Problemas potenciales y acciones correctivas para transformadores con sistemas de enfriamiento en aceite

Los transformadores de potencia con sistemas de enfriamiento por aceite pueden presentar diversas fallas relacionadas con fugas, obstrucciones, contaminación interna y otros problemas mecánicos. A continuación, se detallan los principales problemas potenciales, junto con acciones correctivas recomendadas para mantener el buen funcionamiento del equipo.

1. Fugas de Aceite

Las fugas son uno de los problemas más comunes en transformadores enfriados por aceite. Suelen aparecer en radiadores, tanques o conexiones, especialmente en áreas sometidas a vibraciones o esfuerzos mecánicos.

• Fugas menores: Pueden presentarse en cabeceras o tuberías individuales. En algunos casos, se pueden mitigar temporalmente aplicando presión controlada con un martillo de bola.

• Reparaciones temporales: Personal capacitado puede aplicar resina epóxica de dos componentes bajo vacío, pero esto solo debe hacerse si el transformador está completamente drenado. Intentarlo con aceite presente puede generar burbujas que se alojan en los devanados, provocando descargas parciales o arcos eléctricos.

• Soldadura: Si la fuga persiste, se puede optar por soldar el área afectada incluso con aceite presente, siguiendo estrictamente las precauciones de seguridad. Antes de soldar, es indispensable realizar un análisis de gases disueltos (DGA), y repetirlo 24 horas después de energizar nuevamente el transformador para verificar si se generaron gases debido al proceso.

• Acciones críticas: Si la fuga es considerable, será necesario drenar el aceite para realizar una reparación completa. No se deben ignorar estas fugas, ya que representan riesgos ambientales, además de comprometer la integridad del equipo.

2. Suciedad y Deposición de Materiales

Con el tiempo, los radiadores pueden acumular suciedad o residuos que disminuyen la eficiencia del enfriamiento.

• Limpieza externa: Los radiadores con aletas deben limpiarse con aire comprimido o métodos no abrasivos para eliminar polvo y suciedad.

• Limpieza interna: En caso de depósitos internos en tuberías o cabezales, puede ser necesario limpiar o incluso reemplazar las piezas afectadas.

3. Tapones en Radiadores

La obstrucción parcial o total de radiadores afecta directamente la disipación de calor. Estas obstrucciones pueden deberse a lodos, sedimentos o desechos.

• Diagnóstico: Se recomienda realizar un escaneo infrarrojo (IR) después del primer mes de operación y luego de forma anual. Las secciones obstruidas se notarán más frías que las que funcionan correctamente.

• Inspección manual: También puede tocarse cuidadosamente la superficie de los tubos para detectar diferencias de temperatura.

• Acciones correctivas: Si el radiador cuenta con válvulas de aislamiento y bridas, puede desmontarse para limpieza sin necesidad de drenar el transformador. Si está conectado directamente al tanque, será necesario vaciar el aceite.

4. Formación de Lodo Interno

La combinación de humedad y oxígeno en el aceite puede generar lodos que se depositan en el núcleo y los devanados, reduciendo la capacidad de enfriamiento.

• Indicadores: Un aumento gradual de la temperatura bajo cargas constantes puede ser señal de este problema. Verifique el DGA, buscando la presencia de humedad, oxígeno y un valor bajo en la tensión interfacial (IFT).

• Tratamiento: Si se detecta lodo, será necesario reprocesar el aceite y limpiar internamente el transformador. Este procedimiento debe realizarlo personal especializado.

5. Problemas con Válvulas

Transformadores con radiadores desmontables suelen incluir válvulas de aislamiento en la parte superior e inferior.

• Fallas comunes: Un vástago roto puede hacer que la válvula permanezca cerrada aunque aparentemente esté abierta.

• Recomendación: Verifique periódicamente el funcionamiento de estas válvulas para asegurar que el aceite circule correctamente.

6. Depósitos Minerales por Agua

Nunca se debe rociar agua sobre radiadores o tanques como medida de enfriamiento, excepto en casos de emergencia extrema.

• Motivo: Los minerales presentes en el agua se depositan sobre las superficies y son extremadamente difíciles de remover. Estos depósitos disminuyen la eficiencia del sistema de enfriamiento.

• Alternativas: Es preferible instalar ventiladores adicionales que soplen directamente sobre los radiadores o el tanque.

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Conclusión:
El mantenimiento preventivo y la vigilancia constante son fundamentales para asegurar la eficiencia operativa de transformadores enfriados por aceite. Detectar y corregir a tiempo estos problemas evita fallas mayores, reduce el riesgo ambiental y prolonga la vida útil del equipo.

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CONFIGURACIÓN Y CLASIFICACIÓN DE TRANSFORMADORES

Los transformadores se clasifican generalmente en la orientación de los devanados en el primario y el secundario y cómo los devanados están conectados dentro del transformador. Estas conexiones determinan la forma en que el transformador funcionará. Los transformadores monofásicos se clasifican como delta o en estrella. Los transformadores Delta tienen el arrollamientos de los tres transformadores monofásicos conectados en serie entre sí, que forma un triángulo y se parece a la letra mayúscula griega delta (Δ). Los transformadores estrella tienen los bobinados de los tres transformadores monofásicos conectados a un punto común, llamado el neutro. Esta configuración se parece a la letra mayúscula Y, de ahí el nombre del transformador. En un sistema trifásico, tanto el primario y el secundarios pueden ser clasificados como delta o en estrella, lo que lleva a las clasificaciones de transformadores basados ​​tanto en las configuraciones primarias y secundarias; por ejemplo,

Transformador de Potencia

• Delta-Delta se utiliza para transformadores grandes, de baja tensión para aumentar el número de vueltas por fase; sin embargo, el transformador no está conectado a tierra, lo que presenta problemas de seguridad.

• Delta-Estrella es la conexión del transformador más popular en el mundo porque el secundario puede ser utilizado para proporcionar un punto neutro para el suministro de potencia de línea-a neutro para servir cargas monofásicas; También, el sistema puede estar conectado a tierra por seguridad.

•  Estrella-Estrella no se utiliza por lo general, ya que los armónicos pueden corromper el forma actual de onda de voltaje.

• Estrella-Delta se puede utilizar para las líneas de alta tensión para ayudar a proteger el sistema de parpadeos y fallas a tierra.

MEDICIÓN DE AISLAMIENTO MÉTODO TIEMPO-RESISTENCIA

Este método es casi independiente de la temperatura y con frecuencia puede darle información concluyente sin registros de las pruebas anteriores. Se basa en el efecto de absorción de buen aislamiento. Usted simplemente toma lecturas sucesivas en tiempos específicos y nota las diferencias en lecturas (vea las curvas de la figura). Las pruebas de este método se refieren a veces como pruebas de absorción. Note que el buen aislamiento muestra un incremento continuo de resistencia (menos corriente - vea la curva A) en un periodo de tiempo (del orden de 5 a 10 minutos). Esto es ocasionado por la corriente de absorción de la que hablamos anteriormente; el buen aislamiento se observa en un periodo de tiempo mucho más largo que el tiempo requerido para cargar la capacitancia del aislamiento. Si el aislamiento contiene mucha humedad o contaminantes, el efecto de absorción se enmascara por una corriente de fuga alta que permanece en un valor casi constante, manteniendo baja la lectura de resistencia (recuerde: R = E/I).

PRUEBAS DE CAMPO A TRANSFORMADORES

Pruebas de transformador en campo

Las pruebas de campo a transformadores de potencia son importantes por que nos sirven para

• Aceptación del equipo
• Validación de garantías
• Asegurar que no vaya a fallar al energizarlo
• Si se hacen periódicamente, para ver sus condiciones de operación, y tomar acciones correctivas, de ser necesario.

Las pruebas de campo se puede dividir en tres categorías:

1. Pruebas de aceptación.
2. Pruebas periódicas.
3. Pruebas después de una falla.

Las pruebas de aceptación deben ser realizadas inmediatamente después de que el producto llegue a su destino. Algunas pruebas se expresan a continuación:

• Relación de transformación (TTR).
• Prueba de resistencia con el índice de polarización.
• Factor de potencia.
• Resistencia (devanado).
• Polaridad y relación de fase.
• Pruebas al aceite (DGA, la humedad, dieléctricos, etc)..
• Inspección visual.
• Prueba de pérdidas sin carga.
• Prueba de respuesta a la frecuencia (FRA).

FALLAS INTERNAS EN LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Los transformadores son dispositivos estáticos que no tienen partes giratorias y son totalmente cerrados. Por lo tanto, las posibilidades de fallas que se producen en los transformadores son menos comunes en comparación con las fallas que se presentan en los  generadores.

Transformador de Potencia

Pero a pesar de que la posibilidad de falla es baja, estas ocurren, si esto sucede, el transformador debe ser rápidamente desconectado del sistema. Las fallas, si no pueden despejarse rápidamente se pueden convertir en muy graves. Por lo tanto se debe proporcionar al transformador de protección contra posibles fallas. Las fallas internas son las fallas que se producen en la zona de protección del transformador. Esta clasificación incluye no sólo las fallas dentro del tanque del transformador, sino también las fallas externas que se producen dentro de los lugares de los transformadores de corriente. Las fallas internas se dividen en dos clasificaciones: fallas incipientes y fallas activas. Las fallas incipientes son las fallas que se desarrollan lentamente, pero que pueden convertirse en grandes fallas, si la causa no se detecta y corrige. Las fallas activas son causadas ​​por la avería en el aislamiento u otros componentes que crean una situación de estrés repentino que requiere una acción inmediata para limitar el daño y prevenir una fuerza destructiva adicional.

Fallas incipientes:

• Sobrecalentamiento.
• Sobreflujo magnético.
• Sobrepresión.

 

Sobrecalentamiento

El sobrecalentamiento puede ser debido a varias condiciones como:

1. Malas conexiones internas, ya sea en el circuito eléctrico o magnético.
2. La pérdida de refrigerante (aceite) debido a fugas.
3. El bloqueo del flujo de refrigerante.
4. La pérdida de ventiladores o bombas que están diseñados para proporcionar el enfriamiento.

En general, los relevadores térmicos de sobrecarga y relevadores de temperatura, son utilizados para proporcionar protección contra sobrecalentamiento dando una alarma. También se proporcionan indicadores de temperatura. En los transformadores, cuando la temperatura se eleva, se activa la alarma y se encienden los ventiladores. Algunos termocoples o resistencia indicadores de temperatura se colocan cerca de los devanados, cuando la temperatura se eleva por arriba de niveles seguros, se activa la alarma. Si no se toman acciones correctivas para reducir la temperatura dentro de un tiempo determinado, se manda disparar el interruptor para desenergizar el transformador.

Sobreflujo Magnético

La densidad de flujo magnético en el núcleo del transformador es proporcional a la relación de la tensión y frecuencia, es decir, V/f. Los Transformadores de potencia están diseñados para trabajar con cierto valor de densidad de flujo magnético en el núcleo. Mayor flujo en el núcleo significa más pérdidas y sobrecalentamiento del núcleo. El relevador de V/f llamado "relevador voltios/hertz" se ofrece para dar la protección contra el el sobreflujo.

 

Sobrepresión

La sobrepresión en el tanque del transformador se produce debido a la emisión de gases o productos que acompañan al calentamiento local debido a cualquier causa. Por ejemplo, una falla entre vueltas del devanado puede quemarse lentamente, liberando gases de calentamiento en el proceso. Estos gases se acumulan en el tanque cerrado del transformador aumentando la presión, lo cual puede suceder repentinamente o durante un largo período de tiempo.

 

Las fallas anteriores se llaman fallas incipientes, ya que generalmente se desarrollan lentamente, a menudo en la forma de un deterioro gradual del aislamiento debido a alguna causa. Este deterioro con el tiempo puede llegar a ser lo suficientemente grave como para causar una falla de arqueo que será detectada por los relevadores de protección. Si la condición se puede detectar antes del daño grave, las reparaciones necesarias a menudo  son más rápidas y la unidad se coloca de nuevo en servicio sin una interrupción prolongada. Los daños más grandes pueden requerir el envío de la unidad a fabrica para una reparación mayor, lo que resulta en un período de interrupción prolongada.

 

Fallas activas.

Las fallas activas son las fallas que ocurren de repente y que por lo general requieren una acción rápida por los relevadores de protección para desconectar el transformador del sistema de poder y limitar el daño a la unidad. En su mayor parte, estos errores son cortocircuitos en el transformador, pero también otras dificultades pueden ser citados que requieren una acción rápida de algún tipo.

 

Las siguientes clasificaciones de las fallas activas se consideran:

 

1. Los cortocircuitos en los devanados conectados en estrella
• Aterrizado a través de una resistencia
• Sólidamente aterrizado.
• Sin conexión a tierra
2. Los cortocircuitos en bobinas conectadas en delta
3. Cortos circuitos fase a fase cortocircuitos (transformadores trifásicos)
4. Cortos en vueltas del devanado.
5. Fallas en el núcleo.
6. Fallas del tanque

Además de estas fallas, algunas otras fallas, como las fallas del cambiador de taps, sobrevoltaje debido a descargas eléctricas y aperturas/cierres de interruptores son comunes en los transformadores.

Para más información, consulte: 

The J & P Transformer Book: A Practical Technology of the Power Transformer

MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES ELÉCTRICAS La  subestación  es  la  parte  medular  de  toda  instalación  eléctrica. Cualquier  falla en este  importante  equipo,  nos da  como resultado interrupciones de energía, las cuales significan pérdidas de dinero en las empresas.  Además,  en  una  falla  ponemos  en  riesgo de  accidente  a  nuestro personal y daños a  otros equipos que se encuentren cerca.  Por esto, es importante llevar  a cabo un buen mantenimiento  (predictivo-preventivo) a la subestación y  todos  sus  componentes Revisión condición transformador

Las pruebas mas importantes son:

PRUEBAS ELÉCTRICAS:

• Factor de potencia
• Relación de transformación.
• Resistencia de aislamiento.

PRUEBAS AL ACEITE AISLANTE:

• Humedad en el aceite.
• Tensión interfacial.
• Acidez.
• Color.
• Visual.
• Rigidez dieléctrica.
• Factor de potencia a 25 grados centígrados.
• Gravedad específica.
• Gases disueltos.
• Presencia de PCB's.

INSPECCIÓN VISUAL DEL TRANSFORMADOR:

• Nivel de aceite.
• Condición y limpieza de boquillas.
• Condición de pintura.
• Verificar condición de medidores (presión, temperatura, nivel de aceite, etc.).
• Presencia de fugas de aceite.
• Verificar funcionamiento adecuado de ventiladores de enfriamiento.
• Anclaje (sobre todo en lugares sísmicos).

INSPECCIONES/PRUEBAS EN ÁREA DE SUBESTACIÓN:

• Verificar condiciones de aisladores.
• Verificar condición de KPF's (prueba apertura/cierre), ajuste y lubricación.
• Prueba de resistencia de aislamiento en nodos sistema de tierra.
• Condición de cerco perimetral, candados y anuncios de precaución.
• Pintura de estructura.
• Análisis termográfico (antes de desenergizar el transformador).

Para mas información, revise la siguiente referencia: Mantenimiento de Subestaciones Eléctricas Industriales

DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN EN LOS TRANSFORMADORES

DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN EN LOS TRANSFORMADORES

Como lo mencionamos anteriormente (leer artículo), el transformador es el equipo más importante de nuestra instalación eléctrica. Una falla en este equipo nos puede provocar cortes en el suministro de energía que representan grandes pérdidas para las empresas. Además estas fallas pueden terminar en daños al equipo o a personal que se encuentre cerca de la subestación. Los transformadores cuentan con una serie de elementos que nos ayudan a minimizar la posibilidad de una falla interna del transformador y evitar un acontecimiento indeseable.

Indicador de temperatura del devanado

1) Indicador de la temperatura del devanado. Este dispositivo nos sirve para simular la temperatura que tiene el devanado del transformador. Es básicamente un indicador de temperatura con una resistencia. La resistencia es alimentada de una corriente de magnitud proporcional a la que circula en el devanado a través de un transformador de corriente situado sobre el devanado en cuestión. La resistencia es instalada en el instrumento. El valor de la corriente que circula a través de la resistencia es tal que eleva la temperatura a un valor igual que el punto caliente dentro del devanado. Así, la temperatura es simulada dentro del indicador.

2) Indicador de temperatura del aceite. Este instrumento indica la temperatura actual del aceite en la parte superior del tanque. Los instrumentos incluyen la carátula, bulbo sensor, y el medidor con aguja de máxima temperatura alcanzada, la cual se puede reestablecer. Los contactos eléctricos se utilizan para poder mandar alarma o disparo en el nivel de ajuste que se determine.

Relevador Buschholz

3) Relevador Buschholz. Cuando se presenta una falla en un transformador enfriado por aceite, se generan gases, haciendo que el relevador Buschholz envíe una alarma. Este relevador contiene dos elementos, uno para fallas menores (la cual genera una alarma) y otro para fallas mayores (genera disparo). Los elementos de alarma operan después de que determinado volumen de gas se acumula dentro del relevador. Ejemplos de fallas que provocarían generación de gases serían:

• Falla en el aislamiento de los tornillos de sujeción del núcleo.

• Cortos en los laminados.

• Contactos o conexiones eléctricas defectuosas.

• Puntos calientes excesivos en los devanados.

El elemento de disparo opera en el caso de un cambio súbito en el aceite cuando sucede una falla más crítica como:

• Falla a tierra debido a daño en el aislamiento de devanado a tierra (tanque).

• Cortocircuito interno en el devanado.

• Cortocircuito entre fases.

• Perforaciones en los bushings.

Indicador de nivel de aceite

4) Indicador de nivel de aceite. Es un instrumento que se coloca directamente sobre el tanque para indicar el nivel de aceite. El flotador que se encuentra dentro del tanque le manda la señal al indicador de carátula.

5) Ventila de explosión. Este instrumento nos sirve para dar protección en caso de una presión muy alta en el tanque derivada de una falla interna. El tubo de este dispositivo cuenta con dos diafragmas, uno a la altura del tanque y otro en el extremo de la ventila. Si se presenta una presión excesiva, los dos diafragmas se romperán dejando libre el paso para que el aceite pase a través de la ventila.

Ventila de explosión

 

ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS

ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS

El transformador es la pieza mas importante de nuestro sistema eléctrico. Cualquier falla en este equipo, da como resultado interrupciones en el servicio que derivan en pérdidas para la empresa. Además, en una falla ponemos en riesgo de accidente a nuestro personal y daños a equipos que se encuentren cerca. Debido a esto es importante llevar a cabo un buen mantenimiento preventivo y predictivo en estos equipos. El análisis de gases disueltos es una buena herramienta para detectar fallas dentro del transformador en etapa temprana.La detección de ciertos gases generados en un transformador enfriado por aceite es frecuentemente la primera indicación de un mal funcionamiento, que de no ser corregido, llevará eventualmente a una falla. El procedimiento es básicamente extraer una muestra de aceite del transformador y mandarla al laboratorio en el cual, por medio de un

proceso especial (cromatografia) se extraen los gases contenidos dentro del aceite. Se analiza la presencia de los siguientes gases: Hidrógeno (H2), Metano (CH4), Etano (C2H6), Etileno (C2H4), Monóxido de carbón (CO), y Dióxido de carbón (CO2). El estándar IEEE C.57-194 nos da la guía para interpretar los resultados de estos análisis y las acciones a tomar. Las siguientes fallas se pudieran presentar dentro del transformador:

1. Fallas térmicas. 
2. Descargas de baja intensidad.
3. Arqueos de alta intensidad.
4. Deterioro del aislamiento (celulosa).

Para el análisis de los resultados se recomiendan los siguientes métodos:

1. Determinar los rangos de generación de gases combustibles.
2. Determinar los equivalentes entre gases en espacio y disueltos en el aceite.
3. Monitorear el deterioro del aislamiento utilizando el volumen de gases disueltos. 
4. Evaluación de la condición del transformador utilizando las concentraciones individuales y totales TDCG (total dissolved combustible gas).
5. Evaluación del posible tipo de falla utilizando método de gas clave
6. Evaluación del posible tipo de falla analizando por separado los gases combustibles generados.

Transformador incendiado por falta de mantenimiento

¿PARA QUE ATERRIZAR EL TRANSFORMADOR?

En el caso de una falla a tierra, como una falla pasando a través de una estructura metálica aterrizada, la corriente no puede regresar hacia la fuente si el sistema no está aterrizado. Por lo tanto, los dispositivos de protección, no pueden liberar la falla. La persona que esté tocando cualquier parte conductora expuesta, aunque sea una persona saludable, se puede convertir en el camino de regreso, con el riesgo de electrocutarse.