Transformadores

Mantenimiento de transformadores

Siendo el transformador de poder el activo más importante de una subestación, las empresas han puesto especial atención en asegurar una alta disponibilidad del equipo y garantizar la continuidad del servicio eléctrico. Para cumplir con este objetivo, es indispensable implementar un adecuado programa de mantenimiento preventivo, desde el inicio de su explotación, que permita a los encargados evaluar el estado del equipo para determinar la necesidad de tomar acciones correctivas y programarlas sin interrupción del servicio.

Es evidente que la vida de un transformador está determinada por la vida del sistema aislante, aceite-papel, el que se ve afectado por la presencia de humedad, partículas en suspensión, la presencia de oxígeno y el calor excesivo, por lo que el monitoreo de las condiciones del aceite aislante y los registros operacionales del transformador (tales como la carga aplicada, el voltaje y las lecturas de los instrumentos de temperatura) permitirán contar con una valiosa información para determinar el estado del equipo.

Parámetros considerados en un programa de mantenimiento

En la actualidad, los programas de mantenimiento consideran los siguientes estudios:

Análisis físico-químicos del aceite aislante, que incluye las siguientes pruebas:
Contenido de humedad (de acuerdo al estándar ASTM D1533)
Rigidez dieléctrica (ASTM D1816)
Tensión interfacial (ASTM D971)
Número de neutralización (ASTM D974)
Factor de potencia (100°C) (ASTM D924)
Color (ASTM D1500)
Densidad (ASTM D1298)
Aspecto visual (ASTM D1524)
Contenido de furanos (ASTM D5387)

Estos ensayos permiten conocer el estado de las propiedades más importantes del aceite las que son fundamentales para determinar el estado del sistema aislante del transformador.

Análisis cromatográfico de los gases disueltos en el aceite:Este análisis se ha constituido en una de las herramientas más importantes a la hora de determinar el estado de la aislación. El deterioro del aceite y del material aislante producirá la generación de gases que permiten determinar el tipo de problema o falla del transformador.

Las principales causas de la generación de gases en los transformadores en operación son de tipo térmicas o eléctricas. El aumento de temperatura causado por las pérdidas en los conductores provocará la descomposición del aceite y de la aislación sólida en contacto o en sus cercanías.

mientras que las de baja energía provocan principalmente la formación de hidrógeno y metano. El sobrecalentamiento del aceite origina los hidrocarburos livianos, tales como metano, etano, etileno y propileno, en adición al hidrógeno. La celulosa se descompone en dióxido de carbono y monóxido de carbono.

Una vez determinada la concentración de los gases se podrá diagnosticar la condición del equipo aplicando los diferentes métodos de diagnóstico existentes:
Método Rogers o de las razones entre gases.
Método del total de los gases combustibles. Norma IEEE C57.104-1991.
Gráfica de Dörnenburg.
Triángulo de Duval.

Ensayos eléctricos al transformador, los que consideran las siguientes pruebas:
Medida de la relación de transformación.
Medida de la resistencia de enrollados.
Medida de la resistencia de aislación.
Medida del factor de disipación y capacidad de los enrollados.

Los resultados de estas medidas deben ser comparados con ensayos anteriores.

Inspección termográfica:Esta inspección permite detectar la existencia de calentamiento anormal en los conectores de los aisladores de alta y baja tensión, además de puntos localizados en la pared del estanque.

Análisis de respuesta de frecuencia SFRA: Permite determinar alteraciones en la geometría de la parte activa provocadas por el desplazamiento o deformación de los enrollados, lo que alterará la impedancia del circuito equivalente y, por consecuencia, la respuesta de frecuencia. Para este análisis, se necesita tener un ensayo de referencia.

Como dijimos anteriormente el plan de mantenimiento debe tener una frecuencia establecida para la realización de los diferentes controles y pruebas. Los ensayos físico-químicos del aceite aislante se realizan una vez año y en el caso de que los resultados indiquen que los parámetros del aceite se encuentran fuera de los límites aceptables, se deben tomar las medidas destinadas a restablecer estos valores, ya sea por reacondicionamiento por medio del filtrado bajo vacío o la regeneración del aceite por filtrado con tierra de Füller.

El análisis cromatográfico de los gases disueltos es recomendable realizarlo, por lo menos, una vez al año y después de la aplicación de sobrecargas o la desconexión por la operación automática de las protecciones del transformador. La necesidad de la realización de ensayos eléctricos u otras mediciones estarán determinadas por los resultados de los ensayos del aceite y por las condiciones de operación del equipo.

En la actualidad existen diferentes equipos que permiten monitorear en línea los diferentes parámetros del transformador.

 

Por Carlos Mendoza Rodríguez, Gerente General de Ingesat

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