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LABORATORIO
“Mantenimiento de Subestaciones de
Distribución”
MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES DE
DISTRIBUCION
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Tema : ANALISIS DE ACEITE DIELECTRICO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Código : Semestre: Grupo :
Nota: Apellidos y Nombres: Lab. Nº :
Alumno (os):
- Huahuahuasoncco Jimenez,Luis Ubaldo
Grupo :^4 PROFESOR Nota:
Semestre : IV^ ING.^ Augusto Valdivia Garate
Fecha de entrega :^30 11 18 Hora: 8.
I.- Objetivos:
- Conocer y aplicar correctamente los procedimientos para la toma de muestras de aceite en transformadores de potencia.
- Presentar muestras del aceite para el analisis correspondiente.
- Interpretar los resultados del analisis fisicoquimico del aceite.
II.- Equipo y material a utilizar:
- Llave de tubo de 10 "
- Llaves fijas hexagonales.
- Chispómetro.
- Equipo toma muestra.
Consumibles Especiales:
- Tela oleofilica.
- Liencillo
- Recipientes de 500 ml toma muestras
- Recipiente para rebose y recolección(Balde)
- Bolsa o plástico negro.
Seguridad :
Riesgos Acciones Preventivas Contacto aceite Uso permanente de guantes plásticos
Elementos de Protección Personal:
- Casco.
- Guantes plásticos.
- Gafas.
- Botas de seguridad.
- Traje plástico tipo desechable blanco.
III.- Procedimiento:
A.- TOMA DE LAS MUESTRAS DE ACEITE
1.- Advertencias:
Antes de iniciar la tarea, deberá validar el permiso de trabajo.
La toma de muestras se realizará preferiblemente en días soleados, verificar que el día no este demasiado húmedo para la toma de las muestras.
Preparar la herramienta, el equipo de seguridad personal y elementos consumibles; verificar que estén en buen estado.
Verifique el tag del equipo
La muestra para la rigidez dieléctrica debe tomarse de la parte inferior de la cuba. La muestra para el análisis de gases disueltos AGD y análisis fisicoquímico AFQ, de la parte superior de la cuba.
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CONCENTRACION DE GASES [ppm]
Valores Límites Ene-^97 Nov-^98 Nov-^99 Sep-^00 Nov-^00 Abr-^01 Jul-^01
N2 50.000 37.620,00 39.712,00 67.040,00 74.630,00 74.063,00 68.950,00 75.847, O2 2.500 4.603,00 1.726,00 5.629,00 4.468,00 6.417,00 1.187,00 3.473, CO2 5.000 670,00 1.467,00 1.828,00 2.117,00 2.128,00 2.264,00 2.245, CO 500 35,57 58,86 54,20 79,20 74,20 82,00 83, H2 200 12,88 20,23 17,22 48,73 39,55 47,00 35, CH4 (METANO) 200 12,51 47,66 63,68 94,21 89,15 102,00 104, C2H6 (ETANO) 200 15,78 60,50 88,03 183,56 185,91 208,00 225, C2H4 (ETILENO) 200 1,91 10,78 20,67 37,22 38,41 42,45 44, C2H2 (ACETILENO) 200 1,36 14,76 22,95 17,94 19,57 20,53 18, C3H8 (PROPANO) 50 7,69 29,37 42,57 82,09 80,16 95,00 103, C3H6 (PROPILENO) 50 1,02 3,56 4,35 6,32 6,13 7,00 7,
TGC 1.500 80,00 213,00 267,00 461,00 447,00 502,00 512, TGC-CO 1.000 44,00 154,00 213,00 382,00 373,00 420,00 428, S(C1-C2) 800 32,00 134,00 195,00 333,00 333,00 373,00 393,
Se observa que si bien el nivel del Total de Gases Combustibles (TGC), no ha sobrepasado su nivel crítico, desde el año 1997 ha aumentado en un 540%. ¿Quién es el principal contribuyente?, ¿Qué nos indica los resultados del analisis?
Según el último análisis cromatográfico (el cual fue realizado 02 dias después), existe un aumento de un 2% en el Total de Gases Combustibles (TGC). Determinen las acciones a tomar y los intervalos de muestreo.
MUESTRA 02
¿Quién es el principal contribuyente?, ¿Qué nos indica los resultados del analisis?
- El principal contribuyente fue el gas encontrado e n el transformador. El que nos muestra en la tabla que estamos utilizando de maner incorrecta y el transformador requiere de regeneración de aceites para transformadores, aspectos asociados como los factores climáticos (temperatura y humedad), ya que para procesos de regeneración es requerido mantener una temperatura constante, sin embargo debido a variaciones de la carga esto no se puede dar, a su vez, se propone también incluir un análisis de contenido de metales que a futuro pueden causar lodos y daños irreparables en el aceite.
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Según el último análisis cromatográfico (el cual fue realizado 03 dias después), existe un aumento de un 6% en el Total de Gases Combustibles (TGC). Determinen las acciones a tomar y los intervalos de muestreo.
- Para realizar acciones a nuestro transformador es indispensable realizar primero definiremos que lo produce o lo causa: Aunque no existe una correlación entre el cambio de color del aceite y un problema específico en el transformador, el cambio de color nos proporciona una indicación de deterioro y/o contaminación del aceite.
- Realizaremos la regeneración y ubicar las fallas dentro del transformador para así determinar el lodo y solidos del transformador.
1.- Índice de Myers según Estado del Aceite para transformadores
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Limite permisible ASTM
_- Indice de acidez >
- Tension interfacial_ > _- Factor de potencia a 100°c 2.1%
- Rigidez dielectrica >40 KV
- Contenido de agua >10 ppm
- Color 1
- Contenido de inhibidor 0.3 %_
- Para la prueba de acides tomamos en cuenta que utiliza para estimar el valor ácido total del líquido aislante del transformador. A medida que los valores de ácido aumentan (generalmente debido a la oxidación del aceite), la calidad aislante del aceite disminuye. En general, los subproductos ácidos producen una pérdida dieléctrica aumentada, una mayor corrosividad y pueden causar dificultades térmicas atribuibles a componentes insolubles denominados "lodo". 2.-
- La tensión Interfacial es una medida de las fuerzas de atracción entre las moléculas de dos Fuidos inmiscibles (que no pueden ser mezclados) y está dada en (dynas/cm) o en (mN/m). Esta prueba es excelente para determinar productos de oxidación que no se detecta con el número de neutralización y la precipitación de lodos que comienza a detectarse cuando la tensión interfacial alcanza las 22 dynas/cm. 3.- FP
- Mide las pérdidas de corriente que se dan en un transformador en operación
4.- se conoce a la Rigideza como la capacidad de un aislante a soportar un voltaje o tensión eléctrica sin fallar. La
prueba de Rigidez da indicadores de contaminantes en el Aceite (agua y óxidos). El valor dado en la Tabla 1.1, nos entrega un estándar valido para esta prueba 5.- La presencia de agua en un aceite puede presentarse en forma libre o de forma suspendida, lo cual se puede constatar, mediante una visualización de la muestra. La presencia de agua en forma disuelta se determina por medios químicos, el cual está dado en ppm
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6.- Los aceites de transformadores contienen pequeñas cantidades de algunos compuestos químicos que actúan como retardadores en la oxidación del aceite, la cual, dependerá de la cantidad de oxígeno, contaminantes y temperatura existente en el aceite. A medida que la cantidad de inhibidor se reduce, la tasa de oxidación y deterioro incrementa. Sin embargo, al regenerar el aceite se pierden las características del inhibidor, para lo cual, se usan inhibidores arti ciales1 que mantengan las características del mismo en el aceite
Entonces: Como trabajo a futuro se propone incluir en el estudio de regeneración de aceites para transformadores, aspectos asociados como los factores climáticos (temperatura y humedad), ya que para procesos de regeneración es requerido mantener una temperatura constante, sin embargo debido a variaciones de la carga esto no se puede dar, a su vez, se propone también incluir un análisis de contenido de metales que a futuro pueden causar lodos y daños irreparables en el aceite.
IV.- Trabajo de investigación.
Anexar en documento adicional, la información correspondiente al mantenimiento del aceite requerido de acuerdo al resultado de las pruebas físico-químicas, deberá presentar un caso inicial y plantear las acciones de mantenimiento adoptadas
- Como se vio en las secciones anteriores, existen varios métodos de regeneración de aceites para transformadores, siendo algunos muy utilizados, otros solamente experimentados, pero cada uno de ellos expresado en sus ventajas y desventajas. El método utilizado para la regeneración del aceite en este particular caso es un sistema de disminución de cantidad de agua (deshidratar) del aceite y del aislamiento solido (celulosa), el mismo que se desarrolla sobre un transformador energizado y en continua operación. El sistema disminuye la cantidad de agua del aceite dieléctrico mediante utilización de ltros especiales de tecnología SuperDri 2. La unidad es capaz de disminuir el total de agua contenido en el aceite del transformador a niveles de 10 ppm (partes por millón) o menos en una sola 2 ltros que permiten la eliminación del agua contenida en el aceite aislante sin la necesidad de procesamiento del mismo en calor y vacío 11 pasada con un ujo de 5 galones por minuto. La unidad reduce el contenido de humedad en el aislamiento solido utilizando el calor generado por el transformador en operación mediante la transferencia de humedad del aislamiento sólido húmedo hacia el aceite que se encuentra en proceso de secado. El procedimiento utilizado no requiere de calentamiento, ni bomba de vacío externo. El sistema puede disminuir ácidos, gomas, barnices, componentes polares y productos de oxidación del aceite aislamiento mediante la utilización de ltros de alumina activada (recomendado), hasta un valor del 50 % para el caso del número de neutralización [1]. Marca Velcon Transformer Dryout System, 120 VAC, Single Phase, 60 Hz, with 25 Foot Cord Extension, Hz, Motor 1/2 hp, TEFC, 1750 RPM Medidor de Electronic Flow Meter: 0-30 gpm, indicates ow rate, resettable Flujo atch totalizer, and cumulative gallons pumped, battery powered, Ventilador 6 (15.24 cm) for enclosure ventilation, with thermostat and ltered louver Bomba de 5 gpm positive displacement gear pump with mechanical seal Aceite and internal pressure bypass Bomba de 3 CFM displacement, close coupled motor and wired to main Vacio electrical control box for power source Filtros a LB-1107B utilizar SD-1107 Tabla 1.2: Equipo de Tratamiento de Aceite [1] Como se ve en la Tabla 1.2, se indica las características generales del equipo de regeneración (la implementación de un sistema de monitoreo constante de la condición del aceite nos permite tomar las medidas correctivas adecuadas y a su vez la optimización del equipo en Horas/Uso). 1.5. Estimación y Predicción para Tratamiento de Regeneración en Aceites para Transformadores Como se mencionó con anterioridad, una de las más importantes consultas asociadas al monitoreo de los aceites de transformadores es determinar el proceso de regeneración que se esta dando a medida que pasa por el equipo de ltrado y puri cación del mismo [1], y cuantos ciclos mas de operación se dar hasta llegar a un umbral deseado. Estos conceptos son analizados en términos de tiempo de operación nal del equipo de tratamiento y el Indice de Myers establecido hasta dicho tiempo. Así un buen algoritmo de pronóstico para el EoO y el Indice de Myers, nos ayuda a determinar el tiempo de operación y la calidad del aceite para futuros tiempos de tratamiento, con una adecuada exactitud (una aproximación entre el tiempo de regeneración real y el valor esperado del Indice de Myers) [18], [19]-[20]. 12 Los procesos de tratamiento por regeneración de aceites son complejos, debido a que la mayoría de transformadores son afectados por oxidación, lodos y contaminantes que causan la degradación del mismo y por ende, perder sus características de refrigeración, aislamiento y lubricación [3], [21], además que el tratamiento del mismo se ve afectado por costos y tiempo empleado en ellos debido a que la mayor parte de soluciones comerciales son limitadas a monitoreo por laboratorios a medida que el proceso vaya transcurriendo en el tiempo. Es importante tener un absoluto conocimiento acerca del per l de uso futuro para predecir la evolución del estado de regeneración de una manera exacta, asegurando que las mediciones deben ser calibradas a un punto de referencia que en este caso es el Indice de Calidad establecido, orientándonos a tener los mejores resultados posibles, cabe considerar que el éxito de los algoritmos de pronóstico basado en ltros de partículas esta determinado por una modelación correcta de per l de uso. En comparación con las técnicas tradicionalmente usadas (monitoreo por vibración, visual y toma de muestras de laboratorios), el monitoreo constante de la condición y en su defecto, el tratamiento por regeneración de aceites proporciona 10 veces mas rápido los posibles fallos que se puedan dar y agilita el
