para optimizar los transformadores

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Jesús Terradillos y José Ignacio Ciria
TEKNIKER
Un mantenimiento de vanguardia
para optimizar los transformadores
El mejor método de mantenimiento de transformadores, utilizado todavía por pocas empresas,
es el Mantenimiento Basado en la Función (Functional-based Maintenance). Esta metodología
disecciona el transformador en sus diferentes componentes, principales y auxiliares, de modo
que facilita la interpretación de los resultados de los análisis del aceite en términos de los fallos
característicos de cada componente o accesorio.
E
l buen mantenimiento de los transformadores está basado inevitablemente en un perfecto conocimiento
del estado de los equipos. Es sobradamente
conocido que el análisis del aceite aislante
es un método muy eficaz para realizar un
adecuado mantenimiento predictivo. Históricamente, no obstante, se han utilizado
diferentes estrategias para diagnosticar su
estado. Inicialmente se utilizó el concepto
de Mantenimiento basado en el Tiempo
(Time-based maintenance).
Posteriormente, el método utilizado fue el
Mantenimiento basado en el Estado (Condition-based maintenance). Desde 2003, el
mejor método, aunque la mayoría de em-
TABLA 1
Sistemas
Propiedades
Componentes
Proporciona aislamiento eléctrico
entre devanados, fases y tierras.
Incluye todos los elementos
de los aislamientos principal y
secundario del transformador.
Debe ser capaz de soportar las
solicitaciones eléctricas en servicio
especificadas, considerando un
nivel de sobrecargas permisibles.
Aceite aislante
Papel aislante de los devanados
Cartón aislante
Aislamiento de cables
Pantallas electrostáticas
Circuito Electromagnético
Elementos magnéticos que
crean, confinan y acoplan el flujo
magnético
Núcleo
Pantallas magnéticas
Circuito puesta a tierra
Circuito Portador de Corriente
Elementos conductores que
transportan la corriente de carga
Conductores de devanados
Cables de devanados
Proporciona apoyo estructural a
circuito electromagnético y circuito
portador de corriente
Sujeciones
Soporte de cables
Sistema de regulación de Tensión
Controles y cambiadores de
tomas utilizados para cambiar la
relación efectiva de espiras del
transformador
Cambiador de tomas en carga
Conmutador
Selector
Contactos
Mecanismo de transmisión
Cambiador de tomas sin carga
Sistema de Protección del Aceite
Proporciona una barrera física
entre transformador y el exterior.
Asegura que el aceite no se
contamina con aire o humedad y
que no se vierte en el ambiente
Cuba principal
Conservador
Sistema de gas inerte
Dispositivo de alivio de presión
Sistema de Conexión con el Exterior
El transformador se conecta con
el otros equipos mediante las
bornas (pasatapas)
Sistema dieléctrico de las bornas
Aceite
Papel aislante
Conductor
Porcelana (silicona)
Cable de tierra
Sistema de Refrigeración
Periféricos y equipos auxiliares
necesarios para asegurar que el
transformador puede portar la
carga nominal a una temperatura
que no conduzca a una pérdida
de vida prematura
Bombas
Ventiladores
Radiadores
Medidores de temperatura
Controles de refrigeración
Sistema Dieléctrico
Sistema mecánico
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presas de mantenimiento aún no lo utiliza,
es el Mantenimiento Basado en la Función
(Functional-based Maintenance). Esta metodología disecciona el transformador en
sus diferentes componentes, principales y
auxiliares, de modo que facilita la interpretación de los resultados de los análisis del
aceite en términos de los fallos característicos de cada componente o accesorio.
En este artículo se describen y discuten los
fundamentos teóricos del Mantenimiento
Basado en la Función. Además, dado que
de la calidad de los resultados de los análisis depende en gran medida la calidad del
diagnóstico, se discuten las fuentes de errores más comunes de los análisis de aceites
de transformador.
Mantenimiento basado en la
función: Fundamentos
Este método considera que el transformador no es un montaje de componentes
eléctricos y mecánicos, sino la integración
de varios sistemas funcionales especializados. Cada uno de estos sistemas desarrolla una función específica con sus propios
modos de fallos únicos y característicos, por
lo que es necesario preservarlos para evitar
fallos mayores o menores [1].
Un transformador debe cumplir las siguientes propiedades básicas:
• Aptitud e integridad electromagnética,
es decir, capacidad para transferir energía electromagnética en las condiciones
especificadas incluyendo sobreexcitaciones y sobrecargas permisibles, sin
excesivo calentamiento general o excesivas pérdidas, sin aparición de puntos
calientes localizados, generación de gaenergética
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· Nº 137 · NOV13
OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
TABLA 2
Aspecto visual y color
IEC 60296
ASTM D 1500
Tensión de ruptura dieléctrica
IEC 60156
Contenido en agua
IEC 60814
Índice de neutralización
IEC 62021
Factor de disipación dieléctrica
IEC 60247
Viscosidad a 40ºC
ISO 3104
UNE-EN 21970
Tensión Interfacial
UNE-EN 14210
IEC 60567
Compuestos furánicos disueltos
IEC 61198
Recuento de partículas y distribución por
tamaños
Análisis de gases disueltos
ses, vibraciones o ruidos;
• Integridad del circuito portador de corriente;
• Capacidad para soportar el campo eléctrico bajo la influencia de solicitaciones
operacionales, considerando un nivel
permisible de deterioro.
Los sistemas en que se divide un transformador y sus funciones asociadas se resumen en la Tabla 1.
Mantenimiento basado en
la función: Análisis mínimos
necesarios
Los aceites minerales que se utilizan en
transformadores pueden contener varios
miles de moléculas orgánicas diferentes,
por tanto se podría realizar un número casi
ilimitado de análisis. Dado que esto no es
práctico desde los puntos de vista práctico
y económico, la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) ha establecido los análisis
mínimos que se deberían realizar [2 – 4]. Los
análisis figuran en la Tabla 2.
Calidad del laboratorio de aceites
dieléctricos
Para poder realizar un diagnóstico correcto
del estado de un transformador, no es suficiente con disponer de los resultados de
los análisis indicados en el apartado anterior; es también absolutamente necesario
disponer de unos resultados de la máxima
calidad posible.
Así por ejemplo, IEC describe dos métodos para la medida del factor de disipación
dieléctrica, las normas 60247 y 61620. Sin
embargo, el método descrito en la norma
61620 no es una medida exacta del factor
de disipación, sino un cálculo a partir de las
medidas de conductancia y capacidad, por
lo que los resultados obtenidos con este método no tienen la calidad mínima exigible.
La norma IEC 61198 describe dos métodos para el análisis de derivador furánicos
disueltos en aceite de transformador. Sin
embargo, el método A extrae los furanos
disueltos en el aceite con ayuda de un disolvente, metanol. El problema es que el meenergética
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TABLA 3
Desviación del valor real (%)
Muestra A
Muestra B
Desgasificación parcial
Toepler
Stripping
13
23
22
40
35
27
Mejor laboratorio
Peor laboratorio
7
39
14
70
150
400
Peor desviación en un gas
Muestra A: hidrocarburos 6 – 60 ppm;
Muestra B: hidrocarburos 1 – 10 ppm;
CO, CO2: 100 – 500 ppm
CO, CO2: 30 – 100 ppm
tanol no es capaz de extraer completamente el furfuraldehído, por lo que es necesario
realizar un cálculo en función del coeficiente de reparto de furfural entre aceite y metanol. El método B, por el contrario, permite extraer el furfural cuantitativamente, por
lo que es más exacto.
Una vez extraídos los derivados furánicos
del aceite, se analizan por cromatografía de
líquidos de alta eficacia (HPLC) con detector de ultravioleta. Estos detectores pueden
ser de longitud de onda fija, muy baratos
pero poco prácticos porque no permiten seleccionar la longitud de onda óptima para
cada furano a analizar, de longitud de onda
variable, que permiten seleccionar la longitud de onda óptima para cada derivado
furánico, pero habría que realizar diferentes
análisis con diferentes longitudes de onda,
y detectores de haces de diodos. Estos últimos permiten realizar el análisis de todos
los derivados furánicos con un solo barrido
y, además, registrar el espectro ultravioleta del derivado furánico para confirmar su
presencia.
Sin lugar a dudas, el análisis de los gases
disueltos en el aceite del transformador es
el método más eficaz para conocer el estado del transformador. Sin embargo, como
dice la norma IEEE C57.104: “Debe reconocerse que el análisis de estos gases y la interpretación de su significado no es actualmente una ciencia, sino un arte sometido a
variabilidad” [5]. Esta “variabilidad” es, sin
duda, responsable de muchos de los errores
que puede presentar este análisis.
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OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
TABLA 4
Desviación del valor real (%)
Media conc.
Baja conc.
Espacio en cabeza 70ºC
18
Espacio en cabeza temperatura ambiente
12
37
44
Toepler sin mercurio
15
14
Desgasificación parcial sin mercurio
11
Bomba Toepler
8
28
Desgasificación Parcial
7
30
Aunque la norma IEC 60567 recomienda
vivamente tomar las muestras de aceite con
jeringas estancas a los gases, todavía hoy
muchos laboratorios siguen utilizando la
toma de muestras en botellas de vidrio con
tapón de plástico. Cuando se utilizan estas
botellas, es necesario dejar una pequeña
cámara de aire para evitar que se rompan
con las variaciones de volumen de aceite
debidas a cambios en la temperatura. Estudios realizados por CIGRE han mostrado
que la presencia de burbujas en el aceite
puede representar la pérdida de entre el
3% y el 15% de hidrógeno, entre el 1% y
el 6% de monóxido de carbono y entre el
0,1% y el 1% de acetileno, dependiendo
del tamaño de la burbuja [6]. La pequeña cámara de aire que hay que dejar cuando se
toman muestras con botella equivale a una
burbuja “grande”.
El análisis de los gases disueltos se realiza mediante cromatografía de gases.
Dado que los detectores que se utilizan
para este análisis, ionización de llama y
conductividad térmica, no son extremadamente estables, es necesario calibrar el
cromatógrafo periódicamente (al menos
una vez a día).
En los años ochenta del siglo pasado, IEC
organizó un ensayo interlaboratorios. En
aquella época no existían patrones comerciales de gases disueltos en aceite, por lo
que los equipos de todos los participantes
fueron calibrados con patrones de gases
disueltos en gas. Los resultados obtenidos
aparcen en la Tabla 3 [7]
Posteriormente, CIGRE repitió un ejercicio
similar. Este análisis interlaboratorios tuvo
lugar en la década del 2000 y ya se calibraron los cromatógrafos con patrones de
gases disueltos en aceite. Los resultados se
resumen en la Tabla 4 [8]
Como puede observarse, el empleo de patrones de gases en aceite permitió mejorar
significativamente la precisión de la medida con todas las técnicas de extracción. A
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pesar de ello, todavía hoy muchos laboratorios siguen calibrando sus cromatógrafos
con patrones de gases en gas.
Mantenimiento basado en la
función: Diagnóstico
El método de diagnóstico que utiliza TEKNIKER precisa que el cliente proporcione los
datos básicos del transformador:
Con el primer análisis
Esta información se incorporará al fichero
de TEKNIKER, por lo que solo es necesaria
la primera vez
• Ubicación del transformador
• Número de serie
• Año de fabricación (o instalación)
• Fabricante (opcional)
• Potencia MVA o kVA
• Tensiones
• Fluido (aceite mineral, silicona, éster)
• Cantidad de fluido
• Cambiador de tomas (sí o no)
• Sistema conservación fluido (respiración
abierta, colchón de nitrógeno)
Con cada análisis. Condiciones de toma
de muestra (esta información varía con
cada toma de muestras, por lo que se debe
proporcionar con cada análisis)
• Transformador en servicio / fuera de
servicio
• Funcionamiento bombas refrigeración
de aceite (sí o no)
• Posición del conmutador (si existe)
• Temperatura ambiente
• Condiciones meteorológicas (buenas,
lluvia, viento, niebla)
• Carga (% nominal) promedio
• Carga (% nominal) máxima
• Estado desecante
• Nivel fluido
• Pérdidas fluido (visual)
• Estado aisladores (visual)
• Vibraciones/ruido
• Actuación relé Buchholz (sí o no)
• Actuación relé alta temperatura (sí o no)
Con cada análisis. Información de la
muestra
• Fecha toma de muestras
• Operario
• Posición toma de muestras
• Motivo del análisis
• Temperatura del aceite
• Nº maniobras CTC
• Tratamientos aceite desde la toma de
muestras anterior (ninguna, filtración,
regeneración)
• Fecha del tratamiento
• Identificación de la muestra (opcional)
El Mantenimiento Basado en la Función
que realiza TEKNIKER pretende, mediante
la utilización de los modelos más modernos, diagnosticar de manera precisa el estado de transformadores en servicio.
Los resultados de los análisis fisicoquímicos se interpretan según los criterios descritos en la norma IEC 60422:2013.
Los resultados de los análisis de gases disueltos, si el transformador está generando
gases, se interpretan mediante el método
de las relaciones de gases y el triángulo
de Duval, descritos en la norma UNE-EN
60599, y el método de las concentraciones
de gases descrito en la norma IEEE. En caso
de que quede alguna duda, se confirma el
diagnóstico según el método ETRA (Electric
Technology Research Association, Japón).
La estimación de la temperatura del posible defecto se estima según el modelo de
Tsukioka.
La interpretación de los análisis de derivados furánicos es mucho más difícil de
hacer porque nunca es posible conocer la
cantidad de papel celulósico que se está
degradando en un momento dado. En TEKNIKER la interpretación de los resultados de
estos análisis, con esta salvedad, se realiza
siguiendo el modelo de De Pablo 7
Referencias
[1] C
IGRE Technical Brochure 227. Life Management Techniques for Power Transformers. Paris 2003.
[2] IEC 60422. Mineral insulating oils in electrical equipment
- Supervision and maintenance guidance.
[3] IEC 60567. Oil-filled electrical equipment - Sampling
of gases and analysis of free and dissolved gases –
Guidance.
[4] IEC 61198. Mineral insulating oils - Methods for the
determination of 2-furfural and related compounds.
[5] IEEE C57.104. Guide for the Interpretation of Gases
Generated in Oil-Immersed Transformers.
[6] C
IGRE Technical Brochure 443. DGA in non-mineral oils
and load tap changers and improved DGA diagnosis
criteria. Paris 2010.
[7] M
. Duval, Dissolved Gas Analysis: It Can Safe Your
Transformer; IEEE Electr. Insul. Magazine, 5(6), 22-26
(1989).
[8] M
. Duval, New techniques for dissolved gas-in-oil analysis. IEEE Electr. Insul. Magazine, 19(2), 5-15 (2003).
energética
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