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ENSAYOS DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO EN INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN ELÉCTRICA

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Diagnóstico de Transformadores

¿POR QUÉ ES NECESARIO UN DIAGNÓSTICO DEL TRANSFORMADOR?

El transformador eléctrico es una máquina considerada como un elemento fiable en las instalaciones. No obstante, los materiales están sometidos a temperatura y gradiente de campo eléctrico, provocando un envejecimiento en el aislamiento.

Cuando se produce algún esfuerzo, por ejemplo; cambio de carga, sobretensión de origen atmosférico o de maniobra, si los materiales no están en buen estado, pueden dar origen a una avería que en muchos casos no se manifiesta de manera inmediata por lo que se denomina latente.

La experiencia muestra que aproximadamente un veinte por ciento de los transformadores presenta síntomas de averías latentes que producirán una desconexión intempestiva.

¿CÓMO SE DETERIORA EL TRANSFORMADOR?

Diagnóstico de TransformadoresComo consecuencia de los cambios de carga, la temperatura del transformador, y la del aceite, cambian. Por ello varía el nivel del aceite en el depósito de expansión, saliendo y entrando aire. A pesar del silicagel entra humedad y pasa al aceite.

Sólo unos veinte miligramos de agua por kilogramo de aceite, 20 ppm, pueden provocar la caída del cincuenta por ciento de la rigidez dieléctrica. Esto supone un evidente peligro para la seguridad de las personas y la instalación ya que es el aceite aislante el que soporta, casi él solo, el aislamiento a tierra.

Por otra parte, el aceite alcanza una temperatura lo suficientemente elevada como para reaccionar con el oxígeno que tiene disuelto. Los productos de descomposición son polares, a diferencia del aceite aislante que está formulado a base de compuestos apolares, y además se forman compuestos de polimerización que se depositan en el transformador (depósitos).

Los depósitos dificultan la refrigeración del transformador elevando su temperatura de funcionamiento. Esto produce una descomposición más rápida del aceite al elevarse la temperatura. Algunos de los productos de descomposición del aceite son ácidos.

Los compuestos polares contribuyen a aumentar las pérdidas dieléctricas del transformador, que como en el caso de los sedimentos, elevan la temperatura del aceite.

¿CÓMO SE REALIZA EL CONTROL DEL ESTADO DEL ACEITE?

Por todo lo anterior, las características que la Comisión Electrotécnica Internacional (CEI) recomienda controlar periódicamente en su publicación 60422 3ª ed. de 2005 son las siguientes:
Aspecto; Tensión de Ruptura; Contenido en Agua; Índice de Neutralización; Pérdidas Dieléctricas (Tg δ)

De los ensayos se deduce: El estado del aceite es satisfactorio. Si hay un problema de contaminación y conviene filtrar bajo vacío y eliminar agua, o se aprecia un deterioro químico y se evalúa con ensayos complementarios si se puede regenerar el aceite filtrando a través de tierras adsorbentes, o hay que sustituir el aceite.

Debe evitarse la práctica de filtrar el aceite si no es necesario, ya que esto puede contribuir a un envejecimiento prematuro, encareciendo además el mantenimiento.

¿CÓMO SE REALIZA EL DIAGNÓSTICO DEL TRANSFORMADOR?

Cromatografía de GasesDesde hace más de 30 años se dispone de un método fiable y económico que, sin interferir en el normal funcionamiento del transformador, proporciona datos que informan de la existencia de defectos incluso aun latentes, lo que permite disponer de tiempo para programar una acción que evite la perdida de producción. La técnica tiene la misma filosofía que la empleada en medicina. El aceite aislante del transformador, como la sangre en el cuerpo, pasa por todos los sitios. Si en algún punto se está produciendo un calentamiento anómalo (temperaturas superiores a 140ºC ) o una heterogeneidad del aislamiento que origina descargas eléctricas, el aceite aislante se descompone originando productos que permanecen disueltos en el aceite (hidrógeno, metano, etano, etileno, acetileno, óxidos de carbono).

Si se toma una muestra del aceite y se analiza mediante cromatografía de gases, se puede determinar las cantidades de estos compuestos.

La norma de la Comisión Electrotécnica Internacional (CEI) 599 establece la Guía de Interpretación de los resultados de los análisis que permite la identificación del tipo de defecto en transformadores aislados con aceite mineral. Asimismo las experiencias recogidas por el Institute of Electrical and Electronics Engineers. Inc. permiten la identificación del tipo de defecto en el caso de transformadores aislados con siliconas.

La actuación del propietario ante un diagnóstico es la clave para evitar un incidente importante y en consecuencia actuar con celeridad antes de que la información disponible no sea útil por que ya se han producido daños irreparables y pérdida de producción.

¿CÓMO DEBE ACTUARSE CUANDO SE PRODUCE UNA ALARMA O UN DISPARO DEL RELÉ BUCHHOLZ?

La actuación del relé Buchholz debe ser considerada un incidente importante y en consecuencia actuar con celeridad antes de que se produzcan daños irreparables. El análisis de la composición de los gases nos indicará el origen y orientará las actuaciones posteriores.

¿CÓMO DEBE TOMARSE LA MUESTRA? Toma de Muestras en Transformador

Para que la toma sea representativa conviene que el transformador se halle en servicio, adoptando las necesarias medidas de seguridad y cuidando las distancias a partes activas. Para facilitar la toma y asegurar su representatividad se utilizan dispositivos adecuados para toma de muestras, que se envían libres de gastos. El procedimiento que se proporciona, está recogido en la CEI 60567.

En la zona de documentación técnica pueden descargarse las instrucciones para la toma de muestras así como las etiquetas para identificar las muestras. También encontrarán diferentes hojas de divulgación.

¿CÓMO SE VALORA EL ESTADO DEL AISLAMIENTO DE PAPEL DE LOS BOBINADOS?

La geometría de los bobinados del transformador se mantiene con ayuda del encintado de los conductores de cobre. Este encintado se realiza con Papel Kraft. Es por lo tanto un material cuya base es la celulosa. Bajo la acción de la temperatura (por encima de los 60ºC) la celulosa se degrada disminuyendo su Grado de Polimerización (G.P.). Cuando el transformador es nuevo, después de realizarse la impregnación de los bobinados con aceite, se puede estimar que el G.P. promedio es de 1000.

En su degradación térmica se origina un producto como el 2-furfuraldehido (2-FAL), que en una pequeña parte pasa al aceite. La determinación de la concentración de 2-FAL en el aceite, está relacionada con la disminución del G.P. del papel. Se identifican así los defectos térmicos que afectan al aislamiento sólido y el grado de envejecimiento del aislamiento por la estimación del G:P. Residual del papel aislante.

Bobinados del Transformador

GUÍA DE INTERVENCIÓN

NATURALEZA DEL DEFECTO GAS CLAVE ESCENARIO DE POSIBLES ACTUACIONES
DESCARGAS PARCIALES H2
CH4
  • El equipo se puede mantener en servicio con vigilancia.
  • Evaluar: Contenido y velocidad de formación de gases.
DESCARGAS ELÉCTRICAS C2H2
C2H4
  • Mantener una actitud prudente.
  • Determinar si se trata de un defecto de evolución rápida.
  • Si hay gases en Buchholz comparar con gases en aceite.
  • Examinar las posibilidades de reparar.
TÉRMICO SOLO ACEITE C2H4
C2H6
  • El transformador puede permanecer en servicio.
  • Evaluar: Contenido y velocidad de formación de gases.
TÉRMICO ACEITE Y PAPEL C2H4
C2H6
CO y
CO2
  • Riesgo de fallo eléctrico por carbonización del papel.
  • Evaluar: Contenido y velocidad de formación de gases.
    • Valorar grado de polimerización del papel.

COMPROBACIÓN DE POSIBLE CONTAMINACION POR PCB O PCT

La Directiva 59/96 traspuesta a la legislación española mediante el RD 1378/1999 de 27 de agosto, contempla actuaciones obligatorias sobre el parque de transformadores.

Para detectar la posible presencia de más de 50 ppm de PCB debe realizarse una determinación cuantitativa de acuerdo con la norma UNE-EN 61619. Todos los transformadores con mas de cinco litros de aceite deben estar identificados con el contenido de PCB que contienen.

Aquellos transformadores con más de 500mg/kg. deben retirarse del servicio, bajo control, o descontaminarse antes del 31/12/2010.

Cuando tengan más de 50 y menos de 500mg/kg. deben declararse a la Comunidad Autónoma y pueden mantenerse hasta el final de su vida útil, después deberán ser eliminados.

Caso de contener menos de 50mg/kg. sólo hay que evitar contaminaciones posteriores.

Al estar limitada la capacidad de eliminación y descontaminación, si se apuran los plazos, el volumen de transformadores afectados, hace imposible el adoptar las soluciones más económicas, desde una visión coste beneficio.

Para los equipos afectados se proponen actuaciones en función del contenido en PCB.

SERVICIOS EN CAMPO

Aún cuando la toma de muestras es sencilla de realizar siguiendo el procedimiento, si se desea podemos realizarla con personal propio, en este caso es aconsejable la realización conjunta de una inspección visual y por termografía del transformador y de los equipos de medida y protección.

Esta inspección permite detectar problemas latentes en bornas que no estén sumergidas en el aceite, posibles obstrucciones de conductos de refrigeración o resistencias elevadas por corrosión o falta de apriete en las conexiones.

Termografía de Transformador

OTROS ENSAYOS

  • Grado de Polimerización en Papeles.
  • Recuento de Partículas. Códigos ISO de limpieza.
  • Lodos y/o Sedimentos.
  • Detección de Azufre Corrosivo.
  • Contenido en Agua en Papeles.
  • Caracterización de Aceites Minerales.
  • Determinación de Aditivos antioxidantes y Pasivantes de cobre en aceites minerales.
  • Análisis de otros aceites dieléctricos: Ésteres y Siliconas.

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