Mantenimiento Predictivo de Transformadores




    En la actualidad es imposible concebir un mundo carente del suministro de energía eléctrica, ya que de ésta depende todo el progreso y/o desarrollo tecnológico.

    Por más de 100 años, el transformador ha sido el eslabón más importante de los sistemas para el suministro de esta energía. Sin embargo, es susceptible de fallar y generar grandes pérdidas económicas, e incluso humanas, lamentablemente.

    Al final surge la siguiente pregunta: ¿Pudo haberse evitado -predecido-? Absolutamente, sí.

    Garantizar que un transformador funcione de manera continua, confiable y segura, en mucho depende de un mantenimiento predictivo adecuado.

    Este documento esta enfocado a mostrar los beneficios que arroja la implementación de técnicas de mantenimiento predictivo, a través de la descripción de algunas de éstas, y apoyándose de algunos ejemplos demostrativos.


    INTRODUCCIÓN


    Mantener un transformador en buenas condiciones de operación, es una tarea relativamente sencilla y económica mediante la implementación de rutinas de mantenimiento predictivo.

    A partir de la aplicación conjunta -correlacionada- de técnicas de mantenimiento predictivo es posible determinar con un alto grado de confiabilidad, cuál es la condición de operación de un transformador.

    A partir de los resultados podremos saber si su funcionamiento es normal, si está siendo sometido a ciclos forzados de operación, si existen alguna falla interna incipiente o en proceso que pone en riesgo el buen funcionamiento del equipo, la integridad de las instalaciones y/o la vida de las personas.

    Estas técnicas arrojan resultados cuantitativos con un alto grado de certidumbre, que permitirá la oportuna toma de decisiones.


    DESARROLLO


    A continuación se describirán cada una de estas técnicas.


    Termografía infrarroja


    A diferencia de otros métodos, la termografía infrarroja puede ser usada para monitorear una amplia variedad de sistemas y equipos, entre éstos, los transformadores.

    Ésta es una técnica electrónica que nos permite ver aquello que con la visión -humana- normal no es posible, la energía térmica infrarroja -calor- que emiten los objetos. Con esta técnica podemos obtener información rápidamente. Sin embargo, acertar en el diagnóstico de lo que estamos viendo, en ocasiones no es tan sencillo.

    En el termograma -Fig. 1- se observa una anomalía térmica en una boquilla del lado secundario de un transformador.

    Este calentamiento no es debido a una conexión floja en la "espada" y/o las zapatas de esa boquilla, y de acuerdo al patrón térmico, tampoco se trata de un desbalanceo de la carga. Aparentemente se debe a una anomalía en el interior.


    Subestaciones Electricas - Mantenimiento a Subestaciones Subestaciones Electricas - Mantenimiento a Subestaciones












    Fig. 1 El incremento en la temperatura de la boquilla de la fase 3 indica la existencia de una anomalía interna. Esto último puede ser comprobado mediante la realización de una cromatografía de gases.


    Entonces ¿cómo saber con certeza qué es lo que está sucediendo en el interior de este transformador?, ¿Qué tan grave es?, en el menor tiempo posible y sin interferir con la operación. La respuesta es: la cromatografía de gases combustibles disueltos.

    Cromatografía de gases combustibles disueltos.

    Con el análisis cromatográfico para la detección de gases combustibles disueltos en el aceite dieléctrico, es posible determinar con un alto grado de confiabilidad cuél es la condición de operación de un transformador.

    A partir de los resultados podremos saber si su funcionamiento es normal, si está siendo sometido a ciclos forzados de operación, si existen alguna falla interna incipiente o en proceso, etcétera.

    Desde que un transformador es puesto en operación, todo su sistema de aislamiento estará sometido a esfuerzos térmicos y eléctricos. Estos esfuerzos darén como resultado la generación de calor -Por definición, el calor es un fenómeno físico que eleva la temperatura y dilata, funde, volatiliza o descompone un cuerpo. Por eso la importancia de mantenerlo bajo observación y control-. Pero no hay porque preocuparse, este fenómeno es normal mientras se mantenga dentro de límites que no afecten las propiedades físicas, químicas o mecánicas del aislamiento líquido y/o sólido.

    El calor -calentamiento- puede estar asociado con la operación normal del transformador, con las condiciones y/o tipo de carga, el medio ambiente, o bien, con algún tipo de anomalía interna. De ser el caso, ésta última puede clasificarse dentro de alguna de las siguientes tres categorías: (1) efecto corona o descarga parcial, (2) calentamiento térmico o pirólisis y (3) arqueos. Una de las diferencias entre cada una de estas categorías esté en el nivel de energía que generan, y por ende, en el tipo, cantidad y solubilidad de los gases combustibles que producen.

    La generación de gases

    El aceite dieléctrico de un transformador -aislamiento líquido- esté formado por cadenas de hidrocarburos saturados; étomos de carbono (C) e hidrógeno (H) unidos a partir de valencias simples. Éstos también son conocidos como hidrocarburos aliféticos, parafinas o alcanos.

    El metano CH4 -alcano- es el primero y el més sencillo de los hidrocarburos. Teóricamente, a partir de él se pueden obtener todos los compuestos orgénicos por sustituciones convenientes. Este proceso es favorecido, en un momento dado, por la temperatura que la existencia de alguna anomalía puede generar -si aplica-.

    La ruptura de las ligaduras de las moléculas de hidrocarburos daré como resultado la formación de fragmentos inestables en forma de radicales o iones, tales como: H2, CH3, CH2, CH y C, entre otros. Todos éstos reaccionarén entre sí y formarén otras moléculas.

    Ejemplo: Cuando se libera un hidrógeno H del metano CH4, se obtiene un radical metil, o metilo CH3. La valencia -enlace disponible- que este radical posee puede saturarse con los radicales més variados, como otro metilo CH3, obteniendo así, etano (CH3-CH3).

    Los gases que resultan se agrupan en los siguientes tres grupos:

    1. Hidrógeno e hidrocarbonos: H2, CH4, C2H6, C2H4, C2H2.

    2. Óxidos de carbono: CO y CO2.

    3. Gases de la atmósfera: N2 y O2 -no combustibles-.

    La combinación de algunos de estos gases Tab. 1 estará en función del tipo de anomalía, los materiales implicados, el origen o naturaleza de ésta, y el nivel de energía asociado.


    Tab. 1. Tipo de anomalías

    Tabla Ejemplo












    Las anomalías de baja energía -temperatura- favorecerán la ruptura de las ligaduras más débiles, que son aquéllas que se dan entre átomos de carbono e hidrógeno (338 kJ/mol). Por otro lado, las anomalías de alta energía favorecerán la ruptura de las ligaduras más fuertes, que son las que se dan entre átomos de carbono y carbono (607 kJ/mol).

    Más y más energía será necesaria para romper las ligaduras de las moléculas, y para la recombinación de éstas dando paso a la formación de compuestos más complejos.

    El metano y el etano pertenecen al grupo de los alcanos; sus átomos de carbono están unidos por ligaduras simples. El etileno pertenece a los alquenos; sus átomos de carbono están unidos por una doble ligadura. Finalmente, el acetileno pertenece al grupo de los alquinos; sus átomos de carbono están unidos por una triple ligadura.

    Luego entonces para la formación de acetileno -triple ligadura- se requieren de temperaturas de entre 800 y 1200 grados centígrados. Esta condición esté presente en arqueos de alta energía (960 kJ/mol).

    En la Tab. 2 se encuentran los resultados de la cromatografía de gases realizada al transformador de la Fig. 1, a un mes de haber sido puesto en operación por primera vez, y a consecuencia del hallazgo de la inspección termográfica.

    Ningún transformador esté exento de presentar anomalías, aún cuando éste sea nuevo y lleve poco tiempo en operación. Hay varios métodos para el anélisis y diagnóstico de una cromatografía de gases. Sin embargo, debe buscarse aquél que sea més adecuado.

    Los resultados de la cromatografía realizada el día 7 de Junio 2003, arrojaron menos de un 0.5% de gases combustibles, lo cual pudiera parecer normal si no se advierte la presencia de acetileno, gas asociado con arqueos debido a la cantidad de energía necesaria para generarlo.

    Estrictamente hablando, por mínima que sea la cantidad de acetileno detectada, amerita que se mantenga bajo observación.


    Tab. 2. Análisis cromatográfico.

    Tabla Ejemplo














    Tres meses después, un nuevo análisis cromatográfico comprueba las sospechas: en el interior de este transformador existía un arqueo de alta energía.


    Aluminio Aluminio


    Fig.2 El material -aluminio- alrededor de la conexión se encontraba electro erosionado y fundido, producto de las altas temperaturas que esta anomalía alcanzó.


    Fig.4 Triángulo de Duval.

    Tabla Ejemplo Tabla Ejemplo















    Empleando el método de diagnostico de M. Duval Fig. 3 podemos observar cual era la tendencia de esta anomalía. Las relaciones de CO2/CO en ambos anélisis indicaban que esta anomalía no implicaba al aislamiento sólido -celulosa-.

    Cabe mencionar, que el aceite puede oxidarse a partir de la formación de pequeñas cantidades de monóxido de carbono (CO) y bióxido de carbono (CO2), afectando sus propiedades físico-químicas.

    Análisis físico-químico del aceite dieléctrico.

    Sistema de aislamiento.

    El sistema de aislamiento de un transformador esté formado por aceite dieléctrico mineral, y por papel -celulosa-. El estado físico de éstos es sólido y líquido, respectivamente.

    Gracias a las propiedades de absorción y adsorción de la celulosa, y a la baja viscosidad del aceite, éste último penetra en el papel incrementando la resistencia dieléctrica del sistema de aislamiento en conjunto.

    A parte de sus funciones dieléctricas, el sistema de aislamiento cumple otras igualmente importantes, ya que es el medio a través del cual se disiparé el calor generado por la operación del transformador. Si la disipación del calor es deficiente, el sistema de aislamiento seré el primero en resentirlo.

    Desde que un transformador es puesto en operación, todo su sistema de aislamiento -celulosa y aceite- estaré sometido a esfuerzos térmicos y eléctricos. Estos esfuerzos darén como resultado la generación de calor -Por definición, el calor es un fenómeno físico que eleva la temperatura y dilata, funde, volatiliza o descompone un cuerpo. Por eso la importancia de mantenerlo bajo observación y control-. Pero no hay porque preocuparse, este fenómeno es normal mientras se mantenga dentro de límites que no afecten las propiedades físicas, químicas o mecénicas del aislamiento líquido y/o sólido.


    Aislamiento líquido -aceite dieléctrico mineral-.


    El envejecimiento y/o deterioro del aceite esté relacionado con un proceso de oxidación. La reacción entre hidrocarbonos inestables, la omnipresencia de oxígeno, humedad, y otros elementos, ademés del calor, favorecen a este proceso.

    El resultando de este proceso de oxidación seré la formación de materiales écidos. Los écidos formados se depositarén en las partes metélicas del transformador, y en la celulosa, dando paso a la formación de alcoholes, écidos, peróxidos, acetonas, aldehídos, jabones y epóxicos. Estos compuestos actuarén entre sí, y formarén "lodo". Esté comprobado que bajo la presencia de tensiones eléctricas este proceso se acelera.

    Entre las consecuencias més importantes que la formación de "lodos" puede acarrear se encuentran:

    1. La pérdida de la capacidad para disipar calor por la obstrucción de los radiadores debido a la acumulación de "lodo".


    Radiadores


    Fig.4 Radiadores bloqueados con los "lodos" producidos por el efecto de la oxidación del aceite. El bloqueo de los radiadores impediré que el calor que se genera en el interior del transformador sea disipado. Esto aceleraré los fenómenos asociados con el envejecimiento y/o deterioro del equipo, llevéndolo operar bajo condiciones de riesgo -no controladas-.





    2. La pérdida de resistencia mecánica del sistema de aislamiento.

    Cuando los "lodos" se depositen en la celulosa, debilitarán sus propiedades mecánicas provocando un deterioro y/o envejecimiento prematuro. Dicho de otro modo, se afectará seriamente el ciclo de vida útil del aislamiento sólido.


    3.1.2. Aislamiento sólido


    El sistema de aislamiento sólido -celulosa- de un transformador tiene una estructura polimérica en forma de cadena. En un transformador nuevo, este aislamiento tiene un grado de polimerización cercano a 1000. Esto quiere decir que la cadena de polímeros esté formada por 1000 monómeros de glucosa ligados.

    La longitud de esas cadenas de polímeros determina la fuerza mecénica del asilamiento sólido. Conforme el aislamiento "envejece", estas cadenas se rompen en fragmentos més pequeños debilitando la estructura del aislamiento -propiedades mecénicas-.

    Cuando el sistema de aislamiento sólido de un transformador que ha alcanzado un grado de polimerización de 200, significa que éste ha llegando al final de su ciclo de vida útil. Hay que tomar decisiones cuanto antes.

    Es posible detectar los efectos de este fenómeno a tiempo a través de un anélisis de furanos.


    3.1.3. Análisis de furanos


    Cuando la celulosa se rompe en estructuras más pequeñas se forman unos compuestos químicos conocidos como furanos. Mediante la determinación del tipo y cantidad de furanos presentes en el aceite, se puede inferir el grado de polimerización de la celulosa con un alto grado de certidumbre.

    Con estos resultados también es posible detectar condiciones anormales de operación, e incluso confirmar diagnósticos de cromatografías de gases realizadas a ese mismo aceite -transformador-.

    Otro factor que afecta la resistencia mecénica del aislamiento sólido es el contenido humedad.


    3.1.4. Contenido de humedad


    Celulosa

    El aislamiento sólido tiene mayor afinidad con la humedad que el aislamiento líquido. Dependiendo de la temperatura de operación del transformador, el aislamiento sólido -celulosa- retendré entre 300 y 3000 veces més humedad que el aceite.

    Cuando hay humedad presente en la celulosa, ésta debilitará las propiedades mecénicas del papel, afectando su grado de polimerización.



    3.1.5. ¿De dónde viene la humedad?


    La humedad puede venir de varias fuentes. Puede estar presente en el sistema de aislamiento desde que el transformador sale de fébrica -aunque no es muy común, pero puede darse el caso-. Si el transformador es destapado para hacerle alguna inspección, el sistema de aislamiento puede adsorber humedad de la atmósfera. Si existe alguna fuga, la humedad puede entrar en forma de agua o humedad en el aire. El agua -humedad- también se forma por la degradación del sistema de aislamiento. Si el tanque del transformador no esté debidamente sellado también puede penetrar el agua de lluvia. En fin, la humedad puede provenir de diferentes fuentes.

    Es crítico para la extensión de la vida útil del equipo mantenerlo seco, y en la medida de lo posible, libre de oxígeno. Decimos que en la medida de lo posible ya que este gas se encuentra presente en la atmósfera, al igual que el nitrógeno.

    ¿Cómo saber en qué condiciones se encuentra el aceite de un transformador? Realizéndole un anélisis físico-químico.

    Análisis físico-químico del aceite dieléctrico

    El aceite dieléctrico de un transformador cumple varias funciones, entre las més importantes se encuentra las siguientes: Medio de enfriamiento -el transformador se encuentra sumergido en el aceite-, herramienta de diagnóstico -el aceite es a un transformador como la sangre es a un ser humano- y como medio dieléctrico.


    Analisis











    Dado que el transformador se encuentra sumergido en le aceite, y esté en contacto con las partes "vivas", pues debe ser dieléctrico para evitar poner en riesgo la operación del equipo, e incluso las instalaciones y el personal que se encuentre cerca de él.

    Con los resultados obtenidos del anélisis podemos saber si las propiedades físico-químicas que le confieren al aceite su capacidad dieléctrica se encuentran en condiciones aceptables. De no ser así, también es posible saber cuél, o cuéles propiedades se encuentra fuera de los parémetros aceptables para aplicar la forma adecuada de corregirlo.

    Rigidez dieléctrica: Esta prueba mide el nivel de voltaje al cual el aceite se vuelve conductor. Esta prueba nos indica la presencia de ciertos contaminantes en el aceite, tales como agua o partículas suspendidas.

    El método de prueba empleado en el laboratorio para determinar la rigidez dieléctrica del aceite es el ASTM D-877 o ASTM D.1816. El parémetro mínimo aceptable de "rompimiento" es de 30 kV. Si la rigidez dieléctrica se encuentra por debajo de este número, el aceite debe ser regenerado. Sin embargo, no se debe tomar decisión alguna baséndose únicamente en el resultado de sólo un método de prueba, hasta no tener los resultados de otras pruebas y de las tendencias establecidas a través de los años en que éstas se han realizado.

    Particularmente, la prueba de rigidez dieléctrica por sí sola no es confiable. Los subproductos -lodos- derivados del proceso de oxidación -envejecimiento- del aceite, y la humedad en combinación con el oxígeno y el calor, destruirén el aislamiento sólido -papel- antes de que la prueba de rigidez dieléctrica pueda indicarnos que algo anormal esté sucediendo en el interior del transformador, y que lo pone en condiciones de operación bajo riesgo.

    Las pruebas explicadas a continuación tienen mayor importancia y/o relevancia para un anélisis y diagnóstico confiable.

    Tensión interfacial: Esta prueba mide la tensión interfacial entre una muestra de aceite y agua destilada.

    La muestra de aceite es depositada en el mismo vaso de precipitados donde se encuentra el agua a una temperatura promedio de 25 grados centígrados.

    El aceite debe flotar porque su gravedad especifica es menor que la del agua (1).

    El números de tensión interfacial es la fuerza (dinas) requerida para jalar -de abajo hacia arriba- un pequeño aro de alambre una distancia de un centímetro a través de la interfase agua-aceite. En un aceite en buenas condiciones debe distinguirse perfectamente una línea divisoria entre los dos líquidos, y dar un número de tensión interfacial de 40 a 50 dinas por el centímetro recorrido por el aro de alambre.

    Conforme un aceite "envejece" es contaminado por pequeñas partículas derivadas del proceso oxidación, y también por fragmentos de fibras de papel. Estas partículas se acumulan y/o extienden en la interfase agua-aceite debilitando la tensión interfacial entre los dos líquidos. Entre mayor sea la cantidad de partículas, mayor seré también el debilitamiento de la tensión interfacial, y menor el número de ésta.

    La medición conjunta del número de tensión interfacial y el número de acidez, es un excelente indicador de cuéndo el aceite necesita ser regenerado. Es altamente recomendable regenerar el aceite cuando el número de tensión interfacial cae a 25 dinas por centímetro. Cuando el aceite alcanza este número de tensión interfacial, ya se encuentra muy contaminado y debe ser regenerado para prevenir la formación de lodos, lo cual inicia alrededor de 22 dinas por centímetro.

    Si el aceite no es regenerado, los lodos formados se depositarén sobre los devanados, el núcleo, las paredes, los radiadores, y también en el aceite y las fibras del papel debilitando sus propiedades mecénicas. Consecuentemente provocaré problemas con la carga y el sistema de enfriamiento del transformador recortando el periodo de vida útil para el que esté diseñado.

    Definitivamente existe una relación entre el número de acidez, el número de tensión interfacial y el número de años en servicio de un transformador.

    Número de acidez -número de neutralización-: El número de acidez es la cantidad de hidróxido de potasio (KOH) en miligramos necesario para neutralizar el écido existente en un gramo de aceite de transformador. Entre mayor es el número de acidez, mayor es la acidez del aceite. Un aceite nuevo précticamente no esté écido.

    Conforme un transformador "envejece", el sistema de asilamiento se oxida, y el aceite se va tornando écido. Este proceso de oxidación daré como resultado la formación de lodos que se precipitarén y acumularén en el interior del transformador. Los écidos atacarén los metales del interior del tanque del transformador formando jabones -més lodo-. El écido también afecta las propiedades mecénicas de la celulosa y acelera la degradación del sistema de aislamiento.

    Se ha detectado que la formación de lodos esté en desarrollo cuando el número de acidez alcanza 0.40. El aceite debe regenerarse antes de que alcance el 0.40. De hecho es recomendable hacerlo cuando el aceite ha alcanzado un 0.20 KOH/mg. Sin embargo, como ya se ha mencionado, la decisión de tratar el aceite no debe ser basada en una sola prueba, sino que hay que mantener bajo observación las tendencias y/o incrementos en el número de oxidación de cada año.

    Factor de potencia: Esta prueba mide la pérdida de la capacidad dieléctrica del aceite -corriente fuga-. Un factor de potencia alto indica que el aceite esté deteriorado y/o contaminado por agua, carbón, o partículas conductoras -polares-; productos del proceso de oxidación del aceite. Si el factor de potencia es >1% @ 25 grados Centígrados, el aceite debe ser filtrado a través de tierras Fuller -regenerado-. Por arriba del 2% el transformador corre el riesgo de fallar de un momento a otro.

    Contenido de humedad: Con esta prueba es posible saber si el aceite dieléctrico esté seco o húmedo, pero, ¿cómo esté el asilamiento sólido -celulosa-? El contenido de humedad en el aceite no es tan riesgoso como el contenido de humedad en la celulosa. Recuerde que el aceite es hidrofóbico, y la celulosa hidrofílica.

    En un transformador nuevo, la celulosa no tendrá más del 0.5% de humedad si ésta fue adecuadamente deshidratada durante la construcción del equipo. Un transformador en operación -varios años- deberá mantener alrededor de 1.0% de humedad en la celulosa.


    Un incremento en este porcentaje de humedad base seca recortará el ciclo de vida útil del equipo.


    Normalmente la gente de mantenimiento no se preocupa cuando observa que el contenido de humedad en el aceite es de 25 ppm, ya que la norma indica que todo contenido de humedad por debajo de 30 ppm es aceptable. Sin embargo, la saturación de humedad y/o contenido de humedad en el aceite en mucho depende de su temperatura. Esto significa que a una temperatura de 60 grados Centígrados el aceite puede contener más agua; 25 ppm no son un problema, en este caso el contenido de humedad base seca es de 0.62%.

    Pero, 25 ppm cuando el aceite tiene una temperatura de 20 grados centígrados, y no puede contener al agua debido a la diferencia de gravedades específicas -"el agua y el aceite no se mezclan"-, el contenido de humedad base seca será de 5.37%. Hay mucha agua en el aislamiento sólido -el papel es hidrofílico-, y ésta afectará gravemente las propiedades mecánicas del papel, despolimerizéndolo.

    Transformadores que llevaban varios años en operación, y que no habían sido mantenidos debidamente, fallaron. Al inspeccionarlos se encontró que la falla se ubicaba en el primer tercio -de abajo hacia arriba- de los devanados. Justo donde hay mayor humedad. Eliminar contenidos de humedad a tiempo ayudaré a extender el ciclo de vida útil del sistema de aislamiento del transformador.


    ¿Cuándo hay mucha humedad en el aislamiento sólido?


    Cuando el aislamiento sólido contiene 2.5% de humedad base seca, es recomendable someterlo a un proceso de deshumidificado a través de un sistema de vacío.

    Nota importante:

    Para determinar el contenido de humedad depositado en la celulosa es necesario medir la temperatura de la muestra de aceite al momento en que ésta es drenada, asimismo el porcentaje de humedad relativa en el ambiente.




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