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APLICACIÓN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO


        P R E S E N T A N
       Carmona Ávila Brian Miguel Ángel
           López González Leonardo
             Piliado Cedillo Arturo
         Sánchez Trejo Roberto Carlos
              Torres García Édgar


               GRUPO 9IMI1
¿Qué es un transformador de potencia?

   El transformador es una maquina      eléctrica que
    permite disminuir o aumentar          el nivel de
    tensión en un circuito eléctrico     de corriente
    alterna, manteniendo la frecuencia   y la potencia.
Objetivos

Generales
Comprender los factores de un transformador
tratando de localizar sus puntos vulnerables, para
así llevar a cabo las tareas de mantenimiento
adecuadas y dándoles una interpretación
adecuada para el buen entendimiento de las
demás      personas,    de    acuerdo     a    las
especificaciones del mismo.
Específicos

   Determinar los factores que influyen en el
    deterioro del sistema de aislamiento del
    transformador.
   Proponer los equipos utilizados para realizar las
    pruebas de monitoreo a los transformadores de
    potencia.
   Realizar pruebas y actividades de inspección y
    análisis mediante equipos de monitoreo que
    permitan emitir un criterio del estado de
    aislamiento del transformador.
   Analizar los resultados obtenidos en las pruebas
    de diagnóstico.
Funcionamiento del
transformador

   Un transformador posee dos
    bobinados, uno primario y
    uno secundario que se
    arrollan sobre un núcleo
    magnético común, formado
    por     chapas     magnéticas
    apiladas, por el bobinado
    primario se conecta la
    tensión de entrada, y por el
    secundario obtendremos la
    tensión de salida.
Humedad

   La humedad especialmente en presencia del
    oxígeno es extremadamente peligrosa para el
    aislamiento de un transformador. Cada vez que
    la cantidad de humedad en el transformador
    aumenta el doble, la vida del aislamiento se
    reduce a la mitad.
   La humedad puede ingresar al transformador
    cuando es construido.

   Si el transformador es abierto para una
    inspección, la humedad puede ser absorbida de
    la atmosfera. La humedad también puede
    ingresar si existiese alguna fuga en el tanque o
    en las tuberías del sistema de ventilación. La
    presencia de empaques y sellos defectuosos es
    también una fuente de ingreso de humedad. La
    degradación del aislamiento del transformador
    debido al envejecimiento es otra fuente de
    generación de humedad.
El agua puede estar presente en el aceite de un
transformador en las siguientes formas:

   De forma disuelta
   En forma de una emulsión agua/aceite
   En estado libre en el fondo del tanque
El oxigeno

   El oxígeno es otro de los potenciales enemigos
    del aislamiento de un transformador, ya que
    este reacciona con el aceite para formar ácidos
    orgánicos, agua y lodo. El oxígeno proviene de
    la atmosfera o es liberado por la celulosa como
    resultado de aplicarle calor, además no es
    posible eliminar todo el oxígeno existente en
    un transformador inclusive si el llenado del
    mismo se lo realiza con vacío.
   Se dice que un aceite dieléctrico se encuentra
    deteriorado si presenta oxidación. Antes de
    hablar de cómo se produce la oxidación del
    aislamiento debemos recordar que un aceite
    dieléctrico es una mezcla de hidrocarburos y de
    no-hidrocarburos.

    De acuerdo a la “American Society for Testing
    an Materials” la oxidación del aceite comienza
    cuando el oxígeno presente en el transformador
    se combina con las impurezas de los
    hidrocarburos inestables existentes en el aceite
    bajo el efecto catalítico de los otros materiales
    presentes en el transformador.

   Dentro de los catalizadores tenemos a la
    humedad y al cobre; dentro de los
    aceleradores      tenemos     al    calor,     la
    vibración, los sobre voltajes y a los elevados
    esfuerzos     eléctricos  debidos     a    fallas
    eléctricas internas. Es necesario recalcar que
    la oxidación del aceite se debe a la oxidación
    de las impurezas contenidas en el, más no a
    la oxidación de los hidrocarburos puros.
El calor

   Se sabe que el 90% del deterioro de la celulosa
    es de origen térmico. La degradación térmica
    del aislamiento es función del tiempo, de la
    temperatura y de cuan seco está el aislamiento.
   Las elevadas temperaturas causan un
    envejecimiento acelerado de la celulosa
    empleada como aislamiento, reduciéndose la
    rigidez    mecánica    y   eléctrica  de    la
    misma, produciéndose la polimerización o
    destrucción del papel; otros efectos debidos
    a las elevadas temperaturas son la generación
    de agua, materiales ácidos y gases (CO2, CO).
   Existen evidencias que muestran que si se
    sobrecarga un transformador con temperaturas
    superiores a los 140ºC en el punto más
    caliente, se formaran burbujas de gas, las
    mismas que disminuyen la rigidez dieléctrica
    del aislamiento.

    Las elevadas temperaturas también reducen la
    capacidad de la celulosa a ser tensionada.
    Además, como se dijo anteriormente al
    aumentar la temperatura la tasa de oxidación
    del aislamiento se incrementa y la cantidad de
    humedad que puede absorber el aceite también
    se incrementa.
La contaminación externa

   Los contaminantes externos pueden presentarse
    en forma de “caspa”, provenientes del proceso
    de manufactura del transformador y que no han
    sido propiamente eliminados en el proceso de
    llenado del transformador con aceite. Partículas
    diminutas pueden desprenderse de la celulosa
    cuando el transformador esta en servicio. Otro
    contaminante es el policlorhidrato de bifenilo, el
    cual reduce la capacidad del aceite de soportar
    sobre voltajes.
   Diagnóstico del estado del transformador
    mediante     las   pruebas  de     diagnóstico
    tradicionales junto con el análisis de gases
    generados internamente

   El conjunto de pruebas eléctricas, físicas y
    químicas que se realizan tradicionalmente tanto
    al aceite como al aislamiento sólido son:
Cromatografía de gases

   En años recientes, el análisis de gases
    generados en el interior de un transformador en
    aceite, mediante cromatografía de gases, se ha
    constituido en una herramienta poderosa a la
    hora    de   diagnosticar     el   estado    del
    transformador. Los principales objetivos de una
    cromatografía de gases son:
   Supervisar un transformador en operación que
    se presume tiene una falla insipiente, hasta
    poder lograr sacarlo de servicio para su
    reparación o remplazo.
   Monitorear los transformadores en servicio y
    obtener un aviso anticipado de una falla.
   Tener conocimiento de la naturaleza y
    localización de la falla.
   Asegurarse     de      que   un   transformador
    recientemente adquirido no presente ningún
    tipo de falla durante el tiempo de garantía que
    da el fabricante.
Se sabe que, al producirse una falla de tipo
eléctrico o térmico en el interior de un
transformador se generara gases combustibles y
no combustibles, dentro de los cuales tenemos:



   Hidrogeno (H2)
   Metano (CH4)
   Etano (C2H6)
   Etileno (C2H4)
   Acetileno (C2H2)
   Monóxido de carbono (CO)
Rigidez dieléctrica

   La rigidez dieléctrica de un aceite aislante es
    una medida de la habilidad que posee el aceite
    para    soportar    los   elevados   esfuerzos
    eléctricos que existen en el interior de un
    transformador sin que se produzca la falla del
    equipo.
   Para esta prueba se utiliza un equipo
    denominado Medidor de Rigidez Dieléctrica, en
    el cual se aplica un voltaje AC con una tasa de
    crecimiento controlada, a dos electrodos que
    pueden tener dos formas diferentes según la
    norma que se aplique y que están inmersos en el
    fluido aislante a ser probado.
El “entrehierro” o la separación entre electrodos
son calibrados a una distancia específica (de
acuerdo a la norma que se va a aplicar).
Cuando aparece un arco entre los electrodos, el
voltaje registrado en ese instante es la Rigidez
Dieléctrica de la muestra sometida a prueba.
   Norma ASTM D-877: este método utiliza una
    cuba     con     electrodos     con     caras
    planas, separadas una distancia de 0.1” , con
    una tasa de crecimiento de tensión de 3
    kv/seg. La norma D-877 es recomendada
    para probar aceites en servicio o aceites
    nuevos sin tratamiento previo a             la
    energización del equipo.
   Norma ASTM D-1816: este método se utiliza
    una cuba con electrodos de caras semiesféricas.
    La separación de dichos electrodos puede ser
    de 0.04” o 0.08” y la tasa de crecimiento de
    tensión tiene un valor de 0.5 kv/seg. Esta
    norma es recomendada para probar aceites
    contenidos en equipos nuevos o para aceites
    que están siendo procesados previos a la
    energización del equipo. La aceptación de este
    método en la evaluación de aceites en servicio
    está siendo estudiada.
Numero de Neutralización

   El número de neutralización (N.N) o la acidez
    de un aceite dieléctrico es una medida de los
    componentes ácidos existentes en él. El
    contenido de acidez se expresa como el
    número de miligramos de hidróxido de
    potasio (KOH), como base, que se necesitan
    para neutralizar los ácidos existentes en un
    gramo de muestra de aceite.
Tensión Interfacial

   A medida que el aceite se envejece, se
    contamina de partículas diminutas y de
    productos      de    la  oxidación.    Estos
    contaminantes se extienden a través de la
    interface agua/aceite debilitando la tensión
    entre los dos líquidos.
   La tensión interfacial es una medida de las
    fuerzas de atracción entre las moléculas de
    dos fluidos inmiscibles y está dada en
    dynas/cm o en mN/m.

   La prueba de tensión interfacial es excelente
    para detectar contaminantes polares solubles
    en el aceite y productos de la oxidación. Se
    sabe que la precipitación de lodo en el
    transformador comienza cuando la tensión
    interfacial alcanza valores por debajo de las
    22 dynas/cm.
   Desarrollo del proyecto

   A continuación se presenta un estudio
    realizado en un trasformador de potencia con
    motivo de efectuar un mantenimiento
    predictivo, y así conocer el comportamiento
    de dicho equipo, ya que es uno de los
    equipos considerados críticos para la planta
    productiva # 5, dicho estudio fue llevado
    acabo por una empresa dedicada a la venta
    de aceites y lubricantes, “MEXLUB”.
Beneficios del
 sistema de
 monitoreo
Las principales funciones que cumple el sistema
de monitoreo de transformadores son:

   Reducción de los Costos de Mantenimiento: al
    tener un registro continuo del comportamiento
    del equipo es posible reducir los costos
    mantenimiento      programado     en   fechas
    fijas, permitiendo optimizar recursos y no
    efectuar mantenimientos innecesarios.
   Prevención   de   Fallas:El registro continuo
    permite detectar oportunamente la operación
    anormal del equipo y generar señales de alerta o
    alarma ante valores medidos por arriba de lo
    especificado o ante tendencias de crecimiento
    anormales.

   Mejora de la Vida Útil del Transformador: Con el
    monitoreo continuo de las variables del
    transformador se consiguen mejor operación del
    equipo, a condiciones más óptimas, observando
    los periodos de sobrecarga y por lo tanto
    mejorando su vida útil.
El sistema de monitoreo de transformadores
básicamente     está formado    por   tres
módulos, estos son:

   Módulo de sensores.
   Módulo del Sistema de Adquisición de Datos .
   Módulo para el análisis de información
    denominado: Maestra de Control y operación.
   se plantea establecer mediante la utilización de
    estrategias y herramientas de monitoreo, un
    conjunto de técnicas de inspección que permitan
    detectar y/o determinar el posible deterioro
    interno del sistema de aislamiento (aceite y
    papel) de los transformadores, la presencia de
    gases ante la degradación de su aislación y
    contenido de humedad y gases disueltos en el
    aceite del transformador; para de esta manera
    facilitar tanto el desarrollo como la aplicación
    del mantenimiento en el equipo.
Para algunas pruebas que se le deben realizar a
los transformadores es necesario contar con
instrumentos de medición como los que se
mencionan a continuación.
   Megger digital:
   Probador de relación de transformación (TTR)
   Digital low resistance ohmmeters (ducter)
   High-pot- tester hip OT
   Probador de rapidez dielectrica de el aceite.
   Inspección visual
   Pruebas de aislamiento
   Pruebas de polarización: a 25 ºC en el laboratorio
   Pruebas de índice de absorción
   Pruebas de índice de polarización
   Prueba de temperatura
   Prueba de cromatografía de los gases
   Prueba de factor de potencia
   Prueba de boquillas
   Prueba de voltaje de acuerdo a cada devanado
Estas pruebas se llevan a cabo, la mayoría de
las   veces   en    el   mismo     lugar   de
trabajo, después de haber tomado en cuenta
todas las indicaciones de seguridad; se
procede a la recolección de los datos, con la
ayuda de aparatos adecuados.
Representación de análisis termográfico de núcleo
               de transformador
Análisis de vibración



Además       de      adicionalmente,        pero
obligatoriamente, se lleva a cabo el análisis de
vibraciones, para el control de espectros
vibratorios   que    puedan      perjudicar    el
funcionamiento    de     los   transformadores
afectándolo         mecánicamente            y/o
eléctricamente.
Ejemplo de análisis
de vibración a nivel
losa, para la
verificación de
puntos de
vibración
Métodos de eliminación de vibraciones en
transformadores




   Actualmente se han diseñado gran cantidad de
    dispositivos que ayudan a minimizar la
    presencia de vibraciones, de las cuales algunas
    se presentan a continuación:
   Amortiguadores colocados bajo transformador
    GAMA-1B

Amortiguadores de baja frecuencia con un grado de
aislamiento superior al 90%, situados directamente
bajo el transformador. Totalmente metálicos, por lo
que no le afectan las temperaturas ni los corrosivos.
Tipos:

   Transformadores hasta 1600Kg: V1B-1135-24-1B
   Transformadores entre 1600Kg hasta 2400Kg: V1B-
    1135-25-1B
   Transformadores entre 2400Kg hasta 3500Kg: V1B-
    1135-24-1B
Suspensión de los cuadros eléctricos

   Suspensión de los cuadros eléctricos mediante
    amortiguadores elastométricos, consiguiendo
    atenuaciones superiores al 90%.
Losas flotantes

   En los CT de nueva creación se realizan losas
    flotantes en el suelo original del CT antes de
    ejecutar la obra, con lo que se obtiene un
    aislamiento integral de la instalación, sin
    necesidad      de     la     instalación    de
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Aplicación de mantenimiento predictivo a transformador

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Aplicación de mantenimiento predictivo a transformador

  • 1. APLICACIÓN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO P R E S E N T A N Carmona Ávila Brian Miguel Ángel López González Leonardo Piliado Cedillo Arturo Sánchez Trejo Roberto Carlos Torres García Édgar GRUPO 9IMI1
  • 2.
  • 3.
  • 4. ¿Qué es un transformador de potencia?  El transformador es una maquina eléctrica que permite disminuir o aumentar el nivel de tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna, manteniendo la frecuencia y la potencia.
  • 5. Objetivos Generales Comprender los factores de un transformador tratando de localizar sus puntos vulnerables, para así llevar a cabo las tareas de mantenimiento adecuadas y dándoles una interpretación adecuada para el buen entendimiento de las demás personas, de acuerdo a las especificaciones del mismo.
  • 6. Específicos  Determinar los factores que influyen en el deterioro del sistema de aislamiento del transformador.  Proponer los equipos utilizados para realizar las pruebas de monitoreo a los transformadores de potencia.  Realizar pruebas y actividades de inspección y análisis mediante equipos de monitoreo que permitan emitir un criterio del estado de aislamiento del transformador.  Analizar los resultados obtenidos en las pruebas de diagnóstico.
  • 7. Funcionamiento del transformador  Un transformador posee dos bobinados, uno primario y uno secundario que se arrollan sobre un núcleo magnético común, formado por chapas magnéticas apiladas, por el bobinado primario se conecta la tensión de entrada, y por el secundario obtendremos la tensión de salida.
  • 8.
  • 9. Humedad  La humedad especialmente en presencia del oxígeno es extremadamente peligrosa para el aislamiento de un transformador. Cada vez que la cantidad de humedad en el transformador aumenta el doble, la vida del aislamiento se reduce a la mitad.
  • 10. La humedad puede ingresar al transformador cuando es construido.  Si el transformador es abierto para una inspección, la humedad puede ser absorbida de la atmosfera. La humedad también puede ingresar si existiese alguna fuga en el tanque o en las tuberías del sistema de ventilación. La presencia de empaques y sellos defectuosos es también una fuente de ingreso de humedad. La degradación del aislamiento del transformador debido al envejecimiento es otra fuente de generación de humedad.
  • 11. El agua puede estar presente en el aceite de un transformador en las siguientes formas:  De forma disuelta  En forma de una emulsión agua/aceite  En estado libre en el fondo del tanque
  • 12. El oxigeno  El oxígeno es otro de los potenciales enemigos del aislamiento de un transformador, ya que este reacciona con el aceite para formar ácidos orgánicos, agua y lodo. El oxígeno proviene de la atmosfera o es liberado por la celulosa como resultado de aplicarle calor, además no es posible eliminar todo el oxígeno existente en un transformador inclusive si el llenado del mismo se lo realiza con vacío.
  • 13. Se dice que un aceite dieléctrico se encuentra deteriorado si presenta oxidación. Antes de hablar de cómo se produce la oxidación del aislamiento debemos recordar que un aceite dieléctrico es una mezcla de hidrocarburos y de no-hidrocarburos.  De acuerdo a la “American Society for Testing an Materials” la oxidación del aceite comienza cuando el oxígeno presente en el transformador se combina con las impurezas de los hidrocarburos inestables existentes en el aceite bajo el efecto catalítico de los otros materiales presentes en el transformador. 
  • 14. Dentro de los catalizadores tenemos a la humedad y al cobre; dentro de los aceleradores tenemos al calor, la vibración, los sobre voltajes y a los elevados esfuerzos eléctricos debidos a fallas eléctricas internas. Es necesario recalcar que la oxidación del aceite se debe a la oxidación de las impurezas contenidas en el, más no a la oxidación de los hidrocarburos puros.
  • 15. El calor  Se sabe que el 90% del deterioro de la celulosa es de origen térmico. La degradación térmica del aislamiento es función del tiempo, de la temperatura y de cuan seco está el aislamiento.
  • 16. Las elevadas temperaturas causan un envejecimiento acelerado de la celulosa empleada como aislamiento, reduciéndose la rigidez mecánica y eléctrica de la misma, produciéndose la polimerización o destrucción del papel; otros efectos debidos a las elevadas temperaturas son la generación de agua, materiales ácidos y gases (CO2, CO).
  • 17. Existen evidencias que muestran que si se sobrecarga un transformador con temperaturas superiores a los 140ºC en el punto más caliente, se formaran burbujas de gas, las mismas que disminuyen la rigidez dieléctrica del aislamiento.  Las elevadas temperaturas también reducen la capacidad de la celulosa a ser tensionada. Además, como se dijo anteriormente al aumentar la temperatura la tasa de oxidación del aislamiento se incrementa y la cantidad de humedad que puede absorber el aceite también se incrementa.
  • 18. La contaminación externa  Los contaminantes externos pueden presentarse en forma de “caspa”, provenientes del proceso de manufactura del transformador y que no han sido propiamente eliminados en el proceso de llenado del transformador con aceite. Partículas diminutas pueden desprenderse de la celulosa cuando el transformador esta en servicio. Otro contaminante es el policlorhidrato de bifenilo, el cual reduce la capacidad del aceite de soportar sobre voltajes.
  • 19. Diagnóstico del estado del transformador mediante las pruebas de diagnóstico tradicionales junto con el análisis de gases generados internamente  El conjunto de pruebas eléctricas, físicas y químicas que se realizan tradicionalmente tanto al aceite como al aislamiento sólido son:
  • 20.
  • 21.
  • 22. Cromatografía de gases  En años recientes, el análisis de gases generados en el interior de un transformador en aceite, mediante cromatografía de gases, se ha constituido en una herramienta poderosa a la hora de diagnosticar el estado del transformador. Los principales objetivos de una cromatografía de gases son:
  • 23. Supervisar un transformador en operación que se presume tiene una falla insipiente, hasta poder lograr sacarlo de servicio para su reparación o remplazo.  Monitorear los transformadores en servicio y obtener un aviso anticipado de una falla.  Tener conocimiento de la naturaleza y localización de la falla.  Asegurarse de que un transformador recientemente adquirido no presente ningún tipo de falla durante el tiempo de garantía que da el fabricante.
  • 24. Se sabe que, al producirse una falla de tipo eléctrico o térmico en el interior de un transformador se generara gases combustibles y no combustibles, dentro de los cuales tenemos:  Hidrogeno (H2)  Metano (CH4)  Etano (C2H6)  Etileno (C2H4)  Acetileno (C2H2)  Monóxido de carbono (CO)
  • 25.
  • 26. Rigidez dieléctrica  La rigidez dieléctrica de un aceite aislante es una medida de la habilidad que posee el aceite para soportar los elevados esfuerzos eléctricos que existen en el interior de un transformador sin que se produzca la falla del equipo.
  • 27. Para esta prueba se utiliza un equipo denominado Medidor de Rigidez Dieléctrica, en el cual se aplica un voltaje AC con una tasa de crecimiento controlada, a dos electrodos que pueden tener dos formas diferentes según la norma que se aplique y que están inmersos en el fluido aislante a ser probado.
  • 28. El “entrehierro” o la separación entre electrodos son calibrados a una distancia específica (de acuerdo a la norma que se va a aplicar). Cuando aparece un arco entre los electrodos, el voltaje registrado en ese instante es la Rigidez Dieléctrica de la muestra sometida a prueba.
  • 29. Norma ASTM D-877: este método utiliza una cuba con electrodos con caras planas, separadas una distancia de 0.1” , con una tasa de crecimiento de tensión de 3 kv/seg. La norma D-877 es recomendada para probar aceites en servicio o aceites nuevos sin tratamiento previo a la energización del equipo.
  • 30. Norma ASTM D-1816: este método se utiliza una cuba con electrodos de caras semiesféricas. La separación de dichos electrodos puede ser de 0.04” o 0.08” y la tasa de crecimiento de tensión tiene un valor de 0.5 kv/seg. Esta norma es recomendada para probar aceites contenidos en equipos nuevos o para aceites que están siendo procesados previos a la energización del equipo. La aceptación de este método en la evaluación de aceites en servicio está siendo estudiada.
  • 31. Numero de Neutralización  El número de neutralización (N.N) o la acidez de un aceite dieléctrico es una medida de los componentes ácidos existentes en él. El contenido de acidez se expresa como el número de miligramos de hidróxido de potasio (KOH), como base, que se necesitan para neutralizar los ácidos existentes en un gramo de muestra de aceite.
  • 32. Tensión Interfacial  A medida que el aceite se envejece, se contamina de partículas diminutas y de productos de la oxidación. Estos contaminantes se extienden a través de la interface agua/aceite debilitando la tensión entre los dos líquidos.
  • 33. La tensión interfacial es una medida de las fuerzas de atracción entre las moléculas de dos fluidos inmiscibles y está dada en dynas/cm o en mN/m.  La prueba de tensión interfacial es excelente para detectar contaminantes polares solubles en el aceite y productos de la oxidación. Se sabe que la precipitación de lodo en el transformador comienza cuando la tensión interfacial alcanza valores por debajo de las 22 dynas/cm.
  • 34.
  • 35. Desarrollo del proyecto  A continuación se presenta un estudio realizado en un trasformador de potencia con motivo de efectuar un mantenimiento predictivo, y así conocer el comportamiento de dicho equipo, ya que es uno de los equipos considerados críticos para la planta productiva # 5, dicho estudio fue llevado acabo por una empresa dedicada a la venta de aceites y lubricantes, “MEXLUB”.
  • 36. Beneficios del sistema de monitoreo
  • 37. Las principales funciones que cumple el sistema de monitoreo de transformadores son:  Reducción de los Costos de Mantenimiento: al tener un registro continuo del comportamiento del equipo es posible reducir los costos mantenimiento programado en fechas fijas, permitiendo optimizar recursos y no efectuar mantenimientos innecesarios.
  • 38. Prevención de Fallas:El registro continuo permite detectar oportunamente la operación anormal del equipo y generar señales de alerta o alarma ante valores medidos por arriba de lo especificado o ante tendencias de crecimiento anormales.  Mejora de la Vida Útil del Transformador: Con el monitoreo continuo de las variables del transformador se consiguen mejor operación del equipo, a condiciones más óptimas, observando los periodos de sobrecarga y por lo tanto mejorando su vida útil.
  • 39. El sistema de monitoreo de transformadores básicamente está formado por tres módulos, estos son:  Módulo de sensores.  Módulo del Sistema de Adquisición de Datos .  Módulo para el análisis de información denominado: Maestra de Control y operación.
  • 40. se plantea establecer mediante la utilización de estrategias y herramientas de monitoreo, un conjunto de técnicas de inspección que permitan detectar y/o determinar el posible deterioro interno del sistema de aislamiento (aceite y papel) de los transformadores, la presencia de gases ante la degradación de su aislación y contenido de humedad y gases disueltos en el aceite del transformador; para de esta manera facilitar tanto el desarrollo como la aplicación del mantenimiento en el equipo.
  • 41. Para algunas pruebas que se le deben realizar a los transformadores es necesario contar con instrumentos de medición como los que se mencionan a continuación.
  • 42. Megger digital:  Probador de relación de transformación (TTR)  Digital low resistance ohmmeters (ducter)  High-pot- tester hip OT  Probador de rapidez dielectrica de el aceite.  Inspección visual  Pruebas de aislamiento  Pruebas de polarización: a 25 ºC en el laboratorio  Pruebas de índice de absorción  Pruebas de índice de polarización  Prueba de temperatura  Prueba de cromatografía de los gases  Prueba de factor de potencia  Prueba de boquillas  Prueba de voltaje de acuerdo a cada devanado
  • 43. Estas pruebas se llevan a cabo, la mayoría de las veces en el mismo lugar de trabajo, después de haber tomado en cuenta todas las indicaciones de seguridad; se procede a la recolección de los datos, con la ayuda de aparatos adecuados.
  • 44. Representación de análisis termográfico de núcleo de transformador
  • 45. Análisis de vibración Además de adicionalmente, pero obligatoriamente, se lleva a cabo el análisis de vibraciones, para el control de espectros vibratorios que puedan perjudicar el funcionamiento de los transformadores afectándolo mecánicamente y/o eléctricamente.
  • 46. Ejemplo de análisis de vibración a nivel losa, para la verificación de puntos de vibración
  • 47. Métodos de eliminación de vibraciones en transformadores  Actualmente se han diseñado gran cantidad de dispositivos que ayudan a minimizar la presencia de vibraciones, de las cuales algunas se presentan a continuación:
  • 48. Amortiguadores colocados bajo transformador GAMA-1B Amortiguadores de baja frecuencia con un grado de aislamiento superior al 90%, situados directamente bajo el transformador. Totalmente metálicos, por lo que no le afectan las temperaturas ni los corrosivos. Tipos:  Transformadores hasta 1600Kg: V1B-1135-24-1B  Transformadores entre 1600Kg hasta 2400Kg: V1B- 1135-25-1B  Transformadores entre 2400Kg hasta 3500Kg: V1B- 1135-24-1B
  • 49.
  • 50. Suspensión de los cuadros eléctricos  Suspensión de los cuadros eléctricos mediante amortiguadores elastométricos, consiguiendo atenuaciones superiores al 90%.
  • 51. Losas flotantes  En los CT de nueva creación se realizan losas flotantes en el suelo original del CT antes de ejecutar la obra, con lo que se obtiene un aislamiento integral de la instalación, sin necesidad de la instalación de amortiguadores adicionales.