Termografía a transformadores sumergidos en aceite

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CENTRO DE PRUEBAS Y CAPACITACIÓN EN INGENIERÍA ELÉCTRICA

INSPECCIÓN TERMOGRAFICA A TRANSFORMADORES SUMERGIDOS EN ACEITE

RIO TIBER # 38–203 COL. CUAUHTÉMOC 06500 MÉXICO, D.F. TELS.: 5207-0075/5511-0453 FAX: 5511-6660 http://www.fiseimex.com e-mail: [email protected]

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INSPECCIÓN TERMOGRAFICA A TRANSFORMADORES EN ACEITE Juan Carlos Zukermann Cortés [email protected] Centro de Pruebas y Capacitación en Ingeniería Eléctrica S.C. Rio Tiber #38 Int. 201, Colonia Cuauhtémoc Delegación Cuauhtémoc México D.F. Teléfono: (01-55) 5207-0075 Web: www.fiseimex.com

En este trabajo se presentan los resultados obtenidos en una prueba de inspección termográfica a diferentes transformadores eléctricos, todos ellos son de tipo sumergidos en aceite aislante. Las pruebas realizadas y las imágenes que se exponen corresponden a los transformadores de la subestación Careaga en el Valle de México y equipos de una mina ubicada en Cananea, en el estado de Sonora, Mexico.

empleada resulta una herramienta muy útil en el diagnostico de equipos de transformación eléctrica. Durante las visitas a las subestaciones e instalaciones donde se encontraban los equipos aquí analizados se tuvieron resultados importantes que se describen en el documento y que enumeramos para su conocimiento Subestación Careaga 1. 2.

3. 4.

Falla detectada en acoplamiento de TC a 120 °C. Como afecta el reflejo a mediciones diurnas y métodos para abatir este problema, método aplicado en la medición de nivel de aceite del tanque conservador. Diagnostico del flujo de aceite en el radiador, empleando herramientas de software. Detección de punto caliente en bushing de baja en transformador de potencia

Instalaciones de Cananea 1. Fig. 1.- Transformador de 40 MVA, de 230KV a 34.5KV

El objetivo del presente es exponer las pruebas realizadas tomando en cuenta diferentes procedimientos, dar a conocer los resultados obtenidos en cada caso, compartir la información que se tomó en cuenta para el estudio y sobre todo demostrar que la termografía bien

2. 3. 4. 5.

Bushing de secundario X1 con alta temperatura y diagnostico. Bajo nivel de aceite en bushing de alta en TR de 40MVAs. Calentamiento en conexión de torre de distribución. Punto caliente en boquilla de interruptor de potencia. Sección del radiador de un transformador de 10MVA sin flujo de aceite.


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CENTRO DE PRUEBAS Y CAPACITACIÓN EN INGENIERÍA ELÉCTRICA 1.- Introducción. Las herramientas de diagnostico en el mundo actual han ido evolucionando, los métodos tradicionales son por excelencia los más usados sin embargo, la tecnología llega con innovadoras propuestas para realizar diagnósticos en la industria, la medicina, en la edificación, veterinaria, investigación y en todo ámbito con mayor precisión y menores riesgos. En este contexto ubicamos y hablaremos de la termografía infrarroja, que a grandes rasgos es el análisis de la energía radiada sobre la superficie de los objetos por medio de una imagen que muestra la información con escalas de temperaturas lo que nos permite definir con la observación del comportamiento de la energía, las condiciones de operación de los equipos u objetos inspeccionados a través del lente de la cámara infrarroja. La termografía es un método de monitoreo y diagnostico en tiempo real que ha ganado terreno debido a su versatilidad, es un método inocuo, seguro, se mide a distancia, con gran repetibilidad, no requiere de paros de maquinas o procesos, contribuye a garantizar la disponibilidad y confiabilidad de los equipos, reduce el índice de falla, incrementa el tiempo de vida de las maquinas e instalaciones, reduce grandes costos en proceso, evalúa perdidas energéticas y muchos beneficios más. En este documento se presentan los resultados obtenidos de inspecciones a transformadores de aceite en diferentes condiciones, empleando las herramientas de la cámara y del software de análisis permitiendo obtener un diagnostico preciso y útil. 2.- Descripción del estudio. Se realizan pruebas a transformadores eléctricos de potencia y baja tensión, para este fin se emplea una cámara termográfica con las siguientes características.

    

Marca: Mikron Modelo M7600 Detector de 320 x 240 microbolometros Resolución de 0.08°C a 60Hz. Banda espectral: 8 – 14 µm.

Mediciones de ambiente con los siguientes equipos  

Termo anemómetro CEM DT-618 Termo higrómetro Extech 445702

La prueba realizada en subestación Careaga se realiza considerando que es una inspección de día, con alta incidencia de radiación solar y cielo un poco nublado. En cambio la prueba realizada en Cananea se hace en horario nocturno buscando un alto contraste térmico sin afectación solar, sin embargo en ambos casos se busca obtener buenos resultados y establecer procedimientos convenientes a cada situación. 3.- Subestación CFE Careaga, División Valle de México Norte. La subestación Careaga ubicada en la zona norte de la Ciudad de México, tiene por función la transformación y distribución de energía eléctrica en media tensión, el equipo inspeccionado es un transformador de 18/24/30 MVA de 85KV a 23 KV marca Voltran. La inspección de este transformador se realizó el día 19 de agosto del 2013, en compañía de personal de CFE división Valle de México Norte se realiza las pruebas al equipo, las condiciones climatológicas son las siguientes.     

Temperatura Ambiente: 24°C Humedad relativa: 45% Velocidad de viento: 1.3 m/s Factor de corrección por la velocidad del viento (FCVA): 1.00 Nublado


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CENTRO DE PRUEBAS Y CAPACITACIÓN EN INGENIERÍA ELÉCTRICA La información de corrección de viento se obtiene de tablas de corrección de temperatura en relación a carga y velocidad de viento donde se tiene los siguientes FCVA.

Tanque conservador

Fig. 2.- Tabla de factores de corrección de temperatura en relación a la velocidad de viento, Manual de usuario Flir.

Considerar la pérdida energética por convección debida al viento permitirá tener mediciones más estables en futuras inspecciones al equipo. Además de ello medir la humedad relativa y temperatura del ambiente los cuales se programan en el equipo, que ajusta automáticamente las mediciones entregadas acorde a la energía infrarroja censada.

Fig. 4.- Tanque conservador, se analiza con una escala arcoíris en un rango de temperaturas de 5°C a 27°C y en diferentes ángulos para analizar reflejo, se obtienen las imágenes anteriores

Fig. 3.- Transformadores TC después del secundario de TR-2 en subestación Careaga, se modifica la emisividad de material por .5 acorde a tablas correspondiente a aluminio con superficie pulida y se hacen mediciones dando por resultado el calentamiento de 121.4 °C de la conexión del transformador.

En las tres imágenes anteriores se emplea métodos cuantitativos para determinar el nivel de aceite en tanque conservador, la temperatura se obtiene con una emisividad de tablas indicada para pintura de 0.94 y no aplica la corrección de velocidad de viento por ser un factor de 1.00, las diferencias térmicas de un rango muy pequeño, apenas .5°C pero haciendo un manejo correcto de campo y nivel en el software se logra el contraste de colores para indicar el nivel de fluido. Entonces podemos decir que dadas las condiciones de inspección con el alto reflejo por incidencia solar aun y


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CENTRO DE PRUEBAS Y CAPACITACIÓN EN INGENIERÍA ELÉCTRICA cuando estaba nublado, se puede realizar un monitoreo pero se deben tener consideraciones como la necesidad de monitoreo constante en periodos de tiempo cortos, condiciones de clima (temperatura ambiente, humedad relativa y velocidad de viento si se requiere), hacer uso de factores de corrección, registro de temperaturas de cada inspección, distancia de medición, y algunos otros datos que permitirán verificar y detectar cualquier cambio en temperaturas medidas que determinen el inicio de una falla. El ángulo de inspección también juega un papel importante en las inspecciones al sol ya que el índice de reflejo puede ser alto, se observa en la figura 4 en la termografía de abajo que el reflejo en la cara del tanque no permite apreciar claramente el nivel del aceite contenido en su interior. Sin embargo en las dos termografías anteriores si se logra obtener esta información. Boquillas de primario del transformador

La inspección de boquillas provee información como la temperatura de las conexiones en la punta de los bushing, análisis del patrón térmico generado por el nivel de aceite del cuerpo de la boquilla, calentamientos que deriven de un acoplamiento mecánico defectuoso en el interior del tanque del transformador, etc. Aquí nuevamente los procedimientos establecidos juegan un papel importante para diagnostico, al realizar esta inspección de día será necesario llevar una bitácora de temperaturas en diferentes puntos de la boquilla, comparar y determinar si algún cambio térmico es debido a un reflejo, calentamiento normal o verdaderamente es una falla debido a causas múltiples donde hasta el tiempo de vida del elemento es factor importante de su operación y temperatura. Radiador del transformador En esta sección se evalúa la condición de operación del radiador, flujo del aceite y eficiencia de la perdida convectiva de calor para evitar que el transformador se sobrecaliente.

A)

Fig. 5.- Imagen visible y termográfica de boquillas del primario.


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CENTRO DE PRUEBAS Y CAPACITACIÓN EN INGENIERÍA ELÉCTRICA Boquillas del secundario Termografía de las boquillas del secundario, en el caso del transformador que fue objeto de estudio para este reporte no se detectan anomalías, se analizan temperaturas de conexión en la punta, y se revisa el patrón térmico del cuerpo.

B)

Fig. 7.- Boquillas de secundario.

Sin embargo vale la pena incluir una termografía de otro transformador en esta misma subestación en la cual se obtienen los siguientes resultados. C) Fig. 6.- Análisis de temperaturas del radiador, A) imagen visible, B) termografía y C) grafica de temperaturas acorde a las líneas dibujadas.

El análisis del radiador por medio de líneas nos permite evaluar la operación e influencia de la convección forzada que ocasionan los ventiladores, la perdida energética es tal que el radiador no presenta en la escala de colores una delta de contraste entre temperaturas, sin embargo las líneas nos permiten evaluar mejor esta información de la termografía. Lineas 1 y 2 representan la tendencia térmica vertical de reducir la temperatura del aceite, en las líneas 3 y 4 observamos cada sección de disipadores del radiador y su temperatura, verificamos obstrucciones del flujo del aceite en el interior del intercambiador de calor en este caso no existentes, o cualquier otra anomalía en su operación.

Fig. 8.- Boquillas de secundario de un transformador de la misma subestación solo que no era el que inicialmente fue objeto de este estudio, sin embargo el hallazgo se documenta en este reporte.

Se puede observar en la imagen termografía que existe una diferencia térmica amplia de más de 30°C, el punto caliente observado es relevante ya que la temperatura normal de operación establecida por comparación con las


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CENTRO DE PRUEBAS Y CAPACITACIÓN EN INGENIERÍA ELÉCTRICA boquillas del primer transformador y las boquillas de fase A y C de este mismo, muestran que no tienen más de 38 °C, acorde a tablas establecidas por normas como la NETA un delta de más de 30 °C requiere de observación constante hasta aplicar medidas correctivas.

4.- Inspección nocturna a transformadores en una mina en Cananea, Sonora.

Conclusión de la inspección en Careaga La inspección del transformador en la subestación de Careaga, nos arroja resultados sin importar condiciones de clima o incidencia solar, lo importante a criterio de un servidor es el manejo de las herramientas que la cámara y el software brindan, establecer un procedimiento que considere periodos cortos de monitoreo, manejo de herramientas de apoyo para medir condiciones de clima, empleo de factores de corrección para obtener temperaturas reales. Entonces podemos argumentar que es posible realizar termografía a toda hora, lo más importante es obtener la información correcta y un diagnostico eficiente de cada equipo inspeccionado. Desafortunadamente en México la tecnología mal empleada ha desprestigiado los alcances y la calidad de la información de la termografía, por tanto también es importante resaltar que un buen programa de mantenimiento por infrarrojos debe incluir la capacitación del personal, permitiendo a cada termografista aprovechar al máximo las herramientas e información que la evolución de este método brindan.

Fig. 9.- Boquillas de secundario en un transformador de 2500KVA, temperatura que proviene del interior del tanque con diagnostico de punto caliente en la conexión interna.

Como personal de servicios y expertos en el manejo de la termografía infrarroja, las empresas que realizan estos trabajos deben de saber determinar las condiciones de operación y los procedimientos más adecuados para realizar la obtención de la mayor información mediante su lente en una sola inspección. Claramente vimos en las imágenes de la subestación Careaga que la termografía en día para equipos expuestos requiere de monitoreo constante y mediciones cuantitativas que consideren factores de corrección como carga y velocidad de viento, sin embargo un prestador de servicios difícilmente podrá seguir estas instrucciones, por lo que es necesario realizar un procedimiento para la inspección con la menor exposición al sol, esto permitirá tener un contraste térmico que dará cuenta del mínimo cambio en la temperatura medida sobre el objeto de estudio. Así fue como sucedió en la inspección a transformadores en una mina en Cananea Sonora los días 23 y 24 de agosto del 2013 donde se tuvieron resultados como los siguientes.


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CENTRO DE PRUEBAS Y CAPACITACIÓN EN INGENIERÍA ELÉCTRICA Boquillas de primario

esto se emplean después mediciones por medio de líneas y las graficas obtenidas fueron las siguientes.

Fig. 10.- graficas de líneas de análisis en boquillas de transformador, bajo nivel de aceite.

Fig.- 9 Diagnostico de bushing de primario transformador de 230KV a 34.5KV de 40MVA, se usa una isoterma en color verde para contraste.

Se puede medir e través de las líneas la temperatura de la vertical marcada con la línea, estas temperaturas son similares en H1 y H2 pero el caso de H3 o línea A cae justo donde la flecha lo indica.

Las imágenes mostradas corresponden a un transformador de 40 MVA de 230 KV voltaje de alta y 34.5 KV en tensión de baja, las condiciones de inspección fueron las siguientes.    

Temperatura Ambiente: 24°C Humedad relativa: 51% Velocidad de viento: 1.9 m/s Factor de corrección por la velocidad del viento (FCVA): 1.00

Se detecta nivel bajo de la boquilla en H3, para determinar este diagnostico se emplean diferentes herramientas como la isoterma, se da un color de contraste en verde que permite analizar todos los puntos de temperatura de la termografía en el rango establecido de la isoterma, el rango empleado en este diagnostico fue de 24°C a 27°C y fue seleccionado por ser la temperatura que nos da el nivel de aceite en boquillas H1 y H2, se puede ver entonces en la figura 9 que H1 marca la isoterma en nivel medio de la boquilla. Para confirmar

Fig. 11.- Análisis en 3D de pixeles, grafico de picos de temperatura.

La imagen 11 es otra herramienta empleada en este diagnostico, se mide, los picos de temperatura y se contrastan con la isoterma para definir la baja de nivel de aceite en la boquilla.


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CENTRO DE PRUEBAS Y CAPACITACIÓN EN INGENIERÍA ELÉCTRICA La detección fue favorecida por la ausencia del sol ya que de haber existido una incidencia en el material cerámico del bushing no se hubiera apreciado este fenómeno tal y como pudimos verlo de noche o como se realizaría por un monitoreo de periodos cortos de tiempo.

La imagen termográfica da idea de la importancia del contraste térmico nocturno que permite a un especialista de servicios obtener imágenes con mayor información en una sola inspección, las diferencias medidas en el tanque conservador son bien definidas y la escala de colores ajustada a las temperaturas del tanque ayudan a visualizar fácilmente los niveles. Conexión de boquilla de interruptor de potencia

Fig. 12.- torre de 230 KV derivación a subestación alterna de la mina.

Sin tener relación con el transformador y al realizar la inspección, se pudo observar a distancia un punto caliente donde se encontró que la conexión de las líneas de 230 KV en la torre que deriva hacia otra subestación presentaban un diferencial térmico de aproximadamente 15°C, es una conexión dañada y las consecuencias de ello podrían representar grandes sumas de dinero. Tanque conservador

Fig. 14.- Conexiones del IP a la salida del transformador. Daño en la punta de la boquilla X2

Esta termografia revela un calentamiento de la conexión en la terminal de la segunda boquilla del interruptor de potencia, la tensión aquí ya es de 34.5 KV y la delta medida es de mas de 25 °C por lo que entra en un rango de criticidad alta y requiere atencion programada y monitoreo constante. La termografia en transformadores no solo debe considerar los elementos que conforman al transformador, como hemos podido observar el alcance debe considerar sobre todo en subestaciones de alta y media tension el diagnostico a los elementos concentrados en cada banco de la subestación desde la acometida hasta la salida y distribucion.

Fig. 13.- Tanque conservador de transformador


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CENTRO DE PRUEBAS Y CAPACITACIÓN EN INGENIERÍA ELÉCTRICA Conclusión a los trabajos en Cananea.

Fig. 15.- transformador de servicios de 225 KVA.

En el transformador de servicios se detecto un calentamiento en X2 con delta de 16°C, el patrón térmico de la boquilla indica un posible daño, el diferencial de temperatura que se observa alrededor de la boquilla sobre la pared del transformador es el que indica este diagnostico, sugiriendo otro tipo de análisis como el AGD para detección de gases generados por puntos calientes, en caso de ser así podría considerarse un acoplamiento mecánico ineficiente al interior del tanque en la boquilla marcada.

Fig. 16.- Sección de radiador sin flujo de aceite.

El diagnostico de equipos de transformación eléctrica con un procedimiento nocturno facilita la obtención de la información ya que muchas veces no será necesario el registro de temperaturas constante de los elementos que conforman al transformador o al banco de la subestación en general, puede llevarse a cabo una termografía cualitativa más que cuantitativa pues se observan más fácilmente las fallas, aunque si es importante la termografía cuantitativa para priorizar el hallazgo en base a las diferencias térmicas y en ese análisis nuevamente influyen el manejo de tablas de factor de corrección, mediciones del ambiente y calibración del equipo. 5.- Conclusión final La termografía Infrarroja en transformadores de aceite ya sean de baja o de alta tensión en muchas instalaciones es considerada innecesaria ya que estos equipos cuentan con diagnósticos como análisis de gases disueltos en el aceite, resistencias de devanados, rigidez dieléctrica del aceite, etc. un numero grande de estudios específicos, sin embargo esta tecnología claramente puede contribuir a conocer el estado de operación de los equipos sus componentes y un registro constante de información. Por otro lado reitero que sin importar si eres personal interno o si eres personal externo de servicios, debes contar con la capacitación necesaria para determinar los procedimientos adecuados, los parámetros de medición, los objetivos de la inspección, poder aplicar los factores de corrección y hacer uso correcto de todas las herramientas incluidas en la cámara termográfica y su software, ya sea un equipo sofisticado de gran costo o un equipo austero pero útil, un termógrafo entrenado será capaz de reportar y entregar los mejores resultados.


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