REDES INTELIGENTES los que mayor número de defectos identificaron, 5 y 7 defectos, respectivamente. En los ensayos de calidad del aceite se detectó que éste no se encontraba en condiciones óptimas para cumplir su función debido a valores fuera de rango de contenido en agua, tensión de ruptura dieléctrica o factor de disipación dieléctrica, entre otros, por lo que la acción a realizar es el tratamiento del aceite. Los ensayos eléctricos identificaron cuatro tipos de defectos, el más importante es el que indica la degradación del aislamiento sólido, y cuya acción es únicamente vigilar su evolución y tener en cuenta el reemplazo del transformador a corto/ medio plazo. En cuanto al resto de acciones a tomar para corregir los defectos detectados por los ensayos eléctricos, se encuentra la reparación de cambiadores de tomas en carga (CTC), el reemplazo de auto-válvulas, y el reemplazo de bornas de media tensión (MT). En la inspección visual se examina el transformador en busca de posibles fugas de aceite, corrosión de las superficies de los elementos, y el correcto funcionamiento de los indicadores (temperatura, nivel de aceite, etc.), bombas, moto-ventiladores y conexiones de la caja de control. El defecto recogido en la Figura 2 relativo a la inspección visual, se trató de una fuga de aceite en bornas de alta tensión (AT), lo que obligó a reemplazar dichas bornas. Como ejemplo de este tipo de defecto, la Figura 3 muestra una fuga en una borna, se puede apreciar cómo se genera un cerco alrededor de la borna al producirse una fuga de aceite por la misma. Las inspecciones termográficas que se realizan en transformadores de potencia tienen el objetivo de detectar puntos calientes en cualquier lugar del transformador. En la campaña de termografías se detectaron tres puntos calientes relacionados con las bornas, la Figura 4 muestra uno de estos puntos calientes detectados. En estos casos la acción para corregir el defecto es la sustitución de las bornas o el reapriete de las grapas, dependiendo de la ubicación del punto caliente. Por último, la gama de mantenimiento de análisis de gases disueltos (AGD) en aceite tiene el objetivo de medir la concentración de gases presentes en el aceite del transformador. Durante la vida operativa de los transformadores de potencia, una serie de gases pueden formarse a causa del envejecimiento natural del aislamiento (líquido o sólido), o debido a la existencia de defectos incipientes, o grandes defectos térmicos o eléctricos. Los principales gases que se encuentran disueltos en el aceite del transformador y son generados por los mecanismos de degradación del aislamiento son hidrógeno (H2), metano (CH4), acetileno (C2H2), etileno (C2H4), etano (C2H6), monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO2). El AGD es la herramienta de diagnóstico más extendida y utilizada para medir, identificar e interpretar la concentración de estos gases en el aceite del transformador. Dependiendo del tipo de defecto existente en la parte activa del transformador (núcleo y devanados), se producen diferentes mecanismos de degradación del aislamiento, lo que provoca la generación de diferentes concentraciones de gases. Cuando se producen defectos eléctricos y/o térmicos en el aceite del transformador, el aceite se degrada generando gases combustibles, tales como H2, C2H2, CH4, C2H6 y C2H4, pero, cuando la descomposición ocurre en el aislamiento celulósico, los gases generados son CO y CO2, indicativos de una falta térmica. El caso identificado durante la campaña AGD se debe a la elevada concentración de C2H4, que superó los límites establecidos en las guías IEC Figura 3. Fuga de aceite en borna MT. 77
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