Mantenimiento De Trafos Aceites

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ANALISIS DE ACEITES AISLANTES EN EL MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES

CAMILO COLLAZOS S.

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Introducción

Los tres componentes principales sujetos a la deteriorización y contaminación son : el papel usado para el aislamiento de los conductores, el cartón que es usado para el aislamiento principal y para los soportes de los arrollamientos y el aceite dieléctrico.

Los aceites minerales que son utilizados como fluidos aislantes y refrigerantes de transformadores muestran valiosa información sobre las condiciones de operación de los equipos que los usan.

Los aceites aislantes minerales son productos que sufren degradación por los esfuerzos térmicos y eléctricos a los que están sometidos, generando productos de descomposición que son utilizados para evaluar la presencia de un problema o falla en los transformadores.

Reaccionan con el oxígeno, oxidándose y formando productos cuyas caracteristicas aceleran la degradación de los demas materiales, diminuyendo la vida útil de los equipos.

La vida útil de un transformador está directamente relacionada con la vida del papel aislante, la celulosa se degrada por la acción del calor, deteriorando sus propiedades eléctricas y mecánicas.

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Introducción

Existen actualmente 2 grupos de líquidos aislantes, clasificados de acuerdo a sus aplicaciones:

Aceites aislantes de uso general : Son aceites aislantes de origen mineral, que tienen base parafínica y nafténica obtenidos durante el proceso de refinación y extracción adecuados, en determinadas fracciones del petróleo natural.

Aceites aislantes de seguridad : Son aceites de origen mineral o sintético, indicados para transformadores que deben ser instalados en locales donde el riesgo de explosiones y/o incendios deben ser minimizados.

Estos aceites deben presentar características no inflamables

Aceite mineral de máximo punto de fulgor.

Aceite aislante de silicona.

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Introducción

Propiedad MineralesMineral Alto

P.F. Siliconas

Punto de Fulgor (°C) 140 260 300

Pérdidas Dieléctricas a 25°

C 0,05 0,05 0,001Estabilidad Regular Regular Regular

Compatibilidad Buena Buena OptimaResistencia al

Fuego Mala Buena OptimaReigidez

Dieléctrica ASTM D-1816 40 40 40

CARACTERISTICAS PRINCIPALES ( Valores Medios Típicos )

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MANTENIMIENTO A TRAVEZ DEL ACEITE AISLANTE

Mantenimiento Preventivo

Durante el funcionamiento de un transformador varios son los factores que contribuyen con el deterioro del aceite aislante, como por ejemplo la humedad, la sobrecarga, el sobrecalentamiento y la falta de mantenimiento.

La humedad, el calor y el oxigeno, crean un ambiente propicio para deteriorar el aceite aislante.

El agua y el oxígeno cuando entran en contacto con el aceite aislante, reaccionan debido a la acción de los catalizadores como el cobre y el fierro, originando luego la oxidación que forma luego sedimento. Este proceso se acelera con el calor, cuanto mas alta sea la temperatura, mayor será la velocidad del deterioro, cuanto menos oxidado esté el aceite aislante más lento será el proceso de degradación del papel, siendo lo ideal que no haya presencia de sedimento durante el tiempo de vida del transformador.

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Prventivo - Análisis de aceite aislante Análisis Físicoquímico

Con ensayos periódicos podemos comprobar el grado de deterioro del aceite, detectando el momento en que se inicia la formación de sedimento y así tomar medidas para evitar el envejecimiento prematuro del aceite.

Rigidez dieléctrica Tensión interfacial Cantidad de agua. Índice de neutralización Pérdida dieléctrica a 25°C

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Preventivo – Análisis de aceite aislante

Indice de Neutralización ( Acidez Total)

Indica el total de compuestos ácidos presentes en el aceite aislante.

Los ácidos aceleran el deterioro del aceite y del papel

Los ácidos atacan a las partes metálicas del transformador.

En aceite nuevo, él índice de miligramos de hidróxido de potasio por gramos de aceite debe ser menor a 0,03 mgKOH/g aceite.

Para aceite en servicio considerar hasta 0,15 mgKOH/g aceite, sobre este valor se debe programar un posible cambio o regeneración del aceite en un periodo de 6 meses.

No permitir que este valor sobrepase a 0,4 mgKOH/g aceite, que origina la formación de sedimento insoluble.

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Tensión Interfacial

Es la medida de la fuerza necesaria para que un anillo plano de platino rompa la interfase formada por el agua y el aceite.

Una disminución de la tensión interfacial indica la presencia de productos que son el resultado de deterioro del aceite.

Para aceites nuevos el valor mínimo es de 30 mN/m.

Para aceites en servicio, el valor mínimo es de 23 mN/m, la formación de lodos comienza cuando la tensión interfacial alcanza valores inferiores a este.

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Pérdidas Dieléctricas ( Factor de Potencia / Tangente Delta )

El factor de potencia indica las perdidas dieléctricas por corrientes de fuga de el aceite, un alto factor de potencia indica deterioro y/o contaminación por productos como el agua, carbón o otras partículas .

Es la medida de la tangente del ángulo de fase entre la tensión y la corriente, al aplicarse una diferencia de potencial predeterminado a dos electrodos entre los cuales se coloca el liquido aislante.

Es extremadamente sensible a contaminaciones y puede indicar si los valores obtenidos en los ensayos provienen de contaminantes o de la propia deterioración del aceite.

El factor de potencia de un aceite nuevo y en buenas condiciones es de 0,05% o menos a 25° C.

En aceite usado el factor de potencia hasta 0,5% a 25°C es aceptable, de 0,5% a 2% a 25°C, el aceite debe ser analizado detalladamente para determinar las causas de esta elevación.

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Rigidez Dieléctrica

Es la medida de la resistencia que el aceite aislante presenta al impacto eléctrico.

Esta prueba es la indicada para comprobar la presencia de agentes contaminantes como el agua, impurezas, fibras celulósicas húmedas, partículas metálicas o conductoras en el aceite, pudiendo existir concentraciones significativas cuando se presenta bajo tensión.

Aceite Nuevo : ASTM D 1816 – 48 kV mínimo

Aceite Usado : ASTM D 1816 – 32 kV mínimo

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Contenido de Agua

Las características eléctricas del aceite son fuertemente influenciadas por la presencia de agua.

Un alto contenido de agua en el aceite puede reducir su Rigidez Dieléctrica al punto de volverlo inutilizable.

Se consideran como valores máximos aceptables para servicio continuo:

35 ppm para equipos con tensión hasta 69 kV.

25 ppm para equipos con tensión mayor a 69 kV y menor a 230 kV

20 ppm para equipos con tensión mayor a 230kV y menor a 345kV

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Contenido de Humedad

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MANTENIMIENTO A TRAVEZ DEL ACEITE AISLANTE

Mantenimiento Predictivo

El método en este tipo de mantenimiento consiste en la extracción de los gases disueltos en una pequeña muestra del aceite aislante, donde una parte de los gases extraídos son analizados por cromatografía en estado gaseoso, determinándose así su composición cualitativa y cuantitativamente. Los resultados obtenidos son analizados según criterios de diagnósticos preestablecidos, a través de los cuales se puede observar la existencia de fallas y luego tomar las precauciones necesarias de mantenimiento.

La secuencia de la muestra es sugerida con el fin de crear un historial para realizar un mejor seguimiento del transformador en observación.

En el caso de transformadores nuevos, se recomienda la toma de muestras al mes y 3 meses después de haber puesto el equipo en servicio.

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Predictivo – Análisis de aceite aislante Análisis Cromatográfico

El conocimiento que se tenga de la composición de gases disueltos en el aceite aislante, hace posible detectar la existencia de fallas, aún cuando éstas se encuentren en el inicio.

Gases analizados: Hidrógeno Oxígeno Nitrógeno Metano Monóxido de carbono Etileno Acetileno

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Mantenimiento Predictivo – Criterios de Diagnostico

Metodo del Total de Gases Combustibles:

Por muchos años el método de análisis de gases disueltos en el aceite es una herramienta en el diagnostico de transformadores. Este método es usado para diferentes propósitos como por ejemplo detectar fallas incipientes, para tener una hipótesis o explicación de una posible falla.

•

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Procedimiento:

Consiste esencialmente de 4 pasos:

• Tomar muestra del aceite de transformador

• Extracción de gases del aceite.

• Análisis de gases mediante cromatografía.

• Interpretación de análisis

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Descomposición Térmica del Aceite : Los productos de la descomposición incluyen etileno (C2H4) y metano (CH4) junto con cantidades mas pequeñas de hidrogeno (H) y etano (C2H6). Rastros de acetileno (C2H2) pueden ser formados si la avería es severa o involucra contactos eléctricos.

Descomposición Térmica del Aceite Principal Gas : ETILENO

0 2

16 19

63

00

10

20

30

40

50

60

70

CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2

% D

E C

OM

BU

ST

IBL

E

Evaluación de una posible falla considerando la presencia preponderante de ciertos gases

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Descomposición de la Celulosa : Grandes cantidades de dióxido de carbono y monóxido de carbono (CO) son desarrolladas por el calentamiento en la celulosa. Los gases tales como el metano (CH4) y el etileno (C2H4) podrían ser formados si la avería involucra una estructura impregnada en aceite.

Descomposición de la Celulosa Principal Gas : Monóxido de Carbono

92

8.71.2 0.01 0.01 0.01

0

20

40

60

80

100


% D

E C

OM

BU

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Descomposición por Descargas : Pequeñas descargas de energía eléctrica producen hidrogeno (H) y metano (CH4) con pequeñas cantidades de etano (C2H6) y etileno (C2H4). Cantidades comparables de monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono puede resultar de descargas en la celulosa.

Descomposición por Descargas Principal Gas : Hidrogeno

0.2

80

13

0.5 0.2 0.10

102030405060708090


% D

E C

OM

BU

ST

IBL

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Descomposición Por Arco Eléctrico: Grandes cantidades de hidrogeno (H) y acetileno (C2H2) son producidos con menores cantidades de metano (CH4) y etileno (C2H4). Dióxido de carbono y monóxido de carbono puede producirse si la falla involucra a la celulosa. El aceite puede ser carbonizado.

Descomposición Por Arco Eléctrico Principal Gas : ACETILENO

0.01

60

52 3

30

0

10

20

30

40

50

60

70


% D

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Limites de concentración de gases disueltos en partes por millon (PPM)

Status H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO CO2 TDCG

Condición 1 100 120 35 50 65 350 2,500 720

Condición 2 101 - 700 121 - 400 36 - 50 51 - 100 66 - 100 351 - 570 2,500 - 4,000 721 - 1,920

Condición 3 701 - 1,800 401 - 1,000 51 - 80 101 - 200 101 - 1,150 571 - 1,400 4,001 - 10,000 1,921 - 4,630

Condición 4 > 1,800 > 1,000 > 80 > 200 > 150 > 1,400 > 10,000 > 4,630

Tabla 1

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• Si el total de Gases Combustibles no supera los 720 ppm y ningún gas individual supera los limites que da la tabla 1 (Condición 1); el transformador está operando satisfactoriamente.

• Si el total de gases combustibles se sitúa en el rango de 721 a 1920 ppm y cualquiera de los gases combustibles individuales se sitúan dentro de los límites especificados en la tabla 1 (Condición 2) el transformador tiene una falla interna que debe ser investigada, se recomienda tomar una nueva muestra para determinar el monto diario de la generación de gases.

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• Si el total de gases combustibles se sitúa en el rango de 1921 a 4630 ppm y cualquiera de los gases combustibles individuales se sitúan dentro de los límites especificados en la tabla 1 (Condición 3) el transformador esta presentando un alto nivel de descomposición de la celulosa y/o aceite.

Se debe realizar un nuevo análisis cromatografito en el lapso mas breve y calcular el monto diario de generación de los gases y de acuerdo a estos resultados, tomar la acción requerida.

• Si el total de gases combustibles e individuales están en los rangos que indica la condición 4; entonces los aislamientos sólidos y líquidos del transformador se están descomponiendo aceleradamente y lo recomendable en este caso sería retirar de servicio al transformador para investigar y corregir la falla que se este desarrollando.

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Acciones Basadas en los Resultados del TDCG

Condiciones

Total de Gases Combustibles (TDCG) o Volumen mas alto

de un Gas individual.

TDCG Generación

de Gases (PPM/Día)

Intervalo de nuestreo Acciones a tomar

Condicion 1

<= 720 ppm del TDGC o el volumen mas alto de un gas

individual según tabla 1 < 10

Anualmente o semestralmente para trafos de alta tensión Continue operación normal

10 - 30 Trimestralmente

> 30 Mensualmente

Ejerza vigilancia. Analice los gases individuales para determinar la causa. Determine si la producción de gases depende de la carga.

Condición 2

721 - 1,920 ppm del TDGC o la mas alta generación de un

gas individual según tabla 1 < 10 Trimestralmente

Ejerza vigilancia. Analice los gases individuales para determinar la causa. Determine si la producción de gases depende de la carga.

10 - 30 Mensualmente> 30 Mensualmente

Condición 3

1,921 - 4,630 ppm del TDGC o la mas alta generación de un gas individual según tabla 1 < 10 Mensualmente

Ejerza extrema vigilancia. Analice los gases individuales para determinar la causa. Planee la salida de servicio del trafo. Llamar al fabricante y a otros especialistas solicitando ayuda.

10 - 30 Semanalmente> 30 Semanalmente

Condición 4

> 4,630 ppm del TDGC o la mas alta generación de un

gas individual según tabla 1 < 10 Semanalmente

Ejerza extrema vigilancia. Analice los gases individuales para determinar la causa. Planee la salida de servicio del trafo. Llamar al fabricante y a otros especialistas solicitando ayuda.

10 - 30 Diariamente

> 30 Diariamente

Considere el retiro del servicio del trafo. Llamar al fabricante y a otros especialistas solicitando ayuda.

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Metodo de las Razones de Rogers

• Este metodo considera las concentraciones relativas de cinco gases : Hidrogeno (H), Metano (CH4), Etano (C2H6), Etileno (C2H4) y Acetileno (C2H2); siendo las concentraciones mas significativas:

R2: C2H2 R1: CH4 R5 : C2H4

C2H4 H2 C2H6

• En la tabla 2 se muestra las razones características así como las posibles fallas.

• En este método no se consideran los óxidos de Carbono.

• La evaluación de la incidencia de la celulosa en las fallas es realizada subjetivamente, considerando el incremento de concentración de estos gases.

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DIAGNOSTICO DE FALLAS SUGERIDO A PARTIR DEL METODO DE LOS RATIOS DE ROGERS

CASOR2: C2H2 ......C2H4

R1: CH4 ......H2

R5: C2H4 .....C2H6 Diagnóstico de Falla Sugerido

0 < 0,1 > 0,1 y < 1,0 < 1,0 Funcionamiento Normal

1 < 0,1 < 0,1 < 1,0

Descargas Parciales (Corona) y arcos de baja densidad de

energía

2 0,1 - 3,0 0,1 - 1,0 > 3,0Arcos - Descargas de alta

energía

3 < 0,1 > 0,1 y < 1,0 1,0 - 3,0Caalentamiento térmico a baja

temperatura

4 < 0,1 > 1,0 1,0 - 3,0Alta solicitación térmica menor

a 700 ° C

5 < 0,1 > 1,0 > 3,0Alta solicitación térmica mayor

a 700 ° C

Tabla 2

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Mantenimiento

ANALISIS FISICO - QUIMICO

TECNOLOGIA QUE CONTRIBUYE A PROLONGAR LA VIDA UTIL DE LOS TRANSFORMADORES

ANALISIS CROMATOGRAFICO

TECNOLOGIA CON LA CUAL SE PUEDE ELIMINAR PARADAS IMPREVISTAS DURANTE EL SUMINISTRO DE ENERGIA

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Componentes Furánicos en el Aceite

• El deterioro del aislamiento sólido (Pressboard) de los transformadores genera componentes Furánicos cuyo principal indicador es el Furfural – 2.

• Altas concentraciones de Furfural – 2 indican la degradación de la celulosa.

• Los componentes Furánicos son generados por eventos térmicos mas no por descargas eléctricas.

• Hay muchos factores que influyen en el resultado de los análisis de los componentes Furánicos, tales como el tipo de preservación del aceite, tipo de aislamiento, tipo de transformador y tipo de tratamiento del aceite de transformador.

• Valor Aceptable <= 100 ppb

• Valor Inaceptable 250 ppb

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Grado de Polimerización del Papel. (DP)

• Esta prueba entrega información sobre el grado de envejecimiento del papel y se realiza en muestras de este material.

• El DP proporciona un estimado del tamaño promedio de los polímeros en las moléculas de la celulosa del papel y del pressboard.

• El papel en transformadores nuevos tiene un DP de alrededor de 1000.

• El papel envejecido tiene un DP=150 a 200 punto en el cual éste ya ha perdido sus propiedades mecánicas y el riesgo de falla es inminente.

• En razón que el envejecimiento del papel en la Parte Activa del transformador no es uniforme; es necesario tomar muestras de diferentes puntos para obtener un correcto diagnostico.

• Tiene como desventaja de que hay que desencubar la Parte Activa del transformador, para tomar la muestra.

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TRATAMIENTO DEL ACEITE DIELECTRICO

RECONDICIONAMIENTO

- FILTRADO, DESGASIFICADO

- SECADO POR TERMO VACIO

REGENERACION

- PERCOLADO POR TIERRA FULLER

- ADSORCION EN TIERRA FULLER

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Depende del grado de envejecimiento que este presenta.

• Si el aceite esta contaminado, es decir si contiene humedad y partículas sólidas en suspensión, excluyéndose a los productos de la oxidación, el tratamiento requerido consistirá en el reacondicionamiento del aceite, que consiste en remover por medios mecánicos estos contaminantes.

• Si el aceite presenta un proceso de oxidación avanzado con presencia de ácidos y lodos en su seno; entonces tendrá que ser sometido a un proceso de regeneración, con la finalidad de remover los productos de la oxidación, los contaminantes ácidos y en estado coloidal, por medios químicos y de absorción.

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De acuerdo a su grado de envejecimiento los aceites son clasificados en cuatro grupos a saber:

GRUPO I : Aceites en condiciones satisfactorias

GRUPO II : Aceites que requieren reacondicionamiento.

GRUPO III : Aceites que están envejecidos y que deben ser regenerados.

GRUPO IV : Aceites que deben ser descartados por que su recuperación es técnico y económicamente no aconsejable.

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SECADO POR TERMOVACIO :• Es un proceso eficaz para el retiro de la humedad, gases y sustancias volátiles presentes en el aceite aislante.• En este proceso el aceite es filtrado, calentado y desgasificado con camaras de alto vacio.• Despues de pasar por el filtro, el aceite es pulverizado en caliente en una cámara de alto vacío en donde se le retira la humedad y se le desgasifica.

Bomba de vacio

Camara de Vacío

Tablero de control Filtros

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1. Tratamiento de aceite

TERMOVACIO EN TRANSFORMADORES

ENERGIZADOS 40MVA, 220kV

Central Hidroeléctrica Santiago

Antúnez de Mayolo - Mantaro

CLIENTE: ELECTROPERU

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REGENERACION:

• La regeneración de un aceite mineral envejecido, consiste en su tratamiento por procesos físico-químicos específicos, a fin de restituirle sus propiedades originales.

• El método mas utilizado para la regeneración es el de percolación o colado.

• La percolación consiste en hacer pasar el aceite por tierra fuller con el objeto de retirar sus impurezas.

• La percolación puede realizarse por presión o por gravedad.

• En la percolación por gravedad una columna de aceite (por su propio peso), pasa a través de un tanque conteniendo el absorbente.

• En la percolación por presión el aceite es forzado a pasar por el absorbente con el auxilio de una bomba.

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REGENERACION DE ACEITE EN

TRANSFORMADORES ENERGIZADOS 40MVA,

220 kV

Central Hidroeléctrica Santiago

Antúnez de Mayolo - Mantaro

CLIENTE: ELECTROPERU


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MUESTRAS DE ACEITE TOMADAS DURANTE LA

REGENERACION DE ACEITE EN

TRANSFORMADOR 30MVA, 138 kV

Subestación Trujillo Sur

CLIENTE: HIDRANDINA

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SECADO DE TRANSFORMADORES

• La mayor parte del aislamiento sólido de un transformador está constituido de materiales de naturaleza celulósica (papel, cartón, madera) que tiene una elevada rigidez dieléctrica si están secos.

• Cuando en un aceite los ensayos realizados presentan valores aceptables y sólo el grado de humedad es elevado, se puede retirar esta humedad aún teniendo el transformador energizado. Para efectuarlo se usa el secado por termovacio.

• Cuando el aceite presenta un contenido de agua elevado (por encima de los valores de orientación recomendados), ocurre la impregnación en los materiales celulósicos del transformador, siendo necesario un completo secado del transformador.

• El sistema de secado completo consiste en retirar el equipo de operación, secar el liquido aislante a través del sistema termovacio y secar la parte activa en un horno, proceder a encubar la parte activa del transformador y llenado con el aceite ya tratado.

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Mantenimiento Predictivo – Termografia

En el ámbito industrial la aplicación de la termografía en el área de Mantenimiento es una de las más difundidas, especialmente en el Mantenimiento llamado Predictivo.

La Termografía Infrarroja en el área de mantenimiento presenta ventajas Comparativas inigualables, Quizá sea el ensayo mas divulgado y exitoso de los últimos años.

Se complementa eficientemente con los otros ensayos del mantenimientoEl análisis de lubricantes, el análisis de vibraciones, el ultrasonido, etc.

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Por medio de este equipo se controla los puntos calientes o criticos

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Aplicación de termografía infraroja en transformadores de potencia

Lodo en el Tanque de expansión

Flujo de aceite en el transformador

Daño de una fase de corriente.


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Mantenimiento De Trafos Aceites