ESTADO DEL ACEITE
Se extrae una muestra de aceite aislante
para un posterior análisis de las propiedades físico químicas así como del
contenido de gases disueltos en el mismo.
❖ Interpretación de los
resultados del análisis de gases disueltos:
INTRODUCCIÓN
El método de diagnóstico de averías
latentes en los transformadores se basa en el análisis cromatográfico de los
gases de descomposición del aceite aislante por calentamiento excesivo de
ciertos puntos del transformador o por descargas eléctricas en su seno. Según sea
la temperatura del punto caliente o la energía de las descargas, las
proporciones en que se producen los diferentes gases de descomposición son
distintas, lo que permite conocer, no solamente la existencia de una avería
latente, sino también el tipo de la misma y su importancia.
A través de un análisis periódico del
aceite es posible mediante esta técnica detectar cualquier anormalidad de este
tipo que pueda aparecer y seguir su evolución, con objeto de poder tomar las
medidas oportunas antes de que se produzca un fallo interno.
GASES DE DESCOMPOSICIÓN
Por efecto de las mencionadas
solicitaciones térmicas y eléctricas, los aceites aislantes dan lugar a los
siguientes gases de descomposición.
H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 C3H8 C3H6
C3H4
Además, si se ven afectados los
aislamientos sólidos (papel, cartón, madera…) pueden producirse cantidades
importantes de CO y CO2.
Los defectos de tipo térmico dan lugar a
una proporción mayor de hidrocarburos saturados, mientas que en los de tipo
eléctrico predominan los insaturados.
Si la magnitud del defecto no es muy
importante, los gases se producen en pequeña cantidad y pueden disolverse en el
aceite, al menos hasta que esté saturado de gases. Por el contrario, si la
producción de gases es muy violenta o el aceite está saturado, parte de los
gases quedarán sin disolver y darán lugar a una actuación del relé Buchholz.
A partir de numerosas investigaciones de
laboratorio y del estudio de los resultados de análisis de aceites procedentes
de transformadores en servicio, se ha podido establecer que las relaciones
entre las concentraciones de los diferentes gases están relacionadas con el
tipo de defecto en la forma indicada por la Tabla I (Publicación CEI 599).
Nota 1. Cuando la energía de las descargas aumenta, las
relaciones primera y tercera pasan de 1 a 2.
Nota 2. Los gases proceden principalmente de la descomposición del
aislamiento sólido, lo cual explica el valor de la tercera relación.
Nota 3. Este tipo de defecto produce generalmente un aumento de
la concentración de gases. La segunda relación es normalmente del orden de 1,
dependiendo de la calidad del aceite y de la temperatura.
Nota 4. Un aumento de la concentración de C2 H2 puede indicar que la temperatura del punto caliente es superior a 1.000ºC.
La relación entre las concentraciones de CO2 y CO en transformadores sanos está comprendida entre 3 y 11. Valores por debajo o por encima de estas cifras pueden ser debidos a una descomposición de la celulosa de los aislamientos sólidos, que vendrá acompañada de concentraciones significativas de hidrocarburos.
CONCENTRACIONES DE ALARMA
El envejecimiento normal del aceite de un transformador en servicio, da lugar también a la formación de los anteriores gases en pequeña cantidad, por lo que para que unos resultados sean significativos respecto a la posible existencia de un defecto interno, habrá que comparar las concentraciones medidas con las que se considera normales por envejecimiento. Sin embargo, estas concentraciones no están bien definidas, pues dependen de los materiales utilizados en el transformador, del tipo de construcción, del ciclo de trabajo, del número de años de servicio, etc… No obstante, se han podido fijar unos límites aproximados a partir de los cuales puede pensarse en la posible existencia de una causa ajena a un envejecimiento normal: estos límites son los de la Tabla II.
Estos valores se han deducido de
un estudio estadístico realizado en diferentes países con 1.030 transformadores
y corresponden a los valores que en esta población de transformadores han sido
superados aproximadamente en un 10% de los casos.
Si el transformador analizado es
de regulación en carga y la cuba del regulador está comunicada con la cuba
principal, los gases producidos durante la conmutación (principalmente C2H2 y
C2H4 ) pasarán al aceite y pueden dar una indicación falsa de defecto eléctrico.
ACTUACIÓN DE ACUERDO CON LOS
RESULTADOS DE UN ANÁLISIS
La actuación recomendable a la
vista de los resultados de un análisis es la que se indica en la Tabla III.
Obsérvese que se da una importancia especial a la evolución del contenido de
gases, ya que los valores obtenidos en un análisis aislado pueden variar
considerablemente de un transformador a otro y sólo son indicativos en cuanto a
la posible existencia o no de un defecto: su evolución posterior es la que
podrá confirmar la presencia real del defecto.
CONTENIDO EN AGUA
El agua contenida en el aceite de
un transformador en servicio, puede alcanzar valores de hasta 20 a 30 p.p.m.:
cantidades mayores pueden ser indicativas de una degradación de los materiales
aislantes o un cierre imperfecto en algún punto del transformador, que permite
el contacto del aceite con el aire ambiente sin pasar por el desecador.
PERIODICIDAD DE LAS REVISIONES
Se recomienda analizar los gases
en el aceite con la siguiente periodicidad:
❖ Transformadores de generación
y transformadores de red de gran responsabilidad: al ponerse en servicio, a los
3 meses, a los 6 meses, a los 12 meses y después cada año.
❖ Transformadores de red,
reactancias, transformadores de medida, etc…: al ponerse en servicio, a los 3
meses, a los 12 meses y después cada 2 años.
Si los resultados de un análisis
dan pie para sospechar de la existencia de algún tipo de defecto, estos tiempos
deben acortarse y volver a analizar el aceite cada mes o cada 3 ó 6 meses,
según la importancia del defecto sospechado y la responsabilidad del
transformador.
FUENTE:
ABB: Oferta de Servicios
completos para Transformadores de Potencia
PARA SABER MÁS:
Bases de la Cromatografía en
aceites de Transformadores en servicio (Parte 1ª)
https://imseingenieria.blogspot.com/2017/02/bases-de-la-cromatografia-en-aceites-de.html
Bases de la Cromatografía en aceites
de Transformadores en servicio (y Parte 2ª)
https://imseingenieria.blogspot.com/2017/02/bases-de-la-cromatografia-en-aceites-de_4.html
Limitaciones de las técnicas DGA de detección de
fallos incipientes en Transformadores
https://imseingenieria.blogspot.com/2015/08/limitaciones-de-las-tecnicas-dga-de.html
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