Mantenimiento

Mantenimiento

. B 1 B . A d r e a v e r y t s h e r 0 g s 1 i r t 0 y h / 2 p i g o r 5 1 l C l / A 1 © 1

Mantenimiento 

Definición: Es ase ase urar urar el funcio funcionam namien iento to conti continuo nuo de de todo acti activo. vo.



Objetivo: Asegurar la competitividad de la empresa por medio de:  Garantizar la disponibilidad y confiabilidad planeadas de la función. 



2 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©



empresa. Cumplir normas de seguridad y medio ambiente. .

Mantenimiento 

Definición: Es ase ase urar urar el funcio funcionam namien iento to conti continuo nuo de de todo acti activo. vo.



Objetivo: Asegurar la competitividad de la empresa por medio de:  Garantizar la disponibilidad y confiabilidad planeadas de la función. 



2 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©



empresa. Cumplir normas de seguridad y medio ambiente. .

Tipos de mantenimiento

3 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Predictivo

¿Cómo está funcionando el equipo? Consiste en detectar antes de la falla

Preventivo

¿Cuándo le toca cambio de ...? Consiste en reemplazar antes de la falla

Detectivo

¿Por qué se detuvo el equipo? Consiste en detectar la causa de la falla

Correctivo

Consiste en reparar y corregir las causas de la falla falla después después de haber haber fallad fallado o (Urgencia, Emergencia)

Mejorativo

Modificación o cambios de las condiciones originales del equipo para mejorar el desempeño de la función.

INTRODUCCION 



El transformador requiere menor cuidado comparado con otros equipos eléctricos. El grado de mantenimiento e inspección necesarios para su operación depende de:  

  4 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©



su capacidad, de la importancia dentro del sistema eléctrico, , de las condiciones climatológicas, del ambiente y, en general , de las condiciones de operación.

ANALISIS DE ACEITES AISLANTES EN EL TRANSFORMADORES

cmo-6-slow.wmv

. B 5 B . A d r e a v e r y t s h e r 0 g s 1 i r t 0 y h / 2 p i g o r 5 1 l C l / A 1 © 1

Introducción

6 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Introducción Los aceites minerales que son utilizados como fluidos aislantes y refrigerantes de transformadores muestran valiosa información sobre las condiciones de o eración de los e ui os ue los usan. 

Los aceites aislantes minerales son productos que sufren degradación por los esfuerzos térmicos y eléctricos a los que están sometidos, generando roductos de descom osición ue son utilizados ara evaluar la resencia de un problema o falla en los transformadores. 

Reaccionan con el oxígeno, oxidándose y formando productos cuyas características aceleran la de radación de los demás materiales, diminuyendo la vida útil de los equipos. 

La vida útil de un transformador está directamente relacionada con la vida del papel aislante, la celulosa se degrada por la acción del calor, deteriorando sus propiedades eléctricas y mecánicas. 

7 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Introducción Existen actualmente 2 grupos de líquidos aislantes, clasificados de acuerdo a sus aplicaciones: 

ce es a s an es e uso genera : on ace es a s an es e or gen mineral, que tienen base parafínica y nafténica obtenidos durante el proceso de refinación y extracción adecuados, en determinadas fracciones del etróleo natural. 

Aceites aislantes de seguridad : Son aceites de origen mineral o sintético, indicados para transformadores que deben ser instalados en locales donde el ries o de ex losiones /o incendios deben ser minimizados. 

Estos aceites deben presentar características no inflamables 8 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

. 

Aceite aislante de silicona.

Introducción CARACTERISTICAS PRINCIPALES ( Valores Medios Típicos )

Propiedad Punto de Fulgor (°C) r as Dieléctricas a 25° C Estabilidad

9 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Minerales

nera to P.F.

Siliconas

140

260

300

0,05 Regular

0,05 Regular

0,001 Regular

Resistencia al Fuego Reigidez

Mala

Buena

Optima

D-1816

40

40

40

MANTENIMIENTO A TRAVES DEL ACEITE AISLANTE 

Mantenimiento Preventivo

Durante el funcionamiento de un transformador varios son los factores que con r uyen con e e er oro e ace e a s an e, como por e emp o a humedad, la sobrecarga, el sobrecalentamiento y la falta de mantenimiento. La humedad, el calor y el oxigeno, crean un ambiente propicio para deteriorar e ace e a s an e.

0 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

El agua y el oxígeno cuando entran en contacto con el aceite aislante, reaccionan debido a la acción de los catalizadores como el cobre y el fierro, . acelera con el calor, cuanto mas alta sea la temperatura, mayor será la velocidad del deterioro, cuanto menos oxidado esté el aceite aislante más lento será el proceso de degradación del papel, siendo lo ideal que no haya presencia de sedimento durante el tiempo de vida del transformador.

Preventivo – Análisis de aceite aislante 

n ss

s coqu m co

Con ensayos periódicos podemos comprobar el grado de deterioro del aceite, detectando el momento en que se inicia la formación de se men o y as omar me as para ev ar e enve ec m en o prematuro del aceite.  Rigidez dieléctrica  Tensión interfacial  Cantidad de agua. 

 1 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©



Pérdida dieléctrica a 25°C

PCB Contenido de inhibidor

Preventivo – Análisis de aceite aislante 

Indice de Neutralización ( Acidez Total) 

Indica el total de compuestos ácidos presentes en el aceite aislante.



Los ácidos aceleran el deterioro del aceite y del papel



Los ácidos atacan a las partes metálicas del transformador.



n ace e nuevo, s e n ce e e ser menor a ,

mg

g ace e.

Para aceite en servicio considerar hasta 0,15 mgKOH/g aceite, sobre este valor se debe programar un posible cambio o regeneración del . 

No permitir que este valor sobrepase a 0,5 mgKOH/g aceite, que origina la formación de sedimento insoluble. 

2 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©


Tensión Interfacial Es la medida de la fuerza necesaria para que un anillo plano de platino rompa a n er ase orma a por e agua y e ace e. 

Una disminución de la tensión interfacial indica la presencia de productos que son el resultado de deterioro del aceite. 



Para aceites nuevos el valor mínimo es de 30 mN/m.

Para aceites en servicio, el valor mínimo es de 23 mN/m, la formación de lodos comienza cuando la tensión interfacial alcanza valores inferiores a este. 

3 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©


Pérdidas Dieléctricas ( Factor de Potencia / Tangenta Delta ) Es la medida de la tangente del ángulo de fase entre la tensión y la corr en e, a ap carse una erenc a e po enc a pre e erm na o a os electrodos entre los cuales se coloca el liquido aislante. 

Es extremadamente sensible a contaminaciones y puede indicar si los va ores o en os en os ensayos prov enen e con am nan es o e a propia deteriración del aceite. 



en aceite usado el factor potencial hasta 0,5% a 25°C es aceptable, de 0,5% a 2% a 25°C, el aceite debe ser analizado detalladamente para . 

4 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

El factor potencial de un aceite nuevo y en buenas condiciones es de , ° .


Rigidez Dieléctrica Es la medida de la resistencia que el aceite aislante presenta al mpac o e c r co.



Esta prueba es la indicada para comprobar la presencia de agentes contaminantes como el agua, impurezas, fibras celulósicas húmedas, par cu as me cas o con uc oras en e ace e, pu en o ex s r concentraciones significativas cuando se presenta bajo tensión. 

5 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©



Aceite Nuevo : ASTM D 1816 – 48 kV mínimo



Aceite Usado : ASTM D 1816 – 32 kV mínimo


Contenido de Agua Las carcterísticas eléctricas del aceite son fuertemente influenciadas por a presenc a e agua. 

Un alto contenido de agua en el aceite puede reducir su Rigidez Dielectrica al punto de volverlo inutilizable. 

Se consideran como valores maximos aceptables para servicio continuo: 

6 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©



35

m ara e ui os con tensión hasta 69 kV.



25 ppm para equipos con tensión mayor a 69 kV y menor a 230 kV



20 ppm para equipos con tensión mayor a 230kV y menor a 345kV

MANTENIMIENTO A TRAVEZ DEL ACEITE AISLANTE 

Mantenimiento Predictivo

El metodo en este tipo de mantenimiento consiste en la extracción de los gases sue os en una peque a mues ra e ace e a s an e, on e una par e de los gases extraidos son analizados por cromotografía en estado gaseoso, determinandose así su composición cualitativa y cuantitativamente. Los resultados obtenidos son analizados se ún criterios de dia nósticos preestablecidos, a travez de los cuales se puede observar la existencia de fallas y luego tomar las precauciones necesarias de mantenimiento. La secuencia de la muestra es su erida con el fin de crear un historial ara realizar un mejor seguimiento del transformador en observación. En el caso de transformadores nuevos, se recomienda la toma de muestras al mes y 3 meses despues de haber puesto el equipo en servicio. 7 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Predictivo – Análisis de aceite aislante 

n s s romatogr

co

El conocimiento que se tenga de la composición de gases disueltos en el aceite aislante, hace posible detectar la existencia de fallas internas del transformador en cualquiera de sus etapas.

8 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Gases analizados: H2  Hidrógeno O2  Oxígeno tr geno  CH4  Metano  Monóxido de carbono CO C2H4  Etileno C2H2  Acetileno 

Furanos

Mantenimiento Predictivo

Generación de los gases combustibles • Efecto corona

• ro ucc n e escargas • Formación de arcos • •Sobrecalentamiento en general 9 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Mantenimiento Predictivo – Criterios de Diagnostico Evaluación de una posible falla considerando la presencia proponderante de ciertos gases Descomposición Termica del Aceite : Los productos de la descomposición incluyen etileno (C2H4) y metano (CH4) junto con cantidades mas pequeñas . formados si la averia es severa o involucra contactos eléctricos. Descomposición Térmica del Aceite : 70

63

L 60 B I T 50 S U 40 B M O30 C E 20 0 2 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

10

%

16 0

2

CO

H2

19

0

0 CH4

C2H6

C2H4

C2H2

Mantenimiento Predictivo – Criterios de Diagnostico escompos c n e a e u osa : ran es can a es e ox o e car ono y monoxido de carbono (CO) son desarrolladas por el calentamiento en la celulosa. Los gases tales como el metano(CH4) y el etileno (C2H4) podrian ser formados si la averia involucra una estructura impregnada en aceite.

Descomposición de la Celulosa Gas : Monóxido de Carbono 100

Principal

92

L B I 80 T S

60

B M O 40 C E D 20 % 1 2 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

8.7

1.2

0.01

0.01

0.01

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

0 CO

H2

Mantenimiento Predictivo – Criterios de Diagnostico escompos c n por escargas : eque as escargas e energ a e c r ca producen hidrogeno (H) y metano (CH4) con pequeñas cantidades de etano (C2H6) y etileno (C2H4). Cantidades comparables de monoxido de carbono (CO) y dioxido de carbono puede reultar de descargas en la celulosa. Descomposición por De scargas Principal Gas : Hidrogeno 90 E 80 L B I 70 T S 60 U B M40 O C 30 E D 20 %10 2 2 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

80

13 0.2 CO

H2

CH4

0.5

0.2

0.1

C2H6

C2H4

C2H2

Mantenimiento Predictivo – Criterios de Diagnostico escompos c n or rco c r co: ran es can a es e rogeno y acetileno (C2H2) son producidos con menores cantidades de metano (CH4) y etileno (C2H4). Dioxido de carbono y monoxido de carbono puede producirse si la falla involucra a la celulosa. El aceite puede ser carbonizado. Descomposición Por Arco Eléctr ico Principal Gas : ACETILENO

60

L B I T S U B M O C E D %

60 50 40 30 20 5

10 0.01

3 2 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

2

3

C2H6

C2H4

0 CO

H2

CH4

C2H2

Mantenimiento Predictivo – Criterios de Diagnostico m es e concen rac n e gases millon (PPM)

Status

sue os en par es por

H2

CH4

C2H2

C2H4

C2H6

CO

CO2

TDCG

Condición 1

100

120

35

50

65

350

2,500

720

Condición 2

101 - 700

121 - 400

36 - 50

51 - 100

66 - 100

351 - 570

2,500 - 4,000

721 - 1,920

- ,

- ,

-

-

- ,

- ,

> 1,800

> 1,000

> 80

> 200

> 150

> 1,400

Condición 4

4 2 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Tabla 1

,

-

,

> 10,000

,

- , > 4,630

Mantenimiento Predictivo – Criterios de Diagnostico eto o e ota

e ases om ust

es:

• Si el total de Gases Combustibles no supera los 720

ppm y ningún gas individual supera los limites que da la tabla 1 (Condición 1); el transformador está operando sat s actor amente.

5 2 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

• Si el total de gases combustibles se sitúa en el rango de 721 a 1920 m y cual uiera de los ases combustibles individuales se sitúan dentro de los límites especificados en la tabla 1 (Condición 2) el transformador tiene una falla interna que debe ser investigada, se recomienda tomar una nueva muestra para determinar el monto diario de la generación de gases.

Mantenimiento Predictivo – Criterios de Diagnostico eto o e ota

e ases om ust

es:

• Si el total de gases combustibles se sitúa en el rango de 1921 a 4630 m cual uiera de los ases combustibles individuales se sitúan dentro de los límites especificados en la tabla 1 (Condición 3) el transformador esta presentando un alto nivel de descomposición de la celulosa y/o aceite. Se debe realizar un nuevo análisis cromatográfico en el lapso mas breve y calcular el monto diario de generación de los gases y de acuerdo a estos resultados, tomar la acción requerida. • Si el total de gases combustibles e individuales están en los rangos que indica la condición 4; entonces los aislamientos sólidos y líquidos del transformador se están descomponiendo 6 2 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

servicio al transformador para investigar y corregir la falla que se este desarrollando.

Mantenimiento Predictivo – Criterios de Diagnostico cc ones asa as en os esu a os e TDCG Total de Gases Combustibles Generación (TDCG) o Volumen mas alto de Gases de un Gas individual. (PPM/Día) Condiciones

Condicion 1

<= 720 m del TDGC o el volumen mas alto de un gas individual según tabla 1

< 10 10 - 30

Intervalo de nuestreo Acciones a tomar Anualmente o semestralmente para trafos de alta tensión Continue opera ción normal Tri me stra lm ente Ejerza vigilancia. Analice los gases individuales para determinar la causa. Determine si la producción .

>

721 - 1,920 ppm del TDGC o la mas alta generación de un Condición 2 gas individual según tabla 1

1,921 - 4,630 ppm del TDGC o la mas alta generación de un Condición 3 gas individual según tabla 1

7 2 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Condición 4

> 4,630 ppm del TDGC o la mas alta generación de un gas individual según tabla 1

< 10 10 - 30 > 30

< 10 10 - 30 > 30

< 10 10 - 30

> 30

Ejerza vigilancia. Analice los gases individuales para determinar la causa. Determine si la producción Trimestralmente de gases depende de la carga. Mensualmente Mensualmente e rz a e xtre ma v g a nc a . n a ce los gases individuales para determinar la causa. Planee la salida de servicio del trafo. Llamar al fabricante y a otros especialistas Mensualmente solicitando a yuda. Semanalmente Semanalmente Ejerza extrema vigilancia. Analice los gases individuales para determinar la causa. Planee la salida de servicio del trafo. Llamar al fabricante y a otros especialistas Semanalmente solicitando a yuda. Diariamente

Diariamente

Considere el retiro del servicio del trafo. Llamar al fabricante y a otros especialistas solicitando ayuda.

Mantenimiento Predictivo – Criterios de Diagnostico e o o e as azones e ogers • Este metodo considera las concentraciones relativas de cinco gases : Hidrogeno (H), Metano (CH4), Etano (C2H6), Etileno (C2H4) y Acetileno (C2H2); siendo las concentraciones mas significativas:

C2H4

H2

C2H6

• En la tabla 2 se muestra las razones caracteristicas así como las posibles fallas. 8 2 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

• En este método no se consideran los óxidos de Carbono. • La evaluación de la incidencia de la celulosa en las fallas es realizada subjetivamente, considerando el incremento de concentración de estos ases.

Mantenimiento Predictivo – Criterios de Diagnostico LOS RATIOS DE ROGERS

CASO 0

9 2 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

2: 2 2 ......C2H4

1: 4 ......H2

5: 2 4 .....C2H6

Diagnóstico de Falla Sugerido

< 0,1

> 0,1 y < 1,0

< 1,0

Funcionamiento Normal

1

< 0,1

< 0,1

< 1,0

2

0,1 - 3,0

0,1 - 1,0

> 3,0

3

< 0,1

> 0,1 y < 1,0

1,0 - 3,0

4

<01

>10

10-30

5

< 0,1

> 1,0

> 3,0

Tabla 2

Descargas Parciales (Corona) y arcos de baja densidad de energía Arcos - Descargas de alta energ a Caalentamiento térmico a baja temperatura Alta solicitación térmica menor a 700 ° C Alta solicitación térmica mayor a 700 ° C

CROMATOGRAFIA DE GASES Y DETECCION DE FALLAS EN TRANSFORMADORES

. 0 3 B B . A d r e a v e r y t s h e r 0 g s 1 i r t 0 y h / 2 p i g o r 5 1 l C l / A 1 © 1

La Oroya 22 de Noviembre de 2005

BIBLIOGRAFIA



Mantenimiento de transformadores en líquido aislante Autor : Milan Milasch

Autor : Horning, Kelly, Myers (división de S.D. Myers – USA) 

1 3 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Estandar IEEE C57.104-1991

Electroandes – T&T

INDICE        

2 3 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Análisis cromatográfico de gases enerac n e os gases com us es Diagnóstico por gases combustibles totales Interpretación cualitativa y cuantitativa Interpretación cualitativa y cuantitativa: Gas Clave Interpretación por relación de gases combustibles Inter retación or ti o de as Aplicación: Casos SS.EE. Malpaso y San Cristóbal


Análisis de Cromatográfico de gases disueltos Forma parte del mantenimiento predictivo, ayuda a transformador en cualquiera de sus etapas.

determinar fallas internas del

Al presentarse una falla, en el aceite se producen gases disueltos combustibles y no combustibles.

3 3 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Monóxido de carbono… CO Hidrogeno……………… H2 Metano…………………. CH4 Etano…………………… C2H6 Etileno………………….. C2H4 Acetileno……………….. C2H2


Oxígeno……. O2 Nitrógeno…… N2 Dióxido de carbono.. CO2

Generación de los gases combustibles (GC) Los gases combustibles (GC), son gases generados por: 

Efecto corona

   

4 3 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Formación de arcos Puntos calientes Sobrecalentamiento en general

Electroandes T&T

Generación de los gases combustibles (GC) Efecto de la temperatura: 105°C El papel empieza a romper sus enlaces <300°C El papel se pone color café (se ver car con os uranos 300°C El papel se carboniza 400°C El aceite se vaporiza 700°C El aceite se carboniza 800°C El metal pierde su color 1000-1200°C El metal se funde 5 3 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Electroandes T&T

Método de diagnóstico de cantidad de gases –

Cantidad de gases combustibles 0 a 700 ppm

700 a 1,900 ppm

,

Diagnóstico

Indica operación satisafactoria: Repetir análisis cada 12 meses Indica deterioro, exceso del envejecimiento normal: Repetir análisis cada 3 ó 6 meses

, Repetir análisis cada mes

2,501 ppm 6 3 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©


Falla incipiente, repetir análisis más frecuente, efectuar inspección interna

Interpretación cualitativa y cuantitativa IEC-IEEE

7 3 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Electroandes T&T

Interpretación cualitativa y quantitativa GAS CLAVE

8 3 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Electroandes T&T

Interpretación cualitativa y quantitativa GAS CLAVE

9 3 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Electroandes T&T

Método de Relación de gases combustibles

Gases característicos (R)

-------C2H4

------H2

------C2H6

0

1

0

1
1

2

1

3
2

2

2

R < 0.1 . 0 4 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©



No.

Caracte- ------- -----ristica C2H4 H2

------C2H6

Típicos cimiento normal

1 4 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Descargas 0 parciales No es de significativo densidad de energía


1

0

Descarga de bolas de gas resultado de incompleta, alta humedad .


C aso o.

F alla C 2H 2 arac e- ------Ristica C2H4

CH4 -----H2

C 2H 4 ------C2H6

Igual que el an er or , pue en provocar perforación del aislamiento sólido.

Descargas parciales de alta densidad de energía

D 2 4 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Electroandes T&T

Descargas de energía reducida

E jem plos p cos

1-2

0

1-2

Centellamiento continuo d el aceite debido a conexiones de potenc a es . Ru ptura dieléctrica del aceite entre materiales sóli dos.


Caso No.

Falla C2H2 CH4 Caracte- ------- -----ristica C2H4 H2 Descar as de alta energía

3 4 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

F

Electroandes T&T

térmica de baja temperat. a < 150ºC

C2H4 ------C2H6

Ejemplos Típicos Descargas de , , ruptura dieléctrica del aceite entre espiras, enrollamientos, , corriente de interrupción del selector.

generalizado del conductor aislado.


Caso No.

Falla C2H2 CH4 Caracte- ------- -----ristica C2H4 H2

C2H4 ------C2H6

Ejemplos Típicos Sobrecalentamiento

G

4 4 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

H

Electroandes T&T

Falla térmica Tempera tura 150300 ºC

Falla térmica temperatu ra 300700 ºC

0

2

0

debido a concentraciones de flujo. Puntos temperatura crecientes desdes pequeños puntos del núcleo, sobrecalenta miento del cobre por corrientes de foucault


No.

I

Caracte- ------- -----ristica C2H4 H2 Falla Tempera tura > 700ºC

5 4 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Electroandes T&T

0

2

------C2H6

2

Típicos

Sobrecalenta miento del cobre debido a corrientes, ma os con ac os (formación de carbón por pirolisis). Puntos calientes por corrientes de circulación entre el núcleo y carcaza

La siguiente tabla da los valores normales y anormales de gases combustibles , que fue realizada por la Universidad Estatal de California EUA .

6 4 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

H2 CH4

<150 ppm < 25 ppm < ppm

C2H4

< 20 ppm

CO CO2 N2 O2

< 500 ppm < 10,000 < 1%-10% < 0.2%-3.5%

Electroandes T&T

>1000 ppm > 80 ppm > ppm

Arco, corona. Centellamiento o reca entam ento local > 100 ppm Sobrecalentamiento Severo >1000 ppm Sobrecarga severa > 15,000 ppm Sobrecarga severa > N.A. Sobrecarga severa > N.A. Sobrecar a severa

APLICACIONES : RESULTADO DE

7 4 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©


CODIGO : Fecha de

reporte :

IDENTIFICACION DE LA MUESTRA Fecha Muestreo : Fecha Analisis : Jeringa N° : Trf # : T4 Marca : Delcrosa

APLICACIONES : CASO MALPASO

06/10/2001 19/10/2001 1

Lugar : Año de Fab. : Potencia : Tensiones : Serie # :

S.E. Malpaso 1986 17 MVA 50/6.9 KV

DATOS DE LA PRUEBA CROMATOGRAFICA GASES Hidrogeno : Oxigeno : Nitrogeno :

G.C. H2

CONCENTRACION PORCENTUAL DE GASES COMBUSTIBLES

345

O2 N2

Monox. De Carb. Dioxid. De Carb. Etileno : Etano : Acetileno : Total G:C. Total G.N.C.

G. N. C. 14200 43000

CO CO2 C2H4 C2H6 C2H2

269 1530 1640 220 39

50

50.0 E J 40.0 A T N E 30.0 C R O20.0 P

10.0

24 8

10

7 1

0.0

3308

: :

60.0

58730

CO

H2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

6.2038

Total contenido de gas %

ANALISIS DE RESULTADOS VALORES DE REFERENCIA

GASES H2 CH4

8 4 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

C2H4 C2H2 CO CO2


RESULTADO

CANTIDAD < 150 < 25 < < 20 < 150 < 500 < 10000

1640 39 269 1530

C2H2/C2H4 0.0

CH4/H2 2.3

C2H4/C2H6 7.5

0

2

2

345 795

CONCENTRACION TOTAL DE GASES LIMITES RANGO EN PPM DIAGNOSTICO > 1000 Cuestionable > 80 Inaceptable > nacepta e > 100 Inaceptable > 200 Normal > 1000 Normal Normal > 15000

Nombre: Firma:

_________________

V°B° ________________

CODIGO : Fecha de

reporte :

IDENTIFICACION DE LA MUESTRA Fecha Muestreo : Fecha Analisis : Jeringa N° : Trf # : T4 Marca : Delcrosa

APLICACIONES : CASO MALPASO

15/11/2002 03/12/2002 1


S.E. Malpaso 1986 17 MVA 50/6.9 KV

DATOS DE LA PRUEBA CROMATOGRAFICA GASES Hidrogeno : Oxigeno : Nitrogeno :

G.C. H2


475

O2 N2

Monox. De Carb. Dioxid. De Carb. Etileno : Etano : Acetileno : Total G:C. Total G.N.C.

G. N. C. 12500 38900


312 1640 5820 808 155

60

60.0 E 50.0 J A T 40.0 N E C 30.0 R O P 20.0

10.0

22 3

5

CO

H2

8 2

0.0

9700

: :

70.0

53040

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

6.274



GASES H2 CH4

9 4 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

C2H4 C2H2 CO CO2


RESULTADO

CANTIDAD < 150 < 25 < < 20 < 150 < 500 < 10000

5820 155 312 1640

C2H2/C2H4 0.0

CH4/H2 4.5

C2H4/C2H6 7.2

0

2

2

475 2130

CONCENTRACION TOTAL DE GASES LIMITES RANGO EN PPM DIAGNOSTICO > 1000 Cuestionable > 80 Inaceptable > nacepta e > 100 Inaceptable > 200 Cuestionable > 1000 Normal Normal > 15000

Nombre: Firma:

_________________

V°B° ________________

APLICACIONES : INTERVENCIÓN AL

0 5 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©


APLICACIONES : UBICACIÓN DE LA FALLA

1 5 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

lectroandes es – T&T Electroand

APLICACIONES : DESMONTAJE DE PIEZAS

2 5 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©


APLICACIONES : MANTENIMIENTO DE PIEZAS

3 5 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©


CODIGO : Fecha de

reporte :

IDENTIFICACION DE LA MUESTRA Fecha Muestreo : 15/10/2003 Fecha Analisis : 25/10/2003 1 Jeringa N° : Trf # : Transf. Trifásico Marca : Delcrosa


S.E. Malpaso 1986 17 MVA 50/6.9 KV 126771T

DATOS DE LA PRUEBA CROMATOGRAFICA

APLICACIONES : TRANSFORMADOR Y ANALISIS

GASES Hidrogeno : Oxigeno : Nitrogeno : Metano : Monox. De Carb. Dioxid. De Carb. Etileno : Etano : Acetileno : Total G.C. Total G.N.C.

G.C. 0

H2 O2 N2 CH4 CO CO2 C2H4 C2H6 C2H2

G. N. C. 3650 9270

0 19 169 8 0 1 28

: :

13089

CONCENTRACION PORCENTUAL DE GASES COMBUSTIBLES 80.0 70.0 E 60.0 J A 50.0 T N E 40.0 C R 30.0 O P 20.0 10.0 0.0

68

29

CO

4

0

0

0

H2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

1.3117



GASES 4 5 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©


RESULTADO

H2

CANTIDAD < 150

0

C2H6 C2H4 C2H2 CO CO2 TDCG

< 10 < 20 < 150 < 500 < 10000 < 700

0 8 3 19 169 28

C2H2/C2H4 0.1

CH4/H2 0.0

C2H4/C2H6 0.0

0

0

0

CONCENTRACION TOTAL DE GASES LIMITES RANGO EN PPM DIAGNOSTICO > 1000 Aceptable > 35 > 100 > 200 > 1000 > 15000 > 2501

Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable

Nombre: Firma:

_________________

V°B° ________________

APLICACIONES

CASO: SAN CRISTOBAL

5 5 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©


APLICACIONES : RESULTADO DE

6 5 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©


CODIGO : Fecha de

reporte :

IDENTIFICACION DE LA MUESTRA Fecha Muestreo : 19/12/2005 Fecha Analisis : 12/05/2005 1 Jeringa N° : Trf # : Fase T Marca : General Electric


S.E. San Crsitóbal 1940 1 MVA 50/4.16 KV 300423 Veritas

DATOS DE LA PRUEBA CROMATOGRAFICA

APLICACIONES : CASO S.E. SAN CRISTOBAL

GASES Hidrogeno : Oxigeno : Nitrogeno :

H2

G. N. C.

O2 N2

Monox. De Carb. Dioxid. De Carb. Etileno : Etano : Acetileno : Total G.C. Total G.N.C.

G.C. 7460

5020 16400


180 2210 123000 22700 1340

70.0

0.0

23630

60

60.0 E 50.0 J A T 40.0 N E C 30.0 R O P 20.0

10.0

203680

: :


24 11 0 CO

4 H2

1 CH4

C2H6

C2H4

C2H2

22.731



GASES H2 CH4

7 5 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

C2H4 C2H2 CO CO2 TDCG


RESULTADO

CANTIDAD < 150 < 25 < < 20 < 150 < 500 < 10000 < 700

123000 1340 180 2210 203680

C2H2/C2H4 0.01

CH4/H2 6.57

C2H4/C2H6 5.42

0

2

2

7460 49000

CONCENTRACION TOTAL DE GASES LIMITES RANGO EN PPM DIAGNOSTICO > 1000 Inaceptable > 80 Inaceptable > nacepta e > 100 Inaceptable > 200 Inaceptable > 1000 Aceptable Aceptable > 15000 > 2501 Inaceptable

Falla térmica (puntos calientes) Arcos, centellamiento, calentamiento severo Temperatura > 700 °C

Recomendación: Realizar inspección interna urgente Nombre: Firma:

_________________

V°B° ________________

APLICACIONES : INTERVENCIÓN AL

8 5 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©



9 5 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©



0 6 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©



1 6 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©


APLICACIONES

CASO DOE RUN

2 6 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©


CODIGO : Fecha de

reporte :

IDENTIFICACION DE LA MUESTRA Fecha Muestreo : Fecha Analisis : Jeringa N° : Trf # : T1 Marca : Pensilvania


17/08/2004

Casa de Fuerza 7.5 MVA 50/2.4 KV 260962

DATOS DE LA PRUEBA CROMATOGR AFICA

APLICACIONES : FUERZA – T1

GASES Hidrogeno : Oxigeno : Nitrogeno :

O2 N2

Monox. De Carb. Dioxid. De Carb. Etileno : Etano : Acetileno :


Total G:C. Total G.N.C.

G.C. H2

G. N. C.


0

12400 49600 324 3480 16 0 0 34 3

: :

65480

100.0 90.0 80.0 E J 70.0 A T 60.0 N E 50.0 C R 40.0 O 30.0 P 20.0 10.0 0.0

94

CO

0

1

0

H2

CH4

C2H6

5 C2H4

0 C2H2

6.5823



GASES H2 CH 4

3 6 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

C2H4 C2H2 CO CO 2


RESULTADO

CANTIDAD < 150 < 25 < < 20 < 150 < 500 < 10000

16 0 324 3480

C2H2/C2H4 0.0

CH4/H2 0.0

C2H4/C2H6 0.0

0

1

0

0 3

CONCENTRACION TOTAL DE GASES LIMITES RANGO EN PPM DIAGNOSTICO > 1000 Normal > 80 Normal > orma > 100 Normal > 200 Normal > 1000 Normal Normal > 15000 Análisis Físico - químico :

Nombre: Firm a:

_________________

V°B° ________________

OK

Mantenimiento TECNOLOGIA QUE CONTRIBUYE A PROLONGAR LA VIDA UTIL DE LOS TRANSFORMADORES

ANALISIS CROMATOGRAFICO IMPREVISTAS DURANTE EL SUMINISTRO DE ENERGIA

4 6 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Mantenimiento Predictivo – Criterios de Diagnostico omponen es ur n cos en e

ce e

• El deterioro del aislamiento sólido (Pressboard) de los transformadores genera componentes Furánicos cuyo principal n ca or es e ur ura – . • Altas concentraciones de Furfural – 2 indican la degradación de la celulosa. • Los componentes Furánicos son generados por eventos térmicos mas no por descargas eléctricas. • Ha muchos factores ue influ en en el resultado de los análisis de los componentes Furánicos, tales como el tipo de preservación del aceite, tipo de aislamiento, tipo de transformador y tipo de tratamiento del aceite de transformador. 5 6 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

• Valor Aceptable <= 100 pbb • Valor Inaceptable 250 pbb

Mantenimiento Predictivo – Criterios de Diagnostico ra o e o mer zac n e

ape .

• Esta prueba entrega información sobre el grado de envejecimiento del papel y se realiza en muestras de este material. • El DP proporciona un estimado del tamaño promedio de los polímeros en las moléculas de la celulosa del papel y del pressboard. • El a el en transformadores nuevos tiene un DP de alrededor de 100. • El papel envejecido tiene un DP=150 a 200 punto en el cual éste ya ha erdido sus ro iedades mecánicas el ries o de falla es inminente.

6 6 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

• En razón que el envejecimiento del papel en la Parte Activa del transformador no es uniforme; es necesario tomar muestras de diferentes puntos para obtener un correcto diagnostico. • Tiene como desventaja de que hay que desencubar la Parte Activa del transformador, para tomar la muestra.

TRATAMIENTO DEL ACEITE DIELECTRICO RECONDICIONAMIENTO - FILTRADO DESGASIFICADO - SECADO POR TERMO VACIO

- PERCOLADO POR TIERRA FULLER - ADSORCION EN TIERRA FULLER

7 6 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

TRATAMIENTO DEL ACEITE DIELECTRICO Depende del grado de envejecimiento que este presenta. , partículas sólidas en suspensión, excluyendose a los productos de la oxidación, el tratamiento requerido consistira en el , medios mecánicos estos contaminantes. • Si el aceite presenta un proceso de oxidación avanzado con resencia de ácidos lodos en su seno entonces tendrá ue ser sometido a un proceso de regeneración, con la finalidad de remover los productos de la oxidación, los contaminantes ácidos y en estado coloidal, por medios químicos y de absorción. •

8 6 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

TRATAMIENTO DEL ACEITE DIELECTRICO De acuerdo a su grado de envejecimiento los aceites son clasificados en cuatro grupos a saber: GRUPO I : Aceites en condiciones satisfactorias

GRUPO III : Aceites que están envejecidos y que deben ser re enerados. GRUPO IV : Aceites que deben ser descartados por que su recuperación es técnico y económicamente no aconsejable. 9 6 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

TRATAMIENTO DEL ACEITE DIELECTRICO SECADO POR TERMOVACIO : • Es un proceso eficaz para el retiro de la humedad, gases y sustancias volátiles resentes en el aceite aislante. • En este proceso el aceite es filtrado, calentado y desgasificado con camaras de alto vacio. • Despues de pasar por el filtro, el aceite es pulverizado en humedad y se le desgasifica. Camara de Vacío control 0 7 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Filtros Bomba de vacio

1. Tratamiento

de aceite

TRANSFORMADORES ENERGIZADOS 40MVA, 220kV Central Hidroeléctrica Santiago Antúnez de Mayolo - Mantaro 1 7 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

CLIENTE: ELECTROPERU

TRATAMIENTO DEL ACEITE DIELECTRICO REGENERACION: • La re eneración de un aceite mineral enve ecido consiste en su tratamiento por procesos fisico-químicos específicos, a fin de restituirle sus propiedades originales. • El metodo mas utilizado para la regeneración es el de . • La percolación consiste en hacer pasar el aceite por tierra fuller con el objeto de retirar sus impurezas. • La ercolación uede realizarse or resión o or ravedad. • En la percolación por gravedad una columna de aceite (por su propio peso), pasa a travéz de un tanque conteniendo el absorbente. 2 7 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

absorbente con el auxilio de una bomba.

1. Tratamiento

de aceite

REGENERACION DE TRANSFORMADORES ENERGIZADOS 40MVA, 220 kV en ra

roe c r ca an ago

Antúnez de Mayolo - Mantaro 3 7 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

CLIENTE: ELECTROPERU

1. Tratamiento

de aceite

MUESTRAS DE ACEITE REGENERACION DE ACEITE EN TRANSFORMADOR 30MVA, 138 kV Subestación Trujillo Sur 4 7 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

CLIENTE: HIDRANDINA

SECADO DE TRANSFORMADORES

5 7 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

• La mayor parte del aislamiento sólido de un transformador está constituido de materiales de naturaleza celulósica (papel, cartón, madera ue tiene una elevada ri idez dieléctrica si están secos. • Cuando en un aceite los ensayos realizados presentan valores aceptables y sólo el grado de humedad es elevado, se puede retirar esta humedad aún teniendo el transformador energizado. . • Cuando el aceite presenta un contenido de agua elevado(por encima de los valores de orientación recomendados), ocurre la im re nación en los materiales celulósicos del transformador, siendo necesario un completo secado del transformador. • El sistema de secado completo consiste en retirar el equipo de operación, secar el liquido aislante a través del sistema , encubar la parte activa del transformador y llenado con el aceite ya tratado.

Mantenimiento Predictivo – Termografia En el ámbito industrial la aplicación de la termografía en el área de Mantenimiento es una de las más difundidas, especialmente en el Mantenimiento llamado Predictivo. La Termografía Infraroja en el área de mantenimiento presenta ventajas Comparativas inigualables, Quizá sea el ensayo mas divulgado y exitoso . Se complementa eficientemente con los otros ensayos del mantenimiento , , , .

6 7 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Mantenimiento Predictivo – Termografia Por medio de este equipo se controla los puntos calientes o criticos

7 7 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Mantenimiento Predictivo – Termografia transformadores de potencia

8 7 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Lodo en el Tanque de expansión

Flujo de aceite en el transformador

Daño de una fase de corriente.

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO

9 7 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©


0 8 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Pararrayos

Borne Alta Tension

rans orma or e medida y proteccion

Tanque de expansion|

Borne Baja Tension Rele Buchholz Indicador de nivel de aceite

Conmutador Bajo Carga

Valvula de sobrpresion 1 8 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Mando Conmutador Caja de bornes Bobinado

Desecador

Radiador

Ventilador

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO 



2 8 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Anote las lecturas de los medidores que están eneralmente instalados cuando las lecturas sean muy diferentes de las obtenidas en condiciones normales, es necesario realizar una cuidadosa verificación. Ademas de lo anterior, se debe prestar atención a los fenómenos anormales tales como ruido, cambio de color o de olores, que puedan e ec arse a rav s e os sen os.

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO •

Temperatura del Transformador relacionada con la duración de los materiales de aislamiento, por lo que es necesario prestarle atención.

3 8 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

W in di n g t em p er at u r e i n di ca t or

Oi l t em p er at u r e i n di ca t or

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO •

Inspección del Volumen de aceite desde el punto de vista del aislamiento y de la refrigeración. Cuando el nivel de aceite fluctúe notoriamente en relación con la temperatura, se debe detectar la causa .

4 8 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

I ndicador de Nivel


Ruido Las si uientes son las causas osibles de ruido anormal: o Resonancia de la caja y de los radiadores debido a . o Defecto en el mecanismo de ajuste del núcleo. . o Ruido anormal por descarga estática, debido a partes metalicas carentes de tierra o a la imperfección de la puesta a tierra. 

5 8 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO 



6 8 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Aflojamiento de las piezas de fijación y de las válvulas Cuando encuentre los terminales de tierra flo os, desenergice el transformador y apriételos enseguida. Los tornillos de los cimientos que estén sujetos a , evitar el desplazamiento del transformador. Fu as de Aceite Las fugas de aceite pueden ser causadas por el deterioro de algún empaque o por mal posicionamiento, .

Mantenimiento de los Aisladores a os ec n cos: er que s existen daños o fugas de aceite. 



deterioro del aislamiento son la medición de la resistencia de delta ó fdp. Para realizar estas pruebas es necesario independizar los devanados de los bornes, la evaluación del resultado no debe depender únicamente de los valores absolutos obtenidos, sino de los valores obtenidos cada año y la variación entre ellos. 

7 8 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Mantenimiento de los Aisladores Inspección por excesivos calentamientos parciales: Se debe en la mayoria de los casos a aflojamientos, si llegara a observarse elimine el polvo de las partes de contacto y apriete firmemente. 

8 8 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

daños son muy serios, cambiar por nuevos. Inspección de fugas de aceite: Si el aceite se sale por el em a ue a ústelo o cámbielo. 

Mantenimiento e Inspección del Equipo de Refrigeración Verifique la fuga de aceite de las cabeceras del radiador y de las partes soldadas del panel o del tubo. 

las obleas o en el tubo , el flujo del aceite se dificulta el transformador. Si los radiadores son del ti o desmontable, verifique que las válvulas se abran correctamente.  9 8 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Mantenimiento e Inspección de los Termometros Es importante que se verifique la temperatura del transformador en servicio, ya que ello indica las condiciones de funcionamiento. 

corroido internamente, que la aguja se mueva adecuadamente funcione adecuadamente. Verificar ue el tubo de bourdon se encuentre en buenas condiciones ya que con el paso de los años este tiende a desgastarse.  0 9 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Mantenimiento e Inspección del Indicador de Nivel Ponga atención a una fuga de aceite por su parte visible, cuando el cristal esté manchado límpielo con un trapo. 

cuidado de mantenimiento que cualquier instrumento ordinario, flotador metálico requiere atención cuando hay una 1 9 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

penetración del aceite al flotador, por vibraciones y sobre todo tiempo.

Mantenimiento e Inspección del Relé Buchholz Este relé esta hecho para proteger el transformador contra fallas internas. A un lado de la caja del relé 



2 9 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

inspección que permite observar el volumen y el color de gas , para evaluar la causa y el grado de falla. Limpie el cristal de la ventanilla de inspección, revise el interior y verifi ue si el flotador se mueve normalmente. 

Mantenimiento e Inspección del Relé Buchholz Los contactos de mercurio deben manejarse con sumo cuidado, ya que puede romperse cuando hay vibraciones. Como rutina, examine fugas de aceite y producción de gas en el réle. El relé puede funcionar 



flotador está sumergido en el aceite, cuando el eje de soporte 3 9 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

cuando hay una fuga de aceite.

Mantenimiento e Inspección de la Válvula de Sobrepresión Cuando hay un accidente, la presión interna aumenta ocasionando que la placa de expansión se levante y la presión sale, cerrando los contactos del microinterruptor. Las válvulas actuales son libres 



4 9 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

destructibles, a excepción del microinterruptor que debe ser . Verifique si no hay alguna fuga de aceite or el dis ositivo. 

Mantenimiento e Inspección de los Respiraderos de Silica-Gel Estos dispositivos están hechos para eliminar la humedad y el polvo que entran al transformador. 

humedece con aceite, es por que hay demasiado aceite en el falla interna. Generalmente es de color naranja y cuando la absorción de humedad llega a un 20 o 40% el color cambia a blanco, en tal caso se debe cambiar o secar el silicagel.  5 9 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Mantenimiento Conmutadores bajo carga INSPECCION Y ESPECIALIZADO DE CONMUTADORES BAJO .

6 9 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Mantenimiento Conmutadores bajo carga INSPECCION Y MANTENIMIENTO DE CONMUTADOR BAJO CARGA MR MIII300

Subestación EL ALTO

7 9 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

:

BOLIVIA

Relé de Protección del Cambiador de Tomas Bajo Carga La operación del relé de protección puede ser indicio de una avería grave. 

Cuando el funcionamiento del relé provoque la desconexión de los disyuntores, debe procederse como sigue:  

. Anotar la posición del servicio del cambiador.

Bloquear el mando a motor desconectando el guardamotor, de modo que se evite una una maniobra del cambiador causada por un control remoto. 

8 9 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

. cerrar inmediatamente la válvula del conservador de aceite. 

Verificar si la palanca del relé de protección se encuentra en la pos c n esconex n o en pos c n earme. 

,

Relé de Protección del Cambiador de Tomas Bajo Carga 

Adicionalmente debe chequearse los siguientes puntos:



¿Cual era la carga del transformador al momento de disparo?

¿Fue ejecutada una maniobra del cambiador inmediatamente, antes o durante el desenganche? 

¿Funcionarón al momento del desenganche otros dispositivos de protección del transformador? 

¿Fuerón registradas sobretensiones en el momento del desenganche? 

 9 9 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Despues de una comprobación minuciosa del cuerpo insertable, el

ningún daño ni en el cambiador de tomas ni en el transformador.

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO 

0 0 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

PERIODICIDAD DE LAS INSPECCIONES N° 1 2

Piezas a Inspeccionar Termómetros Accesorios con contactos de

Periodicidad Una vez al año Una vez al año

3 4 5

Ventiladores de refrigeración Conservador Resistencia de aislamiento de los devanado e c n e angen e e a Aceite Componentes del interior

Una vez al año Una vez en 5 años Una vez al año

7 8

na vez en a os Una vez al año Una vez cada 7 años

PRUEBA DE TRANSFORMADORES EN CAMPO PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO EN TRANSFORMADORES La resistencia de aislamiento se define como el valor de la resistencia en , corriente directa durante un tiempo dado y medido a partir de la aplicación del mismo. Se usa como referencia de tiempo de 1 a 10 min Resistencia mínima de aislamiento en aceite a 20°C Voltaje entre Voltaje entre fases kV Megohms fases kV Megohms

1 0 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

1.2 2.5 5 8.66 15 25 34.5 46 69

32 68 135 230 410 670 930 1240 1860

92 115 138 161 196 230 287 345

2480 3100 3720 4350 5300 6200 7750 9300

PRUEBA DE TRANSFORMADORES EN CAMPO

2 0 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Antes de realizar la prueba de resistencia de aislamiento en los transformadores se recomienda:  Desconectar todos los terminales de boquillas. Cuando el transformador tiene salida por cable subterráneo es recomendable hacer la prueba con todo y cable desde el transformador hasta el .  El tanque del transformador debe estar sólidamente conectado a tierra.  .  Se deben poner puentes entre los terminales de las boquillas de los devanados primario y secundario.  servar que no presenten cam os ruscos e temperatura urante la prueba.  Previo a la realización de las pruebas limpiar las boquillas de polvo y ume a .

PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO EN TRANSFORMADORES Alta tensión contra baja tensión mas tierra

Linea

Tierra Megger Guarda

3 0 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO EN TRANSFORMADORES Baja tensión contra alta tensión mas tierra

Tierra

Linea Megger Guarda

4 0 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO EN TRANSFORMADORES Alta tensión contra baja tensión

Linea

Tierra Megger Guarda

5 0 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

PRUEBA DE TRANSFORMADORES EN CAMPO TRANSFORMADORES Factores que influyen sobre la resistencia de aislamiento. 



 6 0 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Efecto de la condición de superficie de aislamiento.- Las , de aislamiento. Efecto de la humedad.- La humedad en los materiales aislantes ace que se presen e una re ucc n en a res s enc a e aislamiento. Efectos de la temperatura.- La resistencia de aislamiento varia en forma inversa con la temperatura en la mayoria de los aislamientos.

PRUEBA DE TRANSFORMADORES EN CAMPO Su efectividad se debe a que los parametros medidos son las caracteristicas fundamentales del aislamiento. Cualquier cambio ( movimiento fisico, deformación, deterioro o contaminación), en una o más de las caracteristicas fundamentales del aislamiento, son detectadas durante la prueba. Esta prueba permite detectar la presencia de humedad, carbonización y otros tipos de contaminación del aislante de devanados, de aisladores de entrada y del aislante líquido en transformadores de potencia y de Las deformaciones de los devanados se descubre por un cambio en la capacitancia, valor que se mide durante la prueba. 7 0 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

manifiestan por un valor de corriente anormalmente elevado que se obtiene con la prueba adicional de corriente de excitación.

PRUEBA DE TRANSFORMADORES EN CAMPO El procedimiento para la prueba de medición del factor de potencia en transformadores es el siguiente: Desconectar todos los equipos externos al transformador.  Desenergizar el transformador y desconectar sus terminales  . Poner en corto circuito cada devanado en los terminales de sus  boquillas. Cerciorarse que el tanque del transformador esté aterrizado.  Limpiar la porcelana de las boquillas.  8 0 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES

H1

x0

H2

x1

x2

H3

x3

Terminales de alta tensión

Terminales de baja tensión

Medidor del factor de potencia

F. P. 9 0 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

Esquema de conexiones para prueba de medición del factor de potencia

CALENTAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES Introducción

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av a e una m qu na e c r ca y en par cu ar e un transformador, convencionalmente, se refiere a condiciones , ambiente y para su carga nominal. Someter la máquina a una determinada sobrecarga o bien mantenerla cargada a una temperatura ambiente superior a la establecida por las normas, implica un envejecimiento prematuro de los aislantes.

CALENTAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES Al analizar el calentamiento es entonces de fundamental importancia determinar en las distintas condiciones de trabajo, la temperatura en los distintos puntos y en particular aquellos donde se alcanzan los máximos valores, con el objetivo de garantizar finalmente una adecuada estabilidad eléctrica y mecánica. Se debe también tener presente que la temperatura de los arrollamientos no es un orme por a presenc a e pun os ca en es causa os por distintas razones, por ejemplo: estrechamiento de canales, flujos 1 1 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

CALENTAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES Las normas establecen los tipos de refrigeración, las condiciones partes de la máquina. La norma IEC -76 considera una temperatura normal ambiente entre -25°C y +40°C para transformadores de potencia, la temperatura de instalación en sitio no debe exceder de +30°C como promedio mensual en el mes mas caliente y +20°C como promedio anual. Si las condiciones de temperatura en sitio exceden estos limites los 2 1 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

reducirse en el mismo valor que en el exceso.

CALENTAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES Sobreelevación de temperatura para transformadores inmersos en aceite o liquido sintetico con aislación clase “A” Sobreelevación del aceite en la parte superior Sobreelevación media del devanado (medido por variación de resistencia)

60°C 65°C

pruebas de calentamiento que se debe realizar al transformador. El transformador debe ser ca az de conducir en servicio continuo la potencia nominal sin exceder los limites de temperatura dados. 3 1 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

CALENTAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES Las normas permiten evaluar la capacidad de sobrecarga en función de las distintas temperaturas del medio ambiente, la vida útil de un transformador se reduce debido fundamentalmente a situaciones no comunes, como sobretensiones, cortocircuitos y sobrecargas de emergencia, la probabilidad de superar estas solicitaciones, se deben funadamentalmente a : • La severidad del evento • Del diseño del transformador • De las tem eraturas de las distintas artes del transformador. • Del contenido de humedad en el aceite. • Del contenido de oxigeno y otros gases. • De la cantidad, tamaño y tipo de impurezas presentes. 4 1 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

CALENTAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES Consecuencias de cargar el transformador más alla de las condiciones normales: • Aumenta la temperatura de los arrollamientos, elementos de fijación, conexiones de salida, aislamiento y aceite pudiendo alcanzar niveles inaceptables. • fuera del núcleo debido al flujo disperso, provocando pérdidas adicionales y el calentamiento de esas partes. • Con la variación de la tem eratura cambia el contenido de humedad y de gas del aislamiento y del aceite. • Aisladores, conmutadores, conexiones de salida y eventualmente transformadores de corriente son sometido a 5 1 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

utilización.

TIPOS DE SOBRECARGAS Sobrecarga cíclica normal: Consiste en hacer funcionar la máquina a una temperatura su erior indicada or las normas lo ue e uivale a considerar que el transformador funciona durante algunos ciclos con un envejecimiento acelerado y que se compensa funcionando durante otros ciclos con un envejecimiento menor. Carga cíclica de emergencia prolongada: Se presenta cuando un transformador absorbe la carga de otro ue se encuentra fuera de servicio, alcanzando durante el ciclo una temperatura superior a lo nominal. Si la duración persiste durante semanas y aún meses, puede provocar un envejecimiento considerable. 6 1 1 3 0 0 2 . t p e S / B B A E P ©

se debe reducir la carga para limitar la temperatura.

TIPOS DE SOBRECARGAS Carga de emergencia de corta duración: Se trata de fuertes sobrecargas poco frecuentes que causan que el conductor untos calientes ue alcanzan niveles eli rosos una posible reducción temporaria de la resistencia dieléctrica (debido a la formación de burbujas de gas a temperaturas de 140 a 160 °C, con un contenido normal de humedad.

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Mantenimiento

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