1Sebastián Lauria - Laboratorio Dr. Lantos
Uruman 2015
“MANTENIMIENTO
PROACTIVO DE
TRANSFORMADORES”
2
Identificar fallas potenciales.
Toma de decisiones de mantenimiento.
Desviar la tendencia.
La función del personal de mantenimiento
MANTENIMIENTO
PROACTIVO
3
Seguridad y Confiabilidad del Transformador
Mantenimiento de
las propiedades
del aceite
Mantenimiento de
las propiedades
del aislante
sólido
Aseguramiento de
La buena salud
eléctrica del
Transformador
Análisis de riesgo.
Toma de decisión.
4La función del aceite que llena el Transformador
El aceite dieléctrico debe:
Aislar bobinados.
Disipar calor.
Proteger la aislación sólida.
Asegurar una larga vida en servicio.
Servir como herramienta de diagnóstico.
5¿Qué es un aceite de Transformador?
Composición
química
Parafínicos
Nafténicos
Aromáticos
Lineales
Ramificados
6Típica Molécula de aceite
7Comportamiento del Aceite Aislante
Contacto con aire:
oxígeno.
Condiciones de servicio: Temperatura alta.
Contacto con agua.
Generación de sustancias polares: reacción
autocatalítica.
Presencia de metales: cobre y hierro actúan como
catalizadores.
Otros catalizadores: celulosa, stress eléctrico.
CAUSAS DEL ENVEJECIMIENTO DEL ACEITE
8
OSCURECIMENTO
GENERACIÓN
DE SUSTANCIAS
POLARES
FORMACIÓN
DE ÁCIDOS OLOR
Comportamiento del Aceite Aislante
PRECIPITACIÓN
DE
LODOS
DETERIORO
DE LAS
PROPIEDADES
DIELÉCTRICAS
SINTOMAS DE LA DEGRADACIÓN DEL ACEITE
9
PROPIEDADES BÁSICAS DEL ACEITE
ASTM D 1816 / 877 – IRAM 2341 – IEC 60156 Rigidez dieléctrica*
ASTM D 974 – ASTM D 664Acidez AN (TAN)
ASTM D 2285 – ASTM D 971Tensión interfacial
(TIF)
IEC 60666 – ASTM D 4768 – ASTM D 2668Aditivo antioxidante (AO)
ASTM D 1533Contaminación con agua*
ASTM D 924 – IRAM 2340 – IEC 60247Factor de potencia
(tg δ)
¿Cómo está nuestro aceite?
Los siguientes ensayos son suficientes para determinar si el aceite es apto para operar:
* Ensayos acreditados bajo ISO 17025
10¿Cómo está nuestro aceite?
Propiedades de Aceite - RIGIDEZ DIELÉCTRICA
Reporta el voltaje (potencial) al cual ocurre
una descarga entre 2 electrodos.
Emula la condición en servicio del aceite, que
ocupa espacios entre superficies metálicas
con altas diferencias de potencial eléctrico.
ASTM D 1816 / 877 – IRAM 2341 – IEC 60156
Ref: ASTM, JOHNSON, PEARCE, LANTOS, IEC 60422
Categoría del
equipo según
tensión nominal
(kV)
Valores
recomendandos
Aceites nuevos
(kV)
Valores límites - Aceites en servicio (kV)
Buena Regular Mala
U > 400 > 60 > 60 50 a 60 < 50
170 < U ≤ 400 > 60 > 60 50 a 60 < 50
72,5 ≤ 170 > 60 > 50 40 a 50 < 40
U < 72,5 > 55 > 40 30 a 40 < 30
11
Ref: YPF,varios
Propiedades de Aceite - RIGIDEZ DIELÉCTRICA
12¿Cómo está nuestro aceite?
Propiedades de Aceite - ACIDEZ (AN)
ASTM D 974 - ASTM D 664
Ref: IEC , ASTM , LANTOS, IEC 60422
Es un índice que mide la degradación
ó envejecimiento del aceite.
Se determina a través de la cantidad
de álcali necesaria para neutralizar la acidez contenida
en un gramo de aceite.
Categoría del
equipo según
tensión nominal
(kV)
Valores
recomendandos -
Aceites nuevos
(mg KOH/g)
Valores límites - Aceites en servicio
(mg KOH/g)
Buena Regular Mala
U > 400 máx. 0,03 < 0,10 0,10 a 0,15 > 0,15
170 < U ≤ 400 máx. 0,03 < 0,10 0,10 a 0,15 > 0,15
72,5 ≤ 170 máx. 0,03 < 0,10 0,10 a 0,20 > 0,20
U < 72,5 máx. 0,03 < 0,15 0,15 a 0,30 > 0,30
13Acidez
Ref: YPF,varios
Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
AceiteAceite
AceiteAceiteAceite
Aceite
Aceite
AceiteAceite
Aceite Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
AceiteAceite
Aceite Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
Aceite
Aceite AceiteAcido
Acido
Acido
Acido
Acido
Acido
Acido
Acido
Acido
14
Ref: YPF,varios
Acidez
Período de Inducción Oxidación acelerada
Tiempo
Saturación
Acidez
15¿Cómo está nuestro aceite?
Propiedades de Aceite - TENSION INTERFASIAL (TIF)
ASTM D 2285 ASTM D 971
Ref: ASTM, IEC , JOHNSON, LANTOS, IEC 60422
Permite detectar la aparición de sustancias
oxidadas solubles.
Es un parámetro relacionado con la
estabilidad química del aceite.
Categoría del equipo según
tensión nominal (kV)
Tipo de aceite
Valores recomendandos -
Aceites nuevos (mN/m)
Valores límites - Aceites en servicio (mN/m)
Buena Regular Mala
Todos Aceites inhibidos mín. 35 > 28 22 a 28 < 22
TodosAceites no
inhibidosmín. 35 > 25 20 a 25 < 20
16
Ref: YPF,varios
Tensión interfacial
Período de Inducción Oxidación acelerada Saturación
Acidez
Tiempo
Tensión interfacial
17¿Cómo está nuestro aceite?
Propiedades de Aceite - CONTENIDO DE INHIBIDOR DE OXIDACIÓN
Ref: HERGUTH, CRINE, JCFITCH, LANTOS, IEC 60422
Categoría del equipo según
tensión nominal (kV)Valores límites - Aceites en servicio (%)*
Buena Regular Mala
Todos> 60 % del valor
original
40 % a 60 % del valor
original
< 40 % del valor
original
* Solo para aceite inhibidos
18¿Cómo está nuestro aceite?
La presencia de agua
disminuye la rigidez
dieléctrica y acelera la
degradación del aislante sólido.
CONTAMINACIÓN CON AGUA
ASTM D 1533
19
Equilibrio de humedad entre
aceite y aislante sólido
AGUA
Ref: YPF,varios
20
FUENTES CAUSAS
¿Cómo está nuestro aceite?
CONTAMINACIÓN CON AGUA
ASTM D 1533
Agregado de aceite no tratado
Contaminación con aire húmedo Saturación de la sílica-gel (venteo)
Degradación de la celulosa y aceiteEnvejecimiento del aislante sólido
y del aceite
Toma de muestra incorrecta Contaminación de la muestra
Agregado de aceite húmedo
Categoría del equipo según
tensión nominal (kV)
Valores recomendandos
Aceites nuevos (mg/kg)
Valores límites - Aceites en servicio
(mg/kg)
Buena Regular Mala
U > 400 < 10 < 15 15 a 20 > 20
170 < U ≤ 400 < 10 < 15 15 a 20 > 20
72,5 ≤ 170 < 10 < 20 20 a 30 > 30
U < 72,5 < 20 < 30 30 a 40 > 40
Ref: IEC 60422
21¿Cómo está nuestro aceite?
FACTOR DE POTENCIA– TANGENTE δ
Ref: LANTOS, IEC 60422
ASTM D 924 IRAM 2340
Mide un parámetro adimensional que se relaciona con
las pérdidas dieléctricas causadas por el aceite.
Los cambios se pueden detectar en forma mucho
más temprana que otros métodos químicos.
Categoría del equipo
según tensión nominal
(kV)
Valores
recomendandos -
Aceites nuevos (a 90
ºC y 40 - 60 Hz)
Valores límites - Aceites en servicio
(a 90 ºC y 40 - 60 Hz)
Buena Regular Mala
U > 400 máx. 0,010 < 0,10 0,10 a 0,20 > 0,20
170 < U ≤ 400 máx. 0,010 < 0,10 0,10 a 0,20 > 0,20
72,5 ≤ 170 máx. 0,015 < 0,10 0,10 a 0,50 > 0,50
U < 72,5 máx. 0,015 < 0,10 0,10 a 0,50 > 0,50
22Tangente Delta
Tangente delta =
Ref: YPF,varios
Watt (energía disipada)
V.A (efectivo)
en un campo sinusoidal
23
¿Cómo está nuestro aceite?
Ensayos Complementarios
Los siguientes ensayos son complementarios para la correcta evaluación del estado del aceite.
Viscosidad ASTM D 445
Densidad* ASTM D 1298 - 4052
Partículas sólidas ISO 4406 - 4407
Punto de inflamación* ASTM D 92
Punto de escurrimiento ASTM D 97
Aspecto y Color ASTM D 1500
Corrosión al cobre* ASTM D 130
Azufre corrosivos ASTM D 1275
Estabilidad a la oxidación IEC 1125
Sustancias polares ASTM D 1902
Limpieza VDE 0370
Lodos IEC 60422
Residuo Carbonoso ASTM D 189
Cenizas ASTM D 482
24
Descascaramiento
Debido a ácidos, calor, agua y oxígeno
Comportamiento del aislante sólido
Degradación del aislante sólido
Ref: LANTOS
Barniz protector
Papel Kraft
Papel Crépe
Presspan
Tela Cambric
Madera
Rotura
25Estrucutra del Papel
26
Comportamiento del aislante sólido.
Métodos de Monitoreo
Análisis de
aceite
La muestra se puede extraer
en cualquier momento
Análisis de
papel
La muestra se puede extraer sólo
cuando se desencuba el transformador
RelaciónCO
CO2
Cromat.
Gaseosa
COMPUESTOS
FURANICOS
(HPLC)
CO, CO2 pueden
indicar degradación
del papel pero no
son específicos.
Compuestos furánicos
son específicos para
celulosa, no son
producidos por el aceite
RESISTENCIA A LA TRACCION
GRADO DE POLIMERIZACIÓN
La degradación del papel
produce fragilidad
Ref: CIGRE, LANTOS
27Comportamiento del aislante sólido
Al degradarse el papel, Presspan y madera,
pierden flexibilidad y se cuartean.
Producen compuestos furánicos que se
transfieren al aceite.
Compuestos furánicos (HLPC) - IEC 61198 - ASTM D 5837
Diagnóstico
Búsqueda de productos de degradación de
la celulosa en el aceite.
FAL – Furfural (2-furfural)
HMF – Hidroximetil furfural (5-hidromexil-2-furfural)
FOL – Furfuril alcohol ( 2-furfurilalcohol)
ACF – Acetil furfural (2-acetilfurano)
MEF – Metil furfural (5-metil-2-furfural)
Acidos furánicos
Ref: CIGRE, LANTOS-Frecuencia bianual -
Nuevo < 0,02 ppm
Envejecimiento normal 0,02 – 0,1 ppm
Dudoso 0,1 – 1 ppm
Envejecimiento avanzado > 1 ppm
28Gráfico furanos vs DP
200
300
400
500
600
700
800
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3
DP
Total Furanos (ppm)
29
Análisis de gases disueltos
Aceite de transformador
no afectado
por falla eléctrica
30
Análisis de gases disueltos
Aceite de transformador
falla eléctrica
en curso
31
Análisis de gases disueltos
Aceite de transformador
molécula afectadas
por la falla eléctrica
Livianas: gas
Pesadas: carbón
32
Análisis de gases disueltos
Aceite de transformador
mezcla de gases
incorporados
en el aceite
33
El Estado Eléctrico Interno del Transformador
Proceso de decisión
1DETECCIÓN
2DIAGNÓSTICO
3ACCIÓN
PROACTIVA
34El Estado Eléctrico Interno del Transformador
1. DETECCION DEL PROBLEMA
Ref: SAVIO, CONS.EDISON N Y, LANTOS
Monitoreo contínuo
de gases. Muestreo periódico.
Análisis de gases
disueltos - ASTM D 3612 - IEC 60567-
35El Estado Eléctrico Interno del Transformador
2. DIAGNÓSTICO (cont)
Metano
Etileno
Etano
Acetileno
Hidrógeno
Monóxido de
carbono
Gases ClaveConcentración máxima
admisible
CH4 100 ppm
C2H4 100 ppm
C2H6 100 ppm
C2H2 8 ppm
H2 300 ppm
CO 600 ppm
Límites admisibles de concentraciones : criterio práctico
Si al menos un gas se encuentra por encima de las concentraciones límites
admisibles, se aplican los métodos de diagnóstico y se identifica el tipo de falla.
36El Estado Eléctrico Interno del Transformador
2. DIAGNÓSTICO (cont)
Gases ClaveConcentración
máxima
Tipo de FallaC2H2
C2H4
CH4
H2
C2H4
C2H6
Descargas parciales NS(1) < 0,1 < 0,2
Descargas baja energía > 1 0,1 – 0,5 > 1
Descargas alta energía 0,6 – 2,5 0,1 - 1 > 2
Sobrecalentamiento leve
T < 300º CNS(1) > 1 pero NS(1) < 1
Sobrecalentamiento
moderado
300º C < T < 700º C
< 0,1 > 1 1 - 4
Sobrecalentamiento
severo
T > 700º C
< 0,2 > 1 > 4
Ref:IEC. 60599
Método IEC 60599 - Interpretación de gases disueltos en aceite aislante
(1) NS = No significativo cualquiera sea el valor.
37
Triángulo de Duval
El Estado Eléctrico Interno del Transformador
2. DIAGNÓSTICO (cont)
DP Descargas parciales
D1 Descargas baja energía
D2 Descargas alta energía
T1 Sobrecalentamiento, t < 300 ºC
T2 Sobrecalentamiento, 300 ºC <t<
700 ºC
T3 Sobrecalentamiento, t > 700 ºC
D+T Descargas + sobrecalentamiento
38El Estado Eléctrico Interno del Transformador
CASO DE ESTUDIO
Transformador de 40 MVA
39
GASES
DISUELTOS EN
ACEITE AISLANTE
Metano
Etileno
Etano
Acetileno
Hidrógeno
Monóxido de carbono
Dióxido de carbono
Oxigeno
Nitrógeno
Gases combustibles
Gases totales
05/1997
NUEVO
ppm 6
ppm 29
ppm 7
ppm 1
ppm 12
ppm 500
ppm 1500
ppm 19700
ppm 73700
ppm 555
%v 9.5
03/1998
10 meses
36
100
8
0
20
570
2300
14100
59700
734
7.7
03/1999
24 meses
200
290
51
0
25
560
2600
19600
73700
1226
9.7
03/2000
34 meses
1900
2200
370
2
630
480
2700
19200
58000
5582
8.5
03/2000
34 ½ meses
4000
3200
630
5
1500
650
4700
19200
67700
9335
10.2
04/2000
35 meses
3700
3900
910
5
1650
560
8000
20200
66200
10725
10.5
El Estado Eléctrico Interno del Transformador
CASO DE ESTUDIO - Transformador de 40 MVA
CROMATOGRAFÍA DE GASES DISUELTOS
40
El Estado Eléctrico Interno del Transformador
CASO DE ESTUDIO - DIAGNOSITCO (cont.)
METODO – IEC 60599
Usa la relación entre gases
ACETILENO/ ETILENO
METANO/ HIDROGENO
ETILENO / ETANO
C2H2
C2H4
0
290= 0
CH4
H2
200
25= 8
C2H4
C2H6
290
51= 6
DIAGNOSTICO:
FALLA TÉRMICA
ALTA TEMPERATURA > 700 ºC / 1300 ºF
CONTACTOS DEFECTUOSOS
Tipo de
Falla
C2H2
C2H4
CH4
H2
C2H4
C2H6
Descargas
parcialesNS(1) < 0,1 < 0,2
Descargas
baja
energía
> 1 0,1 – 0,5 > 1
Descargas
alta
energía
0,6 – 2,5 0,1 - 1 > 2
Sobrecalen
tamiento T
< 300º C
NS(1) > 1 pero
NS(1) < 1
Sobrecalen
tamiento
300º C < T
< 700º C
< 0,1 > 1 1 - 4
Sobrecalen
tamiento T
> 700º C
< 0,2 > 1 > 4
41
CONEXIÓN DE
TERMINAL FLOJO,
CARBONIZADO
(FALTABA UN
TORNILLO PASANTE)
42
VISTA DE LA CONEXIÓN
ENTRE EL CAMBIADOR Y
EL NÚCLEO.
FALTA EL TORNILLO
ALLEN Y EL TERMINAL
ESTÁ FLOJO.
43
DEPÓSITOS
CARBONOSOS
SOBRE EL TERMINAL
44
GASES
DISUELTOS EN
ACEITE AISLANTE
Metano
Etileno
Etano
Acetileno
Hidrógeno
Monóxido de carbono
Dióxido de carbono
Oxigeno
Nitrógeno
Gases combustibles
Gases totales
05/1997
NUEVO
ppm 6
ppm 29
ppm 7
ppm 1
ppm 12
ppm 500
ppm 1500
ppm 19700
ppm 73700
ppm 555
%v 9.5
03/1998
10 meses
36
100
8
0
20
570
2300
14100
59700
734
7.7
03/1999
24 meses
200
290
51
0
25
560
2600
19600
73700
1226
9.7
03/2000
34 meses
1900
2200
370
2
630
480
2700
19200
58000
5582
8.5
03/2000
34 ½ meses
4000
3200
630
5
1500
650
4700
19200
67700
9335
10.2
04/2000
35 meses
3700
3900
910
5
1650
560
8000
20200
66200
10725
10.5
El Estado Eléctrico Interno del Transformador
CASO DE ESTUDIO - Transformador de 40 MVA
CROMATOGRAFÍA DE GASES DISUELTOS
04/2000Reparación
35 ½ meses
3
30
4
0
19
23
440
6500
22500
79
2.9
45
DETECTE
PRODUCTOS DE
DEGRADACIÓN
TEMPRANA
IDENTIFIQUE LOS
PRODUCTOS
ANTES DE QUE
DAÑEN AL
TRANSFORMADOR
UTILICE LAS
HERRAMIENTAS
DE
DIAGNÓSTICO
COMPLEMENTE
CON ENSAYOS
ELÉCTRICOS
MEJORE LA
CONDICIÓN
ELÉCTRICA DEL
TRANSFORMADOR
Acción Proactiva
El Estado Eléctrico Interno del Transformador
46