- \n
- tangente del \u00e1ngulo de p\u00e9rdida diel\u00e9ctrica. La resistencia diel\u00e9ctrica suficiente de aceite del transformador se consigue eliminando agua y part\u00edculas mec\u00e1nicas;<\/li>\n
- temperatura de solidificaci\u00f3n. Cuanto menor es esta temperatura, mejor es la peque\u00f1a funci\u00f3n a bajas temperaturas;<\/li>\n
- viscosidad. Este par\u00e1metro debe ser m\u00ednimo, lo que asegura una eliminaci\u00f3n eficiente del calor de las partes calientes;<\/li>\n
- estabilidad oxidativa. El aceite del transformador no debe estar sujeto a una oxidaci\u00f3n significativa durante la operaci\u00f3n. Esta caracter\u00edstica se puede mejorar con la ayuda de aditivos inhibidores especiales;<\/li>\n
- punto de inflamaci\u00f3n no debe superar los 135 \u00b0 C. El aceite del transformador no debe arder por debajo de esta temperatura.<\/li>\n<\/ul>\n
Funciones de aceite del transformador<\/h2>\n
El aceite del transformador realiza al menos cuatro funciones en el transformador. El aceite del transformador sirve como aislante, enfr\u00eda el transformador y extingue las descargas de arco. Tambi\u00e9n en el aceite hay los gases disueltos, que surgen en relaci\u00f3n con la oxidaci\u00f3n del aceite, la humedad y los gases de la desintegraci\u00f3n del aislamiento de celulosa, as\u00ed como los gases y la humedad de la atm\u00f3sfera. La observaci\u00f3n cuidadosa de los gases disueltos en el aceite, as\u00ed como otras propiedades del aceite, proporciona la informaci\u00f3n m\u00e1s precisa sobre el estado del transformador. La herramienta m\u00e1s importante para diagnosticar el estado de un transformador es observar tendencias al comparar diferentes an\u00e1lisis de la cantidad de gases disueltos y comprender esta informaci\u00f3n.<\/p>\n
An\u00e1lisis de gases disueltos en el aceite del transformador<\/h3>\n
Despu\u00e9s de un mes de servicio, y anualmente, y a\u00fan m\u00e1s a menudo, en caso de problemas, se debe llevar a cabo un an\u00e1lisis de los gases disueltos. Este an\u00e1lisis es, sin duda, el medio m\u00e1s importante para determinar el estado del transformador. El an\u00e1lisis de los gases disueltos suele ser el primer indicador del problema e indica un deterioro en el estado del aislamiento y de aceite del transformador, el sobrecalentamiento, la presencia de puntos calientes locales y descargas parciales y de arco. La condici\u00f3n del aceite refleja la condici\u00f3n del transformador como un todo. Para analizar los gases disueltos, la muestra de aceite se env\u00eda al laboratorio para su an\u00e1lisis. Los indicadores m\u00e1s importantes son la velocidad de formaci\u00f3n de gases individuales y la cantidad total de gases combustibles (TCG), de acuerdo con los est\u00e1ndares de la Electrotechnical Commission (IEC) 60599 [13] y IEEE C57-104 \u2122 [12].<\/p>\n
ATENCI\u00d3N:<\/strong><\/p>\n
Los resultados del an\u00e1lisis de los gases disueltos no ser\u00e1n precisos si el transformador se ha apagado y se ha enfriado, si el transformador es nuevo o si han transcurrido menos de 1 o 2 semanas despu\u00e9s del tratamiento con aceite.<\/p>\n
La siguiente es una gu\u00eda para interpretar los resultados del an\u00e1lisis y las acciones propuestas basadas en el an\u00e1lisis. Al trabajar con transformadores, no hay respuestas simples y precisas. Los transformadores son dispositivos muy complejos y costosos; y cada transformador es diferente de los dem\u00e1s.<\/p>\n
Las decisiones deben basarse en juicios competentes, basados en todos los datos disponibles, despu\u00e9s de consultar con expertos competentes. El an\u00e1lisis peri\u00f3dico de los gases disueltos y su correcta interpretaci\u00f3n, as\u00ed como las inspecciones peri\u00f3dicas (descritas anteriormente) son medidas clave para prolongar la vida \u00fatil del transformador. Cada nuevo an\u00e1lisis de gases disueltos se debe comparar con el anterior para determinar las tendencias y la velocidad de generaci\u00f3n de gas.<\/p>\n
Cabe se\u00f1alar que aunque se dar\u00e1n ejemplos a continuaci\u00f3n, no hay medios universales para interpretar los resultados del an\u00e1lisis de gases disueltos [16]. Los transformadores son dispositivos muy complejos. En el tanque del transformador interact\u00faan, el envejecimiento, las reacciones qu\u00edmicas, los campos electromagn\u00e9ticos, la expansi\u00f3n y contracci\u00f3n de la temperatura, la variaci\u00f3n de la carga, la gravedad y otras fuerzas. Exterior: a trav\u00e9s de cortocircuitos, sobretensiones, amplio rango de fluctuaciones de temperatura y otras fuerzas (por ejemplo, el campo magn\u00e9tico y la gravedad de la Tierra) afectan al transformador.<\/p>\n
No hay (o casi no existe) soluciones listas para interpretar el DGA; incluso entre los expertos no hay consenso. Consultas, experiencia, estudios, comparaci\u00f3n con anteriores DGA, almacenamiento de registros sobre el historial de las condiciones del transformador y los problemas detectados en el desmontaje del transformador en el pasado, mejoran la comprensi\u00f3n y ayudan a garantizar la larga vida \u00fatil de este equipo.<\/p>\n
Es muy importante mantener registros del estado de cada transformador individual. Si en el pasado hubo un cortocircuito total en el transformador, sobrecarga, problemas de enfriamiento o una serie de rayos, esta informaci\u00f3n es muy importante para determinar los procesos que ocurren dentro del transformador. Cuando el transformador es nuevo, las pruebas deben realizarse tan pronto como sea posible para determinar los par\u00e1metros iniciales. Tal conjunto de prueba debe incluir DGA, factor de potencia y otras pruebas (m\u00e1s sobre ellas – en la Secci\u00f3n 9, \u00abPruebas de Transformador\u00bb). La Tabla 6 contiene un resumen del an\u00e1lisis de los gases disueltos del transformador. Tabla 7: el ejemplo real de la DGA de transformadores de corriente Reclamation.<\/p>\n
![\"aceite](\"data:image\/gif;base64,R0lGODlhAQABAAAAACH5BAEKAAEALAAAAAABAAEAAAICTAEAOw==\" "\\"aceite")
<\/p>\nLa Tabla 6:<\/b> An\u00e1lisis de los gases disueltos del transformador.<\/p>\n
\u00a0 \u00a0 \u00a0 \u00a0 \u00a0Tabla 7:<\/b> Aceite del transformador<\/figcaption><\/figure>\n ATENCI\u00d3N:<\/strong><\/p>\n
Para utilizar esta tabla, se requiere experiencia en ingenier\u00eda en el campo de los transformadores. Hay varias opciones para la acci\u00f3n, desde las m\u00e1s simples, por ejemplo, enviar una muestra adicional de aceite al laboratorio, a las m\u00e1s complejas, como un an\u00e1lisis detallado del estado del transformador. Tambi\u00e9n puede ser necesario reparar, inspeccionar los componentes internos del transformador y \/ o reemplazar por completo el transformador.<\/p>\n
El rango de condiciones muestra los datos de ensamblaje seg\u00fan IEEE C57-104, IEC 60599, An\u00e1lisis de aceite de transformador de Delta X Research Transformer Oil Analysis y a\u00f1os de experiencia con transformadores.<\/p>\n
La tabla fue compilada por Clarence Herron de Glen Canyon Field Office of Reclamation.<\/p>\n
M\u00e9todo del gas clave<\/h3>\n
Este m\u00e9todo de interpretaci\u00f3n de los resultados de DGA se describe en el IEEE [12]. Los gases clave formados por la descomposici\u00f3n del aislamiento de aceite y papel son hidr\u00f3geno (H2), metano (CH4), etano (C2H6), etileno (C2H4), acetileno (C2H2), mon\u00f3xido de carbono (CO) y ox\u00edgeno (O2). Con la excepci\u00f3n del mon\u00f3xido de carbono y el ox\u00edgeno, todos estos gases son el resultado de la descomposici\u00f3n del aceite en s\u00ed.<\/p>\n
El mon\u00f3xido de carbono, el di\u00f3xido de carbono y el ox\u00edgeno se forman como resultado de la descomposici\u00f3n del aislamiento de celulosa (papel). El di\u00f3xido de carbono, el ox\u00edgeno, el nitr\u00f3geno (N2) y el agua tambi\u00e9n se pueden absorber del aire, en presencia de contacto entre el aceite y el aire o las fugas en el tanque. Algunos de nuestros transformadores tienen protecci\u00f3n de nitr\u00f3geno (nitr\u00f3geno bajo la presi\u00f3n del aceite) y, en algunos casos, el nitr\u00f3geno puede estar cerca del punto de saturaci\u00f3n (mirar tabla 8). El tipo y la cantidad de gas se determinan en el lugar donde falla el transformador, as\u00ed como la fuerza y la energ\u00eda. La energ\u00eda puede variar desde baja, por ejemplo, descarga parcial, que produce hidr\u00f3geno y peque\u00f1as cantidades de metano y etano, hasta una energ\u00eda de arco muy alta, que conduce a la formaci\u00f3n de todos los gases, incluido el acetileno.<\/p>\n
Manual de cuatro condiciones DGA (Four-Condition DGA Guide (IEEE C57-104) – <\/b>Este manual clasifica los riesgos en los transformadores sin problemas previos, y se public\u00f3 en el Standard IEEE Standard (Std) [20], C57-104\u2122. Como indicadores, el manual utiliza combinaciones de gases individuales y la concentraci\u00f3n total de gases combustibles. El manual no es generalmente aceptado, y debe considerarse como una de las herramientas que permiten estimar los gases disueltos en los transformadores. Los cuatro estados IEEE\u00ae se definen a continuaci\u00f3n, y los niveles de gas se muestran en la Tabla 8.<\/p>\n
Tabla 8:<\/b> Gases clave disueltos<\/figcaption><\/figure>\n ATENCI\u00d3N:<\/strong><\/p>\n
Durante la operaci\u00f3n, se forman ciertas cantidades de gases combustibles en los transformadores, y las cifras condicionales dadas en IEEE C57-104-1991 \u2122 [12] (Tabla 8 anterior) son muy conservadoras.<\/p>\n
Los transformadores pueden trabajar de manera segura con las concentraciones de gases individuales en el Estado 4, si son estables, y la cantidad de gases no aumenta o aumenta muy lentamente.<\/p>\n
Si la cantidad total de gases combustibles disueltos y gases individuales crece significativamente (m\u00e1s de 30 ppm por d\u00eda [ppm \/ d\u00eda]), esto indica un mal funcionamiento grave en el transformador.<\/p>\n
El transformador debe desconectarse cuando se alcanzan los niveles del Estado 4.<\/p>\n
- \n
- Estado 1:<\/b> la cantidad total de gas combustible disuelto (TDCG) por debajo de este nivel indica un funcionamiento satisfactorio del transformador. Si la concentraci\u00f3n de gases individuales excede los niveles especificados en la Tabla 8, se requiere un an\u00e1lisis de situaci\u00f3n adicional.<\/li>\n
- Estado 2:<\/b> TDCG en este rango indica que los niveles de gases combustibles est\u00e1n por encima de lo normal. Si la concentraci\u00f3n de cualquiera de los gases individuales excede los niveles especificados en la Tabla 8, se requiere un an\u00e1lisis de situaci\u00f3n adicional. Puede haber un cortocircuito. Es recomendable tomar muestras de DGA al menos tan a menudo como sea necesario, para calcular los vol\u00famenes de producci\u00f3n de gas por d\u00eda para cada gas. (mirar la tabla 9 para conocer la frecuencia y la acci\u00f3n de muestreo recomendadas).<\/li>\n
- Estado 3:<\/b> TDCG en este rango indica un alto nivel de descomposici\u00f3n del aislamiento de celulosa y \/ o aceite. Al exceder cualquiera de los gases combustibles especificados en la Tabla 6, se requiere una investigaci\u00f3n adicional. Puede haber uno o varios estados cr\u00edticos al mismo tiempo. Es recomendable tomar muestras de DGA al menos tan a menudo como sea necesario para calcular los vol\u00famenes de producci\u00f3n de gas por d\u00eda para cada gas (mirar Tabla 9).<\/li>\n
- Estado 4:<\/b> TDCG en este rango significa descomposici\u00f3n excesiva de aislamiento de celulosa y \/ o aceite. La operaci\u00f3n continua puede causar una falla del transformador (mirar la tabla 9).<\/li>\n<\/ul>\n
Un aumento repentino en la concentraci\u00f3n de gases clave y la velocidad de generaci\u00f3n de gas es m\u00e1s importante para evaluar el estado del transformador que la cantidad acumulada de gas. Muy importante es el acetileno (C2H2). La formaci\u00f3n de este gas en cualquier cantidad superior a unas pocas ppm, indica una formaci\u00f3n de arco de alta energ\u00eda.<\/p>\n
Cantidades reastrables (unas pocas ppm) pueden producirse en el caso de un sobrecalentamiento muy fuerte (500 \u00b0 C o m\u00e1s).<\/p>\n
Arco, causado por un rayo cerca o un salto de voltaje tambi\u00e9n puede conducir a la formaci\u00f3n de C2H2 en peque\u00f1as cantidades. En caso de la presencia de C2H2 en DGA, las muestras de aceite deben tomarse semanalmente o incluso diariamente para detectar la formaci\u00f3n posterior de C2H2.<\/p>\n
Si la formaci\u00f3n adicional de acetileno no visible, y el nivel no supera el Estado 4 por IEEE\u00ae, el transformador puede seguir funcionando. Sin embargo, si la cantidad de acetileno contin\u00faa creciendo, se genera un arco de alta energ\u00eda, el transformador debe ser apagado inmediatamente. La operaci\u00f3n adicional del transformador es muy peligrosa y puede provocar una explosi\u00f3n catastr\u00f3fica del tanque y la dispersi\u00f3n de aceite ardiente en un \u00e1rea grande.<\/p>\n
La Tabla 9 supone que anteriormente en el transformador no se realiz\u00f3 el an\u00e1lisis DGA, y que no hay datos sobre cambios recientes en el estado del transformador. En presencia de los resultados del an\u00e1lisis DGA anterior, deben revisarse para evaluar si la situaci\u00f3n es estable (no hay un aumento significativo en la concentraci\u00f3n de gases) o inestable (hay un aumento significativo en la formaci\u00f3n de gas).<\/p>\n
Tabla 9: <\/b>Acciones basadas en la cantidad de gases combustibles disueltos<\/figcaption><\/figure>\n NOTAS:<\/strong><\/p>\n
- \n
- Para determinar el estado (1, 2, 3 o 4) del transformador, se utilizan tanto la cantidad de gases combustibles individuales como su cantidad total (TDCG). Por ejemplo, si TDCG est\u00e1 entre 1.941 ppm y 2.630 ppm, esto significa el Estado 3. Sin embargo, si el contenido de hidr\u00f3geno supera las 1.800 ppm, el transformador en esta el Estado 4, como se indica en la Tabla 8.<\/li>\n
- Si la tabla indica \u00abDeterminar la adicci\u00f3n de la carga\u00bb, esto significa: intente determinar la relaci\u00f3n entre la velocidad de formaci\u00f3n de gas en ppm \/ d\u00eda y la carga. El transformador puede estar sobrecargado o tener problemas con enfriamiento. Las muestras de aceite deben tomarse con cada cambio de carga; Sin embargo, esto puede ser imposible con cambios frecuentes en la carga.<\/li>\n
- Para obtener la velocidad de formaci\u00f3n de gas TDCG, divide el cambio TDCG por el n\u00famero de d\u00edas entre la toma de las muestras en las que el transformador estaba bajo carga. Los d\u00edas sin sobrecargas deben ser eliminados. La tasa de formaci\u00f3n de gas en ppm \/ d\u00eda se determina por el mismo m\u00e9todo.<\/li>\n<\/ol>\n
Antes de pasar a la Tabla 11, determine el estado del transformador de acuerdo con la Tabla 10, es decir Determine el Estado de 1, 2, 3 o 4 de transformador basados en el an\u00e1lisis DGA. El estado de un transformador individual se determina al encontrar el nivel m\u00e1s alto de cualquiera de los gases individuales o TDCG [12]. Tanto el gas separado, como el TDCG pueden aumentar el estado del transformador, lo que significa un mayor riesgo. Si el TDCG indica que el transformador en el Estado 4 y el gas individual indica el Estado 4, significa que el transformador est\u00e1 en el Estado 4.<\/p>\n
Intervalos de muestreo y acciones recomendadas<\/h3>\n
Si hay cambios repentinos en la composici\u00f3n de los gases disueltos, se recomienda seguir los procedimientos indicados en la Tabla 9. Tabla 9 es la editada Tabla 3 de IEEE C57.104-1991 [12]. Para facilitar la lectura, cambiamos el orden – Estado 1 (menor riesgo) desde arriba, y Estado 4 (el mayor riesgo para el transformador) desde abajo. La tabla muestra la frecuencia de muestreo recomendada y las acciones en diferentes niveles de TDCG en ppm. Un aumento en la velocidad de formaci\u00f3n de gas indica un problema creciente; Por lo tanto, al aumentaci\u00f3n de la velocidad de formaci\u00f3n de gas (ppm \/ d\u00eda), se recomienda tomar muestras de aceite con mayor frecuencia (mirar Tabla 9). La tabla tambi\u00e9n contiene informaci\u00f3n de IEEE C57-104-1991 (tomada del texto). Puede mirar la tabla original en el est\u00e1ndar IEEE [12].<\/p>\n
Si es posible determinar la causa de la formaci\u00f3n del gas y evaluar los riesgos, se puede aumentar el intervalo entre muestreo. Por ejemplo, si la parte activa del transformador se prueba con un meg\u00f3hmetro y se detecta la conexi\u00f3n a tierra, aunque la Tabla 9 recomienda un muestreo mensual, el operador puede decidir ampliar este intervalo porque se conoce la fuente de formaci\u00f3n de gas y su velocidad.<\/p>\n
Nunca puede tomar una decisi\u00f3n basada en solo un an\u00e1lisis DGA. La muestra de aceite seleccionada se contamina muy f\u00e1cilmente por contacto con el aire.<\/p>\n
Otra causa frecuente de errores es el marcado incorrecto de la muestra. Esto puede pasar al tomar una muestra, si la muestra est\u00e1 contaminada o se usa incorrectamente en el laboratorio. El manejo incorrecto de aceite del transformador puede permitir que algunos gases salgan a la atm\u00f3sfera, mientras que otros gases, como el ox\u00edgeno, el nitr\u00f3geno o el di\u00f3xido de carbono, pueden ingresar a la muestra desde la atm\u00f3sfera. Si usted da cuenta, que hay un problema en el transformador seg\u00fan el an\u00e1lisis DGA, lo primero que debe hacer es tomar otra muestra para comparar.<\/p>\n
El diagrama de formaci\u00f3n de gas (Figura 48) [14, 17] y su discusi\u00f3n a continuaci\u00f3n, dan solo temperaturas aproximadas a las cuales ocurre la formaci\u00f3n de gases. El diagrama no est\u00e1 dibujado a escala y se da solo para ilustrar la proporci\u00f3n entre las temperaturas, los gases y sus cantidades. Estas proporciones representan lo que generalmente se ha demostrado en condiciones controladas de laboratorio utilizando un espectr\u00f3metro de masas. El diagrama fue utilizado por R.R. Rogers y Central Electric Generating Board (CEGB) \u00a0en Inglaterra para desarrollar el \u00abM\u00e9todo de proporci\u00f3n de Rogers\u00bb para el an\u00e1lisis de transformadores (m\u00e1s sobre esto en 6.1.9.4).<\/p>\n
La barra vertical a la izquierda en el diagrama muestra qu\u00e9 gases y en qu\u00e9 cantidades relativas se forman en una condici\u00f3n de descarga parcial. Se debe tener en cuenta que todos los gases se forman, pero en cantidades mucho m\u00e1s peque\u00f1as que el hidr\u00f3geno. Para formar mol\u00e9culas de hidr\u00f3geno a partir del aceite, se requiere un evento de muy baja energ\u00eda (descarga parcial \/ corona). Los gases dentro del transformador se forman como gases en una columna de destilaci\u00f3n en una refiner\u00eda de petr\u00f3leo: se forman diferentes gases a ciertas temperaturas.<\/p>\n
En el diagrama de formaci\u00f3n de gas, vemos las cantidades relativas de gases, as\u00ed como las temperaturas aproximadas. La formaci\u00f3n de hidr\u00f3geno y metano comienza en peque\u00f1as cantidades a una temperatura de aproximadamente 150\u00baC. Tenga en cuenta que cuando se excedan los m\u00e1ximos, la formaci\u00f3n de metano (CH4), etano y etileno disminuye con el aumento de la temperatura adicional.<\/p>\n
A una temperatura de aproximadamente 250 \u00baC, comienza la formaci\u00f3n de etano (C2H6). A 350 \u00baC, comienza a formarse etileno (C2H4). El acetileno (C2H2) aparece a temperaturas de 500 \u00baC a 700 \u00baC. En el pasado, se cre\u00eda que solo las cantidades reastrables de acetileno (C2H2) indican una exposici\u00f3n a temperaturas de al menos 700 \u00baC; Sin embargo, estudios recientes han llevado a la conclusi\u00f3n de que el sobrecalentamiento local a 500 \u00baC puede dar acetileno en peque\u00f1as cantidades reastrables (unas pocas ppm). Los niveles m\u00e1s altos de acetileno solo pueden ocurrir cuando se calienta a m\u00e1s de 700\u00baC con formaci\u00f3n de arco interno.<\/p>\n
Tenga en cuenta que entre 200 \u00baC y 300 \u00baC, la formaci\u00f3n de metano supera la formaci\u00f3n de hidr\u00f3geno. A partir de 275 \u00baC y superiores, la formaci\u00f3n de etano supera la formaci\u00f3n de metano. A 450 \u00baC, la formaci\u00f3n de hidr\u00f3geno supera la formaci\u00f3n de todos los dem\u00e1s gases a temperaturas de 750 \u00baC – 800 \u00baC, a las cuales se forma m\u00e1s acetileno.<\/p>\n
Figura 48 – Formaci\u00f3n de gases combustibles depende de la temperatura<\/figcaption><\/figure>\n Cabe se\u00f1alar que H2, CH4 y CO en peque\u00f1as cantidades se forman durante el envejecimiento normal. La descomposici\u00f3n t\u00e9rmica de la celulosa, da como resultado la formaci\u00f3n de CO, CO2, H2, CH4 y O2. La descomposici\u00f3n del aislamiento de celulosa comienza a una temperatura de solo 100 \u00baC y menor. Por lo tanto, el transformador no debe funcionar a temperaturas superiores a 90 \u00baC. <\/b>Las fallas conducen a un calentamiento mucho m\u00e1s fuerte, los gases que aparecen en este caso ser\u00e1n visibles en DGA. La Tabla 11 (m\u00e1s adelante en esta secci\u00f3n) muestra los tipos de fallas, en parte tomada de IEC 60599 [13].<\/p>\n
Esta tabla no est\u00e1 completa. Es imposible tener en cuenta en la tabla todas las causas y consecuencias, debido a la alta complejidad de los transformadores. Los resultados de la DGA deben estudiarse con toda la atenci\u00f3n para identificar posibles fallas y tomar medidas. Estas decisiones se basan en la propia experiencia y rara vez son simples. La mayor\u00eda de las asociaciones profesionales creen que hay dos tipos de fallas: t\u00e9rmica y el\u00e9ctrica. Las tres primeras fallas en la tabla son descargas el\u00e9ctricas, y las \u00faltimas tres son fallas t\u00e9rmicas.<\/p>\n
El etano y el etileno a veces se llaman \u00abgases de metales calientes\u00bb. Si estos gases se detectan en el transformador y el acetileno no est\u00e1 presente, el problema dentro del transformador generalmente est\u00e1 asociado con el metal calentado, por ejemplo, contactos deficientes en el regulador de tensi\u00f3n o mala conexi\u00f3n en alg\u00fan lugar del circuito, por ejemplo en la barra colectora principal del transformador. Un flujo magn\u00e9tico aleatorio que interact\u00faa con el tanque (por ejemplo, en los transformadores de la serie Westinghouse 7M) puede conducir a la formaci\u00f3n de \u00abgases de metal calientes\u00bb. En ocasiones, el tablero del transformador puede desconectarse de la tierra. En este caso, la acumulaci\u00f3n de est\u00e1tica y descarga en la superficie puesta a tierra, que tambi\u00e9n conduce a la formaci\u00f3n de estos gases. La conexi\u00f3n a tierra indeseable del n\u00facleo con las corrientes circulantes tambi\u00e9n puede causar su formaci\u00f3n.<\/p>\n
Hay otros par\u00e1metros.<\/p>\n
Tenga en cuenta que ambos tipos de fallas (t\u00e9rmicas y el\u00e9ctricas) pueden ocurrir simult\u00e1neamente, y una puede causar otra. En esta relaci\u00f3n, no hay menci\u00f3n de fallas magn\u00e9ticas; Sin embargo, ellas (por ejemplo, un flujo magn\u00e9tico libre que interact\u00faa con un tanque de acero u otros elementos magn\u00e9ticos) tambi\u00e9n pueden causar sobrecalentamiento local.<\/p>\n
Gases atmosf\u00e9ricos<\/h3>\n
Los gases atmosf\u00e9ricos (N2, CO2 y O2) pueden ser muy \u00fatiles en DGA para determinar posibles deshermetizacion y fugas. Sin embargo, como es sabido, DGA determina la presencia de estos gases y por otras razones. El nitr\u00f3geno puede estar en el transformador debido al transporte de un transformador con nitr\u00f3geno en el interior o desde una almohada de nitr\u00f3geno. CO2 y el O2 se forman durante la descomposici\u00f3n de la celulosa. Es necesario realizar DGA varias veces y prestar atenci\u00f3n a la presencia de gases atmosf\u00e9ricos y al posible aumento de los niveles de humedad. Adem\u00e1s, debe estudiar cuidadosamente el transformador para detectar fugas de aceite del transformador. La humedad y los gases atmosf\u00e9ricos entran en el transformador cuando se apaga y la temperatura ambiente se reduce (para la humedad, mirar la Secci\u00f3n 6.1.11).<\/p>\n
Software para DGA<\/h3>\n
Varias compa\u00f1\u00edas ofrecen software para DGA y diagn\u00f3stico de problemas de transformadores. Dicho diagn\u00f3stico siempre debe ir acompa\u00f1ado con una evaluaci\u00f3n del ingeniero. Estos programas cambian constantemente. Technical Service Center utiliza \u00a0\u201cTransformer Oil Analyst\u201d (TOA) de Delta X Research, que utiliza una combinaci\u00f3n de varios m\u00e9todos actuales de an\u00e1lisis DGA. Se puede obtener asistencia con el an\u00e1lisis de gases disueltos con ayuda de TSC a trav\u00e9s de los grupos D-8440 y D-8450. Ambos grupos tienen este software y experiencia para diagnosticar problemas con los transformadores. Uno de los conjuntos de reglas, que TOA usa para las alarmas se basa en cierta medida en el est\u00e1ndar IEC 60599 (Tabla 10). Estas reglas tambi\u00e9n son muy \u00fatiles en los an\u00e1lisis diarios de gases disueltos, que se basan en los l\u00edmites de L1 en IEC 60599, excepto el acetileno. IEC 60599 proporciona un valor inexacto y un rango para los l\u00edmites de L1. TOA usa el promedio del rango y luego genera una advertencia si la velocidad de formaci\u00f3n supera el 10% del l\u00edmite L1 del mes. El acetileno es una excepci\u00f3n; IEEE indica el l\u00edmite de L1 a 35 ppm (exceso), y el IEC establece el rango para el acetileno de 3 a 50. TOA toma el valor m\u00ednimo (3 ppm) y establece la velocidad de formaci\u00f3n para la se\u00f1al de alarma a 3 ppm\/mes. Los l\u00edmites de L1 son las cantidades de las cuales el transformador debe ser monitoreado m\u00e1s de cerca (es decir, el primer nivel de la amenaza).<\/p>\n
Tabla 10: Valores l\u00edmite y velocidades de formaci\u00f3n de gases<\/figcaption><\/figure>\n NOTAS:<\/strong><\/p>\n
Si la velocidad de formaci\u00f3n de uno o m\u00e1s gases es igual o superior a los l\u00edmites de G1 (10% de los l\u00edmites de L1 por mes), se debe prestar m\u00e1s atenci\u00f3n a este transformador.<\/p>\n
Reducir el intervalo entre tomar muestras para DGA, reducir la carga, desarrollar un plan para el cortocircuito futuro, contactar con el fabricante, etc.<\/p>\n
Si la velocidad de formaci\u00f3n de uno o m\u00e1s gases combustibles es igual o superior a los l\u00edmites de G2 (50% de los l\u00edmites de L1 por mes), se debe considerar que el transformador se encuentra en una condici\u00f3n cr\u00edtica. Puede ser necesario reducir los intervalos entre el muestreo hasta un mes o una semana, programar el cortocircuito, la revisi\u00f3n o el reemplazo de un transformador, etc.<\/p>\n
Si hay formaci\u00f3n activa de arcos (se detect\u00f3 C2H2) o el contenido de otros gases asociados con sobrecalentamiento es alto (por encima de los l\u00edmites del Estado 4 en la Tabla 8) y se superan los l\u00edmites de G2, se debe apagar el transformador. La Tabla 11 est\u00e1 tomada de IEC 60599 y contiene posibles fallas y posibles causas. Esta tabla no incluye todas las opciones posibles y se debe usar en combinaci\u00f3n con otra informaci\u00f3n. Otras fallas posibles se enumeran en las p\u00e1ginas siguientes y anteriores.<\/p>\n
Los transformadores son muy complejos y, por lo tanto, es imposible poner en la tabla todos los posibles problemas y causas. A continuaci\u00f3n est\u00e1n indicadas otros problemas con los transformadores; cualquiera de ellos puede conducir a la formaci\u00f3n de gases:<\/p>\n
- \n
- Los gases se forman durante el funcionamiento normal y el envejecimiento, principalmente H2 y CO, as\u00ed como algo de CH4. H2 se forma m\u00e1s f\u00e1cilmente, excepto, tal vez, CO. La formaci\u00f3n de H2 y otros gases puede ser causada por una descarga parcial (descarga corona), \u00e1ngulos agudos en las conexiones inferiores de las entradas, conexi\u00f3n floja de la tierra al circuito magn\u00e9tico, humedad del circuito magn\u00e9tico debido a la deshermetizacion de la junta anterior, conexi\u00f3n floja a la protecci\u00f3n de las descargas corona desde debajo de las entradas. regulador de tensi\u00f3n de escudo, etc. El hidr\u00f3geno no es muy estable cuando se disuelve en aceite.<\/li>\n
- Los an\u00e1lisis posteriores de DGA pueden mostrar algunas fluctuaciones en la cantidad de H2 y otros gases inestables. El acetileno es el gas m\u00e1s estable; las fluctuaciones en la cantidad de este gas en la direcci\u00f3n del aumento significan que se genera un arco activo en el transformador.<\/li>\n
- Si las variaciones ocurren tanto en la direcci\u00f3n de aumentar como de disminuir en el rango de los l\u00edmites de hardware de medici\u00f3n (secci\u00f3n 6.1.9.4, tabla 14) en DGA subsiguientes, esto es simplemente una fluctuaci\u00f3n causada por el trabajo del equipo y el personal del laboratorio.<\/li>\n
- El funcionamiento continuo del transformador con sobrecarga provoca la formaci\u00f3n de gases inflamables.<\/li>\n
- Los problemas con los sistemas de enfriamiento, descritos en las secciones 3.3.1 y 3.4.5, pueden causar sobrecalentamiento.<\/li>\n
- Una l\u00ednea de aceite bloqueada dentro del transformador puede causar sobrecalentamiento local y conducir a la formaci\u00f3n de gas.<\/li>\n
- La barrera montada flojamente dentro del transformador puede conducir a una direcci\u00f3n incorrecta del flujo de aceite para la refrigeraci\u00f3n.<\/li>\n
- Los problemas con las bombas de aceite circulantes (desgaste del cojinete, rodete u operaci\u00f3n inversa) pueden ocasionar problemas al enfriar el transformador.<\/li>\n
- Nivel de aceite demasiado bajo; este problema es dif\u00edcil de notar inmediatamente si el indicador de nivel no funciona.<\/li>\n
- El sedimento en el transformador y el sistema de enfriamiento (mirar secci\u00f3n 3.4.5.4).<\/li>\n
- Posible aparici\u00f3n de corrientes circulantes aleatorias en el circuito magn\u00e9tico, la carcasa y \/ o el tanque.<\/li>\n
- Puesta a tierra no deseada del circuito magn\u00e9tico puede causar calentamiento, proporcionando una ruta de movimiento para las corrientes.<\/li>\n
- El sobrecalentamiento local puede ser causado por una mala conexi\u00f3n de los terminales o por los malos contactos del regulador de la tensi\u00f3n.<\/li>\n
- Adem\u00e1s, el sobrecalentamiento local puede ser causado por descargas de electricidad est\u00e1tica acumuladas en tableros o n\u00facleos magn\u00e9ticos y una estructura que no est\u00e1 correctamente conectada a tierra.<\/li>\n
- El sobrecalentamiento local puede ser causado por un arco el\u00e9ctrico entre el devanado y la puesta a tierra, entre los devanados de diferentes potencias, o en zonas de diferentes potenciales en un devanado, debido a un aislamiento desgastado o da\u00f1ado.<\/li>\n
- El devanado y el aislamiento pueden da\u00f1arse por fallas aguas abajo (a trav\u00e9s de fallas), lo que ocasiona importantes saltos de corriente en los devanados. Las fallas conducen a la aparici\u00f3n de fuerzas magn\u00e9ticas y f\u00edsicas extraordinarias que pueden deformar y aflojar devanados y cu\u00f1as. El resultado puede ser la formaci\u00f3n de un arco en el transformador, comenzando desde el momento de la falla, o el aislamiento puede debilitarse, y el arco – formarse m\u00e1s tarde.<\/li>\n
- El aislamiento tambi\u00e9n puede da\u00f1arse por un aumento en la tensi\u00f3n, por ejemplo, de un rayo cercano, un salto en la conmutaci\u00f3n, que puede causar una descarga de arco de inmediato o m\u00e1s tarde.<\/li>\n
- El aislamiento puede quedar inutilizable y desgastarse. La luminiscencia y la rigidez diel\u00e9ctrica disminuyen, lo que permite la formaci\u00f3n de descargas parciales y de arco. Esto tambi\u00e9n puede conducir a una reducci\u00f3n en la resistencia mec\u00e1nica, despu\u00e9s de lo cual las cu\u00f1as y los devanados pueden moverse a l\u00edmites considerables durante la falla, lo que conduce a una falla mec\u00e1nica y el\u00e9ctrica completa.<\/li>\n
- Un alto nivel de ruido (zumbido de devanados sueltos o laminado del circuito magn\u00e9tico) puede causar la formaci\u00f3n de gas cuando la temperatura aumenta por fricci\u00f3n. Compare el ruido de transformadores id\u00e9nticos, si es posible. El TSC tiene medidores de nivel de sonido para la comparaci\u00f3n de diagn\u00f3stico y la determinaci\u00f3n de los niveles de ruido de referencia para la comparaci\u00f3n en el futuro.<\/li>\n<\/ol>\n
Tabla 11 – Tipos de fallas<\/figcaption><\/figure>\n Temperatura<\/h3>\n
La velocidad de formaci\u00f3n de gas aumenta exponencialmente al aumentar la temperatura y de forma lineal con el volumen de aceite y el aislamiento de papel suficientemente calentado para formaci\u00f3n de gas [12]. Durante el alejamiento de la ubicaci\u00f3n de la falla, la temperatura se reduce. La temperatura m\u00e1s alta est\u00e1 en el centro del mal funcionamiento; El aceite y el papel aqu\u00ed generan la mayor cantidad de gas. Con el aumento en la distancia desde la falla (sobrecalentamiento local), la temperatura \u00a0y la velocidad de formaci\u00f3n de gas disminuyen. Debido al efecto de volumen, un gran volumen calentado de aceite y papel forma la misma cantidad de gas que el volumen m\u00e1s peque\u00f1o a una temperatura m\u00e1s alta [12]. No podemos determinar la diferencia en funci\u00f3n de los resultados de DGA. Esta es una de las razones por las cuales la determinaci\u00f3n de los resultados DGA no puede considerarse una ciencia exacta.<\/p>\n
Mezcla de gases<\/h3>\n
La concentraci\u00f3n de gases cerca del mal funcionamiento activo ser\u00e1 mayor que en la muestra tomada para DGA. Durante el alejamiento del mal funcionamiento, la concentraci\u00f3n de gas se reduce. La mezcla uniforme de gases en todo el volumen de aceite depende del tiempo y la circulaci\u00f3n del aceite. En ausencia de bombas que bombean aceite a la fuerza a trav\u00e9s de los radiadores, una mezcla completa de gases en todo el aceite tomar\u00e1 m\u00e1s tiempo. En el funcionamiento de las bombas y la carga normal, el equilibrio completo en la mezcla debe ocurrir despu\u00e9s de 24 horas y no tendr\u00e1 un efecto significativo en DGA si la muestra se toma 24 o m\u00e1s horas despu\u00e9s de que ocurre el problema.<\/p>\n
Solubilidad de gases<\/h3>\n
La solubilidad de los gases en el aceite var\u00eda con la temperatura y la presi\u00f3n [14]. La solubilidad de todos los gases del transformador var\u00eda en proporci\u00f3n al aumento y la disminuci\u00f3n de la presi\u00f3n. Los cambios en la solubilidad en la dependencia de la temperatura son mucho m\u00e1s complicados. La solubilidad del hidr\u00f3geno, nitr\u00f3geno, mon\u00f3xido de carbono y ox\u00edgeno aumenta o disminuye en proporci\u00f3n a la temperatura. La solubilidad del di\u00f3xido de carbono, acetileno, etileno y etano es inversamente proporcional a los cambios de temperatura. Con el aumento de la temperatura, la solubilidad de estos gases disminuye, con una disminuci\u00f3n – aumenta. La solubilidad del metano es pr\u00e1cticamente independiente de los cambios de temperatura.<\/p>\n
La Tabla 12 es precisa solo a temperatura y presi\u00f3n est\u00e1ndar (TPE), (0 \u00baC \/ 32 \u00baF) y (14.7 psi \/ 29.93 in. Hg, es decir, presi\u00f3n est\u00e1ndar al nivel del mar). La Tabla 12 muestra solo la diferencia relativa en la forma en que los gases se disuelven en el aceite del transformador. En la tabla de solubilidad (Tabla 12) a continuaci\u00f3n, comparando la solubilidad de hidr\u00f3geno (7%) y acetileno (400%), se puede ver que el aceite del transformador tiene una capacidad mucho mayor para el acetileno disuelto. Sin embargo, 7% de hidr\u00f3geno por volumen es 70,000 ppm, y 400% de acetileno es 4,000,000 ppm. Lo m\u00e1s probable es que nunca vea valores tan altos en los resultados DGA. El nitr\u00f3geno puede acercarse al nivel m\u00e1ximo en presencia de una almohada de nitr\u00f3geno bajo presi\u00f3n sobre el aceite.<\/p>\n
La Tabla 12 muestra la cantidad m\u00e1xima de cada gas que puede disolverse en aceite a temperatura y presi\u00f3n est\u00e1ndar. Un aceite con tal cantidad de gas se llama saturado.<\/p>\n
Si su transformador est\u00e1 equipado con un tanque de expansi\u00f3n y los niveles de nitr\u00f3geno, ox\u00edgeno y di\u00f3xido de carbono est\u00e1n aumentando, existe una alta probabilidad de que el tanque tenga fugas, o de que el aceite del transformador haya sido mal tratado. Verifique que el diafragma o la bolsa de separaci\u00f3n no tengan fugas (secci\u00f3n 4.9) e inspeccione la v\u00e1lvula de seguridad y otras aberturas selladas para la pel\u00edcula de aceite. En un transformador de este tipo, la cantidad de nitr\u00f3geno, y especialmente de ox\u00edgeno, deber\u00eda ser bastante baja. Sin embargo, si el transformador se ha instalado nuevo con nitr\u00f3geno bajo presi\u00f3n y no ha sufrido una desgasificaci\u00f3n adecuada, la DGA puede mostrar un alto contenido de nitr\u00f3geno, pero su cantidad no deber\u00eda crecer despu\u00e9s de que el transformador haya estado funcionando durante varios a\u00f1os. Cuando se vierte el aceite en el nuevo transformador, el tanque del transformador se tratan con el vac\u00edo para eliminar el nitr\u00f3geno y verter aceite. El aceite del transformador absorbe f\u00e1cilmente nitr\u00f3geno en el l\u00edmite entre el aceite y el gas, y algo de nitr\u00f3geno puede retenerse en los devanados, en el aislamiento del papel y en los componentes del transformador. En este caso, la DGA puede mostrar concentraciones bastante altas de este gas. Sin embargo, la cantidad de ox\u00edgeno debe ser muy baja y la cantidad de nitr\u00f3geno no deber\u00eda crecer. Es importante tomar una muestra de aceite al comienzo de la explotaci\u00f3n del transformador para determinar la DGA b\u00e1sico, y luego realizar el an\u00e1lisis al menos una vez al a\u00f1o. El contenido de nitr\u00f3geno y ox\u00edgeno se puede comparar con los resultados DGA obtenidos previamente. Si la cantidad de estos gases aumenta, es muy probable que haya una fuga. Si la desgasificaci\u00f3n del aceite se llev\u00f3 a cabo, el nitr\u00f3geno y el ox\u00edgeno en los resultados DGA ser\u00e1n en peque\u00f1a cantidad. Es muy importante mantener registros precisos durante toda la vida \u00fatil del transformador; Cuando surgen problemas, esta informaci\u00f3n es muy \u00fatil para encontrar una soluci\u00f3n.<\/p>\n
<\/p>\n1 – Indica gas inflamable. El sobrecalentamiento puede ser causado tanto por altas temperaturas como por cargas el\u00e9ctricas inusuales o anormales.<\/p>\n
ATENCI\u00d3N:<\/strong><\/p>\n
No use el tri\u00e1ngulo de Duval (Figura 49) para determinar si hay alg\u00fan problema con el transformador. Tenga en cuenta que no hay ning\u00fan \u00e1rea en el tri\u00e1ngulo que indique que no hay problemas en el transformador. El tri\u00e1ngulo muestra el problema para cada transformador, independientemente de su presencia. Para detectar problemas, utilice el m\u00e9todo IEEE\u00ae anterior o la Tabla 13, antes de aplicar el tri\u00e1ngulo de Duval. El tri\u00e1ngulo de Duval se usa solo para identificar el problema existente. Al igual que en otros casos, este m\u00e9todo solo funciona cuando una cantidad significativa de gas ya est\u00e1 presente (no menos que los l\u00edmites de nivel L1 y la velocidad de formaci\u00f3n de gas G2 de la Tabla 13).<\/p>\n
El origen del tri\u00e1ngulo Duval –<\/b> Michel Duval de Hydro Quebec desarroll\u00f3 este m\u00e9todo en la d\u00e9cada de 1960, utilizando una base de datos con miles de resultados DGA y problemas de diagn\u00f3stico con transformadores. M\u00e1s tarde, este m\u00e9todo se incluy\u00f3 en Transformer Oil Analyst Software versi\u00f3n 4 (TOA 4), desarrollado por Delta X Research, y utilizado por muchas industrias para diagnosticar problemas en los transformadores. Este m\u00e9todo ha demostrado su precisi\u00f3n y fiabilidad durante muchos a\u00f1os de uso, y ahora est\u00e1 ganando popularidad. El m\u00e9todo en s\u00ed y su aplicaci\u00f3n se describen a continuaci\u00f3n.<\/p>\n
C\u00f3mo usar el tri\u00e1ngulo de Duval<\/h2>\n
- \n
- Primero, debe determinar si hay un problema con el m\u00e9todo IEEE\u00ae y \/ o en la \u00a0\u00a0\u00a0\u00a0Tabla 13 a continuaci\u00f3n. Al menos uno de los gases de hidrocarburo o hidr\u00f3geno debe estar en el Estado 3 a trav\u00e9s de IEEE\u00ae y aumentar a una cierta velocidad (nivel G2), de la Tabla 13 para confirmar el problema. Para usar la Tabla 13 sin el m\u00e9todo IEEE\u00ae, al menos uno de los gases debe alcanzar nivel L1 o m\u00e1s, y la velocidad de formaci\u00f3n de gas debe ser igual o mayor que nivel G2. Los l\u00edmites de L1 y la velocidad de formaci\u00f3n de gas de la Tabla 13 son m\u00e1s confiables que el m\u00e9todo IEEE\u00ae; sin embargo, ambos m\u00e9todos deben usarse para confirmar la presencia de un problema. Si hay un aumento brusco de H2 solo con mon\u00f3xido de carbono o di\u00f3xido de carbono, en ausencia o con una peque\u00f1a cantidad de gases de hidrocarburo, la Secci\u00f3n 6.1.10 (relaci\u00f3n CO2 \/ CO) debe usarse para determinar si el aislamiento de celulosa se destruye debido al sobrecalentamiento.<\/li>\n
- Despu\u00e9s de confirmar el problema, use la cantidad total acumulada de tres gases en el tri\u00e1ngulo de Duval y observe el porcentaje en total en el tri\u00e1ngulo para obtener un diagn\u00f3stico. A continuaci\u00f3n hay un ejemplo. Adem\u00e1s, es necesario calcular el n\u00famero de tres gases utilizados en el tri\u00e1ngulo Duval, que se form\u00f3 despu\u00e9s de un fuerte aumento en la formaci\u00f3n de gas. Si restamos la cantidad de gas formado despu\u00e9s del inicio del crecimiento repentino, obtenemos la cantidad de gas producida despu\u00e9s de la ocurrencia del problema. A continuaci\u00f3n hay instrucciones detalladas y un ejemplo.<\/li>\n<\/ol>\n
- \n
- Tomar la cantidad (ppm) de metano en DGA y restar la cantidad de CH4 del DGA conducido previamente, hasta el inicio de un aumento brusco. Esto dar\u00e1 la cantidad de metano producida despu\u00e9s de que haya ocurrido el problema.<\/li>\n
- Repetir el proceso para los dos gases restantes, etileno y acetileno.<\/li>\n<\/ol>\n
- \n
- \u00a0Plegar los tres n\u00fameros (diferencias) obtenidos en el paso 2 anterior. Esto nos dar\u00e1 el 100% de los tres gases clave que se formaron despu\u00e9s de la ocurrencia del problema, utilizado en el tri\u00e1ngulo de Duval.<\/li>\n<\/ol>\n
- \n
- Dividir cada diferencia individual por la diferencia de gas total obtenida en el paso 2 anterior. Esto da el porcentaje de crecimiento de cada gas en total.<\/li>\n
- Marcar el porcentaje de cada gas en el tri\u00e1ngulo de Duval, comenzando en el lado indicado para ese gas en particular. Trazar l\u00edneas a trav\u00e9s de un tri\u00e1ngulo para cada gas, paralelas a las localizaci\u00f3n que se muestran a cada lado del tri\u00e1ngulo. Un ejemplo se da a continuaci\u00f3n.<\/li>\n<\/ol>\n
Figura 49 – Tri\u00e1ngulo de Duval<\/figcaption><\/figure>\n Tabla 13 – L\u00edmites y velocidad de formaci\u00f3n de gas<\/figcaption><\/figure>\n Figure 50 \u2013 Ejemplo de diagn\u00f3stico de tri\u00e1ngulo de Duval para Transformadores<\/figcaption><\/figure>\n Pasos para obtener el primer diagn\u00f3stico (punto 1) en el tri\u00e1ngulo de Duval (Figura 50):<\/span><\/strong><\/p>\n- \n
- Usar la cantidad total de gas acumulado de DGA 2 = 369.<\/li>\n
- Dividir cada gas por la cantidad total para determinar el porcentaje de cada gas en total. % CH4 = 192\/369 = 52%,% C2H4 = 170\/369 = 46%,% C2H2 = 7\/369 = 2%.<\/li>\n
- Trazar tres l\u00edneas en el tri\u00e1ngulo de Duval, comenzando con los porcentajes obtenidos en el paso 2. Estas l\u00edneas deben dibujarse paralelas a las localizaciones en el lado correspondiente. Tenga en cuenta las l\u00edneas punteadas en la Figura 50 anterior.<\/li>\n
- El punto 1 se obtiene donde las l\u00edneas se cruzan en la zona T2 del tri\u00e1ngulo, lo que significa un sobrecalentamiento de 300 a 700 \u00b0 C. Vea la Figura 49, arriba.<\/li>\n<\/ol>\n
Pasos para obtener el segundo diagn\u00f3stico (punto 2) en el tri\u00e1ngulo Duval (Figura 50) :<\/p>\n
- \n
- Usar el aumento en la cantidad de gases = 139.<\/li>\n
- Dividir cada valor del aumento en la cantidad de gas por el incremento total, obtenga el porcentaje de cada gas:<\/li>\n<\/ol>\n
- \n
- \u00a0% de crecimiento CH4 = 50\/139 = 36%<\/li>\n
- \u00a0% de crecimiento de C2H4 = 86\/139 = 46%<\/li>\n
- \u00a0% de crecimiento C2H2 = 3\/139 = 2%<\/li>\n<\/ul>\n
Trazar tres l\u00edneas a lo largo del tri\u00e1ngulo de Duval, comenzando con los porcentajes obtenidos en el paso 2. Estas l\u00edneas deben ser trazadas paralelas a las muescas en el lado correspondiente del tri\u00e1ngulo. Mirar las l\u00edneas punteadas blancas en la Figura 50 arriba. Tenga en cuenta que la participaci\u00f3n de C2H2 no cambi\u00f3 (2%); por lo tanto, ambas l\u00edneas son las mismas.<\/p>\n
- \n
- \u00a0\u00a0El punto 2 es donde las l\u00edneas se cruzan en la zona T3, lo que significa sobrecalentamiento por encima de 700 \u00b0 C. Vea la Figura 49, arriba. La relaci\u00f3n de la cantidad acumulada total de gas CO2 \/ CO = 2.326 \/ 199 = 11.7. La relaci\u00f3n del crecimiento de CO2 \/ CO = 1.317 \/ 23 = 57. Ninguna de estas proporciones es no suficientemente baja, para causar preocupaci\u00f3n. Esto muestra que el sobrecalentamiento no es lo suficientemente cercano al aislamiento de celulosa como para causar da\u00f1o t\u00e9rmico. Un aumento significativo en la cantidad de CO2 puede significar p\u00e9rdida de hermetizaci\u00f3n y fuga de aire atmosf\u00e9rico.<\/li>\n<\/ol>\n
Nota:<\/b><\/p>\n
- \n
- El punto 2 es un diagn\u00f3stico m\u00e1s problem\u00e1tico, que se obtiene utilizando la cantidad total de gas acumulado. Es \u00fatil realizar c\u00e1lculos para ambos m\u00e9todos como una comprobaci\u00f3n, en muchos casos los diagn\u00f3sticos coinciden.<\/li>\n
- El CO y el CO2 est\u00e1n incluidos para mostrar que el problema no involucra un da\u00f1o serio al aislamiento del papel. Las relaciones CO \/ CO2 se explican con m\u00e1s detalle en la Secci\u00f3n 6.1.10.<\/li>\n<\/ol>\n
El problema probablemente est\u00e1 relacionado con un contacto de entrada deficiente, un regulador de tensi\u00f3n o un problema en la puesta a tierra del circuito magn\u00e9tico. Estos problemas probablemente puedan corregirse en los condiciones del campo. Cualquiera de ellos puede mostrar los resultados encontrados usando el diagn\u00f3stico tri\u00e1ngulo de Duval. Es en esta zona que pueden ocurrir problemas que no conducen a la descomposici\u00f3n del aislamiento de celulosa, que mostrar\u00eda una relaci\u00f3n CO2 \/ CO significativamente menor. Para obtener m\u00e1s detalles sobre c\u00f3mo determinar el problema probable, mirar la Secci\u00f3n 6.1.10.<\/p>\n
Necesidad en una evaluaci\u00f3n experta – <\/b>Deber\u00eda consultar con un experto de transformadores si el problema se rastrea en varios DGA. Consulte con el fabricante del transformador, el personal del laboratorio que realiza la DGA y a otros expertos del mantenimiento y diagn\u00f3stico del transformador. Nunca diagnostique sobre la base de un solo DGA; con la muestra podr\u00eda ser mal utilizado o etiquetado incorrectamente, en las condiciones del campo o en el laboratorio.<\/p>\n
El m\u00e9todo del coeficiente Rogers para DGA – <\/b>este m\u00e9todo DGA [19] es una herramienta adicional por la cual es posible investigar gases disueltos en un aceite del transformador. El m\u00e9todo del coeficiente Rogers compara el n\u00famero de diferentes gases clave al dividir uno en otro. Esto da la proporci\u00f3n entre la cantidad de un gas y la cantidad del otro. En la tabla de formaci\u00f3n de gas (Figura 48), se puede ver que a ciertas temperaturas, algunos gases son m\u00e1s activos que otros. Rogers us\u00f3 estas dependencias y determin\u00f3 que si hay una cierta relaci\u00f3n, entonces se alcanz\u00f3 una determinada temperatura. Comparando muchos transformadores con relaciones de cantidad de gases y datos similares tomados al inspeccionar los transformadores, Rogers pudo identificar varios problemas en los transformadores. Al igual que con el an\u00e1lisis de los gases clave anteriores, este m\u00e9todo no ofrece una garant\u00eda del 100% y es solo una herramienta adicional en el an\u00e1lisis de problemas.<\/p>\n
El m\u00e9todo de coeficiente de Rogers, utilizando la relaci\u00f3n de los tres gases clave, se basa en trabajos anteriores de Doernenburg, que aplicaba las proporciones de los cinco gases clave. El m\u00e9todo del coeficiente es efectivo solo cuando hay una cantidad significativa de gases usados para calcular los coeficientes. Hay una buena regla: nunca tomar una decisi\u00f3n basada \u00fanicamente en el coeficiente, si la cantidad de cualquiera de los dos gases cuyos coeficientes se utilizan no es m\u00e1s de 10 veces la cantidad que un cromat\u00f3grafo de gases puede detectar [13]. Esta regla asegura que las imprecisiones en los instrumentos de medici\u00f3n no tendr\u00e1n un efecto notable en los coeficientes. Si la cantidad de uno de los gases es menos de diez veces el l\u00edmite de detecci\u00f3n, lo m\u00e1s probable es que no tenga exactamente el problema indicado por el coeficiente.<\/p>\n
Si el n\u00famero de gases no excede al menos diez veces el l\u00edmite m\u00ednimo de detecci\u00f3n, no puede usar el m\u00e9todo de coeficientes Rogers; esto significa que los resultados no son tan definidos como si la cantidad de gases fuera inferior a estos niveles.<\/p>\n
Este es otro recordatorio de que los DGA no son una ciencia exacta, y que no existe una \u00abmejor y m\u00e1s simple soluci\u00f3n\u00bb para analizar problemas en un transformador. Los l\u00edmites de detecci\u00f3n aproximados se indican a continuaci\u00f3n, seg\u00fan el laboratorio y el equipo (Tabla 14).<\/p>\n
<\/p>\nSi hay un problema en el transformador, entonces no hay problema con la cantidad m\u00ednima de gas en la que los coeficientes ser\u00e1n v\u00e1lidos. El gas ser\u00e1 m\u00e1s que suficiente.<\/p>\n
Si el transformador ha funcionado normalmente durante un tiempo, y el DGA muestra un fuerte aumento en la cantidad de gas, primero debe tomar la segunda muestra para su confirmaci\u00f3n. Si en el pr\u00f3ximo DGA la cantidad de gases es m\u00e1s consistente con los resultados previos, esto significa que la muestra previamente tomada estaba contaminada y no hay nada de qu\u00e9 preocuparse. Si la segunda muestra tambi\u00e9n muestra un aumento en la cantidad de gases, entonces el problema es real.<\/p>\n
Para aplicar el m\u00e9todo del coeficiente Rogers, es necesario restar los gases que estaban presentes antes del aumento brusco. Por lo tanto, se eliminan los gases que ya han aparecido en el proceso de envejecimiento normal y de problemas previos. Esto es especialmente cierto para los coeficientes que usan H2 y los gases del aislamiento de celulosa: CO y CO2 [13], que surgen durante el envejecimiento normal. El m\u00e9todo de coeficientes Rogers usa tres coeficientes.<\/p>\n
C2H2 \/ C2H4, CH4 \/ H2, C2H4 \/ C2H6: estas proporciones y problemas que determinan, se basan en una gran cantidad de DGA y fallas del transformador, as\u00ed como en lo que se detect\u00f3 despu\u00e9s de fallas.<\/p>\n
Hay otros m\u00e9todos con coeficientes, pero solo hablaremos sobre el m\u00e9todo de Rogers como el m\u00e1s com\u00fan. La descripci\u00f3n del m\u00e9todo es una par\u00e1frasis del trabajo original de Rogers [19] y IEC 60599 [13]. El etileno y el etano a veces se llaman \u00abgases de metales calientes\u00bb. Tenga en cuenta que este problema no se aplica al aislamiento del papel, ya que el contenido de CO es muy bajo. La cantidad de H2 y C2H2 es menos de la sensibilidad m\u00ednima de los instrumentos en diez veces. Esto significa que el diagn\u00f3stico no ser\u00e1 preciso 100%.<\/p>\n
Sin embargo, una gran cantidad de etileno significa que el problema probablemente est\u00e1 asociado con un contacto deficiente, donde el conductor entrante est\u00e1 conectado al conductor de bobina, posiblemente con un contacto deficiente del regulador de voltaje o con una conexi\u00f3n a tierra adicional del circuito magn\u00e9tico (grandes corrientes circulantes en el circuito magn\u00e9tico y el tanque). Tenga en cuenta los dos problemas a continuaci\u00f3n en la Tabla 16 (m\u00e1s adelante en este cap\u00edtulo). Este ejemplo se eligi\u00f3 para mostrar un transformador para el cual el diagn\u00f3stico no era preciso. El juicio de ingenier\u00eda siempre es requerido.<\/p>\n
ATENCI\u00d3N:<\/b><\/p>\n
El m\u00e9todo del coeficiente de Rogers est\u00e1 destinado a identificar el problema, no su detecci\u00f3n. Los coeficientes de Rogers dan solo una indicaci\u00f3n de cu\u00e1l es el problema, no pueden decir si lo tienes. Si sospecha que hay un problema, seg\u00fan el nivel general de gases combustibles o la formaci\u00f3n acelerada de gas, generalmente tendr\u00e1 suficientes gases para que este m\u00e9todo funcione. Un buen sistema para determinar la presencia de un problema es usar la Tabla 9 con el m\u00e9todo de gas clave.<\/p>\n
Si dos o m\u00e1s de los gases clave est\u00e1n en el estado 2 y la formaci\u00f3n de gas es al menos un 10% por mes desde el l\u00edmite L1, entonces el transformador tiene un problema. Adem\u00e1s, para obtener un diagn\u00f3stico correcto, la cantidad de gases utilizados en los coeficientes no debe exceder los l\u00edmites de 10 veces de detecci\u00f3n especificados anteriormente. El m\u00e9todo del coeficiente de Rogers dar\u00e1 un diagn\u00f3stico correcto si la cantidad de gas es grande.<\/p>\n
Si el gas utilizado en el denominador del coeficiente es cero o no se detecta durante el DGA, use el l\u00edmite de detecci\u00f3n para este gas como denominador. Esto le dar\u00e1 un coeficiente razonable para usar en el diagn\u00f3stico de la Tabla 15. Los c\u00f3digos cero significan que no tiene ning\u00fan problema en esta zona.<\/p>\n
Tabla 15 – Coeficientes de Rogers para gases clave<\/figcaption><\/figure>\n Notas:<\/b><\/p>\n
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- Habr\u00e1 una tendencia de aumentaci\u00f3n de la relaci\u00f3n C2H2 \/ C2H4 de 0.1 a 3 o m\u00e1s. La relaci\u00f3n de C2H4 \/ C2H6 var\u00eda de 1-3 a 3 a medida que aumenta la intensidad de las chispas. El c\u00f3digo en la etapa inicial ser\u00e1 1 0 1.<\/li>\n
- Estos gases surgen principalmente en relaci\u00f3n con la descomposici\u00f3n de la celulosa, lo que explica la presencia de ceros en este c\u00f3digo.<\/li>\n
- Este estado generalmente se caracteriza por una mayor concentraci\u00f3n de gases.<\/li>\n<\/ol>\n
CH4 \/ H2 suele ser superior a 1; el valor real por encima o por debajo de 1 depende de muchos factores, como el sistema de protecci\u00f3n de aceite (tanque de expansi\u00f3n, almohada de nitr\u00f3geno, etc.), la temperatura de aceite del transformador y su calidad.<\/p>\n
- \n
- El aumento en la cantidad de C2H2 (por encima del n\u00famero de trazas) generalmente indica un sobrecalentamiento local de m\u00e1s de 700 \u00b0 C. Usualmente esto indica la formaci\u00f3n de arco en el transformador. Si aumenta la cantidad de acetileno, y especialmente si aumenta la velocidad de formaci\u00f3n de gas, el transformador debe desconectarse, el funcionamiento posterior del transformador es extremadamente peligroso.<\/li>\n<\/ol>\n
Comentarios generales: <\/b><\/p>\n
- \n
- Los valores dados para los coeficientes se deben considerar como t\u00edpicos (no absolutos). Esto significa que los coeficientes no son definitivos, puede haber transformadores con los mismos problemas en los cuales los coeficientes van m\u00e1s all\u00e1 de los l\u00edmites indicados en la parte superior de la tabla.<\/li>\n
- En las condiciones del campo, pueden ocurrir combinaciones de coeficientes no incluidos en los c\u00f3digos anteriores. En este caso, el m\u00e9todo del coeficiente de Rogers para el an\u00e1lisis no es aplicable.<\/li>\n
- Los transformadores con dispositivos de RTC (regulacion de tension bajo carga) pueden mostrar problemas con el c\u00f3digo 2 0 2 o 1 0 2, dependiendo de la cantidad de intercambio de aceite del transformador entre la capacidad del RTC y el tanque principal.<\/li>\n<\/ol>\n
Tenga en cuenta que la cantidad de metano crece lentamente, pero el etano aument\u00f3 significativamente entre las muestras 1 y 2, y no creci\u00f3 entre las muestras 2 y 3. Tenga en cuenta que los dos gases clave (CH2 y C2H6) son m\u00e1s altos que Estado 1 de IEEE\u00ae en la Tabla 9,entonces se puede utilizar el m\u00e9todo del coeficiente de Rogers. De la tabla 15 se desprende que esta combinaci\u00f3n de c\u00f3digos es el Estado 6, que indica un problema t\u00e9rmico con un rango de temperatura de 150 \u00baC a 300 \u00baC.<\/p>\n
La historia de la vida \u00fatil del transformador debe estudiarse cuidadosamente y es importante mantener registros precisos de cada transformador. Esta informaci\u00f3n es muy importante para evaluar su estado.<\/p>\n
El transformador en este ejemplo es uno de los tres transformadores similares en los que se instala la refrigeraci\u00f3n mejorada, y que funciona con mayores cargas despu\u00e9s de que el generador se modific\u00f3 hace varios a\u00f1os. El nivel de ruido del transformador (zumbido) es mucho mayor. \u00a0Hace unos a\u00f1os hubo una falla en el disyuntor, que provoc\u00f3 altas cargas mec\u00e1nicas en el transformador. En general, esto significa que los devanados est\u00e1n sueltos, que pueden conducir a la formaci\u00f3n de gas debido a la fricci\u00f3n (problema t\u00e9rmico) seg\u00fan los coeficientes de Rogers.<\/p>\n
La comparaci\u00f3n con dispositivos similares muestra un exceso de m\u00e1s de tres veces en etano en comparaci\u00f3n con los otros dos, por encima de Estado 4 por IEEE\u00ae. La cantidad de gases aumenta lentamente; no hay un aumento brusco en la cantidad de gases combustibles. Tenga en cuenta el aumento significativo de la cantidad de O2 y N2 entre el primer y segundo DGA y una reducci\u00f3n significativa entre el segundo y el tercero. Esto muestra que la muestra de aceite del transformador estaba en contacto con el aire (atm\u00f3sfera) y que la cantidad de estos gases en la muestra del medio no es exacta.<\/p>\n
La relaci\u00f3n de di\u00f3xido de carbono a mon\u00f3xido de carbono<\/h3>\n
Esta relaci\u00f3n no est\u00e1 incluida en el m\u00e9todo de coeficientes Rogers. Sin embargo, es \u00fatil para determinar el efecto del problema al aislamiento de celulosa. Esta relaci\u00f3n se incluye en el software de an\u00e1lisis de problemas del transformador, como Delta X Research Transformer Oil Analyst. Este an\u00e1lisis se puede obtener de TSC en D-8440 y D-8450 en Denver.<\/p>\n
La formaci\u00f3n de CO2 y CO en el proceso de degradaci\u00f3n del papel impregnado en aceite se acelera significativamente al aumentar la temperatura. Calcule la relaci\u00f3n operativa normal de CO2 \/ CO para cado DGA, en funci\u00f3n de la cantidad acumulada total de ambos gases. Tenga en cuenta la concentraci\u00f3n de CO2 y CO en varios DGA. La experiencia muestra que a cargas y temperaturas normales, la formaci\u00f3n de CO2 es de 7 a 20 veces mayor que la formaci\u00f3n de CO. Si la proporci\u00f3n de CO2 \/ CO es superior a 7, hay pocas razones para preocuparse. En algunos transformadores, la relaci\u00f3n de hasta cinco veces la prevalencia de CO2 sobre CO puede considerarse como normal. Sin embargo, debe tener cuidado si la relaci\u00f3n es inferior a 7. Si H2, CH4 y C2H6 aumentan significativamente, como el CO, y la relaci\u00f3n es de 5 o menos, lo m\u00e1s probable es que haya un problema. Es necesario investigar bien el transformador, habiendo estudiado cuidadosamente todos los resultados anteriores de DGA y determinar la relaci\u00f3n operativa normal de CO2 y CO.<\/p>\n
ATENCI\u00d3N:<\/b><\/p>\n
Si hay una sospecha de un problema (aumento significativo en la cantidad de CO), la relaci\u00f3n debe basarse en la formaci\u00f3n de CO2 y CO entre DGA sucesivos, en la zona de los niveles acumulados totales de CO2 y CO.<\/p>\n
Si sospecha que hay un problema, tome inmediatamente una nueva muestra para el DGA para confirmarlo. Tome la cantidad de CO2 formado entre los DGA, y div\u00eddelo por la cantidad de CO formado durante el mismo tiempo para determinar su proporci\u00f3n. Un indicador excelente de temperaturas anormalmente altas y un aislamiento de celulosa que se descompone r\u00e1pidamente ser\u00e1 un valor de CO2 \/ CO por debajo de 5. Si la relaci\u00f3n es 3 o menos, indudablemente hay una r\u00e1pida descomposici\u00f3n de la celulosa. En este caso, debe llevar a cabo la prueba de furano, que se describe en la secci\u00f3n 7.6.<\/p>\n
El sobrecalentamiento extremo debido a la p\u00e9rdida de enfriamiento o l\u00edneas de aceite bloqueadas mostrar\u00e1 una relaci\u00f3n CO2 \/ CO de aproximadamente 2 a 3 con un aumento en el n\u00famero de furanos. En ese caso, se recomienda la desactivaci\u00f3n y la inspecci\u00f3n interna; El transformador en esta condici\u00f3n est\u00e1 en peligro de una aver\u00eda de emergencia. La Tabla 16 est\u00e1 adaptada de IEC 60599, Anexo A.1.1 [13]. Algunas formulaciones han cambiado debido a las caracter\u00edsticas ling\u00fc\u00edsticas estadounidenses, diferentes de las europeas.<\/p>\n
Tabla 16 – Problemas t\u00edpicos en los transformadores de potencia<\/figcaption><\/figure>\n Notas:<\/b><\/p>\n
- \n
- La formaci\u00f3n de \u00abcera X\u00bb (X wax) se produce en aceites paraf\u00ednicos (en una base de parafina). Tal aceite no se usa actualmente en transformadores en los EE. UU., Pero domina en Europa.<\/li>\n
- El \u00faltimo problema con el sobrecalentamiento en la tabla dice \u00abm\u00e1s de 700 \u00b0 C\u00bb. Estudios de laboratorio recientes han demostrado que el acetileno puede ocurrir en peque\u00f1as cantidades de trazas a 500 \u00b0 C, lo que no se muestra en esta tabla. Tenemos varios transformadores con cantidades m\u00ednimas de acetileno, en las cuales, lo m\u00e1s probable es que no haya formaci\u00f3n de arco activo, y ocurre acetileno, como en el ejemplo, como resultado de problemas t\u00e9rmicos con altas temperaturas. Tambi\u00e9n puede ocurrir como resultado de una \u00fanica descarga de arco, debido a un rayo cercano o a un salto de tensi\u00f3n.<\/li>\n
- Un contacto incorrecto en la parte inferior de las entradas puede confirmarse comparando la exploraci\u00f3n infrarroja de la parte superior de la entrada con el escaneo de la misma entrada. Bajo carga, el calor del contacto malo en la parte inferior se transmite hacia arriba, lo que conducir\u00e1 a un calentamiento notable. Si el contacto en la parte superior es verificado y confiable, entonces es probable que el problema est\u00e9 en contacto deficiente desde abajo.<\/li>\n<\/ol>\n
Problemas con el contenido de humedad<\/h3>\n
La humedad, especialmente en presencia de ox\u00edgeno, es muy peligrosa para el aislamiento del transformador. Estudios recientes de EPRI han demostrado que el ox\u00edgeno disuelto en un aceite del transformador de m\u00e1s de 2,000 ppm es excepcionalmente destructivo. Cada vez, debe estudiar los resultados de la prueba DGA y prueba de Dobl de aumentaci\u00f3n del contenido de humedad y determinaci\u00f3n de la relaci\u00f3n humedad-peso (M \/ DW) o el porcentaje de saturaci\u00f3n del aislamiento del papel. Cuando se alcanza el 2% M \/ DW, es necesario la deshumidificaci\u00f3n. Nunca permita que M \/ DW exceda 2.5% en papel, o 30% de saturaci\u00f3n de aceite sin deshumidificaci\u00f3n del transformador. Cuando el contenido de humedad en el transformador se duplica, la vida \u00fatil del aislamiento disminuye en un 50%. Debe tenerse en cuenta que la vida del transformador es la vida del papel, y el prop\u00f3sito del papel es evitar el contacto con la humedad y el ox\u00edgeno. Para transformadores m\u00e1s antiguos con una tensi\u00f3n inferior a 69 kV, es aceptable un resultado de hasta 35 ppm a 60 \u00b0 C.<\/p>\n
Para voltajes de 69 kV a 230 kV, es aceptable un DGA de 20 ppm a 60 \u00b0 C. Para voltajes superiores a 230 kV, la humedad nunca debe exceder 12 ppm a 60 \u00b0 C. Al mismo tiempo, el uso del contenido absoluto de humedad no siempre garantiza condiciones seguras, y se debe determinar el porcentaje de peso seco. Mirar la Tabla 19, \u00abL\u00edmites de Dobl para los aceites de explotaci\u00f3n\u00bb, en la Secci\u00f3n 7.6. Si los valores son m\u00e1s altos, el aceite del transformador requiere tratamiento. Si el transformador se mantiene seco y sin ox\u00edgeno, su vida \u00fatil ser\u00e1 m\u00e1s larga.<\/p>\n
La recuperaci\u00f3n requiere que los fabricantes sequen transformadores nuevos a no m\u00e1s de 0.5% M \/ DW durante la puesta en servicio. Esto significa que un transformador con 10,000 libras de papel aislante contiene 10,000 x 0.005 = 50 libras de agua (alrededor de 6 galones) en papel. Esta cantidad no es suficiente para afectar negativamente la resistencia diel\u00e9ctrica. Cuando el transformador es nuevo, esta agua se distribuye uniformemente en todo el transformador. Es muy importante eliminar tanta agua como sea posible.<\/p>\n
Cuando se enciende el transformador, el agua comienza a moverse hacia las \u00e1reas m\u00e1s fr\u00edas del transformador y hacia los lugares con mayor carga el\u00e9ctrica. Este suele ser el aislamiento en el tercio inferior del bobinado [6]. El aislamiento del papel tiene mucha m\u00e1s relaci\u00f3n con el agua que el aceite del transformador. El agua puede se distribuye de manera desigual, con mucha m\u00e1s agua en el papel que en el aceite. El papel seca parcialmente el aceite del transformador esta absorebiendo el agua de \u00e9l. La temperatura tambi\u00e9n es un factor importante en la distribuci\u00f3n de agua entre papel y aceite del transformador. La Tabla 17 muestra los datos comparativos.<\/p>\n
Tabla 17 – Distribuci\u00f3n de agua en papel y aceite<\/figcaption><\/figure>\n La Tabla 17 muestra la enorme gravedad entre el aislamiento del papel y el agua, y c\u00f3mo el contenido de humedad en el papel depende de la temperatura. La cantidad de ppm de agua en el aceite que muestra DGA es solo una peque\u00f1a parte de toda el agua en el transformador. Durante muestreo el aceite, es importante apuntar la temperatura indicada por el sensor de temperatura del aceite superior. Algunos laboratorios proporcionan un porcentaje de aislamiento M \/ DW en los resultados DGA; otros dan un porcentaje de saturaci\u00f3n de aceite, mientras que otros dan solo ppm de agua en aceite. Si tiene una temperatura de aceite y ppm de agua exactas, el Nomograma (Figura 55, Secci\u00f3n 6.1.11.2) mostrar\u00e1 el porcentaje de M \/ DW en el aislamiento y el porcentaje de saturaci\u00f3n de aceite del transformador.<\/p>\n
\u00bfDe d\u00f3nde viene el agua? La humedad puede ser en el aislamiento cuando se entrega desde la f\u00e1brica. Si el transformador se abre para inspecci\u00f3n, el aislamiento puede absorber la humedad de la atm\u00f3sfera. Durante la deshermetizacion, la humedad ingresa a dentro en forma de agua o humedad en aire. La humedad tambi\u00e9n se forma durante la descomposici\u00f3n del aislamiento a medida que el transformador envejece. La mayor parte del agua ingresa al transformador desde aire h\u00famedo o en forma de agua de lluvia a trav\u00e9s de juntas malas debido a la diferencia de presi\u00f3n cuando se enfr\u00eda el transformador.<\/p>\n
Si el transformador se apaga durante la lluvia o la nieve, algunas construcciones de transformadores se enfr\u00edan r\u00e1pidamente, lo que produce una ca\u00edda de presi\u00f3n en el interior. Muy a menudo, el agua ingresa al transformador a trav\u00e9s de las juntas entre la parte inferior de las entradas y la parte superior del transformador, y tambi\u00e9n a trav\u00e9s de la junta del dispositivo de seguridad. Peque\u00f1as fugas de aceite del transformador, especialmente a trav\u00e9s de las tuber\u00edas del sistema de enfriamiento, tambi\u00e9n permiten que entre agua. Con un enfriamiento r\u00e1pido y una ca\u00edda de presi\u00f3n concomitante, se pueden bombear cantidades relativamente grandes de agua y vapor de agua al transformador en poco tiempo. Es importante reparar peque\u00f1as fugas de aceite; Una peque\u00f1a cantidad visible de aceite no es importante en s\u00ed misma, pero muestra el lugar a trav\u00e9s del cual el agua ingresa al transformador [23].<\/p>\n
Es muy importante para prolongar la vida \u00fatil del transformador, mantener el transformador lo m\u00e1s seco posible y con la menor cantidad de ox\u00edgeno libre posible. La humedad y el ox\u00edgeno aceleran significativamente el proceso de descomposici\u00f3n del aislamiento del papel y conducen a la formaci\u00f3n de \u00e1cidos, lodo y a\u00fan m\u00e1s humedad. El lodo se sedimenta en los devanados y en los elementos estructurales, lo que dificulta el enfriamiento, lo que permite que la temperatura suba lentamente con el tiempo. (Esto fue discutido anteriormente en la secci\u00f3n 3.4.5.4). Los \u00e1cidos aumentan la velocidad de descomposici\u00f3n, formando nuevos \u00e1cidos, lodo y agua a un ritmo acelerado [21]. Es un proceso acelerado constante de formaci\u00f3n de un n\u00famero creciente de \u00e1cidos, que causa una descomposici\u00f3n a\u00fan mayor. La soluci\u00f3n es maximizar la deshumidificaci\u00f3n del transformador y eliminar la mayor cantidad de ox\u00edgeno posible. Adem\u00e1s, durante el DGA debe prestar atenci\u00f3n al inhibidor. El aceite del transformador debe secarse cuando la humedad alcance los valores indicados en la Tabla 19 (que se muestra a continuaci\u00f3n). Se debe agregar un inhibidor (ditertiary butyl paracresol [DBPC]) en una cantidad de 0.3% en peso de acuerdo con ASTM D-3787 para el tratamiento con aceite del transformador (ver Secci\u00f3n 7.3).<\/p>\n
- \n
- El agua puede existir en un transformador en cinco formas:<\/i><\/li>\n
- Agua libre, en el fondo del tanque. <\/i><\/li>\n
- Hielo debajo del tanque (si la densidad del aceite del transformador es superior a 0.9, el hielo puede flotar). <\/i><\/li>\n
- El agua puede estar en forma de una emulsi\u00f3n acuosa y aceite.<\/li>\n
- El agua se puede disolver en aceite del transformador y se indica como ppm en DGA.<\/li>\n
- El agua puede estar en forma de humedad si el transformador tiene una almohada de gas inerte.<\/li>\n<\/ul>\n
El agua libre no causa problemas especiales con la resistencia diel\u00e9ctrica del aceite, sin embargo, debe eliminarse lo antes posible. La presencia de un l\u00edmite de interfase entre el agua y el aceite permite que el agua se disuelva en el aceite y ingresa al aislamiento.<\/p>\n
Los problemas con el aceite en aislamiento se discutieron anteriormente. Si el transformador se pone fuera de servicio en invierno, el agua puede congelarse. Si la densidad del aceite es mayor a 0.9 (densidad del hielo), el hielo puede flotar. Esto puede provocar una falla del transformador si se enciende con hielo flotando en el interior. Esta es una de las razones por las que los laboratorios DGA miden la densidad de aceite del transformador.<\/p>\n
La cantidad de humedad que se puede disolver en el aceite aumenta en proporci\u00f3n a la temperatura (mirar la Figura 51). Por lo tanto, para deshumidificaci\u00f3n del transformador, se usan aceite del transformador caliente. La emulsi\u00f3n acuosa en aceite se puede formar a una temperatura de purificaci\u00f3n de aceite demasiado alta. Cuando el aceite del transformador\u00a0se enfr\u00eda, la humedad disuelta forma una emulsi\u00f3n [21]. La emulsi\u00f3n acuosa y aceite causa una fuerte disminuci\u00f3n de la resistencia diel\u00e9ctrica.<\/p>\n
\u00bfCu\u00e1nta humedad en aislamiento se considera excesiva? Cuando el aislamiento alcanza 2.5% M \/ DW o 30% de saturaci\u00f3n de aceite del transformador (dado en algunos DGA), el transformador debe secarse por vac\u00edo si el tanque est\u00e1 dise\u00f1ado para vac\u00edo. Si el transformador es viejo, operaciones con el vac\u00edo pueden hacer m\u00e1s da\u00f1o que ayudar. En este caso, es mejor realizar un reciclaje continuo con Bowser, lo m\u00e1s posible secando el aceite, lo que eliminar\u00e1 la humedad del papel. Con 2.5% M \/ DW, el aislamiento del papel se descompone mucho m\u00e1s r\u00e1pido que lo normal [6]. Durante la descomposici\u00f3n del papel, se forma m\u00e1s agua a partir de los productos de descomposici\u00f3n, y el transformador se humedece cada vez m\u00e1s y su envejecimiento se acelera. Cuando se supera el 4% M \/ DW, existe el riesgo de una falla (incendio) si la temperatura aumenta a 90 \u00baC.<\/p>\n
Fig.51 – M\u00e1xima solubilidad en agua en aceite del transformador en funci\u00f3n de la temperatura<\/figcaption><\/figure>\n Agua disuelta en aceite del transformador – <\/b>La humedad se mide en DGA en ppm. Algunos laboratorios tambi\u00e9n dan el porcentaje de saturaci\u00f3n de agua en aceite. Esto es el porcentaje de agua que est\u00e1 en el aceite del transformador, en comparaci\u00f3n con la cantidad m\u00e1xima de agua que puede contener el aceite del transformador. La Figura 51 muestra que la cantidad de agua que el aceite del transformador puede disolver depende altamente de la temperatura. Los gr\u00e1ficos a continuaci\u00f3n (Figura 52) son las curvas de porcentaje de saturaci\u00f3n. En el eje izquierdo, encuentre la cantidad de agua en ppm en los resultados DGA. A partir de este punto, debe dibujar una l\u00ednea horizontal. Desde la temperatura del aceite, debe dibujar una l\u00ednea vertical. La Figura 51 muestra que la cantidad de agua que el aceite puede disolver depende altamente de la temperatura. Los gr\u00e1ficos a continuaci\u00f3n (Figura 52) son las curvas de porcentaje de saturaci\u00f3n. En el eje izquierdo, encuentre la cantidad de agua en ppm en los resultados DGA. A partir de este punto, debe dibujar una l\u00ednea horizontal. Desde la temperatura del aceite, debe dibujar una l\u00ednea vertical.<\/p>\n
En el punto donde las l\u00edneas se cruzan, determinar el porcentaje de saturaci\u00f3n. Si un punto cae entre dos curvas, debe estimar el porcentaje, dependiendo de la posici\u00f3n del punto. Por ejemplo, si el agua es de 30 ppm y la temperatura es de 40 \u00baC, se puede ver por las curvas que este punto de intersecci\u00f3n de estas l\u00edneas se encuentra a medio camino entre la curva del 20% y la curva del 30%. Esto significa que el aceite del\u00a0 transformadr est\u00e1 saturado en un 25%. Las curvas en la Figura 52 est\u00e1n tomadas de IEEE 62-1995 [20].<\/p>\n
Figura 52 – Curvas de saturaci\u00f3n de aceite del transformador<\/figcaption><\/figure>\n ATENCI\u00d3N:<\/b><\/p>\n
A temperaturas inferiores a 30 \u00b0 C, las curvas no son muy precisas.<\/p>\n
Humedad en aislamiento del transformador<\/h3>\n
La Figura 53 muestra c\u00f3mo se distribuye la humedad en el aislamiento del transformador. Tenga en cuenta que la distribuci\u00f3n de la humedad depende de la temperatura, y que la mayor parte de la humedad est\u00e1 en la parte inferior, y la m\u00e1s peque\u00f1a, en la parte superior, donde la temperatura es m\u00e1s alta. Este ejemplo muestra que el contenido de humedad en la parte inferior es casi el doble que en la parte superior. La mayor\u00eda de los transformadores antiguos se rompen en el tercio inferior de los devanados, donde se acumula la mayor cantidad de humedad. La zona que contiene m\u00e1s humedad es el \u00e1rea con la carga el\u00e9ctrica m\u00e1s alta. La humedad y el ox\u00edgeno son los principales enemigos del transformador. Es muy importante que el aceite del transformador est\u00e9 lo m\u00e1s seco posible y con el menor contenido de ox\u00edgeno posible. La rotura debida a la humedad es la causa m\u00e1s frecuente de aver\u00eda de los transformadores [6]. Sin una determinaci\u00f3n precisa de la temperatura de aceite del transformador, el laboratorio no podr\u00e1 proporcionar informaci\u00f3n precisa sobre M \/ DW o el porcentaje de saturaci\u00f3n. Tampoco podr\u00e1 calcular con precisi\u00f3n estos valores.<\/p>\n
Figura 53 – Distribuci\u00f3n de agua en el aislamiento del transformador<\/figcaption><\/figure>\n M\u00e9todos de aislamiento <\/b><\/h3>\n
M\u00e9todos para determinar la humedad del aislamiento, que se describen a continuaci\u00f3n son estimados; No se debe tomar decisiones basadas en un solo DGA. La vida \u00fatil del transformador es la vida \u00fatil del aislamiento. El aislamiento se deteriora r\u00e1pidamente bajo la influencia de la humedad y el ox\u00edgeno. Las soluciones deben basarse en varios DGA realizados durante un per\u00edodo de tiempo, y determinar la tendencia del crecimiento de la humedad.<\/p>\n
Si el laboratorio no proporciona un porcentaje de M \/ DW, hay un m\u00e9todo en IEEE 62-1995 [20]. En el gr\u00e1fico (Figura 54), encuentre la temperatura de la muestra de aceite del transformador en la parte inferior del transformador y agregue 5\u00baC. No use la temperatura superior del aceite del transformador. Esto da una estimaci\u00f3n de la temperatura del tercio inferior (el m\u00e1s fr\u00edo) de los devanados, donde se encuentra la mayor parte del agua.<\/p>\n
Figura 54 – Multiplicador de Myers y temperatura<\/figcaption><\/figure>\n A partir de esta temperatura, traza una l\u00ednea, en la curva. Desde el punto de intersecci\u00f3n con la curva, traza una l\u00ednea horizontalmente hacia la izquierda y encuentra el multiplicador de Myers. Tome este n\u00famero y multiplique por el contenido de agua en ppm que muestra DGA. El resultado es el porcentaje de M \/ DW en la parte superior del aislamiento. Este m\u00e9todo produce menos agua que un nomograma de General Electric (Figura 55). Este nomograma, publicado por General Electric en 1974, proporciona el porcentaje de saturaci\u00f3n de petr\u00f3leo y el porcentaje de aislamiento M \/ DW. Despu\u00e9s de usar el m\u00e9todo que se muestra en la Figura 54, pru\u00e9belo en este nomograma. El nomograma en la Figura 55 mostrar\u00e1 m\u00e1s agua que el m\u00e9todo IEEE\u00ae.<\/p>\n
Relaci\u00f3n de temperaturas<\/b><\/h3>\n
Las curvas en la Figura 55 ayudan a comprender la relaci\u00f3n entre la temperatura, la saturaci\u00f3n de aceite del transformador y el porcentaje de aislamiento M \/ DW. Por ejemplo, tome un punto en el eje ppm de agua (10 ppm). Encuentre el punto correspondiente en el eje de temperatura (45 \u00baC). Encuentre el porcentaje de saturaci\u00f3n y el porcentaje de M \/ DW en las l\u00edneas centrales. En este ejemplo, el porcentaje de saturaci\u00f3n ser\u00e1 aproximadamente 6.5%, y el porcentaje de M \/ DW es aproximadamente 1.5%. Ahora, permanezca en el punto de 10 ppm y cambie la temperatura hacia arriba (m\u00e1s fr\u00eda) y observe qu\u00e9 tan r\u00e1pido aumenta la humedad.<\/p>\n
Por ejemplo, tome 20 \u00baC – el porcentaje de saturaci\u00f3n de aceite del transformador ser\u00e1 aproximadamente 18.5%, y% M \/ DW – aproximadamente 3.75%. Cuanto m\u00e1s fr\u00edo sea el aceite, mayor ser\u00e1 el porcentaje de humedad con la misma cantidad de ppm de agua en el aceite del transformador.<\/p>\n
Figura 55 – Humedad del aislamiento del papel<\/figcaption><\/figure>\n No tome decisiones sobre la deshumidificaci\u00f3n bas\u00e1ndose en solo un DGA y un solo c\u00e1lculo; la decisi\u00f3n debe tomarse de acuerdo con las tendencias a lo largo de un per\u00edodo de tiempo. Tome m\u00e1s muestras y env\u00edelas para su an\u00e1lisis. Debe controlar cuidadosamente la temperatura correcta de aceite del transformador. El nomograma muestra que el contenido de humedad cambia bruscamente con la temperatura.<\/p>\n
La muestra no debe contactar con el aire. Despu\u00e9s de aplicar un m\u00e9todo IEEE m\u00e1s conservador, si nuevamente, las muestras tomadas posteriormente muestran un M \/ DW de 2.5% o m\u00e1s, y una saturaci\u00f3n de aceite del transformador de 30% o m\u00e1s, se requiere un secado inmediato del transformador. Use el nomograma y los gr\u00e1ficos anteriores para determinar el porcentaje de saturaci\u00f3n de aceite del transformador.<\/p>\n
El aislamiento se descompone mucho m\u00e1s r\u00e1pido de lo normal, con un alto contenido de humedad. La deshumidificaci\u00f3n puede ser costosa; es razonable consultar con otros especialistas antes de tomar una decisi\u00f3n final. Sin embargo, el secado ser\u00e1 mucho m\u00e1s econ\u00f3mico que permitir que el transformador envejezca m\u00e1s r\u00e1pido de lo normal, acortando significativamente su vida \u00fatil.<\/p>\n
Por qu\u00e9 es importante purificar el aceite del transformador<\/b><\/h3>\n
Proporcionando buenas condiciones de trabajo para el transformador, el aceite del transformador est\u00e1 bajo la influencia de factores negativos: altas temperaturas, cargas, oxidaci\u00f3n, tensiones cr\u00edticas, etc. Esto explica la diferencia entre mantenimiento del aceite y del transformador. El transformador puede funcionar sin mantenimiento durante 10-15 a\u00f1os, y el aceite del transformador requiere tratamiento en un a\u00f1o y regeneraci\u00f3n completa, despu\u00e9s de 4-5 a\u00f1os.<\/p>\n
Para resolver estos problemas, se recomienda utilizar instalaciones CMM de la compa\u00f1\u00eda GlobeCore. La instalaci\u00f3n CMM-R est\u00e1 conectada directamente al transformador y restaura todas las propiedades de aceite del transformador sin drenar del tanque del transformador. El transformador puede estar encendido o apagado.<\/p>\n
<\/p>\nLa vida \u00fatil de aceite del transformador se puede prolongar mediante: <\/b><\/p>\n
- \n
- protecci\u00f3n contra el contacto con el ox\u00edgeno instalando filtros especiales;<\/li>\n
- minimizando el calentamiento del aceite del transformador;<\/li>\n
- limpieza regular de agua y lodo;<\/li>\n
- reducci\u00f3n de la acidez durante el procesamiento;<\/li>\n
- adici\u00f3n de un aditivo antioxidante.<\/li>\n<\/ol>\n
Compa\u00f1\u00eda GlobeCore<\/h2>\n
El equipo de producci\u00f3n GlobeCore maximiza la eficiencia de purificaci\u00f3n y regeneraci\u00f3n del aceite del transformador, combinando el tratamiento de termo-vac\u00edo, la filtraci\u00f3n de m\u00faltiples etapas y la purificaci\u00f3n por adsorci\u00f3n. El \u00faltimo paso es muy importante, ya que elimina los \u00e1cidos y productos del envejecimiento del aceite del transformador y restaura por completo sus propiedades.<\/p>\n
Los adsorbentes purifican completamente el aceite del transformador, eliminando estas impurezas. Despu\u00e9s de este tratamiento, el aceite\u00a0del transformador puede reutilizarse en transformadores e interruptores llenos de aceite. Siguiendo los modernos requisitos de purificaci\u00f3n y regeneraci\u00f3n de aceite del transformador, GlobeCore fabrica equipos en varias versiones: m\u00f3viles (sobre ruedas, remolques, rodillos), estacionarios, a prueba de explosiones, aislados t\u00e9rmicamente, etc. Todos los productos est\u00e1n equipados con sensores modernos y sistemas de control para procesamiento de aceite del transformador.<\/p>\n
\n<\/div>\n<\/div>\n<\/div>\n<\/div>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"El aceite del transformador se usa ampliamente para refrigeraci\u00f3n, aislamiento y extinci\u00f3n de arco en dispositivos el\u00e9ctricos. La composici\u00f3n del aceite del transformador incluye naftenos, parafinas e hidrocarburos arom\u00e1ticos. La fracci\u00f3n de masa de otras sustancias en el aceite del transformador, por regla general, no supera el 4-5% (en el aceite del transformador nuevo). Par\u00e1metrosLeer m\u00e1s <\/a><\/p>\n","protected":false},"author":7,"featured_media":15018,"comment_status":"closed","ping_status":"closed","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"_acf_changed":false,"_bbp_topic_count":0,"_bbp_reply_count":0,"_bbp_total_topic_count":0,"_bbp_total_reply_count":0,"_bbp_voice_count":0,"_bbp_anonymous_reply_count":0,"_bbp_topic_count_hidden":0,"_bbp_reply_count_hidden":0,"_bbp_forum_subforum_count":0,"footnotes":""},"categories":[1328,1338],"tags":[],"class_list":["post-15016","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-oil-processing","category-oil-maintenance-es"],"acf":[],"language":"es","_links":{"self":[{"href":"https:\/\/globecore.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/15016","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/globecore.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/globecore.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/globecore.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/users\/7"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/globecore.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=15016"}],"version-history":[{"count":0,"href":"https:\/\/globecore.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/15016\/revisions"}],"wp:featuredmedia":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/globecore.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/media\/15018"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/globecore.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=15016"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/globecore.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=15016"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/globecore.com\/es\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=15016"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}
- Agua libre, en el fondo del tanque. <\/i><\/li>\n
- El agua puede existir en un transformador en cinco formas:<\/i><\/li>\n
- El aumento en la cantidad de C2H2 (por encima del n\u00famero de trazas) generalmente indica un sobrecalentamiento local de m\u00e1s de 700 \u00b0 C. Usualmente esto indica la formaci\u00f3n de arco en el transformador. Si aumenta la cantidad de acetileno, y especialmente si aumenta la velocidad de formaci\u00f3n de gas, el transformador debe desconectarse, el funcionamiento posterior del transformador es extremadamente peligroso.<\/li>\n<\/ol>\n
- \u00a0\u00a0El punto 2 es donde las l\u00edneas se cruzan en la zona T3, lo que significa sobrecalentamiento por encima de 700 \u00b0 C. Vea la Figura 49, arriba. La relaci\u00f3n de la cantidad acumulada total de gas CO2 \/ CO = 2.326 \/ 199 = 11.7. La relaci\u00f3n del crecimiento de CO2 \/ CO = 1.317 \/ 23 = 57. Ninguna de estas proporciones es no suficientemente baja, para causar preocupaci\u00f3n. Esto muestra que el sobrecalentamiento no es lo suficientemente cercano al aislamiento de celulosa como para causar da\u00f1o t\u00e9rmico. Un aumento significativo en la cantidad de CO2 puede significar p\u00e9rdida de hermetizaci\u00f3n y fuga de aire atmosf\u00e9rico.<\/li>\n<\/ol>\n
- \u00a0Plegar los tres n\u00fameros (diferencias) obtenidos en el paso 2 anterior. Esto nos dar\u00e1 el 100% de los tres gases clave que se formaron despu\u00e9s de la ocurrencia del problema, utilizado en el tri\u00e1ngulo de Duval.<\/li>\n<\/ol>\n
- Estado 2:<\/b> TDCG en este rango indica que los niveles de gases combustibles est\u00e1n por encima de lo normal. Si la concentraci\u00f3n de cualquiera de los gases individuales excede los niveles especificados en la Tabla 8, se requiere un an\u00e1lisis de situaci\u00f3n adicional. Puede haber un cortocircuito. Es recomendable tomar muestras de DGA al menos tan a menudo como sea necesario, para calcular los vol\u00famenes de producci\u00f3n de gas por d\u00eda para cada gas. (mirar la tabla 9 para conocer la frecuencia y la acci\u00f3n de muestreo recomendadas).<\/li>\n
- Estado 1:<\/b> la cantidad total de gas combustible disuelto (TDCG) por debajo de este nivel indica un funcionamiento satisfactorio del transformador. Si la concentraci\u00f3n de gases individuales excede los niveles especificados en la Tabla 8, se requiere un an\u00e1lisis de situaci\u00f3n adicional.<\/li>\n
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Pasos para obtener el primer diagn\u00f3stico (punto 1![\"aceite](\"https:\/\/globecore.com\/wp-content\/uploads\/2015\/09\/Table-14.jpg\" "\\"aceite")
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