Mantenimiento del aceite de transformadores

 

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

La cromatografía de gases en ésteres naturales para Transformadores

https://imseingenieria.blogspot.com/2015/07/la-cromatografia-de-gases-en-esteres.html

 

 

 

Evolución de los niveles de tensión en redes de A.T.

 

Por “transmisión eléctrica” se entiende la transferencia de energía eléctrica desde el punto de generación hasta el punto de consumo. Las redes de transmisión eléctrica son más complejas y dinámicas que las de otros servicios públicos, como el agua o el gas, pues el flujo de energía que sale de la central generadora llega al consumidor final a través de transformadores, subestaciones y líneas de transmisión y distribución.

El desarrollo de las redes eléctricas de corriente alterna empezó en los EE.UU., en 1885, cuando George Westinghouse compró las patentes americanas que protegían el sistema de transporte de corriente alterna, desarrollado por L. Gaulard y J. D. Gibbs, de Paris. William Stanley, un antiguo socio de Westinghouse probaba transformadores en su laboratorio de Great Barrington, Massachusetts. Allí, en el invierno de 1885-1886, instaló Stanley la primera red experimental de distribución de corriente alterna que alimentaba 150 lámparas de la ciudad. La primera línea de transporte de corriente alterna en los EE.UU., se puso en funcionamiento en 1890, para llevar energía eléctrica, generada en una central hidro-eléctrica desde Willamette Falls, hasta Portland, Oregón, distantes una de la otra, 13 millas.

Las primeras líneas de transporte fueron monofásicas y la energía se consumía, generalmente, sólo en alumbrado. Incluso los primeros motores fueron monofásicos; pero el 16 de mayo de 1888, Nikola Tesla, presentó una memoria en la que describía los motores bifásicos de inducción y los síncronos. Las ventajas de los motores polifásicos se pusieron de manifiesto inmediatamente y en la Columbian Exposition de Chicago de 1893 se mostró al público una red de distribución de corriente alterna bifásica. A partir de entonces, la transmisión de energía eléctrica, especialmente trifásica, fue sustituyendo gradualmente a los sistemas de corriente continua. En enero de 1894, había en EE.UU. cinco centrales generadoras polifásicas, de las cuales una era bifásica y las restantes trifásicas. El transporte de energía eléctrica en los EE. UU. se hace actualmente sólo por corriente alterna.

Uno de los motivos de la rápida aceptación de los sistemas de la corriente alterna fue la existencia del transformador que hace posible el transporte de energía eléctrica a una tensión más alta que la de generación o utilización con la ventaja de una mayor capacidad de transmisión, como se indica en la tabla siguiente:

 

Tensión entre fases kV	Capacidad de transmisión MVA
115 138 230 345 500 765	50 72 200 450 945 2200

Comparación de la capacidad de transmisión en líneas trifásicas abiertas

 

En el sistema de transporte de corriente continua, los generadores de corriente alterna suministran corriente continua a la línea por medio de un transformador y un rectificador electrónico. Un convertidor electrónico transforma, al final de la línea, la corriente continua en alterna, pudiendo reducir la tensión por medio de un transformador. Estudios económicos han demostrado que el transporte aéreo de corriente continua no era económico en los EE.UU. para distancias menores de 350 millas.

Desde los primeros transportes de corriente alterna en los EE. UU., la tensión de funcionamiento se ha ido incrementando con rapidez. En 1890, la línea Willamette-Portland funcionaba a 3.300 V. En 1907, funcionaba ya una línea a 100 kV. En Europa, la primera instalación comercial moderna (transmisión de corriente alterna trifásica), de 110 kV, se puso en servicio en Alemania hacia 1910. La tensión creció a 150 kV en 1913, a 220 kV en 1923, a 244 kV en 1926 y a 287 kV en la línea de Hoover Dam a Los Ángeles que entró en servicio en 1936. En 1953 se puso en funcionamiento la primera línea de 345 kV, mientras que en Europa se alcanzó por primera vez el nivel de los 380 kV en Suecia en 1952.  En 1965 se puso en funcionamiento en Rusia la primera línea de 500 kV; cuatro años más tarde, en 1969, se puso en funcionamiento la primera línea de 765 kV en EE.UU. Desde entonces se han puesto en servicio algunas instalaciones que superan los 1.000 kV, aunque no se operan a este nivel de tensión. Desde el año 2009 China cuenta con una instalación piloto de 1.100 kV, y la India una línea corta de 1.200 kV en 2013.

En California, grandes cantidades de potencia hidroeléctrica se transportan desde el noroeste del Pacífico hasta el sur de California en líneas de corriente alterna de 500 kV a lo largo de la costa y hacia el interior a través de Nevada por corriente directa a 800 kV entre líneas.

Hasta 1917, las redes eléctricas funcionaron, corrientemente, como unidades separadas, porque empezaron como sistemas aislados extendiéndose gradualmente para cubrir el país. La demanda de grandes bloques de potencia y de mayor seguridad de funcionamiento sugirió la interconexión de los sistemas cercanos. La interconexión es ventajosa económicamente debido a que se necesita menor número de máquinas de reserva para atender a las cargas punta (capacidad de reserva) y a que funcionan menor número de máquinas sin carga para tener en cuenta las repentinas e inesperadas elevaciones del consumo (reserva en carga). La reducción de máquinas se hace posible, porque, generalmente, una compañía puede pedir a otra la potencia adicional que necesite. La interconexión, además, permite a las empresas aprovechar las fuentes de energía más económicas, pudiendo ser más barato a una compañía el comprar energía que el producirla en una central anticuada. La interconexión se ha incrementado de tal manera, que se ha convertido en rutinario cambio de energía entre las redes de diferentes compañías. La continuidad de servicio de los sistemas que dependen de centrales hidroeléctricas en su mayor parte, es posible, en tiempo de extrema sequía anormal, gracias a la energía obtenida de otros sistemas a través de la interconexión.

La interconexión planteó muchos problemas nuevos, de los cuales se han resuelto la mayor parte; incrementa la intensidad de la corriente en la red cuando se produce un cortocircuito y exige la instalación de interruptores de mayor corriente nominal. La perturbación causada por un cortocircuito en un sistema puede extenderse a los interconectados con él, a menos que se hayan previsto, en el punto de interconexión, los adecuados relés e interruptores automáticos. Las redes interconectadas no solo tienen que tener la misma frecuencia nominal, sino que los generadores síncronos de una red deben estar en fase con los de las demás.

La programación del funcionamiento, perfeccionamiento y expansión de una red eléctrica exige el estudio de cargas y de estabilidad y el cálculo de fallos. Un problema importante en el funcionamiento correcto del sistema es el de fijar cómo se ha de repartir entre las distintas centrales generadoras y, dentro de éstas, entre las distintas máquinas, la potencia a producir en un momento determinado.

 

FUENTES:

Alstom Grid: Revista nº 9 

William D. Stevenson: Análisis de sistemas eléctricos de potencia

Revisión de los Regularores en carga (OLTC`s)

 

1) DESCRIPCIÓN GENERAL

El regulador en carga o cambiador de tomas, que son las denominaciones más usuales, es un equipo que permite modificar las tensiones de un transformador, sin que sea necesario desconectar la máquina de servicio.

El sistema Jansen es el más usual en Europa. Se basa en la utilización de resistencias óhmicas en la transferencia de corriente de un escalón a otro.

Fabricantes como: MR, TRAFOUNION, ACEC, ABB, etc..., utilizan el sistema Jansen como filosofía de fabricación de cambiadores de tomas.

El conmutador en carga consta de 3 elementos básicos: selector de tomas, ruptor y mando o accionamiento a motor.

El selector tiene la función de elegir la toma deseada en función de la posición que nos interese. Esta acción se efectúa sin carga, pero con plena tensión. 

Una vez que conseguimos la posición elegida, el ruptor transmite — instantáneamente — la corriente de la toma anterior a la actual. La transmisión de movimientos está controlada por el mando o accionamiento a motor.

El ruptor o conjunto insertable, va alojado en un compartimento o recipiente estanco, lleno de aceite, que va atornillado a la tapa del transformador por la parte superior y unido al selector mediante mecanismos por la zona inferior.

2) MANTENIMIENTO

El cambiador de tomas es el único elemento dinámico de la máquina estática que conforma un transformador.

Los factores que originan la necesidad de un mantenimiento preventivo son: El nivel de aislamiento y la intensidad de corte.

El nivel de aislamiento es básico en los cambiadores de tomas instalados en línea, ya que se exige una rigidez dieléctrica elevada. La degradación del aceite, debido al arco eléctrico que se produce en cada conmutación con producción de gases y residuos, contribuye a disminuir las condiciones aislantes del conjunto, posibilitando la aparición de fallos eléctricos y desgastes mecánicos más acusados.

La intensidad de corte es conocida como la capacidad del conmutador en carga de interrumpir o establecer la intensidad de servicio del transformador. Como se ha indicado anteriormente, en cada conmutación se produce un arco eléctrico, originando residuos sólidos de grafito que se irán sedimentando en las partes metálicas del cambiador, disminuyendo el poder dieléctrico del conjunto.

Estas consideraciones nos llevan a la realización de un mantenimiento preventivo y selectivo de los equipos instalados. Estos criterios a seguir están basados en el número de maniobras que efectúa el cambiador de tomas o en la fecha de la última revisión.

En líneas generales, la recomendación generalizada es la de revisión cada 50.000 a 70.000 maniobras para los cambiadores de tomas instalados en punto neutro, que son los más usuales o cada 4-5 años desde la última revisión.

Para los conmutadores instalados en líneas o triángulo, la recomendación es de revisión cada 30.000 a 40.000 maniobras o intervalos de 2 a 3 años.

Las operaciones que se realizan en el mantenimiento de un conmutador se enumeran así:

❖ Extracción mediante grúa o cualquier otro elemento de izado del cuerpo insertable o ruptor del recipiente de aceite fijado a la tapa del transformador.

❖ Vaciado del aceite del recipiente y limpieza del mismo.

❖ Desmontaje del ruptor.

❖ Verificación de contactos, resistencias y conjuntos mecánicos.

❖ Sustitución del aceite del recipiente conservador y tuberías

❖ Verificación de la transmisión

❖ Verificación y puesta a punto del mando o accionamiento a motor.

❖ Completa puesta a punto de ruptor y accionamiento a motor.

❖ Pruebas eléctricas y mecánicas de enclavamientos.

❖ Pruebas de funcionamiento para su posterior puesta en servicio.

Este chequeo generalizado va reflejado en un informe de puntos de inspección e incidencias, cuya copia queda en poder del cliente.

Los informes realizados pasan a una base de datos informatizada, que es utilizada para seguimiento y control del mantenimiento de los cambiadores de tomas.

Para la ejecución de los trabajos de mantenimiento de conmutadores en carga, se precisan a 1 ó 2 personas especializadas, con un nivel alto de experiencia que de forma metódica reciben entrenamiento anual y reciclaje en las distintas fábricas de proveedores usuales de conmutadores.

3) RECOMENDACIONES FINALES

El mantenimiento preventivo de los conmutadores en carga nos ha demostrado con fundadas experiencias, de la longevidad de un transformador con seguimiento y control de sus componentes más vitales.

Las revisiones, según el número de maniobras o periodicidad temporal, serán una garantía clara de funcionamiento de la instalación.

El disparo del relé de protección que lleva el conmutador y la desconexión de la red del transformador, es el signo evidente de un fallo dentro del conmutador por diversos motivos.

La inspección del cuerpo insertable o ruptor, debe realizarse extrayendo el conjunto y chequeando sus componentes. Esta acción evitará graves averías en el cambiador de tomas o más costosas en el propio transformador.

PARA SABER MÁS:

Cambiadores de tomas bajo carga (OLTC) para Transformadores 

https://imseingenieria.blogspot.com/2016/06/cambiadores-de-tomas-bajo-carga-oltc.html

    Fallos en Cambiadores de Tomas Bajo Carga (OLTC´s)

    https://imseingenieria.blogspot.com/2023/04/fallos-en-cambiadores-de-tomas-bajo.html

Centros de Transformación (Versión 2) (Presentación Powerpoint)

 

F

La ferrorresonancia

 

A

Maniobra y protección de las baterías de condensadores de Media Tensión

 

Fallos en Cambiadores de Tomas Bajo Carga (OLTC´s)

 

Si se busca un sitio del transformador donde haya mayor fuente de contaminación y esfuerzos eléctricos ese es el cambiador de tomas bajo carga. La existencia de descargas y extinción de arco eléctrico producto de la disipación de energía en el interior del ruptor generan gran cantidad de carbón, agua, gases e incrementa la degradación del aceite generando subproductos que se acumulan sobre las superficies de los componentes ubicados al interior.

La carbonización de contactos (“coking”) y la contaminación del aceite (“fouling”) son los principales modos de fallo que afectan al cambiador de tomas. La carbonizaciòn o “coking” se define como “la formación de depósitos altamente carbonizados sobre superficies que transfieren calor al líquido que los rodea y se suman a la resistencia térmica total a la transferencia de calor de dichas superficies” y es una forma avanzada de contaminación (“fouling”) comúnmente encontrada en el refino de productos derivados del petróleo. La evolución de la carbonización de contactos contempla una serie de pasos que comprenden:

•    Aparición de sobrecalentamientos localizados con temperaturas mayores de 200 ºC.

•    Recubrimiento del contacto con una capa de carbón microporo.

•    Reducción de la capacidad de transferencia de calor del contacto e incremento de la temperatura.

•    Aceleración de los dos primeros pasos. 

Estudios complementarios han mostrado que el material que componen los contactos es fundamental al determinar la temperatura que dichos contactos pueden alcanzar y que inicia el proceso de carbonización. De los materiales evaluados, el recubrimiento de contactos con plata es al parecer la mejor opción debido a su mejor conductividad. La microestructura del material derivada de su proceso de fabricación es un factor a tener en cuenta ya que, al estar los contactos compuestos de cobre sinterizado sobre un esqueleto de tungsteno, el grado de uniformidad en el tamaño y distribución de las partículas de cobre determinarán si el camino de corriente se forma a través del esqueleto de tungsteno con mayor punto de fusión o compromete “islas” de cobre haciendo que se fundan y que el material se arrastre cuando el contacto deslice ocasionando su erosión. De igual forma, la calidad del aceite determina su resistencia al arco. Si el aceite es filtrado y reutilizado después de un mantenimiento del cambiador de tomas, el fenómeno de carbonización se presentará más rápidamente que si el aceite es nuevo y ha sido obtenido por hidrogenación catalítica y no por sulfonación.

Cuando el cambiador de tomas envejece se mueve gradualmente de un modo térmico de operación generado por el uso a uno generado por desgaste. Un 70% al 90% de los gases que se generan en un cambiador en buena condición son hidrógeno y acetileno. Este patrón cambia cuando la carbonización se incrementa ante lo cual el porcentaje de estos gases puede caer a valores tan bajos como el 5%. La carbonización de contactos y su calentamiento asociado ocasionan generación de gases típicos del fenómeno de “refinación inversa” tales como alquenos, alquinos y mezcla de ambos, así como la concentración de compuestos aromáticos (Benceno, Etilbenceno, Tolueno y Xilenos) denominados gases BTEX.

La Tabla siguiente muestra la distribución de valores de la relación entre la concentración de acetileno e hidrógeno sobre el TCG (gases combustibles totales) para una población de 91 transformadores. Se observa que en más del 70% de los transformadores se cumple que la relación es mayor al 70%.

Los equipos con bajo valor en la relación son objeto de evaluación y seguimiento detallados.

Análisis del porcentaje de concentración de C2H2 + H2 (acetileno

+ hidrógeno) para una población de transformadores

 

PARA SABER MÁS:

Cambiadores de tomas bajo carga (OLTC) para Transformadores

https://imseingenieria.blogspot.com/2016/06/cambiadores-de-tomas-bajo-carga-oltc.html