos y térmicos anormales, consecuencia de la degradación del aceite aislante.
El tipo y la concentración de estos gases, dan claras muestras del estado del aislamiento, ya que el envejecimiento normal, emite pequeñas cantidades de dichos gases, pero, condiciones incipientes o fallas declaradas generan grandes cantidades de éstos. La mayoría de las fallas incipientes proporcionan evidencias, y por lo tanto, pueden detectarse cuando el transformador está sujeto a análisis periódicos del aceite. Para ello, es muy usada la cromatografía de gases que determina cualitativa y cuantitativamente los gases disueltos en el aceite.
Los gases típicos generados por algunas fallas en transformadores de potencia se muestran en el cuadro
** Indica gas combustible.


Tabla 15. Nomenclatura de gases analizados en el DGA.

Nota: En el análisis se registran también propileno (C3H6), propano (C3H8), y butano (C4H10), que en menor escala se utilizan en procesos de diagnóstico.

Los mecanismos de falla más comunes son arqueo, corona, descargas de baja energía y puntos calientes. Cada uno de estos mecanismos puede presentarse individual o simultáneamente y resultar en la degradación de los materiales aislantes, así como en la formación de gases combustibles y no combustibles. De la operación normal se tiene también la formación de algunos gases.
En un transformador, estos gases se encuentran disueltos en el aceite aislante, en el espacio existente encima del aceite o en los dispositivos de colección de gases (relevador Buchholz). La detección de una condición anormal requiere de una evaluación de la concentración del gas generado y de la tendencia de generación. La cantidad de cada gas, con respecto al volumen total de la muestra, indica el tipo de falla que está en proceso.
En la figura se muestran las relaciones comparativas de la evolución de los gases generados en el aceite, en función de la energía disipada en el proceso de fallas.

Fig. 19. Evolución de gases en función de temperatura y energía.

Los gases referidos en la tabla anterior, se describen con más detalle a continuación:

Hidrógeno (H2). Este gas se genera en cualquier incipiente falla, tanto con descargas de baja o alta energía con electrólisis de agua. Normalmente se genera a partir de los 100ºC. En descargas de alta energía, los principales gases son acetileno e hidrógeno, normalmente en relación 1 a 2.

Metano (CH4). Este gas se produce debido a descargas parciales o descomposición térmica del aceite y no es común en transformadores con corrientes altas. Sin embargo, en base a datos históricos es importante determinar el grado de producción. Generalmente su aparición se empieza a dar desde los 150ºC.

Etano (C2H6). Este gas normalmente se genera por descomposición térmica del aceite. Se genera a partir de los 250ºC y tiene una amplia concentración a partir de los 280ºC.

Etileno (C2H4). Es generado por temperaturas desde los 350ºC. Este gas normalmente se genera por descomposición térmica del aceite o el aislamiento.

Acetileno (C2H2). Este gas es generado por alta temperatura superior a 500 ºC y es causado por una falla con presencia de arco. Esto podría ser razón de alarma, si la generación de gas resulta grande en un período corto de tiempo. En algunos casos, transformadores con altas corrientes pueden causar arcos en los componentes de acero, y un análisis total de los gases se requiere antes de realizar cualquier trabajo.

Monóxido de carbono (CO). Este gas puede indicar envejecimiento térmico o descargas en partículas de la aislación celulósica.

Dióxido de carbono (CO2). El dióxido de carbono se genera por envejecimiento térmico o descargas en partículas del material aislante. Si la relación de CO2 a CO es mayor de grande, algún sobrecalentamiento está afectando el aislamiento celulósico.
Totalidad de gases combustibles. La totalidad de gases combustibles se indica como porcentaje de la totalidad de gases. Niveles aceptables varían con el tipo de transformador y su ciclo de trabajo. Por tanto, las tendencias son importantes, y son necesarios datos históricos para determinar acciones a seguir. Niveles que exceden 5 % requieren incrementar la frecuencia de extracción de muestras. Se aconseja en este caso consultar al fabricante para una interpretación de algún dato cuestionable.
La Totalidad de Gases Combustibles se calcula como la sumatoria de lodos los gases combustibles del total de la muestra:



Una vez obtenidas las concentraciones a través de la cromatografía de gases se usan varias técnicas para diagnosticar la condición del transformador, por ejemplo la gráfica de Dörnenburg, el triángulo de Duval, método de la CSUS, patrones de diagnóstico a través de análisis individuales y concentración total de gases disueltos (AGD) y relaciones entre gases. Las primeras dos están orientadas a diagnosticar la condición del transformador basándose en una interpretación gráfica. Existen dos maneras de representar los resultados de la cromatografía de gases: a partir de las concentraciones individuales de cada gas y por las relaciones entre gases.


Método de Dörnenburg

Fig. 20. Método gráfico de Dornenburg.


Método de Duval.

Fig. 21. Método gráfico del Triángulo de Duval.

Donde:

PD = Descarga Parcial
T1 = Falla Térmica bajo los 300°C
T2 = Falla Térmica entre 300°C y 700°C
T3 = Falla Térmica a mas de 700°C
D1 = Descarga de baja energía (Chispa)
D2 = Descarga de Alta energía (Arco)
D3 = Falla Eléctrica y Térmica en conjunto

Método de relaciones de Rogers.



Tabla 16. Cuadro de códigos para método de Relaciones de Rogers.

Método de diagnóstico a través de Análisis individual y total de gases disueltos (AGD).

Como se vio anteriormente, los gases que son parte de la degradación del aceite y el papel son el hidrógeno, metano, etano, etileno, acetileno, monóxido de carbono y oxígeno. A excepción del carbono y el oxígeno, todos estos gases son formados por la degradación del aceite. El monóxido de carbono, el dióxido de carbono y el oxígeno son formados por la degradación del aislamiento de la celulosa (papel). Dióxido de carbono, oxígeno, nitrógeno y la humedad, pueden ser absorbidos desde el aire si existe una interfaz entre aceite – aire o a su vez si existe una fisura en el tanque. Los tipos y cantidad de gases son determinantes cuando una falla ocurre en un transformador y la severidad y energía del evento.
Se han adoptado cuatro criterios para clasificar los riesgos de un transformador, cuando no se dispone de una historia previa, para funcionamiento continuo con distintos niveles de gases combustibles. El criterio que se utiliza consiste en evaluar la concentración individual y total de todos los gases combustibles como se indica en la Tabla, que muestra la concentración de gases combustibles en forma individual y total de acuerdo con cuatro condiciones.

Condición 1: si la totalidad de gases combustibles se encuentra por debajo se considera que el transformador está funcionando en condiciones satisfactorias. Si cualquier gas combustible individual supera los niveles indicados se debe realizar una investigación adicional.
Condición 2: si la totalidad de gases combustibles se encuentra dentro del rango significa que el nivel de gases combustibles es superior al normal. Cualquier gas combustible individual que supere los niveles especificados se debe realizar una investigación adicional.

Condición 3: si la totalidad de gases combustibles se encuentra dentro del rango significa un alto nivel de descomposición. Cualquier gas combustible individual que exceda los límites especificados se debe realizar una investigación adicional.
Probablemente se está en presencia de una o varias fallas.

Condición 4: si la totalidad de gases combustibles se encuentra dentro del rango indica una excesiva descomposición. Un servicio continuo podría provocar una falla del transformador. Se debe proceder inmediatamente y con cautela.


Tabla 17. Concentración de gases disueltos. **

*TGC: totalidad de gases disueltos
**La tabla es aplicable a transformadores nuevos o recientemente reparados, los valores indicados se han obtenido de la experiencia de distintos fabricantes. El usuario puede adoptar diferentes concentraciones de gases individuales o totales disueltos en función de la experiencia con otros transformadores similares.

La tabla siguiente indica los intervalos y procedimientos de operación recomendados para distintos porcentajes de niveles de gases combustibles.


Tabla 18. Procedimientos recomendados para las diferentes condiciones.

Una vez establecidos los métodos para realizar un análisis de gases, se debe determinar cuál o cuáles métodos usar, si se requiere usar métodos en conjunto.
Pueden existir combinaciones entre métodos para complementar resultado del método que analiza el total de gases disueltos.

2.19.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS.

La descomposición del aceite mineral entre 150°C y 500ºC produce relativamente gran cantidad de gases de bajo peso molecular, tales como hidrógeno (H2) y metano (CH4), y alguna cantidad de gases de alto pero molecular como etileno
(C2H4) y etano (C2H6). Cuando la temperatura del aceite mineral se incrementa, la concentración de hidrógeno excede la del metano, pero ahora las temperaturas están acompañadas por importantes cantidades de gases de alto peso molecular, primero etano y después etileno. En la parte superior del rango de temperatura de falla, se incrementan las cantidades de hidrógeno y etileno y se pueden producir trazas de acetileno (C2H2).

En contraste con la descomposición térmica del aceite, la descomposición térmica de la celulosa y otros aislantes sólidos producen monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO2), y vapor de agua a una temperatura mucho menor que para la descomposición del aceite y crecen exponencialmente con la temperatura.
Debido a que el papel comienza a degradase a menores temperaturas que el aceite, sus subproductos gaseosos se encuentran a temperaturas normales de funcionamiento del transformador.
La relación de CO2/CO es algunas veces utilizada como indicador de la descomposición térmica de la celulosa. Esta relación es resulta normalmente mayor de 7. Para la relación CO2/CO, los respectivos valores de CO2 y CO pueden exceder 5000 ppm y 500 ppm pudiendo superar un factor de seguridad, por ejemplo, las relaciones son sensibles a los valores mínimos. Cuando la magnitud de CO se incrementa, la relación de CO2/CO disminuye. Esto puede indicar una anormalidad que consiste en el degradamiento de la aislamiento celulósica.
Descargas de baja densidad como por ejemplo las descargas parciales y arcos intermitentes de bajo nivel producen principalmente hidrógeno, con cantidades decrecientes de metano y algunas trazas de acetileno. Cuando la intensidad de las descargas se incrementa, la concentración de acetileno y etileno pueden alcanzar concentraciones significativas.
Cuando se presentan arcos o descargas continúas de alta densidad que producen temperaturas de 700 ºC a 1800 ºC, la cantidad de acetileno alcanza niveles importantes.

2.19.3 PROPORCIONES RELATIVAS DE GASES EN LAS DIFERENTES
CONDICIONES DE FALLA.

Las proporciones de gases significativos anteriormente descritos, “key gases”, en general definen 4 tipos de falla que serán descritos a continuación:
Falla Térmica – Aceite.
Descomposición de productos como el etileno y el metano, conjuntamente con pequeñas cantidades de hidrógeno y etano. Puede encontrarse vestigios de acetileno, si la falla es severa o incluye contactos eléctricos.
El principal gas formado en esta falla es el Etileno.

Fig. 22. Proporciones relativas de gases para Falla Térmica - Aceite.

Falla Térmica – Celulosa.

Grandes cantidades de monóxido y dióxido de carbono son producidos por el sobrecalentamiento de la celulosa. Gases hidrocarbonatos como el etileno y el metano, suelen encontrarse si la falla incluye una estructura impregnada en aceite.
El principal gas formado es el Monóxido de Carbono.


Fig. 23. Proporciones relativas de gases para Falla Térmica - Celulosa.

Falla Eléctrica – Corona.

Descargas eléctricas de baja energía producen hidrógeno y metano, con pequeñas cantidades de etano y etileno. Cantidades representativas de dióxido y monóxido de carbono suelen resultar de descargas en la celulosa.
El principal gas formado es el Hidrógeno.


Fig. 24. Proporciones relativas de gases para Falla Eléctrica - Corona.

Falla Eléctrica – Arqueo.

Produce grandes cantidades de hidrógeno y acetileno, con cantidades menores de metano y etileno. Si la falla involucra a la celulosa, se forma dióxido y monóxido de carbono. Aquí, el aceite puede estar carbonizado.
El principal gas formado es el acetileno.

Fig. 25. Proporciones relativas de gases para Falla Eléctrica - Arqueo.

2.20 PORCENTAJE DE SATURACIÓN DE AGUA EN EL ACEITE
(IEEE 62-1995).
La cantidad de agua disuelta y dispersa en líquidos aislantes puede ser producto de las siguientes razones:
• La presencia de moléculas de agua polarizadas en el fluido, que afecta adversamente a las propiedades dieléctricas del líquido aislante.
• La cantidad de humedad localizada en el aceite aislante puede ser el reflejo de la presencia de una cantidad de humedad en el papel.
La solubilidad del agua en el aceite aislante es dependiente de la temperatura, el cálculo del porcentaje de saturación de agua tiene gran significación como indicador de la formación libre de agua en el aceite. La formación libre de agua en el aceite da como resultado valores inaceptables de esfuerzo dieléctrico. El agua se encentra dividida entre el aislamiento líquido y sólido. Este valor es dependiente de la temperatura, debido a que con variaciones de ésta, el agua que está dividida entre el aceite y el papel puede moverse entre estos dos.
El incremento de agua en el aceite, incrementa el porcentaje de saturación y puede de hecho, resultar en el incremento de formación libre de agua.
La forma para el cálculo del porcentaje de saturación en aceites minerales se muestra a continuación:

Donde:
S0: es la solubilidad del agua en el aceite mineral.
T: es la temperatura absoluta en grados kelvin.

Ahora, el porcentaje de saturación será:

Básicamente se toma como referencia para conocer la condición del aceite la siguiente tabla:



2.21 PRUEBAS ESPECIALES.

2.22 ANÁLISIS DE BARRIDO DE FRECUENCIA.

2.22.1 FUNDAMENTO TEÓRICO.

Este método básicamente hace uso del equivalente eléctrico R, L y C de los transformadores para observar las respuestas de estos componentes ante la inyección de ondas a diferentes frecuencias.
El SFRA (Análisis de respuesta al barrido de frecuencia, por sus siglas en inglés) inyecta toda la gama de frecuencias necesarias en forma discreta pero continua y con amplitudes de voltajes constantes; por esto el término “Barrido”. Este método cubre el rango dinámico completo y mantiene el mismo nivel de energía por cada frecuencia inyectada, suministrando resultados que son consistentes y precisos.
El alto cociente de señal de ruido en todo el rango de frecuencias (10 Hz a 10 MHz) asegura la validez de la medición de los resultados.

La práctica y los estudios han demostrado que el SFRA es el método más confiable y preciso para el diagnóstico del movimiento o deformaciones del núcleo y bobinas de los transformadores (fallas ocultas). Cabe destacar que el SFRA puede complementarse con los resultados de las mediciones que relacionan a la geometría física de los transformadores: Reactancia de Dispersión, Corriente de
Excitación y Medición de la capacitancia.
Desde el punto de vista de redes, el transformador se puede considerar como un componente de dos puertos, como se muestra en la siguiente figura




Fig 26 .Equivalente cuadripolo del transformador.

Donde:
Z1 = Impedancia Primario Tierra
Z2 = Impedancia Secundario Tierra
Z3 = Impedancia Primario Secundario

En el método SFRA los cables se configuran de tal manera que se utilizan los cuatro terminales de la red mostrada en la figura anterior. Estos cuatro terminales se dividen en 2 pares. Uno para la señal de entrada y otro para la señal de salida.
La meta de la prueba es la de seleccionar parámetros de prueba que permitan una función de transferencia muy exacta en un cierto período de tiempo razonable. Así, el recolectar más puntos de prueba de frecuencia daría una mucha mayor resolución, de lo contrario se corre el riesgo de perder puntos de resonancia o antiresonancia. En consecuencia, la selección del Ancho de Banda es muy importante.

2.22.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS.

Con esta prueba es posible detectar:
_ Deformación en los devanados.
_ Deformación en el núcleo.
_ Circuitos abiertos.
_ Enrollamientos circuitados.
_ Falla en las estructuras de sujeción.


Fallas eléctricas.
La figura 26 muestra una variación significante entre el resultado del análisis de frecuencia con y sin corto circuito alrededor de los 100 Hz y los 20 kHz. La frecuencia resonante se desplazó y se nota una gran reducción en el módulo de las impedancias.

Fig. 27. Análisis de barrido de frecuencia para un trasformador con falla eléctrica.

Fallas mecánicas.
La detección de daños mecánicos en los devanados de los transformadores es una de las bondades más representativas del SFRA. La falla debe ser grande para que exista un desplazamiento considerable en el resultado del barrido de frecuencias.

Esta prueba toma gran importancia tanto en la fase de fallos iniciales o infantiles y en la fase de desgaste. En la primera, se puede detectar movimientos del núcleo producidos por movimientos bruscos en el transporte o en el montaje del transformador. En la segunda, se prioriza la detección de fallas en los bobinados debido al esfuerzo de los mismos.

2.23 ANÁLISIS TERMOGRÁFICO.
2.23.1 FUNDAMENTO TEÓRICO.



Una de las técnicas de mantenimiento predictivo, que a lo largo de los últimos años ha pasado a ser de las más utilizadas, es la de Termografía Infrarroja.
Esta técnica permite detectar, sin contacto físico con el elemento bajo análisis, cualquier falla que se manifieste en un cambio de la temperatura sobre la base de medir los niveles de radiación dentro del espectro infrarrojo.
En general, una falla electromecánica antes de producirse se manifiesta generando e intercambiando calor. Este calor se traduce habitualmente en una elevación de temperatura que puede ser súbita, pero, por lo general y dependiendo del objeto, la temperatura comienza a manifestar pequeñas variaciones.
Si es posible detectar, comparar y determinar dicha variación, entonces se pueden detectar fallas que comienzan a gestarse y que pueden producir, en el futuro cercano o a mediano plazo, una parada de planta y un siniestro grave afectando personas e instalaciones.
La inspección termográfica en sistemas eléctricos tiene como objetivo detectar componentes defectuosos basándose en la elevación de la temperatura como consecuencia de un aumento anormal de su resistencia óhmica. Las causas que originan estos defectos, entre otras, pueden mencionarse:
_ Conexiones flojas
_ Conexiones afectadas por corrosión
_ Suciedad en conexiones y/o en contactos
_ Degradación de los materiales aislantes

Todo equipo o elemento emite energía desde su superficie. Esta energía se emite en forma de ondas electromagnéticas que viajan a la velocidad de la luz a través del aire o por cualquier otro medio de conducción.
La cantidad de energía esta en relación directa con su temperatura. Entre más caliente esta el objeto, más energía tiende a radiar.
La diferencia entre un cuerpo caliente y uno frío es el grado en el cual ambos cuerpos emiten y absorben energía. Si el objeto absorbe más energía que la que radia se le considera frío. Si el objeto emite mas energía que la que absorbe se considera que está caliente.
La temperatura de los cuerpos determina el tipo de luz que emite, entre mas frío sea el objeto mayor es la longitud de onda en la que brilla. Ésta es la energía infrarroja, la cual es invisible al ojo humano, debido a la diferencia de longitud de onda en que trabaja, pero a través de equipos apropiados, como cámaras de termografía, es fácilmente detectable.
El espectro electromagnético se divide arbitrariamente en diversas zonas con distintas longitudes de onda llamadas bandas, que se distinguen por los métodos utilizados para producir y detectar la radiación. No existen diferencias fundamentales entre la radiación de las distintas bandas del espectro electromagnético. Todas ellas están regidas por las mismas leyes y las únicas diferencias son las debidas a las diferencias en la longitud de la onda.


Figura 28. El espectro electromagnético.
1: Rayos X. 2: UV. 3: Visible. 4: IR. 5: Microondas. 6: Ondas de radio.

La termografía utiliza la banda espectral del infrarrojo. En el extremo de la longitud de onda corta, la frontera se encuentra en el límite de la percepción visual, en el rojo profundo. En el extremo de la longitud de onda larga, se funde con las longitudes de onda de radio de microondas, en el intervalo del milímetro.
Con frecuencia, la banda del infrarrojo se subdivide en cuatro bandas menores cuyos límites son igualmente arbitrarios. Se trata de: la infrarroja cercana (0,75–3 μm), la infrarroja media (3–6 μm), la infrarroja lejana (6–15 μm) y la infrarroja extrema (15–100 μm). Aunque las longitudes de onda se expresan en micrómetros (μm), a menudo se siguen utilizando otras unidades para medir la longitud de onda de esta región del espectro, como el nanómetro (nm) y el ángstrom (Å). La relación entre las diferentes medidas de la longitud de onda es:


En base a esto se puede determinar que los filtros de diferentes colores dejaban pasar diferente nivel de calor.

Llevando un control de la temperatura en los diferentes colores del espectro encontró que más allá del rojo, fuera de la radiación visible, la temperatura es más elevada y que esta radiación se comporta de la misma manera desde el punto de vista de refracción, reflexión, absorción y transmisión que la luz visible.

2.23.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS.

Generalmente esta prueba detecta:
_ Problemas de contactos.
_ Sobrecarga en el equipo.
_ Bombas de refrigeración defectuosas.
_ Sistema de refrigeración bloqueado.
Con la termografía se focalizan los problemas que deben ser corregidos bajo las técnicas convencionales y además puede encontrar otros problemas que en circunstancias normales no serian detectados. Dado que la termografía infrarroja es un medio que permite identificar, sin contacto alguno, componentes eléctricos y mecánicos más calientes de lo que deberían estar, indica la probable área de falla, e indica también pérdidas excesivas de calor, probable falla por aislamiento defectuosa.
La inspección se realiza a distancia sin contacto físico con el elemento en condiciones normales de funcionamiento. Es decir no es necesario poner fuera de servicio las instalaciones.
Como el espectro de infrarrojos está estrechamente relacionado con la temperatura del equipo, es imperante que cualquier cambio que sea detectado en la coloración infrarroja de los aparatos debe tomarse como una falla en potencia.
Debe tomarse en cuenta el rango de colores de la zona infrarroja para el análisis de puntos calientes.
Esta prueba es de vital importancia en las tres fases de la vida de un transformador. Con ella, se pueden detectar fallas inminentes debido a problemas de aislamiento, mala conexión interna o externa del equipo, deficiencia en el sistema de enfriamiento y se van complementando con los análisis de gases disueltos en el aceite y factor de carga que tiene el transformador a monitorearse.

2.24 MEDICIONES GENERALES PARA VERIFICAR UNA REALIZACIÓN SATISFACTORIA DE LAS PRUEBAS.

A continuación se presenta una serie de revisiones y mediciones terminales, que pueden ser realizadas durante el proceso de realización de las pruebas de rutina, y que no son específicamente necesarias, sino que sirven como una referencia adicional. (Norma IEEE C57.12.90-1999)
Estas mediciones sirven para verificar si el transformador ha sufrido daños o movimientos indeseados durante la ejecución de las pruebas, debiendo investigarse siempre empezando por una inspección visual y por efectos mínimos que se pueden dar a notar en los resultados de las pruebas dieléctricas.

2.24.1 INSPECCIÓN VISUAL.

Una inspección visual de los devanados y del núcleo no entrega indicaciones de que algún cambio en las condiciones mecánicas ha ocurrido que pueda perjudicar la función del transformador. Una inspección visual debe estar sujeta a una combinación de evidencias resultantes de otras mediciones. Cuando las mediciones realizadas no entregan resultados que se relaciones con cambios grandes en la condición, una revisión visual externa del núcleo y los devanados sería más que suficiente. Por el contrario, cualquier evidencia de cambio en una o más medidas, justifican el desensamblaje de los devanados para una inspección mas detallada.

2.24.2 FORMA DE ONDA DE VOLTAJE Y CORRIENTE.

No deben existir cambios abruptos en las formas de onda del voltaje terminal o de la corriente de corto circuito, durante cualquier prueba.

2.24.3 IMPEDANCIA DE FUGA.

La impedancia de fuga, medida en una base por fase y después de realizada la serie de pruebas, no debe diferirse de las mediciones anteriores, de acuerdo a los siguientes valores:

· Categoría I:
La variación permitida debe ser función de la impedancia del transformador de acuerdo a la siguiente tabla.

Tabla 18. Porcentaje de variación de impedancia del transformador.

· Categoría II y III:
7.5% es permitido para arrollamientos concéntricos no circulares, y 2% de variación es permitido para arrollamientos circulares.

· Categoría IV:
Es permitido 2% de variación de la impedancia original.
Donde:

Tabla 19. Categorías por kVA

Nota: Todos los rangos de potencia para el devanado principal.

2.24.4 CORRIENTE DE EXCITACIÓN.

La corriente de excitación medida después de una serie de pruebas, no debe incrementarse más que en un 5% sobre la medición realizada antes de las pruebas para núcleos tipo acorzado Para transformadores con núcleos laminados, el incremento no debe ser superior al 25%.

2.24.5 PRUEBA DE BAJO VOLTAJE DE IMPULSO (LVI).

Al realizar la comparación de las ondas de la corriente de LVI, tomadas antes y después de las pruebas de corto circuito, debe observarse que no exista un cambio significante en las formas de onda. A continuación se describen condiciones aceptables y condiciones que necesitarán una futura investigación.
Condiciones Aceptables.
_ No ocurren cambios en las gráficas del LVI durante una completa serie de pruebas.
_ Ocurren pequeños cambios en la amplitud o ángulo de fase después de una prueba de corto circuito, pero no ocurren cambios después de las subsiguientes pruebas.
_ Ocurren pequeños cambios en la amplitud o ángulo de fase después de una prueba de corto circuito, pero los gráficos regresan a la forma original después de las subsiguientes pruebas.
Condiciones que requieren futuras investigaciones.
_ Ocurren cambios grandes en las formas de onda del LVI durante la realización de una serie de pruebas.
_ Pequeños cambios en la amplitud y ángulo de fase de las ondas ocurren después de una primera prueba de cortocircuito y éstos siguen creciendo a medida que se sigue avanzando en la serie de pruebas.


3. ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO
3.1 DETERMINACIÓN DE COSTO DE MANTENIMIENTO.
El impacto económico, principalmente se medirá en tareas de mantenimiento que requieran salidas del equipo en cuestión, debido a lo que representa este tipo de acciones en la producción de la empresa.
Tomando en cuenta que dichas acciones, se tornan cada vez más frecuentes en la parte de la curva de vida del transformador que representa la vejez del equipo, se analizará el impacto económico al comparar la curva de vida del transformador con la curva del costo total del mismo.
Para cada uno de los resultados de las acciones de monitoreo, se tiene una acción de revisión o mantenimiento, para el caso del análisis, se tomará en cuenta las acciones que modifiquen la curva, es decir, las tareas de mantenimiento que se realizan con el fin de recuperar ciertas características perdidas, ya sea en aislamientos, junturas, etc., debido al paso del tiempo o a problemas en general.
El siguiente cuadro muestra las acciones de monitoreo y las acciones de mantenimiento para prevenir una falla mayor, que además son acciones que tienen la finalidad de extender la zona de condición normal de la curva de vida de un transformador.




Tabla 20. Acciones predictivas y acciones preventivas.


Nótese que las acciones más importantes, encierran un tratamiento del aceite aislante del transformador, ya sea el caso de reacondicionamiento, regeneración o en extremo, un cambio del aceite.
Se implantará la filosofía del mínimo costo para el caso de tareas de mantenimiento, que radica en el cálculo de la función de costo de falla y la función de costo de mantenimiento, cuya suma de funciones, representa la función de costo total.
La ecuación para el costo total, se representa:

Donde:
CT(t) = Función de Costo Total.
CF(t) = Función de Costo de Falla.
CM(t) = Función de Costo de Mantenimiento.

Mantenimiento de Bushings.

El mantenimiento de los bushings, consiste en acciones de monitoreo periódicas, como son el caso de la medición del factor de potencia del bushing, análisis físico-químico del aceite, inspección visual y acciones de limpieza continua.
En caso de ameritarlo, como en la aparición de fugas de aceite, se debe proceder a realizar una tarea de mantenimiento que involucra la salida del bushing afectado, sea para reparación o sustitución, lo que representa la indisponibilidad del transformador.
Al realizar el monitoreo del bushing, y obtener valores anormales de operación del mismo, se debe tomar la decisión de retirar el activo o seguir trabajando hasta que falle. Nótese, que la primera tarea puede ser programada, mientras que la para la segunda opción, es necesario realizar una tarea de naturaleza correctiva, es decir, se realiza solo cuando ocurre la falla del ítem.
Los costos para el mantenimiento del bushing son los que se considera a continuación:



Fig.29 Gráfica costos de mantenimiento y sustitución.

Estos valores se refieren a un margen de vida desde que se presume una alta probabilidad de ocurrencia de falla (238 meses) hasta cuando sea más conveniente el reemplazo del ítem (247 meses), es decir que es conveniente tomar acciones sobre el bushing desde los 238 hasta los 247 meses de vida del transformador, si en el monitoreo periódico que se debe realizar al equipo, éste no presenta ningún defecto grave. Antes de este tiempo, es preferible esperar o realizar mantenimientos correctivos menores, que no impliquen el desmontaje del bushing, y después de este período, es, económicamente más conveniente reemplazar el bushing a realizar un mantenimiento.



Mantenimiento de aceite aislante.

El mantenimiento a realizarse en el aceite aislante, depende del grado de corrosión o envejecimiento del mismo, así, se puede realizar un tipo de reacondicionamiento como el secado, o una regeneración completa del aceite.
Si se realiza la tarea de mantenimiento, tanto en la regeneración como en el reacondicionamiento, se logra reestablecer las bondades dieléctricas del aceite, por lo que se reduce considerablemente la probabilidad de que ocurra una falla interna en el transformador.
El efecto de una degradación completa del aceite dieléctrico, es considerado el de mayor impacto, debido a que afecta a la celulosa y en consecuencia a la vida útil del transformador.
Es irremediable realizar el tratamiento del aceite. En este caso, el análisis se basará en el estado del mismo, es decir, al encontrar problemas en el monitoreo, ya sea presencia de lodos, gases combustibles, oxidación, etc., se debe definir si se realiza una acción de mantenimiento, cuando se inicia la degradación del aislamiento, o se sigue trabajando hasta un punto que sea factible la realización del mismo tratamiento.
Para el tratamiento del aceite, se obtienen los siguientes valores:


Fig. 30 Gráfica costos de mantenimiento y sustitución.
Sumados todos los valores anteriormente referidos para cada una de las etapas descritas, es más efectivo el realizar el tratamiento del aceite tempranamente, ya que la indisponibilidad del equipo es menor, y los costos involucrados con el mantenimiento también son más bajos, relativamente.

Tratamiento del papel.

Los conductores de la bobina se encuentran aislados con capas de papel kraft especialmente delgadas, y de cartón. Este aislamiento está directamente relacionado con la vida residual del transformador.

Al deteriorarse las propiedades aislantes del aislamiento sólido, se compromete la vida del transformador y debe imperiosamente restaurarse el aislamiento, lo que involucra la salida de servicio del equipo.
Realizar un tratamiento del papel implica que el transformador se encuentra en la fase final de la vida útil, lo que representa que la mayor parte de sus elementos están deteriorados por su propio uso, y de hecho, puede ser necesario el reemplazo o mantenimiento mayor de varios de ellos.
Además, el tratamiento del papel implica una técnica complicada que requiere la salida del transformador por varios días, para ser trasladado a la fábrica.
Por las razones antes expuestas, es económicamente recomendable el reemplazo del equipo a un tratamiento tan complicado y que generalmente se presenta al final de la vida útil del transformador.

Recalibración de protecciones.

En lo que concierne al sistema de protecciones, analizaremos a su conjunto, exclusivamente desde el punto de vista de calibración, ya que el sistema de protecciones se lo debe tratar con mayor profundidad como un sistema independiente.
La acción de recalibración de las protecciones inherentes al funcionamiento del transformador, mantiene a los mismos en óptimas condiciones para la detección de las posibles fallas, y un error en éstos puede representar la salida completa del transformador, y por ende el reemplazo del mismo o un mantenimiento mayor forzado.
Económicamente, es conveniente realizar acciones de mantenimiento preventivo, cuando se requiera, ya que si falla una protección, compromete el transformador completo.
Mantenimiento del sistema de refrigeración.

El mantenimiento del sistema de refrigeración, se lo realiza tomando en cuenta sus partes independientes, es decir, sistema de ventiladores, bombas e intercambiadores de calor5.
Los ventiladores necesitan limpieza continua y un tratamiento de mantenimiento sobre los motores. En caso de requerir, pueden ser retirados individualmente sin que implique la salida del transformador.
El mantenimiento de las bombas de aceite consiste en monitorear el estado de los rodamientos mediante analizadores de vibración, a más de una inspección interna periódica. De existir una bomba de reserva instalada, el retiro de la bomba para mantenimiento es factible sin la desenergización del equipo.
Un cambio brusco de temperatura a la misma carga acompañado de un aumento de presión, puede ser un indicativo de impurezas en los capilares de los radiadores, por ejemplo, la formación de lodos debido al aceite, por lo que debe proceder a limpiarse y repararse sin necesidad de desenergización del equipo.
Cualquiera de las tres partes del sistema que falle, estando en funcionamiento, degenera en un aumento brusco de temperatura, lo cual implica bajar la carga y puede representar una falla funcional del equipo, que contempla indisponibilidad y pérdidas económicas.
Entonces es conveniente realizar monitoreos continuos, y en base a los resultados de éstos, efectuar acciones preventivas, que no implican restricción del servicio.


5 Dispositivo diseñado para transferencia eficiente de calor entre fluidos.






Mantenimiento de LTCs.

El sistema de regulación de voltaje, al igual que el sistema de protecciones, debería tratárselos como sistemas independientes, para definir acciones de mantenimiento para cada una de las partes inherentes a dicho sistema. Sin embargo, las actividades mayores, que como común denominador se contemplan son, un cambio de aceite y una inspección interna con desensamble del ruptor.
Se debe realizar inspecciones internas de acuerdo al número de operaciones que se indica, o al tiempo determinado por el fabricante. Dependiendo de dichas inspecciones, que involucran la salida programada del equipo, se deben reemplazar piezas desgastadas y accesorios en mal estado. Una falla en el sistema de regulación, puede implicar la salida del transformador y el daño completo en el mismo.
Se procederá a analizar los costos de mantenimiento del LTC, independientemente de la vida del transformador, es decir, el análisis procederá a referirse al número de operaciones del LTC o a su vez de la vida del mismo.
El costo general del mantenimiento de los LTCs, sin incluir costos de planta, pruebas, aceite y personal, se encuentra en la gráfica 31, donde se compara costos con número de operaciones y se refiere además a un estimado del tiempo de vida del LTC.

Fig. 31. Gráfica costos de mantenimiento vs tiempo de operación del LTC.

Para realizar dichas acciones, el equipo se desenergiza por un lapso de 8 horas, tiempo que puede fluctuar dependiendo del estado del activo.
En cada una de los tres períodos señalados en la gráfica, se debe realizar diferentes acciones, que involucran reemplazo de piezas desgastadas y limpieza del aceite del LTC. Generalmente a las 80000 operaciones u 8 años de vida del LTC, la opción más económica es el reemplazo del mismo, debido a que la probabilidad de que falle es demasiado alta, referida a índices de confiabilidad del sistema.



Mantenimiento de la parte activa.

Diferentes pruebas, como barrido de frecuencia, sonido o termografía, pueden presentar indicativos de problemas en el núcleo, dado el caso de movimiento o deterioro de las propiedades físicas. Pruebas como corriente de excitación, relación de transformación y resistencia de aislamiento, pueden identificar problemas en los devanados como cortocircuitos y devanados abiertos además de detectar problemas de múltiples aterrizamientos en el núcleo y corrientes extrañas en el mismo.
Una falla en la parte activa del transformador, es decir núcleo y devanados, implica la salida de servicio del mismo.
Al existir una falla en la parte activa, un mantenimiento o reparación de la misma, requiere acciones sobre el núcleo, bobinados y hasta sobre el aislamiento sólido. Dichas acciones requieren salida del transformador por grandes períodos de tiempo, y hasta un traslado del mismo hacia la fábrica.
Las acciones sobre la parte activa, son costosas y el equipo no recupera sus condiciones óptimas. Es preferible el cambio del transformador.
Ajuste general de junturas.
Periódicamente debe revisarse todas las conexiones externas del transformador para verificar sus condiciones. En caso de existir decoloración o en caso de registrarse mediante una termografía puntos calientes en las conexiones, debe proceder a limpiar y reajustar los mismos, pudiendo realizarse dichas acciones con el transformador energizado.
Esto evita posibles fallas que implique un riesgo mayor al funcionamiento del equipo.
Por ende, es, económicamente y funcionalmente, mas conveniente realizar acciones de mantenimiento preventivo ligados a los resultados de las acciones de monitoreo periódicas efectuadas.

Reajuste y limpieza de conexiones a tierra.
Periódicamente debe revisarse todas las conexiones a tierra del transformador para verificar sus condiciones. En caso de existir decoloración o en caso de registrarse mediante una termografía puntos calientes en las conexiones, o detectarse fugas, debe proceder a limpiar y reajustar los mismos, pudiendo realizarse dichas acciones con el transformador energizado.
Esto evita posibles fallas que implique un riesgo mayor al funcionamiento del equipo.
Por ende, es, económica y funcionalmente, conveniente realizar acciones de mantenimiento preventivo ligados a los resultados de las acciones de monitoreo periódicas efectuadas.

1 comentario:

  1. Muy amplios y detallados los conceptos de lo que es un mantenimiento de transformadores, necesitaba hacer un ensayo sobre este tema.

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