Darryl Williams

Un probador de pérdida dieléctrica en aceite mide las pérdidas de energía que ocurren en el aceite cuando se somete a un voltaje alterno. El dispositivo aplica un voltaje y mide la cantidad de energía que el aceite disipa en forma de calor, lo que se conoce como tangente delta (tan δ). Cuanto mayor es la tangente delta, mayor es la pérdida de energía y peor es la calidad del aceite. Un valor alto de tan δ indica que el aceite está degradado o contaminado, lo que afecta su capacidad aislante. Este probador ayuda a determinar si el aceite necesita ser reemplazado o filtrado para mantener el rendimiento del transformador.

La prueba de contenido de gas en aceite de transformador implica la extracción y análisis de los gases disueltos en el aceite aislante. El proceso incluye los siguientes pasos:

Toma de muestra de aceite: Se extrae una muestra representativa de aceite del transformador, asegurándose de que no se pierdan los gases disueltos ni se contamine la muestra con aire.

Extracción de gases disueltos: El aceite se somete a vacío, agitación o calentamiento para liberar los gases disueltos. Este proceso separa los gases del aceite.

Análisis de gases: Los gases extraídos son analizados utilizando técnicas como la cromatografía de gases o sensores electroquímicos. Se mide la concentración de gases como hidrógeno, metano, etileno, acetileno, y dióxido de carbono en partes por millón (ppm).

Interpretación de resultados: La concentración de cada gas se compara con estándares industriales para identificar fallas internas como descargas parciales, sobrecalentamiento o arcos eléctricos.

Un monitor de hidrógeno disuelto para aceite de transformador se utiliza para medir continuamente los niveles de hidrógeno en el aceite dieléctrico, un gas que es indicativo de fallas internas. Su uso implica los siguientes pasos:

Instalación: El monitor se conecta a un punto adecuado en el sistema de circulación del aceite del transformador, lo que permite tomar muestras representativas sin interrumpir la operación del equipo.
Calibración: Antes de su uso, el dispositivo debe calibrarse siguiendo las instrucciones del fabricante para asegurar la precisión de las lecturas.
Monitoreo continuo: El monitor mide constantemente la concentración de hidrógeno en el aceite, proporcionando datos en tiempo real en partes por millón (ppm).
Visualización y almacenamiento de datos: Los resultados se muestran en una pantalla y se pueden almacenar para el análisis de tendencias y el diagnóstico preventivo.
Alertas automáticas: Si los niveles de hidrógeno superan los umbrales predefinidos, el monitor emite alertas que indican una posible falla, permitiendo a los operadores tomar acciones correctivas.
El monitor ayuda a detectar problemas internos temprano, como descargas parciales o arcos eléctricos, lo que permite realizar mantenimiento predictivo y evitar fallas costosas.

Un sistema de monitoreo en línea de aceite de transformador se instala directamente en el transformador y permite la supervisión continua de parámetros críticos. Su funcionamiento es el siguiente:

Instalación permanente: El sistema se conecta al transformador mediante puertos diseñados para la extracción y retorno de pequeñas cantidades de aceite sin interrumpir su operación.

Análisis continuo: Utiliza sensores y analizadores para medir en tiempo real la concentración de gases disueltos (como el hidrógeno), el contenido de humedad, la temperatura y otros parámetros relevantes del aceite.

Procesamiento de datos: La información recopilada se procesa internamente y se compara con límites y tendencias establecidos.

Transmisión y comunicación: Los datos se transmiten a sistemas de control centralizados o plataformas en la nube, donde pueden ser monitorizados por el personal de mantenimiento.

Alertas y notificaciones: Si se detectan anomalías o valores que superan los umbrales críticos, el sistema envía alertas inmediatas para que se tomen acciones correctivas.

Integración con sistemas de gestión: Puede integrarse con sistemas SCADA u otros software de gestión de activos para facilitar el análisis histórico y la planificación de mantenimiento predictivo.

Este sistema permite detectar problemas potenciales de manera temprana, reduciendo el riesgo de fallas inesperadas y optimizando las tareas de mantenimiento, lo que se traduce en una mayor confiabilidad y eficiencia operativa del transformador.