MANTENIMIENTO MAYORES A TRANSFORMADORES

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE CHETUMAL

INGENIERÍA ELÉCTRICA

OCTAVO SEMESTRE

PRUEBAS Y MANTENIMIENTO ELÉCTRICO

UNIDAD 2 “MANTENIMIENTO ELÉCTRICO DE TRANSFORMADORES”

DOCENTE: ING. JUAN MANUEL ZAVALA PIMENTEL

ALUMNOS:

CANUL GERARDO BRAYAM

CORRALES MAY SAMUEL

KINIL CERVERA EYDER

SANSORES UCAN MANUEL

2.7 MANTENIMIENTOS MAYORES A TRANSFORMADORES

Los transformadores de potencia son de gran importancia para la operación de un sistema de transmisión.

De ahí surge que en los últimos años el mantenimiento que se efectúa a estos equipos sea cada vez más estricto y cuidadoso. Un buen plan de mantenimiento apoyando en pruebas eléctricas y físico-químicas, un buen análisis de ingeniería, son imprescindibles para garantizar su funcionamiento, durabilidad, disponibilidad y confiabilidad.

El mantenimiento ideal para transformadores con más de 10 años:

Inspección visual general

Evaluación de aceite del tanque principal y radiadores.

Desacoplamiento y desmontaje de radiadores, boquillas posteriormente acoplamiento y montaje

Limpieza de radiadores, ventiladores y aplicación de pintura

Sustitución de empaques en radiadores, boquillas, registros hombre, válvulas, gabinetes de control y demás accesorios.

2.7 MANTENIMIENTOS MAYORES A TRANSFORMADORES

El mantenimiento ideal para transformadores con más de 10 años:

Revisión, limpieza de relevador Buchholz

Reapriete de tornillería de toda la parte activa

Refiltrado y/o remplazo de aceite dieléctrico (al alto vacío)

Inspección, limpieza y pruebas a equipos de monitoreo

Limpieza y ajuste de relevadores, contactores y dispositivos de control

Proceso de secado al alto vacío

Reemplazo a conectores de alta y baja tensión

2.7.1 FILTRADO Y REGENERACIÓN DEL ACEITE AISLANTE

El Aceite Aislante cumple múltiples funciones en los transformadores eléctricos:

Mejora del aislamiento entre componentes del Transformador Homogenización de la temperatura interna, refrigeración, etc.

El Aceite Aislante va degenerándose durante el funcionamiento, la humedad presente en el aceite se puede originar por el aire que inhala el transformador durante su proceso de trabajo, por fallos en sus juntas y fugas en general.

La degeneración dependerá de muchos factores, como el tipo de transformador, ubicación, carga y temperatura de trabajo, etc.

Con elevados valores de humedad en el aceite, se obtienen los siguientes resultados:

• El aceite cede su humedad a los aislamientos, lo cual da por resultado que se cambie su valor de factor de potencia y sus perdidas, lo que se traduce en envejecimiento y destrucción.

• El incremento de humedad también da por resultado una disminución en su valor de voltaje de ruptura o rigidez dieléctrica. Con elevados valores de contenido de agua el valor se disminuye en un 13%


Test de Rigidez Dieléctrica (ensayo según UNE EN 60156:1997):

Consiste en la comprobación de la capacidad aislante del aceite del trasformador, mediante la extracción de una muestra y el uso el aparato Comprobador de Rigidez Dieléctrica (conocido vulgarmente como CHISPOMETRO).

Se debe obtener un Valor > 80 KV/cm (Seria mejor 100 KV/cm). Si no se obtienen estos valores el ACEITE DIELECTRICO DEL TRANSFORMADOR DEBE CAMBIARSE O REGENERARSE


El objeto de este Tratamiento es el restaurar satisfactoriamente las propiedades Físico, Químicas y Eléctricas del Aceite Dieléctrico envejecido, eliminando o reduciendo las sustancias coloidales en suspensión, productos de oxidación, los compuestos polares responsables de la coloración y las trazas de ácidos orgánicos.

Las técnicas de Regeneración son:

Absorción por contacto de productos de oxidación a través de tierras absorbentes ( tierras Füller) o filtros de carbón activado.

Micro-filtración, para eliminar partículas sólidas.

Deshidratación bajo vacío y aplicando temperatura.

Desgasificación bajo vacío.


EL TRATAMIENTO DE REGENERACION, del aceite envejecido destaca, por su economía y facilidad de realización, al pasar del aceite a través de un lecho DE TIERRAS ADSORBENTES, que retienen los compuestos polares producidos por los procesos de oxidación.

De modo que su comportamiento en el seno del Transformador, sea prácticamente el mismo que el de un Aceite nuevo o, al menos, mejore en gran medida las propiedades deterioradas. A la vez que descontaminamos los devanados del Transformador de lodos y sustancias producidas por la oxidación.

Diagrama de conexión de los módulos de desgasificación y

regeneración.


La regeneración del aceite tiene los siguientes beneficios:

Subida de rigidez dieléctrica de 20kv hasta más de 70 kV

Bajada de humedad de 50 ppm hasta menos de 5 ppm

Bajada de contenido de gases de 10 % de volumen hasta menos de 0,1 % de volumen

BAJADA DE ÁCIDEZ DE 0,4 mgkoh/g HASTA 0,03 mgkoh/g

Corrección de tangente delta de 1 % a 0,5 %

Subida de tensión superficial hasta 45 dyne/cm2

Remoción de lodo

Corrección de color de aceite

DIAGRAMA DE FLUJO DE PURIFICACIÓN

" El Aceite Aislante es un material muy valioso no solamente para la economía del usuario, sino también en términos de conservación de recursos naturales no renovables. No lo tire ni lo cambie, consérvelo PURIFICANDOLO ".


MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL ACEITE AISLANTE

Puntos a seguir para evitar la degradación del aceite:

Equilibrado del aceite dentro del Transformador, de forma que el aceite cubra la totalidad de las partes del interior del mismo.

Comprobar el cierre de tapas, aisladores, pasacables, mirilla, etc., para evitar tanto el acceso de suciedad como la perdida de aceite.

Realizar pruebas, test y/o análisis periódicos para poder tomar acciones de mantenimiento antes de que, la excesiva degradación del aceite lo haga irrecuperable e incluso dañe de forma grave el interior del Transformador.

2.7.2 MÉTODOS DE SECADO DE DEVANADOS

El objetivo de realizar el proceso de eliminación de gases a un transformador es minimizar la humedad y los gases que permanecen en el embobinado y el núcleo, logrando que estos elementos se encuentren dentro de los límites normativos y confiables para la correcta operación del transformador.

Normalmente los aislamientos sólidos de los transformadores de potencia, están compuestos principalmente por papel, cartón o madera, los cuales llegan a representar el 95% de los aislamientos.

Estos materiales en sus diferentes tipos y variantes son altamente higroscópicos conteniendo hasta 8 o 10 % de su peso en humedad en malas condiciones de operación.


El papel aislante tiene una gran afinidad por el agua y mucho menor por el aceite aislante por lo que generalmente absorberá agua además de aceite.

La cantidad de agua en el papel siempre será mayor que en el aceite; el papel seco absorbe agua mas rápidamente que el papel impregnado de aceite, el cual tiene un rango más bajo de absorción de humedad.

La humedad dentro del papel afecta la rigidez dieléctrica, el factor de potencia, envejecimiento y rigidez mecánica.

La eliminación de la humedad presente en los aislamientos es necesario transformarla en vapor y expulsarla a la atmosfera. Lo anterior se puede lograr disminuyendo la temperatura de ebullición del agua, por medio de alto vacío o sea bajar la presión interna en la cuba o tanque a niveles donde el agua se vaporice y se pueda extraer en forma de gas


Grados de secado

Puesto que la humedad presente en los aislamientos, afecta gradualmente sus características dieléctricas es necesario determinar los límites máximos permisibles de acuerdo con los niveles de voltaje de los transformadores.

Para transformadores con niveles de voltaje menores a 69 kv, se debe alcanzar una humedad residual de 0.7 %.

Para transformadores con niveles de voltaje entre 69 y 150 kv se debe alcanzar una humedad residual de 0.7 %.

Para transformadores con niveles de voltaje de 230 y 400 kv, se debe de alcanzar una humedad residual de 0.3%

Equipo utilizado:

De la gran variedad de bombas disponibles en el mercado, la unidad más comúnmente usada para el secado y llenado de transformadores, es la del pistón rotatorio con sello de aceite de una sola etapa. Estas bombas son capaces de llegar a una presión de 10 micrones a brida ciega en rango normal de operación es entre 0.05 y 100 Torr, la bomba mas común para el secado de transformadores es la de 150 cfm marca KINNEY o similar.


Método con alto vacío:

Uno de los métodos para eliminar humedad en un transformador dentro de su tanque, consistente en someterlos a vacíos muy altos a temperatura ambiente durante largos periodos de tiempo, de acuerdo con la expansión y extracción de su humedad a los límites establecidos.

Para lograr los vacíos muy altos requeridos es necesario utilizar bombas de alto vacío de pistón rotatorio de un solo paso o doble paso, selladas con aceite y capaces de alcanzar vacíos del orden de 10 micrones (0.01 mm hg) y en algunos casos complementar estas bombas con un reforzador o BOOSTER en serie con las mismas, con lo que es posible alcanzar mejores vacíos de un micrón (0.001mm Hg) y mejorar los tiempos de secado.



1. Desconectar y dejar fuera de servicio el transformador que se va a secar.

2. Extraer completamente su aceite aislante e inyectar nitrógeno seco (punto de roció -40° C).

3. Eliminar los radiadores y el tanque conservador por medio de sus válvulas en cuanto sea posible, así como las válvulas o dispositivos de sobrepresión.

4. Medir la humedad residual de acuerdo al procedimiento SGP-A005-S.

5. Verificar que no haya fuga, aumentando la presión del nitrógeno hasta 10 lbs/pulg2, y localizándolas con espuma de jabón.

6. Instalar la bomba de vacío conectada al tanque del transformador en su parte superior, ya sea en el registro-hombre o en el tubo de alivio. La tubería de conexión especial para alto vacío debe ser de un diámetro de 2 a 4 pulgadas. Dependiendo de la capacidad de la bomba, la longitud debe ser lo más corta posible.



7. Entre la bomba de vacío y el tanque del transformador, se instalara en cuanto sea posible una trampa de hielo seco o SILICA gel para atrapar la humedad extraída por la bomba y conservar las cualidades del aceite del equipo de vacío

8. Expulsar el nitrógeno del tanque hasta tener una presión manométrica de aproximadamente cero.

9. Poner en servicio la bomba de vacío y dejarla operando continuamente, hasta alcanzar un vacío correspondiente a la humedad residual detectada por la norma.

10. Cerrar la válvula principal de vacío y detener la bomba, verificar el abatimiento de vacío para detectar fugas en el tanque, al tenerse una tendencia de disminución del mismo.

11. En caso de haber fugas, es necesario detectarlas y corregirlas repitiendo el método de presurizar con nitrógeno.

12. Continuar con el proceso vigilando la acumulación de humedad en la trampa de SILICA gel (cambio de color) y por otro lado la colección de agua en la trampa, detener el proceso y determinar la humedad residual alcanzada de acuerdo al procedimiento SPG-A005-S, si se ha alcanzado el grado de secado deseado se da por terminado el proceso.


Método con aire caliente:

Este método se aplica excepcionalmente en transformadores de mediana potencia y tensión sobre todo en los casos cuando no se puede someter a altos vacíos el tanque del transformador y por lo tanto no son aplicables los procedimientos anteriormente descritos.

En este método la eliminación de humedad se realiza por la aplicación directa de calor por medio de aire a temperaturas altas, no se alcanzan puntos de ebullición, ya que por efecto superficial, la evaporación sucede a temperaturas más bajas.

1. El tanque del transformador debe ser cubierto completamente (forrado) con lonas o materiales que se puedan servir como aislantes térmicos. Para mantener caliente el núcleo y bobinas.

2. En la parte inferior del tanque se conecta una manguera de 6-0 máxima posible, pulgadas de diámetro para la entrada de aire caliente.

3. Colocar en el interior del tanque, a la altura de la entrada del aire caliente (en cuanto sea posible), mamparas de asbesto como deflectores para tratar de dirigir el flujo del aire.

4. Utilizar un calentador del aire del tipo industrial. También se puede improvisar uno por medio de de un tambo de vacio de 200 L, un grupo de resistencias eléctricas y un ventilador, de tal manera que se alcance la temperatura especifica y el flujo necesario.

2.7.3 PRUEBAS A BOQUILLAS DE ALTA TENSIÓN

Prueba de factor a boquillas


Prueba de factor a boquillas

Las boquillas de cualquier equipo pueden probarse por los siguientes métodos:

a) Prueba de equipo aterrizado (GROUND).

Esta es una medición de las cualidades aislantes del aislamiento entre el conductor central de la boquilla y la brida de sujeción. La prueba se realiza energizando la terminal de la boquilla por medio de la terminal de alta tensión del medidor y la terminal de baja tensión del medidor a la brida de sujeción, la brida debe de estar aterrizada.

b) Prueba de equipo no aterrizado (UST).

Esta es una medición del aislamiento entre el conductor central y el tap capacitivo. Esta prueba se aplica a boquillas que cuentan con un condensador devanado a lo largo de la boquilla. El objeto principal del capacitor, es controlar la distribución del campo eléctrico, tanto interno con externo de la boquilla.


Prueba de Collar Caliente a Boquillas.

Es una medición de la condición de una sección del aislamiento de la boquilla, entre la superficie de los faldones y el conductor. Se lleva a cabo energizando uno o más collares situados alrededor de la porcelana de la boquilla y aterrizando el conductor central (terminal) de la misma. Esta prueba es de gran utilidad para detectar fisuras en la porcelana o bajo nivel del líquido o compound.

Prueba de collar sencillo. Refleja información relacionada con la condición del aislamiento de la parte superior de la boquilla. Si se obtienen valores elevados de pérdidas, se recomienda hacer la prueba en cada faldón para analizar la magnitud de la falla.

Prueba de collar múltiple. Proporciona información de la condición del aislamiento en general entre la brida y el conductor central.

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