MANTENIMIENTO PRVENTIVO DE TRANSFORMADORES EN LA INDUSTRIA.pdf

MANTENIMIENTO MA NTENIMIENTO PREVENTIVO PREVENTIVO DE TRANSFORMA TRANSFORMA DORES DORES EN LA INDUSTRI INDUSTRIA A

Ing. Julio Nemeth Szombathy

Auto Au to r: Juli Ju lio o Nemeth Nem eth

MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE TRANSFORMADORES

Revisión: 03 Fecha: Febrero 2009 Pág.: 2 De: 72

INDICE CAPITULO 1 EL TRANSFORMADOR COMO PARTE DEL SISTEMA ELÉCTRICO.

PAG 7

CAPITULO 2 COMPONENTES BASICOS DEL TRANSFORMADOR.

PAG 12

CAPITULO 3 PRUEBAS ELECTRICAS EN CAMPO Y EN LABORATORIO.

PAG 25

CAPITULO 4 ANALISIS FISICO QUIMICO DEL ACEITE MINERAL.

PAG 33

CAPITULO 5 CROMATOGRAFIA DE GASES DISUELTOS.

PAG 39

CAPITULO 6 ACCESORIOS E INTERPRETACION INTERPRETACION DE PARAMETROS.

PAG 47

CAPITULO 7 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO.

PAG 56

CAPITULO 8 SECADO DE PARTES ACTIVAS.

PAG 63

CAPITULO 9 FALLAS TIPICAS.

PAG 66

ANEXOS

PAG 70




DIRIGIDO A:

Personal del área de Mantenimiento Eléctrico del Sector Industrial, Ingenieros y Técnicos Medios con escasos conocimiento de transformadores. OBJETIVO:

Al finalizar el curso los participantes estarán estarán capacitados para planificar el mantenimiento preventivo de sub-estaciones de transformadores y de poder decidir oportunamente las acciones a tomar para optimizar la confiabilidad del sistema en su empresa. CONTENIDO:

• • • • • •

•

• •

El impacto de fallas de Transformadores en la confiabilidad del sistema eléctrico. Componentes básicos de transformadores. Pruebas eléctricas en campo y el taller. Análisis fisicoquímicos de los aceites dieléctricos. dieléctricos. Cromatografía de gases disueltos en aceite dieléctricos. Interpretación de la información de los diferentes accesorios usados como protección. Planificación del mantenimiento Preventivo. Cuando hacer el mantenimiento en campo y cuando en taller especializado. El problema del secado de la parte activa y su vida útil. Fallas más comunes que se presentan y sus soluciones.

ESTRATEGIAS METODOLOGICAS:

Exposiciones del facilitador Ejercicios estructurados Dinámica grupal.

Auto r: Julio Nemeth



JULIO NEMETH S. Ingeniero Electricista graduado en la Universidad de Carabobo en la especialidad de potencia en 1982. Ha desarrollado proyectos de iluminación y fuerzas en el sector Comercial e Industrial. Se ha dedicado a la construcción da líneas aéreas y subterráneas de alta y baja tensión. Ocupa la gerencia de mantenimiento en la fabricación de cables FACTI. Actualmente es gerente de producción en la fabrica de transformadores COSTEL es a la vez asesor de al empresa, C.A. Mantenimiento eléctrico. Se ha dictado talleres en prestigiosas empresas de la Zona, en el área de mantenimiento tales como CADAFE, PDVSA, SIDETUR, EDELCA, COCA-COLA, etc. Se ha dictado por 15 años a la docencia en el IUPSM, dictando cátedras como Maquinas Eléctricas, Líneas de Transmisión y Mantenimiento de Sistemas eléctricos. Asesor y Facilitador en FUNDAMETAL, en el área Técnico Industrial.




INTRODUCCION El presente curso esta ideado para llevar un vacío muy frecuente en quienes tienen la responsabilidad de la gestión de mantenimiento en la industria. Siendo cada vez mas critica la dependencia del hombre con la electricidad resulta pues evidente la necesidad de “gerenciar” el mantenimiento de los sistemas eléctricos con criterios preventivos en vez de criterios correctivos, por lo que es lógico atacar el problema de garantizar la confiabilidad del sistema eléctrico en uno de sus puntos mas vulnerables: el transformador. En este curso se dan a conocer las técnicas que existen a fin de monitorear y diagnosticar el estado del transformador para que el gerente de mantenimiento o el usuario puedan tomar las decisiones correctas en los momentos oportunos. El contenido del curso esta basado en años de experiencia en el mantenimiento y reparación de transformadores, en el análisis de los problemas más comunes que se presentan y en la íntima relación que hay entre las diferentes pruebas y chequeos de que se disponen hoy en día con lo que físicamente ocurre dentro de los transformadores. Se hace un estudio de los ensayos eléctricos en campo, talleres y del análisis físicoquímico del aceite mineral. se ha incluido la técnica de cromatografía de gases disueltos dada la importancia que cada día ha ido cobrando y que completamente los otros ensayos. Como en todo, nadie tiene toda la verdad en la mano, igual ocurre aquí, no debemos olvidar que a pesar que la construcción de los transformadores ha variado muy poco desde sus comienzos, se han ido mejorando las técnicas de diagnósticos de fallas incipientes y los performances de las protecciones asociadas a los transformadores hoy en día. De lo anterior se concluye que siempre aparecerán nuevas interpretaciones en los diagnósticos y cada vez más precisas preediciones. todo va a depender del grado de empeño con que el usuario se logre capacitar y documentar con los desarrollos tecnológicos actuales.



1. 2. 3. 4.

¿Que voy a lograr al terminar el curso? Tomar la decisión correcta en el momento preciso ¿Cuando tiempo va durar? Dos días: 8 AM A 12 PM. Y 1 PM. A 5 PM. ¿Como aprovechar al máximo? Atienda – Pregunte - Anote ¿De que manera se va dictar? Relájese. no es un salón de clase, es un dialogo .

¿Todo claro? Comencemos…




CAPITULO 1 EL TRANSFORMADOR CÓMO PARTE DEL SISTEMA ELÉCTRICO

El esquema básico de todo Sistema eléctrico industrial se compone de: A: Red Primaria de Energía

B: Subestación de Transformación Principal

C: Centro de Distribución

D: Cargas Servidas y Sub Tableros

G





El usuario requiere que todo lo que se halla en el sector D funcione en todo momento. Hay dos cosas que pueden pasar para que D quede sin servicio: falla en el suministro de energía en el sector A o falla en el transformador principal; cualquier de las dos “PRARLIZARÁ” todo el sistema de distribución eléctrica. Es poco lo que podemos hacer ante cualquier contingencia en A pero en B si se puede. Es preferible prestar periódicamente algo de atención a la subestación (lo cual lógicamente tiene un costo) que pasar por un colapso del transformador lo que implica: • • • •

Costos de reparación del equipo Costos por desconexión y movilización del equipo Pérdida en las líneas de producción Costos de alquiler de un equipo sustituto

La experiencia indica que siempre resulta más económica el mantenimiento preventivo que el correctivo (Aun en tiempo de crisis). Entonces, la confiabilidad del servicio eléctrico depende del tipo de mantenimiento que se practique en las empresas. Las gerencias modernas están de acuerdo en que la relación de tiempo empleado en mantenimiento preventivo TMP y correctivo TMC es un indicador de la gestión y en consecuencia de la confiabilidad del sistema. Esta relación puede interpretarse del siguiente modo:

TMP / TMC Menor que 1

Igual a 1

Mayor que 1

INDIQUE QUE… La gestión de mantenimiento solo existe para corregir fallas Posiblemente hay falta de información técnica o de personal capacitado Se aplica criterios de ingeniería modernos. La alta gerencia se involucra

CONFIABILIDAD ES… Baja

Dudosa

Alta

Adicionalmente las técnicas gerenciales modernas de mantenimiento son capaces de diagnosticar necesidades puntuales tales como:



• • • •


Adquirir una planta de emergencia Modificar la red de distribución primaria Tener equipos de respaldo Reemplazar equipos por obsolescencia.

En resumen: la meta del gerente es minimizar la ocurrencia de fallas, y de ocurrir la falla minimizar el tiempo de parada. Mantenimiento preventivo, ¿Dónde Empezar? Uno de los problemas mas frecuente con que se enfrenta el usuario es ¿que cosa mantener? Y luego ¿Qué mantener primero? La respuesta se tiene si logramos establecer prioridades, una forma de hacerlo es haciendo uso de la técnica de Pareto. Por ejemplo, supongámonos que una maquina perteneciente a una línea de producción es de suma importancia y que la parada de esa maquina representa perdidas millonarias para nosotros. Luego de estudiar las causa que producen que esa maquina se paralicen las hemos listado a continuación con su respectivo impacto en tiempo: Problemas neumáticos Fallas hidrológica Falla de energía eléctrica Problema en el Breacker Problemas de transmisión Mala operación Problemas en el CCM Falla de la subestación Problemas en aterramiento Total

2 horas 10 horas 2 horas 3 horas 1 horas 1 horas 20 horas 60 horas 1 horas 100 horas

Ordenador de mayor a menos tenemos

1 Fallas de la Subestación 2 Problemas en el CCM 3 Falla Hidráulica 4 Problemas en el Breacker 5 Problemas Neumáticos 6 Falla de Energía Eléctrica 7 Problemas de Transmisión 8 mala Operación 9 Problemas en Aterramiento Total

60 Horas 20 Horas 10 Horas 3 Horas 2 Horas 2 Horas 1 Horas 1 Horas 1 Horas 100 Horas




Graficando en Diagrama de Pareto

100% 90% L A U T L N A E U C D R I V O I P D N O I S E P

80% 70%

60%

60% 50% 40% 30%

20%

20%

10%

10%

3%

2%

2%

4

5

6

7

95%

97%

1%

1%

1%

8

9

0% 1

2

3

CAUSA

100%

93%

90%

90%

98% 99%

100%

80%

80% 70% 60%

60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 1

2

3

4

5

6

7

8

9




De la figura anterior resulta lo siguiente: 80% de las fallas se deben solo al 20% de las causas. por lo tanto cuando la pregunta es ... ¿qué hacer primero? ya sabemos donde empezar. En conclusión, cuando un determinado evento tiene muchas causas que lo pueden producir la técnica de Pareto es muy útil toda vez que logra centrar nuestra atención en ese 20% de factores llamados los “pocos vitales” para ser atendidos primero logrando controlar 80% de las consecuencias. Luego se atenderá el otro 80% de las causas que como solo contribuyen con el 20% de las consecuencias son llamados los “muchos triviales”. En ejemplo anterior quedó en evidencia que desde el punto de vista del sistema eléctrico de distribución la subestación y el transformador principal es el punto de partida cuando de confiabilidad se trate.




CAPITULO 2 COMPONENTES BASICOS DEL TRANSFORMADOR En todo transformador las siguientes partes están siempre presentes y que son los que requieren control por parte del usuario, como se irá viendo la aparición de problemas en un componente puede acarrear consecuencias en otras partes hasta que la unidad colapsa por completo. Veamos esos componentes vitales: • • • • • •

Núcleo Bobinas Conmutador (TAP CHANGER) Aislamiento Sólido Aislamiento Liquido Otras Partes

NUCLEO Es la estructura de hierro laminado sobre la cual están montados los devanados primario y secundario. Su función es permitir el paso del flujo magnético (Creado por el Primario) para concatenar con el secundario. Su construcción exige un material sea buen conductor de dicho flujo ( Minimizar Corriente de Excitación o de Vacío). Este atributo se mide con la PERMEABILIDAD MAGNETICA que da la idea de cuántas veces mas conduce mejor un material dado que el aire. El flujo Magnético Ø se mide en Weber = 108 Líneas de Campo. La Densidad de flujo B = Ø / A se mide en Weber / m2 ¿Cómo se produce la Electricidad? Se produce siempre que entre un conductor y un campo magnético exista alguna velocidad relativa, o sea que el conductor “corte líneas de flujo magnéticos, ver la figura siguiente:




L B SUR

NORTE

V

En la figura un conductor de longitud L se desplaza hacia abajo con una velocidad V cortando un campo Magnético con densidad constante B, se demuestra que se induce en los extremos del conductor una FEM. dada por: E = B x L x V (Voltio s)

En un transformador los conductores no se mueven pero lo que varia es el flujo mediante una frecuencia f. FARADAY DEMOSTRO QUE TAMBIEN

E = N x ∆Ø / ∆t voltios

Siendo : N: El numero de espiras del devanado. Ø máx.

∆Ø = 2 x Ø Δt =

1/f 2



Entonces

E=Nx4x

Φ x

f x 10

-8


y siendo

El valor Eficaz = Valor Medio x 1.11 -8

E = 4.44 Φ N f 10

Voltios (Valor Eficaz)

Formula elemental cálculo transformador y principio de inducción electromagnética.

En resumen, el núcleo solo sirven para que una bobina que recibe un voltaje variable genere un campo magnético variable y otra bobina utilice ese campo para generar un voltaje.

Voltaje Aplicado

Voltaje Inducido

Los núcleos Modernos se Construye de Hierro con Pequeñas Cantidades de Silicio y Carbono. Con ello se Reducen las Perdidas por Histéresis y Foucault. El núcleo no es Macizo sino laminado y toda la estructura se amarra mediante brindas. Como las laminaciones están hechas de secciones por facilidad de armado, Se debe tener cuidado en las juntas a fin de evitar Entrehierros, Que constituirían también perdidas que se traducen en corriente de vació alta. Sin embargo con los años un transformador puede llegar a presentar aflojamiento de las Bridas Producto de dilatación térmicas y vibración natural lo que a su vez provoca la aparición de entrehierros y perdidas. Una señal de que un núcleo presenta perdidas anormales es precisamente un aumento en el nivel de ruido del transformador y una temperatura mayor.




Las pruebas de vació evalúan la cantidad de energía que requiere el circuito magnético para establecer el flujo necesario para inducir el voltaje de diseño, estas perdidas deben ser lo mas reducidos posible si se quiere considerar al transformador como maquina eficiente.

JUNTAS DE LAMINAS Deben Presentar Entrehierros Mínimos

BRIDAS Deben Estar Muy Apr etadas

BOBINAS Arrollado de un determinado numero de espiras hechas con cobre o aluminio. Generalmente existe un primario que recibe la energía a un determinado potencial y un secundario que la entrega a otro potencial. En toda bobina el aislamiento sólido es crítico y se distinguen dos tipos: AISLAMIENTO PRINCIPAL, Consiste en el aislamiento del conductor propiamente dicho y que puede ser de dos tipos: Esmalte o Papel. Su función es mantener eléctricamente separadas las espiras unas de otras. AISLAMIENTO SECUNDARIO, Generalmente de papel, cartón, fibra de vidrio, madera y que separa toda la bobina del núcleo, de la cuba, de bobinas de otra fase y la alta tensión de la baja tensión.




Generalmente en transformadores con años operación las bobinas son mas propensas a fallar en los aislamiento secundarios básicamente por envejecimiento de la celulosa, oxidación del aceite, etc. Por eso es que se dice: “LA VIDA UTIL DEL AISLAMIENTO DETERMINA LA VIDA UTIL DEL TRANSFORMADOR”. CONMUTADOR: Es un dispositivo que permite acomodar al primario para las variaciones del voltaje de la red de suministro a fin de mantener constante la salida. Existen dos tipos básicos: bajo carga, que permiten conmutar con el transformador energizado y que solo se usa en unidades grandes; y el tipo normal con el cal la conmutación solo se hace con el transformador des energizado. Este ultimo modelo es el mas usado y las fallas mas comunes se presentan por falsos contactos entre los polos fijos y móviles. Dichas fallas en su comienzo pueden ser detectados por cromatografía de gases por medición de resistencia óhmica de devanado.

PRINCIPIO

FINAL

660

20 20

6

4

20 20

2

3

5

660

7

2 3

#1 #2 4

#1

#3

#6 #4

#5

5

7 6




Vista de un cambiador de tomas trifásico cortesía de COOPER®

A manera de ejemplo consideremos un primario simétrico de 1400 espiras con taps de 20 y un secundario de 100 espiras. Se observa como se van pasando de 1400 espiras en a posición #1 a 1320 en la #5 y de que manera va variando la relación de transformación.

# TAP 1 2 3 4 5

CONN

N1

N2

RT

2-3 3-4 4-5 5-6

1.400 1.380 1.360 1.340

100 100 100 100

140 138 136 134

6-7

1.320

100

132

PUNTOS CLAVE EN LOS TAP CHANGER: Eléctricamente deben estar aislado Resistencia de contactos casi cero (m Ω) Sincronización electro-mecánica Capaz de absorber dilataciones mecánicas Siempre sumergido en aceite dieléctrico No operar bajo cargas (si no esta diseñada para ello) • • • • • •




AISLAMIENTO SÓLIDO: desde el punto de vista operativo se le llama aislamiento sólido todo aquello con comportamiento dieléctrico que no es el aceite o el aire y comprende derivados de papel llamado “Celulosa”. CARACTERISTICAS: Separa eléctricamente partes energizadas. La de la bobina es quizás la mas critica. Los materiales aislantes son afectados por la temperatura a tal punto que se han clasificado de acuerdo a sus propiedades térmicas en: • • •

O

TEMP. GRADO CENT. 90

A

105

F

155

H

185

CLASE

•

• •

• •

•

•

•

El envejecimiento de la celulosa es normal, irreversible y solo se puede retardar mas no eliminar. Temperaturas extremas y / o humedad son los enemigos # 1 de las celulosa. En teoría la vida útil de un transformador bajo estrictas vigilancia y con los parámetros de diseño sobredimensionados podría ubicarse en 400 años. Pero la realidad es que hoy en día se estipula en 40 años teóricos y 20 años en la practica motivado entre otras cosas: Al aumento de la relación voltios / espira empleado en los devanados. A un que con un mejor hierro para el núcleo se requiere de una menor FMM. (Menos espiras). A que los KV-BIL no se han ido aumentado del mismo modo en que los voltajes de operación. A que el volumen físico del transformador es cada día menor que a su vez supone menos aceite, menos papel y menores distancias disruptivas. Al uso descontinuado de PCB ( El mejor aislante dieléctrico).

CONCLUSION: El mayor porcentaje de fallas en transformadores ocurre por fallas del aislamiento sólido ( 50 a 85% ).




CELULOSA IMPREGNADA DE ACEITE: Es quizás el mejor sistema aislante tanto eléctrico como mecánico. Químicamente la celulosa es una estructura de N veces una molécula de glucosa ( C6H10O5 ) N Sin embargo la presencia de hidroxilos secundarios en la molécula la hacen altamente higroscópico, esto es una gran tendencia a la absorción de átomos de hidrogeno y formar agua. Es imprescindible asegurar que antes de que sea impregnada con aceite mineral el papel celulosa sea bien secada. El papel tipo “KRAFT” es el mas usado hoy en día. • •

•

•

•

HIDROXILOS SECUNDARIOS

C6H10O5

O

OH

OH

C

C

C

H

H

C

C

O

C

H

OH

O H

HIDROXILO PRIMARIO




EL AISLAMIENTO LIQUIDO: El aceite mineral Patentado en 1887 y se uso por primera vez en 1892 como aislante de un transformador por la General Electric. Sus funciones básicas: •

•

• • • • •

Proveer rigidez dieléctrica Refrigerador / transferidor de calor Preservar núcleo y partes metálica Minimizar contenido de oxigeno en la celulosa (evita formación de lodos). Punto de Inflamación Relativa: AGUA ASKAREL (PCB) SILICONA LIQUIDA ACEITE MINERAL KEROSENE ALCOHOL GASOLINA

0 1a2 4a5 20 a 30 30 a 40 60 a 70 90 a 100

EL PROCESO DE DEGRADACION DE UN ACEITE NUEVO: 1. Contaminación ( sustancias que pudieran penetrar del exterior durante el recirculado) 2. Deterioro ( Oxidación ) La contaminación, principalmente por humedad se inicia casi siempre por empacaduras dañadas que permiten la entrada de agua desde el ambiente exterior. Igualmente puede ocurrir cuando se re circula el aceite a fin de des gasificarlo y por algún motivo las mangueras o el mismo equipo de tratamiento no han sido debidamente lavadas previamente. El deterioro u oxidación es un proceso químico que tiene lugar cuando los átomos de oxígenos se combinan con las moléculas de aceite.




EL PROCESO DE OXIDACION DEL ACEITE MINERAL: Se inicia con la presencia de aire (oxigeno) dentro del transformador. Nunca se puede extraer el 100% de aire del interior de la cuba, ni cuando se emplea el método de FULL VACIO para llenarla de aceite. La afinidad del oxigeno con el aire atmosférico y con el aceite: • •

• • •

Afinidad con el aire

Afinidad con el aceite

Otros 1%

Oxigeno 20%

Otros 1%

Oxigeno 28% Nitrogeno 79%

Nitrogeno 71%

En síntesis: es claro que el aceite mineral tiene afinidad con el oxígeno, además que el hecho de las altas temperaturas que degradan a la celulosa son otra fuente de generación de oxígeno son los factores que hacen que un aceite en buenas condiciones se vuelva deficiente. Esta deficiencia del aceite es lo que al final se traduce en la formación de lodos lo cual ocurre así:



Papel, Cartón,

Calor

Aceite


Ácidos

Peróxidos & Esteres

LODOS

Oxigeno

LA FORMACIÓN DE LODOS DENTRO DEL TRANSFORMADOR TIENE LOS SIGUIENTES EFECTOS: Adherencia a las bobinas, esto reduce considerablemente su capacidad de radiación de calor además crea caminos para descargar parciales. Tapa los ductos de los radiadores volviéndolos mucho menos eficientes. Provoca encogimiento de la celulosa disminuyendo su rigidez dieléctrica. Se sedimenta sobre los polos del conmutador ocasionando descargas. •

• • •

EN CONCLUSION: El nivel de deterioro de un aceite es directamente proporcional a la cantidad de lodo formado y se puede cuantificar mediante el Índice de Acidez o Numero de Neutralización. Un valor comúnmente aceptado como limite para un aceite mineral nuevo es:

NUMERO DE NEUTALIZACION CRÍTICO: 0.25 mg KOH / g de aceite



Revisión: 03 Fecha: Febrero 2009 Pág.: 23 23 De: 72

La temperatura afecta la vida vida útil del aceite en forma directa, lo cual se cuantifica por el tiempo que requiere para que el NN sobrepase los 0.25 mg KOH / g de aceite , VER TABLA.

TEMP. ACEITE en ºC 60 70 80

VIDA UTIL ACEITE en años 20 10 5

90

2.5

100 110

1.25 0.65

Un somero análisis químico del aceite mineral obliga a decir que para usarlo en transformadores la composición ideal del aceite dieléctrico debe ser: HIDRO CARBURO

VOLUMEN %

ISOPARAFINICOS

35-40

NAFTENICOS

50-60

AROMATICOS

4-8

PURAMIN AD-66




LOS GASES PRODUCTO POR DESCOMPOSICION TERMICA SON: LEFINAS PARAFINAS HIDROGENO

18% 80% 2%

EL GAS PRODUCTO POR EFECTO CORONA ES

EL GAS MAS IMPORTANTE PRODUCIDO POR ARCO ES:

En los capítulos siguientes se hará un estudio formal de las propiedades físicas y químicas del aceite mineral así como de la cromatografía de gases disueltos para la detección de fallas incipientes.




CAPITULO 3 PRUEBAS ELECTRICAS EN CAMPO Y EN LABORATORIO Las pruebas eléctricas son un conjunto de ensayos que permiten evaluar las condiciones dieléctricas dieléctricas del sistema de aislamiento del transformador. Es importante señalar que en muchos casos es necesario analizar los resultados de todos los ensayos en conjunto ya que los valores individuales a veces no son concluyentes, es allí donde se dice que lo que se debe evaluar es mas bien “LAS TENDENCIAS” y no valores puntuales. En el caso de transformadores sumergidos sumergidos el aceite DEBE estar presente para realizar las pruebas, y por lo tanto se está evaluando tanto el aislamiento sólido como el líquido.

EN CAMPO

EN LABORATORIO

RESISTENCIA DE AISLAMIENTO (MEGGER) TTR O RELACION DE VUELTAS HYPOT RESISTENCIA OHMICA DE DEVANADOS DOBLE FRECUENCIA

SI SI SI SI NO

SI SI SI SI SI

TENSION APLICADA

NO

SI

VACIO CORTO-CIRCUITO FACTOR DE POTENCIA

NO NO SI

SI SI SI

NOMBRE DE DE LA PRUEBA PRUEBA

Comúnmente se acepta realizar preventivamente las pruebas una vez al año, y en los casos de dudas o de que se presuman fallas este periodo debe ser reducido a seis meses o tres según el tipo de falla que se sospeche. Los ensayos que se pueden realizar en campo puede evaluar en un 90% las condiciones del transformador, sin embargo las otras pruebas son las únicas que concluyen casos mas específicos.




1. MEGGER O RESISTENCIA DE AISLAMIENTO: No destructiva Aplica tensión DC. Lee directamente M Ω El valor leído es afectado por la temperatura Indica posiblemente presencia de humedad, contaminación o degradación de celulosa y / o aceite Indica contaminación de BUSHING • • • • •

•

•

Mínimo valor de aceptación dada por la fórmula:

R min. = C x E / √KVA

donde: R min.= Valor en M Ω E = Voltaje de fase en voltios KVA = Potencia aparente del transformador. C = 0.8 En aceite y 1.6 en secos

METODO DEL ENSAYO: Cortocircuitar terminales de alta y baja Aplicar punta positiva a Terminal, y negativa a tierra. Encender Megger y tomar lectura al minuto y a los 10 minutos. Corregir valor final por temperatura y comparar con resultado de calcular la formula de R min. Calcular índice de polarización como: • • • •

•

I.P. = Lectura 10 min. / Lectura 1 min. Ver Tabla.



o

C ACEITE 0

FACTOR CORRECCION 0.25

5

0.36

10

0.50

15

0.72

20

1.00

30

1.98

40

3.95

50

7.85

Factores de Corrección de lecturas de Aislamiento por temperaturas

CRITERIO <1 =1 1.1 a 1.25


I.P. Aislamiento destruido Aislamiento contaminado Aislamiento Aceptable

1.25 a 2.00

Aislamiento Muy bueno

>2

Aislamiento Excelente

Interpretación del Índice de Polarización




La prueba del Megger en realidad se fundamenta en el fenómeno “Capacitivo”. Cuando dos partes metálicas se aíslan con material dieléctrico una de otra y son sometidos a una diferencia de potencial ocurre un proceso “polarizador” que consiste en la aparición de cargas electrostáticas alineadas creando un campo eléctrico interno que tiende a oponerse al campo eléctrico externo. En el siguiente esquema E representa el campo eléctrico principal producido por la fuente DC y Ed el campo eléctrico producido por las cargas inducidas en el dieléctrico, ambos campos se oponen y Er es el campo eléctrico resultante

Ed --

+ + + + + + + + + + +

i

Er

E

+ + + + + + + + + + +

-




Al aplicar una diferencia de potencial constante a las placas aparece el campo eléctrico principal E, las cargas electrostáticas del dieléctrico polarizado se ordenan creando el campo eléctrico Ed que inicialmente es muy débil y que hace que el valor de Er sea muy grande y en consecuencia el valor de la corriente “i” también es grande. A medida que mas cargas se ordenen mas intenso se hace Ed hasta que casi se iguala a E, la corriente i por lo tanto tiende a ser pequeño. El valor final de i dependerá de la calidad del dieléctrico, por eso el índice de polarización es vital para evaluar el comportamiento del aislamiento.



2. • • • •


PRUEBA DE TTR O RELACION DE ESPIRAS: Mide relación de vueltas entre dos devanados La máxima tolerancia es de + / - 0.5 % en relación al valor teórico Comprueba polaridades y grupos vectorial. Indica posibles falsos contactos en el cambiador

-

0

+

A X1

X2

TRANSFORMADOR BAJ O PRUEBA

TRANSFORMADOR VARIABLE

. H1

H2

G

~

.




El generador interno G aplica un determinado voltaje a ambos transformadores ( bajo pruebas y el variable). Los secundarios se conectan en contratase y el galvanómetro con el “Cero” en el medio registra cero miliamperes si y solo si las dos corriente son idénticas.

Condición esta que se cumple si ambas relaciones de vueltas son idénticas, lo cual se consigue variando la relación de vueltas del transformador variable, en ese momento se lee directamente el valor indicado. La autocomprobación se realiza colocando puentes entre X1 y H1 y entre X2 y H2; en esas condiciones la relación de transformación debe dar =1.00 ¿porqué?

3. •

•

4. • •

• •

• •

5. •

•

PRUEBA DE RESISTENCIA DE DEVANADOS: Si se compara con valores anteriores pude revelar corto entre espiras, contactos falsos, juntas carbonizadas, etc. Aplica voltaje DC y lectura directa en M Ω.

PRUEBAS DE TENSION APLICADA: Prueba destructiva Aplica tensión AC de valor según nivel en KV del devanado, esta normalizadas por Covenin. Busca fallas del aislamiento sólido. Puntos vulnerables tales como pantallas entre bobinas o bobinas y cuba, barra, collares, bushings, etc. Revela distancias disruptivas criticas. La prueba no se efectúa unas unidades con Megger bajo o dudoso.

PRUEBA DE TENSION INCUCIDA: Excita el devanado con el doble del voltaje nominal a 120 HERTZ para no saturar el núcleo. Prueba destructiva que busca fallas en el aislamiento entre espiras.



6. • • • •

7. •

• •

8. •

•

9.


PRUEBA DE VACIO: Mide la corriente de excitación sin carga. Calcula potencial de perdida en WATIOS. Las atribuye a perdidas en el Hierro ( Histéresis y Foucault), normales. Valores de perdidas altas pueden ser causados por núcleos con laminaciones sueltas y / o con excesivos entrehierros.

PRUEBAS DE CORTOCIRCUITO: Mide el voltaje necesario para alcanzar la I nominal teniendo como carga conectada un corto circuito. Determina la impedancia del transformador. Si se extiende la prueba lo suficiente como para que el transformador alcance su régimen permanente de temperatura es posible determinar los KVA del mismo.

PRUEBA DE HY POT: Hoy en día en desuso, prueba destructiva en DC y solo se emplea para evaluar aislamiento de cables subterráneos, copar terminales, etc. Era considerado como una continuación del Megger pero el voltaje se eleva hasta KV y se media la corriente en mili amp. fuga.

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA:

Al hablar de esta prueba es importante saber que esta refiriendo al factor de potencia de aislamiento del transformador. Esta prueba pretende evaluar cuenta energía se pierde en el aislamiento, teóricamente bebería ser cero si el aislante es perfecto. En todo aparato eléctrico lo que se busca es que la energía eléctrica absorbida se convierta 100% en energía entregada lo cual nunca ocurre porque no hay aislamiento perfecto.




CAPITULO 4 ANALISIS FISICO QUIMICO DEL ACEITE MINERAL Estas pruebas tienen por objeto evaluar la calidad del aceite para cumplir con sus dos principales funciones para las cuales fue diseñado: Refrigerante y Dieléctrico. Un error frecuente es realizar estos ensayos para descubrir fallas en pleno desarrollo o incipientes, eso lo detecta la cromatografía de gases disueltos. Los análisis fisicoquímicos son una serie de 10 pruebas de las que analizaremos las mas importantes y cuyos resultados deben ser considerados en conjunto ya que muchas veces el diagnóstico del estado del aceite se hace muy difícil observando solamente resultados de pruebas aisladas; la otra consideración importante es que la información arrojada por los ensayos adquiere mas valor cuando se van acumulando y se logra obtener “tendencias” para lo cual es una práctica muy común realizar un estudio fisicoquímico completo del aceite una vez al año preventivamente y en seis meses o tres meses si se sospecha una acelerada degradación de alguno de los parámetros. RIGIDEZ DIELECTRICA O TENSION DE RUPTURA • • • • • • •

ASTM-D-877

Aplica un voltaje desde 0 hasta 60 KV AC @ 3 KV/ seg. La separación de los discos deben ser 0.1 pulg. El voltímetro V congela el valor de ruptura. La prueba busca evaluar nivel de humedad. Valores aceptables para aceites nuevos = 30 KV min. Valores aceptables para aceites usados = 25 KV min. Disminuye con la presencia de agua

G

~ V

PPM DE AGUA




NUMERO DE NEUTRALIZACION O INDICE DE ACIDEZ ASTM-D-974 Indica que tan acido es un aceite La acidez indica qué nivel de oxidación existe. Mientras mas acido sea menor es su capacidad de disolver lodos los que comenzaran a depositarse. El NN va en aumento con el envejecimiento del aceite. La vida útil disminuye con las altas temperaturas de operación. Para aceites nuevos NN = 0.01 m g KOH / grs. aceite MAX. Para aceites usados NN = 0.15 m g KOH / grs. aceite MAX • • •

• • • •

1,2 E 1

L I 25 T U 20 A D I 15 V E D 10 S O 5 Ñ A

D I C 0,8 A E 0,6 C I 0,4 D N I 0,2

0

0

0

1

2

3

4

5

AÑOS

6

7

8

9 10

60

70

80

90

100

110

TEMP. DE OPERACION

Como puede apreciarse el NN tiene a incrementarse en el tiempo a una rata que dependerá del régimen da temperatura de operación del equipo, también se observa nuevamente el acortamiento de la vida útil del aceite en función de la temperatura.




TENSION INTERFACIAL: ASTM-D-971 Mide el esfuerzo existente en la interfase de dos líquidos diferentes (Aceite Agua) en dinas / cm. Su valor decrece con la presencia de contaminantes producto de la oxidación ( Lodos). Un aceite nuevo deberá tener una TI de 40 dinas /cm @ 20 oC mínimo. Una TI menor o igual a 30 … comenzó degradación !!. Una TI menor o igual a 20 … tratar o cambiar aceite !!. Esta íntimamente relacionado con el NN •

•

• • • •

L A I C A F R E T N I N O I S N E T

50 40 30 20 10 0 1 , 0

5 2 5 3 5 , 2 , 3 1 , , , 0 0 0 0 0

4 , 0

5 5 5 , 5 4 , , 0 0 0

INDICE DE ACIDEZ

Para una idea de lo que se quiere medir con la TI. se suele asociar esta prueba con el experimento casero de colocar una aguja dentro de un tobo lleno de agua y ver como la aguja “ Flota”. Se dice que la tensión en la interfase agua-aguja es lo suficiente como para lograr esto. Si se añade cualquier contaminante en solución al agua la aguja terminara con irse al fondo dado que se altero el valor critico de la TI. Otro modo de enfocar esto es observando que una gota de aceite ocupa una superficie mayor que una de agua y esta una superficie mayor que una gotas de mercurio, la razón es que sus TI. respectivas van de menor a mayor.




FACTOR DE POTENCIA: ASTM-D-924 Relación entre potencia disipada en perdidas ( WATTS) y el producto del voltaje ( VOLTS) por la corriente ( AMP) @ 60 Hz. El FP. se expresa en % y representa la tasa a la que se pierde energía dentro del aceite, cuánta corriente de fuga hay a través del aceite. Por ejemplo si en un transformador de 1000 KVA el FP es del 0.4 % las perdidas serán del orden de 4 KVA. Un FP. alto implica altas perdidas, mayor temperatura lo que a su vez provoca que el FP. suba (Reacción en Cadena) hasta la destrucción de la unidad. El FP. revela la presencia de contaminantes polares tales como ácidos orgánicos. Un FP. para aceite nuevo ha de ser 0.05 % @ 25 ºC. Para un aceite en uso 0.50 % obliga investigar. •

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COLOR: ASTM-D-1524 • • •

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Nuevo normalmente el calor es claro brillante Con el uso se vuelve marrón si hay oxidación. Muy oscuro indica alto riesgo, posible pirolisis de la celulosa, carbonización de contactos, etc. Valor máximo 2.7 según tabla de laboratorio.

HUMEDAD: ASTM-D-1533 • •

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Busca contenido de agua Ayuda a interpretar correctamente otras pruebas que son susceptibles a la presencia de humedad. Ojo: considerar que el 99.75 % de la humedad esta en la celulosa y solo el 0.25 %, en el aceite. Máximo valor 30 PPM, por encima actúa como catalizador en la oxidación.




PUNTO DE ANILINA: ASTM-D-611 La anilina es un amino benceno usado para simular la presencia de lodos y examinar hasta por encima de qué temperatura es capaz el aceite de mantener disuelto los lodos, punto de anilina. •

84 ºC. Max exigidos por la norma se traduce en que con calentar el aceite dentro del transformador hasta cerca de 80 ºC se logra remover el lodo con el equipo de campo adecuado dado que dicho lodo se halla disuelto en el aceite y no precipitado sobre la parte activa o partes metálicas internas. •

C C-NH2

CH

CH

CH

CH

CH

MOLECULA DE ANILINA




CONCLUSIONES: El criterio aceptado en la actualidad es practicar las pruebas una vez al año. Lo que le ocurra al aceite incidirá en el desempeño del transformador. Los valores obtenidos en cada prueba cuantifica una determinada propiedad, la mayoría de las veces son concluyentes pero es recomendable ver tendencias. Ante parámetros fuera de rangos se tomar la decisión de hacerlas pruebas nuevamente en 6 o 3 meses dependiendo de la gravedad de la situación. Resulta útil comprar los ensayos entre si, por ejemplo la rigidez dieléctrica con la humedad, la tensión interfacial con el numero de neutralización. Hacer solamente la prueba de rigidez ( Como era la costumbre antes ) no asegura el estado del aceite. NOTA: en el capítulo 7 se da una tabla resumida con los valores mínimos y máximos de los parámetros mas importantes. • • •

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•




CAPITULO 5 CROMATOGRAFIA DE GASES DISUELTOS (CGD) Es un hecho que bajo condiciones térmicas y / o eléctricas anormales se generan gases combustibles en el interior del transformador los cuales provienen del aceite y de la celulosa. La cromatografía de gases es la técnica para detectar los diferentes gases mediante un proceso de separación que requiere de un equipo sofisticado llamado cromatógrafo. El resultado es un espectro de componentes cuantificados que el analista deberá interpretar. Los gases mas comunes que se presenta cuando ocurren esas condiciones anormales son: HIDROGENO OXIGENO NITROGENO METANO MONOXIDO DE CARBONO DIOXIDO DE CARBONO ETANO ETILENO ACETILENO

H2 O2 N2 CH4 CO CO2 C2 H6 C2 H4 C2 H2

(*)

(*) (*)

(*) (*)

(*) indica gases combustibles

La detección de gases se logro por primera vez con el relé BUCHHOLTZ en 1928. este dispositivo se conecta entre la cuba y el tanque conservador, posee una válvula de purga el parte superior que permite extraer los gases. En algunos modelos se incorporan flotadores con contactos auxiliares que registran nivel bajo de aceite bien sea por fuga o por formación de gases atrapados en la cámara.




ESQUEMA GENERAL DE UN RELE BUCHHOLTZ

En el pasado, antes cuando una unidad fallada, se procedía a abrir la válvula de purga del relé acercando un fósforo encendido; si se observaba algún tipo de llama se concluía que el transformador había sufrido fallas severas, mas aun los expertos “identificaban” los tipos de fallas por el color de la llama. De allí que esta prueba se llamaba “ Prueba del fósforo o de la llama. Evidentemente la desventaja era que no se podía cuantificar la cantidad de gases presente además la identificación de un gas en particular por el color de la llama que producía era muy difícil debido al espectro tan amplio de colores posibles y se podía confundir un gas con otro. La cromatografía de gases separa gases disuelto en líquidos aislante como el aceite mineral. Una muestra del transformador es inyectado en el cromatógrafo para luego ser forzado con un gas inerte ( N2 ), través de una columna especialmente construido para restringir la velocidad de salida de los diferentes gases a diferentes valores. El resultado es que cada tipo de gas sale de la columna con un determinado retardo lo cual sirve para identificarlo. Una de la CGD no es un ensayo por




atributos tipo “pasa o no pasa “, su interpretación es mas un arte que una ciencia exacta. Las fallas que producen gases combustibles detectables por CGD son: Efecto corona: esfuerzo eléctrico que conlleva a ionización y empieza a los 12 KV en conductores con cantos afilados o puntiagudos. Descargas breves, pequeñas chispas con duración en el orden de los µ seg. Punto caliente por falso contacto con calentamiento local. Sobrecalentamiento General (sin puntos calientes) Arco eléctrico: descargas prolongada generando arco visible brillante, contrario a la débil luminiscencia del corona. EL ORIGEN DE GASES COMBUSTIBLES: Celulosa: que al calentarse en un medio ambiente cerrado a temperatura tan bajas como 140 ºC se forma CO, CO2 y H2O. Si la temperatura supera los 250 ºC se produce pirólisis o destrucción térmica de la celulosa con la formación de hasta 4 veces mas CO y CO2. Aceite: Hasta los 500 ºC se forma Etileno (C2 H4); Etano (C2 H6) y Metano (CH4) En caso de ocurrir arcos se produce pirólisis del aceite por encima de los 500 ºC con la formación de Hidrógeno y Acetileno (C2 H2) . En resumen tenemos: GASES DETECTADOS CO + CO2 CO + CO2 + H2 H2 CH4 + C2H6 + C2H4 H2 + C2 H2

DIAGNOSTICO Falso contacto, involucra celulosa Corona, involucra celulosa Corona, involucra aceite Sobre-temperatura involucra aceite. Arco, pirólisis, involucra aceite



SOBRECALENTAMIENTO CELULOSA 100

S E L B I T S U B M O C %


CORONA EN ACEITE 100

S E L B I T S U B M O C %

80 60 40 20 0 CO

H2

CH4

80 60 40 20 0

C2H6 C2H4 C2H2

CO

70 S E L B I T S U B M O C %

0 CO

H2

CH4

C2H6 C2H4 C2H2

CH4

C2H6 C2H4 C2H2

ARCO EN ACEITE

SOBRECALENTAMIENTO ACEIT E S E60 L B I 50 T S40 U B30 M O20 C 10 %

H2

70 60 50 40 30 20 10 0 CO

H2

CH4 C2H6 C2H4 C2H2

El contenido total de gases combustibles se considera normal a 720 PPM. Entre 500 y 1000 indica que ha empezado el proceso de envejecimiento. Por encima de 1000 PPM es señal de descomposición considerable. METODOLOGIA DE LA CROMATOGRAFIA: Paso 1: extracción de la muestra. Se hace con una jeringa de tres vías siguiendo la normativa en forma estricta ( ASTM-D-923-73 ) Paso 2: inyección en el cromatógrafo: por el divisor de flujo se inyecta la muestra, el gas portador empuja la muestra a través de la columna sumergida en el horno que la descomponen cuantificando los diferente gases en el detector. Finalmente el registrador emite un cromatograma con la descomposición en PPM de cada gas y un procesador complica y almacena toda la información. •

•




CROMATOGRAMA

Jeringa

INTERPRETACION CUALITATIVA Y CUANTITATIVA: 1. METODO DEL GAS PREDOMINANTE: Consiste en relacionar el gas de mas alta concentración con la falla. Ver tabla de guía general para diagnosticar falla en función de los gases presentes. La ventaja del método es su rapidez y sencillez pero con fallas tipo incipientes el diagnostico puede ser ambiguo. GAS

NORMAL ( <) PPM

ANORMAL (>) PPM

Hidrogeno

150

1000

cetileno Metano

15 25

70 80

Etano

10

35

Etileno

20

100

Monóxido

500

1.000

Dióxido

10.000

15.000

otal

0.03%

0.5%

INTERPRETACION ARCO + CORONA ARCO DESCARGAS BREVES SOBRECALENTAMIENTO LOCAL SOBRECALENTAMIENTO SEVERO SOBRECALENTAMIENTO SEVERO SOBRECALENTAMIENTO SEVERO




METODO DE DORNENBURG: Usa el grafico siguiente, es muy ilustrativo pero hay zonas sin identificación clara. 2.

0.001

0.01

0.1

1

10

100 10

CH4/ H2 1.0

0.1

C2H2/ C2H4




METODO DE ROGERS: Es quizás el mas publicado y el mas nuevo. Es mucho mas exacto y preciso que los métodos anteriores, se basa en la relación de pares de gases y la tabla anexa. 3.

CH4/ H2 C2H6 /CH4 C2H4/C2H6 C2H2/ C2H4 0.1 – 1.0

DIAGNOSTICO

< 1.0

< 1.0

<5.0

Normal

<0.1

< 1.0

< 1.0

<5.0

Corona sin dejar huella

<0.1

< 1.0

=1.0

0.5 - 3.0

Corona dejando huella

0.1 - 1.0

< 1.0

> 3.0

0.1 - 1.0

< 1.0

1.0 - 3.0

0.5 - 3.0

Arco severo

0.1 - 1.0

< 1.0

< 1.0

0.5 - 3.0

Arco leve

1.0 - 3.0

< 1.0

< 1.0

<5.0

Sobre t emperatura 150 ºC.

1.0 - 3.0

< 1.0

< 1.0

<5.0

Sobre temperatura 200 ºC.

1.0 - 1.0

< 1.0

< 1.0

<5.0

Sobre temperatura 300 ºC.

0.1 - 1.0

< 1.0

1.0-3.0

<5.0

Sobrecalentamiento general

1.0 - 3.0

< 1.0

1.0-3.0

<5.0

Corto entre espiras

<5.0

Corrientes parasitas en núcleo, tanque o empalmes sobrecalentados.

1.0 - 3.0

< 1.0

> 3.0

> 3.0

descarga continua




CONCLUSIONES: • •

•

•

•

•

•

La CG no evalúa al aceite, pretende detectar la ocurrencia de fallas. La determinación del patrón cromatográfico es el 50% del trabajo, el otro 50% es la “ Interpretación”. Se recomienda realizar una CG si se va a intervenir una unidad en taller a fin de evaluar la parte activa apoyándose en los resultados de la prueba. Es muy importante construir curvas de tendencia de cada gas en la medida que se obtienen datos en el tiempo. La CG no debe faltar en ningún programa de mantenimiento preventivo sobre todo en unidades de 2500 KVA en adelante. Es recomendable practicar la CG para monitorear unidades sometidas a sobrecargas. La captación de las muestras para cromatografías de gases deben ser siguiendo estrictamente las normas ya que una manipulación deficiente, unas jeringas no aptas o un cromatógrafo no calibrado conducirá a diagnósticos completamente errados.




CAPITULO 6 ACCESORIOS E INTERPRETACION DE PARAMETROS 1. TERMOMETRO DE ACEITE: La temperatura registrada en cualquier instante por el aceite de un transformador es debida por el medio ambiente y por la energía generada en el interior del propio transformador. El termómetro de aceite indica la temperatura a la cual opera el transformador. Si a la lectura se le resta la temperatura ambiental se obtiene la elevación o RISE el cual no debe superar el valor dado por el fabricante. Se dispone de modelos con contacto auxiliares los cuales sirven para dar señal de alarma y disparo o encender en forma automática la ventilación forzada. Esta lectura no es temperatura de los devanados (Llamada HOT-SPOT) sino del aceite que los rodea. Para obtener la temperatura HOT- SPOT se debe disponer del termómetro de imagen térmica.

Diferentes formas de Termo-pozos

Termómetro de aceite con contactos y capilar




2. TERMOMETRO DE IMAGEN TERMICA : Es un termómetro normal (T) que detecta la temperatura del aceite mas la elevación de temperatura por los devanados. Como la corriente de carga del transformador produce por efecto Joule un calentamiento proporcional al cuadrado de dicha corriente, Lo que se hace es que mediante un (TC) se detecta la corriente de carga con la cual se alimenta un elemento calefactor (C) vía divisor de tensión (DT) Este calefactor esta en contacto con el termómetro de manera que con una adecuada calibración se tiene la lectura termométrica de los devanados compensada. T DT ºC

TC

CORRIENTE DE CARGA

C




En ambos casos los termómetros propiamente dichos pueden llevar contactos los cuales sirven para dar señales de alarma y disparo. Es importante conocer el régimen de trabajo del transformador para conocer la temperatura normal de operación con el fin de ajustar los SET POINT en forma adecuada Por otra parte debemos recordar que el fabricante declara en la placa de características la elevación de temperatura máxima o RISE de la unidad, normalmente es de 55 ºC o 65 ºC lo cual significa que por encima de la temperatura ambiente el transformador admite 55 ºC o 65 ºC mas a plena carga. Por ejemplo a una temperatura ambiente de 20 ºC tendríamos a plena carga una temperatura máxima permisible leída de 85 ºC para un RISE de 65 ºC Por otra parte se establece que la capacidad de un transformador se ve incrementada en 12% por el hecho de que su RISE se eleve de 55 ºC a 65 ºC 3. MEDIDOR DE NIVEL: Indica el nivel del liquido dieléctrico alcanzado a la temperatura de operación que existe en el momento. Hay que considerar las dilataciones volumétricas por temperatura que experimenta el aceite a la hora de chequear el nivel y nunca sobrepasarla. Para unidades mayores a 1000 KVA se recomienda usar el modelo con contactos auxiliares para telemetría.

4. MANOVACUOMETRO: Instrumento que detecta presiones positivas y negativas en (PSI). Es muy utilizado en unidades selladas. Permite mantener un colchón de nitrógeno a una presión de 2 a 5 LBS. La razón de usar nitrógeno es por la característica de este gas de ser 100% inerte. Una pérdida de presión revela fugas por empacaduras, sellos o soldaduras.




5. VALVULAS DE ALIVIO: Dispositivo que actúa como válvula “ CHECK” para permitir la salida de gases pero no la entrada. Usado en tanques sellados a fin de evitar la deformación mecánica de la cuba por sobre presiones internas. A veces se usa en unidades grandes no selladas como aliviadero de gases. Consta de un disco que tapa un orificio practico en la tapa de la cuba, un resorte calibrado que mantiene el disco hacia abajo y contacto auxiliares que señalizan si el disco se llego a abrir el orificio.

Señal

Cerrado

Abierto

6. RELE DE SOBREPRESION SUBITA: Es un dispositivo electrónico que detecta la rapidez con la que aumenta la presión interna del tanque haciendo actuar un sistema de contacto de alarma y disparo. Es interesante notar que este relé no actúa por la magnitud de la presión sino mas bien por la velocidad con la que aumenta, recuérdese que mientras mas severa sea la falla mas rápidamente se generan gases por lo tanto su utilidad radica en que es capaz de señalizar la ocurrencia de fallas internas tales como cortos-circuitos severos donde la generación de gases es súbita, no así puntos calientes o fallas de baja energía ( Descargas Parciales o Corona )




PRESION CRÍTICA ) I S P ( N O I S E R P

ZONA DE DISPARO ES INDEPENDIENTE DEL TIEMPO

TIEMPO

CUÁNDO ACTUA LA VALVULA DE ALIVIO ?

) I S P ( N O I S E R P

ZONA DE DISPARO ES INDEPENDIENTE DE LA PRESION

PENDIENTE CRÍTICA

TIEMPO

CUÁNDO ACTUA EL RELÉ DE SOBREPRESION SÚBITA




7. VENTILACION FORZADA: Arreglo de ventiladores cuya finalidad es ayudar a la disipación del calor generando permitiendo sobrecargar al transformador por encima de su capacidad nominal. Una unidad sin ventilación forzada donde la circulación natural del aire es lo único que enfría a los radiadores se codifica como ONAN, esto significa que tanto el aceite como el aire circulan solamente por convección natural. Una unidad donde se fuerza el aire a enfriar a los radiadores pero manteniendo la convección natural del aceite sería un transformador ONAF. La siguiente tabla ilustra el porcentaje de sobre carga permitida con AF en función del tamaño en KVA del transformador: Potencia del Transformador Menores a 2 MVA Hasta 10 MVA Mayores a 10 MVA

% de sobre carga con ONAF 15 25 33

8. LLAVES DE PASO Y VALVULAS TOMA – MUESTRA: Es conveniente dejar al menos una llave de paso para drenaje en las partes inferior de la cuba y otra superior para recirculación de aceite por medio de equipos auxiliares. En unidades trifásicas mas que todo se acostumbra instalar una válvula inferior y en unidades de 10 MVA en adelante otra superior, de esta forma el muestreo del aceite es mas representativo. 9. PARARRAYOS: Son bloqueadores de sobre voltajes que evitan la entrada de frentes de onda al devanado primario desviándolos a tierra. La ubicación de estos elementos ha de ser lo mas cerca físicamente del transformador a proteger.




10.FUSIBLES: Evitan la circulación de sobre corrientes en caso de fallas en el lado de cargas cortando la alimentación del transformador. Para su dimensionamiento se debe considerar no solo la corriente nominal sino también la de magnetización inicial (INRUSH ) que puede alcanzar hasta 5 veces la nominal. El tiempo de fusión de los fusibles varia según el modelo y es del orden de los milisegundos, por lo tanto el fabricante de fusibles especifica el modelo para cada caso. El INRUSH es el análogo a la corriente de arranque de un motor. 11.LIMITADORES: Son fusibles de fabricación especial que no permite que la corriente de falla alcance los valores que se establecerían en ausencia de ellos. Son ampliamente usados en unidades tipo pedestal en donde deben estar coordinados con los fusibles de protección normal. 12.TANQUE CONSERVADOR: Hoy en día su uso se limita en unidades de 5 MVA en adelante. Permite grandes dilataciones volumétricas del aceite a la vez que hace posible la instalación del relé BUCHHOLTZ. El tanque conservador requiere de un respiradero vía SILICA GEL, cuyo color azulado indica que esta en buenas condiciones; si se torna rosado es señal que esta vencido. TANQUE CONSERVADOR RELE BUCHHOLTZ

ENVASE DE SILICA GEL




El relé Buchholtz se mencionó en el capítulo anterior cuando se habló de la cromatografía de gases. Este relé interconecta el tanque conservador con la cuba y su función es atrapar los gases que se forman en el transformador como producto de fallas y que van emergiendo buscando salir vía el respiradero del envase de sílica gel. A medida que los gases se acumulan en el relé el flotador superior va inclinándose hasta que el interruptor de mercurio cierra sus contactos dando una señal de alarma. El flotador inferior actúa si el relé se queda sin aceite o si una burbuja de gran tamaño lo sacude violentamente lo cual ocurre en los caso de fallas severas con generación de gran cantidad de gases.

13.DUCTOS O CAJAS DE AT Y BT: Cuando la unidad es tipo subestación se tiene celdas tanto de alta como de baja tensión y conviene que las salidas del transformador sean por medio de ductos con flanges atornillables para lograr el arreglo modular. Los ductos tienen una boca de visita superior para permitir el conexionado.

CELDA DE AT

TRANSFORMADOR

ARREGLO TIPO SUB ESTACION COMPACTA

CELDA DE BT




Si las celdas están alejadas del transformador y el cableado se hace mediante tuberías enterradas conviene que las salidas sean mediante cajas las cuales poseen tapa frontal atornillada y hueco en el fondo para el acceso de los tubos de conductores.

ARREGLO TIPO DUCTOS LATERALES

HV

LV

ARREGLO TIPO DEPESTAL (PAD MOUNTED)




CAPITULO 7 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO Toda la gestión de mantenimiento se inicia entendiendo que el transformador a pesar de ser una maquina estática presenta en su interior un proceso dinámico de tipo térmico – eléctrico. “El aceite mineral junto a la celulosa son materiales orgánicos que se ven sometidos a alteraciones químicas bajo la influencia de humedad, oxigeno, calor y catalizados por el cobre y el hierro y todo en presencia de campos magnéticos intensos. Hoy en día con la mejora de la revestimiento del cobre y del hierro los catalizadores han mermado su potencial, pero la presencia de humedad, oxigeno y alta temperatura siempre están presente de un modo o de otro Por lo tanto una inspección periódica para controlar la temperatura de operación del transformador y un examen periódico del aceite arrojaran la información fundamental para poder tomar las acciones necesarias para prolongar la vida útil de la celulosa y en consecuencia del transformador Como se ha mencionado no existe un programa único que se adapte a todos los casos, es muy importante tener presente el nivel de criticidad del equipo dentro del sistema. Por ejemplo, no se le puede dar el mismo tratamiento a un transformador de alumbrado público que uno que alimenta al quirófano de un hospital. A nivel industrial por ejemplo la alta gerencia a menudo evalúa con anterioridad el impacto económico de una parada sobre la líneas de producción y así poder decidir cuánto está dispuesto a invertir en mantenimiento. Sin embargo el plan básico de mantenimiento debería comprender: Inspección periódica visual. Estudios periódicos del nivel de aislamiento Estudio físico-químico periódico del aceite. Estudio cromatográfico de gases disueltos. Evaluación de contenido de Furanos. Determinación del contenido de Inhibidor de Oxidación • • • • • •

De los resultados anteriores se va delineando lo que será el programa de mantenimiento a seguir. Es importante señalar que el resultado de cualquier prueba que se haga arroja mas información si se le compara con los resultados anteriores que por si sola.




En la mayoría de los casos arrojan mas información las tendencias que un valor aislado. Por ultimo cabe mencionar que en la practica lo que se suele llamar mantenimiento integral de un transformador ( Secado al horno, reemplazo de sellos, etc.) casi siempre se contrata con talleres especializados y no lo realiza el usuario con personal propio básicamente por la infraestructura requerida tal como grúa de gran capacidad, hornos, facilidad para el desecho de aceite usado, etc. y el personal calificado que se necesita. Son muy pocos los casos de usuarios que por tener una gran cantidad de transformadores (por ejemplo: empresas de suministro de energía eléctrica) posean laboratorios, talleres y personal dedicados a mantener y reparar sus unidades. Otro factor importante a ser considerado a la hora de establecer un plan de mantenimiento es la vida útil del transformador. Para entender bien esto vamos a analizar la famosa “ Curva de la Bañera” o curva de probabilidad de ocurrencia de fallas.

A I C N E R R U C O S E A D L L D A A F D I E D L I B A B O R P %

ZONA II VIDA UTIL ZONA I

ZONA III OBSOLESCENCIA

MORTALIDAD INFANTIL

TIEMPO

CURVA TIPICA DE PROBABILIDAD DE OCURRENCIA DE FALLAS




Zona I. Llamada de Mortalidad infantil; corresponde a los primeros años del equipo con una alta tasa de probabilidad de fallar al comienzo, suele corresponder con el periodo de garantía dada por los fabricante y en muy corto tiempo desciende a valores mínimos. En este periodo de vida del equipo las fallas son leves y normalmente se corrigen haciendo ajustes finales y puestas a punto. Zona II. Llamada de Vida Útil, la probabilidad de fallas es mínima pero no nula. Lo mas significativo en esta etapa de la vida del transformador es que las fallas ocurren con un valor probable constante en el tiempo. Se puede planificar los programas de mantenimiento y las paradas de planta por que la unidad se encuentra en un régimen predecible desde el punto de vista operativo. Zona III: Zona de obsolescencia; la fallas comienza a ocurrir con tasas de probabilidad variables y en aumento. Resulta del desgaste general de piezas clave lo cual coloca al equipo en un régimen impredecible. Se pueden reemplazar partes del equipo con la cual se logra un tiempo adicional de vida útil, pero en un punto llega a ser poco rentable seguir reparando y resulta mejor sustituir completamente el equipo. El análisis anterior es aplicable a todo tipo de máquina o equipo que se pretende someter a mantenimiento preventivo, y resulta particularmente interesante el hecho de que el transformador posee una de las zonas de estabilidad relativa mas larga si se compara con otros tipos de aparatos. Esto principalmente se debe a que el transformador no tiene piezas rotativas por lo que el desgaste mecánico no existe. El otro punto a favor en el transformador es que es uno de los equipos más elementales y sencillos que existe, las pocas partes que lo integran son robustas y requieren de poco mantenimiento. Esto último sin embargo es un arma de doble filo ya que la nobleza del transformador ha logrado que se dependa de él en una manera casi crítica: cuando un motor falla se paraliza una línea de producción o una parte de algún proceso pero cuando falla un transformador se paraliza una planta un centro poblado, un hospital, etc. De todo lo anterior se concluye que estamos obligados a no obviar el mantenimiento preventivo de los transformadores dado que constituyen elementos clave en un sistema de energía confiable.




Pasemos ahora a estudiar cuáles son las actividades mas importantes dentro de una gestión de mantenimiento preventivo en nuestros transformadores.

PLAN BASICO DE MANTENIMIENTO

INSPECCION VISUAL

PROTOCOLO E INFORME

PROTOCOLO E INFORME PRUEBAS ELECTRICAS EN SITIO LAVADO Y SECADO AL HORNO DE PARTE ACTIVA. LAVADO DE CUBA

ESTABLECER LA FECHA DEL NUEVO CHEQUEO PREVENTIVO

ANALISIS FISICOQUIMICO DEL ACEITE

LAVADO Y SECADO AL HORNO DE PARTE ACTIVA. LAVADO DE CUBA

REEMPLAZO DE ACCESORIOS Y CIERTOS INSTRUMENTOS

CROMATOGRAFIA DE GASES DISUELTOS

DESGASIFICACION Y TRATATMIENTO ACEITE, CAMBIO SILICA GEL, ETC.

REEMPLAZO DE AISLANTES, ACCESORIOS Y REINGENIERIA REQUIERE MANTENIMMIENTO? MANTENIMIENTO MAYOR Y PRUEBAS ELECTRICAS DESTRUCTIVAS

NO MANTENIMIENTO MENOR Y PRUEBAS ELECTRICAS NO DESTRUCTIVAS

SI

TALLER

EN SITIO O TALLER?

EN SITIO



1.


INSPECCION VISUAL:

Es llevada a cabo normalmente por el usuario a través del personal de mantenimiento y de acuerdo con el tamaño de la unidad y su criticidad se hará diariamente o al menos semanalmente. Se deberá chequear entre otras cosas: Voltajes de salidas. Corrientes de salidas Temperatura, valores máximos alcanzados Presión de nitrógeno. Ruidos. Nivel de aceite . Convección de radiadores ( frió abajo- caliente arriba ). Prueba de disparo de los elementos de protección. Señales de disparo de elementos de protección (sobre presión súbita, Buchholtz, etc. • • • • • • • • •

2.

PRUEBAS ELECTRICAS:

Se realiza en campo con el Megger. Es recomendable hacerlo una vez al año junto a cada análisis del aceite. En la practica se acostumbra aprovechar la ocasión y se realiza una prueba de TTR, solo en equipos muy grandes ( 10 MVA ) se realiza el estudio del factor de potencia de aislamiento al menos que el usuario lo solicite en unidades mas pequeñas.

3.

ANALISIS FISICO-QUIMICO DEL ACEITE:

La extracción de la muestra y su análisis se contrata normalmente, solo las grandes empresas electrificadoras lo hacen ellos mismo. De los valores obtenidos el análisis concluye cómo se encuentra el aceite y le pasa el informe al usuario. Es recomendable que en condiciones normales se haga el análisis una vez al año como mínimo, pero cuando empiezan a aparecer valores fuera de tolerancia la acción mas segura es rastrear la evolución de ese parámetro haciendo análisis de aceite con intervalos de 3 meses. La tabla que sigue presenta un resumen de las pruebas mas importantes que deben ser hechas como mínimo.



Método ASTM

Criterio de Aceptación

Límites para uso continuado


Información que se desprende. Presencia de contaminantes polares

D-877 Rigidez Dieléctrica D-974 Número de Neutralización D-971 Tensión Interfacial

Debe ser mayor a 30KV

25 KV

0.03 mg KOH / g máximo

0.10 mg KOH / g

Presencia de acido

40 din/cm mínimo

27din/cm mínimo

Presencia de lodo

D- 1524 Color

Comparado con escala de 0.5 nuevo 8.0 malo

2.7 máximo

Cambios de año a año indica problemas

D-1533 Humedad

25 ppm en equipos nuevos

35 ppm para 69 KV 25 ppm para 288 KV

Presencia de agua por filtraciones

D-924 Factor de Potencia

En 0.05% máximo

En 0.70 % máximo

Inicio de oxidación

D-611 Punto de Anilina

En 70 ºC máximo

En 84 ºC máximo

Capacidad de mantener los lodos disueltos




4. ESTUDIO CROMATOGRAFICO DE GASES: En la práctica se hace la cromatografía en unidades grandes ( 5 MVA) solo de manera predicativa anualmente. Sin embargo en unidades con varios años en servicio se recurre a la cromatografía siempre que la unidad haya presentado problemas o que se sospeche de anormalidades como resultado de las pruebas de aislamiento o análisis físico-químico. Generalmente la cromatografía da como resultado dos caminos a seguir: uno, todo va bien, y otro. sacar la unidad de servicio en la parada mas próxima y desencubar la parte activa para inspección detallada. De aquí se puede llegar a detectar problemas incipientes como falsos contactos, juntas carbonizadas, errores de ensamblaje, etc. que se corrigen solo en taller mediante Overhauling. Ya en el taller la unidad se somete a una rutina de pruebas eléctricas de rigor (solo practicables con banco de pruebas) llamadas pruebas destructivas.




CAPITULO 8 SECADO DE LA PARTE ACTIVA Tradicionalmente se puede secar o intentar secar la parte activa secando el aceite. Esto se hacia des energizando la unidad y conectándole por medio de mangueras un equipo móvil de secado dejándolo trabajar por un tiempo que lo definía el tamaño del transformador y la capacidad de filtraje en galones por hora del equipo móvil. Como se ha mencionado antes el 99.75% de la humedad contentiva en un transformador se halla en la celulosa de la parte activa y solo 0.25% en el aceite por lo tanto al irse secando el aceite se rompe este equilibrio hidrostático y la celulosa comienza lentamente a ceder humedad al aceite, en consecuencia una vez iniciando este proceso es indispensable terminarlo por que si se deja “ a medias” el riesgo de fallas es enorme al energizar la parte activa con la humedad saturando al aceite. Un chequeo final de la rigidez del aceite y de la resistencia de aislamiento de la parte activa indicará qué tan bien se ha hecho el secado. Veamos las partes mas importantes de un equipo móvil de filtrado típico.

5 4

1 2

3 6




El aceite entra desde el transformador succionado por la bomba de llenado ( 1) ) atravesando el micro filtro ( 2 ) y calentándose por las resistencias ( 3 ). El aceite caliente es atomizado en la cámara ( 4 ) que se encuentra bajo alto vació (+/ - 0.1 mbar ) que lo hace la bomba ( 5 ). Finalmente la bomba de descarga ( 6 ) dirige el aceite seco, caliente y filtrado de vuelta al transformador. El método antes descrito simplemente es el único en algunos casos por limitaciones de tiempo. Pero cuando se es capaz de programar una parada de 3 a 4 semanas el método mas idóneo de extraer la humedad a un transformador es secar directamente la parte activa al horno y encubando finalmente con aceite nuevo.. Esta parada se aprovecha para hacer otros trabajos como reemplazar sellos, TapChanger, reparar radiadores, etc.

Al secar una parte activa al horno normalmente se tarda entre 3 a 7 días dependiendo del nivel de humedad del tamaño físico. Resulta interesante ir tomado lectura del Megger cada 8 horas y observar que hay una tendencia mas o menos similar en todos los casos. Veamos la siguiente grafica.

MΩ

C A

D

B

TIEMPO

TIPICA CURVA DE SECADO




Se distinguen cuatro zonas: A: El aislamiento baja a medidas que la parte activa se calienta. La humedad se convierte en vapor saliendo a la superficie de las bobinas haciéndolos mas conductoras. B: El aislamiento crece en el tiempo a medida que se evapora toda la humedad. C: Se llega al punto máximo alcanzable de aislamiento, toda la humedad ha sido eliminada, es en este punto que se debe sacar del horno. D: El aislamiento baja peligrosamente como resultado de pirólisis o destrucción de la celulosa. Conclusiones: Dentro del programa de mantenimiento el desgasificado del aceite como acabamos de ver no pretende salvaguardar al aceite sino a la parte activa del transformador. Decidir cual de los dos métodos usar para secar la parte activa entre secado al horno o al aceite es cuestión de disponibilidad de tiempo, tamaño del trasformador y niveles de humedad presentes. El secado al horno es un proceso excelente, el desgasificado es de menor calidad pero sigue siendo mejor que no hacer nada. Al secar al horno debemos tener presente que si el valor del aislamiento no mejoró es indicativo de que el problema no era humedad sino envejecimiento de la celulosa lo cual es indicativo que la vida útil del aislamiento llegó a su fin. •

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CAPITULO 9 FALLAS TIPICAS Al hablar de fallas debemos diferenciarlas según su gravedad o según su impacto en las condiciones operativas del transformador. FALLAS CATALEPTICAS: Son aquellas que virtualmente hacen inoperante a un equipo, o sea que ha perdido sus características de desempeño para las cuales fue construido. Hay que realizar una reparación mayor. FALLAS INICIPIENTES: Son aquellas que se detectan en su fase inicial y no colocan al equipo fuera de servicio de una manera inmediata. En el caso de transformadores eléctricos veamos a continuación cuáles son las fallas mas comunes que se presentan en la práctica. Catalépticas: Perforación de aislamiento por envejecimiento o por sobre voltaje. Ruptura de conductores por puntos calientes, uniones, empalmes y conexiones a Bushings, Tap Changer, Bobinas, etc. Destrucción de Tap Changer por operación indebida tal como conmutar bajo carga o mal posicionado. Llegada al fin de vida útil en forma de envejecimiento natural o en forma precipitada por un mantenimiento deficiente. Colapso del sistema de aislamiento por presencia de humedad, bien sea por agua desde el exterior o por hidrólisis debida a altas temperaturas. • •

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Incipientes: Puntos calientes en Tap Changer, Empalmes, Etc. Presencia de ácidos y / o lodos. Contaminación del aceite por humedad. Exceso de ruidos por anclajes debilitados del núcleo Pérdida de nivel de aceite Contaminación de Bushings Bajo nivel de aislamiento. • • • • • • •




En resumen podemos decir que: 1. Un transformador falla si pierden su aislamiento 2. Falla por corto circuito severo en el lado de carga no despejada a tiempo 3. Falla por sobrevoltaje de origen atmosférico o de maniobra 4. El aislamiento se pierde por las siguientes razones o combinaciones de ellos: Envejecimiento Sobre carga prolongada ( Pirolisis ) Deterioro Maniobra errada Contaminación     

Recuérdese lo que se menciono en los primeros capítulos en cuanto a que si se controla la temperatura de operación y periódicamente se monitorea el aceite, el transformador no tiene por que fallar en forma cataléptica, siempre que se respeten los limites para los cuales la unidad fue diseñada. GUIAS PARA LA SOLUCION A LOS PROBLEMAS MAS FRECUENTES Problema Detectado Posible Solución Chequear interrupción de AT Verificar suministro de CIA. Eléctrica Ausencia total de voltaje de salida Medir aislamiento ( Megger) Verificar fusibles de AT Ausencia de una fase Verificar fusibles Verificar nivel de aceite Medir corriente en vacío Calentamiento excesivo Verificar contenido de lodos en aceite Medir corriente a plena carga Ruido Medir corriente de vacío Practicar prueba de TTR Fluctuación de voltaje de salida Practicar prueba de Resistencia Ohmica Análisis cromatográfico Desbalance de tensiones de salida Comprobar aterramiento del neutro Chequear nivel de aceite Disparo por Buccholtz Estudio cromatográfico Purgar Relé Buccholtz Verificar máxima carga conectada Disparo por sobre presión Estudio cromatográfico Disparo por relé de súbita Estudio cromatográfico Fallas catalépticas Desencubar




REBOBINADO DE LA PARTE ACTIVA: Cuando solo se destruye una bobina en una unidad trifásica, la pregunta mas frecuente es: Debo rebobinar las tres fases? La repuesta no es tan sencilla por que hay que ponderar todos los factores de interés: Costo, tiempo, criticidad y confiabilidad; veamos. COSTO: Evidentemente que el costo va en función del numero de bobinas a reparar, pero esto no es una relación lineal sino mas bien como lo indica la siguiente grafica. COSTO 100% 80% 60% 40% 20% 0% 1 BOBINA

2 B OBINAS

3 BOBINAS

De aquí se concluye que la diferencia porcentual entre una reparación total y una parcial no es tan grande y solo se debe considerar cual es el impacto en Bs. TIEMPO: El tiempo de ejecución de los trabajos se comporta de manera similar al comportamiento de costos por lo que el factor a considerar para tomar la decisiones es el tiempo efectivo disponible para intervenir la unidad. CRITICIDAD: Se refiere a la importancia que tiene un transformador particular dentro del sistema. No es igual alimentar un quirófano que un estacionamiento. Esto lo debe ponderar el usuario y decidir por la reparación total si la carga es critica. CONFIABILIDAD: Hay que entender lo siguiente: una bobina reparada significa material nuevo y por lo tanto es una bobina nueva, pero el problema en que si se rebobina una sola y las otras quedan como están la experiencia nos ha demostrado que estas




últimas quedan en una situación de desventaja desde el punto de vista de su desempeño ante sobre voltaje y sobre cargas, de allí que en la mayoría de los casos y sobre todo en equipos con mas de 5 años de servicio el usuario decide por la reparación total dejando la reparación parcial solamente en los casos en que se pueda comprobar sin lugar a dudas que las otras dos no se vieron afectadas por la falla de la primera y que la unidad como tal no está próxima a su fin de vida útil.



ANEXOS





0 - - 0 0 0 0 5 5 0 0 2 5 0 5 6 3 2 1 3 5 7 S 1 2

E T I M I L 2 1 3 2 1 - 7 4 8 S 0 M R 7 O T O M 4 0 D 0 0 R p 0 O e 1 F S A T T : L E P T O A I N / R E E A I L H S C C / E O F P I T

6 5 3 4 8 3 8 5 4 S 1 4 8 6 1 1 0 5 4 3 0 1 8 3 3 1 5 8 1 3 O 6 2 7 3 6 5 D 1 1 5 1 2 A T L U S E R

O O N O O E O N D N I O O O G N E X D N E N O E G O I E O L L A N X L N I R G A T O I A T I O E D T I X I E O I T T C T T H O N M M D E E A O 4 6 2 2 2 2 4 O 2 H H O H H O N H C 2 2 C C 2 C C C

R K O O O T T S C N O U E D I D A M N S T A O L A T C U D N S A E E E E L D R P A N C N M I . O E O R T S R C C . N E S A S A P A E D O C N T D I L N S S O A A A R U S J T D E I I O S N L A C I U I J A L M S Y H S U Y E S E S E P O R , R A I T N A P I T I O F E A M D A S I U N R . C L A G A A A L L O D H N A A T O A N S H A C M O D O A I O D L H T R N A N C A S C E E I R L H L N M O A E S I P H R E E B O O S A O D U N N A C I N U I V A O B R E H O R R D B N L A U I B O F E C T D A E I N S L O N E E E R T U S W U B I E O U A D O Q C Q T P S E I A E E E S T Y D S

O C I T S O N G A I D

MANTENIMIENTO PRVENTIVO DE TRANSFORMADORES EN LA INDUSTRIA.pdf

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