El transformador de potencia es una máquina eléctrica diseñada alrededor de un ciclo de vida útil de unos 45 años. Esto no quiere decir que no se pueda continuar su explotación más allá de este tiempo, de hecho gran parte del parque de operación eléctrica e industrial viene operando con máquinas fiables más allá de este límite. Lo realmente importante es conocer el estado y evolución del transformador para estar en condiciones de poderlo operar con la máxima seguridad y saber si es apropiado continuar su uso, conocer la capacidad de sobrecarga, limitar la potencia, reacondicionarlo o en su caso retirarlo del servicio activo. [11]Existen una serie de técnicas de mantenimiento que desde el punto de vista eléctrico y a través de determinados ensayos de campo nos van a permitir poder seguir el estado del transformador como se ha indicado y para el caso de
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avería detectar con agilidad el problema acaecido y ejecutar las acciones oportunas. [21].
A continuación se detallan las operaciones a realizar en las revisiones de transformadores de potencia que dicta la norma de mantenimiento de transformadores.
Fig.5: Transformador de potencia.
2.6.1 Mantenimiento parcial a transformadores y autotransformadores sellados (sin tanque conservador) de 110 y 220 kV.
Pasos a tener en cuenta durante el mantenimiento del transformador y sus accesorios.
Transformador.
1. Inspeccionar el “Diario de la Subestación “, para detectar si está señalado algún desperfecto del transformador.
2. Inspección exterior: determinar suciedad, oxidación, salideros, perforaciones del metal, u otros defectos del tanque y corregir los mismos en caso de existir tal anomalía, además reapriete de la tornillería
3. Cambiar el silicagel al filtro y al termosifón según el valor del índice de acidez del aceite.
4. Revisar los niveles del aceite, limpiar los niveles en caso de suciedad. 5. Completar el nivel de aceite al tanque superior si se requiere.
6. Tomar muestras de aceite para realizar rigidez y análisis reducido en el laboratorio.
7. Revisar presión de Nitrógeno y comparar con valores anteriores, determinar la hermeticidad además reapretar si lo requiere los tornillos de las tapas de acceso superior.
8. Restablecer la presión de Nitrógeno en caso de estar por debajo del valor establecido.
9. Revisar los bushing (pasa-taps), comprobar la presión del aceite por medio del manómetro (determinar si funciona correctamente), en caso de no estar en
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norma, rellenar el bushing hasta llevarlo a la norma, según instrucciones existentes. Limpieza de los bushing.
10. Observar minuciosamente los tapones de los radiadores, en caso de algún resumidero cambiar la junta. Revisar si las válvulas abren y cierran correctamente.
11. Comprobar el relé de presión súbita, de conjunto con el personal de protecciones.
12. Revisar y limpiar los contactos entre las rabizas y los link de salida.
Reguladores bajo carga
1. Cambiar el aceite del tanque o del recipiente de los contactos del conmutador. - Revisar el aceite del recipiente del selector y cambiar si es necesario
(para el caso de los reguladores que tienen los selectores colocados en un recipiente separado del tanque principal)
2. Comprobar la operación local y a distancia.
3. Comprobar la correspondencia entre la posición de las derivaciones y la señalización en la sala de control.
4. Realizar una corrida completa al regulador con el objetivo de corroborar que opera correctamente en todas las posiciones incluyendo los límites extremos y no existe corrimiento del conmutador en ninguna dirección.
5. Revisar y lubricar todo el sistema de accionamiento (motor, cajas de engranes, etc.).
6. Efectuar el mantenimiento al conmutador (sea o no extraíble, según el tipo). Sacar el conmutador, revisar sus componentes y lavar con aceite limpio (si no es extraíble hacer lo mismo en su lugar).
Conmutador de operación desenergizadas.
- Revisar la operación del conmutador en cada posición - Cambiar la posición de cada derivación 15 o 20 veces.
Mediciones.
En cada mantenimiento parcial se efectúa las siguientes pruebas:
1. Medición del Aislamiento (utilizar la guarda para conectar los enrollados o la masa, que no están involucrados en la medición).
2. Medición de relación de transformación en todas las derivaciones. (Comparar con valores anteriores y medir desviación entre fases).
3. Prueba de rigidez dieléctrica al aceite.
4. Medición de la resistencia óhmica en todos los devanados y en todas las derivaciones. (Medir desviación entre fases).
6. Medición de la tangente delta
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A los bushing
7. Realizar la toma de muestra y análisis completo al aceite del tanque principal (grupo especializado de la UNE)
8. Medición de la corriente de excitación a los enrollados
Mantenimiento a los ventiladores.
1. Prueba del funcionamiento
2. Revisar y cambiar los rodamientos (si se requiere).Lubricación 3. Medir el aislamiento.
4. Revisar las aspas y cambiar si se requiere. 5. Pintar las partes oxidadas.
Mantenimiento a la moto-bomba. 1. Prueba del funcionamiento:
a. Revisar y cambiar si lo requiere los rodamientos y efectuar posteriormente su lubricación.
b. Medición del aislamiento c. Pintura
Acabado final del mantenimiento del transformador
Pintura final del transformador
Secar y raspar todas las partes manchadas una vez eliminado los salideros y resumideros.
Ejecutar pintura parcial o total del transformador, según lo requiera.
2.6.2 Estado actual de las técnicas de monitoreo y diagnóstico de
transformadores de potencia en CUBA.
Junto a las reales carencias materiales que enfrenta Cuba, ha primado en ocasiones el factor subjetivo, pues en las centrales eléctricas cubanas se aplican, por ejemplo, costosos sistemas de monitoreo vibracional, debido a la indudable importancia de conocer el estado de las turbinas, y como los transformadores son equipos nobles, con relativo bajo nivel de fallas, no se tiene en cuenta la instalación de sensores en estos, olvidando que, de salir de servicio, provocan también la salida de las unidades generadoras; en resumen, no se ha realizado una consistente evaluación costo-beneficio. No se han instalado sistemas de monitoreo de gases disueltos en aceite, tan útiles para el seguimiento de las fallas desde su mismo inicio. Se realiza el análisis de gases disueltos, por personal de la División Química de INEL (Empresa de Ingeniería y Proyectos de la UNE; Unión Nacional Eléctrica), con la periodicidad acordada con el Cliente, aunque esta institución confronta problemas de falta de personal y carencia de transporte, que alargan la periodicidad en la toma de muestras y su análisis. [22].
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No obstante la difícil situación económica existente en Cuba, se cuenta con la información técnica y metodológica necesaria, para aplicar el diagnóstico en los transformadores de potencia del SEN; faltaría la formación de un mayor número de especialistas en esta rama que se encargará de esta tarea, junto con un apoyo financiero para respaldar las instalaciones de monitoreo y procesamiento de los datos. Sería necesario tener en cuenta las siguientes recomendaciones:
1. Lograr en cada CTE la realización de todas las pruebas típicas necesarias a
los equipos primarios (medición confiable de la resistencia del aislamiento, coeficiente de absorción, índice de polarización, con posibilidades de introducción de estas mediciones a PC para su evaluación posterior, medición de resistencia a la corriente directa, de tan δ o capacitancia, relación de transformación, etc.);
2. Eliminar la contratación de la División Química de INEL en lo que respecta a la
realización de los análisis de gases disueltos en aceite, implementando la posibilidad técnica de realización de los mismos directamente por cada CTE, manteniendo la relación con esa Empresa solo para la comprobación de análisis que arrojen resultados dudosos o que corroboren que algunos equipos se encuentran en estado crítico.
3. Consolidar la realización por cada CTE de sus propias pruebas termográficas,
creándose una base de datos que indique los equipos a inspeccionar y dedicando a ellos todo el tiempo necesario, manteniendo la relación con la ECIE solo para la comprobación de análisis que arrojen resultados dudosos o que corroboren que algunos equipos se encuentran en estado crítico.
4. Instalar de forma permanente en cada equipo a monitorear en las CTE,
mientras no sea posible la realización de pruebas on-line de descargas parciales, los sensores requeridos para las pruebas que se realizan con periodicidad semestral, lo que aligeraría la realización de las mismas colocándolos de forma permanente en generadores y transformadores de todas las centrales.
5. Comenzar la implantación en las CTE del monitoreo de gases disueltos en los transformadores principales de los bloques de generación.