Mantenimiento de una Central Hidroelectrica

MANTENIMIENTO DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
(Turbina, Generador y Transformador)

I. MANTENIMIENTO

Es la reparación de los equipos del proceso de refinación que fallan, y el reacondicionamiento y renovación de los equipos en forma rutinaria, para prevenir fallas.

1.1 MANTENIMIENTO REDICTIVO

Mantenimiento basado fundamentalmente en detectar una falla antes de que suceda, para dar tiempo a corregirla sin perjuicios al servicio, ni detención de la producción, etc. Estos controles pueden llevarse a cabo de forma periódica o continua, en función de tipos de equipo, sistema productivo, etc.
Para ello, se usan para ello instrumentos de diagnóstico, aparatos y pruebas no destructivas, como análisis de lubricantes, comprobaciones de temperatura de equipos eléctricos, etc.

Ventajas del Mantenimiento Predictivo:
· Reduce los tiempos de parada.
· Permite seguir la evolución de un defecto en el tiempo.
· Optimiza la gestión del personal de mantenimiento.
· La verificación del estado de la maquinaria, tanto realizada de forma periódica como de forma accidental, permite confeccionar un archivo histórico del comportamiento mecánico.
· Conocer con exactitud el tiempo límite de actuación que no implique el desarrollo de un fallo imprevisto.
· Toma de decisiones sobre la parada de una línea de máquinas en momentos críticos.
· Confección de formas internas de funcionamiento o compra de nuevos equipos.
· Permitir el conocimiento del historial de actuaciones, para ser utilizada por el mantenimiento correctivo.
· Facilita el análisis de las averías.
· Permite el análisis estadístico del sistema.

1.2 MANTENIMIENTO PREVENTIVO:
La programación de inspecciones, tanto de funcionamiento como de seguridad, ajustes, reparaciones, análisis, limpieza, lubricación, calibración, que deben llevarse a cabo en forma periódica en base a un plan establecido y no a una demanda del operario o usuario; también es conocido como Mantenimiento Preventivo Planificado - MPP .
Su propósito es prever las fallas manteniendo los sistemas de infraestructura, equipos e instalaciones productivas en completa operación a los niveles y eficiencia óptimos.
La característica principal de este tipo de Mantenimiento es la de inspeccionar los equipos y detectar las fallas en su fase inicial, y corregirlas en el momento oportuno.
Con un buen Mantenimiento Preventivo, se obtiene experiencias en la determinación de causas de las fallas repetitivas o del tiempo de operación seguro de un equipo, asi como a definir puntos débiles de instalaciones, máquinas, etc.
Ventajas del Mantenimiento Preventivo:
- Confiabilidad, los equipos operan en mejores condiciones de seguridad, ya que se conoce su estado, y sus condiciones de funcionamiento.
- Disminución del tiempo muerto, tiempo de parada de equipos/máquinas.
- Mayor duración, de los equipos e instalaciones.
- Disminución de existencias en Almacén y, por lo tanto sus costos, puesto que se ajustan los repuestos de mayor y menor consumo.
- Uniformidad en la carga de trabajo para el personal de Mantenimiento debido a una programación de actividades.
- Menor costo de las reparaciones.
Fases del Mantenimiento Preventivo:
- Inventario técnico, con manuales, planos, características de cada equipo.- Procedimientos técnicos, listados de trabajos a efectuar periódicamente,- Control de frecuencias, indicación exacta de la fecha a efectuar el trabajo.- Registro de reparaciones, repuestos y costos que ayuden a planificar.

1.3 MANTENIMIENTO CORRECTIVO

NO PLANIFICADO :

Corrección de las averías o fallas, cuando éstas se presentan, y no planificadamente, al contrario del caso de Mantenimiento Preventivo.

Esta forma de Mantenimiento impide el diagnostico fiable de las causas que provocan la falla, pues se ignora si falló por mal trato, por abandono, por desconocimiento del manejo, por desgaste natural, etc.

El ejemplo de este tipo de Mantenimiento Correctivo No Planificado es la habitual reparación urgente tras una avería que obligó a detener el equipo o máquina dañado.

PLANIFICADO :

El Mantenimiento Correctivo Planificado consiste la reparación de un equipo o máquina cuando se dispone del personal, repuestos, y documentos técnicos necesario para efectuarlo

II. MANTENIMIENTO DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

Hay distintos tipos de mantenimiento, hay un mantenimiento programado preventivo es decir durante los doce meses del año cada mes se determina hacer un tipo de trabajo tanto mecánico, hidráulico, eléctrico que tiene que ir de acuerdo a las necesidades de la planta hay trabajos de gran envergadura como también hay otros menos importantes como también otros rutinarios estos mantenimientos rutinarios se hacen todos los días, los cargados de mantenimiento hacen una ocultación estos son: ver como esta con la presión, la temperatura, las fugas de agua y aceite. Luego también se hacen mantenimientos preventivos para esto, se hace un cronograma anual de mantenimiento por mes para que así cuando se llegue al ultimo mes del año ya se hayan hecho todos los trabajos preventivos para el año siguiente para que cuando entre en operación los meses de noviembre, diciembre, enero, marzo, abril que son las épocas de lluvia cuando el lago esta en su plenitud la planta tiene que trabajar al 100% y para que pueda trabajar a ese porcentaje ya se tiene que haber previsto todos esos mantenimientos estos se hacen en época de estiaje.
Para este caso se realizará el estudio de solo los componentes mas importantes de la central hidráulica como son:

Turbina, Generador y Transformador

Las CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL HIDRÁULICA son:
- Central de capacidad de 220 Mw.
- 2 turbinas Pelton (2 U: 107-123 MW/grupo)
- Cota de turbina 1840 m.s.n.m.

Mas adelante se detallan estos puntos.

2.1 MANTENIMIENTO DE LA TURBINA PELTON
Desde el punto de vista mecánico, este tipo de turbina ofrece en general mayor seguridad en su funcionamiento. No obstante, después de un corto período de servicio, presenta un desgaste en el punzón (aguja), en la boca de la tobera, en lo ángulos diedros de las palas y en el deflector, debido todo ello a la acción abrasiva de la arena. Es indispensable devolver estas partes a su primitivo estado y recomendable efectuar (al menos una vez cada año) la revisión para proceder en su caso a la reparación mecánica.
La experiencia ha demostrado que un ligero desgaste del inyector y de la aguja, basta, para dispersar el chorro de forma que se reduzca el rendimiento y, por lo tanto, la potencia de la turbina, además de producirse un deterioro en los álabes y del rodete debido al choque producido por las gotas aisladas. Pueden dejarse en perfecto estado los álabes recurriendo a la soldadura y esmerilando después la superficie tratada. Los deflectores se reparan de igual forma.
También es causa de avería el agua que escapa de los álabes y choca destruyendo su fuerza viva contra la pared trasera del armazón, que puede averiarse; para evitarlo se dispone en esta parte un blindaje formado por una chapa de acero moldeado que se repara en su caso por medio de soldadura.
Las irregularidades en el funcionamiento son debidas en su mayor parte a cuerpos extraños, que se empotran ante la cruceta de guía de la aguja. Para poder retirarlos, se dota a los tubos de conducción de agua de agujeros de inspección.
Las turbinas Pelton cuyos punzones se cierran por la fuerza de un muelle van provistas de una catarata de aceite que permite regular la lentitud del cierre. Depende, pues, la seguridad de la turbina del buen funcionamiento de esta catarata, que debe de estar siempre llena de aceite. En las turbinas Pelton la correspondencia exacta entre las posiciones relativas de la aguja y el deflector se realiza por medio de un árbol de levas; su mantenimiento tiene excepcional importancia para el funcionamiento de la turbina, de modo que hay que evitar en absoluto el desplazamiento del varillaje.
Es necesario, al terminar el montaje de la turbina, cerciorarse de que el deflector se halla, en todas y cada una de las posiciones del punzón, casi tangente al chorro, pero sin llegar a tocarlo nunca, lo cual se comprobará midiendo las potencias para diversas posiciones del deflector; antes de poner en marcha la turbina, deberá purgarse el aire que podrá encontrarse en el cilindro del servomotor. Hay que tener presente que el cierre brusco de este puede producir un peligroso golpe de ariete, con sus perjudiciales resultados para la tubería.
Todos los órganos de movimiento y las respectivas articulaciones deberán lubricarse y engrasarse cuidadosamente.
A continuación se detallan cada uno de los casos para desarrollar un buen mantenimiento de la TURBINA.
2.1.1 CONTROL EJE :


CAMBIO DE RODETES

Sustitución de los rodetes y de los equipos auxiliares de las centrales hidráulicas en general con más de 20 años de funcionamiento para llegar al límite de potencia de los alternadores existentes. Un nuevo diseño de rodetes incrementa el caudal turbinado y mejora el rendimiento hidráulico. También se incluyen mejoras en los equipos actuales de algunas instalaciones. Se obtienen mejoras de rendimiento del 4-6%.


LUBRICACION DE INYECTORES
El análisis del aceite lubricante o del aceite de regulación complementa el diagnóstico mecánico del estado de la unidad, los análisis que se realizan sobre la muestra del aceite incluyen las determinaciones de viscosidad cinemática, oxidación, acidez, contenido en agua, aditivos y contenido en metales de desgaste y de contaminación.

El análisis de los resultados obtenidos de los ensayos realizados sobre una muestra del aceite, tomada según un procedimiento adecuado, sobre la base de la experiencia y la existencia de un banco de datos amplio y representativo, conduce al diagnóstico del estado del mismo, detectando la existencia o no de un defecto, identificando el mismo y evaluando su importancia.

2.2 MANTENIMIENTO DEL GENERADOR

PARADA DESMONTAJE

Al desmontar el generador, lo primero que se debe inspeccionar son los terminales, ventilador, anillos rozantes, conmutador, escobillas.

ESTATOR

MEDIDA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO
El diagnóstico de un alternador supone la obtención de datos sobre el estado de envejecimiento del aislamiento del estator, de su contaminación y de la estabilidad del aislamiento. Su control periódico permite valorar la evolución de su estado con el número de horas de servicio, permitiendo prever una avería intempestiva que siempre genera indisponibilidad e importantes daños añadidos.

Los criterios de diagnóstico se han obtenido sobre diferentes tipos de aislamientos y configuraciones de devanados, estando contrastados internacionalmente por su uso sistemático.
Los valores de la resistencia de aislamiento, del índice de polarización, de la intensidad de absorción y de la intensidad de conducción, proporcionan criterios objetivos de diagnóstico.
La interpretación de estos datos comparados con los de maquinas similares y el seguimiento de su evolución permiten detectar con tiempo la degeneración del aislamiento, su contaminación o el exceso de humedad que son los factores de riesgo en la operación de estos equipos.

REVISION BARNIZ Y CUÑAS

En la mayoria de los casos ( 4 generadores ) se observa la presencia de grietas y cierta cantidad de polvo amarillento sobre las cuñas en las ranuras , lo que indica un desgaste de estas

Defecto:
Propagación de fracturas en las cuñas del rotor

Proceso de deterioro:
Desprendimiento de cuñas centrales, daño del núcleo, generación de puntos calientes

Consecuencias:
Falla del aislamiento del devanado por temperatura excesiva de operación

MEDICIÓN DEL NIVEL DE DESCARGAS

Evaluación del deterioro del aislamiento, delaminación, descargas en cabezales, descargas en zona activa, etc.
La degradación de un aislante sólido por las descargas es el resultado de un conjunto complejo de fenómenos.
i) Elevación de la temperatura del gas encerrado proveniente de los choques elásticos entre electrones y moléculas gaseosas.
ii) Bombardeo iónico y electrónico de las paredes de la cavidad provocando su erosión.
iii) Acción de rayos ultravioleta producidas por átomos excitados y por la recombinación de portadores.
iv) Descarga química progresiva del material con producción de gases, particularmente hidrogeno.


RANURAS

Proceso de deterioro por descargas en las ranuras:

Ø Las bobinas rozan en las esquinas con la ranura
Ø Se producen descargas que afectan la pintura conductora

ROTOR

INSPECCIÓN VISUAL

Detección de daños mayores en el rotor, cambios de coloración del barniz de protección, formación de fracturas

MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

Influencia de la contaminación en el aislamiento a tierra de los devanados polares

PRUEBA DE CAÍDA DE TENSIÓN POR POLO Y POR BOBINA

Distribución de voltaje entre polos o entre bobinas. Localización de vueltas en corto

PRUEBA DE ULTRASONIDO O DE LÍQUIDOS PENETRANTES

Localización de micro fracturas en las campanas o en las cuñas del rotor

REFRIGERACIÓN

Fallas en los generadores con enfriamiento directo de H2

Defecto
Desconexión o falla de las resistencias equipotenciales

Proceso de deterioro
Descargas externas en zonas críticas, ionización del hidrógeno

Consecuencia ultima
Rompimiento dieléctrico del gas y falla entre ductos de enfriamiento de diferente fase

Vibraciones y pulsaciones:
Durante el funcionamiento de una central eléctrica el grupo turbina - generador está sometido a la acción de diferentes fuerzas perturbadoras; el identificar y evaluar las vibraciones y pulsaciones presentes en la unidad, separando aquellas que son propias del funcionamiento de la misma, de aquellas otras que tienen su origen en el funcionamiento anómalo de alguno de sus elementos se realiza mediante el estudio y el análisis de dichas vibraciones y pulsaciones. El proceso de seguimiento y diagnóstico se realiza en las fases siguientes:

Documentación: Se incluye el espectro base como punto de partida para
determinar la aparición de problemas en el grupo, así como los planos y
una hoja con los datos más significativos de la unidad.
Conocimiento de la máquina:
Las características constructivas y de funcionamiento determinan el tipo de posibles defectos y la vibración resultante de los mismos, lo cual hace necesario el conocimiento profundo de la máquina, de sus condiciones de funcionamiento y de los fenómenos asociados al mismo.
Criterios de valoración:
Una vez que un defecto ha sido localizado e identificado, se determina su grado de importancia; para la valoración se considera tanto el nivel como las características del mismo. El criterio para la evaluación se basa en la existencia de un banco de datos representativo así como en las medidas históricas de la unidad.

COJINETES
ANÁLISIS VIBRACIONAL
La seguridad en el funcionamiento de los grupos de las centrales hidroeléctricas depende, principalmente, de la vigilancia y mantenimiento de los cojinetes de que van provistos dichos grupos que pueden dividirse en dos categorías:
Soportes para turbinas de eje vertical; soportes para turbinas de eje horizontal.
Por lo que respecta al medio lubricante, se utiliza la grasa consistente hasta una velocidad periférica de 6m/seg. Si la velocidad es mayor se emplea lubricación automática con aceite, pues de este modo se asegura la estanqueidad del prensaestopas que rodea el eje, y también se consigue una buena evacuación del agua de fugas. En los soportes lubricados con aceite, si el agua penetra en su interior, será necesario parar inmediatamente la turbina. Cuando la lubricación se realiza con grasa podrá continuar el servicio, si es que el agua no contiene demasiada proporción de arena.
En soportes lubricados con grasa ha de procurarse que el engrase sea suficiente, actuando bien a mano o por medio de una prensa de engrase. Cuando la temperatura ambiente sea muy baja, deberá mezclarse con la grasa un poco de aceite para dar a ésta mayor fluidez a fin de que pueda llegar mejor por las tuberías al cojinete.
En los soportes lubricados con aceite, la circulación de éste se efectúa en las centrales modernas por medio de bombas, movidas por engranajes o con motor eléctrico. Los soportes van provistos de elementos térmicos que hacen funcionar una señal en el caso de que la temperatura exceda de un valor preestablecido.
La temperatura del metal de los cojinetes no deberá exceder de 50º C si están lubricados con grasa y de 65º C si van lubricados con aceite. El juego de los cojinetes no deberá exceder de 1,5% de su diámetro.
Las turbinas de eje horizontal están generalmente provistas de soportes con lubricación por anillos. Solamente las turbinas Kaplan montadas en cámara abierta van equipadas con un soporte lubricado con grasa, que debe mantenerse del mismo modo que el de los soportes de eje vertical. Sin embargo, estos soportes horizontales deben revisarse con mayor frecuencia, porque su desgaste lleva aparejado el desgaste de la parte inferior de la envolvente del rodete, cuyo frotamiento desgasta a su vez los bordes de las palas.
El engrase de los soportes de anillos se efectúa automáticamente, pero exige una revisión periódica de la temperatura y el nivel del aceite (el cual debe mantenerse mediante relleno, si existen pérdidas). La temperatura que puede resistir un soporte moderno, que trabaja según el principio de una película artificial, alcanza alrededor de 60 a 65º C pero, para ello, deben ser lubricados con aceite de gran viscosidad. En los soportes de engrase forzado por medio de bombas, la temperatura no debe exceder a 70º C. La viscosidad del aceite empelado en todos estos soportes debe estar comprendida entre 6,5º y 7,5º Engler.
Los soportes sometidos a grandes esfuerzos requieren cierta refrigeración del aceite, la cual puede preverse en la parte inferior del soporte o en un refrigerador especial que se instala separadamente. La circulación del aceite se obtiene por medio de una bomba de engranajes, movida por motor eléctrico, o por correa desde el eje de la turbina. Habrá de comprobarse el funcionamiento del refrigerador por medio de la temperatura que alcanza el soporte.
Transcurridos 2 o 3 años de servicio, deberá cambiarse el aceite del soporte limpiando este último previamente. Si no se dispusiera de agua limpia para refrigerar el aceite se colocará un serpentín refrigerante (fig 4.04) dentro del agua, aguas arriba o aguas debajo de la turbina, en cuyo caso habrán de limpiarse periódicamente estos serpentines, pintando con minio las partes atacadas por la costra si fuesen de hierro. Los serpentines de cobre son mucho mejores pero tienen el inconveniente de que están expuestos a los peligros de la electrólisis.
Las tuberías de lubricación van provistas de indicadores de la circulación del aceite, cuya válvula se abre al comenzar a fluir éste. Llevan así mismo un contacto eléctrico que hace funcionar una señal cuando se interrumpe la circulación del aceite.

Cojinete de suspensión

Este cojinete (Fig.24) llamado también chumacera o quisionera tiene una importancia considerable para el buen funcionamiento del grupo.
Consiste en una serie de segmentos móviles cuya inclinación se regula automáticamente conforme a la velocidad de rotación, de la carga soportada, y de la viscosidad del aceite, de modo que la formación de la capa de aceite queda asegurada sean cuales fueren las condiciones de servicio.
La conservación del cojinete lleva aparejada la comprobación del nivel de aceite, la medición de las temperaturas de éste, y el perfecto funcionamiento de los indicadores de la circulación del aceite.
Los cojinetes pueden generalmente conservar la nueva carga de aceite durante varios años. Cuando trabajan por encima de 50ºC hay que proceder al cambio del aceite con más precaución, y a la revisión periódica para limpiar y retirar los depósitos que pudiesen formarse.
La condición principal para la seguridad de marcha de un cojinete de suspensión es la refrigeración del aceite y, por ello, los serpentines de refrigeración que van colocados en el cojinete no deben ser empleados más que si se dispone de agua completamente limpia. Si así no fuere, habrán de utilizarse refrigerantes de tubos verticales que son de fácil limpieza.
El agua de refrigeración puede purificarse por medio de filtros que deben lavarse y limpiarse periódicamente; esto se realiza mediante cepillo y si no es posible, con un chorro de agua a gran velocidad de salida que producirá el desprendimiento de la incrustación.
El aceite empleado para estos cojinetes de suspensión con segmentos inclinables, suele tener una viscosidad de 6 a 12 grados Engler a 50º C; en tanto que los cojinetes con anillos fijos precisan un aceite de viscosidad de 10 a 12 Engler a 50º C.
Con objeto de disminuir el riesgo de corrosión, al poner en marcha el grupo, el aceite frío se inyecta directamente en los espacios intermedios que separan los segmentos basculantes, por lo cual es aconsejable hacer funcionar la bomba de circulación del aceite antes de poner en marcha el grupo, y esto puede hacerse si dicha bomba se mueve con motor eléctrico independiente.

2.3 MANTENIMIENTO DEL TRANSFORMADOR

Como consecuencia de los cambios de carga la temperatura del transformador, y la del aceite, cambian. Por ello varía el nivel del aceite en el depósito de expansión, saliendo y entrando aire. A pesar del silicagel entra humedad y pasa al aceite.
Solo unos veinte miligramos de agua por kilogramo de aceite, 20 ppm, pueden provocar la caída del cincuenta por ciento de la rigidez dieléctrica. Esto supone un evidente peligro para la seguridad de las personas y la instalación ya que es el aceite aislante el que soporta, casi él solo, el aislamiento a tierra. Por otra parte, el aceite alcanza una temperatura lo suficientemente elevada como para reaccionar con el oxígeno que tiene disuelto. Los productos de descomposición son polares, a diferencia del aceite aislante que está formulado a base de compuestos apolares, y además se forman compuestos de polimerización que se depositan en el transformador (depósitos).
Los depósitos dificultan la refrigeración del transformador elevando su temperatura de funcionamiento. Esto produce una descomposición más rápida del aceite al elevarse la temperatura. Algunos de los productos de descomposición del aceite son ácidos.
Los compuestos polares contribuyen a aumentar las pérdidas dieléctricas del transformador, que como en el caso de los sedimentos, elevan la temperatura del aceite.

INSPECCION VISUAL

Se realizará una inspección más minuciosa para comprobar si el equipo recibido no tiene defectos de fábrica en acabados, ajuste de piezas, pintura e indicativos de las características de los transformadores, corroborar que el número de serie del protocolo coincide con el del transformador así como de sus demás datos. Si no se tiene ninguna observación que hacer al respecto se prosigue con el presente procedimiento

CUBICULO DE TRANSFORMADOR

• Zona Exterior:

Deberá asegurarse el mayor grado de resistencia a la corrosión. Para ello se ejecutarán, en un mismo taller, los siguientes pasos:

a) Preparar la superficie a pintar, eliminando la capa de laminación, el óxido o suciedad, mediante el sistema de sopleteado con arena seca de río; granalla de acero o similar.

b) Inmediatamente de terminado esto, se aplicará una mano; (imprimidor fosfatizante).

c) Luego, inmediatamente después, deberá aplicarse una capa de pintura anticorrosiva.

d) Además, se recomienda tener especial cuidado en proteger las esquinas, las soldaduras y otros puntos vulnerables a los golpes, haciendo una aplicación a brocha en estos puntos, para luego aplicar la pintura en todas las superficies, incluyendo los puntos mencionados.

• Zona Interior:

Cuando se haga el cambio total de aceite se deberá pintar necesariamente las partes no cubiertas por el aceite, con pintura anticorrosiva.
La pintura adecuada, debe ser compatible con el aceite del transformador en cualquier condición, no debiendo deteriorarse aún a temperaturas altas (Transformador sobrecargado).

PRUEBAS

PRUEBA DE TRANSFORMACION Y GRUPO DE CONEXIÓN

® Se debe efectuar para cada posición del tap y cada fase .Se alimenta al trafo por el lado de AT con una tensión de 200v.
® Se debe tener especial cuidado en la alimentación del trafo por el lado de AT ya que si se comete un error( alimentar por el lado de BT), se generaría AT con lo cual el operador estaría en peligro de muerte.
® Previo a la realización de la prueba se debe calcular la relación de transformación teórica en valores nominales máximos para cada posición del tap.
® Con el equipo se medirá y la aguja deberá de permanecer en cero. Esto se logra movimiento las perillas. Para determinar rápidamente la relación de transformación, las perillas se pueden preajustar al valor mínimo teórico. Este procedimiento debe de ser efectuado para cada posición del tap y cada fase.

Los ensayos de aislación en transformadores, y en general en cualquier equipo eléctrico, se realizan para verificar que el aislamiento posea características óptimas ya sea en el proceso de fabricación, o bien durante los períodos de mantención del equipo una vez que este ha entrado en servicio.

Los principales ensayos dieléctricos aplicables a transformadores son los siguientes:

Ensayos de impulso
Ensayos de alto potencial
Medición de la resistencia del aislamiento
Medición del factor de disipación y potencia en aislamiento general y en bushings.
Pruebas para verificar la calidad del aceite
Detección de gases disueltos en el aceite.
Detección de descargas parciales en el aislamiento del transformador.

a) Ensayos de impulso.
Estas pruebas se realizan en laboratorio y constituyen ensayos ejecutados por los fabricantes durante el proceso de aceptación del equipo. Los ensayos de impulso permiten determinar si el aislamiento del transformador es capaz de soportar esfuerzos eléctricos asociados a descargas atmosféricas y sobretensiones de maniobra. Lo anterior se consigue aplicando a la aislación del transformador ondas de tensión de impulso normalizadas de alta tensión (cuya duración es del orden de los microsegundos) que tratan de simular los sobrevoltajes asociados a rayos o a interrupciones en el sistema eléctrico. Si la aislación del transformador no sufre ruptura luego de la ejecución de estos ensayos se dice que el equipo ha superado la prueba de impulso.

b) Ensayos de alto potencial.
Los ensayos de alto potencial consisten en la aplicación de tensiones, a frecuencia industrial, de magnitud superior a los valores nominales del transformador . Estas pruebas permiten verificar la condición del aislamiento en lo que respecta a su capacidad para soportar sobrevoltajes a frecuencia de operación, o a mayor frecuencia en el caso de la prueba de potencial inducido. Entre los ensayos de alto potencial se distinguen:

Ensayo de potencial aplicado
Ensayo de potencial inducido

El ensayo de potencial aplicado consiste en someter a la aislación del transformador a una sobretensión a frecuencia industrial (de valor normalizado) durante 1 minuto, y chequea el aislamiento entre los bobinados entre sí y con respecto a tierra. El ensayo de potencial inducido se lleva a cabo para verificar las condiciones del aislamiento entre vueltas en cada una de las bobinas y se realiza a frecuencias del orden de los 120 Hz para no saturar el núcleo del transformador.

c) Medición de la resistencia del aislamiento
La medición de la resistencia del aislamiento se lleva a cabo con un megger, que aplica tensión continua entre los bobinados, bobinados con respecto a tierra y con respecto al núcleo. A través de las mediciones anteriores se obtiene los valores de la resistencia del aislamiento. Los valores típicos de resistencia del aislamiento entre bobinados y tierra, en un transformador de poder, es del orden de 400 Meghoms, y entre bobinados y núcleo, de 1000 Meghoms. La medición de resistencia de aislamiento con respecto al núcleo solo se lrealizará si este es accesible.

d) Medición del factor de disipación y potencia (factores de pérdida).
El factor de disipación del aislamiento de un transformador se obtiene por lectura directa a través de un puente capacitivo (puente de schering), por su parte el factor de potencia se calcula a partir de los valores de factor de disipación obtenidos. Para el aislamiento general del transformador, el factor de disipación o tangente delta por lo general se mide utilizando el método de DOBLE que entrega directamente los valores de tangente delta y la capacidad (en Faradios) del aislamiento. Tanto el factor de disipación, como el de potencia deben asumir valores bajos, pues representan pérdidas indeseables en la aislación que pueden diagnosticar presencia de cavidades en esta y por ende aparición de descargas parciales.
Para el caso de los bushings o bujes del transformador, la medición de los factores de pérdida se realiza empleando distintos métodos, cuya aplicación dependerá del tipo de bushing presente. Para bushings capacitivos se realiza la medición con puentes capacitivos entre el terminal del buje y el tap de voltaje. Para bushings no capacitivos, la medición de los factores de pérdida se lleva a cabo empleando el método del collar caliente.

e) Pruebas para la verificación de la calidad del aceite.
Estos ensayos estan normalizados por los estándares de la ASTM, y se realizan tomando muestras del fluído para verificar las siguientes características del aceite:

- Rigidez dieléctrica en corriente alterna
- Rigidez ante impulso
- Color y apariencia
- Densidad
- Viscosidad
- Punto de fluidez
- Punto de inflamación
- Tensión interfacial
- Número de neutralización (acidez)
- Contenido de agua
- Estabilidad ante oxidación
- Contenido de inhibidores (aditivos)
- Tendencia a absorción de gases
- Factor de potencia y disipación
- Resistividad

El ensayo más requerido dentro de los ya nombrados es la medición de rigidez dieléctrica en el aceite. Esta prueba se lleva a cabo por medio de dos métodos: ASTM D 1816 (electrodos semiesféricos) y ASTM D 877 (electrodos de disco).
Existen otras características en los aceites dieléctricos que se han reconocido de manera más reciente como:

- Contenido de contaminantes
- Análisis de composición química
- Tendencia a generar carga electroestática
- Detección de descargas parciales en el fluído

f) Detección de gases disueltos en el aceite

Para la detección de gases disueltos en el aceite, que pueden resultar ser indicios de falla en el aislamiento del transformador, se emplean los siguientes métodos:
- Medición del total de gases combustibles en el aceite
- Análisis de la capa de gas
- Análisis de gases disueltos en el aceite (cromatografía gaseosa)
La técnica que entrega más información es la cromatografía gaseosa la cual permite, a través de sus resultados, determinar el posible tipo de falla presente en el transformador. El método hace posible detectar fallas incipientes derivadas de sobretemperaturas, arcos y descomposición de la celulosa que forma parte del aislamiento sólido del transformador. Recientemente se han desarrollado métodos cromatográficos que permiten llevar a cabo los diagnósticos en terreno.

g) Detección de descargas parciales en el aislamiento del transformador

Las descargas parciales en la aislación de transformadores pueden detectarse por medio de los siguientes métodos:
- Métodos eléctricos
- Métodos químicos
- Métodos acústicos

Los métodos eléctricos se llevan a cabo midiendo las descargas parciales por medio de detectores convencionales. Esta técnica tiene el inconveniente de perder sensibilidad en mediciones en terreno debido a la alta interferencia electromagnética derivada del sistema eléctrico.

Los métodos químicos aprovechan la información entregada por los gases que aparecen en el aceite del transformador, no obstante, estas técnicas no permiten detectar la presencia de descargas incipientes en el aislamiento del transformador debido a que se produce un gran retardo entre el inicio de la fuente de descargas parciales y la evolución de gas suficiente que delate la presencia de estas.

Las técnicas acústicas detectan la actividad de descargas parciales por medio de sensores que se instalan en el tanque del transformador. Estos métodos además de medir la magnitud de las descargas pueden entregar la ubicación física de las fuentes de descargas parciales.

RELE BUTCHOLTZ
La actuación del relé Buchholz debe ser considerada un incidente importante y en consecuencia actuar con celeridad antes de que se produzcan daños irreparables. El análisis de la composición de los gases nos indicará el origen y orientará las actuaciones posteriores.
¿CÓMO DEBE TOMARSE LA MUESTRA?Para que la toma sea representativa conviene que el transformador se halle en servicio, adoptando las necesarias medidas de seguridad y cuidando las distancias a partes activas. Para facilitar la toma y asegurar su representatividad se utilizan dispositivos adecuados para toma de muestras que se envían libres de gastos. El procedimiento, que se proporciona, está recogido en la CEI 60567.

PRUEBA DE ACEITE- CROMATOGRAFÍA

ACEITES AISLANTES.
El Aceite Aislante cumple múltiples funciones en los transformadores eléctricos: mejora del aislamiento entre componentes del Transformador, homogenización de la temperatura interna y refrigeración, etc.

DEGENERACION DEL ACEITE AISLANTE
El Aceite Aislante va degenerándose dentro del Transformador Eléctrico durante el funcionamiento normal del mismo. La degeneración dependerá de muchos factores, como el tipo de transformador, ubicación, carga y temperatura de trabajo, etc.
La Contaminación de los Aceites Aislantes está básicamente relacionada con:
· Presencia de humedad en el Aceite ( agua ): medida en PPM ( partes por millón). El valor max, según la norma IEC 296 para transformadores, no debe superar 30 PPM, aunque algunos fabricantes pueden recomendar máximos de 10 PPM de agua, para transformadores eléctricos de Alta Tensión >170 KV
· Partículas: la fabricación de los transformadores implica la utilización de papales y celulosa, que pueden desprender pequeñas partes por vibración, etc. Además, los transformadores necesitan un respirador para poder compensar las dilataciones del aceite, siendo foco de entrada de polvo, etc al interior del transformador, y por lo tanto al aceite.
· Oxidación: Esfuerzos de trabajo, puntos calientes, degeneración de las partículas y suciedad y descompensaciones provocan la generación de gases disueltos y oxidación del Aceite Aislante del transformador.

ANALISIS ACEITES AISLANTES
El Mantenimiento Preventivo de los Aceites Aislantes debe incluir el Análisis del Aceite, mediante diferentes pruebas que permitan conocer el estado funcional del mismo, que evite Fallas inesperadas de los Transformadores, con las consiguientes consecuencias económicas y de calidad en el servicio de suministro eléctrico. La necesidad de Mantenimiento de un Transformador Eléctrico es, por lo tanto, directamente proporcional al valor del mismo, y a la importancia del suministro de energía que ofrece.

COMPROBACION ACEITES AISLANTES
La toma de muestras para el análisis del Aceite Aislante desde ser realizada de forma segura y cuidadosa, para conseguir resultados reales.Las pruebas básicas que pueden hacerse a los Aceites Aislantes para transformador son:
· Test de Rigidez Dieléctrica: Consiste en la comprobación de la capacidad aislante del aceite del trasformador, mediante la extracción de una muestra y el uso de un aparato Comprobador de Rigidez Dieléctrica ( conocido vulgarmente como CHISPOMETRO ).
· Agua disuelta en el Aceite: Medida en PPM, partes por Millón, y de efecto directo en la pérdida de la Rigidez Dieléctrica de la muestra.
· Neutralización/Acidez: Control de los niveles de ACIDO en el Aceite, como referencia del nivel de Oxidación del mismo.
· Turbiedaz/Color: Tanto la presencia de Agua como de otras partículas disueltas produce turbiedad en el Aceite Aislante.
· Partículas Disueltas: contaminación por todo tipo de suciedad.
· Gases Disueltos: El envejecimiento, junto con la degradación de las partículas por la temperatura y posibles descargas internas, generan diferentes gases dentro del transformador y en el aceite.el tipo y cantidad de ellos pueden dar importante información.
Tesión Superficial: Valor Físico del Aceite, con relación con la viscosidad.

MANTENIMIENTO DEL ACEITE AISLANTE
Aunque en algunas ocasiones donde la degradación y contaminación del Aceite haga más cara su regeneración que su sustitución, vamos a dar una serie de consejos que eviten llegar a esa situación:
· Equilibrar adecuadamente los Transformadores logrará que el aceite cubra la totalidad de las partes del interior de los mismos.
· Colocar filtros adecuados en los respiradores de los Transformadores, de forma que evite la entrada de la mayor cantidad posible de humedad, polvo y otros partículas.
· Comprobar el cierra de tapas, pasacables, mirilla, etc, para evitar tanto el acceso de suciedad como la perdida de aceite.
· Realizar pruebas, test y/o análisis periódicos para poder tomar acciones de mantenimiento antes de que, la excesiva degradación del aceite lo haga irrecuperable e incluso dañe de forma grave el interior del Transformador.
El uso de Equipos de Purificación y Regeneración de Aceite Aislante permite devolver las características funcionales mínimas para continuar usándolo. Este tratamiento debe realizarse antes de que la contaminación del Aceite provoque depósitos en el fondo del Transformador

Por todo lo anterior, las características que la Comisión Electrotécnica Internacional (CEI) recomienda controlar periódicamente en su publicación 60422 son las siguientes:
Aspecto; Tensión de Ruptura; Contenido en Agua; Índice de Neutralización; Pérdidas Dieléctricas (Tg  ) De los ensayos se deduce: El estado del aceite es satisfactorio. Si hay un problema de contaminación y conviene filtrar bajo vacío y eliminar agua, o se aprecia un deterioro químico y se evalúa con ensayos complementarios si se puede regenerar el aceite filtrando a través de tierras adsorbentes, o hay que sustituir el aceite.
Debe evitarse la práctica de filtrar el aceite si no es necesario, ya que esto puede contribuir a un envejecimiento prematuro, encareciendo además el mantenimiento.


Desde hace más de 30 años se dispone de un método fiable y económico que, sin interferir en el normal funcionamiento del transformador, proporciona datos que informan de la existencia de defectos incluso aun latentes, lo que permite disponer de tiempo para programar una acción que evite la perdida de producción. La técnica tiene la misma filosofía que la empleada en medicina. El aceite aislante del transformador, como la sangre en el cuerpo, pasa por todos los sitios. Si en algún punto se está produciendo un calentamiento anómalo (temperaturas superiores a 140ºC ) o una heterogeneidad del aislamiento que origina descargas eléctricas, el aceite aislante se descompone originando productos que permanecen disueltos en el aceite (hidrógeno, metano, etano, etileno, acetileno, óxidos de carbono).
Si se toma una muestra del aceite y se analiza mediante cromatografía de gases se puede determinar las cantidades de estos compuestos.
La norma de la Comisión Electrotécnica Internacional (CEI) 599 establece la Guía de Interpretación de los resultados de los análisis que permite la identificación del tipo de defecto en transformadores aislados con aceite mineral. Las experiencias recogidas por el Institute of Electrical and Electronics Engineers. Inc. permite la identificación del tipo de defecto en el caso de transformadores aislados con siliconas.
La actuación del propietario ante un diagnóstico es la clave para evitar un incidente importante y en consecuencia actuar con celeridad antes de que la información disponible no sea útil por que ya se han producido daños irreparables y pérdida de producción.

Cromatografía

Cromatografía:
La cromatografía esta definida como un proceso físico químico de separación. Consiste en inyectar la muestra de gas en un flujo de gas inerte, el cual sirve como transportador a través de una columna de acero inoxidable que contiene un producto químico granulado finamente. Esta columna deja pasar ciertos gases en distintos tiempos y a otros los absorbe.
El propósito de este análisis es conocer exactamente las diferentes sustancias que componen los gases disueltos extraídos desde el aceite del transformador.

6.2.2.4 Diagnostico de fallas en transformadores:
Cada falla del transformador esta asociado a productos de degradación (gases), y esta entonces caracterizada por la mayor concentración de algunos de ellos. Cuando se detecten gases en cantidad suficiente como para suponer la existencia de alguna falla, es necesario conocer la severidad de ella, lo cual se determina en base a la tasa de crecimiento por día de cada gas en particular o del total de gases combustibles.

6.2.2.5 Identificación de una falla de un material en servicio con la ayuda de productos de degradación (gases)

Grupo De Acetileno (C2H2): La presencia del acetileno en el gas en solución en el aceite es siempre debido a una falla eléctrica:
§ Arco de duración limitada en el aceite.
§ Arco compromete un aislamiento sólido.
§ Producto de fuertes descargas parciales o de arcos en el aceite.

Grupo Del Etileno (C2H4):
§ Degradación térmica
§ Punto caliente no interviene el aislamiento sólido.

Grupo Del Dióxido De Carbono (CO2):
§ Envejecimiento térmico normal del papel.
§ Pequeñas descargas parciales que erosionan por largo tiempo el aislamiento sólido.

Grupo Del Hidrogeno (H2):
§ Descargas parciales.
§ Primera manifestación de una falla eléctrica más grave.

Grupo De Los Compuestos Del Aire (O2, N2):
§ El gas sacado de relé Bucholz contenga solamente O2 y N2.
§ Se puede tratar de una entrada de aire.
§ Esto puede ser debido a un punto caliente de temperatura superior a 100°C.

TERMOGRAFIA

La inspección Termográfica se utilizo para identificar de forma mas rápida y segura los puntos calientes asociados a anomalías típicas tales como:
· Contactos con apriete insuficiente, suciedad o corrosión.
· Elementos defectuosos o mal dimensionados.
· Pérdidas de calor o frío por defecto del aislamiento térmico o refractario.

Las aplicaciones de la inspección por infrarrojos en el Mantenimiento Eléctrico:

· Cuadros eléctricos de baja tensión (contactores, magnetotérmicos, fusibles).
· Motores eléctricos.
· Centros de transformación de Media Tensión (transformadores, pasamuros, interruptores automáticos, fusibles).
· Línea de distribución (aisladores, seccionadores en tendidos aéreos).
· Subestaciones transformadoras de Alta Tensión.· Reducción de pérdidas de energía y detección de humedades.