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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]
CPYCIE 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]
CPYCIE CENTRO DE PRUEBAS Y CAPACITACIÓN EN
INGENIERÍA ELÉCTRICA
INSPECCIÓN TERMOGRAFICA A TRANSFORMADORES EN ACEITE
Juan Carlos Zukermann Cortés
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.
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
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. Falla detectada en acoplamiento de TC a 120 °C.
2. 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.
3. Diagnostico del flujo de aceite en el radiador,
empleando herramientas de software.
4. Detección de punto caliente en bushing de baja en
transformador de potencia
Instalaciones de Cananea
1. Bushing de secundario X1 con alta temperatura y
diagnostico.
2. Bajo nivel de aceite en bushing de alta en TR de
40MVAs.
3. Calentamiento en conexión de torre de distribución.
4. Punto caliente en boquilla de interruptor de potencia.
5. Sección del radiador de un transformador de 10MVA
sin flujo de aceite.
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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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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.
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. 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.
Tanque conservador
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
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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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
Fig. 5.- Imagen visible y termográfica de boquillas del primario.
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)
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B)
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.
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.
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.
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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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.
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.
4.- Inspección nocturna a transformadores en una mina
en Cananea, Sonora.
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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Boquillas de primario
Fig.- 9 Diagnostico de bushing de primario transformador de 230KV a
34.5KV de 40MVA, se usa una isoterma en color verde para contraste.
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
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.
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.
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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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.
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. 13.- Tanque conservador de transformador
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. 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.
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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.
Conclusión a los trabajos en Cananea.
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.
