Operacion y Mantenimiento de Transform Adores

UNIVERSIDAD TECNOLOGICA NACIONAL FACULTAD REGIONAL CONCORDIA

AÑO 2009 ING. ELECTRICA

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES

AUTOR: Ing Elec FERNANDO MARULL Concordia 2009 Operación y Mantenimiento de Transformadores

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Ing. Fernando Marull

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INDICE

Cap DESCRIPCIÓN DEL TEMA TRATADO

Pag.

1.

EL TRANSFORMADOR DE POTENCIA……………………………………….. 5

2.

CONTROL DE VIDA DE AISLACIONES EN PAPEL Y ACEITE……………… 11

3.

EVALUACIÓN DE LA DEGRADACIÓN POR EFECTO TÉRMICO……… ….. 15

4.

OPERACIÓN EN SOBRECARGA……………………………………………….. 23

5.

INCIDENCIA DE LAS SOBRETENSIONES EN LA DEGRADACIÓN DEL AISLAMIENTO…………………………………………………………………….. 31

6.

SOLICITACIÓNES DURANTE LOS CORTO CIRCUITOS……..…….……….. 35

7.

MEDIDA DE LA TANG δ − FACTOR DE POTENCIA…………..…………….. 43

8.

MEDIDA DE "LA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO..……..…………………. 49

9.

DESCARGAS PARCIALES………………………………………..……………… 53

10.

CONTROL DE LOS ACEITES……………………………………..……………… 59

11.

RIGIDEZ DIELECTRICA DEL ACEITE…………………………..……………… 65

12.

RESISTIVIDAD Y FACTOR DE PERDIDA……..……………………………… 69

13.

GENERACION DE GASES EN TRANSFORMADORES..................................…. 79

14.

EL CONTENIDO DE AGUA EN EL ACEITE Y LA AISLAMIENTO……..…… 101

15.

LA ACIDEZ EN EL ACEITE O INDICE DE NEUTRALIZACIÓN……..………..107

16.

LATENSIÓN INTERFASIAL DE LOS ACEITES (TIF) ……..………………….. 111

17.

CRITERIO DE COLOR E INDICE DE CALIDAD (I.D.Q.) SEDIMETOS LODOS Y CONTENIDO DE PARTICULAS……..…………………………………………113

18.

CONTENIDO DE BIFENILOS POLICLORADOS P.C.B………………………. 117

19.

CONTENIDO DE FURANOS ……………………..…………………………..…. 123

20.

GENERALIDADES DE OTROS ENSAYOS ………………………….………… 125

21.

TRATAMIENTOS DE ACEITE PARA EL MANTENIMIENTO ……………….. 129

22.

MANTENIMIENTO DE TRANFORMADOR Y ACCESORIOS …………….…. 135

23.

TABLAS DE DIAGNÓSTICO PARA EL ANÁLISIS DE LAS FALLAS ….…. ... 141

24.

TRANSFORMADORES DE MEDIDA…………………………………..…….…. 143

RECONOCIMIENTOS A los amigos enrriquecieron con sus dialogos técnicos y diversos aportes, la elaboración del presente manual, todo el personal que colaboró con el autor durante 35 años en la Gestión de Operación Mantenimiento de Transformadores desde AyE Div Santa Fe hasta la Gerencia de Transmisión de C.H. de Salto Grande

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1 EL TRANSFORMADOR DE POTENCIA 1.1. Introducción

El transformador es el componente imprescindible de los modernos sistemas de transporte de energía eléctrica y se presenta de la más variadas formas y tamaños, todos son importantes para la continuidad del servicio, pero siendo el transformador de potencia por el tamaño, inversión y costo de las pérdidas que ocaciona la falla de mismo, es el que merece la dedicación superlativa de los especialistas involucrados. Los transformadores usados en alta y muy alta tensión son máquinas cuyo nivel de sofistcación es máximo, en ellos se aplican las técnicas más avanzadas del diseño eléctrico y mecánico, al efecto que pueda responder éxitosamente a todas las solicitaciones que el servicio le demandará. Esquema eléctrico

I1

I2 V1

V2

Relación de corrientes N1 I1 = N2 I2

I1 / I2 = N2 / N1

Relación de tensiones N1 V2 = N2 V1

V2 / V1 = N2 / N1

Relación de potencias V1 * I1 = V2 * I2 = S 1.2.-El transformador de potencia sumergido en aceite

El aceite es un medio que además de proveer aislación a la máquina, le facilita la refigeración, tanto de los bobinados como del núcleo, además aporta un medio efectivo para extraer el calor al exterior, circulando tanto de un modo forzado como natural.

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En la figura presentamos el esquema de un transformador en aceite, con la bolsa para que éste no entre en contacto con el aire y preservarlo de la oxidación.

Bushing BT

Bushing de AT

Tanque de expansión con bolsa de sellado atmosférico

A E R O R E F R

Cuba

Relación de pesos varían exponencialmente con la potencia nominal Veamos una relación decomponenetes en base a un Transformador 100 MVA Peso total ; 1,3 Tons/MVA Peso FeSi; 0.7 Tons/MVA Cobre

; 0,15 Tons/ MVA

Celulosa ; 0,05 Tons/ MVA Aceite

; 0,25 Tons/ MVA

Como vemos sólo 0,30 Tons /MVA es celulosa y aceite y son los únicos materiales pasibles de envejecimiento por el desgaste del uso a lo largo del tiempo, el resto es Hierro y Cobre que son prácticamente exentos de envejecimiento.

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1.3.- Ciclo de vida de los transformadores

REVISION DISEÑO

FABRICACIÓN ENSAYOS

ESPECIFICACIÒN

RECAMBIO

COMISIONAMIENTO

RECONSTRUCCIÒN

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

ANALISIS DE FALLA DESCARTE FIN DE VIDA UTIL

EXTENSIÒN DE VIDA ÚTIL

DESEMPEÑO EN OPERACIÓN

1.4.- Especificaciones técnicas

Las especificaciones técnicas del transformador, son de gran importancia para el futuro desempeño de la unidad, en ellas, el operador debe explicitar además de todas las exigencias que el sistema eléctrico, las condicines ambientales a las que someterá a la unidad durante la vida de la misma. Básicamente está compuesta por las propias especificaciones técnicas generales y particulares, además es conveniente el uso de la planilla de datos garantizados donde se explicitarán todas las exigencias técnicas requeridas por el comprador de la unidad y también fugurarán, agellas que serán completadas por el fabricante, el resto de las características técnicas que se estimen sean útiles para las comparación de las unidades a adquirir. 1.5.- Verificación del diseño

Está probada la utilidad de realizar una “revisión del diseño” por un especialista experto en proyecto de diseño de transformadores y en ella se verifican todos los datos que se puedan auditar, tanto los ofrecidos como los garantizados en la planilla de oferta, como aquellos que permiten verificar los parámetros ofrecidos. Una limitación importante es que los fabricantes en algunos casos no dan toda la información que deberían entregar alegando reserva técnológica. La verificación se realiza básicamente sobre los párametros principales y consiste en los siguientes pasos:

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Puntos destacados en la revisión del diseño FLUJO Y PÉRDIDAS EN HIERRO VERIFICACION DE PARAMETROS DE DISEÑO

DENSIDAD DE CORRRIENTE

TEMPERATURA PROMEDIO DE CADA BOBINADO DISEÑO TÉRMICO

PUNTO CALIENTE HOT SPOT Y TRANS CORTOCIRCUITO TEMPERATURA PROMEDIO DE NUCLEO A FRECUENCIA INDUSTRIAL Um

DISEÑO ELECTRICO

CON SOLICITACIÒN SOBRETENSION ATMOSFERICA BIL CON SOLICITACIÒN SOBRETENSION .MANIOBRA SIL DE BOBINADOS POR ESFUERZOS DE CORTOCIRCUITO

ELECTROMECANICO

CUBA POR SOBREPRESIÒN DEBIDO A FALLA INTERNA

1.6.- Inspección del proceso de fabricación

Las instalaciones donde se fabrica la unidad, así como la pericia técnica de los operarios de la planta para ejecutar la manufactura del transformador, debe ser verificada apropiadamente con el siguiente esquema. CORTE DE CHAPA POLUCIÓN APTITUD DE LAS INSTALACIONES INSPECCIÓN DE LA FABRICA

PROCESO SECADO

CALIFICACIÓN DE LA MANO DE OBRA LIMPIEZA ORGANIZACIÓN Y CONTROL TRAZABILIDAD DE MATERIALES USADOS

CONTROL DE CALIDAD

ENSAYOS DE RECEPCION DE INSUMOS INSPECCION DE PROCESOS DE FABRICACIÒN REGISTOS DE TIPO

ENSAYOS

ENSAYOS DE CONTROL DE LA MANUFACTURA

DE RUTINA

1.7.- Ensayos y comisionamiento

Las unidades antes de salir de fábrica deben ser ensayadas convenientemente de acuerdo a la norma IEC60076, especialmente para verificar si el espécimen responde a las características técnicas pactadas en la compra, y también será un efectivo control, para cuando se realice el transporte y el montaje en sitio. Es por ello, que el resultado de algunos ensayos de rutina, permite su uso como referencia para asegurar que el montaje en el emplazamiento fue bien realizado. Los ensayos de comisionamiento, son en general, los que verifican el funcionamiento correcto y seguro de la máquina, sus accesorios y las protecciones, pero también muchas mediciones servirán como dato de partida para el historial al que el responsable

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de la explotación debe recurrir para evaluar cualquier cambio de valor que se aprecie fuera de lo normal. 1.8.- El mantentenimiento, control de la vida útil y Riesgo de falla

Como vemos más adelante, existen una serie de ensayos, que por su características pueden ser realizados tanto en laboratorio como en campo, y además, ser repetidos sin mayor costo; estos son importantes, dado que es el único método que se dispone para evaluar si el transformador aún es confiable, o si se detecta un aumento en el índice de falla durante el servicio. Curva doble exponencial invertida

Indice de Falla

Zona de índice inadmisible 2 años

20 a 30 años

El especialista debe prolongar la vida util del transformador, manteniendo la máquina dentro de los índices de confiabilidad compatibles con la función que presta la misma dentro del sistema de transmisión de energía. Para este estudio deberán tenerse en cuenta elementos tales como; Probabilidad de falla (P) y Riesgo de falla (R) cuya formula en se establese en función de el numero estadistico de fallas anuales (λ) [nº de unidades/año] valor que los distintos foros,como CIGRE o IEEE, recomiendan para cada tipo de transformador.

P = 1 − R = 1 − e λt = 1.9.-Calculo del el costo de propiedad del transformador Vemos cual son los costos totales de un transformador para el propietario (CPT), quien opera el mismo y se beneficia con su explotación. La expreción de los costos es :

CPT = DEP + MAN + INS + OPP + DEV + RSK Donde DEP, es la depreciaciónde la unidad MAN, costo de mantenimiento INS, costo del seguro OPP, costo de oportunidad Operación y Mantenimiento de Transformadores

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DEV, devaluación, factor de inflación RSK, riesgo especifico de falla

RSK = (CostoUnida dNueva ) x (1 − e λt ) = El Rédito Económico Financiero del funcionamiento del transformador (REF) El rédito esperado del funcionamiento de un transformador también es algo complejo que describir, consideraremos el tiempo la energía real entregada por el transformador al usuario final y el precio pagó por MWh como en la ecuación

REF = ( EnergiaDes pach ) x(CostodeEne rgia $ / MWh) =

Este es el beneficio que actúa como retorno financiero de la inversión, dado por un transformador bajo ciertas condiciones de operación. Entonces queda claro: • Costo de la Energía no Suministrada o costo de la falla muy importante en caso de • Deterioro de imagen empresarial. • Sobrecostos de Mantenimiento • Costo de renovación.

Vs • Elevación del costo financiamiento de los seguros por elevacion de las primas. • Tiempos de reparación o de reposición de unidades simpre prolongados 10 a 15 meses

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2.- CONTROL DE VIDA DE AISLACIONES EN PAPEL Y ACEITE Para evaluar el desarrollo de la vida de las aislaciones combinadas sólida y líquida tipo papel-aceite, se deberán tener en cuenta un determinado número de datos, de "efectos y acciones", entre los cuales a primera vista se pueden plantear los siguientes enfoques: ƒ ƒ ƒ

Vectores de degradación Evaluación de la degradación. Acciones para atenuar el envejecimiento

2.1-Vectores de degradación

Vale resaltar la importancia de los registros de operación para la investigación del comportamiento del equipo o para el análisis de las fallas que hubieran ocurrido . Se engloba en estos vectores a los datos históricos de la operación del equipo : − − − − − − − − − −

Datos históricos de las temperaturas de operación de los equipos . Seguimiento de las temperaturas ambientales máximas de las Subestaciones. Ciclos anuales de cargas máximas. Ciclos de cargas diarias Operación en vacío. Solicitación por sobretensiones. Operación en sobrecarga. Ocurrencia de corto-circuitos cercanos. Transitorios de energizaciones , arranques con gran corriente de Inrush Calidad del aceite. Contenido de Agua. Oxígeno, Gases y Contaminantes.

2.2- El mantenimiento y la evaluación cuantitativa de la degradación

La medición de parámetros de naturaleza fsicoquímica, permite obtener un amplio panorama, tanto de las situaciones de carácter histórico, como de aquellos problemas de naturaleza evolutiva. El menú de posibilidades es muy grande y se enumeran aquí algunos de ellos, quedando al buen criterio del especialista la administración y selección de los mismos. Por lo general, si tenemos dos tipos de ensayos, los que se realizan sobre la máquina que por lo general para ejecutarlos se necesita disponerla fuera de servicio y los que se realizan sobre el aceite, que dado la facilidad de realizar la extracción con la máquina en servicio, ofrece un menú amplio de posibilidades. De todos modos, las mediciones sobre la aislacion sólida son de gran significacion y se debe elegir muy bien los más representativos para aprovechar efícientemente la salida de servicio programada de la unidad.

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Ensayos sobre la unidad y la Aislación sólida Angulo de pérdida en aislación. Tang δ. Resistencia de aislación-Ra. Indice de polarización.-I.P Relación de absorción dieléctrica-RAD Polarización y depolarización dieléctrica En C:C: - PDC. Linealidad de resistencia de aislación con la tensión. Indice de tension residual de la polarizabilidad del aislante. Descargas parciales. Medicion de la corriente de magnetizaciòn en B.T. Respuesta en fercuencia F.R.A.. Tang Delta en barrido de frecuencia o Espectrografia Dielectrica. Grado de polimerizacón del papel Análisis fisicoquímicos en el Aceite − − − − − − − − − − − − − − − − −

Contenido de humedad Acidez (índice de neutralización) Concentración de oxígeno en el aceite Contenido de gases combustibles. Tensión interfasial. Colorimetría.y espectrifotometría Contenido de inhibidores ( DBPC o BTH). Presencia de barros. Particulas cuantificación y clasificasión. Estabilidad a la oxidación. Cromatografía en fase líquida cont de furanos. Cantidad de PCB. Rigidez dieléctrica Factor de pérdidas Tang δ. Medición de resistividad volumétrica. Contenido de contaminantes Azufre Cobre etc. Azufre corrosivo

2.3. Acciones para atenuar la degradación

Un buen programa de operación y mantenimiento de un transformador, deberá contemplar también precauciones durante el servicio de la unidad, también en función de los análisis y ensayos que se realizan, se podrán encarar acciones para reducir el deterioro aumentando su vida útil y confiabilidad. El menú de opciones es muy amplio y se engloban a todas las acciones que tienden a controlar la degradación de los materiales que constituyen la máquina, que de algún modo evitan que se desarrollen reacciones químicas, solicitaciones electricas, esfuerzos electrodinámico y temperaturas elevadas en los componentes internos de la unidad.

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Se estudiarán todas las técnicas que permiten de algún modo atenuar las degradación de los aislantes y sus fijaciones para prolongar la vida del transformador Tratamientos de los medios refrigerantes para mantener la calidad del aceite - Aplicación de aditivos en aceites - Control de las temperaturas. - Control de las sobrecargas. - Mejoras en la refrigeración - Limitación de esfuerzos extremos (cortocircuitos y/o arranques) - Aplicacar modificaciones en los sistemas de respiración - Reacondicionamiento de las aislaciones y del arrollamiento. - Secado reconstrucción de aislaciones en forma total o parcial Tratamientos para mantener la calidad de la aislacióm - Proceso de limpieza parcial de la aislación. - Secado de la aislación bajo vacío o aire seco. - Sistemas de secado en linea - Tratamiento de lavado con aceite caliente Hot Oil Spray. - Tratamientos con Tierra de Fuller. - Reacondicionado de cuñas - Reajustado de gatos de sujeción de bobinas. 2.4 . Detalles constuctivos de los componentes del transformador

Detalles de las chapas de ferrosilicio de grano orientados de 0,25 o 0,30 mm de espesor para la formación del paquete del núcleo

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Núcleo con cepo inferior y ataduras, teminado, listo para el calado de la bobina.

Bobina del arrollamiento de alta ternsión lista par el calado en el bobinado de BT.

Arreglo general del transformador listo para el tratemiento de secado final y su introduccion en cuba

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3.-EVALUACIÓN DE LA "DEGRADACIÓN POR EFECTO TÉRMICO" 3.1 Envejecimiento de los aislantes

La vida de un aislante sometido a una degradación por efecto de la temperatura y del tiempo viene dado básicamente por la ley de Arrenius, generalpara todos los materiales. Vida = e [ A + B/T ] donde : A y B- son constantes experimentales para un material dado T - temperatura absoluta en grados Kelvin. La degradación de un aislante de celulosa realizado con papel Kraft, se produce por rotura de los polímeros que componen la fibra del material los especialistas han reconocido internacionalmente los trabajos de Monsinger, y se puede asumir matemáticamente que en un entorno de las temperaturas se puede expresar de modo práctico la expresión de lo que que el consumo de la vida es: Vida = e -pθ

{ {

Donde

p es una constante relatva al material θ es la temperatura en º C

Lo que se ha acordado entre los especialistas, es que la velocidad de consumo de vida de las aislaciones de papel en aceite de los transformadores con temperaturas de trabajo entre 80 y 140º C se duplica para un aumento de aproximadamente 6ºC. en las partes activas de la aislación. Este concepto es importante cuando se quiere definir el fin de la vida util de la unidad para lo cual se determinarán que propiedades al degradarse hacen. 3.2 Regimen de envejecimiento relativo segun normas

3.2.1.- Con Norma IEC.- Utilizando la ecuación de Montsinger para aislación de papel comun, se pueden relacionar las distintas velocidades de consumo de vida para una temperatura del cobre dada θh correlacionándolo con el consumo de vida relativo a una temperatura de referencia θhr . La formula de la Velocidad Relativa del Consumo de Vida (V) queda:

V = 2 (θh −98 ) / 6 =

3.2.1 [1]

θh = Temperatura en el cobre θa = Temperatura ambiente θo = Temperatura en el aceite θhmr=Temperaura del media del bobinado a potencia nominal θhr = Temperatura del punto caliente a corriente de regimenes es 98ºC para un transformador construido con la norma IEC 60076 de 1998 y θa de 20º C. Operación y Mantenimiento de Transformadores

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Estos valores corresponden al funcionamiento con una temperatura ambiental θa de 20º C y la potencia nominal, del transformador, es decir, se acepta que se los construye con una elevación de temperatura sobre el ambiente de Δ θh = 78º C para el punto más caliente, el Hot Spot. se considera en este punto el bobinado θhr - θhmr 13º C superando la temperatura del calentamiento medio del cobre (medido por resistencia), este valor de temperatura según IEC está definido en 65 °C, en estas condiciones de envejecimiento del aislante y se calcula la vida útil del transformador Horas por dia θhºC con papel comun Hot Spot 98 24 101,5 16 104 12 110 6 113,5 4 116 3 119,5 2 122 1,5 125,5 1 128 0,75 131,5 0,50 3.2.2.- Con Norma ANSI IEEE Cabe destacar que las normas americanas especifican θhmr = 55°C para las máquinas construidas con papel común, en la misma norma θhmr = 65°C exije el uso de papel mejorado térmicamente, en las Especificaciones Técnicas se pueden definir valores diferentes, los valores bajos son los recomendables para climas tropicales. Los transformadores construidos con norma ANSI se presenta la fórmula para la Velocidad Relativa del Consumo de Vida (V) :

V =e

(

15000 1500 − ) 110 + 273 θh + 273

=

3.2.2 [2]

Tabla 3.2 Tasa de envejecimiento relativo por temperatura de Hot Spot Envejecimiento relativo en Envejec. relativo punto θh punto caliente papel comun caliente papel upgraded 80 0,125 0,036 86 0,25 0,073 92 0,5 0,145 98 1,0 0,282 104 2,0 0,536 110 4,0 1,0 116 8,0 1,83 122 16,0 3,29 128 32,0 5,8 134 64,0 10,1 140 128,0 17,2

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3.3.- Vida del papel bajo distintas condiciones

Para ver la influencia de la calidad del mantenimiento del tranformador evidanciandopor la buena el aceite y la aislación seca y limpia veamos la influencia de algunos factores. Por ello ilustramos el difernte comportamiento frente al envejecimiento térmico teniendo en cuenta las parametros la humedad y la temperatura. El envejecimiento relativo V=1 corresponde a 98º C para el caso del papel común y 110ºC para el mejorado térmicamente. Vida en Años Tipo de Papel

Temperatura ºC Seco sin aire Hume 2% y aire

Celulosa Comun

Celulosa Mejorada

80

118

5,7

90

38

1,9

98

15

0,8

80

72

76

90

34

27

98

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3.4.- Las temperaturas en el interior del transformador

Para el análisis de la problemática del comportaminto térmico durante la operación de los transformadores, es de gran importancia conocer el mismo desde el interior de launidad, para ello, se recurre al diagrama térmico del mismo. Para la construcción de este diagrama, de gran utlidad para visualizar los valores de tempetura que se alcanzan en el transformador, se debe recurrir a varios datos que el diseñador ya ha deteminado, en función de las Especificaciones Técnicas requeridas por el operador de la máquina. En algunos casos el fabricante puede entregarnos estos valores, pero lo más saludable es realizar conjuntamente con él una revisión de diseño previa a la fabricación y tener una estimación de estos valores para que se puedan verificar en los ensayos. De no contar con esta instancia debe recurrir al Ensayo de Calentamiento de donde se obtendran algunos de los valores como son las temperaturas del aceite A, B, C y D además del valor temperatura media del bobinado Q. El valor P temperatura de punto caliente de bobinado y su factor H surge del cálculo (revisión de diseño) y es muy importante su determinación. Vale considerar que en la actualidad se pueden instalar sensores de temperatura con conexión óptica. En algunos casos también se puede hacer un Ensayo de Calentamiento Dinamico con el transformador en operación y estabilizando los parametros tales como la carga y la tamperatura, aunque la temperatura media de bobinado deberás salir de un cálculo de separación de pérdidas. El factor de punto caliente (hot spot) El valor de H se encuentra entre 1.1 a 2.1 depandiendo del tamaño y de su impedancia de cortocircuito, 1,3 es un buen valor para transformadores medianos, este valor no sale

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en forma directa del ensayo de calentamiento, por lo que es conveniente recalcular con los datos obtenidos del diseño y el referido ensayo de calentamiento. Diagrama térmico de temperaturas internas del transformador y el arrollamiento según IEC 60076-7 / 2005 H x gr

Y A

B

P gr

C

Q

D E X Claves A: Temperatura Top Oil como promedio de Temp. aceite de salida y pozo de termómetro de Cuba. B: Temperatura media del aceite superior de Cuba en bobina superior ( similar a A) C: Temperatura de aceite en el medio de la Cuba. D: Temperatura de aceite inferior en Cuba. E: Piso de Cuba. gr: Gradiente Térmico a corriente nominal entre temperatura media de bobinado y media de aceite. H: Factor de Hot Spot. (Punto Caliente) P: Temperatura de Hot Spot. Q: Temeratura media de bobinado medida por resistencia (Ensayo de Calentameinto) X-eje: Temperaturas. Y_eje: Posiciones relativas Punto medido Punto calculado 3.5. Cálculo de la pérdida de vida en un período dado

Nos basamos en un criterio ecualizador para un tiempo “t” dado las horas operadas a una temperatura, θh integrando sólo los períodos en que la temperatura del bobinado 18

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supera los 80°C, para el resto del tiempo se estima que la temperatura es lo suficientemente baja que permite considerar despreciable el envejecimiento. La pérdida de vida (L) para un cierto periodo de tiempo viene dado por: t2

L = ∫ Vdt o la integración discreta t1

N

L ≈ ∑ Vn xt n [3.5] n =1

Donde Vn es el envejecimiento relativo durante el intervalo n de acuerdo a eq. 3.2.1y -3.2.2. tn es el enecimo inervalo de tiempo n es el numero de cada intervalo de tiempo N es el total de los intervalos de tiempo Vida de la Aislación Los especialistas han sugerido distintos criterios para definir la vida de una aislación pero en general se acepta que una aislación se encuentra en su etapa final cuando la misma ha perdido el 50% de resistencia mecanica a la tracción, esto puede apreciarse en la deetalle en el capitulo 6.8 “la resistencia meánica y el grado de polimerización del papel”. Lo real es que cuando hay contaminantes como el agua, la temperatura acelera el envejecimiento del papel, ya que está aceptado por los especialistas y diseñadores de la unidad, es por ello que se deben tener perfectmente acotados algunos parametros como la humedad en papel, menor al 2% para no tener envejecimientos anormales o burbujas. Funcionamiento a temperatura variable Para el caso de una temperatura variable θh = ƒ (t) para calcular la pérdida de vida(L) en un cierto periodo de tiempo, es conveniente realizar una integración con los valores vistos precedentes, durante las horas de servicio, con las vida consumida. Número de horas de funcionamiento a la temperatura θh para tener el mismo consumo de vida que en 24 º hs. a 98ºC En consecuencia, el tiempo diario de uso del transformador a una temperatura superior de 98ºC se reducirá, para tener un consumo de vida igual al esperado en el diseño de la unidad. Por lo tanto, se reducirá el tiempo “t” en horas. en función de la temperatura θh, es decir, en la medida de la sobrecarga operada. 3.6.- Temperatura ambiente a considerar para una guía de carga y determinación del

valor de temperatura ambiente θa en el año Si la temperatura ambiente θa, varía durante el día en forma cíclica y también en modo estacional durante el año, para estimar los tiempos de carga, es necesario utilizar un valor ponderado de θa, pues, como es de esperar, la temperatura ambiente ponderada θ'a será superior a la media aritmética.

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Si consideramos un funcionamiento a carga constante y con una temperatura ambiente variable θa(t) función de un tiempo “t“ dado, la temperatura ambiente ponderada θΕ para este período, está expresado por la fórmula siguiente para una secuencia de temperaturas θa(t) en función del tiempo durante el año de período T: t

t

0

0

L = ∫ V dt = ∫ 2θ h / 6 dt =

[ 3.6.1]

Si la aplicamos a un tiempo (t ) en N intervalos iguales, la fórmula se transforma en una sumatoria N

N

L ≈ ∑Vn xt n = ∑ 2θ h / 6 = n =1

[ 3.6.2]

n =1

Función anual de la temperatura del aire θa, función del tiempo(t), vemos que en este caso la que suponemos asimilada a una función doble sinusoidal como primera aproximación.

θa (t ) = θya + A sen 2 Л t + B sen 2 Л t 365x24

[3.6.3]

24

t = tiempo en horas

θya= temperatura media anual A = amplitud promedio anual B = amplitud promedio diaria

Gráfico de las temperaturas período un año

Debido a que el envejecimiento se duplica cada 6ºC y hemos asumidos que las funciones son sinusoidales, puede entonces introducir el valor de la “Temperatura anual ponderada” llamamos θE

θ E = θ ya + 0,01x[2(θ ma −max − θ ya ]1,85 =

[ 3.6.4]

θma-max= temperatura media mensual del mes mas cálido, (es igual a la suma del promedio máximos diarios y promedio de mínimas diaria durante ese mes dividido 2).

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Se puede estimar que para un clima templado como el de nuestra zona la media anual ponderada es 5ºC superior a la media anual aritmética. 3.7.- Deterioro de la aislación según la temperatura caso carga constante (Reactor)

Una forma conveniente para expresar el deterioro de la aislación en términos cuantitativos es relacionarla con un consumo de vida unitario Ln,En nuestro caso aplicaremos un Reactor que usualmente trabaja a carga constante t

t

0

0

L = ∫ V dt = ∫ 2θ h / 6 dt =

D =L/Ln

[ 3.7.1]

Donde: D: Deterioro relativo L :consumo de vida aual calculado en horas Ln:consumo de vida anual de diseño en horas θ cte = 98ºC

Reactor construido IEC 60076

t =1 año Para realizar el cuadro propuesto más adelante, se tomó la monótona de la temperatura diaria y anual, con parámetros obtenidos procesando las temperaturas de nuestra zona en los últimos 20 años.: Temp. media anual θya = 21ºC Amplitud media anual A = 15ºC Amplitud media diaria B = 6ºC Temp. máxima anual θ amax = 42ºC es la maxima para la zona

θhmáx 117ºC 112 ºC 107ºC 102ºC 97ºC 92ºC 87ºC 80ºC

D 1.7 1 0.53 0.30 0.17 0.30 0.05 0

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3.8.-Gráfico de Vida - Temperatura Vel.rel Cv

100

10

1.0

0.1 80

90

100

110

130

120

140

150

ºc

Tenp.Hot Spot

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4.- "OPERACIÓN EN SOBRECARGA" 4.1-. Sobrecargas mas allá de los valores de nominales

Las sobrecargas que tienen lugar durante la operación, producen acortamiento de la vida útil de la máquina por la elevación de las temperaturas que aceleran su envejecimiento, en este caso, el consumo de vida puede ser ponderado mediante la fórmula ya vista en 3.6.1., pero es el proposito de la norma IEC 60076/7, con las limitaciones establecidas, los transformadores pueden se cargados más alla de los valores nomimales, con un envejecimiento admisible con el previsto por su diseñador. Los riesgos pueden ser reducidos si el operador especifica claramente las condiciones de sobrecargas previstas y éstas son tenidas en cuenta en el diseño de la unidad. Las consecuencias de las sobrecargas en general. Los efectos a tener presente en general son los siguientes • Las temperaturas en bobinados, puentes, lideres y aislación será elevada y puede llegar a valores inaceptables. • La densidad del flujo de dispersión en núcleo aumenta elevando los valores de las corrientes parásitas y calentando partes metálicas. • Como la temperatura cambia, el gas y la humedad en el interior de la aislación y el aceite puede cambiar. • Bushings, cambiadores de topes conectores y transformadores de corriente serán expuestos a elevadas solicitaciones fuera de los márgenes de diseño. Las consecuencias y los riesgos prematuros, asociados se incrementan con el valor de las corrientes de las sobrecargas. Efecto y peligros de cargas de emergencia y corto tiempo Cargas elevadas de corto tiempo, pueden según las condiciones de servicio elevan los riesgos, las duraciones permisibles de estas sobrecargas deben ser menores que la constante de tiempo del transformador y dependen de la temperatura previa a la sobrecarga, no deben superar la media hora. • El mayor riesgo es la falla por reducción de la rigidez dieléctica debido a la posible presencia de burbujas de gas en zonas de elevado campo eléctrico, en especial si se superan los 140ºC de temperatura y contenidos de humedad del orden 2% o superior. • Burbujas de gas se pueden producir en el aceite y en aislación en superficies de partes metálicas calentadas (180ºC) por flujo de dispersión y que por supersaturación del aceite se forman en zonas de bajo campo eléctrico y se desplazan a zonas de mayor campo eléctrico. • Deterioros temporarios de las propiedades mecánicas a altas temperaturas, reducen la capacidad de soportar cortos circuitos. • Fallas en bushings, pueden producirse al superarse los 140ºC. • La expansión del aceite puede provocar sobreflujo en el tanque de expansión. • La apertura de elevadas corrientes pueden ser peligrosas para el cambiador de topes. Los parámetros limitantes estan detallados en el punto 4.4 que se verá más adelante.

Operación y Mantenimiento de Transformadores

23

Ing. Fernando Marull

Efecto de operación de largo tiempo con cargas de emergencia. Cargas que no son operación normal pero y su ocurrencia es esperable, pueden ocurrir varias semanas o meses y llevan a envejecimientos importantes. • Deterioro de la propiedades mecánicas de la aislación del conductor, si no las llega a destruir, reducirá la expectativa de vida de la unidad. • Otras parte de la aislación, en especial, las que soportan los esfuerzos axiales del block de bobinas, pueden deteriorarse a elevadas temperaturas. • Las resistencias de contacto de los cambiadores de topes se deterioran con elevadas corrientes. • Las juntas de gomas se cristalizan con elevadas temperaturas. Los cálculos regulados de envejecimiento relativos en % de perdida de vida son basados en los riesgos que se asumen en tiempos largos. Tamaño del transformador El tamaño del transformador es muy sensible a las sobrecargas y usualmente depende de esta. Cuando el tamaño aumenta las tendencias son las siguientes; • la densidad de flujo aumenta; • los esfuerzos de corto circuito aumentan; • la masa de aislación que esta sugeta a gran campo eléctrico crece; • el punto-caliente es muy dificil de determinar. Por ello los transformadores grandes son muy vulnerables a las sobrecargas y por ello se dividen en: Transformadores de distribución Trasformadores medianos . Grandes Transformadores de Transmisión y Elevadores de Generación (GSU) 4.2.-Evolución de las temperaturas en régimen transitorio

Para realizar el desarrollo matemático del consumo de vida por efecto de la temperatura θh a lo largo del tiempo V(t,θh) que dura una sobrearga, se debe contemplar la temperatura inicial del punto caliente del bobinado θhi y seguir su evolución exponencial luego de un aumento repentino de la carga, el calor generado es función cuadratica de la corriente. Q = Ώ. I2 La ecuación siguiente, es la que rige la evolución de la temperatura en sobrecarga transitoria, la misma sigue una ley exponencial con una constate de tiempo para el bobinado del orden de algunos minutos y otra para el aceite o general del transformador que será de varias horas dependiendo del tamaño de este. La temperatura del punto caliente es la suma de la temperatura ambiente, mas la elevación de la temperatura de top oil en la cuba, mas la diferencia entre punto caliente Hot Spot y temp.superior de cuba Top oil. La temperatura aumenta al nivel correspondiente al factor de carga K. eq.[4.2.1.] x ⎧⎪ ⎫⎪ ⎡1 + R * K 2 ⎤ y θ h (t ) = θ a + Δθ oi + ⎨Δθ or * ⎢ θ − Δ oi ⎬ * f 1 (t ) + Δθ hi + H gr K − Δθ hi * f 2 (t ) ⎥ 1 R + ⎪⎩ ⎪⎭ ⎣ ⎦

{

}

De igual modo la temperatura decrece, cuando el factor de carga disminuye. eq.[4.2.2.]

24

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x ⎧⎪ ⎡1 + R * K 2 ⎤ θ h (t ) = θ a + Δθ or * ⎢ + ⎨Δθ oi − Δθ or ⎥ ⎪⎩ ⎣ 1+ R ⎦

⎡1 + R * K 2 ⎤ *⎢ ⎥ ⎣ 1+ R ⎦

x

⎫⎪ y ⎬ * f 3 (t ) + H gr K ⎪⎭

Donde θa = temperatura ambiente θor = temperatura en el aceite a corriente nominal θoi = temperatura en el aceite inicial antes de la sobrecarga θh = temperatura del punto caliente θhr = temperatura del punto caliente a corriente nominal θhi = temperatura del punto caliente inicial R = Relación de pérdidas = pérdidas en carga /pérdidas en vacío K = I1/ In = factor de carga f1(t) ;f2(t) y f3(t) son funciones temporales de la constantes de tiempo τo = constante de tiempo media del aceite (min) τw constante de tiempo media del bobinado (min) k11; k12 y k22 = constante del modelo térmico

(

f1 = 1 − e ( − t ) /( k11*τ 0 )

)

(

f 3 = e ( − t ) /( k11*τ 0 )

)

f 2 = k 21 * 1 − e ( − t ) /( k22*τw) − (k 21 − 1) * (1 − e( −t ) /(τ 0 / k22 ) ) Transformad ores de distribución

Los valores para las formulas pueden encintrarse en la tabla siguiente [4.2]

ONAN

ONAN restringido (ver nota)

ONAN

ONAF restringido (ver nota)

ONAF

OF restringido (ver nota)

OF

OD

Transformadores de mediana y gran potencia

Exponente de aceite x

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

1.0

1.0

1.0

Exponente de bobina y

1.6

1.3

1.3

1.3

1.3

1.3

1.3

2.0

Constante k11

1.0

1.5

0.5

0.5

0.5

1.0

1.0

1.0

Constante k21

1.0

3.0

2.0

3.0

2.0

1.45

1.3

1.0

Constante k22

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

1.0

1.0

1.0

Constante de tiempo τ0

180

210

210

150

150

90

90

90

Constante de tiempo τω

4

10

10

7

7

7

7

7

Nota: Si el devanado de un transformador ON o OF esta refrigerado en zig-zag, el espaciador con un espesor menor a 3 mm podría causar una restricción a la circulación del aceite. P ej. valor máximo de la función ƒ2 (t) obtenido con espaciadores ≥ 3 mm.

Operación y Mantenimiento de Transformadores

25

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El resultado para el caso de una sobrecarga de K2 = 1.4 con carga previa K1 0,8 con una hora de duración, graficado top oil y la tempertura de los bobinados H y X sera: K1= Potencia antes de la sobrecarga K2= Potencia durante la sobrecarga Potencia nominal Potencia nominal SOBRECARGA K1= 0,8 ; K2 1,4 - Durac1 hr

160. 00

140. 00

Tmp ºC Pot %/2

120. 00

100. 00

80. 00

60. 00

40. 00

20. 00

0. 00 1

3

5

7

9

11 13

15 17

19 21

23 25

27

29

31

33

35

37

39

41

43

45 47

49 51

53 55

57 59

61

63

65

67

69

71 73

75 77

79

Tiem po min

Top Oil Temp X(2) Temp H(2) POT

4.3.-Consumo de vida para operación en sobrecarga

La forma más práctica, para la evaluación de la operación es utilizando los valores que se han normalizado en tablas y curvas, en las que se vincula la relación de sobrecarga K2 con el tiempo de aplicación de la misma, para un valor de desgaste equivalente al previsto en el diseño de la máquina, pero a 20ºC para cualquier otra temperatura se deberá utilizar la siguiente tabla para corregir el consumo de vida V. Temp ambiente Corr de Cv

40 10

30 3,2

20 1

Tabla IEC 60354(antigua) de valores de K2 refigeracion ONAN

10 0,32

0 0,1

-10 0,032

para transformadores con

K1=0.25

K1=0.50

K1=0.70

K1=0.80

t=0.5

1.61

1.567

1.51

1.46

1.41

1.00

t=1

1.48

1.44

1.39

1.36

1.31

1.00

t=2

1.33

1.30

1.27

1.25

1.21

1.00

t=4

1.19

1.18

1.16

1.15

1.13

1.00

t=6

1.13

1.12

1.11

1.10

1.09

1.00

t=8

1.10

1.09

1.08

1.08

1.06

1.00

t=12

1.06

1.05

1.05

1.05

1.04

1.00

t=24

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

26

K1=0.90

K1=1.00

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Ej. del uso de la tabla : Sea K1 = 0,9; T = 2 hs., de la tabla resulta K2 = 1,21 para 20°C La interpretación es la siguiente; si el transformador trabaja 22hs.a 0,9 de la corriente nominal In y 2 hs. a 1,21 de In, el consumo de vida será igual a trabajar durante 24 hs. a la potencia nominal a ambos casos a la temperatura anbiente 20ºC (IEC 76-2). 4.4.-Limitaciones de temperatura y corrientes operadas

La publicación IEC N°60076-7 “Guia de Carga para Transformadores sumergidos en Aceite”. Presenta los algoritmos para construir las curvas de el punto caliente para los transformadores construidos de acuerdo a IEC-60076. La norma establece los valores en que se pueden superar los establecidos en la placa, pero con las reservas del caso se puede aplicar estipulado en la siguiente tabla 4.4. Transformador Transformadore es de s de mediana distribución potencia

TIPOS DE CARGA

Transformador es de gran potencia

Ciclo normal de carga Corriente (por unidad)

1.5

1.5

1.3

Temperatura del punto caliente del devanado y partes metálicas en contacto con material de aislación celulosita (ºC)

120

120

120

Temperatura de otros puntos calientes metálicos (en contacto con el aceite, papel de aramida, fibra de vidrio)( ºC )

140

140

140

Temperatura máxima del aceite ( ºC )

105

105

105

Corriente (por unidad)

1.8

1.5

1.3

Temperatura del punto caliente del devanado y partes metálicas en contacto con material de aislación celulosita (ºC)

140

140

140

Temperatura de otros puntos calientes metálicos (en contacto con el aceite, papel de aramida, fibra de vidrio)(ºC )

160

160

160

Temperatura máxima del aceite ( ºC )

115

115

115

Corriente (por unidad)

2

1.8

1.5

Temperatura del punto caliente del devanado y partes metálicas en contacto con material de aislación celulosita

*

160

160

Temperatura de otros puntos calientes metálicos (en contacto con el aceite, papel de aramida, fibra de vidrio)( ºC )

*

180

180

Carga de emergencia de tiempo prolongado

Carga de emergencia corto tiempo

Temperatura máxima del aceite ( ºC ) * 115 115 NOTA: Los límites de corriente y temperatura no tienen por qué ser validos simultáneamente. La corriente puede estar limitada a un valor menor mostrado a fin de reunir una condición en la limitación de temperatura. En cambio, la temperatura puede estar limitada a un valor menor que el mostrado a fin de encontrar una condición en la limitación de corriente. * Riesgos a la aislación por formación de burbujas si se exceden los 140ºC

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27

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Es de hacer notar que la temperatura de punto caliente está referida a las partes metálicas que están en contacto con la celulosa. También se señala que sólo para casos muy extremos se acepta superar los 130°C llegando a 160° C para los transformadores de gran porte. Importante. El autor del presente documento, recomienda no operar los bobinados a temperturas superiores a 135 °C durante las sobrecargas, pues se corre riesgo de llegar al límite establecido para la corrosión por Azufre en los aceites. La liberación de productos compuestos de Azufre dentro del transformador trae problemas irreversibles para la vida del mismo. 4.5.-Ejemplo de sobrecargas permitida y temperaturas Hot Spot IEC 60076-7 Para aplicar la nueva norma en un ejemplo práctico, vemos la tabla de envejecimientos relativos diarios en dias normales y las temperaturas de hot spot alcanzadasdurante ese ciclo de carga de 30 min, con una estabilzación previa de 140 min. La misma presenta los valores de K1 y K2 en la siguiente tabla 4.5. K1

0.25

0.5

0.7

0.8

0.9

1.0

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

0.001

0.004

33

38

45

0.001

0.004

0.02

38

43

51

55

0.9

0.001

0.004

0.03

0.07

43

49

56

61

66

1.0

0.001

0.004

0.03

0.08

0.26

49

55

62

67

72

76

0.001

0.01

0.03

0.08

0.27

1.04

4.48

56

61

68

73

78

84

91

0.002

0.01

0.03

0.09

0.29

1.09

4.66

62

68

75

80

85

91

98

105

0.004

0.01

0.04

0.11

0.33

1.19

4.94

23.6

69

75

82

87

92

98

105

112

120

1.4

0.01

0.02

0.06

0.14

0.40

1.36

5.43

25.2

135.0

77

82

90

94

100

106

112

119

127

136

1.5

0.01

0.03

0.10

0.21

0.55

1.71

6.34

28.0

144.9

868.7

85

90

97

102

107

113

120

127

135

144

153

1.6

0.03

0.06

0.18

0.37

0.87

2.44

8.19

33.3

162.7

938.3

6 297

93

98

105

110

115

121

128

135

143

152

161

1.7

0.07

0.15

0.40

0.76

1.64

4.12

12.3

44.6

198.0

1 067

X

101

107

114

119

124

130

137

144

152

161

X

1.8

0.18

0.37

0.94

1.73

3.55

8.24

22.1

70.5

275.2

X

X

110

115

123

127

133

139

145

153

161

X

X

0.48

0.95

2.39

4.32

8.58

18.9

47

134.7

X

X

X

119

125

132

137

142

148

154

162

X

X

X

1.34

2.61

6.45

11.5

22.5

48.1

X

X

X

X

X

129

134

141

146

151

157

X

X

X

X

X

K2 0.7 0.8

1.1 1.2 1.3

1.9 2.0

0.02 0.07 0.25 1.00

22.6 128.9 827.1 5 975

Refrigeración tipo OF,θa = 20 ºC Pre carga K1 , carga K2 duración 30 min., carga K1 duración 1 410 min. NOTA: Los valores estilo italiano de la Tabla E2 presenta el resultado del cálculo, desestimando los límites de la Tabla 4.4

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Estos datos también pueden ser presentados en la figura con los graficos de las sobrecargas donde las lineas de puntos son los descartado por las limitaciones de la tabla 4.4

4.6.-Respuestas de las temperaturas internas a un salto de carga

Para explicar la naturaleza básica del problema, analizamos de que la Constante de Tiempo Térmica del cuerpo principal del transformador se encuentra en un valor del orden de 2 a 3 horas, pero a su vez, los bobinados en sus partes activas que son de Cobre, responden en aproximadamente 10 minutos. Como es lógico suponer, el papel que se encuentra en contacto con el cobre tendrá el mayor gradiente térmico, ya que el líquido refrigerante circula por las capas periféricas de papel, que forma aislante sólido, tardará mayor tiempo en comenzar a circular el aceite evacuar al calor. La hipótesis de que el funcionamiento OFAF1, ya que la circulación forzada del aceite puede ser tardía, porque ante un salto de carga de 55 a 90 MVA el sistema de automatismo de arranque que se efectuaba a través del relé de Imagen Térmica reaccionaría con la constante de tiempo térmica de la máquina entre 2,30 hs. a 3 hs. con gradiente inicial de 0,4º C/minuto, pero creciendo en el cobre en el interior del bobinado a razón de 3º C/minuto. T EM PERAT URAS SALT O DE CARGA

18 0 16 0 14 0 12 0 10 0 80 60 40 20 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

2

21

10 min T EM P ACEI T E

Operación y Mantenimiento de Transformadores

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T EM P M AX COBRE

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Surge que en la sobrecarga térmica transitoria, cada escalón de carga puede llegar a valores superiores a los especificados por las normas de diseño, todo esto debido al retardo en el cambio de régimen de refrigeración. Se puede estimar que las secuelas de estos calentamientos puntuales, pueden dar origen a la ocurrencia de fallas térmicas o a la formación de productos contaminantes por exceder los valores máximos de temperaturas, especificados para el aceite o el papel. 4.8 "Monitoreo de la temperatura"

El seguimiento de las temperaturas de operación puede permitir en algunos casos detectar la ocurrencia de situaciones anormales dentro del transformador. Analizado los registros de las temperaturas internas del transformador θo / θh y la temperatura ambiente θa, se podría determinar si existe una mayor generación de calor, producto de alguna anormalidad en el sistema de refrigeración. Si la temperatura excede 5ºC del valor medido bajo las mismas condiciones de carga, excitación y temperatura ambiente que en el funcionamiento inicial, es conveniente investigar el origen del calentamiento extraordinario, pueden deberse a problemas de diferente naturaleza originados en : Sistema de Refrigeración. Los Bobinados y las Conexiones El Circuito Magnético.

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5.- INCIDENCIA DE LAS “SOBRETENSIONES" EN LA DEGRADACIÓN DE LA AISLACIÓN Analizamos dos tipos básicos de sobretensiones, según sea su valor absoluto del pico máximo y la duración de la misma, tal como se presentan en la práctica. 5.1.-Sobretensiones de cresta valor. 1,5 a 2,8 pu y corta duración

Este tipo de sobretensiones, por lo general, son de origen atmosférico o de maniobra; las mismas son controladas por los descargadores de sobretensión que se instalan según el B.I.L. o S.I.L. de la máquina, pero, como su aparición es estadística, a veces llegan al interior del transformador restos de la onda de sobretensión, cuya magnitud es muy difícil evaluar, y aún más dificultoso es cuantificar sus efectos en el acortamiento de la vida útil. Se pueden contar los eventos para estudiar su ocurrencia, pero es difícil relacionarlos con los efectos que se puedan detectar con posterioridad, no obstante, podremos detectar por métodos indirectos si existieron descargas internas de carácter eléctrico, si éstas afectaron la aislación sólida, y si permitirán continuar con la máquina en funcionamiento. Puede ocurrir que la sobretensión transitoria encienda una descarga parcial que luego no se autoextinga a la tensión de servicio, lo cual será peligroso al cabo de un tiempo. Un método bueno para conocer si existieron descargas internas de tipo transitorio, es mediante análisis de los gases disueltos en el aceite (GDA), Ej.: los hidrocarburos no saturados, como el H2C2 formados por descomposición del aceite con altos niveles de energía (ver análisis cromatográfico). Otro método para detectar existencia de alguna descarga interna en la masa de la aislación sólida sería verificar el aumento del nivel de las Descargas Parciales a la tensión de servicio, pero este método está disponible en la actualidad como ensayo de campo en las estaciones, el inconveniente radica en la existencia de interferencias en las mediciones y realizarlo a tensión de servicio. En definitiva, se puede detectar la ocurrencia de estas descargas internas y la evolución de las mismas como para vincularlos matemáticamente a la ecuación del consumo de vida, pero es indiscutiblemente un vector a historiar e integrar, ponderándo el fenómeno en forma empírica o correlacionándolo con otros sucesos en la vida del transformador. 5.2 Sobretensiones bajo valor 1,05 a 1,3 pu de la tensión de servicio

Este tipo de sobretensión, por lo general, afecta solamente a la parte sólida de la aislación que es el papel, produciendo un aumento en las descargas parciales (DP) y su duración puede ser prolongada según la situación operativa de la máquina. La aparición por períodos prolongados de DP, llevará a una destrucción de carácter electrotérmico y para evaluar el consumo de vida se puede proceder de manera similar a Operación y Mantenimiento de Transformadores

31

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la que se utiliza para la sobrecarga de corriente, con la ligera diferencia que la generación de calor no tiene lugar en el cobre, sino en algunos puntos del aislante sólido, radicando allí la dificultad para la medición del aumento de temperatura . Sobre la base de los trabajos que lleva a cabo el Grupo Nº 12 de la Cigré, a fin de analizar la relación Tensión-Tiempo para el 50% de probabilidad de la iniciación de las descargas parciales, se puede establecer la correlación con el aumento de la velocidad del consumo de vida. Cv. De estos trabajos se obtuvo una gráfica tensión-tiempo que es una recta de pendiente γ (gama) en escala doble logarítmica, y en su formulación matemática resulta: U=

Cv tγ

5.2.a.

Gráfica Tensión-Tiempo para el 50% de probabilidades de aparición de D.P.

La práctica indica que para distintas probabilidades de aparición de D.P. surge una U(t) 60 kV 40

Unmax 30

20

10 0,1

10

1

100

1000 horas

familia de curvas paralelas. Para determinar el exponente se utiliza la expresión matemática. γ =

ln (U1/U2) ln (t2/t1)

V=(

Ut ) 1/ γ (Unmáx )

Unmax = Tensión máxima de Diseño rms Los distintos investigadores han adoptado para diversos países coeficientes distintos que van desde 0,019 hasta 0,059, promediando la mayoría alrededor de 0,03 para la probabilidad del 50% de la aparición de D.P. 32

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Si consideramos que la máquina está diseñada para funcionar durante toda su vida útil un tiempo relativo (tr) a la Tensión Nominal Máxima U(tr), la que tomamos como tensión relativa; se puede presuponer que habría un consumo de vida mayor al previsto, si se opera un tiempo (t) con tensiones U(t) superiores a la Tensión Relativa U(tr), que es igual a la Tensión Máxima Nominal. De la ecuación 5.2. aplicando este concepto, vemos: t/tr = (U(t) /U(tr)) - 1/ γ Donde: U (tr): es la Tensión Máxima Nominal = Unmax U (t): tensión aplicada durante un tiempo (t) tr: tiempo relativo o vida útil de diseño 5.3.-La velocidad relativa de consumo de vida

Adoptando el criterio de que el consumo de vida excede los valores proyectados cuando se supera el valor de tensión máxima de servicio, podemos obtener la función velocidad de consumo de vida V, queda:

V (U) =

velocidad consumo de vida a U(t) -----------------------------------------5.3.a. velocidad consumo de vida a U nmáx

Para integrar el consumo a lo largo de un período de tiempo dado t, t CV =

∫ V (Ut) dt

5.3.b.

o Para distintos tiempos y tensiones, podemos integrar A

Cv =

∫

A

V (Ua) . ta =

a=1

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∫

a=1

(

1/γ

Ua ) Unmáx.

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5.3.c

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5.4.- Cuadro comparativo

Sobre la base de una sobretensión U, aplicado en forma permanente podemos ver el consumo de vida para cada nivel de sobretensión 1,05 a 1,2 Pu. Se toma el coeficiente el valor de 0,03 que es el promedio de los valores experimentales encontrados en los estudios de distintos laboratorios. Valor de δ = 0,03 para sobretensiones/superiores de Un máx = 1,05 Vm pu 1,05 1,06 1,07 1,08 1,09 1,1 1,15 1.2

Cv años 25 18 13.3 9.7 7 5.25 1.2 0.275

D 1 1,37 1,88 2,56 3,57 4,76 25 90

Sobretensión por unidad (pu) = U Un max

D = Deterioro relativo D = Cv Cvo Cv = Consumo de la vida útil total o una tensión U dada > Unmax Cvo = vida útil o tensión nominal más Un máx.

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6."SOLICITACIÓNES DURANTE LOS CORTO CIRCUITOS" Este tipo de solicitación, debe ser enfocado bajo dos aspectos, uno es del punto de vista electrotérmico de los conductores, y el otro es del punto de vista de los esfuerzos electrodinámicos entre los arrollamientos. 6.1. Solicitación térmica

También se pueden investigar las secuelas de estos eventos en las conexiones interiores del aparato, ya que pueden aparecer problemas, y es conveniente su solución en forma preventiva El análisis desde el punto de vista electrotérmico indica que el acortamiento de la vida de la aislación puede ser evaluado con las consideraciones vistas en 3.3., pero ponderándolo cuantitativamente en función de la duración de la solicitación, aunque por lo general, si las protecciones actúan en forma normal, en tiempo y forma, se pueden despreciar sus efectos, ya que en este caso los calentamientos que se producirán, serán inferiores a los que se pueden producir durante las sobrecargas. 6.2. Solicitaciónes mecánicas

Son las provocadas por los esfuerzos electrodinámicos, y serán un tanto mayores cuanto más elevadas sean las corrientes de cortocircuito. El acortamiento de vida útil del transformador está vinculado, en este caso, a problemas en el acuñamiento de fijación o a la existencia de deformaciones permanentes de las espiras estos fnónos no son detectavbles por Análisis de Gases Disueltos . La detección de estos problemas desde el exterior de la máquina, es muy dificultosa, y es aún más difícil evaluar los daños producidos, a fin de determinar el final de la vida útil residual o probabilidad de colapso de la aislación. La mediciones posteriores, tales como las de, Relación de Transformación, Reactancia de Corto Circuito y el moderno método de la Respuesta en Frecuencia (FRA) aparecen como una posibilidad interesante para detectar si ha habido movimientos relativos entre las espiras, y entre éstas y los demás elementos fijos del interior del transformador. A partir de una variación de alrededor del 0,5% en la reactancia de corto circuito debe llamar la atención y ser estudiada con detenimiento y 1% en la impedancia del bobinado medida en BT. En la homologación de diseño de una máquina, en el caso del ensayo de tipo de soportabilidad al corto circuito, el nivel de aceptacion de esta variación es del 2% para considerar el ensayo como exitoso, no obstante, luego de este ensayo que es muy costoso (ya que no se hace en sudamérica), debe realizarse una inspección al bobinado, para verificar que no ha habido deformaciones permanentes ni roturas.

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Debe tenerse en cuenta también que unos de los elementos que son proclives a roturas son los propios bushing, por lo cual es importante que sean verificados convenientemente a los esfuerzos electrodinámicos Esta solicitación debe ser tenida muy en cuenta cuando se trata de máquinas conectadas a sistemas con grandes potencias de corto circuito, vemos que los esfuerzos electrodinámicos son función del cuadrado de la corriente y ésta será considerada en su valor máximo en el del transitorio. F = K.I2 Veamos que los esfuerzos electrodinámicos y su aptitud para soportarlos depende del tipo contructivo de la unidad, veamos como se da esto para el caso de los transformadores a columnas (Core Type) Esfuerzos Radiales entre bobinados

Esfuerzos Axiales entre bobinados

Esfuerzos en unidad tipo Acorazado

Esfuerzos entre conductores y entre separadores

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Las fuerzas con deformación radiales debido al campo axial

La fuerza axial debido al campo de flujomagnético radial

Los esfuerzos mecánicos que deben ser controlados en servicio son : • Las corrientes de falla incluyendo la impedancia y corrientes del pre-falla • El Anclaje de los bobinados • Que el bobinado esté tenso bien-sujetado o soportado en si mismo • La permanencia en las dimensiones las bobinas • La fijación de conexiones internas y accesorios • El bobinado y la estructura apoyo, sin deformaciones permanentes

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6.8.- Ensayos para detectar deformaciones en bobinados

El problema que se plantea al operador de un transformador para saber si se han producido movimientos de los bobinados luego de un cortocircuito, es qué control o medición hacer para saber si las deformaciones de las bobinas han sido permanentes, veamos: Medición de Reactancia de Corto Circuito Este ensayo usualmente realizado durante la recepción de la máquina, puede ser utilizado para detectar veriaciones en los bobinados; en este caso, se deberá comparar la medición realizada al inicio del funcionamiento de la máquina, con una similar realizada en el lugar y en el momento que esta medición amerite ser ejecutada Como dato indicativo recordemos que, esta medición es la que de usa en las pruebas de tipo para homologar los diseños en los sistemas de fijacion mecànica de las bobinas ante los esfuerzos electrodinámicos. La norma acepta una variaciòn del solo 2% entre las impedancias de CC, medida antes del ensayo y la que se realiza luego de la prueba de corto circuito a potencia máxima. Pero este ensayo es solo practicable en los laboratorios especializados y son escasos en el mundo. Mediciòn de la Funciòn de Transferencia en Frecuencias F.R.A La mediciòn de la respuesta en frecuencia, como ensayo de campo y de laboratorio, se está enpezando a utilizar con gran desarrollo y evolución por parte de los especialistas. Es un ensayo que consiste en medir la función de transferencia de las distintas impedancias que presenta el transformador a lo largo de una gama contiínua de frecuencias, que van desde los 10 Hz a 10 MHz.. Si bien, la medición es simple, se debe realizar con gran precisión para que los registros tomados sobre una misma máquina puedan ser comparados a lo largo del tiempo. Es importante poseer los registros realizados sobre la unidad recién instalada, para poder compararlos con mediciones realizadas luego de una falla externa a la máquina y verificar que no ha habido cambios por momentos de bobinas. También pueden detectarse otro tipo de alteraciones en el sistema de aislación de las primeras espiras de la máquina. El circuito de medición La mediciòn en su totalidad se hace desde cada uno de los bobinados y el registro puede obtenerse con o sin el otro bobinado en corto circuito.

I

I ≈ R

A

≈ Fuente estabilizada 10 106 Hz R :Sistema de registro A Medicion de corriente

Otro modo de obtener el registro es en forma de Función Tranferencia, midiendo la corriente inducida sobre el otro bobinado. 38

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I

I ≈ R

A

medición anterior a una modificación Si da igual está todo bien.

El fundamento del método En las mediciones de este tipo, lo más importante es realizar un gráfico de Bode para un espectro contínuo de frecuencias, y de este modo visualizar cuales son los puntos donde se presentan las resonancias que son nodos de un sistema oscilante multifreaciencia. Basta recordar que las partes activas del transformador pueden asimilarse a una destribución de inductancias en serie, con capacidades en paralelo a tierra y entre bobinados, cualquier alteracion geométrica dará por resultado una modificación en la respuesta que se obtuvo en una.

Red de inductancia y capacidades distribuidas

El registro de la Respuesta en Frecuencia La forma màs común de presentar es en diagrama ortogonal ortogonal donde las ampitud de las impedancias se modula en eje Y, y las fecuencias en el eje X, el caso que presentamos se trata de una unidad acorazada de 100 MVA 500 kV explorada desde 10Hz a 107.Hz.

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Veamos una serie de registros que compara ensayos de transformadores similares pero de distintos fabricantes.

En este otro caso se comparan registros de un mismo fabricante pero de distintas unidades.

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6.8. La resistencia macánica y el grado de polimerización del papel

Como hemos visto en los capítulos anteriores, los diseñadores de transformadores han tomado para el cálculo de la vida útil de la máquina, la ponderación del efecto de las temperaturas sobre el papel del bobinado. Evidentemente, los elementos de celulosa que fijan las espiras de los arrollamientos se decomponen con el calor y aún más rápidamente con oxígeno y otros contaminantes que aceleren la ruptura de la molécula de celulosa, cuya fórmula es. ( C6 H10 O5 )n

fugura con “n” anillos de como la fugura.

Estimativamente la molécula de celulosa del papel Kaft nuevo, utilizado de la fabricación, se considera que posee un grado de polimerización (GP) número de elementos de la cadena cercano a 1200-1400. Siendo hipotéticamente éste el valor máximo medio estadístico de la cadena de anillos que componen la fibra de celulosa en su origen. El deterioro se produce inicialmente durante los procesos de fabricación, secado y deshidratación donde las temperaturas son a veces de 100ºC o más, y se inicia el deterioro del papel con redución del GP a valores cercanos a 900,.luego con el servicio el valor continúa descendiendo hasta un punto en que se definirá como fin de vida útil. Este valor entonces es muy discutido, empero un concepto aceptable define que el 50% del valor de salida de fábrica GP 400 sería totalmente aceptable, pero muchos especialistas usan valores aún menores para este concepto de fin de vida útil, llegándose a encontrar GP de 300 y 200 en máquinas en operación. Mecanismos de degradación de la celulosa Veamos aqui los mecanismos que producen degradación de la celulosa, que es el principal constituyente de los materiales aislantes sólidos impregnados en aceite utilizados en equipos de alta tensión como son los transformadores e reactores. Hidrólisis El agua causa a ruptura de la cadena de monómeros, al afectar el átomo de oxigeno que hace a puente entre los anillos. Son formados dos grupos OH, cada cual anexado a un monómero. Como resultado de esto ocurre a reducción do grado de polimerización e o debilitamiento de la fibra de celulosa. Los especialistas formularon una regla simple para a degradación de la celulosa en función de cantidad de agua presente. Propusieron que una tasa de envejecimiento térmico de la celulosa es directamente proporcional a la cantidad de agua. Así los resultados de los ensayos de envejecimiento térmico indican una tasa de degradación con un cierto contenido de agua, un equipamiento en operación con o doble de agua tendrá tasa de degradación térmica da aislación igual al doble de la tasa medida en el referido ensayo.

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Oxidación Los átomos de carbono de la molécula de celulosa son atacados por el oxigeno, formando aldeídos e ácidos. Consecuentemente, la unión entre los anillos quedará reducida, bajando el grado de polimerización. Se libera agua, monóxido de carbono y dióxido de carbono. El agua liberada por este proceso contribuirá también al proceso de hidrólisis mencionado, apenas la celulosa es atacada directamente por el oxigeno, Además también o aceite sufre oxidación, produciendo ácidos, esteres y otras substancias que van a atacar el propio aceite, generando más productos de oxidación. estas substancias atacan también a celulosa, degradándola. El efecto del oxigeno la tasa de degradación de la celulosa fue investigando por varios especialistas, el procedimiento mas común es comparando los resultados de tasas de envejecimiento con probetas de aislación selladas sin la presencia de oxigeno, con las tasas de probetas expuestas a la atmósfera, como en un transformador sin sistema de preservación de aceite. Algunos de los investigadores de este fenómeno Fabre e Lampe, que encontraron factores de aceleración de la degradación de las probetas expuestas al oxigeno respecto a las selladas de 2,5 e 10 veces respectivamente. Queda claro que la presencia de oxigeno tiene una influencia extremamente negativa en el envejecimiento de la celulosa, que debe ser definitivamente evitada. Pirólisis El calor en extremo lleva a la carbonización das fibras de celulosa, y el calor en niveles moderados, como normalmente ocurre en transformadores, causa la rotura de los monómeros individuales la cadena de celulosa, formando un residuo sólido e liberando monóxido de carbono, dióxido de carbono y agua. Como no podía ser diferente, el grado de polimerización se reduce, y por tanto disminuyen características de resistencia mecánica de la celulosa. Debido a que en un transformador la temperatura no se distribuye en forma uniforme, los efectos del calor, el deterioro de la celulosa generalmente es considerando en el punto mas caliente (hotest spot), pues es el lugar que ocurrirá la mayor degradación. Se realizó en nuestro Laboratorio la experiencia de la evolución de una serie de muestras de papel sumergidas en aceite y sometidas a envejecimiento acelerado de 4 semanas, 672 horas y realizando luego la medición del GP y su Resistencia a la Tracción. Las muestras del papel eran dos tipos Kraft Común y Mejorado Térmicamente. siendo sometidas a 120°C con las probetas de los aceites en distinta situación; una sin contenido de agua ni aire, otra sin agua y la última sin aire Los valores promedio que se obtubieron se muesatran en la siguiente tabla 6.8 . ENVEJECIMIENTO ACELERADO DE PAPEL Y RESISTENCIA A LA TRACCIÓN

Horas de Aplicación a 120°C Polimerización(GP) IEC 450 Papel Kraft kN/m Papel Mejorado kN/m

0 1150 7.70 12.65

168 535 4.33 8.8

336 371 2.38 7.59

504 317 1.94 7.15

672 304 1.83 6.49

Globalmente se apreció que el GP se reduce inicialmente enforma rápida hasta 26%también lo hace la resistencia a la tracción del papel Kraft común hasta el 23%,.pero para el caso del Mejorado Termicamente que parte de valores superiores la reducción solo fue del 56%.

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Ha sido también una conclusión interesante dentro de la experiencia realizada, que comparando las distintas muestras que se prepararon, se pudo apreciar que la presencia de oxigeno en el aceite trajo aparejado al final del ensayo, una reducción de la Resistencia a la Tracción al 30 % aproximadamente tres veces para el caso de papel Kraft común y del 50% a la mitad en el caso de los Mejorados Térmicamente (Thermally Upgraded). G R A D O D E P O LIM E R IZ A C IÓ N ( G P ) v s T IE M P O

Común s/ O ni HO Común s/ HO Común c/ O y HO Upgrade s/O o HO Upgrade c/ O y HO

1400 1200 1000 800 600 400 200 0 0

100

200

300

400 H o ra s

500

600

700

800

6.9.- Funciónes de la Aislación Sólida

La confiabilidad y la operación segura por largo tiempo de los transformadores, está asegurada por los buenos criterios de diseño y la alta calidad de los materiales empleados. A pesar de esto se puede lograr gran optimización, aumentar la rigidez dieléctrica, reducir el volumen global o cualquier otro logro adicional sin aumentar el volumen de los transformadores. La reducción del volumen de la aislación global requiere la mayor comprensión de cómo interactúan ambas aislaciones, la líquida y la sólida. La aislación líquida debe proveer el mayor esfuezo dieléctico llenando e impregnando completamente el volumen de la celulosa reforzando su rigidez dieléctrica, además de evacuar el calor generado internamente. La aislación sólida es usada para construir sistemas de barreras subdividendo los canales con campos elevados en varios espacios angostos “gaps”. Esta mayor rigidez de campo eléctrico en el aceite, puede ser lograda si las barreras de “pressboard” estan conforme al campo y se arman manteniendo relativa verticalidad a las líneas de fuerza eléctrica. El esfuerzo dieléctrico de los sistemas aceite / Pressboard La Rigidez Dieléctrica del pressboard impregnado en aceite, es aproximadamente tres o cuatro veces la rigidez del aceite. Además en C.A. la solicitación del voltage es reducida por la constante dieléctrica debido a que es más elevada que la del aceite.

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Vinculadas en serie eléctrica las barreras son comparativamente débiles respecto al canal de aceite que finalmente es lo más debil de la cadena de aislación. Función de las barreras El esfuerzo del campo electrico en el pressboard se reduce por el factor de la mitad Eb / Eac = ξac / ξ b = 0,5 Las barreras no llevan gran proporción de la caída del voltage, pero la mayor parte ocurre en los canales de aceite. Los electrodos metálicos desnudos deben ser cubiertos con aislación sólida mejora la rigidez dieléctrica de grandes distancias, puede ser aumentada dividiendo en menores distancias. Cuando los espacios estan subdivididos, se puede esperar que se reduzca la dispersión estadística de la probabilidad de descarga a la probabilidad de descarga del canal más angosto. Grandes distancias con campos no uniformes, pueden ser divididos en pequeños espacios de diferentes largos, adaptados al campo eléctrico local Veamos ejemplos reales, una entrada del lider de lado 500kV de un Reactor y la representación esquemática del sistema de barreras.

E

E

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7.-MEDIDA DE LA TANG δ − FACTOR DE POTENCIA

Entre los métodos disponibles para controlar el estado de la aislación sólida de un transformador, que se han adoptado para el mantenimiento, veremos aquellos en los cuales se emplean tensiones relativamente bajas. El seguimiento de la evolución de estos valores, a partir el ensayo realizado en la fábrica de la máquina o durante el comisionamiento, para luego compararlos con los valores que se van obteniendo durante los sucesivos mantenimientos, esto permitirá realizar juicios y diagnósticos sobre qué es lo que conviene hacer para prolongar la vida útil de la unidad, asegurando su confiabilidad. Veremos los distintos ensayos disponibles con la interpretación de sus resultados. 7.1-Medición del factor de potencia y tang δ

Si asimilamos a cada uno de los bobinados del transformador y al núcleo de hierro como si fueran electrodos de un condensador hipotético, aparecen las capacidades entre las distintas partes metálicas, entonces estos electrodos pueden ser objeto de la medición, pudiendose aplicar entre el bobinado primario, el secundario, el núcleo y la tierra en forma individual o un conjunto cualquiera de 2 o más elementos contra el resto. Se mede la componente activa de la corriente de estos condensadores, la cual es representativa de los calentamientos que pueden existir en la operación, debido a que la tang δ es función directa de las pérdidas volumétricas en la masa de la aislación; ya sean éstas por corrientes de fuga o dieléctricas. En algunos casos, las pérdidas pueden desarrollar puntos calientes que produzcan fallas de carácter térmico en zonas de baja refrigeración o de gran concentración de líneas de campo eléctrico. Ic

IT

Cx Rp Tang δ φ IR Factor de Disipación Factor de Potencia

Tang δ = IR / IC Cosφ = IR / IT

Para realizar la medición se puede utilizar un aparato de tipo puente de Shering cuya medición al ser de "cero", rama central del puente en equilibrio, es de mucha exactitud. La capacidad medida puede tener importancia tanto como para confirmar que la metodología de la medición es la adecuada, como para evidenciar alguna alteración físico-química del medio aislante.

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El inconveniente para ejecutar esta mediciòn, suelen presentarse problemas de interferencia electromagnética, cuando se realizan mediciones en lugares donde existen acoplamientos capactivos esto ocurre en las estaciones transformadoras de extra alta tensión, donde aparecen problemas para estabilizar el equilibrio del puente Pueden hacerse mediciones dicionales para hacer las correcciones necesarias, pero más simple es utilizar puentes, que trabajan por comparaciòn de corriente. fase y módulo. Los de última generación son electrónicos, utilizando para la medición fibras ópticas, traen la señal desde el borne de alta tensión del propio elemento que se está ensayando, además pueden variar la frecuencia de la medición entre 20 y 90 Hz.. Esquema elèctrico del puente a transformador diferencial de corriente.

Cn 220V Cx

mA C

R N1

N2

El puente en equilibrio significa que Cx = Cn * N1/ N2 Finalmente la

Tangδ = ω C R

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La medición se puede realizar sobre tipo de equipos, incluso aquellos que no se pueden desconectar de la puesta a tierra; los valores de tensión son regulados con el transformador elevador, pudiéndose aplicar toda la gama de tensiones, pero en equipos de campo se usan tensiones de 2000 a 20000 Volts. 7.2. Esquema de conexiones para los bobinados

Para que las mediciones sean comparables se deberán realizar las mismas con igual modalidad de conexión.

I1

AT/T

V

AT/BT

I

BT/T

En la generalidad de los casos, los arrollamientos que no son objeto de la medida, se deben conectar a tierra, por lo tanto el menú de mediciones se completa de la siguiente manera : AT / MT + B2T + Cu MT /AT + BT + Cu BT / AT +MT + Cu AT + MT + BT / cu

AT + MT / BT + Cu AT + BT / MT + Cu MT + BT / AT + Cu

En la mayoría de los casos la cuba se mantiene conectada a tierra, y a veces es dificultosa su aislación, pero se puede desconectar para comparar con mediciones anteriores (si estas así se realizaron). 7.3. Valores Típicos La tangente delta (tang.δ ) se mide en forma rutinaria, por cuanto los valores típicos deben ser interpretados en función de los tipos de aislación, a modo de ejemplo en transformadores se puede tomar como referencia el siguiente cuadro para 20-ºC.

Excelente Bueno Un200 kV 0,2% 1,5%

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Regular 6% 3%

Deteriorado 30% 10%

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7.4. Sensibilidad con la temperatura

Los valores obtenidos para ser interpretados es conveniente que sean comparados a una misma temperatura de referencia, ej.: 20ºC, de allí es que se utilicen curvas de ajuste para llevar el valor medido a una temperatura cualquiera a la temperatura de referencia. Las curvas de ajuste son distintas si se trata de un transformador que respira en la atmósfera o si es sellado, pero también puede variar según el estado de la aislación, por lo tanto, lo conveniente es "realizar una curva de ajuste", para cada tipo de transformador. En la figura se ven las distintas curvas que grafican este fenómeno, las mismas son funciones que dependen del cuadrado de la temperatura. 2

tang δ(θ) = αθ + β θ

De todas maneras, lo importante es la comparación con los datos anteriores o de origen, y seguir su variación en el tiempo o frente a los trabajos efectuados en el transformador. Esta medición es una herramienta importante también para evaluar la eficiencia de un proceso de secado, realizándose la misma antes y después de un tratamiento directo o indirecto sobre la aislación. El gráfico presenta una serie de valores que permite formar criterio a partir de cuando se deben tomar precauciones en la vida de la aislación de la unidad, lo ideal es lo más bajo posible.

APTITUD DE TANG DELTA DE AISLACIÒN 20

18

CUIDADO

TANG DELTA %

16

14

DEFECTUOS O

12

10

8

6

4

2

0 0

10

20

30

TEMP.ºC

48

40

50

60

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7.5. Valores de Tensión a aplicar

La tensión a utilizar en el ensayo debe ser de la mayor posible sin exceder la Tensión máxima nominal del equipo, no obstante, en función de los voltajes disponibles en los instrumentos se pueden tomar los siguientes valores: A T y EAT 132 kV a 500 kV

10 o 20 kV

MT 33 kV 13,2 kV

5 kV 2,5 kV

BT 1kV 0,4 kV

1 kV 0,5 kV

7.6. Sensibilidad de la Tang.δ a la tensión

En algunos casos la Tang.δ de una aislación da un valor mayor del normal, un método sencillo que puede dar una clave definitiva es evaluar el comportamiento a la elevación de la tensión que se aplica. Elevando la tensión en pasos iguales y calculando la tang. δ para cada voltaje . Si el factor de potencia no varía con la tensión se puede tomar la media aritmética y es indicativo de que el elevado factor de potencia, probablemente es motivado por los componentes polares en el medio aislante. En cambio si el factor de potencia crece con la tensión se puede pensar que existe elevada ionización causada por carbonización en el aceite y en los bobinados del transformador, lo que no es bueno para la aislación. 7.7. Medición de la Tangente δ de los Aisladores (Bushing)

Para controlar el estado del Bushing se debe realizar la medición de la Tang. δ de los aisladores, para ello se debería desconectar los cables de la conexión externa (línea) e interna (Bobinado), pero debido a lo dificultoso y poco recomendable de la operación ya que para hacer la desconexión interna hay que decubar. Se han desarrollado dos metodologías para realizar esta medición: Aislador con divisor de voltaje En el caso del aislador equipado con un divisor de voltaje se emplea esta derivación para realizar la medición utilizando la conexión de este divisor a masa , ver fig.7.7 Aislador sin divisor de voltaje En este caso el aislador pasante envuelve con una hoja delgada de estaño conectándose al lado de "potencial" del puente y a su vez manteniendo conectado la barra y la cuba a tierra

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Fig 7.7 Evaluación de los resultados Para evaluar los resultados se puede utilizar el siguiente cuadro para valores corregidos a 20 º C Tipo condensador Bueno

tipo aceite

0 - 1,5%

Cuidado

1,5- 2,5%

Inútil

2,5%o mayor

0 - 3,5% 3,5- 5% 5% o mayor

7.8. Ensayo de Espectroscopia Dieléctrica

En la actualidad se están utilizando para verificar el estado de las aislaciones, como ser presencia de agua, o contaminantes qie puede ser de gran utilidad. La medición básicamente es la Tangente Delta y Capacidad Relativa, dentro de con un rango de fracuencia que va desde 0,001Hz a 1000Hz. (tema esta ampliado en 12.4 y 12.5). El ensayo llamado Respuesta Dieléctrica a la Frecuencia ( DRF), se raliza con tensión de medición de 100V, es bajo pero no se pueden aplicar valores más elevados a frecuencias altas. Veamos los graficos de Capacidad y de Tangδ. Imp. () 6

Imp. () 10

5 1

4 3

0.1

2 0.01

1

.

0 0.001

0.01

0.1 1 10 Frequency: (Hz)

100

1000

0.001 0.001

50

0.01

0.1 1 10 Frequency: (Hz)

100

1000

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8. - MEDIDA DE "LA RESISTENCIA DE AISLACIÓN"

La técnica más sencilla y más antigua que se utiliza para el control de una aislación es aplicando una tensión contínua y medir la relación tensión versus corriente. V/I = Ra El instrumento comúnmente utilizado es el logómetro, de bobina móvil sin par antagónico cuyo ángulo de deflección es función de la relación entre la resistencia patrón y la resistencia de la aislación a medir. La escala es de lectura directa en valores de MΩ para valores elevados es de baja precición Es también el método más rápido y efectivo para evaluar la aptitud de una aislación y, para decidir si la misma puede continuar funcionando o se halla colapsada. Para interpretar los valores que medimos es inportante recordar lo siguiente, la corriente que circula por la resistencia de aislación está compuesta por tres componentes, aunque la medición se hace sobre una sola de ellas: a).-Corriente de absorsión capacitiva Al inicio del ensayo aparece un alto valor de corriente (aparentando un bajo valor en MΩ) hasta que la capacidad de la aislación está cargada, estabilizándose su evolución al cabo de 1/2 a 1 minuto. b).-Corriente de polarización dieléctrica Esta componente de la corriente, que es resultado de la absorsión por orientación de la polarización natural, además de la traslación de los elementos polares en el seno del aislante, la misma es causada por varios tipos de polarizaciones, la más importante es la que tiene lugar en los materiales de la aislación, y no es contaestada por la circulación de las corrientes de pérdidas, o traslados de corrientes de iones. Se evidenciará en la medición con un tiempo mayor, del orden de 10 a 30 min el femómeno de la polarización dieléctrica. c).-Corriente de pérdida permanente Es la componente más importante cuando se necesita conocer el estado de una aislación, es la corriente de resistiva que circula a través del volumen de la aislación o por las fugas superficiales. En máquinas pequeñas es usual considerar que ésta corriente está estabilizada al cabo de un minuto de aplicación y se la toma como corriente permanente.

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8.1- Corrección por temperatura

La temperatura del equipo en prueba tiene notable influencia en el valor de la aislación, por lo tanto, si se desea realizar una comparación de dos mediciones, éstas deben ajustarse a la misma temperatura, para ello se corrige tomando como base 20ºC. Fórmula de corrección : R2o = K (θ) R (T) Tº C K (θ)

5 0,36

10 0,50

15 0,72

20 1,00

30 1,98

40 3,45

50 7,85

60 12,50

Para transformadores no sellados y en atmósferas muy húmedas, debido a que la aislación es higroscópica, la humedad puede ser causa probable de errores. A los efectos de la consideración de la "curva de ajuste" por la temperatura, valen consideraciones similares a la vista en el punto 7.4, es decir, en lo posible ajustar los valores para cada máquinas; según el estado de la aislación 8.2.-El valor mínimo de resistencia

A priori se pueden obtener valores que a modo de referencia permiten formar un criterio del valor obtenido refiriéndolo a un valor mínimo supuestamente admisible. Estos valores se dan en función de los parámetros básicos de las máquinas, vinculados por la fórmula: R=

C Un √Sn

Donde: R = aislación de la resistencia de bobinado a tierra o entre bobinados en MΩ a 20ºC. C = 0,8 para transformadores sumergidos en aceite C = 16 para transformadores secos Un = Tensión nominal en V Sn = Potencia nominal en kVA Valores mínimos de resistencia a 20ºC para transformadores en aceite de distintas tensiones nominales con Megger de 1000 o 2000 volt; en la norma IRAM 2325 existen familias de curvas según las distintas potencias y que pueden ser consultadas ante cualquier duda. 6,6 a 22 kV 22 a 66 kV Superior a 66 kV

200 M Ω 300 M Ω 500 M Ω

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8.3.-Indice de polarización y de absorsión

Se vió anteriormente que durante la medición de aislación las corrientes pueden variar debido a la absorción dieléctrica, éstas pueden ser graficadas y presentan un regular incremento a través del tiempo, siendo un parámetro importante determinar el índice de polarización de la aislación. Se define como índice de polarización la relación adimensional de la resistencia a los 10 minutos contra el valor de la resistencia a 1 minuto. El índice de polarización es bajo si la aislación se encuentra en mal estado, un mismo megger puede utilizarse para las tres lecturas, es decir, leyendo al minuto y luego leyendo a los 10 minutos. La siguiente tabla extraída de la norma IRAM 2325, permite evaluar los resultados según se clasifica de la condicion de la aislación Condición Peligrosa baja objetable correcto bueno exelente

Indice de polarización IP =R10 / R1 IP< 1 1 < IP < 1,5. 1,5.< IP< 2 2 < IP < 3 3 < IP < 4 4 < IP

Rel. Absorción Dielectrica RAD= R60 / R30 RAD60 kV

>60 kV

60-50 kV

< 50 kV

>60 kV

>60 kV

60-50 kV

< 50 kV

>60 kV

>50 kV

50-40 kV

< 40 kV

Trafo.Med. Un >170 kV

>60 kV

>60 kV

60-50 kV

< 50 kV

Trafo.Med. Un 60 kV

>50 kV

50-40 kV

< 40 kV

Trafo.General MT BT

>55 kV

>40 kV

40-30 kV

< 30 kV

Reservorio de RBC

>55 kV

Máquina Trafo.Pot. Un >400 kV Trafo.Pot. 170 < Un < 400 kV Trafo.Pot. 72,5 < Un < 170 kV

ε∞

Veamos las diferentes contribuciones a la polarización del líquido aislante. Líquidos no polares

ε s = n2

Líquidos polares

ε s - n2 < 0

Líquidos dipolares pueden ser identificados por las “Bandas de Absorción”, para ello hay que representar la magnitud de las pérdidas en función de la frecuencia aplicada en el ensayo. Esto da lugar a muchas investigaciones para conocer la existencia de elementos polares en los aislantes en general.

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12.6 . La medición en corriente alterna.

En corriente alterna, vemos que existen factores que van a afectar la mediciòn de la componente resistiva, estos son los fenòmenos de polarización de la materia, las pérdidas por absorciòn, por tanto en elevadas frecuencias la medición también estará afectada por la permeabilidad ε que varía según la frecuencia, de un valor estático y a un valor dinámico con frecuencias muy elevadas. Esto es debido al fenómeno de polarización molecular, agregado al comportamiento de los productos polares en el seno del líquido, lo cual trae asociado un aumento en las pérdidas de energía por absorción dieléctrica. Este fenómeno se suma a la circulación de propia corriente conductiva, produciendo mayores pérdidas por efecto Joule. De este modo englobamos a todos los fenómenos disipativos existentes en el campo eléctrico alterno, las pérdidas por polarización y conductibilidad, entonces podemos representar el fenómeno con un condensador ideal con dos resistencias de disipación asociadas una en serie y otra en paralelo. Veamos en capacitor con un material dieléctrico IC A

δ

A= Area d= Distancia

IR

d

El valor esta definido como

Tang δ = IR / IC

la tensión es aplicada a ambos elementos y se simplifica y queda Tang δ = Xc / R donde Xc = 1/ω C

Xc = d/ω ε' A

y R=ρd/A

simplificando quedará Tang δ = 1 / ρ ε'ω Finalmente resulta entonces;

donde ρ es la resistividad

tomamos la conductibilidad σ = 1 / ρ

Tang δ = σ /ε'ω

La conductibilidad y la resistividad en corriente alterna son características de la condición del líquido y de su alteración durante el servicio, a la presencia de contaminantes, elementos polares, etc. A esta magnitud se la reconoce usualmente como "El factor de disipación dieléctrica" o tang δ del líquido aislante. 12.7. Medición"El factor de Disipación dieléctrica" o tang. δ

Es de suma utilidad la medición de esta magnitud, para evaluar el estado de un aceite, tanto nuevo como en uso, se realiza de acuerdo a la Norma IRAM 2340 ó IEC 60247 con puente para medición de capacidades. 78

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El ensayo, se raliza con un puente de Shering cuyo circuito eléctrico es presentado donde el lugar de la capacidad incógnita Cx se aplica una celda de medición, compuesta por dos electrodos cilíndricos normalizados y termoestatizado a la temperatura de medicion de 20 y 90ºC.El campo electrico no debe superar los 1000 kV/mm y la medición debe durar el menor tiempo posible. Esquema eléctrico del Puente de Shering

Cn

Cx

AT Det

C1

R1

R2

Gen

Debido a su rapidez, sencillez y limpieza, permite ser programado convenientemente, siendo util como medición de laboratorio y enventualmente de campo. Para aceites nuevos se lo especifica también, como ensayo de rutina para el control de la calidad de la provisión.

Puente para medición tang. δ

Celda de termoestatizado

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Celda de medición para Tang. δ y Resistividad ( IEC 60247)

Valores máximos de tensión a aplicar serán los que crresponde a los 2mm de distancia entre electrodos por lo tanto son:

Tipo de Corriente Tensión kV Campo kV/mm Continua 500 250 Alterna r.m.s. 2000 1000 12.8. Criterio General de evaluación de resultados

El análisis de la tendencia de su evolución a travez del tiempo, permite formar criterio del estado del aceite, también la medida de la tang.δ es en un valor de suma importancia para la determinación de la metodología a emplear para mejorar la calidad de un aceite. Los valores admisibles como límites son, según la vieja recomendación IEC 422 son 0,2 a 2. Εn los casos comunes, si se superan los valores que el fabricante especifica, se recomienda recuperar o descartar el aceite. Queda claro que son muy diversos los valores límites y los procesos recomendados para el restablecimiento de las buenas condiciones para el aceite. Algunos autores determinan que los altos valores de tg.δ son predominantemente debidos a humedad e impurezas, y en menor medida a la existencia de agua en disolución, es de allí que a partir de un valor de 0,5% se recomienda investigar con otros ensayos, como acidez, contenido de agua, para que analizar lo que está sucediendo con el aceite.

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12..9..− Valores límites para diagnosticar

No existe un acuerdo sobre el valor límite para el reprocesado si hay acuerdo que tiene que ser el valor más bajo posible, recopilando datos incluyendo datos de fabricante del equipo vemos;

20º C

T e m p e r a tu r a

90º C

t g .δ < 0 ,0 5 U s a d o p r o c e s a r t g.δ < 1 a.6 E E .U U . N o rm a N u e v o IE C 2 9 6

t g .δ < 0 ,0 0 5 t g.δ < 0 ,2 I E C 4 2 2 an t er i o r

Para aceite en uso en Transformadores de Medida y de Potencia según la tensión Nominal del equipo, de acuerdo a la últimas de actualización de la norma IEC 60422/05 vemos: Tabla 12.9 de valores de la Disipación Dieléctrica a 40 -60 HZ a 90ªC

Valor previo energización

Bien

Regular

Pobre límite en servicio

< 0,010

< 0,10

0,10 - 0,20

> 0,20

< 0,010

< 0,10

0,10 - 0,20

> 0,20

< 0,015

< 0,10

0,015 - 0,50

> 0,50

Trafo.Med. Un >170 kV

< 0,01

< 0,01

0,01 - 0,03

> 0,03

Trafo.Med. Un 0,30

Trafo.General MT BT

< 0,015

< 0,10

0,015 - 0,50

> 0,50

Máquina Trafo.Pot. Un >400 kV Trafo.Pot. 170 < Un < 400 kV Trafo.Pot. 72,5 < Un < 170 kV

Indicaciones Bien, Continuar con el muestreo normal Rgular, Observar aumentando la frecuencia de muestreo y controlar parámetros, tales como; contenido de agua; acidez; T.I.F. Pobre límite en servicio, reacondicionar mediante proceso de filtrado y deshidratación De continuar valores bajos, se recomienda regenerar o cambiar el aceite, una vez que ya se hayan ejecutado otros tratamientos de mejora,

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13.- GENERACION DE GASES EN TRANSFORMADORES Los gases que se forman en el interior de los transformadores son productos de la pirolisis (descomposición térmica) de los elementos que componen la aislación, generalmente es papel y aceite. La velocidad de formación de los gases puede ser muy variada, y según sea la naturaleza de falla puede ser rápida, lenta, moderada o normal, pero por lo general, existirá una variación positiva en la mayoría de los casos, al menos que otros procesos los hagan mermar. 13.1.-Velocidad de formación

En función a su velocidad de formación, se puede evaluar como: A) Muy lenta o normal: debido al envejecimiento de papel o aceite. En este caso los gases permanecen disueltos en el aceite, pero su evolución puede apreciarse recién en largos períodos de tiempos. B) Lenta: debido al envejecimiento normal más alguna falla incipiente, este caso los gases permanecen disueltos en el aceite, con análisis más frecuentes, realizando el seguimiento de su variación en el tiempo, podremos diagnosticar la falla. C) Rápida: los gases no se disuelven totalmente en el aceite debido al volumen generado, o a la rapidez del proceso de formación. Parte de ellos se mantienen en estado gaseoso, pudiendo ser acumulados en el dispositivo al efecto, el Relé Bucholz. D) Muy rápida: producto de fallas con desarrollo violento de gas, por efecto térmico y formación de gases pueden accionar una protección de Flujo de Aceite. E) Explosión violenta: producto de descargas internas con actuación de dispositivos de Alivio Presión, con o sin destrucción de la cuba del transformador. 13.2.-Motivos y solicitaciones para la aparición de gas

Todos los materiales aislantes de un transformador que está en servicio quedan sometidos a dos tipos principales de solicitaciones: a) Solicitación térmica: Debido al calentamiento de los bobinados, el efecto joule en los conductores, pérdidas por hirterisis, o corrientes de Foucault en el núcleo de hierro. b) Solicitación del tipo dieléctrica : Debido a los elevado gradientes de potencial existentes entre elementos internos, es que aún en funcionamiento normal se producen deterioros lentos y alteraciones de las características físico-químicas de los aislantes. c) Otras causas: Si el aceite está en contacto con el aire o algún gas de sellado, en el tanque de expansión, las variaciones en los regímenes de presión, temperatura de operación, hacen que volúmenes de este gas se disuelvan en el aceite. Estos se sumarán a los generados internamente, pudiéndose alcanzar en algunos casos los límites de saturación y formar burbujas.

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13.3 Cantidad de gases liberados según fallas 13.3.1 Fallas de pequeñas generación de gas.

Para una velocidad de formación de gas "tipo B (13.1)". se consideran las fallas que originan un desarrollo débil de gas, sin embargo, durante la operación normal se puede dañar la aislación y finalmente provocar la salida de servicio de la máquina. En este caso no debería esperarse actuación del Relé Bucholz, ni de otra protección. Vemos cuáles son los casos; a) sobrecalentamiento localizado que no compromete la aislación sólida, pueden ser defectos constructivos, contactos imperfectos u operación en sobrecarga. b) sobrecalentamiento localizados, que comprometen la aislación sólida puntos calientes c) sobrecalentamiento no localizados, tales como sobreexitación del núcleo o sobrecargas transitorias. d) descargas parciales de baja energía con o sin involucrar la aislación sólida e) defectos de aislación en el núcleo o de los pernos de sujeción, produciendo lazos de corriente con fallas térmicas en los componentes involucrados. 13.3.2.-Fallas de gran generación de gas

Son las fallas "tipo D y E (13.1)", que involucran grandes cantidades de energía, puede decirse que son consecuencia de arcos eléctricos por la pérdida de rigidez dieléctrica entre 2 partes sujetas a distinto potencial con desarrollo de energía. Los gases predominantes en estas fallas, acetileno y monóxido de carbono, según que la parte afectada sea aceite o celulosa respectivamente, también se pueden detectar restos carbonosos o metálicos (cobre o hierro) que permiten estimar, sobre las zonas afectadas. 13.3.3.-.Fallas de descontrolada generación de gas

Estas ocurren cuando se trata de una explosión de gas cuyo efecto es múltiple, con temperatura elevada, la descomposición de todos los materiales que conforman el transformador. Se trata de una explosión del efecto múltiple con elevada temperatura e ignición del material. 13.4 Generalidades para el seguimiento de los gases disueltos en aceite DGA

Fundamentos del MétodoLa cromatografía gaseosa, es una de las técnicas que ha permitido la cuantificación de los gases que se difunden en el aceite, son producto de la descomposición de éste o de otros materiales, especialmente los aislantes líquidos, sólidos que forman parte del transformador. Esta técnica es muy efectiva para analizar la naturaleza de una falla incipiente dada la elevada sensibilidad del análisis, pero también es útil cuando se la utiliza juiciosamente con fines operativos, para evaluar un proceso normal de envejecimiento. Los gases normalmente analizan dos son O2 - N2 - CO2, entre los no combustibles, y C2H2; C2H4; CH4; C3H6 y C3H8; CO; H2 del tipo combustibles. Estos gases se producen en función del equilibrio térmico alcanzado, y por las experiencias realizadas. sSegún el tipo de gas que se detecte, se puede determinar estimativamente el origen de su formación. 84

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Cromatógrafos para ensayos cuantitativos de GDA.

Modelo Tg 14 uso año 2000

Modelo TG 6 uso año 1980

Para realizar el análisis teórico de las cantidades de compuestos hidrocarburos livianos que se forman, se pueden desarrollar las reacciones químicas de la descomposición, Los resultados dependen de muchos factores, como ser; cortes del aceite, nivel del equilibrio termodinámico y volumen del material afectado. 13.4-1.- La solubilidad de los gases en el aceite

Se debe considerar para evaluar la fuente básica de la descomposición de los materiales, la solubilidad de los diferentes gases en el aceite aislante a la temperatura y presión a la que se encuentra el transformador. La saturación de algunos de los gases disueltos traerá como consecuencia, la inadmisible formación de burbujas en el caso de transformadores de alta tensión, o la actuación del Relé de Bucholzpor acumulación de gas , La viabilidad de la predicción de fallas, con el método de A.G.D. (Análisis de Gases Disueltos). se basa en que permite los diagnósticos mucho antes que se produzcan alarmas o disparos por acumulación de gases en el relé. Para la interpretación de los análisis, se deberá tener en cuenta la solubilidad del gas en estudio, es necesario reconocer si la muestra se encuentra cerca del límite, de para ello utilizamos el coeficiente de Ostwald. K= Concentración de gas en fase liquida Concentración de gas en fase gaseosa La tabla de la IEC 60599 (13.9.7) muestra la solubilidad de algunos gases en el aceite a temperaturas entre 20º C y 50ºC y presión atmosférica.

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13.4-2.- Descomposición primaria del aceite

La descomposición térmica de los hidrocarburos es considerada en base al equilibrio termodinámicode los alcanos (parafínicos), cicloalcanos(nafténico) y aromáticos, los especialistas nos hablan de una descomposición primaria, seguida de otra secundaria. En la descomposición primaria los productos descompuestos están en equilibrio con el hidrocarburo original, mientras que la descomposición secundaria, incluye a los productos formados en la descomposición primaria, los que serán también descompuestos por el calor en productos más livianos Cuando es baja la temperatura del punto caliente o cuando es corto el tiempo de contacto con esa temperatura la descomposición primaria será la dominante, en ella se sepaan los lazos Carbón-Carbón, produciendose la deshidrogenación. Entonces los alcanos se descompondrán en alquenos, alcanos más livianos e hidrógeno. [Alcano(n)] ⇔ [Alqueno (m)] + [Alcano(n-m)] + H2 Estas reacciones se producen simultáneamente en función de un equilibrio termodinámico existente en el aceite. Cn H2n+2 ⇔ H2 + Cn H2n Cn H2n +2 ⇔ CH4 + Cn-1 H2

(n-1)

---------------------------------------------------------------------------

Cn H2n+2 ⇔ Cn2 H2n-2 + C2H4 Generalizando tenemos la reacción siguiente: Cn H2n+2 ⇔ao (H2 + Cn H2n) + a1 (CH4 + Cn-1 H2(n-1))+.. + an-2 (Cn-2 H2n-2 + C2H4) Donde, para una temperatura de equilibrio se cumple; ao + a1 . . . . . + an-2 = ∑ ai = 1 (i = o... n=2) son operadores del polinomio que permiten establecer relaciones entre los gases indicativos del equilibrio térmico, cuando las moléculas del alcano son descompuestas a cierta temperatura de equilibrio termodinámico. El número de los alcanos de origen y los productos de descomposición serán 1 -χ y ai.χ respectivamente. El total del número de moles de la mezcla es: (1-χ ) + 2 ∑ a i χ = (1 + χ ) El número molar de la familia de alcanos y los productos de descomposición serán: Cn H2n+2 = (1-χ )/(1+χ ) Ci H2i +2 = aiχ /(1 + χ ) H2

= aoχ /(1+χ )

Luego para cada producto de descomposición a la presión de 1 Atm tenemos la relación: Ki = ai2 χ2 /(1-χ2) donde Ki, es la constante de equilibrio entre el alcano orígen con los productos de descomposición, respondiendo al standard de energía libre de cada componente en un estado de gas ideal. 86

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Las figuras 1 siguiente muestran la descomposición térmica de algunos alkanos en equilibrio, a través de cálculo teórico de la fórmula vista. Decomp. térmica de alcanos

1

C20H42 C10H22

0.8 Nº Molar

C5H12

0.6

C4H10

0.4 0.2 0 0

50

100

150 C Temp.

200

250

300

De acuero a lo visto un aceite sin uso probablemente no contiene alqenes y estos aparecerán en la decomposición primaria, ejemplo, el pentano C5H10 descompone a 300ºC, el butano C4 H8 a 500ºC por tanto los alquenes son más estables que los alcanos. Otra situación se da con que forman en alquenes por simple rotura del anillo al abrirse el lazo C-C. Los cicloalcanos de 5 o 6 carbonos, son los que abundan en el aceite aislante, son estables a más de 400 o 500ºC, Esta situación se reduce, para el caso de cuando hay anillos 7 y 8 carbonos. La figura 2 nos muestra la descomposición térmica de cicloalcanos en equilibrio. Descomp. de cicloalcanos

1

C8H16 C7H14

0.8 Nº Molar

C6H12

0.6

C5H10

0.4 0.2 0 0

200

400

600

Temp ºC

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13.4-3.-Inclusión de la descomposición secundaria

En muchos transformadores los compuestos desarrollados en la descomposición primaria pueden ser incluido en una reacción de descomposición secundaria, lo que hace necesario considerar también el equilibrio de los compuestos formados en la descomposición secundaria. Por ejemplo: a temperaturas más altas, ocurre que el propano se descompone en metano y etileno, luego el etileno se descompone en acetileno e hidrogeno. Esta es una reacción secundaria. CH4 + C2H4 C3H8 ⇔ (13.4.a) C2H4 ⇔ C2H2 + H2 (13.4.b) Las dos reaccion unificada en: C3H8 ⇔ CH4 + C2H2 + H2 (13.4.c) La reacción secundaria (13.4.b) pueden ser explicitadas como una primaria (13.4.c), por lo tanto, consideramos las reacciones posibles del propano de manera similar a la descomposición primaria, para el propano son las siguientes: CH4 + C2 H4 C3H8 ⇔ C3H8 ⇔ C3H6 + H2 C2H4 ⇔ C2H2 + H2 2CH4 ⇔ C2H4 + 2H2 La generalización se puede expresar en la reacción para el propano C3H8 C3H8 ⇔ b1CH4 + b2C2H4 + b3C2H2 + b4C3H6 + b5H2 El numero de carbonos e hidrogenos debe ser igual de los dos lados La figura 3 nos muestra los gases desarrollados en la descomposición del C20H42, incluyendo la descomposición secundaria. Se ve como gases no saturados como el acetileno, tienen su formación a partir de temperaturas mayores de 500 a 1.500ºC. Desc de C20H42 incl sec.

1 0.8

C3H8 C2H4

C2H6 C3H6

CH4 H

C2H2

Nº Molar

0.6 0.4 0.2 0 0

200

400

600Temp800 ºC

88

1000

1200

1400

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13.5.- La importancias de la composición de los aceites

El aceite de aislamiento está compuesto por hidrocarburos parafínicos, aromáticos y nafténicos. La cantidad de aromáticos utilizados es del orden del 10 al 20%, no obsatante en el mercado, los fabricantes mezclan los distintos cortes para lograr las propiedades requeridas por los usuarios, los petróleos más conocidos son de bases parafinicas o nafténicas, siendo los primeros los más abundantes en nuestra región. Surge de lo expuesto en el punto anterior, que el especialista debería conocer perfectamente la composición molecular del aceite del transformador a diagnosticar, para tener un análisis científico de lo que ocurre en su interior, pero a veces es técnicamente imposible, por ello, la técnica de dignóstico por GDA es considerada un arte, donde se requiere práctica, experiencia y razonamiento analítico. Cabe destacar que las propias normas especifican los criterios de certeza de los resultados, vemos que en el mejor de los casos especifican que los diagnósticos son válidos para el 90 % de una población de transformadores similares. 13.6.-Gases detectados durante la operación normal Durante el proceso de envejecimiento normal aparecen CO2 y CO que son generados por la descomposición de la celulosa acompañados por otros gases, H2, CH4, C2H6, C3H6, C3H8 que provienen de la descomposición del aceite. Los valores típicos de los gases deben ser interpretados en función de la experiencia de las características de operación. La existencia de sellos, pulmones o diafragmas, debe ser tenida en cuenta porque pueden influir en el desarrollo de los mismos, en la posibilidad de que liberen a la atmósfera, además en la posibilidad de que se este cerca de la saturación que un determinado gas presenta en el aceite. Por ejemplo también la presencia o no de O2  tiene su influencia en la oxidación del aceite y de la celulosa La tabla 13.6. muestra un criterio de límite inferior para seis gases combustibles, a partir del cual es necesario estudiar y corregir los motivos posibles de su generación con valores inferiores, también se puede estudiar con fines predictivos. Valores en (ppm) partes de gas disuelta por millón aceite.

Trafo 10MVA

CO 300 250

H2 400 400

CH4 200 150

C2H2 Trazas Trazas

C2H4 300 200

C2H6 150 150

TGC 1000 700

13.7.Gases detectados según tipo de falla Cuando ocurren fallas incipientes o de mayor grado, es cuando se hace importante la apreciación de tipos de gases, es conveniente a veces practicar una vista rápida sobre los gases predominantes para cada tipo de falla, la siguiente tabla es una primera evaluación que permite formar criterio orientativo al especialista, en la misma, el gas significativo ha sido subrayado. Tabla 13.7.de gases detectados según la falla

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Tipo de Falla

Gases Formados

Calentamiento local en aceite

H2;CH4;C2H4;C2H6;C3H6;C3H8

Calentamiento local en aislación sólida en aceite

CO;CO2;H2;CH4;C2H4;C2H6;C3H8; C3H6

Descarga en aceite

H2;CH4;C2H2;C2H4; C3H6

Descargas en aislación sólida y en aceite

CO;CO2;H2;CH4;C2H2;C3H6;C2H4

13.8. Evaluación cualitativa de los A.G.D. Critero del Gas Patrón

Se pueden reconocer cuatro grandes grupos de compuestos producidos por descomposición de los materiales internos del transformador. También se los puede ordenar según la severidad del problema que los origina. Veamos entonces qué tipo de gas es característico de cada problema: - Hidrógeno

- Dióxido de Carbono

- Etileno

-.Acetileno

Los gases que dan nombre al grupo no son necesariamente los predominantes en cantidad, y además, estarán acompañados por otros gases. . Por ejemplo, si además apareciera CO ó CO2, significa que la descarga ha comprometido la aislación sólida. Este método permite una rápida evaluación y diagnóstito del resultado de un análisis de Gases Disuelto en Aceite.G.D.A. 13.8.1.Grupo acetileno C2H2

La presencia de acetileno es indicativa de la existencias de temperaturas superiores a los 500ºC, y por lo tanto la evidencia de un accidente grave de carácter dieléctrico, por lo tanto debe ser siempre estudiada con minuciosidad. Si el acetileno viene acompañado con metano e hidrógeno se puede tratar de un arco de poca duración circunscripta al aceite

60 C

50

%

o m

d

b u

40

s t G i a b s l e

30

e

20

10 0 CO

%

13.8.2.Grupo Etileno Si la descomposición

d e

del aceite produce etileno, se trata de una sobrecarga de carácter térmico, puntual o generalizada, la temperatura rondará por los 300ºC. Será mayor, cuanto mayor sea la cantidad de etileno o de metano que lo acompaña. al igual el hidrógeno, etano y propano. Cuando además, aparece CO2 o CO el defecto térmico está involucrando al papel con temperaturas superiores a 130ºC.

H2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

60

50

G a 40 s C 30 o m b 20 u s t 10 i b 0 l e

90

CO

H2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

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13.8.3 Grupo Hidrógeno

La producción de hidrógeno solo o acompañado de metano, en general es indicativo de la existencia de Descargas Parciales de baja energía, o bien el aviso de una falla incipiente, por lo tanto deberá investigarse. El hidrógeno generalmente acompaña muchos de los procesos de descomposición del aceite, aunque algunos aceites como los de corte nafténicos, son más absorbentes de este gas y no aparece en los análisis.

%

90

d

80

e

70

G a

60

s

50

C o

40

m b

30

u s

20

t i

10

b l

0

e

CO

H2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

13.8.4 Grupo carbono

Tanto el CO2 como el CO, son producidos por el envejecimiento normal de los materiales celulósicos (papel madera, pinturas) cuando estos están sometidos a temperaturas elevadas superiores 130ºC. En general, las fallas, tanto de carácter térmico o del tipo dieléctricas, ambas causan descomposición de la celulosa, por lo tanto, en estos casos se requiere un diagnóstico preciso, se deberían estudiar los gases que lo acompañan.

% 60 d e 50 G a 40 s C o 30 m b u 20 s t i 10 b l e 0 CO

H2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

13.8.5. El grupo Carbono y la relación entre CO2/CO

Durante un proceso de envejecimiento la descomposición de la celulosa produce los gases del grupo carbono por lo tanto es interesante controlar la evolución de estos gases y además el comportamiento de la relación CO2/CO, que son gases resultantes del deterioro de la aislación producidos en la celulosa. En general se recomienda obsevar que los márgenes de esta relación permanezcan entre los valores 3 < CO2 / CO < 11, para los equipos libres de defectos, estimándose que el valor 7 es el más común indicador de envejecimiento normal. Un valor de CO < 600 ppm cociente de CO2 / CO > 10 es indicativo de descomposiciòn por hidrólisis de la celulosa, por presencia de oxigeno o agua. Niveles de CO2 /CO < 3 significa pirolisis de celulosa se pueden aceptar si también hay valores bajos de la cantidad de etileno C2H4, como vemos en el cuadro siguiente. CO2/CO C2 H4

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6

3

2

1

400

150

100

20

91

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Se pudo verificar, en reactores con respiración atmosférica, que en un el aceite de base predominantemente parafínica y Top Oil, el rango de los 100ºC cuando se operó con una disminución de 10ºC en la temperatura tope de aceite, produjo una reducción del 30% en la relación CO2/CO, ya que pasó de 10 a 7 (Cigre ERLAC ) 13.9.- Cuadro Simplificado

Para clasificar rápidamente un resultado de GDA en función de los gases significativos señalados con (x) y los asociados con (A) que lo pueden acompañar, vemos el siguiente cuadro. GRUPO C2H2 C3H4 C2H4 C3H8 C2H6 CH4

H

CO2/CO DIAGNOSTICO RAPIDO

ACETILENO

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

Arcos en aceite o D.P, de Alta Energia

X

Idem pero con celulosa Arcos en aceite

X

ETILENO

X

A

X

A

X

X

A

X

A

X

A

X

HIDROG

Arcos en celulosa Puntos calientes partes metalicas >500ªC

X

Puntos calientes Celulosa >150 ªC D.P. de baja energia o incipiente

13.10.-Criterio de diagnóstico y Normas

Para la evaluación de las fallas o realizar el seguimiento de un comportamiento anormal del funcionamiento, se han desarrollado distintos métodos de diagnóstico, pero que en general están basados en la comparación de relaciones entre distintos gases. En general, es conveniente verificar el diagnóstico con varios criterios simultáneamente, y que también el analista experimentado aplique él mismo, su propia experiencia. Es conveniente para aplicar un criterio de diagnóstico, que los volúmenes de gases disueltos superen un determinado nivel significativo, así del mismo modo el especialista puede tener su propio criterio de validación. En algunos Criterios de diagnóstico ya estan definidos; ese es el caso del método Doremburg. 13.10.1.-Norma IEC 60599 Guía de Interpretación de Gases Disueltos y Libres en aceite

Aislante Tipificación de las fallas y abreviaturas aplicadas en la norma PD

Descargas parciales, corona en aceite con posible formación de ceras X, pequeñas pinchaduras en papel, dificil de visualizar y aumento de pérdidas. Existencia de alveolos gaseosos por deficiente impregnación. Descarga de arcos de interruptores.

D1

Descargas de baja energía chispas en aceite, papel perforaciones y pinchaduras con carbonización a través del papel. Carbonización en la superficie del papel, problemas en cambiador de topes. Chispas en pantalla estática.

D2

Descargas de alta energía cortocircuitos localizados en zonas de gran esfuerzo dieléctrico entre capas conductoras. Con perforaciones, pinchaduras en papel, en aceite, con importante carbonización, fusión de metales en los extremos de las descargas según sea el equipo. 92

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T1 T2 T3

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Falla Térmica θ < 300 ºC en aceite o en papel que se broncea. Falla Térmica 300< θ < 700 ºC en aceite o en papel que se carboniza Falla Térmica 700ºC < θ Circulación de corrientes en aceite o en papel que se carboniza fuertemente y los metales cambian de color o se funden. Los cocientes que usa esta norma son: R1 = C H4 / H2

R2 = C2 H2 /C2 H4

R5 = C2 H4 /C2H6

Tabla 13.10.1 de interpretación de los GDA Caso

Falla carecteridstica

C2 H2 /C2 H4

C H4 / H2

C2 H4 /C2H6

PD

Descargas Parciales:

NS

< 0,1

< 0,2

D1

Descargas de baja energia.

>1

0,1 – 0,5

>1

D2

Descargas de alta energia.

0,6 – 2,5

0,1 – 1

> 2

T1

Falla Térmica θ < 300 º

NS

> 1 oNS

1

1-4

T3

Falla Térmica 700ºC < θ

< 0,2

>1

>4

NS Valor no significativo Nota: Transformadores de medida para DP se toma el límite de C H4 / H2< 0,2 Bushing se toma para DP se toma el límite de C H4 / H2< 0,07 Para temperaturas de 140 ºC o superiores los patrones de PD y de decomposicion del aceite son similares.

Relaciòn CO2/CO Si la formación de gas CO2 aumenta, es recomendable verificar que la relación CO2/CO < 3 ya que esto indica que hay papel con mucha temperatura involucrado en la falla que se carboniza. Para tener una interpretación confiable de lo que sucede, se debe tener en cuenta si la máquina cuenta con posibilidad de absorber aire, los valores anteriores de estos gases, no son producto de calentamientos, oxidación de celulosa y madera durante la fabricación u operación de la unidad. Cuando se sospecha de calentamientos internos en celulosa se recomienda el análisis de compuestos furánicos. Relaciòn O2/ N2 Si analizamos las cantidades disueltas de O2 y de N2 en un transformador que tiene contacto con el aire por conservador abierto, con sellado defectuoso, esta relación teniendo en cuenta las solubilidades relativas será cercana el valor 0,5. En servico, esta relación puede decrecer por el resultado de la oxidación y el envejecimiento del papel, si O2 es consumido según el sistema de sello utilizado esta relación puede ser inferior a 0,3 Relaciòn C2 H2/ H2 En transformadores de potencia con RBC, la operación de éste produce gases corespondientes a D.1, descargas de baja energía. Si es posible la comunicación entre el RBC y el tanque principal valores de 2 y 3 de esta relación son indicativos de contaminacion de la cuba principal con la del RBC.

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93

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Hidrocarburos del tipo C3 La mayoría de los métodos de interpretación de los GDA se basan los hidrocarburos del tipo C1 y C2, pero en muchos casos puede ser útil complementar con el uso de gases más pesados, como el propano, que debido a su baja solubilidad, puede permitir dignósticos más amplios y precisos. Condiciones e incertidumbre para el cálculo de los cocientes El muestreo y el analisis debe realizarse de acuerdo a noma IEC 60567, la que también establece el valor mínimo de “S” que es el límite de detección analíco de cada gas. Valores de 0 ppm en GDA o debajo del límite de detección deberán ser tomados mínimamente como S. Si sucesivos GDA han sido ejecutados en cortos períodos de tiempo, pueden descartarse variaciones inconsistentes, tales como descensos bruscos o elevaciones de la concentración no justificables, lo conveniente es repetir el control. Los cocientes son significativos y serán calculados si al menos uno de los valores de la concentración de gases supera el valor típico y supera el cociente del gas incrementado. Arriba de 10 x S la precisión tipificada de los GDA es del 5%, valores del 10% se obtendrán para los cocientes, Debajo 10 x S la presición de los GDA decrece rápidamente al valor típico del 20%,y al valor de 5 x S llega al 40%.para los cocientes Esto es importante cuando se trata de Bushing o Transformadores de Medida donde es común manejar valores inferiores a 10 x S. Análisis de gases aplicados a gases libres o atrapados en relés de gas Cuando los gases formados en el aceite, pasan a recintos libres como la atmósfera, pulmones de nitrogeno o más específicamente el relé Buscholz, se hace necesario interpretar las concentraciones de cada gas en función del coeficiente de Ostwald K para cada gas y temperatura, visto en 13.4.1 esta norma proporciona la tabla específica. Gas N2 O2 H2 CO CO2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2

K a 20ªC 0,09 0,17 0,05 0,12 1,08 0,43 2,40 1,70 1,20

K a 50ªC 0,09 0,17 0,05 0,12 1,00 0,40 1,80 1,40 0,90

El coeficiente K es independiente de la presión parcial de cada gas.

Niveles de gases en servicio y probabilidad de falla La probablilidad de tener un incidente o falla en servicio está en función de los niveles de concentración. La probabilidad de tener una falla se incrementa significativamente superando los niveles de concentración. El riesgo de tener falla es alto y se presentan dos clasificaciones: - fallas que se desarrollan en poco tiempo; - fallas de desarrollo expandido en el tiempo 94

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Valores de las concentraciones típicas Son valores típicos en ppm, que se toman como líneas generales para interpretar los resultados, y para la toma de desiciones, pero siempre están basados en un porcentaje de la población de transformadores que se ha tomado como típica para fijar estos valores y que es el 90%. Estos valores normados como tipicos son específicos para cada tipo de equipo. Las concentraciones de alarma aparecen cuando la probabilidad de tener un incidente es alta se requiere intervenir, estos valores pueden ser consignados por usuarios, fabricantes, expertos, basándose en su pericia y experiencia previa. La tasa de incremento en las concentraciones respecto al último análisis, nos da idea de que las posibilidades de falla se acentúe, desaparezca según sea su naturaleza.. También, que los gases migren a la atmósfera por contacto con ésta, a través de los elementos de separación atmosférica utilizados. Recomendaciones para la interpretaciòn de resultados de GDA Tome acción ingenieril apropiada, de acuerdo al siguiente esquema. Examinar los GDA comp. con

análisis previos

Todos los valores debajo de las concentraciones límites

Al menos un gas supera el valor minimo o incremento

Valor típico de GDA Informe equipo N

Identifique la falla según la tabla N 13.9.1 Condición de alerta Los GDA y sus incrementos llagan a valores de alarma cambia

Implemente más frecuencia de muestreo monit en línea

Condición alarma

Inmediata acción consid monit. o reparación

• • • •

Almacenado de los datos

Rechace o corrija valores inconsistentes de GDA. Calcule la tasas de incrementos frente al último análisis, tomando en cuenta la precisión de los resultados. Si todos los gases están debajo de los valores típicos, los incrementos son normales informar que el equipo está normal. Si al menos un gas está superando los valores típicos o incrementos, identifique la falla usando la Tabla N° 13.10.1.

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•

• • •

Es necesario tomar en cuenta los úlimos valores, en particular de CO y CO2. Determine si las concentraciones e incrementos que superan los valores de alarma, verificando si la falla va a una etapa final. Aumentar la frecuencia de muestreo (cuatrimestral,mensual o períodos más cortos. Considerar acciones inmediatas cuando se exceden los valores de alarmas. Informe de resultados Si es posible los informes de GDA deberán incluir lo siguiente: Los valores de S de c/gas, el método y la fecha de los análisis. Informacion específica del equipamiento, tal como: o Fecha de entrada en servicio o Detalles de fabricación, sellado si o no, tipo de RBC, etc o Volumen de aceite o Fecha y lugar de muestreo o Operaciones especiales o incidentes antes o despues del muestreo o Resultados anteriores de GDA o Indicación de valores tipicos para equipos con operación normal o en falla. o En caso de falla identificarla según la tabla 13.10.1 o Indicación si esta involucrado el papel con el cociente CO/CO2. Acciones recomendadas: ƒ Nueva frecuencia de muestreo ƒ Análisis de compuestos furánicos con cociente CO/CO2 menor que 3 ƒ Realización de otros ensayos.

13.10.2.-Valores típicos para transformadores de potencia Identificar; respiración atmosférica, sello de nitrógeno o diafragma Transmisión o Generación (Step Up). RBC con o sin comunicación al tanque principal. Tipo Acorazado, de Columnas o Reactor. Tabla 13.10.2 de concentraciones tipicas en ppm o microlitro/litro para el 90% de población

CO 540-900 400-850 200 >80 >4630

Esta tabla está dada para grandes volúmenes de aceite y cuando no se tienen datos anteriores ni valores históricos. Acciones basadas en TGCD Total de Gases Combustibles Disueltos TGCD Condición 4 >4630 Condición 3 1921-4630 Condición 2 721-1920 Condición 1 < 720

Incr. TGCD/dia Muestreo Diario >30 Diario 10-30 30 10-30 30 10-30 30 10-30 1 D.P pequeñas en alveolos < 0.1 Todos los tipos de descargas 0.1 (*) No característico para este tipo de descarga

C2H2/ C2H4 < 0.7 (*) > 0.7

C2H6/ C2H2 > 0.4 > 0.4 < 0.4

C2H2/CH4 < 0.3 < 0.3 >0.,3

Las relaciones de este método son aplicables cuando las concentraciones de cada gas, superan los siguientes valores significativos en ppm H; 100ppm

CH4 ;120ppm

C2H4; 50ppm

C2H2; 35ppm

C2H6; 65ppm CO; 350ppm

13..11.4.- Cocientes de gases claves de Rogers Este criterio de diagnóstico también se aplica en la norma IEC ya vista Clase

R2 =C2H2/ C2H4

R1 = CH2/H

R5 = C2H4/ C2H6

0 1 2 3 4 5

< 0,1 0,1 - 0,1 - 1,0 > 1,1

< 1,0 < 1,0 > 3,0 0,1 - 3,0 0,1 - 3,0 > 3,0

• • • • •

Tipo de defecto sugerido Unidad normal D.P de baja energia de arqueo Arcos de alta enérgia-Descarga Ternica de baja temperatura Térmica < 700ºC Térmica > 700ºC

En el caso de que los gases provengan principalmente de la descomposición de la aislación sólida, esto explicará la elevada relación de C2H4/C2H6. El incremento en la cantidad de C2H2 indica que el punto caliente puede estar arriba de los 1.000º C. Esta condición de falla es indicada normalmente por el aumento de concentración de gas. La relación CH4 /H está normalmente alrededor de 1. Un valor dado y su variación sobre el siguiente será dependiente de varios factores, como ser: sistemas de preservación, nivel de temperatura, calidad de aceite. Combinaciones de Relaciones no incluídas en la tabla 13.11.4, pueden aparecer consideraciones especiales para su interpretación.

13.11.4.- La interpretación DGA en el esquema el MSS /VDE La interpretación de gases para el diagnóstico MSS VDE desarrollada por Müller, Schliesinger, Soldner usa 8 diferentes el gases de la falla de 5 cocientes diferentes. C2H2/C2H6; H2/CH4; C2H4/C2H6; C2H4/C3H6; CO2/CO Operación y Mantenimiento de Transformadores

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El esquema de diagnostico en el criterio MSS /VDE

n.i. = no indicativo

La leyenda: [H2] la concentración de Hidrógeno [C2H6] la concentración de Etano [C2H2] la concentración del Acetileno [C3H8] la concentración del Propano [CO] la concentración del monóxido de carbono

[CH4] la concentración del Metano [C2H4] la concentración del Etileno [C3H6] la concentración de Propileno [CO2] la concentración del anhídrido carbónico

La interpretación de DGA según de MSS/VDE

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Umbral de Gases Para la interpretación según el esquema de MSS es necesario saber los valores del umbral de los gases de falla, a partir de la cual una formación del cociente tiene sentido Concentraciones del gas a partir del cual la formación es razonable.

Cocientes de los Gases Claves Las fallas también pueden ser caracterizadas muy simplemente a través del gases clave o los llamados cocientes de gas clave. Las fallas, Gases Importantes y Cocientes Importantes

En mantenimiento preventivo, el aumento tasa de gases de falla puede ayudar reconocer los problemas de envejecimiento.

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14.- EL CONTENIDO DE AGUA EN EL ACEITE Y LA AISLACION 14.1.-Origen y Determinación

La mayoría de las propiedades eléctricas de los líquidos aislantes son afectadas por el contenido de agua, además por du efectode molécula polar la asociación conjunta de agua con otras partículas contaminantes. La formación de agua en el interior del transformador, ocurre por combinación de los productos de la descomposición del aceite y/o la celulosa con presencia de oxígeno, es por esto que se debe pensar que en las condiciones normales de operación; este valor irá aumentando, debiendo ser monitoreado, a fin de evitar la desmejora de la calidad, reducir la contaminación al medio aislante sólido, pasaje a la celulosa dado su muy dificultosa extracción del aislante sólido. La cantidad de agua disuelta en un líquido aislante, se expresa en partes por millón (ppm o mg /Kg de aceite) y la misma se puede presentar en dos estados, vapor o líquido siguiendo la ley general del proceso fisico correspondiente. La medición del contenido de agua en el aceite se realiza por volumetría, titulando las muestras con un reactivo, empleando el método de Karl Fisher (1930) con operatoria según la norma publicada por IEC 733. En la actualidad la medición se realiza con Método de Karl Fisher Culométrico.

14.2- El efecto

Con pequeñas cantidades de agua contenida en el aceite, ésta se encuentra en estado de difusión, dependerá de la temperatura, la presión, decimos, de la humedad relativa interna para evitar que se llegue a la saturación. Al aumentar el contenido de agua, se puede llegar a la saturación, que se corresponderá con la formación de pequeñas gotas, esto es en función de la densidad y la temperatura, parte del agua será absorbida por la celulosa de la aislación. En transformadores nuevos, la existencia de agua puede deberse a un deficiente proceso de secado en la fábrica, pero en el caso de aparatos que se encuentran en funcionamiento, ésta puede formarse en el interior. El monitoreo de este valor es importante, dado que interviene en forma directa en la disminución la calidad del aceite, degradación de la celulosa, también es responsable de del acortamiento de la vida útil del transformador. 14.3.- El contenido de agua en aceite según la tempertura de la muestra

La solubilidad del agua en aceite medida en mg/Kg depende de la condición del aceite, la tempertura, el tipo de aceite (Ws).

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La dependencia de la solubilidad con la tempertura se expresa. Ws = WAce e ( -B/T ) Con (B) es constante y (T) es la temperatura en ºKelvin. El valor absoluto del contenido de agua es independiente de la temperatura, tipo y condición del aceite yel resultado serà dado en mg/Kg (Wabs ) medido de acuerdo a norma IEC 60814 La humedad relativa (relativa a la saturación) del contenido de agua (Wrel ) es definido por la relación entre Wabs / solubilidad del agua y el resultado se expresa en porciento. La solubilidad será determinada a la misma temperatura la que fue sacada la muesta el aceite. Superando el nivel de saturación, el agua contenida en el aceite, es directamente proporcional a la concentración relativa.

El grafico muestra para distintos aceites la solubilidad de agua según temperatura, se puede apeciar el aceite usado disuelve mas cantidad de agua que el nuevo especialmente si se tienen valores elevados de acidez . 14.4.- La corrección cont. de agua con muestreo superior a 20ºC

Para tener una apropiada interpretación de los resultados analíticos del contenido de agua, será necesario corregir el contenido de agua medido a la temperatura para la cual se tomó la muestra, y corregir a la temperatura ambiente normalizada que se toma como referencia 20ºC, (es la mínima temperatura a la cual se ha establecido el equilibrio termodinámico en el transformador). Factor de corrección es; f = 2.24 e( - 0,04 t) t; temperatura en Celcius. FACTOR DE CORRECCIÓN SEGÚN LA TEMPERATURA DE MUESTREO

FACTOR CORRECCIÓN

1

0,8

0,6

0,4

0,2

0 0

20

40

60

80

100

TEMPERATURA.ºC

Ejemplo de Corrección Medición a de cont. de agua; 15mg/Kg , La temperatura de muestreo; 60ºC Factor de corrección; f = 0,2 , Valor corregido es; 15 x 0,2 = 7,5 mg/Kg 106

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14.5.- El contenido de agua en el sistema papel - aceite

Como se ha visto, para evaluar la incorporación de agua en la masa aislante, resulta de suma importancia conocer el valor de la humedad relativa existente en el seno de la máquina. La figura siguiente muestra la humedad relativa o el porcentaje de agua en la aislación, según la temperatura de equilibrio. Por lo cual, vemos la conveniencia de mantener el valor por debajo de 50 ppm. para evitar la saturación y la absorción de agua por la celulosa, como es lógico en las Normas más recientes, proponen criterios de mantenimiento aún más exigentes.

El gráfico representa el contenido de agua en papel según la temperatura y humedad del aceite

Grafico humedad en aceite ppm vs humead en papel según la temperatura

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14.6.-Valores Límites

Para aceite en uso en Transformadores de Medida y de Potencia según la tensión nominal del equipo, de acuerdo a la últimas de actualización de la norma IEC 60422/05 vemos: Tabla 14.6 de valores de contenido de agua en mg/Kg referencia 20ªC

Valor previo energización

Bien

Regular

Pobre límite en servicio

170 kV

< 10

10

Trafo.Med. Un 25

Máquina Trafo.Pot. Un >400 kV Trafo.Pot. 170 < Un < 400 kV Trafo.Pot. 72,5 < Un < 170 kV

Indicaciones Bien, Continuar con el muestreo normal Regular, Observar aumentando la frecuencia de muestreo y controlar parámetros, tales como; rigidez; tang δ; resistividad; T.I.F y cont. partículas. Pobre límite en servicio , Controlar ingreso de agua, reacondicionar mediante proceso de filtrado y deshidratación De continuar valores bajos, deshidratar el transformador mediante un proceso de secado interno, una vez que ya se hayan ejecutado otros tratamientos en aceite, Los valores de contenido de agua mg/Kg deben ser corregidos a 20ºC antes de tomar alguna acción, como ser el reacondicionado del aceite, también asegurar la calidad de la muestra, porque el ensayo es muy sensible a la contaminación. 14.7 .-Influencia de la humedad en el papel

Se ha visto en las curvas de equilibrio papel /aceite presentadas en el capítulo 14.5, que debido a que el papel es más higroscopico que el aceite, acurre que, en la mayoría de las situaciones, especialmente en transformadores que trabajan a bajas temperaturas, el agua es absorbida mayormente por el papel, esto es algo similar al trabajo del papel secante. Además está probado que los valores de contenido de agua en la celulosa deben ser los más bajos posibles, se debe tomar alguna acción cuando se verifica algún inconveniente, como, baja aislación, elevada Tang δ o que el agua no desciende luego de varios tratamientos de secado de aceite. 108

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Los tratamientos, pueden ser el secado del transformador bajo vacio o un proceso de Hot oil Spray ( bajo vacio y aceite muy caliente > 90 ºC). El valor recomendado de humedad en papel en maquinas de EAT es 0,5 % para transformadores nuevos y 1% para las unidades usadas, a partir de esto se sugiere algún tipo de tratamiento, debemos tener presente que a 140ºC con 2% de humedad en papel, se pueden formar burbujas que son fuente de Descargas Parciales, con el consiguiente deterioro de la aislación. Grado de polimerización del pressboard bajo la humedad diferente a 95ºC

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15.- LA ACIDEZ EN EL ACEITE O INDICE DE NEUTRALIZACIÓN 15.1 La formación de ácidos originados en el aceite

La presencia del oxígeno en el aceite, la existencia de cobre como catalizador en el interior del transformador y la ausencia de inhibidores de oxidación en el aceite aislante, son las principales causas para la formación de los ácidos carboxílicos, éstos producen efectos nocivos para la únidad, como ser, el ataque a pinturas, metales, otros materiales, además de la probabilidad de formar lodos, El oxígeno en el interior del transformador proviene de la dificultad para eliminarlo de la celulosa o del propio aceite durante la puesta en servicio, en máquinas que se encuentran en funcionamiento, puede ser fácilmente incorporado a través del tanque de expansión, cuando el líquido está en contacto con el aire, es el caso en que no sellos sellos ni diafragmas. El calor necesario para producir las reacciones es aportado por las pérdidas propias de las partes activas, debido a esto, existirá un equilibrio térmico que es el que fija el máximo nivel de temperatura que se alcanzará en la máquina. Por esta causa integración de los productos de esta reacción sea una medida del desgaste por uso de la máquina y del aceite. La velocidad de las reacciones crece con la concentración de oxígeno, y en este caso se puede estimar que se duplica cada 8 a 10ºC para temperaturas superiores a los 60ºC, esto fue detallado en el capitulo N°10. Es importante tener en cuenta que en estas reacciones intervienen catalizadores como el cobre, y en menor medida el hierro; de allí es que se trate de inhibir su efecto mediante barnizado u otro recubrimiento a fin. 15.2.El efecto

Como el primer resultado de la oxidación es la formación de peróxidos, alcoholes, que luego serán ácidos, de la combinación de éstos aparecerán los esteres; finalizando el proceso con la formación de barros y gomas por polimerización de éstos, que hasta un cierto punto permanecerán diluidos en el líquido aislante, pero luego se precipitan sobre las partes sólidas. (visto en ccap.10.5.) Los ácidos y los alcoholes en primera instancia son nocivos por el ataque químico que producen sobre los barnices de protección, las partes metálicas y las celulosas de la aislación. Pero luego la formación de polímeros traerá aparejada la disminución de la evacuación del calor, por el precipitado de depósitos en los canales de refrigeración y el aumento de la viscosidad del aceite. También como resultado de la descomposición del líquido se produce un aumento de pérdidas dieléctricas y de la conductividad del medio, disminuyendo globalmente la confiabilidad de la máquina.

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15.3. La determinación

La determinación de la acidez orgánica se expresa por medio del Número de Neutralización, que es el número de miligramos de hidróxido de potasio necesario para neutralizar un gramo de aceite. La existencia de estos ácidos imponen al especialista a tener controlada la evolución de los mismos. El ensayo se realiza según Norma IEC 62021 – IRAM ASTM D974, quedando expresado en mg de KOH/g; este es el parámetro que el especialista utiliza para el diagnóstico. Vemos en la foto un aparato titulador automático para la medición de la acidez. 15.4.Valores límites

La Norma exige un valor inferior a 0,03 mg KOH/g siendo éste un parámetro fundamental como "Ensayo de Recepción de Aceites", no obstante, en el caso de aislante sin uso se pueden encontrar valores inferiores aún, por ejemplo 0,005. La acidez aumentará en función proporcional al uso, hasta los valores de alerta que están recomendados, los cuales se ecuentran los límites a partir de los cuales se deberá proceder a controlar para que no se sobrepase los valores máximos admitidos por las normas para cada tipo de máquina, Para aceite en uso en Transformadores de Medida y de Potencia según la tensión Nominal del equipo, de acuerdo a la últimas de actualización de la norma IEC 60422/05 vemos: Tabla 15.4 de valores de acidez en mgKOH/gaceite

Valor previo energización

Bien

Regular

Pobre límite en servicio

< 0,03

< 0,10

0,10 – 0,15

> 0,15

< 0,03

< 0,10

0,10 – 0,15

> 0,15

< 0,03

< 0,10

0,10 – 0,20

> 0,20

Trafo.Med. Un >170 kV

< 0,03

< 0,10

0,10 – 0,15

> 0,15

Trafo.Med. Un 0,20

Trafo.General MT BT

< 0,03

< 0,15

0,15 - 0,30

> 0,30

Máquina Trafo.Pot. Un >400 kV Trafo.Pot. 170 < Un < 400 kV Trafo.Pot. 72,5 < Un < 170 kV

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Indicaciones Bien, Continuar con el muestreo normal Regular, Observar aumentando la frecuencia de muestreo y controlar parámetros, tales como; resistividad ; T.I.F; cont. partículas; presencia de barros. Pobre límite en servicio , Controlar a partir de el 0,15 al análisis de tendencias según el Análisis del Ciclo de Vida (ACV) La decisión será determinar el momento en que el aceite del transformador debera ser regenerado, o proceder a el cambio del aceite. En algunos equipos de EAT hay fabricantes que estipulan 0,1 como el límite máximo que no se debe exceder, ya que lo que se pretende es evitar la formación de lodos , además mantener nulo el número de partículas en suspensión, esto es grave cuando existen elevados campos eléctricos. En algunos casos, los tratamientos de recuperación se realizan a valores inferiores del citado valor límite, ya que se debe lograr una optimización entre el costo de un proceso previo más económico que su realización en el punto límite a un costo mayor. También se deben comparar con los precios de aceites nuevos, con el valor de recuperación del aceite usado. 15.5.- Formación de lodos según la acidez

La tabla muestra la correlación entre el aumento de la acidez y el incremento de la cantidad de lodos sobre la base de un estudio realizado en campo. Se puede apreciar el aumento se hace más notable a partir de la zona entre 0,1 y 0,2 mg.KOH./g.

Neutralización vs Lodos NN mg.KOH/g 0.00-0.102 0.11-0.20 0.21-0.60 0.60 o más

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Lodos % Unidades 0 30 % 72 % 100 %

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16.- LA TENSIÓN INTERFASIAL DE LOS ACEITES (TIF) 16.1 El origen de la variación de este parámetro

Durante la operación de la unidad y como resultado de la oxidación del aceite se producen compuestos contaminantes, polares solubles, de estos, la mayor parte puede ser detectado mediante la medición de la T.I.F. Debido a esto este ensayo presenta gran sensibilidad a la existencia de productos polares, tales como, alcocholes, aldeídos y ácidos disueltos en el aceite. La medición es simple, vse base en la medición de la tensión mecánica necesaria para romper la pelicula de interfase entre el agua – aceite, con un anillo normalizado de platino, las moléculas se extienden a lo largo del agua estableciéndose el equilibrio, la presencia de un anillo permite medir el desequilibrio de los momentos dipolares del agua frente los del aceite, al medir el tiro vertical de un anillo de platino normalizado cuando este se despega del agua.

Esquema del dispositivo de la medición de la TIF registra el valor obtenido en el mismo, es función directa de la magnitud a medir

16.2.El método de medición La medición se realiza por el método ISO 6295 ASTM D 971 que permite realizar las mediciones con equipo móvil, en campo, o laboratorio, la misma se realiza con un tensiómetro de DUNOUYS con anillo de platino: la repetividad y precisión es de 2% del valor, y la reproductibilidad es del 5%. En el dispositivo se coloca el agua destilada, se chequea la medición de tensión superficial del agua pura doble destilada (72 mN/m), luego se agrega el aceite con el anillo de platino sumergido en el agua, se esperan 30 segundos para normalización de fases, y luego se lleva el anillo a la superficie, ajustando el cero del dial de torsión; a partir de este punto se gira el dial hasta la rotura superficial, se

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16.3. Formación de lodos

En general se pueden evaluar los resultados en función de algunos niveles indicativos. Se verá en la tabla siguiente, aunque en general debe observarse la tensión interfasial para valores inferiores a 30 mN/m en caso de EAT y se 27 mN/m para AT, a partir de valores inferiores aumenta la probabilidad de formación de lodos La tabla siguiente vincula la T.I.F. con la concentración de lodos en unidades de 0 a 500.

Tensión Interfasial vs Lodos TIF Lodos mN/m % unidades 1) Menos de 14 100 2) 14-16 85 3) 16-18 70 4) 18-20 35 5) 20-22 35 6) 22-24 30 7) Superior a 24 0 Los aceites en servicio cuando son contaminados con productos de la oxidación del propio aceite y agua, el valor decae a niveles por debajo de los límites de los 30 mN/m, en estos casos conviene determinar si hay barros en suspensión, pues se entra en la zona de posible formación de barros. 16.4.Valores límites deT.I.F.

En los aceites nuevos este valor supera a los 40 mN/m, llegando a 45 o más, pero la Norma IEC 60296, recomienda un valor para producto nuevo 40 mN/m, pero éste no es aceptado en todos los países, aceptándose también el valor de 35 mN/m, que es apto para aceites previos a la energización de los transformadores de potencia. El valor propuesto como límite en unidades en operación por la norma, IRAM es de 25mN/m para investigar y tratar el aceite. La norma IEC Nº 60422/05 presenta los valores siguentes con sus indicaciones para transformadores de más de 75kV de Tension nominal: > 28 mN/m

Bien, Continuar con el muestreo normal

22 – 28 mN/m Regular, Observar aumentando la frecuencia de muestreo. < 22 mN/m

Pobre límite en servicio, Controlar a presencia de lodos.

En los transformadores de MT y BT o conmutadores tipo RBC no es control de rutina.

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17.-CRITERIO DE COLOR E INDICE DE CALIDAD (I.D.Q.) SEDIMENTOS LODOS Y CONTENIDO DE PARTICULAS. 17.1.Colorimetría

El ensayo de comparar el color de una muestra ha sido tradicional como referencia rápida para evaluar el estado de un aceite. A lo largo de la vida del transformador el color va variando de incoloro a ambar en tonalidades cada vez más oscura hasta el marrón, negro, de allí se puede con una simple tabla de colores evaluar un aceite el criterio no es absoluto, ya que depende de varios factores, tales como, origen del aceite, uso, tratamientos realizados. La Norma ISO 2049 clasifica en 5 niveles numéricos para su comparación y resulta muy útil, incluso como información de referencia pero su diagnostico no es crítico, se deben evaluar con posteriores ensayos, aunque aveces, la pigmentación no se correlaciona un ciento por ciento con otros parámetros físicoquímicos. La norma IEC 60422 para todas las categorías de transformadores siguiente: Bueno es claro sin contaminación visible

considera lo

Pobre es oscuro con o sin turbiedad 17.2. El Indice de Calidad IDQ ( propuesto por S.D.Mayer)

Se puede utilizar una relación adimencional que permite evaluar conjuntamente los dos parámetros más sensibles a la degradación del aceite, y una forma de vincularlos es con la relación del Indice de calidad I.D.Q. que es la T.I.F. dividido el número de neutralización. IDQ = T.I.F.

[mN/m] / NN [mgHOK/g.

Se puede calcular el valor para un aceite nuevo. IDQ = 45 (valor típico sin uso) /0,03 (típico sin uso) = 1350 Este valor para aceites nuevos es superior a 1500 y el mínimo va decayendo con la vida del aceite y esto permite construir la tabla de clasificación siguiente, a la cual se le ha adicionado una columna de apreciación de "color indicativo". Grupo

Usado

NN

TIF

IDQ

Color

0

Nuevo

0,03

45

1.500

Incoloro

1

Bueno

0,00/0,10

45/30

1500-300

Amarillo

2

Normal

0,05-0,10

27.1.29

600-271

Amarillo

3

Marginal

0,11-0.15

24-27

318-160

Amarillo

4

Malo

0,16-0,40

23,9-18

159-45

Ambar

5

Muy malo

0,41-065

17,9-14

44-22

Marrón

6

Extrem.malo

0,66-1,50

13-9

21-6

Marrón

7

Desastroso

1,5 < NN

Negro

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17.3.- Formación de lodos en función acidez y TIF

El gráfico que presentamos, permite visualizar como el deterioro del aceite se exterioriza en varios parámetros, estimándose entre los 20 a 24 años entramos en la zona de formación de los lodos, particularmente preocupa en el caso de unidades de alta tensión, que esten muy exigidas térmicamente. DETERIORO DE LOS ACEITES EN SERVICIO 45 40 35

s / Legenda

30 25 20 15 10 5 0 0

5

10

15

20

25

30

AÑOS de SERVICIO

TIF mN/m

Acidez mgKOH/mg*100

% Tang δ*10

Por esto, se hace inportante especialmente en equipos de AT controlar el contenido de partículas en el aceite, incluso teniendo en cuenta su tamaño para clasificarlas. 17.4 .- Contenido de Sedimentos y Lodos

La rigidez de la aislación, la eficiencia de la refrigeración del bobinado se ve afectada por el contenido de sedimentos, de lodos, debido a la obstucción de los canales de refigeración. Este no es un ensayo de rutina, pero si no hay otros parámetros que nos prevengan de la posibilidad de formación de lodos, es preferible la medición del contenido de partículas pero se acepta por norma IEC para todo los tipos de máquinas que el contenido de barros se encuentre inferior al 0,02% de la masa. Sedimentos y Lodos deberán ser medidos, clasificados según anexo C de la norma IEC 60422, similar de la norma IRAM 2400, que nos especifica la técnica operatoria y los standares para realizar el ensayo de la muestra.

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Si se detectan barros se debe reacondicionar el aceite, si estos son precipitables se deberá regenerar o remplazar el aceite realizando tanbién la limpiza del interior de la máquina. Los ensayos hacen una distinción entre Sedimentos y Lodos Los sedimentos son materiales no solubles en presencia del aceite y se incluye a los siguientes compuestos : - productos insolubles de la oxidación / degradación del aceite o la celulosa del aislante; - productos sólidos propio del servicio carbón, metal, oxidos metálicos; - fibras y otras materias extrañas de distinto origen. La determinación se realiza haciendo pasar una muestra de 100gr de aceite homogenizado por un filtro de vidrio, P10 (ISO 4407), o membrana de papel de 8μm que ha sido pesada con +- 0,1mg y luego de lavar con solvente y secar a 105 ºC pesar nuevamente el filtro, calcular la diferencia y expresarla como porcentaje. El lodo es el resultado de la polimerización de los productos de la descomposición de los materiales líquidos y sólidos de la aislación. El lodo es soluble en el aceite hasta cierto límite, según sea la característica de solubilidad y la temperatura del aceite. Superándose ciertos niveles, la presencia de lodo contribuye al sedimento. La determinación se hace con una muestra de 25gr aceite filtrado siguiendo el procedimiento para presipitación de lodos y calculando según de describe e 1.9.1.de IEC 61125 17.4 .- Contenido y clasificación de partículas

La rigidez dieléctrica, se ve afectada por el contenido de partículas en suspensión, por ello, es de suma utilidad el control de rigidez durante el proceso de filtrado, pero se puede agregar un control directo, que es el "conteo de partículas". Su origen puede ser, carbón formado a temperaturas superiores a 500°C, o partículas metálicas de bombas, de celulosa rebabas de la manufactura, etc. Existen varios métodos, para medirlas con un dispositivo óptico contador laser. Los niveles de contaminación recomendados según la medida estadística de las partículas según la IEC 60422 Anexo B1, es la siguiente: Ejemplos de niveles de contaminación encontrados en transformadores de potencia medidos de acuerdo a no Norma IEC 60970 por conteo laser. (Clasif.ISO 4406 )

Max por 100 ml

Nivel de Contaminación

5μm

15μm

Hasta 8/5

250

32

Nulo

9/6 a 10/7

1000

130

Bajo

11/8 a15/12

32000

4000

Normal

130000

16000

Marginal

16/13 a17/14 18/15 o Superior

Alto

Notas Requerimiento IEC Para botellas de muestreo Excelente encontrado previo a ensayos de fabrica Contaminación típica de ensayos en servicio Nivel de contaminación de muchos Trafos en serv. Contaminación rara indica situación marginal

La recomendación general es, que si la rigidez dieléctrica y el contenido de agua están cerca del límite apropiado, se recomienda filtrar y deshidratar. En el proceso de filtrado, se deberá elegir el filtro adecuado a partir de 2, 3…o 5 micrones, debe ser el requerido para tener los resultados finales deseados según sea la situación inicial.

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18. - CONTENIDO DE BIFENILOS POLICLORADOS (PCB)

La sigla PCB viene del inglés policlorinates biphenil, de origen sintético, conocidos habitualmente con nombres comerciales como Askarel; Pyranol; Aroclor; Pyralene, estos compuestos se desarrollaron a partir de 1930 para resistir temperaturas elevadas en aparatos eléctricos (al ser no inflamable) y bajar la probabilidad de incendio en transformadores de instalación interior de los edificios. 18.1.-Estructura molecular Las moléculas de PCB consiste en dos moléculas de Fenil unidas entre ellas, con dos o más átomos de hidrógeno reemplazados por átomos de cloro. Cl

Cl

Cl Cl

Cl

Doscientos tipos de sustituciones cloradas pueden ser creadas por reemplazo del hidrógeno en la molécula de bifenilos con distintas cantidades de átomos de cloro, pero solamente tres son usadas en los refrigerantes de transformadores, son 1242-1254-1260. Los primeros dos dígitos se refieren al número de carbonos presentes den la molécula y los otros dos establecen el porcentaje de cloro en el peso respectivo de cada tipo. Comúnmente los distintos tipos de askareles son combinados y mezclados para obtener la viscosidad requerida por el transformador. La toxicidad aguda, es baja, al ser absorbido por vía respiratoria, dérmica, por ingestión, puede provocar trastornos irritativos, respiratorios, lesiones cutáneas, además manifestaciones tóxicas generales (pelos u uñas, digestivas, neurológica, etc.). 18.2.-Referencias de normativa técnica y legal La Agencia Internacional de Investigaciones del Cáncer (ARC), la Agencia Ambiental de EEUU (EPA) y la Organización para la Seguridad y Salud Ocupacional (OSHA) lo califican como “probable cancerígeno humano”. Pero la gran peligrosidad, surge cuando ocurre una combustión incompleta donde no se destruye totalmente la molécula, produciéndose Dioxina de reconocida, peligrosa toxicidad. La legislación nacional aplicable es: Ley 23922/91: aprueba el Convenio de Basilea prohibe el transporte transfronterizo de residuos peligrosos. Los PCBs se incluyen en la categoría Y10 – sustancias y artículos de desecho que contengan o estén contaminados por bifenios policlorados (PCB), trifenitos policlorados (PCT) o bifenilos polibromados (PBB). Res MTSS 369/91: aprueba las normas para el uso, manipuleo, y disposición segura de bifelinos policlorados y sus desechos. Autoridad de aplicación: Ministerio de TrabajoSuperintendencia de Riesgo del Trabajo.

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Ley 24051/92 de residuos peligrosos – Decreto reglamentario n° 831/93 Disposición DNHYST N° 2/95: establece el registro PCB y obliga a la presentación de declaraciones juradas anuales. LEY 19587 de Higiene y Seguridad en el Trabajo – Decreto Reglamentario N° 351/79 En el capítulo del Anexo II del decreto reglamentario, se establecen los límites permisibles para bifenilos, en ambiente laboral. LEY 25670: establece los presupuestos nuevos para la eliminación del PCB como material del uso en contaminantes, en el punto 4, Introducción, dice: “Los hidrocarburos aromáticos clorados constituyen una amplia gama de compuestos químicos orgánicos, obtenidos a partir del agregado de átomos de cloro (entre 42 y 51%) a moléculas de difenilos de origen sintético. Entre ellos, los difenilos policlorados (D.P.C) y trifenilos policlorados (ToFoPo:); también se les conoce por su denominación en idioma inglés polichlorynated biphenyls (PCBs) triphenyl (PCTs). RESOLUCION DEL MT y SS N° 369/91 Que ello motiva la imperiosa necesidad de tomar los recaudos de rigor a fin de minimizar los riesgos para los trabajadores que realicen tareas en las que se “Que estas sustancias revisten peligrosidad para la salud de los trabajadores expuestos por su alto grado de toxicidad empleen las mismas”. • Son considerados como PCB según la Res MTSS 369/91 las sustancias o materiales cuyo tenor sea superior a 500 ppm. • Son considerados como contaminados con PCB las sustancias o materiales cuyo tenor esté comprendido entre 500 y 50 ppm. • Son considerados como libres de PCB las sustancias o materiales cuyo tenor sea inferior a 50 ppm. Normas internacionales: IEC 60296, para aceite nuevos, indica que no debe tener cantidad detectable de PCB. Directiva 96/59/CE de la Unión Europea relativa a la eliminación de los PCBs ƒ

Se consideran equipos con PCB cuando las concentraciones son superiores a 50 ppm.

ƒ

La descontaminación y la eliminación se efectuarán a más tardar a finales del año 2010.

ƒ

Los equipos con PCBs, pueden mantenerse en servicio hasta el fin de su vida útil, más allá del año 2010.

18,2.- Eliminación y declorinación En nuestro pais, casi ya no quedan en servicio equipos conteniendo PCB, han sido reemplazados por transformadores secos o con aceite de siliconas, los antiguos fueron confinandos, o declorinados aquellos que que tenian menos de 500ppm. En el proceso de declorinación el aceite es tratado con sudio activo, a la temperatura adecuada para que tenga lugar la reacción del sodio con el cloro formandose sal que se filtra con otros residuos.

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19.- CONTENIDO DE FURANOS

Los Furanos son productos formando como resultado de la decomposición de la celulosa a las temperaturas de operación del transformador, son relativamente bajas, entre 80 y 200ºC, su producción es lenta, pero función de éstas temperturas. La cantidad formada, es función exponencial de la temperatura y del tiempo, pero está influenciada también por factores, como la humedad, el contenido de oxígeno, por lo tanto, el monitoreo de los furanos se transforma en una importante técnica en el mantenimiento predictivo de los transformadores, ya que se puede correlacionar perfectamente con el deterioro del papel. 19.1.-El origen y su determinación Básicamente los derivados furánicos se forman cuando se rompe la cadena de enlaces glucosidos que conforman la celulosa, con la pérdida de un grupo hidroxílico y pérdida de las propiedades mecánicas de la fibra de celulosa, por tanto, puede ser usado para evaluar la reducciòn del grado de polimerización, siendo ésto es muy útil para el diagnóstico predictivo. (ver cap. 6.8) Los compuestos furánicos que se forman son: 2 furfural alcohol - (2 FOL) 5 hidroximetil 2 furfural - (5 HMF) 2 Furfural - (2 FAL) 2 acetil furano - (2 ACF) 5 metil 2 furfural - (5 MEF) De todos, modos para simplificar, en general se mide, suguendo su tendencia es 2Furfural - (2 FAL). Como se expresara oportunamente en los análisis de GDA, identificamos el deterioro de la celulosa por el contenido y las ralaciones de CO y de CO2. No obstante, muchas consideraciones son hechas cuando estas relaciones quedan fuera de los parametros usuales, la más usual es analizar el contenido de furanos por Cromatografia Líquida de Alta Performace, conocida por la sigla.HPLC. La determinacion del contenido de furanos se puede realizar mediante la norma IEC 1198 / 93 “Método para la determinación de 2 Furfural y compuestos relacionados” 19.2.- Evaluación de los resultados Para evaluar el contenido de furanos, aún no se tiene normas definidas, por lo tanto, el especialista, tendrá que interpretar los valoras obtenidos en función de las características de la máquina y criterios generales, producto de esperiencias de distintos laboratoros. Operación y Mantenimiento de Transformadores

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Este es el caso de los trabajos publicados en 1997 por el grupo 15.01.03 de CIGRE de donde se extraen algunos de los datos que se presentan. Lógicamente las relaciones deben evaluarse en función de las cantidades de papel que han sido afectadas, de la temperatura alcanzada en la zona, debido a que en muchos casos es sólo el 10% de toda la celulosa afecta el punto caliente. Además, se da una situación adicional a ser tenida en cuenta y es que la medición se hace en muestras de aceite expresando la concentración en ppm, lo que obliga a estimar el valor dentro del volumen total de aceite. RELACION 2FAL vs GRADO DE POLIMERIZACIÓN 160

2 FAL (mg/Kg de papel)

140 120 100 80

2FAL

60 40 20 0 0

200

400

600

800

1000

1200

Grado de Polimerización (GP)

Otra consideración a tener en cuenta en los furanos es que son inestables a elevadas temperaturas, por ello, que debe tenerse en cuenta, pueden existir mermas por descomposición de los propios furanos. Por lo expuesto no se despone aún de Normas para evaluar los resultados de las concentraciones de furanos a partir de los cuales es conveniente realizar dignósticos. A modo de sugerencia recomendamos estos criteios a: FAL< 0.2 ppm bien FAL > 0.5 ppm observable investigar FAL > 1 ppm mal No obstante, lo mejor es realizar un análisis de tendencia, concentratación de los Furanos

ver la evolución de

Evaluación de los resultados según tipo de papel Debemos resaltar que transformadores construidos con papeles mejorados térmicamente pueden producir cantidades muy inferiores de furanos. Para evaluar el contenido de furanos para el caso de transformadores que posean papel mejorado termicamente, modo indicativo presentamos una relación entre la formación de 2FAL según el tipo de papel utilizado en la aislación, en este caso también con de ensayos relizado el Laboratorio de Transmisiòn de Salto Grande.

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FORMACIÓN DE FURANOS / TIEMPO 16

14

Papel Kraft 12

Papel Mejorado

ppm

10

8

6

4

2

0 0

100

200

300

400

500

600

700

800

ppm

Fuente Lab F.Q. Salto Grande

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20.- GENERALIDADES DE OTROS ENSAYOS Los siguentes ensayos, en genera,l son de tipo, aplicados a la recepción de partidas de aceites nuevos o eventuamente para control de mantenimiento, pero no se realizan en forma rutinaria. 20.1 La viscosidad

La fluidez del aceite es un parámetro importante en la evacuación del calor interior de la unidad, especialmente en transformadores con circulación natural del aceite (ON), el envejecimiento del aceite tiende a incrementar la viscosidad del mismo y por lo tanto la pérdida de la fluidez que dificultará la evacuación del calor. El ensayo es importante para identificar un aceite nuevo o para investigar lo que puede suceder con un aceite en uso. El valor normalizado por IEC 296 e IRAM 2026 1200mm2/ s

es a 40ºC 12mm2/ s y a –40ºC

20.2.- La densidad

La densidad del aceite no es un parámetro importante para el control de mantenimiento del transformador, pero sí tiene utilidad en el caso de los aceites nuevos, a los efectos de identificar características o modificaciones en su composición. El valor normalizado por IEC 296 y IRAM 2026 esa 20 ºC max 0,895. 20.3.-Punto de escurrimiento

El punto de escurrimiento es un parámetro importante en transformadores que trabajan a bajas temperaturas ya que la medición consiste en conocer a qué temperatura el aceite previamente enfriado comienza a fluir sobre una superficie inclinada de características normalizadas. Este ensayo es usual para para aceites nuevos, pero no es un parámetro importante para el control de mantenimiento del transformador, tiene utilidad para identificar características o modificaciones en su composición, el alto contenido de parafinas eleva el valor de la temperatura de escurrimiento. El valor normalizado por IEC 296 es – 40ºC para aceite de transformador y -60ºC para aceites destinados a interruptores. En general, la norma acepta en aceites para transformadores que este punto esté 10ºK por debajo de la temperatura mínima de operación. 20.4.-Punto de inflamación

Es un parámetro importante, tanto para aceites nuevos como para el control de mantenimiento de transformadores, donde, tiene gran utilidad para detectar que existen en el aceite mucha cantidad de hidrocarburos livianos y gases combustibles. Las razones de la modificación de este parámetro en un aceite en servicio pueden ser la larga exposición a altas temperaturas o la mezcla con hidrocarburos más livianos. El valor normalizado por IEC 296 y IRAM 2026 para aceites de transformadores es 135ºC y para interruptores 100ºC

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El límite para mantenimiento planteado por IEC es, no se acepta en aceites en uso una reducción superior a 10% respecto al aceite nuevo en el punto de inflamación, para todos los tipos de transformadores. 20.5--Estabilidad a la oxidación

Como oxidación se designa a un conjunto de reacciones complejas, lentas que tienen lugar entre los hidrocarburos con el oxígeno disuelto, existiendo metales que actúan como catalizadores. La velocidad de las reacciones de oxidación, son función de la cantidad de oxígeno y son aceleradas por la acción de catalizadores, que son metales como cobre y hierro. El método de ensayo está especificado en IEC 61125 para los no inhibidos, el ensayo dura 164 horas sometiendo a aceite a 100 ºC y burbujeo de oxígeno de 1.l/h en presencia de cobre electrolítico, luego del ensayo la acidez deberá ser inferior a 0,40 mg.KOH/g. En la publicación IEC 60474 para aceites inhibidos, el ensayo se realiza a 120ºC y 164hs., y la acidez debe ser menor 0,28 mg.KOH/g. Este es un ensayo de tipo, pero también puede repetirse para investigar degradaciones aceleradas del aceite, especialmente en los no inhibidos, para estimar la pérdida de los inhibidores naturales que estaban en el origen, en este caso se recomienda aditivarlos. 20.6 .- Contenido de antioxidante Los aceites inhibidos se degradan más velozmente que aquellos que contienen inhibidores naturales por ello el agregado de antioxidantes tales como el DBPC o BTH que son productos que se aditivan a los hidrocarburos que tienen el objeto de evitar la oxidación del aceite. El grado de protección proporcionado es función del aceite de base y de la concentración de inhibidor, por lo tanto, este nivel debe mantenerse por arriba de los valores mínimos estipulados en 3 gr/l para que no se inicie el deterioro acelerado del aceite. En servicio y por efecto de la temperatura acelera la descomposición del antioxidante, esto ocurre también durante los procesos de secado con temperaturas y alto vacío porque pueden producir deterioros indeseados del inhibidor. Para el control del contenido del producto en el aceite existen varios métodos, siendo el màs antiguo el de cromatografia en láminas, pero más moderno y preciso es el de cromatografia en fase líquida o HPLC. 20.7.-Contenido de Azufre Se mide de acuerdo a norma ISO 14596, es importante que en algunas clases de transformadores no se contenga este elemento, debido a que tiene afinidad por los metales y puede actuar como vector de corrosión. No obstante aunque en algunos cortes de aceite puede actuar como inhibidor de oxidaciòn natural, preservando al aceite de de la oxidación, su carácter corrosivo se mide de modo directo, ya que el compuesto podría no ser corrosivo. 20.8.-Azufre corrosivo

El problema como azufre corrosivo se designa a un conjunto de reacciones complejas y lentas que tienen lugar entre el aceite y el cobre a partir de temperaturas elevadas .Este es un ensayo de tipo que sirve para homologar un aceite.

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La formación de sulfuro de cobre Cu2S es una situación que compromete la aislación de muchos transformadores. La precipitación sobre la superficie de la aislación sólida, una película semiconductora que deteriora significativamente sus propiedades dieléctricas, especialmente los parámetros de resistividad superficial y la rigidez al campo dieléctrico. Hipoesis del problema Existencia de compuestos potencialmente activos. Hay varias teorías sobre el modo que se originan estos compuestos, incluyendo la contaminación durante el procesado del aceite, pero lo que está claro es que algunos aceites contienen mayor probabilidad de desarrollar compuestos con azufre potencialmente activos. Es por ello, que la existencia de elementos, tales como Mercaptanos1 o el contenido de Dibencil bisulfito DBDS2, son líneas de investigación que se están aplicando distintos laboratorios y se continúa trabajando en ese sentido. Ausencia de Oxígeno. El problema en cuestión se agravó a partir del uso de sistemas de sellado atmosférico a fin de evitar la oxidación del aceite y degradación del papel. Dispositivos tales como, colchón de nitrógeno, diafragmas, separadores deformables, agravaron la situación en aceites potencialmente corrosivos. El esmaltado. El acceso de los productos agresivos al cobre es factor importante, los conductores sin esmaltar son claramente más vulnerables para desarrollar Cu2S en el interior de los transformadores, que aquellos con conductores de cobre esmaltados. La temperatura. Todas las reacciones químicas se ven aumentadas cuando crece la temperatura a partir de 80°C, ciertamente aparece una correlación con la temperatura y el azufre corrosivo. Aceite: El aceite con propiedades claramente corrosivas de acuerdo a los ensayos aplicados (ASTM tradicional, ASTM extendido o el propuesto por TF A2.32.01 de CIGRE con deposición sobre papel), o el aceite que se sabe que ha causado problemas por azufre corrosivo. Diseño: Un diseño sin oxígeno en aceite, cuando se usan diafragma (Rubber Bag) o sello de Nitrógeno, y con bobinados de cobre sin barnizar. El diseño, exijido desde el punto de vista térmico o eléctrico, debido a la creciente competencia del mercado, se llevan los materiales al límite técnico, con las modernas herramientas de cálculo, Normalización actual La Norma ISO 5662 y ASTM D 1275A verifica si compuestos de azufre son corrosivos, ensayado, la corrosión en una lámina de cobre sumergida en dicho aceite, mantenido a 140°C durante 19 hs. La Norma DIN 51353, en cambio, verifica si compuestos de azufre, en el aceite ensayado, provocan corrosión en una lámina de plata sumergida en dicho aceite, mantenido a 100°C durante 18 hs. Estos ensayos estan siendo muy cuestionado en la actualidad, debido a los diversos problemas que se han presentado en los transformadores por la formación de sulfuro de cobre, que se deposita en las capas de papel alterando el comportamiento dieléctrico del mismo. La mayoría de las Compañías especifican las mismas pruebas, pero recientemente introdujeron ensayos más severos ASTM D-1275 B con cobre 150°C y 48 hs. Hay una necesidad urgente de encontrar e introducir ensayos para identificar aceites que se tornen corrosivos y causan formación de azufre corrosivo.

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21.- TRATAMIENTOS DE ACEITE PARA EL MANTENIMIENTO

Según el grado de contaminación detectado en un aceite, el especialista deberá decidir el procedimiento a emplear, a los efectos de recuperar las aptitudes de la máquina, para ello se podrá recuperar, acondicionar o reemplazar el aceite de la misma. Las reglas generales en función del problema detectado se puede encontrar en la misma IEC 60422, en la que se plantea la aplicación varios procedimientos.

Filtrado

T R A T A M I E N T O S

Reacondicionamiento Deshidratado en vacío

Planta Externa

Regeneración

En Sitio Tierra Fuller

Aceite nuevo Hot oil Spray Aceite regenerado

21.1 .- Reacondicionamiento

Es un proceso que elimina por medios físicos las partículas sólidas, y disminuye el contenido de agua a niveles aceptables, los medios físicos son: filtros, centrifugación, deshidratación por vacío y temperatura. Referente a la temperatura, se recomienda en caso de deshidratación, trabajar con temperaturas superiores a 60ºC, es conveniente no exceder los 75ºC. para evitar la oxidación o la descomposición de inhibidores y aditivos. Si el interés es extraer el agua sin vacío, se debe elevar más la temperatura del aceite tratado, el propio bobinado. 21.2 .- El filtrado

En general están compuestos por filtros de material absorbente como el papel, y el aceite se hace circular a través de ellos impulsados por una bomba impulsora. Si el interés es extraer el barro precipitable y las impurezas del interior, no es conveniente elevar mucho la temperatura. Para bajos niveles de contenido de agua, la celulosa actúa como deshidratador, pero llega a un punto que deja de ser efectivo. Los filtros no son efectivos para las formas coloidales, tampoco desgasifican el aceite ni modifican la acidez.

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Los filtros que antiguamente se usaban, eran los de papel prensado, pero en la actualidad, dada la inportancia que tiene la no existencia de partículas en el aceite, se están utilizando filtros de celulosa con cribas especificadas de 1, 2, 5, 10 micrones pudiendose usar filtros absolutos para casos excepcionales, ya que son de muy elevado costo. 21.4 .- Deshidratado al vacío

En los sistemas de deshidratación utilizados, lo que se realiza, es hacer pasar el aceite como partícula, pelicula, o como gota por una cámara, en la que se ha realizado alto vacío del orden de 10-1 o 10-4 torr. Es conveniente que la etapa de filtrado esté previa a este proceso. Es el método más efectivo para reducir el contenido de agua, pero a su vez es también efectivo para disminuir el contenido de gases. El efecto de extracción de gases, tiene un doble compromiso, es bueno retirar gases como el oxígeno o todos aquellos que puedan llegar a saturar, y producir burbujas. Un tema importante es que además deberá evaluarse como evolucionan los gases luego del tratamiento, si se quiere seguir el historial pues se generará una discontinuidad en la tendencia que se tenia. Para prevenir pérdidas de aditivos, hay condiciones de presión y temperatura que deben ser mantenidas durante el tratamiento con la mayoría de los aceites no inhibidos. Temperatura ºC

Pesion mìnima Pa

40

8

50

15

60

30

70

80

80

200

85

280

Esquema básico de un sistema de reacondicionado de aceite sobre un transformador

BOMBA DE VACIO

CALEFACTOR

TRANSFORMADOR

FILTRO

130

CAMARA DESIDRATADORA

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21.5. .- La Regeneración

Los procesos de regeneración de aceites, son aquellos que modifican la composición química de estos con el objeto de recuperar cualidades perdidas, como lo son: bajar la acidez, mejorar la Tang δ, la Tensión Interfasial o eliminar la presencia de barros solubles. Se realizan haciendo pasar los aceites a través de filtros reactores que contienen diatomeas, como lo son las tierras de Fuller, o Alumina activada etc. Este proceso puede realizarse en el lugar del emplazamiento del transformador (In Situ) o eventualmente en una planta de procesamiento fija, para lo cual habrá que retirarlo del transformador con todos los recaudos necesarios para preservar el bobinado. Por ejemplo, inundar la cuba con nitrógeno seco o mantenerlo en alto vacio, si es la cuba acepta y está diseñada al efecto. 21.6. .- Limpieza y deslodado del bobinado mediante regeneración en sitio

En aquellas máquinas, que por el estado del aceite se estima podrían existir barros precipitados o los valores de deterioro del aceite son superlativos, se puede planificar un proceso regeneración en el sitio. El proceso debe realizarse con temperaturas altas y repetidas circulaciones hasta que los análisis demuestren que el transformador está suficientemente limpio de los productos de descomposición del aceite viejo. Para realizar este tratamiento se utiliza una máquina transportable para regeneración en el sitio, es un proceso similar a los anteriores sólo que se agrega una etapa adicional de filtros reactores que contienen Tierras de Fuller. El proceso puede realizarse con la máquina en servicio, para lo cual se deben tomar precauciones extraordinarias y analizar previamente el estado de la unidad a tratar para que no se produzcan accidentes. Debido a que este proceso destruye los inhibidores naturales, para el caso de los aceites no inhibidos, se procederá a agregarr 3 gr/ l de inhibidor como si fuera aceite nuevo del tipo no inhibido. 21.7..- Limpieza y deslodado del bobinado mediante Hot Oil Spray

Del mismo modo que en el párrafo anterior, las máquinas que por el estado tienen barros precipitados sobre los bobinados, o los parámetros de calidad del aceite son muy malos, se puede planificar un proceso de cambio de aceite por una carga completa de aceite nuevo o regenerado, con un proceso de lavado previo con rociadores de aceite caliente tipo Hot Oil Spay (HOS) . En el proceso debe utilizarse una carga de aceite de sacrificio, aproximadamente el 10% del total este aceite será pasado sucesivamente con temperaturas altas y repetidas circulaciones, hasta que los análisis demuestren que el transformador está suficientemente limpio de los productos indeseados agua y ácidos. Para realizar este tratamiento se utiliza una máquina de filtrado y deshidratado transportable en el sitio, con gran capacidad de tratamiento 5 a 10 000 lts Hora y Operación y Mantenimiento de Transformadores

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capacidad de calentamiento adecuada para elevar la temperatura del aceite hasta 100º o 115 °C . Durante el proceso deben realizarse repetidos controles sobre la salida del aceite del transformador y graficar los resultados, para administrar el proceso y definir cuándo finalizar el mismo. La operación puede realizarse con la cuba del transformador llena con nitrógeno o aire seco, pero en máquinas de EAT se recomienda realizarlo con alto vacío, para evitar que el bobinado entre en contacto con los gases atmosféricos y optimizar el secado, en este caso, la bomba de extraccion tiene que tener capacidad para trabajar contra vacío. Para el llenado final del transformador, puede utilizarse aceite nuevo o también el propio aceite regenerado en planta externa con cualquier otro método, como ser, fosfato trisodico, carbón activado, o ácido sulfúrico, basta que cumpla con los requerimientos de calidad correpondiente a aceites nuevos IEC 60296 21.8.- Tablas de diagnósticos para definir los tratamientos

A modo de simplificación, presentamos una tabla con el flujograma de diganosticos de los distintos tratamientos que se pueden realizar según el estado del aceite.

Acciones según lo evaluado de los valores. de: Rigidez, Tang. δ , Cont.de agua, T.I.F., Acidez,

Rigidez Dieléctrica, está bien?

no

Contenido de agua, está bien?

no

Tang δ , está bien ?

no

Filtrado / Desgaseado

Deshidratado de aceite

Filtrado / desgaseado y Deshidratado de aceite

T.I.F. Tens. Interfasial está bien?

no

Acidez, está bien ?

no

Si no hay mejora luego del tratamiento….

Cambio de Aceite o Regeneración

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21,9.- Secado, filtrado en linea y otros tratamientos

En este caso apreciamos las virtudes de un sistema de secado en lìnea mediante filtros de un material de origen volcánico llamado Zeolita. Si bien el proceso es muy lento tiene darias virtudes que enumeramos : • • • • •

No es necesario retirar la unidad de servicio para el proceso de secado Al estar la unidad en servicio el papel de aislación se halla a temperatura de regimen lo cual parmite retirar la humedad del mismo. Con detectores de humedad en el aceite a la entrada y salida del proceso se controla la eficiencia del mismo y deteminrá cuando renovar los filtos Los fitros se pueden regenerar El sistema trabaja practicamente a presión constante

La foto muestra el equipo que se ha instalado para secado en linea en un reactor de 50MVA de 500kV. , el aceite es circulado por una pequeña bomba foto inferior.

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22 .- MANTENIMIENTO DE TRANFORMADOR Y ACCESORIOS 221 Presentación de accesorios

Bushing Tipo GOE Capacitivo Fabricado en papel Aceite Sello de gas conservador de N o CO2. Con mirilla de superior de inspección nivel. Tap de divisor capacitivo para medición de Tangδ

Tapa de RBC Válvula de sobrepresión Relé de flujo de RBC Relé de Bucholz de cuba principal

Medición de temperatura Vista del indicador de la Imagen Térmica Vista del indicador de la temperatura máxima de aceite Top Oil

22.2.- Control de los accesorios

a) Termómetros: Verificación de su correcta indicación y la correcta actuación de los de alarma y desenganche (sí los hay). e) Sistema de ventilación forzada de aire: Correcto funcionamiento y estado de los elementos que componen el sistema. Verificación del correcto sentido de giro de los ventiladores. Verificación y chequeo de los motores y sus protecciones. f) Sistema de refrigeración forzada de aceite: Correcto funcionamiento del sistema, verificación del estado de las bombas impulsoras Ausencia de pérdidas de aceite en los contactos de alarma y desenganche (sí los que tuviera). Operación y Mantenimiento de Transformadores

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b) Imágenes térmicas: Verificación de su calibración, funcionamiento e indicación y la correcta actuación de los contactos de alarma y desenganche (sí los hay). c) Válvulas de drenaje, toma de muestras, refiltrado, etc, y verificación de pérdidas de aceite. d) Niveles de aceite: Verificación de su correcta indicación y la correcta actuación de los contactos intercambiadores, limpieza de los intercambiadores. g) Radiadores: Verificación de la ausencia de pérdidas. 22.3.- Programa de mantenimiento

COMPONENTE

TAREA S

PERIODICI DAD M A

TANQUE Y TAPA

LIMPIAR SUCIEDAD, POLVO, RETOQUE DE PINTURA

1

TAPA

REAJUSTAR POR PERDIDAS DE ACEITE

3

SECADOR DE AIRE

REGENERACION O CAMBIO DE SILICE GELATINOSO

3

1

CONSERVADOR

LECTURA NIVEL DE ACEITE

1

1

RELE DE GAS

TOMAR MUESTRAS Y VERIFICAR CONTENIDO DE GAS

1

1

RELE DE GAS

VERIFICAR ACTUACION DE LOS CONTACTOS

3

ACEITE

TOMAR MUESTRAS, CROMATOGRAFIA Y RIGIDEZ DIELECTRICA

1

TERMOMETRO DE ACEITE LECTURA CONTROL DE CALIDAD TERMOMETRO DE ACEITE CALIBRACION DE LOS CONTACTOS TERMOMETRO DE CONTROLAR BOBINADO TERMOMETRO DE CALIBRACION DE IMAGEN TERMICA BOBINADO

1

1 2

1

1 2

RADIANTES

VERIFICAR PERDIDAS

1

VENTILADOORES

CONTROLAR FUNCIONAMIENTO, NIVEL DE RUIDO Y AJUSTES NECESARIOS

1

INDICADOR DE FLUJO

CONTROLAR FUNCIONAMIENTO

1

BOMBA DE ACEITE

LIMPIEZA Y CONTROLDE FUNCIONAMIENTO

1

BOMBA DE ACEITE

CONTROLAR FUNCIONAMIENTO

1

ARMARIO DE CONTROL

CONTROLAR FUNCIONAMIENTO

1

ARMARIO DE CONTROL

CONTROLAR CALEFACCION

PARTE ACTIVA DE AISLACION

MEDICION DE AISLACION Y FACTOR DE POTENCIA

BUSHING

INSPECCION Y MEDICION DE TANG D

SISTEMA DE TIERRA

CONTROL

CONMUTADOR BAJO CARGA

CONTROL DE FUNCIONAMIENTO

3

1 5 3a5 5

Tipo de control; Controlar Normalmente. ; M mansual; A anual Nº de años

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3a5

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22.4.- Reguladores de tensión bajo carga

Esquema Eléctrico Componentes: -AT1 Arollamiento principal AT

AT1

-REG Arrollamiento Regulación. -AT2 Transf. Auxiliary

BT1

-llA Selector. -CBC Conmutado. cuba aparte e Inversor

AT2

BT1 Arollamiento principal BT CBC

BT2 Arollamiento principalBT

IIA BT2

3

RE

Regulador con selector y conmutador en recinto externo Operación y Mantenimiento de Transformadores

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Conmutador con cuba en recinto independiente de la cuba principal y del selector. Análisis de la secuencia de conmutación bajo carga CBC, intercalando resistencias de circulación Figura N1 El CBC se encuentra en tap N°1 y las resistencias M1y M2 sin circulación de corriente y toda la corriente de carga pasa por la de transición Tap N1 al contacto H Figura N2 Comienza el movimiento y simultaneamente se tiene H y M2 está en tap N 1 la mayor corriente para por H y luego toda la corriente de carga pasa por la resistencia de transición M2. Figura N3 En éste instante M1 hace contacto con el tap 2. La corriente. de carga pasa por M1 y M2, la corriente de circulacion entre tap1 y 2 es limitada por M1y M2 Figura N4 El CBC se desvincula del tap N°1 pero se mantiene la circulación de corriente desde tap N°2 por la resistencias M1

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Figura N5 Finalmente el contacto principal H pasa a conectarse a tapN°2 y M1 queda sin circulación toda la corriente de carga pasa por el tap 2 y H La comutación del inversor La figura N 6 muestra la conmutación del inversor, aquí la secuencia es similar, a la anterior pero pasa por los contactos del inversor Ay B , que operan la inversión de los bobinados entre los puntos 12 y 11.

La figura N7 muestra igual secuencia pero pasando por los contactos del inversor A y C, que operan la inversión de los bobinados entre los puntos 12A y 1 intercalando en la secuencia las resistencias M1 y M2.

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Guía de mantenimiento RBC períodos de 1 año y mayor de 4 o 5 años Función correcta de todos los elementos de control. Parada en posición correcta después de cada conmutación. Verificación de que los contactos estén firmes y con presión. Identificación de señales de humedad y oxidación, como así también de la presencia de agua libre. Tolerancias mecánicas dentro de los límites determinados por el fabricante. Operación y condición del selector de taps, selector de cambios de taps y mecanismos interruptores de conmutador. Operación del mecanismo de mando a motor. Operación del contador de maniobras. Operación del indicador de posición verificación de taps en local y distancia. Operación de los límites de carrera eléctricos y mecánicos para las posiciones extremas realizar el control con medición de corriente de vacío a tension reducida con 380 v. Integridad del sistema mecánico. .Operación correcta manual (con manivela) y operación correcta del switch de bloqueo eléctrico. Condición física del selector de tomas. Movimientos libres del sistema de reenvío al mando a motor. Verificación de contactos fijos y móviles. Verificación de la erosión y de la presión de contactos Antes de cualquier operación de vacío o sobrepresión, deberá asegurarse que dichos valores no sobrepasarán los límites que soporta el conmutador (generalmente 0.3 kg/cm2). .En general, es conveniente conectar la cuba del conmutador con la del transformador através de un by-pass de modo que la diferencia de presión sobre el CBC sea nula. Después del llenado con aceite, operación manual a través de todo el rango previa a la verificación eléctrica a través del mando a motor. Limpieza interior cuidadosa de todo el carbón existente lavado con aceite. Rigidez dieléctrica del aceite dentro de límites fijados por el fabricante. (Anualmente)

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23.- TABLAS DE DIAGNÓSTICO PARA EL ANÁLISIS DE LAS FALLAS 1: MODELO DE FALLA FUNCIONAL DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA LOS COMPONENTES EL DEFECTO (Reversible) LA FALLA (No reversible) PD Destructivo El Exceso de agua Dieléctrico Chispas Localizadas La contaminación del Aceite El Aislamiento Mayor La contaminación de Superficies Creeping de Descarga El Aislamiento Menor El Envejecimiento Excesivo y El envejecimiento del Aceite El Aislamiento de las Salidas el Calentamiento de la Envejecimiento de la Celulosa Los Blindajes Electrostáticos Celulosa Las PD de baja energía Descarga Interna / Avería Conexiones sueltas y Descargas Vibración excesiva y ruidos Pérdida de Blindaje del Núcleo El Circuito Electromagnético Calentamiento general Sobrecalentamiento por flujo de El Núcleo Calentamiento en un punto dispersión. Los Bobinados Descargas de chispas La circulación anormal de La estructura del Aislamiento Una o más vueltas en corrientes parásitas La estructura de Sujeción cortocircuito Potenciales flotantes Los escudos magnéticos Conductores cortocircuitados El circuito de Conexión a Tierra Envejecimiento de la laminación dentro de la misma espira Gaseado 2: DIAGNÓSTICOS GENERALES QUE SON APLICABLES Análisis de Gases Disueltos en-aceite - (DGA) , En línea indicador de la tendencia Análisis de Aceite (Rigidez, H2O, Factor de disipación, Acidez, T.I.F., etc.) Envejecimiento de aceite por Norma ( IEC / ANSI) El Muestreo de aceite, con análisis de incrementos. La Medición de Respuesta Dieléctrica PDC y Análisis de FDS, determinar humedad , etc. Conteo de Partículas. El análisis de Furanos por HPLC procedimiento de diagnóstico de envejecimiento de celulosa. 3: RECONOCIMIENTO DE FALLA DIELÉCTRICA EN CIRCUITOS MAGNÉTICOS La Medida de la corriente de magnetización el Baja Tensión (Comparación con valores de origen) Medida de la corriente de vacío, con el Voltaje Bajo, (Comparación con valores de origen) Chispas en el Núcleo, medida de PD con la localización acústica DGA para sobrecalentamiento de Núcleo o Bobinados. La distribución de Flujo Magnético (utilizando la bobina de Rogowski en el yugo). 4: RECONOCIMIENTO DE FALLA DIELÉCTRICA EN BOBINADOS Y AISLAMIENTO Análisis de Gases Disueltos en-aceite - (DGA) Análisis del (Rigidez, H2O, Factor de disipación, Acidez, T.I.F., etc.) La Medición de Respuesta Dieléctrica PDC y Análisis de FDS, determinar humedad , etc. Humedad en papel El Grado de Polimerización (GP) El Factor de Potencia y Capacidad La Resistencia de Bobinado La medida de la Descarga Parcial (DP) y su localización El Análisis Respuesta en Frecuencia (RAF) y Función Transferencia La Humedad en el aceite por muestreo o Monitoreo en línea

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5: RECONOCIMIENTO DE FALLA TÉRMICA EN NÚCLEOS, BOBINADOS Y CUBAS Análisis de Gases Disueltos en-aceite - (DGA) Análisis de Aceite Tangδ, TIF. FURANOS Análisis Derivativo Análisis de Aceite Tangδ, TIF. Control de las Temperaturas de Arrollamientos y las Temperaturas de Aceite Las medidas de las Respuestas Dieléctricas (PDC, FDS) - para humedad en exceso Puntos -calientes detectados por la Thermo-visión comparando con anteriores Corriente de Magnetización para el Núcleo y/o el defecto térmico en arrollamiento según de GDA. 6: DEFECTOS EL DIELÉCTRICOS Y TERMALES EN RBC (ENVEJECIMIENTO) Analisis de Aceite DGA La medida de la resistencia DCLa medida de Resistencia. Superficial La relación y medida del mando de acoplamiento La medida de Torque / Supervisando de la erosión del contacto La Descarga Parcial (PD) la medida y localización Oscilografía controlando de un ciclo completo del funcionamiento de OLTC Gases en sistema de aceite del interruptor del conmutador 7: ENVEJECIMIENTO DEL DIELÉCTRICOY DETECCIÓN DE FALLAS EN BUSHINGS El Factor de Potencia y las medidas del Capacidad y su comparación con datos de origen y con chequeos consecutivos durante el funcionamiento / Supervisando en línea La Capacidad + las medidas de Tang δ, realizar el comparativo entre las fases DGA de del Bushing. a IEC 599 Las medidas de PD Control de Nivel de Aceite El Control de Humedad en el aceite La Medida de la Respuesta Dieléctrica (PDC) para la determinación de humedad y envejecimiento. 8: PROCEDIMIENTOS CONTROLAR ENVEJECIMIENTO O ANALIZAR DIELÉCTRICO Análisis de Gases Disueltos en-aceite - (DGA). Análisis de Aceite ( TIF, Tang δ. Humedad, Acidez) La Humedad de en el aislamiento sólido por - Karl Fischer titulación - Las medidas de las Respuestas Dieléctricas (PDC, FDS)) El Factor de Potencia y Capacidad FURANOS Análisis evolutivo Punto-caliente controlado por la Thermo-visión en tanques o los escudos magnéticos Supervisión en línea de condiciones operacionales. La medida de DP y su localización. 9: PROCEDIMIENTOS PARA DIAGNOSTICAR DE DEFECTOS DEL TRANSPORTE Registrador del impacto 3-dimensional que supervisa para el exceso dinámico los impactos durante el transporte. y la Inspección Visual La Impedancia medida con el voltaje bajo (LV) la instrumentación de precisión la inyección de impulso de voltaje Baja (LVI) y las medidas de la respuesta Las medidas de resistencia DC / el control de uniones de soldadura en loa multi-conductores La comparación de FRA con registros originales y de la Función Transferencia El control de la presión de gatos de anclaje El Ruido de y medida de vibraciones Repetir de prueba del dieléctrica a 80… 100% de la tensión de prueba Up

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24 .- TRANSFORMADORES DE MEDIDA 24.1.- Transformador de Tensión 1.

Tapa de aluminio anodizado.

2.

Membrana de expansión (goma sintética).

3.

Terminal primario.

4.

Arrollamiento primario en cascada con arrollamiento de compensación.

5.

Núcleo magnético.

6.

Arrollamiento secundario.

7.

Soportes aislantes del núcleo.

8.

Aislador de porcelana.

9.

Fijación de la porcelana a la base.

10. Caja de terminales secundarios. 11. Base de fijación y orificios para la suspensión.

Guía de mantenimiento COMPONENTE

TAREA

M

AISLADOR

VERIFICACION Y LIMPIEZA

CUBA

CONTROL DE NIVEL E INSPECCON GENERAL

ACEITE

ANALISIS DE GASES Y PARAMETROS FISICOS

ARMARIO CONJUNCIÓN ARMARIO CONJUNCIÓN

A

1 1

1 1 a5

APRIETE DE BULONES Y BORNES

1

CONTROL FUNCIONAMIENTO CALEFACCION

3

1

CONEXIONADO

CONTROL DE TEMPERATURA DE MORSETERIA

1

MORSETERIA

CONTROL DE TORQUE

1

EQUIPO GENERAL

REVISION - SUPERVISION - CORRECCION

1

EQUIPO GENERAL

MEDICIÓN DE AISLAMIENTOY TANG δ

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2kV.

3a5

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Vista interior de un TTC Referencias 1.- Visor de presión de aceite 2.- Unidades capacitivas 3.- Aceite aislante 4.- Aislador de porcelana 5- Sello 6.- Diafragma 7.- Tanque 8.- Amortiguador de ferroresonancias 9.- Tansformador de media tensión. 10.- Inductancia

24.2.- Transformador de Corriente

Corte de la parte inferior de un TI de alta tensión en el que aparecen los núcleos de protección y medición.

Corte esquemático de un TI de Alta Tensión, de 123 kV a 245 kV.

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Referencias: 1.

Tapa de aluminio.

2.

Diafragma.

3.

Visor nivel aceite

4.

Protección de sobretension

5.

Abrazadera para las conexiones primarias.

6.

Terminales primarios.

7.

Arrollamiento primario.

8.

Arrollamientos secundarios.

9.

Papel aislante.

10. Cabeza de resina sintética. 11. Soporte superior de fijación del aislador. 12. Aislador de porcelana. 13. Aceite aislante 14. Bushing interno. 15. Conexiones secundarias. 16. Soporte inferior de fijación del aislador. 17. Caja de terminales secundarios. 18. Base soporte.

Guía de mantenimiento COMPONENTE

TAREA

MES AÑO

AISLADOR

VERIFICACION Y LIMPIEZA

CUBA

CONTROL DE NIVEL E INSPECCON GENERAL

ACEITE

ANALISIS DE GASES Y PARAMETROS FISICOS

ARMARIO CONJUNCIÓN

APRIETE DE BULONES Y BORNES

ARMARIO CONJUNCIÓN

CONTROL FUNCIONAMIENTO CALEFACCION

CONEXIONADO

CONTROL DE TEMPERATURA DE MORSETERIA

MORSETERIA

CONTROL DE TORQUE

1

EQUIPO GENERAL

REVISION – SUPERVISION - CORRECCION

1

EQUIPO GENERAL

MEDICIÓN DE AISLAMIENTO Y TANG δ

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1 1

1 1a5 1

10Kv

3

1 1

3a5

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BIBLIOGRAFÍA

¾ Termodinámica de la Descomposición del Aceite Aislante IEEE Trans.1977 H. Shirai S. Shimoji T. Ishi . ¾ IEC 60422 Draf Guia de Supervisión de Aceites Aislantes Minerales en Equipamiento Eléctrico. ¾ Norma IEC 60 599 Guía de Interpretación de Gases Disueltos y Libres en aceite Aislante ¾ Norma IEC 60076-7 ex 60354 Guía de Carga de Transformadores Sumergidos en aceite ¾ Norma IEC 60296 Especificación de aceite para Transformadores e Interr ¾ Norma IEC 60076 1/ 3...8 Transformadores de Potencia ¾ Norma IEEE .- C.57.104.1991 Guía para la Interpretación de Gases Generados en Transformadores Sumergidos en Aceite ¾ Guía de Mantenimiento de Transformadores Myers - Kelly. Y Parrish ¾ Norma IRAM 2323 Guía para la Evaluación de la Aislación Eléctrica

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