Mantenimiento de los Transformadores Eléctricos de Potencia y Distribución

 

     Mantenimiento de los transformadores de potencia y distribución

1.1. Introducción

En la figura 1.1, muestra una curva estadística de la vida útil de los transformadores. En ella se observa que el equipo, después de pasar por un período inicial de fallas inmediatas denominado mortalidad infantil, reduce sus posibilidades de falla y pasa a otra etapa de estabilidad llamada período de vida útil.

Posteriormente el equipo envejece y nuevamente crecen sus posibilidades de falla, a lo que se le conoce como período de envejecimiento.

Un plan de mantenimiento tiene como finalidad, reducir la cantidad de trabajo generado por el número de fallas durante el período de vida útil del equipo. Actualmente existen varios de tipos de mantenimiento de transformadores, los cuales se aplican indistintamente. En la figura 1.2, se observa que una productividad mayor se logra mejorando las técnicas de mantenimiento y reduciendo sus costos.

Figura 1.1 Curva típica de vida-envejecimiento de un equipo.

 

Figura 1.10.2 Curva de costo-beneficio de mantenimiento.

Los principales objetivos de un programa de mantenimiento son los siguientes:

·        Establecer los requisitos de mantenimiento para todo el equipo instalado.

·        Recolectar y archivar los resultados obtenidos en las inspecciones y pruebas, así como el análisis que determina las condiciones del equipo.

·        Seleccionar personal competente para realizar los trabajos, el análisis y control del mantenimiento.

·        Establecer un programa de atención a equipos con posibles fallas incipientes y dar seguimiento o programar su salida para inspección.

1.2 Establecimiento de los requisitos de mantenimiento

Para establecer los requisitos de mantenimiento del equipo, se deben considerar tres criterios:

  Ø  Criterio crítico contra no crítico

Establece las condiciones de cada equipo y las consecuencias de su falla en la operación del sistema eléctrico. El equipo que tenga una posibilidad de falla y represente una amenaza para la operación del sistema en lo relacionado a seguridad, producción, costos, etc., es considerado crítico. Por otro lado, el equipo cuya falla no tenga serias consecuencias sobre la operación del sistema es considerado no crítico. Un programa de mantenimiento preventivo se realiza sobre el equipo crítico y un programa predictivo se realiza sobre el equipo no crítico.

  Ø  Criterio de límites permisibles

Generalmente, este criterio establece los resultados de pruebas que indican cuando el equipo se acerca a una condición límite y peligrosa. En este criterio conviene considerar una reparación o reposición del equipo.

  Ø  Criterio de datos del fabricante

Permite obtener información sobre límites de vida esperada, o sugiere intervalos de tiempo para mantenimiento, en función del servicio del equipo. Para definir y establecer los requisitos de mantenimiento para cada uno de los equipos, se deben considerar los siguientes criterios:

1.2.1 Recolección, análisis y archivo de resultados

Se debe contar con un archivo correctamente clasificado, que integre el historial de cada equipo. Es recomendable realizar revisiones de las técnicas de pruebas, con el fin de normalizar el criterio para el análisis de los resultados obtenidos y compararlos con los anteriores, para determinar su variación y tendencia.

1.2.2 Determinación de los programas de mantenimiento

Con el conocimiento de las condiciones del equipo y el establecimiento de los requisitos de mantenimiento, se elaboran los programas de trabajo, tomando como base el mantenimiento predictivo. Es decir, el equipo que es considerado crítico, queda programado bajo el criterio del mantenimiento preventivo y su atención está en función de la condición en que se encuentra y de los requisitos de mantenimiento que se han establecido.

El equipo que se considera no crítico se programa dentro del criterio del mantenimiento predictivo, que está en función de la condición en que se encuentra, del conocimiento técnico para establecer un período para su próxima revisión, de la prueba dentro del programa general de mantenimiento de la instalación y de los requisitos de mantenimiento que se han establecido.

1.2.3 Personal para el mantenimiento

Es necesario contar con personal competente para la realización y administración del mantenimiento. Este es un requisito importante, pues se requiere una preparación y una conciencia para realizar en forma correcta y eficiente las pruebas y el reporte correspondiente. Esto facilitará el análisis de tendencias de variables, así como la programación adecuada del mantenimiento de tipo predictivo en el futuro.

1.2.4 Políticas de mantenimiento

Las políticas están basadas en un programa de mantenimiento predictivo.

Existen tres tipos principales de mantenimiento:

•        Correctivo
•        Preventivo
•        Predictivo

Mantenimiento correctivo

Este tipo de mantenimiento permite operar el equipo hasta que ocurra una falla, antes de efectuar su reparación o sustitución. Requiere de poca planeación y control, pero sus desventajas son inaceptables en instalaciones que requieren un alto nivel de confiabilidad. El trabajo que se realiza en este mantenimiento está fundamentado en casos de emergencia, lo cual genera una forma ineficiente del empleo de la mano de obra, excesivas interrupciones y costos elevados.

Mantenimiento preventivo

Este tipo de mantenimiento tiene como objetivo prevenir las interrupciones y fallas, además de prolongar los tiempos de operación por medio de inspecciones programadas y revisiones periódicas del equipo. En general se logra el objetivo, pero actualmente se considera que los costos de este tipo de mantenimiento son relativamente elevados.

 Mantenimiento predictivo

El mantenimiento predictivo tiene como finalidad, lograr el máximo tiempo de operación del equipo y eliminar el trabajo innecesario. Para lograrlo, se requieren técnicas de inspección y pruebas con instrumentación avanzada, que ayuden a determinar con certeza la condición del equipo y un control riguroso, logrando una correcta planeación del mantenimiento y realizando las revisiones requeridas.

1.3 Mantenimiento de transformadores

En comparación con otros equipos, el transformador es considerado como un equipo que requiere poco mantenimiento y que tiene un alto nivel de confiabilidad. El propósito principal del mantenimiento de transformadores es asegurarse de que sus partes internas, externas y accesorios, se conservan en buenas condiciones, y que es capaz de operar con un alto nivel de confiabilidad. Un segundo propósito es mantener un registro histórico de las condiciones del trasformador.

1.4 Descripción de pruebas de mantenimiento de transformadores

Las pruebas que se realizan durante el mantenimiento de los transformadores se clasifican en pruebas en operación y fuera de operación.

1.4.1 Pruebas con el transformador fuera de operación

1.4.1.1 Resistencia de aislamiento

El objetivo de la medición es determinar la posible presencia de contaminantes o el envejecimiento del aislamiento. También se emplea como un medio de control para proceder a aplicar voltajes de prueba de corriente alterna. Con los valores obtenidos en esta prueba, se calcula el índice de polarización, que se relaciona con la cantidad de humedad presente en el aceite y que será complementaria a las pruebas físicoquímicas efectuadas a una muestra de aceite. Una vez concluidas las mediciones, se calcula el índice de polarización (IP) para cada uno de los arreglos y fases. Tomando como referencia la guía IEEE C57.125, la calidad del aislamiento con base en el índice de polarización es el siguiente: un IP menor a 1 indica un aislamiento peligroso; cuando el IP se encuentra entre 1.0 y 1.1 el aislamiento es de calidad pobre; un IP entre 1.1 y 1.25 representa un valor cuestionable; y un IP entre 1.25 y ≤ 2 mayor, indica un aislamiento en buenas condiciones.

1.4.1.2 Factor de potencia (FP) y capacitancia

La finalidad de esta medición es determinar el estado del aislamiento entre los devanados de alta y baja tensión; entre el devanado de alta tensión y tierra y entre el devanado de baja tensión y tierra. Esta medición se efectúa con el equipo fuera de operación y generalmente se utiliza una fuente portátil de corriente alternade 10 kV. El criterio utilizado para los resultados de prueba es el siguiente: un valor de FP menor a 0.5% y corregido a 20º C para devanados de transformadores nuevos y un valor de FP entre 0.5% y 2.0% para devanados de transformadores en operación.

1.4.1.3 Resistencia óhmica

Esta medición tiene como finalidad detectar los problemas ocasionados por un falso contacto en el cambiador de derivaciones y en la conexión de la salida de los devanados y las boquillas. El valor de la resistencia óhmica no debe ser mayor al 2% del valor medido en fábrica o de la prueba realizada en la puesta en servicio.

1.4.1.4 Relación de transformación

Esta medición permite detectar los posibles cambios en la relación de transformación del transformador, en las diferentes posiciones del cambiador de derivaciones, ocasionados por la presencia de cortocircuito entre espiras o bobinas de los devanados. Los valores obtenidos en la prueba de relación de transformación son aceptables, cuando no exceden el 0.5 % del valor de la placa de datos.

1.4.1.5 Medición de corriente de excitación

La corriente de excitación se obtiene cuando se aplica un voltaje al devanado primario y el devanado secundario del transformador se encuentra sin carga, es decir, el secundario está en circuito abierto. La magnitud de la corriente de excitación depende del voltaje aplicado, del número de vueltas del devanado, de las dimensiones del devanado y de otras características geométricas y eléctricas del transformador.

Un alto nivel de corriente de excitación puede deberse a un corto entre una o varias espiras del devanado, a defectos en el circuito magnético originados por fallas en el aislamiento de los tornillos de sujeción del núcleo, o en el aislamiento entre laminación. El criterio de aceptación para esta medición es: si la corriente de excitación es menor a 50 mA, la diferencia entre las dos corrientes más altas para un transformador trifásico, debe ser menor al 10%. Cuando la corriente de excitación es mayor a 50 mA, la diferencia entre las dos corrientes más altas debe ser menor al 5%.

1.4.1.7 Pruebas al aceite aislante

En esta sección se describen las pruebas que se realizan al aceite:

a) Análisis de gases en el aceite

Este análisis permite detectar problemas relacionados con la presencia de gases combustibles (cromatografía del aceite), la degradación de la celulosa (contenido de compuestos furánicos) y el contenido de humedad o contaminantes (factor de potencia, contenido de humedad y rigidez dieléctrica), generados durante la operación del equipo.

La tabla 1.1, muestra los valores máximos aceptables para el aceite.

Tabla 1.1 Valores de gases en aceite para transformadores móviles.

b) Contenido de bifenilos policlorados (BPC’s)

Esta medición se utiliza para identificar y determinar cuantitativamente el contenido de bifenilos policlorados (BPC’s) en líquidos aislantes, por medio de cromatografía de gases, donde el contenido debe ser inferior a 50 ppm.

Las regulaciones ambientales indican que los equipos y fluidos eléctricos aislantes, que tienen BPC’s, deben ser manejados y almacenados por medio de procedimientos específicos.

c) Medición de furfurales

Esta medición consiste en determinar la concentración de furanos en el sistema aislante del transformador.

Los furanos son compuestos orgánicos que se producen por la degradación del papel en contacto con el aceite, debido a sobrecalentamientos, oxidación y humedad.

La norma IEC 61198 describe el procedimiento para determinación del 2-furfural y compuestos relacionados mediante cromatografía de líquidos. Siguiendo los métodos descritos en la Norma IEC 61198, la concentración mínima de los cinco compuestos que son determinados en aceite mineral usado, debe ser 0.05 mg/kg o menor.

1.4.2 Pruebas que se realizan en transformadores de potencia en operación

1.4.2.1 Detección de descargas parciales mediante el método acústico

La técnica de medición de descargas parciales por método acústico, consiste en la detección del sonido que emiten las descargas parciales o arqueos y que ocurren en el interior de un transformador. La medición se realiza utilizando sensores ultrasónicos que son colocados en la parte externa del tanque. La técnica está basada en el hecho de que los eventos que ocurren en el interior del transformador, producen un pulso mecánico que se propaga a las paredes del tanque, donde es detectado por un sensor ultrasónico. La salida del sensor es proporcional a la energía contenida en la onda de choque.

1.4.2.2 Pruebas al aceite aislante

Análisis de gases disueltos en el aceite

La generación de fallas en los transformadores de potencia está asociada a la formación de gases. El análisis de dichos gases es un método efectivo para la detección de fallas incipientes, identificación del tipo de falla y el monitoreo de su evolución, respecto al tiempo. La sensibilidad de este método permite detectar fallas incipientes y prever acciones, antes de que el problema sea grave. Esto permite planear con anticipación la reparación o reemplazo del transformador, reduciendo considerablemente los costos de mantenimiento.

La detección en sitio y la estimación de los gases combustibles de un transformador, se realiza utilizando el equipo portátil.

Medición del contenido de agua

Una herramienta adicional es la medición del contenido de agua en el aceite aislante en los transformadores de potencia, que sirve para conocer la condición de este sistema.

La medición se puede realizar con el transformador en operación y fuera de operación, y con ésta se detectan las siguientes condiciones anormales: ingreso de humedad (a través del sistema de respiración o sellos de boquillas), condiciones temporales de alta humedad, degradación anormal del papel y detección de altas concentraciones de agua en el aislamiento sólido.

1.4.2.3 Diagnóstico mediante inspección termográfica

La termografía infrarroja es una técnica que se realiza con el equipo en operación y que ayuda a identificar fallas incipientes. La aplicación de esta técnica se basa en que los transformadores de potencia, emiten radiaciones de energía infrarroja proporcional a su temperatura.

Existen sistemas de imágenes infrarrojas que convierten estas emisiones en fotografías y muestran las diferentes temperaturas relativas, en una serie de colores llamada isoterma. De esta forma, las fallas que se caractericen por un incremento o decremento en temperatura superficial o retención de calor residual, pueden ser detectadas mediante termografía infrarroja. Esta técnica ayuda principalmente a la detección de problemas de falsos contactos entre los componentes del transformador de potencia, por los cuales circula un flujo de corriente (cables defectuosos, alambrado y problemas mecánicos y eléctricos).

1.4.7 Reparaciones

La reparación del transformador consiste en la rehabilitación de los daños ocasionados por una falla, reparando parcial o totalmente materiales, partes y accesorios. Para realizar esta actividad, se recomienda aplicar los siguientes documentos: el Manual de Campo ST-CT-020, el Procedimiento ST-CT-010 (GTT-A-020-S) y la Especificación de CFE K0000-10.

1.4.8 Pruebas en fábrica de acuerdo con normas

Las pruebas en transformadores determinan el límite, al cual el equipo es capaz de cumplir con los requerimientos especificados por el fabricante, como por ejemplo capacidad de carga, resistencia dieléctrica o características futuras de operación. Estas pruebas también son parte del programa interno de aseguramiento de calidad del fabricante y los resultados de las pruebas de diseño o prototipo lo retroalimentan para la fabricación de equipos futuros.

Los transformadores de potencia se someten a un protocolo de pruebas de rutina, pruebas de diseño o prototipo y pruebas especiales, con la finalidad de garantizar que sus componentes se encuentren en condiciones de operar satisfactoriamente.

De acuerdo con las normas IEC 60076 y la IEEE C57.12.00, los tipos de pruebas que se realizan en transformadores de potencia son las siguientes:

Pruebas de rutina: Son las pruebas requeridas en fábrica o durante su mantenimiento para cada uno de los transformadores de potencia.

Pruebas de diseño o prototipo: Son pruebas de comportamiento de un transformador y tienen como finalidad demostrar que este equipo cumple con los requerimientos especificados. Se realizan a un equipo que representa un lote de transformadores del mismo tipo. Un ejemplo típico es la prueba de incremento de temperatura y la medición del nivel de ruido.

Pruebas especiales: Son pruebas acordadas entre el cliente y el fabricante, como, por ejemplo, medición de impedancia de secuencia cero.

A continuación, se enlistan las mediciones que se realizan en un transformador, según la Especificación CFEK0000-06:

Pruebas de Rutina

• Medición de resistencia de aislamiento

• Medición de relación de transformación y verificación de secuencia de fases

• Pruebas dieléctricas de rutina: medición de factor de potencia y capacitancia, medición de comparación de pulsos, medición de impedancia en función de la frecuencia, medición de descargas parciales

• Pruebas en los cambiadores de derivación

• Resistencia óhmica

• Rigidez dieléctrica del aceite

• Análisis cromatográfico de gases disueltos en el aceite

• Tensión de aguante al impulso por rayo

• Tensión de aguante a 60 Hz

• Medición de pérdidas sin carga y corriente de excitación

• Medición de pérdidas debidas a la carga

• Elevación de temperatura en los devanados

• Medición de impedancia de secuencia cero

• Medición de humedad residual

• Medición de reactancia de dispersión

Pruebas Especiales

• Pruebas dieléctricas especiales: similares y acordadas entre el cliente y el fabricante

• Determinación de capacitancia y pérdidas: devanados a tierra y entre devanados

• Medición de potencia teniendo un ventilador y el motor de la bomba de aceite

1.4.9 Pruebas de alta sensibilidad

Actualmente existen pruebas de alta sensibilidad, que se utilizan para detectar fallas incipientes en transformadores y permiten detectar problemas tales como corto entre vueltas, desplazamiento de devanados, mecanismos de deterioro y/o defectos de fabricación en los sistemas aislantes. Estas pruebas (que se describen a continuación) están en proceso de implantación por parte de la CFE, como parte de las pruebas de rutina durante el mantenimiento de transformadores.

1.4.9.1 Impulso de bajo voltaje

Tiene como objetivo la comparación de la respuesta a pulsos de alta frecuencia de los devanados de alta y baja tensión. De acuerdo con la recomendación IEEE C57-12.90, el pulso aplicado debe tener un frente de onda de entre 50 y 1,000 ns y un ancho del pulso de entre 200 y 1,000 ns. Además, la repetición del pulso deberá ser de entre 60 y 100 pulsos por segundo. Por último, la magnitud del pulso generado deberá ser de entre 300 y 500 V. Esta prueba tiene alta sensibilidad en la detección de desplazamientos de devanados, provocados por un deficiente transporte, por esfuerzos de corto circuito, o por el aflojamiento de cuñas. Las gráficas obtenidas para cada fase se comparan entre sí y no deben presentar asimetrías.

1.4.9.2 Impedancia en función de la frecuencia

El análisis de la impedancia en función de la frecuencia, es una técnica que permite, con base en la comparación entre fases adyacentes de la misma muestra bajo estudio (unidades trifásicas) o de muestras con el mismo diseño (unidades monofásicas), la detección de posibles defectos, debidos a diferencias en la geometría de los devanados.

El circuito equivalente de un transformador puede considerarse como un arreglo R-L-C, cuyos parámetros varían dependiendo de la frecuencia de medición. La inductancia L está relacionada al número y forma de las espiras que tienen los devanados y al circuito magnético. Mientras que la resistencia R está asociada a la longitud y resistencia del cobre, problemas de contacto en el cambiador de derivaciones y a las pérdidas del aislamiento.

Por otro lado, la capacitancia C refleja la disposición física del devanado y su aislamiento. La capacitancia está definida por la forma y distancias entre devanados, entre capas de devanado y entre espiras, así como por las distancias al tanque y al núcleo.

El objetivo de esta prueba es determinar, de manera integral, si existen diferencias entre el arreglo físico de un devanado contra otro similar. La prueba se efectúa con un analizador de impedancias, que efectúa un barrido en un rango de frecuencia entre 40 y 100,000 Hz, obteniéndose una gráfica por fase como resultado.

Esta gráfica deberá compararse contra las obtenidas en los devanados de las otras fases o de muestras similares, para determinar diferencias asociadas a cambios en la geometría.

1.4.9.3 Medición de descargas parciales

Las descargas parciales son descargas eléctricas que arquean parcialmente entre dos electrodos, y pueden ocurrir dentro del aislamiento o en el aire adyacente a la superficie aislada.

La medición de descargas parciales por el método eléctrico, es una prueba de alta sensibilidad para detectar mecanismos de deterioro y/o defectos de fabricación, en los sistemas aislantes de equipos de alta tensión.

De acuerdo con la norma IEC, los niveles permitidos de descargas parciales para transformadores son: 300pC a 130% del voltaje nominal, 500 pC a 150% del voltaje nominal. El nivel continuo de descargas parciales no debe exceder 100 pC a 1.1 veces el voltaje nominal. La medición también se realiza utilizando el método acústico.

1.10.9.4 Voltaje de recuperación

El sistema aislante del transformador está compuesto principalmente de dos materiales aislantes: aceite y papel. Esta estructura muestra efectos de polarización espacio-carga, los cuales están fuertemente influenciados por el contenido de humedad y envejecimiento de productos. Esto causa un decremento en la constante de tiempo. El resultado de esta prueba es una curva, en la cual el punto máximo corresponde a la constante de tiempo del sistema aceite-papel.

De acuerdo con los resultados obtenidos en laboratorio y los reportados por los proveedores del equipo de medición, se estima el contenido de humedad depositado en el papel para diversas constantes de tiempo, obtenidas con la técnica de voltaje de recuperación y se indican en la tabla 1.2.

Tabla 1.2 Contenido de humedad en papel para diversas constantes de tiempo.

Bibliografía:

1) IEEE C57.93-1995, IEEE Guide for Installation of Liquid-Immersed Power Transformers.

2) Procedimiento ST-CT-010, Procedimiento para la reparación de transformadores de potencia, 2007.

3) Reparación o Reemplazo de Transformadores de Potencia; Análisis de varios casos, Librado Magallanes R., CFE-SDT, Cigré Comité Mexicano, Bienal 2001.

4) Fredik Roos, Sture Lindahl, Distribution system component failure rates and repair times – An overview, Nordac 2004, Lund University Sweden.

5) A. Bognár, L. Kalocsai, G. Csépes, E. Nemeth, J. Schmidt, Diagnostic test of high voltage oil-paper insulating system (in particular transformer insulation) using DC dielectrometrics, Cigre paper 15/33- 08, 1990.

6) G. Csépes, I. Hamos, I. Kispal, J. Schmidt, A. Bognár, A DC expert system (RVM) for cheking the refurbishment efficiency of high voltage oil-paper insulating system using polarization spectrum analysis in range of long-time constants. Cigre paper 12-206, 1994.