Mantenimiento de transformadores:mantenimiento, diagnóstico y monitoreo de transformadores de potencia

Mantenimiento del transformador de potencia:diagnóstico y monitoreo del transformador

Introducción

Siendo máquinas estáticas transformadoras sin partes móviles y giratorias, son máquinas muy confiables, y si se mantienen adecuadamente, pueden durar 40 años o más. Además, no tropiezan ni explotan cuando se someten al horno. (excepto en condiciones extremas), los transformadores con frecuencia se sobrecargan y se les permite operar mucho más allá de su capacidad .

Sin embargo, uso y envejecimiento de las instalaciones eléctricas , al igual que otras instalaciones, es origen del deterioro normal de los equipos eléctricos que se puede acelerar por factores como un entorno hostil, sobrecarga o ciclo de trabajo severo .

Otras causas de deterioro pueden ser cambios/adiciones de carga, cambios de circuito, dispositivos de protección mal configurados/seleccionados y condiciones de voltaje cambiantes .

Sin embargo, la falla del equipo no es inevitable si un programa de control y mantenimiento preventivo se establece.

Establecimiento de un programa regular de mantenimiento preventivo puede minimizar el riesgo de falla del equipo y los problemas resultantes de esa falla, la detección de fallas latentes y el primer paso para solucionar problemas .

Inspección visual del transformador de potencia

La atención más frecuente que se presta a los transformadores de potencia es la inspección visual , que consiste principalmente en comprobar el estado exterior general del transformador y el sistema de refrigeración .

Los transformadores de potencia deben inspeccionarse regularmente para que los problemas puedan detectarse a tiempo y corregirse antes de que se necesiten reparaciones importantes .

Inspecciones se realizan rutinariamente , normalmente una vez a la semana , aunque la frecuencia puede variar de empresa a empresa y entre transformadores . Por ejemplo, un transformador puede revisarse con más frecuencia si hay razones para creer que se está desarrollando un problema.

La tabla 1 muestra los tipos de inspecciones visuales necesarias para controlar el estado exterior general y el sistema de refrigeración .

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Tabla 1:inspección visual de transformadores

Diagnóstico y monitoreo de transformadores

El monitoreo de transformadores se refiere a las técnicas de medición en línea, donde el énfasis está en la recopilación de datos pertinentes sobre la integridad del transformador y no en la interpretación de los datos.

Las técnicas de monitoreo de transformadores varían con respecto al sensor utilizado, los parámetros del transformador medidos y las técnicas de medición aplicadas. Dado que el equipo de monitoreo generalmente se monta de manera permanente en un transformador, también debe ser confiable y económico.

Cambiadores de tomas de bobinado y bajo carga (OLTC ) fallas dominar; en consecuencia, el enfoque de la mayoría de las técnicas de monitoreo es recopilar datos de parámetros que se pueden usar para evaluar la condición de los devanados y los cambiadores de tomas.

Gases disueltos en petróleo y vertidos parciales (DP ) son parámetros comunes monitoreados relacionados con la condición del devanado y del aislamiento .

Temperatura y vibración el monitoreo se usa comúnmente para evaluar la condición de OLTC .

La Figura 1 muestra la distribución estadística de fallas en un transformador sumergido en aceite.

Figura 1:distribución estadística de fallas en un transformador sumergido en aceite

Parámetros comunes usados ​​para monitorear devanados y aislamiento el estado es PD y gases disueltos en el aceite; en lo que se refiere al seguimiento de OLTC temperatura y vibración se utilizan.

Principales unidades de monitoreo utilizados para el diagnóstico de transformadores son:

• Unidad de control de la temperatura del aceite.
• Sensor de control del nivel de aceite.
• Unidad de monitoreo de gas en aceite.
• Sensor de monitoreo de operación OLTC.
• Unidad de control de sobrecarga.

Datos de sensores y unidades de monitoreo se transforman en señales digitales y analógicas y establecer una comunicación en tiempo real con una interfaz hombre-máquina y registro de datos .

Análisis de gas disuelto en aceite es una herramienta de diagnóstico eficaz para determinar problemas en el funcionamiento del transformador.

Sin embargo, este análisis generalmente se realiza fuera de la publicación, donde se usa un equipo sofisticado (y generalmente costoso) para determinar el contenido de gas .

Para reducir el riesgo de pasar por alto fallas incipientes debido a largos intervalos de muestreo, se están desarrollando técnicas de monitoreo para brindar advertencias con respecto a los cambios en los tipos y concentraciones de gases observados dentro de un transformador. Análisis convencional de gas disuelto en aceite se realiza después de que se emite una advertencia. Varios transformadores gases y fuentes correspondientes se enumeran en la Tabla 2.

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Tabla 2:gases y fuentes del transformador

Extrayendo el gas disuelto en el aceite aislante del transformador principal y midiendo las cantidades de los seis componentes del gas en su bajo nivel , es posible detectar sobrecalentamiento local o descarga eléctrica parcial en la unidad dependiendo de los datos del analizador y para prevenir cualquier accidente antes de que ocurra .

Programa de Acciones de Mantenimiento Preventivo e Inspección de Transformador

La frecuencia del mantenimiento se establecerá teniendo en cuenta los requisitos de confiabilidad del equipo y los manuales y recomendaciones de los fabricantes.

Las actividades de mantenimiento pueden planificarse para cada segmento de la instalación en diferentes períodos, pero las principales industrias suelen tener una parada global una o dos veces al año por motivos de mantenimiento.

NETA ^[1] Estándar MTS-2007 Apéndice B presenta el programa de mantenimiento basado en el tiempo y matriz se muestra en la Tabla 3. La aplicación de la matriz se reconoce como solo guía .

Se debe determinar la condición específica, la criticidad y la confiabilidad para aplicar correctamente la matriz . Aplicación de la matriz , junto con la culminación de datos históricos de pruebas y tendencias , debe proporcionar un programa de mantenimiento preventivo eléctrico de calidad .

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Tabla 3:Matriz de frecuencia de mantenimiento

Para transformadores, las pruebas de mantenimiento de frecuencia mínima se definen con el mismo estándar y se muestran en la Tabla 4.

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Tabla 4:Frecuencia de las pruebas de mantenimiento de los transformadores (meses)

Actividades de mantenimiento (inspección visual y mecánica; pruebas eléctricas; valores de las pruebas ) para cada equipo se definen en NETA Standard ATS-2009 y para transformadores se pueden resumir como se muestra en la Tabla 5.

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Tabla 5 – Frecuencia de pruebas e inspecciones para acciones de mantenimiento de transformadores

Las acciones de mantenimiento preventivo de transformadores se pueden sintetizar de la siguiente manera:

• Inspecciones de rutina
• Colección de muestras
• Pruebas
• Reparar

• Reparaciones menores
• Reparaciones medianas
• Reparaciones mayores y revisiones ^[2]

• Documentación y registro de datos

La tabla 6 muestra las actividades habituales para cada tipo de acciones de mantenimiento.

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Tabla 6 – Acciones habituales de cada tipo de actividades de mantenimiento

Además de los equipos de prueba especiales, los equipos de prueba portátiles más comunes utilizados en las actividades de mantenimiento de transformadores son:

• Multímetros
• Pinzas amperimétricas
• Probadores de voltaje
• Equipo de prueba de transformadores de medida
• Equipo de prueba de relés y medidores
• Comprobadores de aislamiento (MEGGER ^[3] )
• Equipo de prueba de puesta a tierra
• Cámara infrarroja ^[4] (Ver Termografía Infrarroja)

Lea también:¿Cómo encontrar la clasificación del transformador en kVA (monofásico y trifásico)?

Análisis y muestras de aceite

Durante el período de mantenimiento o después de una operación de reparación importante , es necesario tomar una muestra del aceite para proceder a las pruebas definidas por IEC ^[5] Estándar 60296 para GRASA .

Estas pruebas son:

• Tensión interfacial (IFT )
• Acidez
• Viscosidad
• Densidad
• Punto de inflamación
• Punto de fuego
• Punto de fluidez
• Humedad
• Rigidez dieléctrica
• Factor de potencia (pérdidas dieléctricas – bronceado ∂ )
• Color

Es necesario tomar ciertas precauciones al recolectar una muestra , para evitar que la muestra se contamine .

• 1:utilice la válvula de muestreo auxiliar y no use un pequeño puerto de muestreo en el costado de la válvula de drenaje (Figura 2).

Figura 2:válvula de muestreo auxiliar

• 2 – Válvula de drenaje de descarga Figura 3:Válvula de drenaje de lavado

• 3:enjuague el tubo y la jeringa y no tire hacia atrás en el cilindro de la jeringa – aplicar una ligera resistencia y permita que la presión del fluido llene la jeringa (Figura 4).

Figura 4:tubo de lavado y jeringa

• 4:la jeringa llena no debe tener burbujas , pero algunos pueden formarse más tarde – no sueltes estos.

Lea también:Transformadores MCQ con respuestas explicativas

Análisis de gas disuelto en aceite (DGA)

DGA , una de las herramientas de diagnóstico más valiosas disponibles, es un procedimiento utilizado para evaluar el estado de un transformador lleno de aceite a partir de un análisis de los gases disueltos en el medio de refrigeración/aislamiento .

Es una técnica bien establecida que es rentable y proporciona información esencial a partir de una prueba no destructiva relativamente simple basada en muestras de aceite.

Si bien el análisis normalmente se realiza en un laboratorio, también hay dispositivos en línea disponibles.

Los resultados revelan mucho sobre la salud del aceite y de sus propiedades como medio aislante, incluido su estado actual, cualquier cambio que esté teniendo lugar, los efectos de degradación de la sobrecarga, el envejecimiento, el inicio de fallas menores y la causa más probable de fallas mayores.

Cabe señalar que una falla grave también puede producir gases libres que pueden acumularse en el relé Buchholz .

Pruebas de transformadores con fines de mantenimiento y diagnóstico

La Tabla 7 muestra la metodología general de evaluación del estado del transformador, vinculando el mantenimiento de rutina y el diagnóstico.

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Tabla 7:pruebas de transformadores que se deben realizar con fines de mantenimiento y diagnóstico

Buje Prueba

Para los aisladores que tienen una derivación potencial, tanto la capacitancia entre la parte superior del buje y el grifo inferior (normalmente llamado C1 ) y la capacitancia entre el grifo y tierra (normalmente llamado C2 ) se miden.

Para determinar las pérdidas de los bushings, también se realizan pruebas de factor de potencia. C2 capacitancia es mucho mayor que C1 capacitancia .

Las boquillas sin derivación potencial normalmente se prueban desde el conductor superior de la boquilla hasta tierra.

Los resultados de esta prueba se comparan con pruebas de fábrica y/o pruebas anteriores para determinar el deterioro.

Alrededor del 90 % de las fallas de los bujes se pueden atribuir al ingreso de humedad evidenciado por un factor de potencia creciente .

Prueba de análisis de respuesta de frecuencia de barrido

Análisis de respuesta de frecuencia (SFRA ) ^[6] consiste en medir la impedancia de los devanados del transformador en una amplia gama de frecuencias y comparar los resultados de estas mediciones con un conjunto de referencia .

Las diferencias pueden indicar daños en el transformador, que pueden investigarse más a fondo utilizando otras técnicas o mediante un examen interno. El método de frecuencia de barrido para SFRA requiere el uso de un analizador de red para generar la señal, tomar las medidas y manipular los resultados.

Detección de fallas ultrasónicas y sónicas

Esta prueba debe aplicarse cuando hidrógeno está aumentando notablemente en la DGA.

Alto hidrógeno generación indica descarga parcial ocurre dentro del transformador. Otros gases como metano, etano y etileno también puede estar aumentando . Acetileno también puede estar presente si se está produciendo un arco y también puede estar aumentando.

Análisis de vibraciones

Análisis de vibración La lisis por sí sola no puede predecir muchas fallas asociadas con los transformadores, pero es otra herramienta útil para ayudar a determinar la condición del transformador.

La vibración puede deberse a segmentos del núcleo del transformador sueltos, devanados sueltos, problemas de blindaje, piezas sueltas o cojinetes defectuosos en las bombas o ventiladores de enfriamiento de aceite . Se debe tener extremo cuidado al evaluar la fuente de vibración. Muchas veces, una cubierta de panel suelta, una puerta o pernos/tornillos que se encuentran en los paneles de control, o sueltos en el exterior, se han diagnosticado erróneamente como problemas dentro del tanque.

Resistencia de aislamiento del núcleo

Para hacer esta prueba, la tierra principal intencional debe estar desconectada .

Esto puede ser difícil y es posible que se deba drenar un poco de aceite para lograrlo.

En algunos transformadores, las conexiones a tierra del núcleo se llevan al exterior a través de casquillos aislados y son de fácil acceso .

Valores esperados de resistencia de aislamiento son:

• Nuevos transformadores:> 1000 MΩ
• Transformador en servicio:> 100 MΩ

Valores entre 10 y 100 MΩ revelar posibles daños en el aislamiento entre el núcleo y el suelo y valores inferiores a 10 MW pueden originar corrientes circulantes destructivas y debe investigarse más a fondo.

Termografia infrarroja

Termografía infrarroja (RI ) es un sin contacto y no destructivo manera de detectar problemas en los sistemas eléctricos.

Todos los equipos eléctricos y mecánicos emiten calor en forma de radiación electromagnética. Las cámaras infrarrojas, que son sensibles a la radiación térmica, pueden detectar y medir las diferencias de temperatura entre superficies.

Los patrones térmicos anormales o inesperados pueden ser indicativos de un problema con los problemas del equipo que podrían provocar una avería o falla, o provocar un incendio.

Comúnmente, el análisis infrarrojo se realiza cada 2 o 3 años , mientras el equipo está energizado y bajo carga completa, si es posible, pero las condiciones ambientales y de funcionamiento especiales pueden requerir conducir IR anualmente.

Análisis de IR también debe realizarse después de cualquier mantenimiento o prueba para ver si las conexiones que se rompieron se rehicieron correctamente. Además, si IR se realiza durante el calentamiento de la fábrica, los resultados se pueden usar como referencia para una comparación posterior.

Los siguientes componentes de los transformadores suelen estar sujetos a IR análisis:

• Tanque
• Radiadores y sistema de refrigeración
• Bujes
• OLTC

Lea también:PLACA DE CARACTERÍSTICAS DEL TRANSFORMADOR (REQUISITOS GENERALES).

Tanque

Las temperaturas externas inusualmente altas o los patrones térmicos inusuales de los tanques del transformador indican problemas dentro del transformador, como bajo nivel de aceite, corrientes parásitas circulantes, enfriamiento bloqueado, protectores sueltos, problemas con el cambiador de tomas, etc. .

Las temperaturas anormalmente altas pueden dañar o destruir el aislamiento del transformador y, por lo tanto, reducir la esperanza de vida.

Un IR la inspección puede encontrar condiciones de sobrecalentamiento o patrones térmicos incorrectos. IR el escaneo y el análisis requieren personal capacitado con experiencia en estas técnicas.

Radiadores y Sistema de Enfriamiento

Radiadores debe examinarse con una cámara IR y compararlos entre sí.

Un radiador o segmento genial indica que una válvula está cerrada o el radiador o segmento está enchufado .

Si inspección visual muestra que las válvulas están abiertas , el radiador o segmento debe ser aislado, drenado y eliminado y el bloqueo eliminado .

Un transformador que opera con enfriamiento reducido tendrá su vida útil se reduce drásticamente (un aumento de la temperatura de funcionamiento de solo 8 a 10 ^o C reducirá vida transformadora por la mitad ).

Bujes y aisladores

a) Nivel de aceite

IR los escaneos de los bujes pueden mostrar niveles bajos de aceite , lo que requeriría desenergización y reemplazo inmediatos .

En general, la razón de esto es que el sello en la parte inferior del buje ha fallado, fuga de aceite en el transformador . El sello superior ha probablemente fallado , también permitiendo aire y humedad para ingresar arriba .

Nivel de aceite demasiado alto en casquillos generalmente significa el sello en la parte inferior del buje ha fallado y cabeza de aceite del conservador, o presión de nitrógeno , ha empujado el aceite del transformador por el buje .

Otra razón por la que un buje puede exhibir un alto nivel de aceite el sello superior tiene fugas , permitiendo la entrada de agua . El agua migra al fondo del buje desplazando el aceite hacia arriba .

Más del 90 % de fallas de bujes se atribuyen a la entrada de agua a través del sello superior .

Bujes comúnmente fallan catastróficamente , muchas veces destruyendo el transformador anfitrión y el equipo cercano y causando peligros para los trabajadores . IR anterior los escaneos del mismo buje deben compararse con el escaneo actual.

b) Conexiones de casquillos

Bujes tener dos conexiones internas , uno en la cabeza y otro mucho más profundo en el interior conectado al transformador co ils.

Ambos aparecerán externamente, pero la conexión de la cabeza estará en la parte superior del buje mientras que la conexión de la bobina estará en la base del buje.

Problemas con fisuras se han encontrado en ciertos aisladores que afectan a la resistencia eléctrica y mecánica del aislador .

Cuando hay humedad en la superficie, una corriente de descarga muy pequeña fluye sobre la superficie del aislador elevando la temperatura uno o dos grados. Cuando un aislante está agrietado la corriente de descarga fluye por la grieta y no sobre la superficie y el aislante aparece un poco más frío .

Cuando el grieta se vuelve lo suficientemente grave un aumento de temperatura puede hacerse evidente .

OLTC (cambiadores de tomas bajo carga )

La temperatura del OLTC la cubierta debe tener la misma temperatura como el transformador mismo .

La fuente de calor está dentro de la carcasa del OLTC y es considerablemente más caliente que la temperatura indicada .

Un OLTC externo el compartimiento no debe estar más caliente que el cuerpo del transformador . Si hace más calor , indica probable calentamiento de las conexiones internas del grifo .

Una dificultad con las inspecciones de grifos es que no todos los grifos están conectados en el momento de la inspección, por lo que los resultados pueden no ser concluyentes .

^[1] NETA :Asociación Internacional de Pruebas Eléctricas (EE. UU.).

^[2] A realizar tras una falla interna grave o cada 8-10 años s de funcionamiento continuo , es decir, cuando el transformador está sujeto a ciclos de sobrecarga severa o cortocircuito externo . Estas actividades deben ser realizadas por personal especializado .

^[3] MEGGER es una marca registrada , pero este equipo es conocido bajo este nombre.

^[4]  Consulte el Capítulo 7, es decir, termografía infrarroja.

^[5] IEC:Comisión Electrotécnica Internacional.

^[6] Solo si esta prueba se realizó durante FAT – Pruebas de Aceptación en Fábrica.

Sobre el autor:Manuel Bolotinha

-Licenciatura en Ingeniería Eléctrica – Energía y Sistemas de Potencia (1974 – Instituto Superior Técnico/Universidad de Lisboa)
– Maestría en Ingeniería Eléctrica e Informática (2017 – Faculdade de Ciências e Tecnologia/Nova Universidad de Lisboa)
– Consultor Senior en Subestaciones y Sistemas de Potencia; Instructor profesional

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