Mantenimiento Experto de Transformadores de Potencia: Diagnóstico y Monitorización para Extender Vida Útil

Mantenimiento de Transformador de Potencia – Diagnóstico y Monitorización

Introducción

Al ser máquinas estáticas sin partes móviles ni giratorias, los transformadores son muy fiables y, si se mantienen adecuadamente, pueden durar 40 años o más. Tampoco disparan o funden cuando se sobrecargan (excepto condiciones extremas), por lo que frecuentemente se sobrecargan y operan mucho más allá de su capacidad.

Sin embargo, el uso y envejecimiento de instalaciones eléctricas, como otras instalaciones, causa deterioro normal en equipos eléctricos que puede acelerarse por factores como 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 ajustados/seleccionados y cambios en condiciones de voltaje.

Sin embargo, el fallo del equipo no es inevitable si se establece un programa de verificación y mantenimiento preventivo.

El establecimiento de un programa regular de mantenimiento preventivo puede minimizar riesgo de fallo del equipo y problemas resultantes, detección de fallos latentes y es el primer paso para solución de problemas.

Inspección Visual de Transformador de Potencia

La atención más frecuente a transformadores de potencia es la inspección visual, que implica principalmente verificar condición general exterior y sistema de refrigeración.

Los transformadores deben inspeccionarse regularmente para detectar problemas temprano y corregirlos antes de reparaciones mayores.

Inspecciones se hacen rutinariamente, usualmente una vez por semana, aunque frecuencia varía entre empresas y transformadores. Por ejemplo, uno puede revisarse más a menudo si hay indicios de problema.

La Tabla 1 muestra tipos de inspecciones visuales para controlar condición general exterior y refrigeración.

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Tabla 1 – Inspección visual de transformadores

Diagnóstico y Monitorización de Transformador

La monitorización de transformador se refiere a técnicas de medición en línea, donde el énfasis está en recopilar datos pertinentes sobre integridad del transformador, no en interpretación de datos.

Las técnicas varían según sensor usado, parámetros medidos y técnicas de medición. Como el equipo de monitorización suele montarse permanentemente, debe ser fiable e económico.

Fallos en devanados y Cambiadores de Tomas en Carga (CTC) dominan; por tanto, el foco de la mayoría de técnicas es recopilar datos de parámetros que evalúen condición de devanados y cambiadores.

Gases disueltos en aceite y descargas parciales (DP) son parámetros comunes monitorizados relacionados con condición de devanados y aislamiento.

Temperatura y vibración se usan comúnmente para evaluar condición de CTC.

La Figura 1 muestra distribución estadística de fallos en transformador inmerso en aceite.

Figura 1 – Distribución estadística de fallos en transformador inmerso en aceite

Parámetros comunes para monitorizar devanados y aislamiento son DP y gases disueltos en aceite; para CTC se usan temperatura y vibración.

Principales unidades de monitorización para diagnóstico:

• Unidad de monitorización de temperatura de aceite.
• Sensor de monitorización de nivel de aceite.
• Unidad de monitorización de gas en aceite.
• Sensor de monitorización de operación CTC.
• Unidad de monitorización de sobrecarga.

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

Análisis de gases disueltos en aceite (DGA) es herramienta diagnóstica efectiva para determinar problemas en operación de transformador.

Sin embargo, este análisis se realiza típicamente fuera de planta, donde equipos sofisticados (y usualmente costosos) determinan contenido de gas.

Para reducir riesgo de perder fallos incipientes por largos intervalos de muestreo, se desarrollan técnicas de monitorización para alertar sobre cambios en tipos y concentraciones de gases observados. El análisis convencional DGA se realiza tras emitirse alerta. En Tabla 2 se listan gases del transformador y fuentes correspondientes.

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Tabla 2 – Gases del transformador y fuentes

Extrayendo gas disuelto en aceite aislante del transformador principal y midiendo cantidades de seis componentes de gas a bajo nivel, es posible detectar sobrecalentamiento localizado o descarga eléctrica parcial en la unidad según datos del analizador y prevenir accidentes antes de que ocurran.

Programa de Acciones de Mantenimiento Preventivo e Inspección de Transformador

Frecuencia de mantenimiento debe establecerse considerando requisitos de fiabilidad del equipo y manuales/recomendaciones del fabricante.

Actividades pueden planificarse para cada segmento en diferentes periodos, pero industrias mayores usualmente tienen paro global una o dos veces al año para mantenimiento.

NETA^[1] Norma MTS-2007 Apéndice B presenta programa de mantenimiento basado en tiempo y matriz en Tabla 3. La aplicación de la matriz es solo guía.

Condición específica, criticidad y fiabilidad deben determinarse para aplicar correctamente la matriz. Su aplicación, junto con culminación de datos históricos de pruebas y tendencias, debe proporcionar programa de mantenimiento preventivo eléctrico de calidad.

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Tabla 3 – Matriz de Frecuencia de Mantenimiento

Para transformadores, pruebas de mantenimiento de frecuencia mínima definidas en misma norma se muestran en Tabla 4.

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Tabla 4 – Frecuencia de Pruebas de Mantenimiento de Transformadores (meses)

Actividades de mantenimiento (inspección visual y mecánica; pruebas eléctricas; valores de prueba) para cada equipo definidas bajo Norma NETA ATS-2009 y para transformadores resumidas en 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 sintetizan así:

• Inspecciones rutinarias
• Recolección de muestras
• Pruebas
• Reparación

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

• Documentación y registro de datos

Tabla 6 muestra actividades usuales para cada tipo de acción de mantenimiento.

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Tabla 6 – Acciones usuales de cada tipo de mantenimiento

Aparte de equipos de prueba especiales, los equipos portátiles más comunes en mantenimiento de transformadores:

• Multímetros
• Pinzas amperimétricas
• Probadores de voltaje
• Equipos de prueba de transformadores de instrumento
• Equipos de prueba de relés y medidores
• Probadores de aislamiento (MEGGER^[3])
• Equipos de prueba de aterramiento
• Cámara infrarroja^[4] (Ver Termografía Infrarroja)

También leer: Cómo Encontrar la Calificación de Transformador en kVA (Monofásico y Trifásico)

Análisis de Aceite y Muestras

Durante periodo de mantenimiento o tras reparación mayor, es necesario recoger muestra de aceite para pruebas definidas por IEC^[5] Norma 60296 para FAT.

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 – tan ∂)
• Color

Es necesario tomar precauciones al recoger muestra para evitar contaminación.

• 1 – Usar válvula de muestreo auxiliar y no usar pequeño puerto de muestreo lateral de válvula de drenaje (Figura 2).

Figura 2 – Válvula de muestreo auxiliar

• 2 – Purga válvula de drenaje

Figura 3 – Purga de válvula de drenaje

• 3 – Purga tubería y jeringa y no tirar hacia atrás del émbolo – aplicar ligera resistencia y permitir presión del fluido llene jeringa (Figura 4).

Figura 4 – Purga de tubería y jeringa

• 4 – Jeringa llena debe tener sin burbujas, pero algunas pueden formarse luego – no liberar estas.

También leer: MCQs de Transformadores con Respuestas Explicativas

Análisis de Gases Disueltos en Aceite (DGA)

DGA, una de las herramientas diagnósticas más valiosas, es un procedimiento para evaluar condición de transformador inmerso en aceite mediante análisis de gases disueltos en medio refrigerante/aislante.

Técnica bien establecida, rentable, proporciona información esencial de prueba simple no destructiva basada en muestreo de aceite.

Aunque el análisis se hace normalmente en laboratorio, también hay dispositivos en línea.

Resultados revelan mucho sobre la salud del aceite y sus propiedades como medio aislante: condición presente, cambios en curso, efectos de degradación por sobrecarga, envejecimiento, inicio de fallos menores y causa más probable de fallos mayores.

Cabe notar que un fallo grave también puede producir gases libres que se recogen en el relé Buchholz.

Pruebas de Transformador para Mantenimiento y Diagnóstico

Tabla 7 muestra metodología global de evaluación de condición, vinculando mantenimiento rutinario y diagnóstico.

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Tabla 7 – Pruebas de transformador para mantenimiento y diagnóstico

Prueba de Aisladores (Bushings)

Para aisladores con toma de potencial, se miden tanto la capacitancia entre tope y toma inferior (normalmente C1) como entre toma y tierra (normalmente C2).

Para determinar pérdidas en aisladores, también se realizan pruebas de factor de potencia. C2 capacitancia es mucho mayor que C1 capacitancia.

Aisladores sin toma de potencial se prueban normalmente desde conductor superior a tierra.

Resultados se comparan con pruebas de fábrica y/o previas para determinar deterioro.

Aprox. 90% de fallos en aisladores se atribuyen a ingreso de humedad evidenciado por aumento del factor de potencia.

Prueba de Análisis de Respuesta en Frecuencia Barrida (SFRA)

Análisis de Respuesta en Frecuencia (SFRA)^[6] consiste en medir impedancia de devanados sobre amplio rango de frecuencias y comparar resultados con conjunto de referencia.

Diferencias pueden indicar daño en transformador, investigable con otras técnicas o examen interno. El método de frecuencia barrida para SFRA requiere analizador de redes para generar señal, medir y manipular resultados.

Detección de Fallos Ultrasónica y Sónica

Esta prueba debe aplicarse cuando hidrógeno aumenta marcadamente en DGA.

Alta generación de hidrógeno indica descarga parcial dentro del transformador. Otros gases como metano, etano, etileno también pueden aumentar. Acetileno también puede estar presente si hay arco y también aumentar.

Análisis de Vibración

Análisis de vibración por sí solo no predice muchos fallos de transformadores, pero es otra herramienta útil para determinar condición.

La vibración puede resultar de segmentos de núcleo sueltos, devanados sueltos, problemas de blindaje, piezas sueltas, o cojinetes malos en bombas/ventiladores de refrigeración. Extremo cuidado al evaluar fuente. Muchas veces, tapa suelta, puerta, tornillos en paneles de control o sueltos en exterior han sido mal diagnosticados como problemas internos.

Resistencia de Aislamiento del Núcleo

Para esta prueba, la puesta a tierra intencional del núcleo debe desconectarse.

Puede ser difícil, y puede requerir drenar algo de aceite.

En algunos transformadores, puestas a tierra del núcleo salen al exterior por aisladores y son fácilmente accesibles.

Valores esperados de resistencia de aislamiento:

• Transformadores nuevos: > 1000 MΩ
• Transformadores en servicio: > 100 MΩ

Valores entre 10 y 100 MΩ revelan posible daño de aislamiento entre núcleo y tierra y valores menores a 10 MΩ pueden originar corrientes circulantes destructivas y deben investigarse.

Termografía Infrarroja

Termografía infrarroja (IR) es forma sin contacto y no destructiva de detectar problemas en sistemas eléctricos.

Todos los equipos eléctricos y mecánicos emiten calor como radiación electromagnética. Cámaras infrarrojas, sensibles a radiación térmica, detectan y miden diferencias de temperatura entre superficies.

Patrones térmicos anormales o inesperados pueden indicar problemas que podrían llevar a avería, fallo o incendio.

Comúnmente el análisis IR se hace cada 2 o 3 años, con equipo energizado y bajo carga completa si posible, pero condiciones especiales pueden requerir IR anualmente.

Análisis IR también debe hacerse tras mantenimiento o pruebas para ver si conexiones rotas se rehicieron bien. Si IR se hace durante prueba de calor en fábrica, resultados sirven como base para comparaciones posteriores.

Componentes de transformadores usualmente sometidos a IR:

• Tanque
• Radiadores y sistema de refrigeración
• Aisladores
• CTC

También leer: PLACA DE CARACTERÍSTICAS DE TRANSFORMADOR (REQUISITOS GENERALES)

Tanque

Temperaturas externas inusualmente altas o patrones térmicos inusuales en tanques indican problemas internos: bajo nivel de aceite, corrientes parásitas circulantes, refrigeración bloqueada, blindajes sueltos, problemas en cambiador de tomas, etc.

Temperaturas anormalmente altas pueden dañar o destruir aislamiento, reduciendo vida útil.

Inspección IR encuentra sobrecalentamiento o patrones térmicos incorrectos. Escaneo y análisis IR requieren personal entrenado y experimentado.

Radiadores y Sistema de Refrigeración

Radiadores deben examinarse con cámara IR y compararse entre sí.

Un radiador o segmento frío indica válvula cerrada o radiador/segmento obstruido.

Si inspección visual muestra válvulas abiertas, el radiador/segmento debe aislarse, drenarse, retirarse y limpiarse la obstrucción.

Un transformador operando con refrigeración reducida tendrá su vida útil drásticamente acortada (aumento de temperatura de solo 8-10°C reduce vida del transformador a la mitad).

Aisladores

a) Nivel de aceite

Escaneos IR de aisladores muestran bajos niveles de aceite, requiriendo desenergización inmediata y reemplazo.

Generalmente, la razón es que el sello en base del aislador ha fallado, filtrando aceite al transformador. El sello superior probablemente también falló, permitiendo entrada de aire y humedad.

Nivel de aceite demasiado alto en aisladores significa que sello en base ha fallado y cabeza de aceite del conservador o presión de nitrógeno ha empujado aceite hacia arriba.

Otra razón de nivel alto es fuga en sello superior, permitiendo entrada de agua. El agua migra a base desplazando aceite hacia arriba.

Más del 90% de fallos en aisladores se atribuyen a entrada de agua por sello superior.

Aisladores comúnmente fallan catastróficamente, destruyendo a veces el transformador anfitrión y equipos cercanos y causando riesgos a trabajadores. Escaneos IR previos del mismo aislador deben compararse con el actual.

b) Conexiones de aisladores

Aisladores tienen dos conexiones internas, una en cabeza y otra más profunda conectada a bobinas.

Ambas se ven externamente, pero la de cabeza está en parte superior y la de bobina en base.

Problemas con grietas encontrados en ciertos aisladores afectan resistencia eléctrica y mecánica.

Con humedad superficial, pequeña corriente de descarga fluye sobre superficie elevando temperatura 1-2 grados. Si aislador está agrietado, corriente de descarga fluye por grieta no por superficie y el aislador se ve ligeramente más frío.

Cuando grieta se vuelve lo suficientemente severa, aumento de temperatura puede hacerse evidente.

CTC (Cambiadores de Tomas en Carga)

La temperatura de la tapa del CTC debe ser la misma que el transformador.

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

Un compartimento CTC externo no debe ser más caliente que el cuerpo del transformador. Si lo es, indica probable calentamiento de conexiones internas de tomas.

Una dificultad en inspección de tomas es que no todas están conectadas durante la inspección, por lo que resultados pueden no ser concluyentes.

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

^[2]Realizarse tras fallo interno grave o cada 8-10 años de funcionamiento continuo, cuando transformador sometido a ciclos severos de sobrecarga o cortocircuito externo. Debe hacerlo personal especializado.

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

^[4] Ver Capítulo 7: 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)
– Máster en Ingeniería Eléctrica y Computación (2017 – Facultad de Ciencias y Tecnología/Universidad Nova de Lisboa)
– Consultor Senior en Subestaciones y Sistemas de Potencia; Instructor Profesional