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8/20/2019 articulo bb

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Artículo Técnico

Edgar Hidalgo BarrantesITC Licensed Certified Instructor

Level III Infrared Thermographer UEQ-TC-1A Ultrasound Inspector

Gerente General en Tecnologías [email protected]

Agosto 2012

Detección de fallas internas en transformadores en aceiteutilizando termografía infrarroja.La detección temprana es fundamental cuando diagnosticamos fallasinternas, para así conseguir mantener la disponibilidad de nuestrosequipos.

Imagen por Edgar Hidalgo

mailto:[email protected]:[email protected]:[email protected]:[email protected]:[email protected]


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Abstract

The detection or diagnosis of an internal faultin a transformer can be a fairly simple task for aexperienced thermographer, however for beginnerthermographers can be a difficult diagnosis, veryoften only very severe problems and equipment iniminent condition of failure can be detected byi nexper i enced t he rmographers . I n f r a redthermography as a technique of condition-basedmaintenance allows us to diagnose fault conditions inthe starting given point of the fault and not wait until itstops at the stage of potential failure or imminentfailure.

There are several components that play a major rolefor the thermographer to be able to diagnose faults intime, the first that we can name is training, like any

other specialty, thermography requires serioustraining and professional services companies thathire or provide must understand that not only isimportant to know the capabilities that each level oftraining provides, in thermography there are threelevels of training and certification, better known asLevel I, II and III, each of them has its importance isextremely important to recognize it. The secondcomponent is theinfrared equipment to use, there isnow a large number of brands, models, resolutionsthat provide different capabilities, using the rightequipment for your application and use knowledgeproperly is part of the formula we need to know . Thethird component is undoubtedly the experience,

technology is more accessible every day and manycompanies purchase equipment or provide servicesto people with no experience and as discussed in thedevelopment of this article, problems often gooverlooked because of this inexperience.

Validation of information is extremely important forany process in this article we will rely on standards,tests, and references necessary to give validity tocontent, hoping thus to give contribution to thecommunity of professional thermographers.

Key wordsThermography, detection of internal faults intransformers, condit ion-based maintenance,equipment, experience, training and certification.

Resumen

La detección o diagnóstico de una fallainterna en un transformador puede ser una tarea

b a s t a n t e s e n c i l l a p a r a u n a t e r m ó g r a f oexperimentado, sin embargo para termógrafosnovatos puede ser una tarea de difícil diagnóstico,muchas veces la inexperiencia hace que solopuedan detectar problemas cuando estos son yamuy severos y el equipo ha entrado en una condicióneminente de falla. La termografía infrarroja comouna técnica del mantenimiento basado en lacond ición nos perm ite pode r diag nost icarcondiciones de falla cuando se da el punto de iniciode la falla y no esperar hasta que entre en la etapade fallo potencial o ya la falla sea inminente.

Hay varias componentes que juegan un

papel primordial para que el termógrafo sea capazde diagnosticar a tiempo este tipo de fallas, laprimera que podemos nombrar es la capacitación, latermografía como cualquier otra especialidadrequiere de entrenamiento serio y profesional, lasempresas que contratan servicios o lo proveendeben comprender que no solo es importante elestar capacitado sino saber las capacidades que nosbrinda cada nivel de capacitación, en termografíaconocemos tres niveles de capacitación ycertificación, mejor conocidos como Nivel I, II y III,cada uno tiene sus campo de acción y essumamente importante reconocerlos. La segundacomponente es el equipo infrarrojo a utilizar, hoy día

existe un gran número de marcas, modelos,resoluciones que nos brindan al igual diferentescapacidades, el utilizar el equipo adecuado paranues t ra ap l i cac ión y e l saber u t i l i zar l oadecuadamente es parte de la formula quenecesitamos saber. La tercera componente sin lugara duda es la experiencia, la tecnología cada día esmas accesible y muchas empresas adquierenequipos o dan servicios con personal sin experienciay como veremos en el desarrollo de este articulo,muchas veces se pasan problemas por alto comoconsecuencia de esta inexperiencia.

La validación de la información es sumamente

importante para cualquier proceso, en este articulon o s a p o y a r e m o s e n n o r m a s , p r u e b a scomplementarias y referencias necesarias para darlevalidez al contenido, esperando dar así un aporte ala comunidad de termógrafos profesionales.

Palabras ClaveTermografía, detección de fallas internas entransformadores, mantenimiento basado en lacondición, equipos, experiencia, capacitación ycertificación.


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Introducción

La termografía infrarroja se describe como la"Ciencia de adquisición y análisis de información

térmica adquirida a partir de dispositivos deadquisición de imágenes sin contacto" 1, esta técnicallamada también como infrarrojo fue descubierta enlos años 1800 por Sir William Herschel, unastrónomo ingles de origen alemán, La radiacióninfrarroja es emitida por cualquier cuerpo cuyatemperatura sea mayor que 0 Kelvin, es decir,!273,15 grados Celsius (cero absoluto).

La Termografía infrarroja tiene muchos usos oaplicaciones, dentro de los cuales podemosmencionar el área militar, la medicina, veterinaria,ensayos no destructivos y por supuesto en elmantenimiento industrial o de forma mas especifica

en el mantenimiento basado en la condición, tambiénllamado mantenimiento predictivo, dentro delmantenimiento encontramos diferentes tipos deaplicaciones, estas aplicaciones van desde ladetección de fugas de gases tipo invernadero comoel Hexafloruro de Azufre (SF6) utilizado comoaislante dieléctrico en interruptores de potencia, asícomo derivados de Hidrocarburos como lo es elIsopentano (C5H12) utilizado en Generadores deciclo combinado, pero sin lugar a duda lasaplicaciones más comunes que vamos a encontrarpara la Termografía infrarroja están las aplicacionesmecánicas y eléctricas, es en esta ultima donde seconcentran la mayoría de las aplicaciones para el

mantenimiento basado en la condición, es comúnencontrar empresas que poseen sus propio equipostermográficos para realizar estas rutinas deinspección o bien contratan a una empresa deservicios para que realice esta rutina, paracualquiera de los dos casos es necesario que elpersonal que realiza estas rutinas de inspección estecapacitada y certificada para hacer una inspeccióntermográfica, las instituciones que capacitan ycertifican personal en termografía infrarroja como elITC (Infrared Training Center) por sus siglas eningles, proveen diferentes niveles que dan diferenteshabilidades, una buena capacitación combinada conuna excelente experiencia provee el marco idóneo

para realizar inspecciones termográficas en todo tipode sistemas, incluyendo sistemas eléctricos tal ycomo es la aplicación que es de nuestro interés eneste articulo, en el cual estaremos cubriendo comodetectar fallas internas en transformadores en aceite,que tipo de metodología utilizamos, métodos dedocumentación y validación, así como un sencillopero efectivo calculo de retorno de inversión (ROI)por sus siglas en ingles.

Recursos y Métodos

El lugar de inspección es un planta de extracción deBióxido de Carbono, la cual opera 24/7, la rutina de

inspección incluye acometida principal, banco detransformadores, paneles de potencia, bancos decapacitores y motores eléctricos.

Para la inspección infrarroja se utiliza el método deinspección de valores absolutos en equiposeléctricos y mecánicos basado en normas de ANSI/IEEE, para este caso aplica la norma ANSI/IEEEC37.20.1-1987 lo que hace que los datos obtenidossean trazables, se utiliza una cámara infrarrojamarca FLIR, modelo T640, con un detector de 640 x480 pixeles, lo que nos da una cantidad de 307200pixeles o puntos de medición en la imagen, el equipotiene una sensitividad térmica de 40 mK, una

capacidad de medición de temperatura de -40 a2000 °C, la cámara tiene una calibración válida hastaMayo 22, 2013, además de la cámara infrarroja seutiliza un medidor de temperatura ambiente,temperatura aparente reflejada, humedad relativa, yse toman mediciones de corrientes actuales y seconsideran los valores nominales, así como laemisividad del componente a medir, estos datos seingresan en la cámara infrarroja para que una vezcargados en el software estos valores se compensanpara obtener el valor de temperatura real de lamedición.

El procedimiento de inspección incluye el envió de

los puntos de falla críticos de forma inmediata porcorreo electrónico al cliente, para que se puedeiniciar con el proceso de gestión de relación de cadauna de las fallas, esto se logra gracias a que lacámara infrarroja posee conexión inalámbrica adispositivos móviles, desde el cual se envía lasimágenes con un breve comentario para las accionesinmediatas que el cliente considere tomar. Unreporte digital en PDF es preparado y enviado alcliente en menos de 48 horas para que el clientetenga mejor documentación de la falla, incluyendolas recomendaciones para cada falla encontrada,cuando el cliente lo requiere se envía también unreporte escrito con impresión de alta calidad a color,una re-inspección se hace siempre dentro de lossiguientes 30 días para la verificación de la o lasacciones correctivas, un segundo informe esentonces preparado para mostrar al cliente el antes yel después de cada uno de los equipos intervenidosdurante el mantenimiento.


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Desarrollo

La medición de las conexiones del transformadores

se encontraban a 2.5 metros de distancia desde elpunto donde nos encontrábamos, registramos unatemperatura ambiente de 37 °C y una humedadrelativa de 63%, la carga nominal es de 650amperios y la carga actual en el momento de lamedición es de 585 amperios, los demás datosnecesarios para la compensación fueron tomados yconsiderados, solo se hace mención por cuestionespracticas los mas relevantes.

Imagen 1. Imagen visual del transformador inspeccionado

Las características del transformador son:

Toda inspección termográfica siempre empiezaanalizando el campo térmico o bien desde unanálisis cualitativo, al iniciar este análisis fué muyrápido reconocer en el campo térmico que la salidade los secundarios del transformador de la Fase R yS mostraban una anomalía, el campo térmico no eranormal y era bastante claro que la anomalía era decarácter interno, lo que en definitiva crea unadificultad para poder cuantificar o hacer un análisiscuantitativo de la anomalía, los transformadoressumergidos en aceite pueden tener una o variasconexiones internas y una de las limitantes de latermografía infrarroja es que es una técnicasuperficial y no podemos ver a través de los objetos,pero era fácil determinar que no era normal y que lafalla era de origen interno, debía ser reportada yreparada a la brevedad.

Tabla 1. Datos de placa del transformador

Diagrama 1. Diagrama del transformador

Imagen 2.Construcción interna de un transformador en

aceite.a. Bushingb. Conexión internac. Bobina

a

b.

c.


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La imagen 3, la cual fué tomada en inspección ennuestra inspección de junio del 2012, fué tomada conel modo MSX, esta es una función avanzada de lascámaras de FLIR que es conocida como MSX(Imagen dinámica multi-espectro) las cuales dan undetalle de imagen increíble como se puede apreciarclaramente.

Una vez comunicado a la persona que nosacompaña en la ruta de inspección pedimosinformación adicional como informes de temografíasrealizadas en años anteriores, así podíamos tenerinformación adicional si la falla había sido yareportada y cual había sido el incremento detemperatura desde la última inspección, para

nuestra sorpresa y después de ver los informes delos últimos dos años notamos que se habíanagregado las temografías de los transformadores enmención pero no se había reportado ningún tipo deanomalía o falla en alguno de ellos, sin embargo erafácilmente reconocible analizando el campo térmicode estas imágenes que la anomalía ya existía perohabía sido pasado inadvertida por la persona/empresa que había hecho estas temografías,después de tener una breve reunión con el personalde apoyo y el encargado de la planta se les hizo verla seriedad de la anomalía y que esta debía seratendida a la brevedad posible.

Imagen 3.Imagen térmica en MSX, la cual muestra el

problema, con un temperatura nominal de 90.6

En la imagen 4 si se observa con detenimiento sepuede ver la diferencia en el campo térmico en lasalida del bushing, el problema aunque ya existía nofué detectado.

En la imagen 5 si se observa con detenimiento sepuede ver la diferencia en el campo térmico aún más

evidente en la salida del bushing, el problema denuevo no fué detectado.

Aproximada ment e un a se mana después seprogramó un paro para hacer mediciones adicionalesque validaran la información que logró dar latermografía, en ese momento se tomaría la decisiónde abrir los transformadores si las pruebas lograbancomprobar las anomalías evidenciadas en latermografía, una de las pruebas realizadas queayudó a validar esta información fue las pruebas deresistencia de contactos , en general, ésta prueba seutiliza en todo circuito eléctrico en el que existenpuntos de contacto a presión deslizables, talescircui tos se encuentran en interruptores,restauradores, dedos de contacto de reguladores, ode cambiadores de derivaciones y cuchillasseccionadoras, las siguientes tablas (tabla 2 y 3)muestran los resultados en la diferencia de laresistencia de devanados entre cada uno de ellos yla diferencia después de la intervención de lostransformadores.

Imagen 5.Imagen térmica tomada el 27/6/2011, informe

termografía planta de bióxido de carbono.

Imagen 4.Imagen térmica tomada el 30/6/2010, informe

termografía planta de bióxido de carbono.


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Tal y como se muestra en la tabla 3, esta pruebacomprobó y dió validación a lo encontrado en latermografía, así que se decidió abrir e intervenir lostransformadores, el primer transformador que se

abrió fue el de la fase R, este es el que mostraba lamayor intensidad de radiación y por tanto latemperatura más alta, al abrirlo se pudo observarvarias anomalías a saber:

1. Había un decoloración en el tornillo del bushingde la fase con la anomalía, aunque aparenta serligera la decoloración es un evidencia de que elelemento de conexión había estado expuesto aaltas temperaturas por largo tiempo.

2. Las laminas de conexión al bushing de esa fase

estaban ligeramente separadas.

3. Externamente se observaba el sello del bushingquebrado y una rotación de la paleta deaproximadamente 1/4 de vuelta, es importantemencionar que una inspección termográfica debeir siempre acompañada por una inspecciónvisual, es evidente visualmente que por el pesode los cables y la carencia de un buen soportemecánico, el peso de los cables giraron la paletadel secundario, quebrando la cerámica yproduciendo el falso contacto interno.

Imagen 8.Imagen visual de la cerámica externa de

bushing el cual está quebrado, y desplazadocasi un 1/4 de vuelta.

Imagen 6. Imagen visual del tornillo interno del bushing que

hace la conexión a los terminales deltransformador.

Imagen 7.

Imagen visual de la separación de losterminales de conexión.

Tabla 3.Resultados de prueba de resistencia después de

la intervención.

Tabla 2.Resultados de prueba de resistencia antes de la

intervención.


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Con esto en cuenta se revisó el torque de laconexión y en este punto se pudo re-ajustar el torqueel cual resultó en estar flojo en casi 1/4 de vuelta, deesta misma manera se revisaron todos los puntos deconexión y se re-ajustaron según la necesidad decada punto en cada transformador.

El informe presentado por la empresa SOELMEC

confirma los datos de la termografía, hacen elreajuste necesario para dejar el equipo en condiciónde operación aceptable.

Con el fin de ilustrar los beneficios económicos queun buen programa de monitoreo de la condiciónadjuntamos el Gráfico 1, la cual muestra los costosasociados a la inspección, intervención/reparaciónde la anomalía encontrada.

El gráfico 2 ilustra el posible impacto económico si laanomalía no hubiera sido atendida y se hubierallegado a la etapa de falla inminente del equipo.

Tabla 4. Comentarios informe SOELMEC.

Una estimación del retorno de inversión que esobtenido entre la diferencia del posible impactoeconómico y el costo real de la intervención de lareparación, es mostrada en el gráfico 3.

Gráfico 2. Posible impacto económico.

Gráfico 1. Costo de la intervención.

Gráfico 3. Retorno de la inversión.


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Conclusiones

Luego de haber finalizado con la reparación yhabiendo estado la planta en operación continua porvarios días se programa la re-inspección con la

cámara de termografía, se verifica la carga de laplanta para buscar condiciones de operación lo massimilares posibles a la primera Inspección, de igualmanera se toma la temperatura ambiente, humedadrelativa y todos los parámetros necesarios para lacompensación.

Como se observa en las imágenes a continuación senota una gran mejoría en el campo Térmico y en elanálisis cuantitativo, el cual muestra una variación detemperatura inicial de 90°C a 64°C, lo que significauna disminución de 26 °C en la temperatura nominaldel bushing en mención, es posible considerar quelos componentes conductores eléctricos involucrados

en la conexión eléctrica pudieran sufrir una variaciónen su conductividad debido a un cambio en suspropiedades por la exposición a altas temperaturapor un tiempo prolongado, pero la variación en laconductividad no es considerable, ya que se regresael equipo a una condición de operación normal. Eneste tipo de análisis es muy importante hacer unbuen manejo del campo y el nivel, ya que queremoscomparar el campo térmico del antes y el despuésbajo las mismas condiciones referentes a laintensidad con la que se observa el campo térmico.(Ver comparación de imágenes 9 y 10).

Para la apropiada detección de fallas internas entransformadores, especialmente cuando estos sonincipientes es necesario que el termógrafo tenga lacapacitación y experiencia necesaria, la combinaciónde diferentes técnicas son en algunos casosnecesarias para poder justificar y documentarapropiadamente la información.

El impacto económico de una anomalía sin atendery/o reparar será siempre mayor, el mantenimientobasado en la condición y en especial la termografíainfrarroja tiene un alto retorno de la inversión y

justifica ampliamente su utilización en los programasde mantenimiento de cualquier industria.

Imagen 9.Imagen térmica en MSX, la cual muestra el

problema, con un temperatura nominal de 90.6

Imagen 10.Imagen térmica en MSX, la cual muestra elproblema solucionado, con un temperatura

nominal de 64.6


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Referencias

Imagenes

1. Edgar H ida lgo, K&E Consu l t i ng S .A . ,

(Tecnolo gías Predict i vas) , Informe deTermografía. 19-06-2012.

2. Referencia, tomada de google, internet.

3. Edgar H ida lgo, K&E Consu l t i ng S .A . ,(Tecnolo gías Predict i vas) , Informe deTermografía. 19-06-2012.

4. Juan Fernando Gonzalez, planta de bióxido decarbono., Informe de Termografía, por otraempresa que brindaba el servicio. 30-6-2010.

5. Juan Fernando Gonzalez, planta de bióxido decarbono., Informe de Termografía, por otraempresa que brindaba el servicio. 30-6-2010.27-6-2011.

6. Edgar H ida lgo, K&E Consu l t i ng S .A . ,(Tecnologías Predictivas), Paro reparación detransformador. 20-07-2012.

7. Edgar H ida lgo, K&E Consu l t i ng S .A . ,(Tecnologías Predictivas), Paro reparación detransformador. 20-07-2012.

8. Edgar H ida lgo, K&E Consu l t i ng S .A . ,

(Tecnologías Predictivas), Paro reparación detransformador. 20-07-2012.

9. Edgar H ida lgo, K&E Consu l t i ng S .A . ,(Tecnolo gías Predict i vas) , Informe deTermografía. 19-06-2012.

10. Edgar Hidalg o, K&E Consu l t ing S.A. ,(Tecnolo gías Predict i vas) , Informe deTermografía (re-inspección). 26-07-2012.

Tablas

1. Ing. Antonio Sevilla, SOELMEC, informe técnicoS-711-12. 20-7-2012.




Diagramas


Gráficos

1. Edgar H ida lgo, K&E Consu l t i ng S .A . ,(Tecnologías Predictivas), datos provistos porJuan Fernando González de planta de bióxido decarbono.



Referencias

1. Manual curso nivel 1, Infrared Training Center.www.infraredtraining.com

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