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Mantenimiento de transformadores para
un óptimo funcionamiento de la subestación

Considerando la necesidad de disponibilidad de los sistemas eléctricos en el país, es fundamental llevar a cabo un mantenimiento preventivo de los equipos al interior de las subestaciones con el objetivo de garantizar la continuidad del servicio eléctrico.

El transformador es el activo más importante en una subestación, ya que es el equipo que hace posible la realización práctica y económica del transporte de energía a grandes distancias. Es por eso que toma gran relevancia su cuidado y, para cumplir con este objetivo, es indispensable implementar un adecuado programa de mantenimiento preventivo, desde el inicio de su explotación, que permita a los encargados evaluar su estado y determinar la necesidad de tomar acciones correctivas y programarlas sin interrupción del servicio.


Acciones del programa

En la actualidad, los programas de mantenimiento consideran lo siguiente:

1. Inspección visual: permite verificar el estado general del transformador, la ausencia de filtraciones de aceite, la limpieza de los aisladores de Alta y Baja Tensión, y el funcionamiento de los equipos auxiliares del transformador (indicadores de temperatura, de nivel de aceite, ventiladores, equipos de monitoreo en línea, etc.).


2. Análisis físico-químicos del aceite aislante: estos ensayos permiten conocer el estado de las propiedades más importantes del aceite, fundamentales para determinar el estado del sistema aislante del transformador. Incluyen las siguientes pruebas: contenido de humedad (ASTM D-1533), rigidez dieléctrica (ASTM D-1816), tensión interfacial (ASTM D-971), número de neutralización (ASTM D-974), factor de potencia (100°C) (ASTM D-924), color (ASTM D-1500), densidad (ASTM D-1298), aspecto visual (ASTM D-1524), y contenido de furanos (ASTM D-5387).


3. Análisis cromatográfico de los gases disueltos en el aceite: este se ha constituido en una de las herramientas más importantes a la hora de determinar el estado de la aislación. El deterioro del aceite y del material aislante producirá la generación de gases que permiten determinar el tipo de problema o falla del transformador.

Las principales causas de la generación de gases en los transformadores en operación son de tipo térmicas o eléctricas. El aumento de temperatura causado por las pérdidas en los conductores, provocará la descomposición del aceite y de la aislación sólida en contacto o en sus cercanías.

Asimismo, descargas con alta corriente de circulación descomponen el aceite, en primer lugar en hidrógeno y acetileno, mientras que descargas de baja energía, provocan principalmente la formación de hidrógeno y metano. En tanto, el sobrecalentamiento del aceite origina los hidrocarburos livianos (tales como metano, etano, etileno y propileno) en adición al hidrógeno. La celulosa se descompone en dióxido de carbono y monóxido de carbono.

Una vez determinada la concentración de los gases, se podrá diagnosticar la condición del equipo aplicando los diferentes métodos de diagnóstico existentes:

Método Rogers o de las razones entre gases.

Método del total de los gases combustibles. Norma IEEE C57.104-1991.

Gráfica de Dörnenburg.

Triángulo de Duval.


4.Ensayos eléctricos al transformador:

Estos consideran las siguientes pruebas:

Medida de la relación de transformación.

Medida de la resistencia de enrollados.

Medida de la resistencia de aislación.

Medida del factor de disipación y capacidad de los enrollados.

Los resultados de estas medidas deben ser comparados con ensayos anteriores.


5. Inspección termográfica: permite detectar la existencia de calentamiento anormal en los conectores de los aisladores de Alta y Baja Tensión, además de puntos localizados en la pared del estanque.


6. Análisis de Respuesta de Frecuencia SFRA: permite determinar alteraciones en la geometría de la parte activa provocadas por el desplazamiento o deformación de los enrollados, lo que alterará la impedancia del circuito equivalente y, por consecuencia, la respuesta de frecuencia. Para este análisis, se necesita tener un ensayo de referencia.


Buenas prácticas

Las buenas prácticas en esta materia van de la mano con llevar a cabo un plan de mantenimiento con una frecuencia establecida para la realización de los diferentes controles y pruebas.

La vida de un transformador está determinada por la vida del sistema aislante aceite-papel, el que se ve afectado por la presencia de humedad y partículas en suspensión, así como de oxígeno y calor excesivo, por lo que el monitoreo de las condiciones del aceite aislante y los registros operacionales del transformador, tales como la carga aplicada, el voltaje y las lecturas de los instrumentos de temperatura del transformador permitirán contar con una valiosa información para determinar el estado del equipo.

Los ensayos físico-químicos del aceite aislante se realizan una vez año y en el caso de que los resultados indiquen que los parámetros del aceite se encuentran fuera de los límites aceptables, se deben tomar las medidas destinadas a restablecer estos valores, ya sea por reacondicionamiento por medio del filtrado bajo vacío o la regeneración del aceite por filtrado con tierra de Füller.

El análisis cromatográfico de los gases disueltos es recomendable realizarlo, por lo menos, una vez al año y después de la aplicación de sobrecargas o la desconexión por la operación automática de las protecciones del transformador. La necesidad de la realización de ensayos eléctricos u otras mediciones estarán determinadas por los resultados de los ensayos del aceite y por las condiciones de operación del equipo.


Por Carlos Esteban Mendoza, Gerente General de Ingesat. / www.ingesat.cl
Diciembre 2017
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