Módulo Nueve - ACEITES PARA TRANSFORMADORES

Transcripción

Aceites
para transformadores
Contenido
EL TUTOR DE LUBRICACION SHELL
Módulo Nueve
Sección Uno
Transformadores
Clasificación de los aceites en servicio
Introducción
Diagnóstico de fallas en un transformador
Componentes básicos de un transformador
Clasificación de los transformadores
Categorías de equipos
Sección Dos
Sección Tres
Lubricantes Shell para transformadores
Superioridad regional de calidad Shell Diala A
y Shell Diala AX / Bench Marking
Lubricantes para transformadores
Tipos de lubricantes para transformadores
Propiedades de los aceites dieléctricos
Sección Cuatro
Manejo de aceites dieléctricos
Composición de los aceites dieléctricos
Clasificación de los aceites dieléctricos
Proceso de degradación de los aceites
dieléctricos
Control de calidad de los aceites dieléctricos
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Módulo Nueve
Sección Uno
Los transformadores son equipos encargados de
convertir un voltaje de entrada en otro voltaje de
salida.
Los transformadores se encuentran presentes
tanto en la generación de energía eléctrica como
en su transmisión y distribución. También, su uso
se extiende al campo de las comunicaciones y
en aplicaciones domésticas. El papel que desempeñan es de gran importancia económica debido
a las graves consecuencias que pueden derivarse de la falla de estos equipos.
En su forma más simple, un transformador consiste en un núcleo de hierro dulce que lleva en
dos regiones del mismo dos enrollados o devanados que constituyen los circuitos primario y secundario. El circuito o devanado que recibe la
potencia eléctrica es el primario, y el devanado
secundario es el encargado de entregarla a una
red exterior.
En el esquema superior, se observan las tres partes mencionadas:
1- Una bobina primaria conectada a una fuente
de corriente alterna.
2- Una bobina secundaria.
Ip
Is
Ep
Np
Ns
Es
o i r adnugeS
INTRODUCCION
o i r am i r P
TRANSFORMADORES
3- Un núcleo laminado de hierro dulce.
A veces, como ocurre en muchos transformadores de teléfonos y radiofrecuencia, no hay núcleo
alguno y se dice que se trata de un transformador con núcleo de aire.
El mecanismo de operación de un transformador
es el siguiente; conforme se aplica una corriente
alterna en el devanado primario, por inducción
electromagnética se genera una corriente alterna en el devanado secundario. La relación entre
el voltaje del devanado primario y el voltaje inducido en el devanado secundario es función directa del número de vueltas o arrollamientos de cada
devanado.
Vp / Vs = Np / Ns
Vp = Voltaje de entrada o voltaje en el primario
Vs = Voltaje de salida o voltaje en el secundario
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Np = Número de vueltas en el primario
Ns = Número de vueltas en el secundario
De la fórmula se concluye que, si el número de
vueltas o arrollamientos del devanado primario
es mayor que el secundario, el voltaje de salida
en el transformador es menor que el voltaje de
entrada, por lo tanto, se tiene una reducción de
voltaje. Pero, si ocurre la situación contraria, es
decir, el número de vueltas o arrollamientos del devanado secundario es mayor que el del primario, el
voltaje de salida es mayor que el de entrada y se
tiene una multiplicación del voltaje.
Como analogía mecánica podemos citar lo que ocurre en un par de engranajes, donde la relación de
velocidad es una función inversamente proporcional al número de dientes de cada engranaje.
N1
Z
= 2
N2
Z1
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Más acerca de
Funcionamiento del Transformador
El mecanismo de funcionamiento de un transformador tiene su origen en la LEY DE FARADAY. El
descubrió que cuando un elemento conductor atraviesa (corta) líneas de flujo magnético se induce
una corriente eléctrica en dicho elemento.
En la figura se observa que a medida que el elemento conductor se mueve hacia abajo y corta las
líneas de flujo se induce una corriente eléctrica.
Entre más rápido sea el movimiento del conductor,
Hacia Abajo
Hacia Arriba
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la señal que recibe el dispositivo medidor (galvanómetro) será mayor por lo tanto se presenta una
mayor deflexión de su aguja indicadora. Cuando el
conductor se mueve hacia arriba y corta las líneas
de flujo se observa el mismo fenómeno que en el
caso anterior, excepto que la corriente se invierte.
Si no se cortan las líneas de flujo, es decir, si el
elemento conductor se mueve paralelamente al
campo, no se induce corriente.
Como ya vimos, un transformador sencillo consta
de una bobina primaria, una bobina secundaria y
un núcleo de hierro. Cada bobina está compuesta
de una serie de devanados (arrollamientos o espiras).
Si una bobina de N vueltas o espiras se mueve y
atraviesa las líneas de flujo del campo magnético
en un imán, la magnitud de la corriente inducida
es directamente proporcional al número de espiras y a la rapidez del movimiento. El mismo efecto
se observará cuando la bobina se mantiene estacionaria y el imán se mueve.
Los transformadores modernos son tan eficientes
que puede considerarse en muchos problemas
como un dispositivo transformador perfecto. En la
forma más sencilla de la teoría del transformador
se supone que:
- Son despreciables las resistencias de los devanados.
- Es despreciable la pérdida de energía en el núcleo.
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- El flujo magnético total atraviesa todas las espiras de ambos devanados.
- Las capacidades de los devanados son despreciables.
- La permeabilidad del núcleo es muy elevada.
Es decir, no hay pérdidas de energía, no hay fugas
magnéticas y no se presentan corrientes de excitación. Así, para un transformador ideal las tensiones instantáneas entre bobinas son proporcionales a los números de espiras de los devanados.
Vp/Vs = Np/Ns
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primario y el secundario, respectivamente. La
mayor parte de los transformadores eléctricos son
diseñados para obtener rendimientos muy altos,
generalmente por arriba del 90%.
Finalmente, es importante reseñar que no se obtiene una ganancia de potencia como resultado
de la acción de un transformador. Cuando el voltaje se eleva, la corriente se reduce para que el
producto V x I no se incremente.
De dónde resulta fácil concluir que si se varía la
razón de las vueltas de la bobina secundaria Ns
respecto a las vueltas de la primaria Np, un voltaje de entrada (primario) puede suministrar cualquier
voltaje de salida deseado (secundario).
Ejemplo: En un dispositivo transformador, la bobina del secundario tiene 40 veces más vueltas
que la bobina del primario. Si el voltaje de entrada
es de 120 V, cual será el voltaje de salida?
Vs = 40 x 120 V = 4800 V
El rendimiento de un transformador se define
como la relación entre la potencia de salida respecto a la potencia de entrada. Si se recuerda
que la potencia eléctrica es igual al producto del
voltaje por la corriente (P = V x I), el rendimiento
o eficiencia de un transformador es:
E = VsIs/VpIp
donde Ip e Is son las corrientes en las bobinas del
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COMPONENTES BASICOS
DE UN TRANSFORMADOR
En el desarrollo y perfeccionamiento de los transformadores han influido varios factores. Las propiedades físicas de los materiales de que están
construidos han mejorado en gran manera, particularmente los aislantes y materiales magnéticos
para los núcleos.
La experiencia ha llevado a un empleo más eficaz
de los materiales disponibles y a mejorar los métodos de ensamble de los mismos. Adicionalmente,
los aceites actuando como medio de refrigeración
y aislantes han facilitado la construcción de grandes transformadores de potencia de alta tensión.
El servicio que debe realizar un transformador determina las características físicas de su construcción. Los componentes generales son:
NUCLEO
El núcleo de los transformadores está formado
por chapas (láminas) delgadas de hierro magnético al silicio. En todos los transformadores el
núcleo es asegurado por una estructura de prensado que permite reducir las vibraciones, el nivel
de ruido y las corrientes de excitación, evitando el
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consecuente calentamiento por dichos fenómenos.
Los dos tipos fundamentales de estructura de transformador son el tipo de núcleo, en el cual dos
grupos de devanados abrazan a un núcleo único, y
el tipo acorazado, en el cual un único grupo de
devanados abraza, al menos, dos núcleos dispuestos en paralelo. Una modificación de este tipo es
el llamado tipo acorazado distribuido, corrientemente empleado en transformadores de distribución. Para transformadores de potencia y algunos
de distribución para alta tensión se utiliza con frecuencia la estructura tipo de núcleo.
La elección del tipo de construcción del núcleo se
ve influenciada por las características eléctricas
que debe aportar, costos de construcción y reparaciones, exigencias del espacio, refrigeración, aislamiento y robustez mecánica.
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pero en el caso de la plata su costo es unas 50
veces mayor comparado con el del cobre. Por sus
excelentes características conducción/costo el
cobre es el metal de uso casi exclusivo en los
devanados de los transformadores
Tanto los devanados de baja tensión como los de
alta, están provistos de canales de refrigeración
para la circulación libre del aceite y están aislados
con papel del tipo presspan, revestido con resina
epóxica, estable ante las altas temperaturas, que
pega íntegramente el papel al cobre del devanado
formando un conjunto muy resistente a desplazamientos, lo cual permite después del secado obtener una adecuada resistencia al cortocircuito.
DEVANADOS
Los devanados de los transformadores sumergidos en aceite son en general de cobre electrolítico
y, en algunos casos especiales, de aluminio.
Dependiendo del tipo de bobina pueden tener
forma redonda, rectangular o en fleje y, cuando
se requiere, las soldaduras son en plata. En los
transformadores pequeños para baja tensión se
emplea hilo redondo, pero en los transformadores grandes los conductores suelen ser rectangulares.
La elección del material de los devanados está
influenciada por su costo. El oro y la plata son
mejores conductores de electricidad que el cobre
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PARTE ACTIVA
Los devanados y el núcleo están unidos en una
estructura llamada “parte activa”.
Este conjunto se encuentra inmovilizado dentro
del tanque del transformador evitando que las vibraciones producidas durante el transporte lo afecten y también, que en el caso de un cortocircuito,
no se presenten desajustes o deformación de las
bobinas.
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para permitir la dilatación y contracción térmicas
del aceite. En los transformadores de distribución
es corriente utilizar un tanque hermético con una
cámara de aire suficiente entre la tapa y el aceite
que permita que éste comprima o dilate el aire encerrado. En algunos transformadores grandes, la
cámara sobre el aceite se llena de nitrógeno mantenido a una presión ligeramente superior a la atmosférica.
En general, a los transformadores grandes se les
permite “respirar”. Un método utilizado para ello
consiste en conectar al tanque principal un tambor
TANQUE PRINCIPAL
Los transformadores que emplean la refrigeración
por líquido deben tener sus núcleos y devanados
necesariamente encerrados en tanques que eviten las pérdidas del refrigerante. Estos tanques
están construidos por chapas (láminas) lisas de
acero, soldadas entre sí y pueden tener forma redonda, ovalada, elíptica o rectangular.
Estos tanques deben tener una holgura suficiente
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“conservador de aceite” o tanque de expansión.mEl
aceite refrigerante llena el tanque principal por completo y parcialmente el de expansión. En la parte
superior de éste existe un orificio de respiración a
la atmósfera. El respiradero puede estar equipado
de un filtro químico que elimine la humedad y el
oxígeno del aire que penetre en el tanque conservador.
REFRIGERACION Y AISLAMIENTO
El aislamiento está compuesto por dos clases de
material aislante: Sólido y líquido. El material sólido utilizado es la celulosa o papel aislante que
recubre a los devanados de alta y baja tensión, y
el aislante líquido es el aceite que tiene como función principal la refrigeración.
En ciertas aplicaciones, como es el caso de los
transformadores instalados en el interior de edificios, es indispensable reducir al mínimo el peligro de incendio a causa del transformador, por lo
que no resultan convenientes los transformadores refrigerados por aceite y se emplean los refrigerados por aire, que circula libremente a través
del equipo. Las dimensiones de un transformador refrigerado por convección del aire son algo
mayores que las de un transformador de igual
potencia refrigerado por aceite.
Cuando la tensión es inferior a 4000 voltios y convenga reducir el peso del transformador y el espacio requerido por el mismo, éste se puede refrigerar mediante un ventilador. La corriente de aire
forzada por el ventilador circulará a través del equipo.
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Refrigeración por líquido.
Uno de los métodos más efectivos de refrigeración consiste en sumergir en aceite las partes del
transformador que conducen la electricidad, lo cual
sirve para el doble propósito de facilitar la extracción del calor del núcleo y los devanados, y al mismo tiempo, como medio aislante para reducir las
pérdidas de energía eléctrica a través del transformador.
La pérdida de energía a través del transformador
ocurre por la resistencia que oponen sus partes
al flujo de electricidad.
La analogía mecánica que permite comprender
mejor este fenómeno se explica a continuación;
cuando hay dos superficies en contacto y en
movimiento entre sí, hay una fuerza de resistencia a dicho movimiento conocida como fricción,
que obliga a gastar una parte de la energía disponible en vencer esta resistencia, por lo que se
dice que hay pérdida de energía. Para el caso de
los transformadores se habla de una fricción magnética, que es la fuerza que se opone al flujo de
electricidad y causa pérdida de energía eléctrica.
Como resulta evidente, el aceite debe tener unas
propiedades y características particulares que
contribuyan a obtener la máxima eficiencia del
transformador.
Un aspecto clave a vigilar es que el aceite para
transformadores es muy volátil y si se vaporiza hay
riesgos de explosión.
Aún cuando no explotara, el aceite puede quemar-
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se produciendo una llama intensa y calor. Por ello
los transformadores refrigerados por aceite deben
funcionar preferiblemente en el exterior, y si estuvieran en un interior deben hallarse en recintos a
prueba de incendio.
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Más acerca de
Materiales componentes
de un transformador
HERRAJES
Son los elementos que permiten la conexión al
transformador de los cables de acometida generalmente de cobre.
PINTURA
El tipo de pintura depende del sitio de instalación
del transformador. Las pinturas anticorrosivas y
los esmaltes empleados para el acabado son sintéticos.
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RADIADORES
Se emplean cuando la superficie del tanque no es
suficiente para disipar el calor o pérdidas de energía generadas en el transformador. Estos elementos son planos y vienen fijamente soldados al tanque.
Además de estos componentes básicos, los transformadores vienen equipados con otros elementos y con accesorios tales como los dispositivos
de protección contra sobrepresiones,
sobretensiones, cortocircuitos, indicadores de nivel de aceite, etc., cuyo uso depende de la potencia del transformador y del grado de protección y
confiabilidad que se requiera del sistema.
Para transformadores de potencia y sitios agresivos y/o muy salinos se emplean pinturas tipo
epóxica y para transformadores de distribución tipo
alquídica. El método de limpieza de los equipos,
antes de pintarlos, es por chorro de arena (sand
blasting).
EMPAQUES
Se emplean para asegurar la hermeticidad o sellado entre tanque y herrajes. Se fabrican de caucho
sintético apto especialmente para aplicaciones que
requieran resistencia a los aceites derivados del
petróleo, sin llegar a contaminarlos. Poseen buena resistencia a los ácidos y las bases, excepto
cuando tengan un fuerte efecto oxidante; además
tienen buena resistencia al envejecimiento por temperatura, a la rotura por cargas de choque, baja
deformación y buena resistencia eléctrica y a la
abrasión.
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CLASIFICACION
DE TRANSFORMADORES
1. Dependiendo de la red de suministro de energía
a la cual se conecte el transformador se distinguen básicamente tres grupos:
Transformadores de distribución
Para montaje en postes, opera con potencias hasta de 150 kVA (kilo voltio amperio) y transformación de 13.200 a 240 o 120 Voltios.
Transformadores tipo subestación
Para montaje sobre el piso o en plataforma especialmente construida, opera con potencias de 225
a 2.000 kVA y tensiones hasta de 34.500 Voltios.
Transformadores de potencia
Para montaje sobre el piso o en plataformas especiales, opera con potencias superiores a 2000 kVA
y con tensiones hasta 115.000 Voltios. Normalmente las características técnicas están coordinadas
con los requerimientos específicos de cada proyecto.
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en los que por medio de bombas exteriores el aceite
circula forzadamente a través de radiadores ventilados adecuadamente.
Transformadores tipo seco
Son de fabricación especial y se caracterizan porque el núcleo y los devanados no están sumergidos en un líquido aislante y refrigerante. Las bobinas están fabricadas con arrollamientos de aluminio y el aislamiento está constituido por una
mezcla de resina epóxica y harina de cuarzo, siendo un material resistente a la humedad e ignífugo (no combustible, es decir no incendiable).
Los transformadores tipo seco se utilizan bajo techo, y ocupan normalmente un espacio más reducido que un transformador sumergido en aceite. Son apropiados para operar en sitios con alto
riesgo de incendio o explosión.
La refrigeración puede ser natural o forzada por
medio de ventiladores controlados por temperatura con lo cual se logra un incremento de la potencia hasta un 40% para servicio permanente.
2. Con relación al tipo de medio aislante y refrigerante se clasifican en:
Transformadores sumergidos en aceite
Pueden ser con ventilación natural o con ventilación forzada, ésta última aplicable por costos, a
transformadores con potencias superiores a 2.000
kVA. Cuando por especificaciones muy particulares en el diseño o empleo se requieran sistemas
especiales se pueden construir transformadores
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Transformadores Especiales
De acuerdo con exigencias especiales del servicio
se requieren transformadores con construcciones
no convencionales. Dentro de estos casos se encuentran los siguientes:
Transformadores tipo Pedestal o Pad Mounted
Dichos transformadores están diseñados para
montaje sobre una base de concreto y aptos para
instalaciones a la intemperie.
Las características constructivas de este tipo de
transformador permiten su instalación en lugares
donde haya circulación de personas
y/o donde el reducido espacio impida el montaje
de una subestación tradicional.
Transformadores de frecuencia variable
Especialmente diseñados para accionamiento de
motores de velocidad variable tales como los utilizados en equipos de exploración de petróleo.
Transformadores autoprotejidos
Incluyen interruptores o switches automáticos
para desconectar el transformador cuando está
sometido a una sobrecarga que conduce a
sobrecalentamiento o para separar el transformador de la red secundaria cuando ocurre un cortocircuito en ésta.
Estos transformadores también vienen equipados
con pararrayos.
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CATEGORIAS DE EQUIPOS
Con el fin de tener en cuenta las diferentes exigencias de los usuarios, los equipos han sido clasificados en diferentes categorías a saber:
Categoría O: Transformadores de potencia para
sistemas de tensiones superiores a 420 kV.
Categoría A: Transformadores de potencia para
sistemas de tensiones superiores a 170 kV y hasta
420 kV. Igualmente están incluidos los transformadores de potencia, cualquiera que sea la tensión asegurada, cuya continuidad de servicio es
vital y los equipos similares para aplicaciones especiales que trabajan en condiciones de costos
elevados.
Categoría B: Transformadores de potencia para
sistemas con tensiones superiores a 72,5 kV y
hasta 170kV (y aquellos que no pertenezcan a la
categoría A).
Categoría C: Transformadores de potencia para
sistemas con tensiones hasta 72,5 kV (aquellos
que no pertenezcan a la categoría A). Interruptores en aceite, selectores y reguladores de corriente alterna blindados.
Categoría D: Transformadores de medida para
sistemas con tensiones superiores a 170kV.
Categoría E: Transformadores de medida para
sistemas con tensiones hasta 170 kV.
Categoría F: Conmutadores de derivación bajo
carga sumergidos en aceite.
Categoría G: disyuntores sumergidos en aceite.
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Sección Dos
LUBRICANTES
PARA TRANSFORMADORES
La eficiencia de un transformador depende no solo
de su diseño y la forma de operación, sino también de las características del lubricante utilizado
para su refrigeración y aislamiento. De hecho, tal
como ocurre en otras aplicaciones, los lubricantes
para transformadores deben cumplir una variedad de funciones que incluyen:
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eléctrico. Para ser un excelente aislante el aceite
debe tener baja viscosidad, buenas propiedades
dieléctricas y buena capacidad de disipar el calor.
LUBRICACION
El aceite debe proveer una película químicamente
inerte y de naturaleza apolar que asegure la protección de las partes metálicas y de los otros
materiales presentes en una transformador, sin
reaccionar con ellos.
REFRIGERACION
La función más importante que debe desarrollar un
aceite dieléctrico es la de enfriamiento y disipación del calor generado durante la operación de
los transformadores. Para cumplir de una forma
eficaz con este propósito, el aceite debe poseer
no solo una buena fluidez, sino también excelente
estabilidad térmica y a la oxidación que le permita
circular libremente sin dejar depósitos. Para esto
se requiere un aceite de baja viscosidad cuidadosamente refinado para prevenir la formación de
lodos.
AISLAMIENTO
La función eléctrica de un aceite para transformador es prevenir la formación de arco entre dos conductores con una diferencia de potencial grande.
Solamente con un aceite que esté esencialmente
libre de contaminantes y permanezca así a través
de todo el periodo de su vida de servicio pueden
cumplirse totalmente los requisitos de aislamiento
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TIPOS DE LUBRICANTES PARA TRANSFORMADORES
ACEITES MINERALES
Los aceites dieléctricos de origen mineral se obtienen de un derivado secundario del petróleo en
cuya composición predominan los hidrocarburos
nafténicos.
Las propiedades de un buen aceite de transformador no son propias o no están presentes, en
forma exclusiva, en un determinado tipo de hidrocarburo, sino que por el contrario se encuentran repartidas entre varios (Nafténicos,
parafínicos y aromáticos). Una composición típica de un buen aceite dieléctrico responde a las
siguientes proporciones:
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amplio tiempo de servicio es requerido. También,
últimamente, se están ensayando aceites
dieléctricos de naturaleza predominantemente
parafínica.
Las pruebas y su interpretación son prácticamente
las mismas para un aceite sintético a base de
silicona que para un aceite mineral. El test de oxidación no se requiere para las siliconas debido a
que este material no se oxida (no forma lodos).
- Hidrocarburos Aromáticos: 4 a 7%
- Hidrocarburos Isoparafínicos: 45 a 55%
- Hidrocarburos Nafténicos: 50 a 60%
Los aceites minerales representan el 90% del volumen de ventas de aceites dieléctricos a nivel mundial, casi todo usado en transformadores e interruptores de potencia. Una cantidad menor es
usada en capacitores y cables.
ACEITES SINTETICOS
La aplicación de aceites sintéticos como aislantes
eléctricos ha sido muy limitada. Recientemente
se han empleado fluidos sintéticos a base de
silicona y ésteres de ftalato en aplicaciones especiales donde un alto grado de seguridad y muy
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10000
5000
PROPIEDADES DE LOS ACEITES
DIELECTRICOS
PROPIEDADES FISICAS
VISCOSIDAD
Por definición, la viscosidad de un fluido es la resistencia que dicho fluido presenta al moverse o
deslizarse sobre una superficie sólida. Mientras
más viscoso es el aceite, mayor será la resistencia que ofrecerá a moverse dentro del transformador y será menos efectiva su función de refrigeración. Por esta razón, los aceites dieléctricos deben tener una baja viscosidad para facilitar la disipación del calor generado en la operación del transformador.
Las viscosidades máximas establecidas para
aceites dieléctricos, a las diferentes temperaturas de evaluación, mediante el método ASTM D445 o D-88, son:
100oC ……………………………....3 cSt.
40oC ……………………………..12 cSt.
0oC ……………………………. 76 cSt.
La figura ilustra el comportamiento típico de la
viscosidad de un aceite dieléctrico con las variaciones de temperatura.
1000
800
500
400
300
V IS C O S I D A D, cS T
Para que un aceite dieléctrico cumpla adecuadamente con su trabajo debe tener ciertas características físicas, químicas y eléctricas. Las principales son:
1800
200
150
100
75
50
40
30
25
20
15
10
9.0
8.0
7.0
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
-30
-20 -15 -10
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100 110
120
T E M PE R A T U R A ºC
Curva de Viscosidad vs. Temperatura de los aceites Dieléctricos
PUNTO DE FLUIDEZ
Se define como la temperatura a la cual el aceite
deja de fluir, mientras se somete a un proceso de
enfriamiento progresivo. Este dato sirve para identificar diferentes tipos de aceites aislantes. Un
punto de fluidez igual o mayor que 0oC indica la
presencia dominante de hidrocarburos
parafínicos, en tanto que puntos de fluidez del
orden de -10oC son propios de las fracciones de
petróleo en las cuales predominan los hidrocarburos isoparafínicos. Las fracciones de hidrocarburos nafténicos tienen puntos de fluidez entre -20 a
-35oC y las fracciones de hidrocarburos aromáticos llegan a tener puntos de fluidez del orden de
los -40 a -60oC.
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Puntos de fluidez aceptables para aceites
dieléctricos, evaluado mediante el método ASTM
D-97, es de - 40oC a - 50oC.
PUNTO DE INFLAMACION
Se define como la mínima temperatura a la cual
el aceite emite una cantidad de vapores que es
suficiente para formar una mezcla explosiva con
el oxígeno del aire en presencia de una llama. El
punto de inflamación de los aceites dieléctricos
se ha fijado con un valor mínimo de 145oC y mientras más alto, será más segura su utilización en
transformadores e interruptores de potencia.
TENSION INTERFACIAL
Conviene recordar que la solubilidad de un líquido en otro y también la viscosidad de ellos dependen, en buena parte, de su tensión superficial.
Así por ejemplo, cuando dos líquidos tienen una
tensión superficial muy diferente son insolubles,
tal como sucede con el aceite y el agua. Ahora
bien, en la interface o superficie de contacto de
dos líquidos insolubles, se sucede una interacción
molecular que tiende a modificar la tensión superficial de ambos líquidos en la zona de contacto; en
este caso se habla de tensión interfacial, la cual
casi siempre es referida al agua, como patrón de
comparación.
Existen compuestos que se forman de la descomposición natural de los aceites dieléctricos de origen mineral, que son igualmente solubles tanto en
el agua como en el aceite, modificando su tensión
interfacial, causando un aumento considerable de
la humedad de saturación del aceite y haciéndolo
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más conductor de la electricidad.
La tensión interfacial mínima aceptada para aceites dieléctricos, evaluada por el método ASTM
D-971, es de 40 dinas/cm.
PUNTO DE ANILINA
Temperatura a la cual un aceite dieléctrico se disuelve en un volumen igual de anilina. Sirve como
parámetro de control de calidad, ya que un aceite dieléctrico con alto contenido de aromáticos
disuelve la anilina a menor temperatura.
Temperaturas de disolución entre 78 y 86oC corresponden a un buen dieléctrico. El punto de anilina aceptado para aceites dieléctricos, evaluado
mediante el método ASTM D-611, es de 63 a 84oC.
COLOR
La intensidad de color del aceite dieléctrico depende de los tipos de hidrocarburos que predominen en dicho aceite. Así por ejemplo, las fracciones parafínicas e isoparafínicas son blancas y
transparentes, color agua.
Las nafténicas varían de amarillo claro a amarillo
verdoso. Las aromáticas poseen coloraciones que
van desde el amarillo rojizo (naranja) al marrón oscuro.
Para los aceites dieléctricos se ha fijado un color
máximo de 0,5 (amarillo claro), buscando que el
aceite sea predominantemente nafténico. El color se determina mediante el método ASTM D1500.
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PROPIEDADES ELECTRICAS
FACTOR DE POTENCIA
El factor de potencia mide las pérdidas de corriente que tienen lugar dentro del equipo cuando
se encuentra en operación. Estas pérdidas de
corriente son debidas a la existencia de compuestos polares en el aceite y a su vez son la causa
de los aumentos anormales de temperatura que
se suceden en los equipos bajo carga.
El factor de potencia máximo permisible (%), evaluado mediante el método ASTM D-924, es:
25oC …………………………………..0,05%
100oC ……………………………….…0,3%
RIGIDEZ DIELECTRICA
La rigidez dieléctrica de un aceite aislante es el
mínimo voltaje en el que un arco eléctrico ocurre
entre dos electrodos metálicos. Indica la habilidad del aceite para soportar tensiones eléctricas
sin falla. Una baja resistencia dieléctrica indica
contaminación con agua, carbón u otra materia
extraña. Una alta resistencia dieléctrica es la
mejor indicación de que el aceite no contiene contaminantes. Los contaminantes que disminuyen
la rigidez dieléctrica pueden usualmente ser removidos mediante un proceso de filtración
(filtroprensa) o de centrifugación.
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PROPIEDADES QUIMICAS
ESTABILIDAD A LA OXIDACION
Los aceites dieléctricos, en razón de su trabajo,
están expuestos a la presencia de aire, altas temperaturas y a la influencia de metales
catalizadores tales como hierro y cobre, lo cual
tiende a producir en el aceite cambios químicos
que resultan en la formación de ácidos y lodos.
Los ácidos atacan el tanque del transformador y
reducen significativamente la capacidad aislante
del aceite con las consecuentes pérdidas eléctricas. Los lodos interfieren en la transferencia de
calor (enfriamiento), haciendo que las partes del
transformador estén sometidas a más altas temperaturas, situación que también conduce a pérdidas de potencia eléctrica.
Como resulta obvio, es importante reducir al mínimo posible la presencia de estas sustancias
perjudiciales (ácidos y lodos). Por esta razón es
esencial el uso de aceites refinados que posean
óptima resistencia a la oxidación y estabilidad química que garanticen amplios periodos de funcionamiento y alarguen la vida de los equipos.
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COMPOSICION DE UN ACEITE DIELECTRICO
La mayoría de los lubricantes dieléctricos están
basados en aceites minerales sin aditivos y sólo
en caso de aplicaciones severas se emplean aceites aditivados con inhibidor de oxidación.
El proceso de fabricación involucra la destilación
del crudo y su posterior refinación mediante algunos de los siguientes tratamientos: Por ácidos, extracción por solventes o hidrogenación.
ACEITES BASES
Son hidrocarburos que como su nombre lo indica
solo contienen carbono e hidrógeno, como componentes principales, además de las impurezas
inherentes a los derivados del petróleo que son
el azufre, y en una menor proporción, el nitrógeno. Es conveniente mencionar que no todos los
hidrocarburos que normalmente se encuentran en
los productos o fracciones del petróleo pueden realizar eficazmente las funciones que los aceites
dieléctricos deben cumplir en los transformadores
e interruptores de potencia.
Los aceites dieléctricos son una mezcla de hidrocarburos nafténicos, isoparafínicos y aromáticos,
cuya composición varía de acuerdo con el crudo
del que se destilan y del método de refinación
empleado. Cada uno de estos tipos de hidrocarburos tienen diferentes características que le aportan al producto final, estas son:
Módulo Nueve
AROMATICOS
- Bajo coeficiente de expansión, que dificulta la
disipación de calor y con ello la función de refrigeración o enfriamiento que le corresponde al
aceite dieléctrico, cuando están en exceso.
- Baja estabilidad a la oxidación, pero forman compuestos químicos estables que no presentan
subsiguientes reacciones de oxidación, actuando como "capturadores" de oxígeno.
- Alto poder de solvencia frente a las lacas y resinas (bajo punto de anilina), que puede fácilmente arruinar el aislamiento de los
devanados, dependiendo de las especificaciones de las
lacas y resinas del recubrimiento.
Conviene recordar que el lodo, originado en la
oxidación prematura de los aromáticos, se acumula en los conductos por donde debe circular el
aceite y dificulta su función refrigerante. Sin embargo, algunos compuestos aromáticos actúan
como INHIBIDORES NATURALES de oxidación, y
por lo tanto, su presencia en pequeña proporción
es siempre deseable y necesaria.
ISOPARAFINICOS
- Punto de fluidez es menor que en los parafínicos,
permitiendo que el aceite fluya fácilmente a bajas temperaturas y ejerza su función refrigerante.
- Tienen menor tendencia a la formación de gases
lo cual es muy conveniente para la operación de
los transformadores.
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Aceites
- Buena estabilidad a la oxidación.
NAFTENICOS
- Buena estabilidad a la oxidación.
- Excelente fluidez a baja temperatura.
- Baja tendencia a la formación de gases y carbones ante descargas eléctricas.
- Aceptable coeficiente de expansión.
- Alta tensión interfacial.
Lo aceites minerales con un balance de hidrocarburos adecuado tienen un buen comportamiento
por muchos años y a menudo por toda la vida del
transformador. Sin embargo, en transformadores
que operan bajo condiciones severas, el problema
de la oxidación del aceite puede ocurrir en un tiempo más corto. Para los transformadores que operan bajo esas condiciones es preferible usar un
aceite que contenga aditivo antioxidante o inhibidor
de oxidación.
Módulo Nueve
No todos los aceites dieléctricos se comportan de
la misma manera frente a los inhibidores de oxidación y por tanto, siempre resulta conveniente conocer la “susceptibilidad del aceite frente al inhibidor
de oxidación”, puesto que algunas veces, cuando
se agregan cantidades adicionales de inhibidor se
pueden obtener resultados contrarios a los esperados. Otro aspecto a tener en cuenta es la toxicidad de los inhibidores.
En la figura se ilustra el proceso completo de fabricación de un aceite dieléctrico, ya sea que se utilice tratamiento con ácidos, extracción por solventes o la hidrogenación, que es el método más aceptado hoy día, por su mínimo efecto sobre el medio
ambiente.
Estos aditivos son sustancias que alargan considerablemente el tiempo de inducción de oxidación.
El inhibidor de oxidación más comúnmente utilizado en los aceites dieléctricos es un compuesto
conocido con el nombre genérico de Di-Butil Paracresol, del cual existen pequeñas variaciones en
composición, de acuerdo con su procedencia o método empleado en su producción.
Al igual que los aceites no inhibidos, éstos deben
estar libres de cualquier otra clase de aditivos.
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Aceites
Módulo Nueve
CRUDO
DESTILADO
HIDROGENO
ACIDO
SULFURICO
TRATAMIENTO
ACIDO
LODO
ACIDO
NEUTRALIZACION
CON OLCALI
LODO
ALCALINO
LAVADO CON
AGUA
TRATAMIENTO
CON ARCILLA
SOLVENTE
EXTRACCION POR
SOLVENTE
HIDROGENACIÓN
CATALITICA
ROCIADO
(REMOCION POR
SOLVENTE)
TRATAMIENTO
CON ARCILLA
FILTRACION
FILTRACION
TRATAMIENTO CON
ARCILLA (OPCIONAL)
FILTRACION O
SECADO
ACEITE DE
TRANSFORMADOR
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Aceites
CLASIFICACION DE LOS ACEITES
DIELECTRICOS
Las propiedades y el comportamiento de los aceites dieléctricos son similares en muchos aspectos a los aceites para turbinas. Ambos circulan a
temperaturas de medianas a altas (40 a 95oC) por
largos períodos de tiempo y en continuo contacto
con aire y metales. Los aceites dieléctricos se
caracterizan por ser de color claro y de baja viscosidad (ISO 15 o menor).
Módulo Nueve
Los aceites tipo 1 se conocen como aceites no
inhibidos, porque solamente contienen hasta
0,08% en peso de aditivo antioxidante, y los tipo 2
son aceites inhibidos, en los que el inhibidor de
oxidación llega hasta 0,3% en peso.
Las cifras típicas de los aceites tipo 1 y tipo 2 se
muestran en la tabla siguiente:
Las especificaciones de los aceites dieléctricos
han sido establecidas, a nivel internacional, por
organismos oficiales y asociaciones de profesionales e industriales con el objeto de garantizar:
a. Una calidad uniforme en su producción.
b. Un desempeño óptimo durante todo el tiempo
de servicio que, en todo caso, no debe ser menor de cinco (5) años, cuando se emplean racionalmente en equipos de alta potencia.
Las especificaciones internacionales más conocidas y adoptadas son las de la Sociedad Americana de Ensayos y Materiales (American Society of
Testing and Materials, ASTM), que clasifica los
aceites dieléctricos, mediante la norma ASTM D3487, como aceites tipo 1 y tipo 2.
Los aceites dieléctricos tipo 1 se definen como
aceites para equipos eléctricos donde se requiere
una resistencia normal a la oxidación, y los de tipo
2 para aquellas aplicaciones donde la resistencia
a la oxidación debe ser mayor.
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Aceites
Propiedad Parámetro
Método ASTM
Física
Punto de anilina, oC
D-611
Color, Máx.
D-1500
Punto de inflamación, Mín. oC
D-92
Tensión interfacial a 25 oC, Mín. dinas/cm.
D-971
Punto de fluidez, Máx. oC
D-97
Gravedad específica, 15oC/15oC Máx.
D-1298
Viscosidad Máx, cSt
D-445 ó
100oC
D-88
40oC
0oC
Inspección visual
Eléctrica
Caída dieléctrica de voltaje, a 60Hz
- Electrodos de disco, Min. kV
D-877
- Electrodos VDE, Min gap.
0.040 pulg. (1.02 m.m.)
D-1816
0.080 pulg. (2.03 m.m.)
Caída dieléctrica de voltaje
D-3300
condición de impulso, 25oC, Mín. kV 1", gap.
D-2300
Factor de disipación (o factor de potencial) a 60 Hz. Máx. %
25oC
D-924
100oC
Química
Estabilidad a la oxidación (prueba de lodos ácidos)
D-2240
72 horas: % lodo, Máx. por masa
TAN, mgr KOH/gr.ac.us
164 horas: % lodo, Máx. por masa
TAN, mgr KOH/ gr.ac.us
Estabilidad a la oxidación (bomba rotativa), Mín. minutos
D-2112
Contenido de inhibidor de oxidación
D-1473
Máx. % por masa
D-2628
Azufre corrosivo
D-1275
Agua, Máx. ppm
D-1533
Número de neutralización
D-974
Número ácido total, Máx. mgr KOH/gr.ac.us. Cont. de BCP* ppmD-4059
Módulo Nueve
Aceite Tipo 1
63-84
0,5
145
40
-40
0,91
Aceite Tipo 2
63-84
0,5
145
40
-40
0,91
3,0
12,0
76,0
3,0
12,0
76,0
Claro y traslúcido
30,00
30,00
28,00
56,00
145,00
+15,00
+30
0,05
0,30
28,00
56,00
145,00
+15,00
+30
0,05
0,30
0,15
0,50
0,30
0,60
0,10
0,30
0,20
0,40
195,00
0,30
0,08
35,00
0,03
35,00
0,03
No detectable
NOTA: *BCP es el inhibidor de oxidación Butil P-Cresol
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Aceites
PROCESO DE DEGRADACION DE LOS
ACEITES DIELECTRICOS
Al igual que ocurre en otras aplicaciones, los
lubricantes para servicio en transformadores están
sometidos a diversas condiciones de operación y
expuestos a la presencia de elementos que conllevan al deterioro gradual de sus propiedades.
El proceso de oxidación de los aceites dieléctricos
depende, entre otros, de los siguientes factores:
-
La naturaleza o composición del aceite.
La cantidad de oxígeno disponible para la
reacción de oxidación.
La presencia del agua y otros catalizadores
de oxidación, tales como partes de cobre.
El nivel de temperatura al cual es sometido
el aceite dieléctrico durante el servicio.
Como ya se ha mencionado, dependiendo del tipo
y balance de hidrocarburos empleados en la fabricación del aceite dieléctrico, éste presentará mejores o peores propiedades tanto refrigerantes
como de estabilidad química y a la oxidación, factores de gran influencia en el proceso de oxidación del aceite.
El oxígeno disponible para las reacciones de oxidación proviene:
a. Del aire que normalmente está disuelto en dicho aceite.
b. De las electrólisis del agua presente en el equipo.
Módulo Nueve
A mayor cantidad de oxígeno presente en el aceite, las reacciones de oxidación son más completas y frecuentes.
El agua, además de aportar oxígeno para las reacciones de oxidación que ocurren en el aceite, es
un buen catalizador para éstas mismas y sobre
todo para aquellas que afectan a los metales
ferrosos presentes en el equipo (corrosión de la
carcaza y del núcleo del transformador).
Conviene recordar que el hierro, el cobre y cualquier otro metal en contacto con el aceite son también catalizadores de las reacciones de oxidación
que afectan a éste.
El nivel de temperatura a que normalmente opera el equipo es un factor muy importante en la
velocidad de oxidación del aceite dieléctrico y mientras más alta sea dicha temperatura, más rápida
será la degradación del aceite, tal como se observa en la tabla siguiente.
NUMERO DE NEUTRALIZACION vs. TEMPERATURA
TEMPERATURA
DE OPERACION
DEL EQUIPO
VIDA UTIL DEL ACEITE*
DIELECTRICO
EN AÑOS
60oC
20,00
70oC
10,00
o
80 C
5,00
90oC
2,50
100o C
1,25
110o C
7 meses
*Tiempo estimado para que el número de neutralización
del aceite alcance una acidez equivalente a 0,25 mg
KOH/g.
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Aceites
Los transformadores modernos operan con tensiones o voltajes más altos y son de menor tamaño
que los equipos de comienzo de siglo. En consecuencia, la cantidad de aceite dieléctrico requerida por estos transformadores es considerablemente menor, por lo cual su temperatura de operación
depende en gran medida de la eficiencia de su sistema de refrigeración, o en otras palabras, de la
capacidad refrigerante del aceite.
Módulo Nueve
acidez del aceite a un nivel más bajo que los aceites sin inhibidor. Ahora bien, cuando se agota el
aditivo antioxidante en el aceite inhibido la reacción de oxidación se acelera drásticamente y por
tanto la curva toma forma exponencial con una pendiente mayor que la del aceite no inhibido. El control requerido sobre el nivel de acidez de un aceite
dieléctrico inhibido, en su período final de servicio,
es muy exigente debido al cambio radical en el
comportamiento de su proceso oxidativo, lo cual
podría dar origen a formación excesiva de lodos en
el transformador con las consecuentes fallas en
su funcionamiento.
mg KOH / g
En la gráfica se muestra la diferencia existente
entre las curvas de oxidación de un aceite no inhibido y otro inhibido. Como se puede ver, los
inhibidores artificiales de oxidación mantienen la
CURVA DE OXIDACION DE UN ACEITE DIELECTRICO
0.4
1
Sin Inhibidor
0.3
2
Con Inhibidor
1
2
0.2
0.1
0
2
4
6
8
1
AÑOS DE SERVICIO
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Aceites
Módulo Nueve
COMPOSICION
CONTROL DE CALIDAD DE LOS ACEITES DIELECTRICOS
PUREZA
Las pruebas que se realizan con el propósito de
evaluar el estado de las propiedades de los aceites dieléctricos de origen mineral, se orientan a
determinar tres características básicas en dichos
aceites:
- Su composición (pruebas de composición).
- Su pureza (pruebas de pureza).
- Su estabilidad (pruebas de estabilidad).
La estabilidad del mismo depende primordialmente de su composición. Esto significa que las pruebas de composición y estabilidad no son muy necesarias cuando se trata de controlar la calidad de
un aceite dieléctrico en servicio, teniendo en cuenta que son estrictamente efectuadas para los aceites nuevos.
En conclusión, las pruebas de pureza son las que
tienen mayor peso en la determinación del comportamiento o desempeño de los aceites
dieléctricos en servicio; por lo tanto son éstas
pruebas las que se incluyen con más frecuencia
en los programas de control.
En el cuadro siguiente se enumeran las pruebas
que se realizan para determinar la calidad de los
aceites dieléctricos.
ESTABILIDAD
La composición de un aceite dieléctrico, una vez
que ha sido formulado y elaborado adecuadamente, no varía significativamente mientras permanece en servicio.
Punto de anilina
Punto de fluidez
Color
Punto de inflamación
Gravedad específica
Viscosidad
Azufre corrosivo
Contenido de humedad
Tensión interfacial
No. de Neutralización
Tensión de ruptura
Factor de potencia
Estabilidad de color
Formación de lodo
Período de inducción
Contenido de inhibidor
Del cuadro anterior se tiene que los aceites
dieléctricos, entregados en equipos nuevos o tomados de equipos en servicio, pueden ser sometidos a un gran número de ensayos; sin embargo,
las pruebas siguientes son consideradas como suficientes para determinar si el estado del aceite es
adecuado o no para continuar en servicio o para
proponer una acción correctiva.
-
Contenido de humedad.
Tensión interfacial.
Número de neutralización.
Rigidez dieléctrica.
Factor de potencia.
Color y aspecto.
Análisis de gases disueltos.
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Aceites
Módulo Nueve
Las pruebas ya reseñadas y la frecuencia promedio con que pueden realizarse dichas pruebas se muestran en los cuadros siguientes:
VOLTAJE DE OPERACION DEL TRANSFORMADOR kV
Inspección
Inicial
Fecha:
Pruebas:
Segunda
Después de:
Pruebas:
Tercera
Después de:
Pruebas:
Subsiguientes
Después de:
Pruebas:
75 ó menos
76-149
150-250
Más de 250
ABCDEF
Antes de energizar el equipo
ABCDEF
ABCDEF
ABCDEFG
2 años
ABCD
18 meses
ABCD
1 año
ABCD
6 meses
ABCDEFG
18 meses
ABCD
1 año
ABCD
1 año
ABCD
6 meses
ABCDE
ABCD
1 año después de la última inspección
ABCDEF
ABCDEFG
SIGNIFICADO DE LAS LETRAS
A - Color, ASTM D-1500
B - Número de neutralización, ASTM
D-974
C - Tensión interfacial, ASTM D-971
D - Tensión de ruptura, ASTM D-877
E - Factor de potencia, ASTM D-924
F - Contenido de agua, ASTM D-1315
ó D-1523
G - Análisis de gases disueltos
ABCDEFG
Es clave hacer énfasis en que la frecuencia de las
inspecciones y pruebas efectuadas a un transformador debe establecerse con base en los factores
que se relacionan a continuación:
1. Capacidad del equipo.
2. Condiciones de operación.
3. Importancia del servicio prestado.
4. Condiciones del aceite dieléctrico:
A medida que aumentan los años de servicio de
los transformadores es lógico esperar una progresiva degradación del aceite, con lo cual se
aumenta la probabilidad de falla en los equipos.
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Aceites
Módulo Nueve
5. Condiciones ambientales: En condiciones ambientales adversas, las inspecciones que se deben practicar serán más frecuentes, pues tanto el
aceite como la carcaza y accesorios externos del
transformador se ven seriamente afectados.
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Aceites
Módulo Nueve
APLICACION Y FRECUENCIA DE LOS ENSAYOS
Propiedades
Lugar del
ensayo *
Categoría del
Equipo
Frecuencia de los ensayos
Color y aspecto
SoL
O,A,B,C,D,E
Tensión de ruptura
SoL
O,A,B,C,D,E,F,G
O,A,B.
Después del llenado o rellenado y antes de la energización.
Luego, pasados 12 meses, después cada dos años.
C,D,E.
Luego, pasados 12 meses, después cada seis años.
F.
Después del llenado o rellenado y antes de ponerlobajo
tensión.
Luego, cada 4 años o cada 70.000 maniobras sí ese
número se alcanza antes, o según las instrucciones
del fabricante.
G.
Referirse a las especificaciones del fabricante.
Contenido de agua
L
O,A,B,C,D,E
O,A.
Después del llenado o rellenado y antes de energizarlo.
Luego, pasados 3 y 12 meses, luego al mismo tiempo que el
análisis de los gases disueltos
B,D,E.
Después del llenado o rellenado y antes deenergizarlo.
Luego, pasados 12 meses, después cada 6 años o de
acuerdo con el análisis de gases disueltos.
C.
No es un ensayo de rutina, solamente cuando la tensión de
ruptura está próxima al valor límite de rechazo.
Indice de neutralización
L
O,A,B,C,D,E,F,G.
Sedimentos y
depósitos (lodos)
L
O,A,B,C,D,E
Simultáneamente con otros ensayos cuantitativos
O,A,B,C - Cada 6 años
D,E,F,G - Ningún ensayo de rutina.
Ningún ensayo de rutina. Efectuar según los resultados del
examen visual o el valor del índice de neutralización.
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Aceites
Módulo Nueve
APLICACION Y FRECUENCIA DE LOS ENSAYOS
Propiedades
Lugar del
ensayo *
Categoría del
Equipo
Frecuencia de los ensayos
Resistividad
L
O,A,B,C,D,E
O,A,B,D.
Luego pasados 12 meses, después cada 6 años.
C,E.
Ningún ensayo de rutina.
Factor de disipación
dieléctrica, tgs a 100 oC
y 40Hz a 60 Hz.
L
O,A,B,C,D,E
O,A,B,D.
Luego, pasados 12 meses, después cada 6 años.
C,E.
Ningún ensayo de rutina.
L
O,A,B,C,D,E
O,A,B,C,D,E.
Luego, pasados 12 meses, después cada 6 años.
Contenido de gas
L
O,A,B,D
Punto de inflamación
L
O,A,B,C,D,E
O,A,B,C,D,E.
Ningún ensayo de rutina, quizás revisarlo cuando un olor
anormales detectado; enseguida de un defecto interno o
cuando el transformador viene de ser llenado.
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Aceites
Módulo Nueve
A continuación se detalla un poco más sobre cada
una de las pruebas realizadas a los aceites
dieléctricos como parte del programa periódico de
inspecciones.
El agua puede proceder del aire atmosférico o resultar de la degradación de materiales aislantes.
La solubilidad del agua en el aceite para transformadores aumenta en función de la temperatura y
del índice de neutralización.
Contenido de Humedad
Como se sabe, el agua es poco soluble en los
aceites dieléctricos, pero aun así, pequeñas cantidades de humedad son suficientes para aumentar
drásticamente su conductividad eléctrica, reducir
su rigidez dieléctrica y subir su factor de potencia.
En el diagrama se observa que para una temperatura dada, el aceite disuelve una cantidad de agua
determinada, la cual depende del punto de equilibrio o de saturación del aceite para cada temperatura.
Cuando el contenido de agua sobrepasa un cierto
nivel (valor de saturación) no puede permanecer en
solución, y el agua, ahora libre, aparece en forma
de turbulencia o de góticas provocando invariablemente una disminución en la rigidez dieléctrica.
B
150
A
Muestra puramin AD-AD, lote 16,19,5,79
1000
800
100
CONTENIDO DE AGUA, ppm
CONTENIDO DE AGUA DEL ACEITE (mg/Kg)
200
50
10
0
600
400
300
200
100
80
60
40
30
0
10
20
30
40
50
60
TEMPERATURA DEL ACEITE EN SERVICIO
Curva A: Saturación en contenido de agua de un aceite nuevo.
Curva B: Saturación en contenido de agua en un aceite oxidado
con un índice de neutralización de 0,3 mg KOH/g.
20
10
0
10
20
30
40
Temperatura ° C
50
60
70
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Aceites
El agua no sólo es perjudicial para el aceite porque aumenta su conductividad eléctrica sino que
además es un elemento altamente corrosivo a los
metales ferrosos y por ello forma óxido de hierro
que al disolverse en el aceite lo hace aun más conductor. También, el agua suspendida o depositada
en el fondo de los transformadores propicia el crecimiento de bacterias que contribuyen a acelerar
el proceso de degradación de los aceites
dieléctricos.
Dentro de un transformador el contenido total de
agua se reparte entre el papel y el aceite en una
relación predominante para el papel. Las variaciones pequeñas de temperatura modifican sensiblemente el contenido de agua del aceite pero muy
poco la del papel.
Conociendo el contenido de agua de un aceite a
una temperatura dada, es posible mediante gráficas obtener el contenido de agua del papel. Los
valores límites de contenido de agua recomendados en la tabla Guía de Valores Límites, tienen
por objeto controlar el contenido de agua en el aislamiento celulósico (papel), a temperaturas normales del aceite en servicio a más de 40oC y hasta
60oC.
Un alto contenido de agua acelera la degradación
química del papel aislante y es un indicio de malas condiciones de funcionamiento o de un mantenimiento que necesita medidas correctivas.
Valores típicos de contenido de agua para aceites
dieléctricos nuevos están en el orden de 15 ppm a
Módulo Nueve
30 ppm. Resulta evidente que se requiere someterlos a un proceso de secado previo a su uso.
Tensión Interfacial
Este es uno de los test más ampliamente usados
para determinar el nivel de deterioro y contaminación de un aceite dieléctrico.
Esta característica cambia rápidamente durante las
etapas iniciales de envejecimiento, luego su evolución se estabiliza, cuando la degradación es aún
moderada.
Es por esta razón que los resultados son bastante
dificiles de interpretar en términos de mantenimiento del aceite. Sin embargo, es conveniente analizar en detalle los aceites cuyos valores de la tensión interfacial se encuentran en el límite mínimo
recomendado en la Guía de Valores Límites, que
aparece en la página siguiente.
Los valores típicos de tensión interfacial de los aceites nuevos están alrededor de 45 dinas/cm; sin
embargo, aceites con valores de 20 o más se consideran apropiados para el servicio.
Tensiones interfaciales por debajo de 20 dinas/cm
indican la contaminación del aceite con productos
de oxidación, barnices, glicol, jabones de sodio, y
posiblemente otras materias extrañas. La filtración
del aceite, especificada en la norma ASTM D-971,
puede reportar valores altos de tensión interfacial.
Un comportamiento típico de la tensión interfacial
con los años de servicio del aceite se ilustra en la
figura.
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Aceites
Módulo Nueve
TENSIO DE RUPTURA
50
40
30
20
10
0
2
4
6
8
10
12
AÑOS DE SERVICIO
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Aceites
Módulo Nueve
GUIA DE VALORES LIMITES PARA LA ACEPTACION, MANTENIMIENTO Y REGENERACION
DE ACEITES AISLANTES PARA TRANSFORMADORES Y OTROS EQUIPOS ELECTRICOS
O
R
D
E
N
ENSAYOS
1
Tensión de
ruptura
dieléctrica
(Kv)
METODOS
ASTM D877
ASTM D1816
(0,04 pulg.)
ASTM D1816
(0,08 pulg.)
IEC 156
2
Factor de
potencia
(%)
ASTM D924
(25oC)
ASTM D924
(100oC)
3
4
5
6
7
8
Contenido
de
humedad
(ppm)
Número de
neutralización
(mg KOH/g)
Tensión
interfacial
ASTM D1533
Color
Aspecto
Visual
Contenido
de gases
(%)
ASTM D1500
ASTM D1524
9
Sedimentos
y lodos
10 Resistividad
(Gm)
90oC
ASTM D974
ASTM D971
D831, D1817
D2945
Anexo A
IEC 247
20oC
11 Estabilidad
a la
oxidación
164h - NN
- lodos
Bomba
rotativa
ASTM D2440
ASTM D2112
CLASIFICACION DE
TRANSFORMADORES
Tensión máxima
de operación
ACEITES
SIN USAR
Recibido
en equipo
nuevo
C
B
A
O
C
B
A
O
C
B
A
O
C
B
A
O
C
B
A
O
C
B
A
O
C
B
A
O
C
B
A
O
C
B
A
A
>3 0
>3 0
>3 5
>3 5
>2 5
>2 5
>3 0
>3 0
>4 0
>4 0
>5 0
>6 0
>4 0
>5 0
>6 0
>6 0
<0,1
<0,1
<0,1
<0,05
<0,5
<0,5
<0,5
<0,3
<2 0
<2 0
<1 5
<1 0
<0,03
<0,03
<0,03
<0,03
>4 0
>4 0
>4 0
>4 0
<1,0
Claro y libre
sedimentos
<72,5 Kv
72,5-170 Kv
170-420 Kv
<420 Kv
<72,5 Kv
72,5-170 Kv
170-420 Kv
>420
<72,5 Kv
72,5-170 Kv
170-420 Kv
>420 Kv
<72,5 Kv
72,5-170 Kv
170-420 Kv
>420 Kv
<72,5 Kv
72,5-170 Kv
170-420 Kv
>420 Kv
<72,5 Kv
72,5-170 Kv
170-420 Kv
>420 Kv
<72,5 Kv
72,5-170 Kv
170-420 Kv
<420 Kv
<72,5 Kv
72,5-170 Kv
170-420 Kv
>420 Kv
<72,5 Kv
72,5-170 Kv
170-420 Kv
>420 Kv
<72,5->420 Kv
<72,5->420 Kv
C
B
A
O
<72,5 Kv
72,5-170 Kv
170-420 Kv
>420 Kv
>72,5 >420Kv
C
B
A
O
C
B
A
O
<72,5 Kv
72,5-170 Kv
170-420 Kv
>420 Kv
<72,5 Kv
72,5-170 Kv
170-420 Kv
>420 Kv
<72,5 y >420 Kv
<72,5 y >420 Kv
ACEITES EN SERVICIO
GRUPO I
por
continuar
GRUPO II
por
reacondic.
>2 6
>2 6
>2 6
>3 0
>2 3
>2 3
>2 6
>2 6
>3 4
>3 4
>4 5
>4 5
>3 0
>3 0
>4 0
>5 0
<26
<26
<26
<30
>2 3
>2 3
>2 6
>2 6
>3 4
>3 4
>4 5
>4 5
>3 0
>3 0
>4 0
>5 0
90 C>60
90oC>60
90oC>60
90oC>60
Según norma
ICONTEC
1465
Según norma
ICONTEC
1465
GRUPO III
por
regenerar
Límites de
aceptación
después de
regenerar
Después de
llenar y
antes de
energizar
>3 0
>3 0
>3 0
>3 5
>3 5
>26-30
>26-30
>26-30
>26-30
>2 6
<1,0
<1,0
<3 5
<3 5
<2 5
<1 5
<0,3
<0,2
<0,2
<0,1
>2 4
>2 4
>2 6
>3 0
35-40
35-40
25-30
15-20
>0,3
>0,2
>0,2
0,1-0,2
>0,5
>0,5
>0,5
>0,4
<24
<15
Claro y libre
sedimentos
<3 0
<0,5
Libre
o
ACEITES REGENERADOS
90 C>0,2
90oC>0,2
90oC>1
90oC>1
20oC>60
20oC>200
20oC>200
20oC>60
<3 5
<0,05
>3 5
<1,0
<3 5
<3 5
<2 0
10-15
<0,05
<0,05
<0,05
<0,05
<1,5
Claro y libre
sedimentos
>3 5
>3 5
>3 5
<1,5
Claro y libre
sedimentos
Libre
Libre
o
0,50
0,25
150
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Su valor, poco importante para un aceite nuevo,
aumenta como consecuencia del envejecimiento
por oxidación y es utilizado como guía general para
establecer el momento preciso para reemplazarlo
o regenerarlo, siempre que se hayan establecido
los límites de rechazo y que otros ensayos lo confirmen.
El número de neutralización de un aceite nuevo no
debería exceder 0.025 mgKOH/g. Aceites con valores de TAN del orden de 0.5 mgKOH/g son considerados inaceptables para el servicio.
Es importante aclarar que un TAN bajo no descarta la presencia de contaminantes en el aceite, ya
que puede tratarse de un material de tipo alcalino.
Un caso encontrado con alguna frecuencia es la
contaminación del aceite con silicato de sodio, que
es un material empleado por los fabricantes de
transformadores en el aislamiento.
Rigidez Dieléctrica
La tensión de ruptura es importante como una medida de la aptitud de un aceite para resistir los esfuerzos eléctricos. Un aceite seco y limpio se caracteriza por una tensión de ruptura alta.
El valor alcanzado en la prueba de tensión de ruptura o rigidez dieléctrica dependerá casi exclusiva-
Módulo Nueve
mente de la cantidad de contaminantes tales como
el agua, partículas conductoras, lodos, polvo, y gases disueltos contenidos en el aceite; los cuales
reducen severamente esta propiedad.
La rigidez dieléctrica disminuye con los aumentos
de la temperatura del aceite, por lo cual, para efectos de control, se especifica una temperatura de
20oC para la realización de esta prueba.
La gráfica ilustra la variación de la tensión de ruptura con el contenido de humedad.
100
90
80
70
Kv
Número de Neutralización
El índice de neutralización de un aceite es una
medida de la mayor o menor cantidad de ácidos
que se han formado en el aceite durante el tiempo
en que ha permanecido en servicio.
60
TENSION DE RUPTURA 20ºC,
Aceites
50
40
30
20
10
5
15
20
25
30
35
CONTENIDO DE AGUA, PPM.
40
45
Factor de Potencia
Es una prueba muy aceptada en las evaluaciones
periódicas de aceites dieléctricos. El factor de potencia de un aceite nuevo no debería exceder de
0.05% a 25oC. Un valor alto en un aceite usado
indica deterioro y contaminación con carbón, barnices, sodio, glicol, u otras materias conductoras.
La gráfica PFVO aplicable, exclusivamente, para
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Aceites
aceites no inhibidos es útil para evaluar la continuidad en servicio de un aceite, de acuerdo con su
factor de potencia y el tiempo de oxidación.
Módulo Nueve
Para aceites con índices de color por encima de 4
se requiere la realización de pruebas adicionales
tendientes a determinar si su condición es peligrosa para continuar en operación
Factor de potencia (% )
5
3
COLOR ASTM D-1500
4
3
Area de aceptación
2
1
2
1
0
0
20
40
60
80
100
120
140
Horas de Oxidación
0
0
Color y Aspecto
El color de un aceite aislante está determinado
por la luz transmitida y está expresado por un número obtenido de su comparación con una serie
de colores normalizados o estandarizados. El color de un aceite nuevo es generalmente aceptado
como un indicador de su grado de refinación.
Un cambio en el color del aceite en servicio indica
contaminación o deterioro.
2
4
6
8
AÑOS DE SERVICIO
10
12
Análisis de gases disueltos
Este tipo de prueba se estudiará ampliamente en
la siguiente sección de este módulo; Diagnóstico
de fallas en transformadores.
La tabla de la página siguiente muestra los
parámetros de tolerancia en los resultados de las
pruebas.
Además del color, el aspecto visual de un aceite
puede poner en evidencia turbulencias y sedimentos, lo que puede indicar la presencia de agua libre, lodos insolubles, carbón, polvo, fibras, etc.
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Aceites
Módulo Nueve
PARAMETROS DE TOLERANCIA EN LOS RESULTADOS DE LAS INSPECCIONES
Voltaje de operación kV
CARACTERISTICAS
36
37-170
171-300
300
0,5
0,05
0,4
0,05
0,4
0,05
0,3
0,05
Aceite no inhibido; Min.
12
15
15
15
aceite inhibido, Mon
20
20
20
20
Constante dieléctrico: kV, ASTM D877
Ambos aceites, Min.
25
30
35
40
0,35
0,30
0,25
0,20
40
35
30
25
0,1
0,1
0,1
0,1
Número de neutralización: mgKOH, ASTM D974
Aceite no inhibido, Máx.
Aceite inhibido, Máx.
Tensión interfacial: dinas/cm, ASTM D971
Factor de potencia: 60Hz/100oC, ASTM D924
Ambos aceites, Máx.
Contenido de agua: ppm, ASTM D1315
Ambos aceites, Máx.
Contenido inhibidor: peso %, ASTM D2668
Aceite inhibido, Min.
Contenido de lodo: visual*
Ambos aceites
Negativo
* Vierta 50 ml.aproximadamente de aceite en un vaso de precipitado (baker) de igual capacidad, cúbralo con un vidrio de reloj
y déjelo reposar por 24 horas.
Observe si hay sedimento en el fondo, en caso contrario reporte el resultado negativo.
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Aceites
CLASIFICACION DE LOS ACEITES
EN SERVICIO
Es importante establecer guías estrictas e inmutables para evaluar los aceites en servicio o para
recomendar los valores límites de ensayos que correspondan a todas las utilizaciones posibles de
los aceites aislantes en servicio.
De acuerdo con la experiencia industrial actual,
los aceites en uso pueden ser posicionados según una clasificación basada en la evaluación de
las propiedades más significativas y/o sobre la
posibilidad de restituirles las características deseadas como sigue:
Grupo 1:
Este grupo comprende los aceites cuyo estado característico es satisfactorio para continuar en servicio. Los aceites cuyas propiedades sé sitúan en
los límites fijados en la tabla Guía de Valores Límites, para la categoría del equipo apropiado, se
consideran pertenecientes a este grupo. Se
sobrentiende que estos límites son solamente indicativos. Con excepción de la tensión de ruptura
dieléctrica, el hecho de que una o varias de las propiedades se sitúen fuera de los límites indicados no
requiere una acción inmediata, aunque, a un término más largo, esta situación pudiera ocasionar una
degradación acelerada y una reducción de la duración del equipo. En cuanto a la interpretación de los
resultados, diferentes factores deben ser tomados
en consideración, tales como: las condiciones de
servicio, la edad del equipo y la evolución de las
características de los aceites.
Módulo Nueve
Grupo 2:
Este grupo comprende los aceites que necesitan
solamente un tratamiento de reacondicionamiento
que permita su utilización posterior. Un contenido
alto de agua y una tensión de ruptura dieléctrica
baja, indican generalmente esta necesidad; siempre y cuando todos los otros criterios sean aún
satisfactorios.
El aceite puede tener un aspecto turbio o sucio. El
tratamiento apropiado consiste en eliminar por medios mecánicos el agua y las materias insolubles.
El tratamiento debe ser tal que los valores alcanzados para el contenido de agua y la tensión de
ruptura se acerquen a aquellos dados en la tabla
Guía Valores Límites, cuando sea aplicable.
Sin embargo, se debe tener en cuenta que un exceso de agua en el aceite puede ser el indicio de
que el aislamiento sólido está en malas condiciones y que necesita medidas correctivas.
Grupo 3:
Este grupo comprende los aceites en mal estado,
cuyas propiedades no pueden ser restauradas a
un nivel satisfactorio sino después de una regeneración. Este estado será generalmente puesto en
evidencia por la presencia de depósitos
precipitables, de lodos insolubles y por los valores
del índice de neutralización y/o el factor de disipación dieléctrica superiores a aquellos dados en la
tabla Guía de Valores Límites.
Los aceites pertenecientes a este grupo deben ser
regenerados o bien, reemplazados, dependiendo
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Aceites
Módulo Nueve
de consideraciones económicas.
Grupo 4:
Este grupo comprende los aceites de calidad tan
mala que se aconseja descartarlos, lo que corresponde a muchas propiedades insatisfactorias.
Otro forma de clasificar los aceites dieléctricos en
servicio es por medio del índice de calidad o índice
Myers, que relaciona la tensión interfacial del aceite
con el número de neutralización del mismo.
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Aceites
Módulo Nueve
CLASIFICACION DE LOS ACEITES EN
FUNCION DEL N.N. Y T.I.F.
40
Franja fuera
de lodos
Aceite
bueno
35
Aceite aceptable
30
Aceite marginal
25
DINAS / cm
Aceite malo
Aceite muy malo
Aceite
extremadamente malo
Aceite
para desechar
20
15
10
5
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
Número de neutralización mg KOH / gm aceite
Indice de calidad =
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Aceites
Módulo Nueve
GUIA PARA EVALUAR ACEITES PARA TRANSFORMADORES
CHART TO EVALUATE TRANSFORMER OILS
2
2
TENSION INTERFACIAL 25ºC, d/cm -INTERFACIAL TENSION 25ºC, d/cm
45
40
EXCELENTE
EXCELENT
35
30
25
BUENO
GOOD
ACEPTABLE
ACCETABLE
20
MARGINAL
MARGINAL
15
MALO
BAD
10
MUY MALO
VERY BAD
5
MALISIMO
EXTREMELY BAD
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
No. DE NEUTRALIZACION, mg. KOH/g - NEUTRALIZATION NUMBER, mg. KOH/g
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Aceites
Módulo Nueve
CLASIFICACION DE LOS ACEITES SEGUN EL INDICE DE CALIDAD
1
Aceite bueno
NN 0.00 a 0.10 - TIF 30.0 a 45.0
Amarillo claro
Indice de calidad: 300 a 1.500 o más
2
Aceite a ser tenido en observación
NN 0.05 a 0.10 - TIF 27.1 a 29.9
Amarillo
Indice de calidad: 271 a 600
3
Aceite marginal
NN 0.11 a 0.15 - TIF 24.0 a 27.0
Amarillo oscuro
4
Aceite malo
NN 0.16 a 0.40 - TIF 18.0 a 23.90
Ambar
5
Aceite muy malo
NN 0.41 a 0.65 - TIF 9.0 a 17.9
Café
6
Aceite extremadamente malo
NN 0.66 a 1.50 - TIF 9.0 a 13.9
Café oscuro
7
Aceite en condición pésima
NN1.51 o más negro
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Aceites
Módulo Nueve
APLICACION DE LA CLASIFICACION DE LOS AGENTES DIELECTRICOS PARA
TRANSFORMADORES
OBSERVACIONES
TENSION INTERFACIAL
dinas/cm
No DE NEUTRALIZACION
mg/KOH/ggm
COLOR
RIGIDEZ DIELECTRICA
KV
INDICE DE
MYERS
30 - 45
0.03 - 0.10
Bueno
0 - 0.5
30
y
Superior
300 - 1.500
27 - 29
0.05 - 0.10
Aceptable
0.5 -1.0
25 - 30
271 - 600
22 -25
160 - 318
ACCION A TOMAR
1
El aceite está cumpliendo con las
siguientes funciones:
a. Refrigeración eficiente
b. Agente dieléctrico.
2
Componentes polares (lodos) en solución
(producto de la oxidación del aceite)
causan bajas en la tensión interfacial.
3
Acidos grasos cubren las bobinas. Lodos
en suspensión listos a iniciar
concentraciones. Alta probabilidad de
lodos en las fisuras del aislamiento.
24 - 27
0.11 - 0.15
Marginal
1.0 -1.5
En casi un 100% de los transformadores
en este rango se han formado depósitos
de lodos sobre las bobinas y núcleo.
LODOS SE DEPOSITAN PRIMERO EN
LAS AREAS DE REFRIGERACION.
18 - 24
0.16 - 0.40
Malo
1.5 -2.5
45 -159
Análisis anual del aceite.
Desencubada del transformador.
Lavada con aceite nuevo y caliente parte
activa y tanque.
Filtrado del aceite con unidad especial.
5
Sedimentos depositados continúan
oxidándose y endureciéndose. EL
AISLAMIENTO SE ESTA
CONTRAYENDO. Alta probabilidad de
falla prematura.
14- 18
0.41 - 0.65
Muy malo
2.5 - 3.5
22 - 44
Desncubada del transformador.
Proceso similar al (4) usando unidad
especial para filtrado adicionándole tierra
de fuller .
6
Sedimentos aíslan áreas de refrigeración y
ductos causando incrementos de
temperatura de operación.
9 - 14
0.66 - 1.50
Extremadamente malo
3.5 - 4.0
6 - 21
7
Gran cantidad de sedimentos. Requiere
procesos especiales.
6-9
1.5 y Superior
Aceites para dar
de baja
4.5 - Sup.
1.51 ó más
4
Análisis anual del aceite a fin de evaluar
funcionamientos y
establecer tendencias.
Establecer programa de mantenimiento
preventivo
Aceite requiere tratamiento con filtro
prensa especial (ver nota), para detener
deterioramiento rápido del aislamiento
Procedimiento similar al anterior.
Posible cambio de aceite.
Proceso similar al (4), cambio de aceite.
Proceso de filtrado con unidad especial.
Aislamientos deteriorados. Se recomienda
en pensar en un futuro cercano cambio del
transformador
Nota Importante: El aceite caliente actúa como un solvente fuerte para disolver sus productos sólidos que están descompuestos. Por esa razón
las unidades para el filtrado deben ser de procesos cerrados, es decir, que calienten el aceite (aprox. 80°C) y los degasifiquen (aprox. 0.1
Torr). Equipos de sólo papel y abiertos son obsoletos
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Aceites
Módulo Nueve
Indice Myers = TIF/NN
TIF: Tensión Interfacial
NN : Número de neutralización
El índice de myers se debe tomar como simple
referencia informativa ya que este procedimiento
está siendo cuestionado por no ampliarse en algunos casos, tales como en aceites dieléctricos que
tienen un valor alto de índice myers y presentan
valores bajos de tensión interfacial. Esta situación
obedece a que el número de neutralización puede
ser bajo aunque el aceite tenga presencia excesiva de lodos neutros, que afectan significativamente
la tensión interfacial.
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Aceites
DIAGNOSTICO DE FALLAS EN TRANSFORMADORES
El sistema dieléctrico de un transformador está integrado por el conjunto de materiales que separan
y/o soportan las partes metálicas energizadas del
equipo y en el cual se pueden distinguir dos tipos
de aislamiento:
a. El aislamiento líquido o aceite para transformadores.
b. El aislamiento sólido que está integrado por papel aislante, madera, aisladores de cerámica,
baquelitas, resinas, etc.
Las deficiencias que presenta el sistema aislante
de un transformador se pueden medir en su justa
dimensión cuando se analizan los efectos originados por la presencia del agua, el
sobrecalentamiento del equipo y la sobrecarga eléctrica en los diferentes medios o materiales aislantes
utilizados.
Efectos del agua sobre el sistema aislante de los transformadores
Como ya se ha visto, el agua presente en un transformador puede provenir de una o más de las siguientes fuentes:
- La humedad residual contenida en el sistema aislante luego del secado del transformador.
- La humedad absorbida por el aceite desde la atmósfera con la cual está en contacto.
Módulo Nueve
- El agua que se produce durante las
reacciones de oxidación del aceite dieléctrico y
la celulosa del papel aislante (efecto de pirólisis).
Las características más sobresalientes del agua
son:
- Es un compuesto polar y, en consecuencia, conduce la corriente eléctrica.
- Es un elemento fuertemente electropositivo, por
tanto es atraída hacia los polos negativos; de modo
que cuando el agua se encuentra presente en el
aceite de un transformador tiende a concentrarse
en el área energizada del equipo.
- El agua es el solvente universal por excelencia y
disuelve en mayor o menor grado a casi todos los
elementos o compuestos conocidos, los cuales al
estar disueltos en el agua la hacen más conductora de la electricidad.
- El agua es un catalizador activo para un gran
número de reacciones químicas, por ello su presencia en el aceite y en la celulosa del papel y la
madera, contribuye a oxidar y degradar dichos materiales.
- El agua es por sí sola una substancia corrosiva
frente a la mayoría de los metales, y en especial
de las aleaciones ferrosas presentes en los núcleos, tambores y radiadores de los transformadores.
Su acción corrosiva aumenta considerablemente
cuando se combina con los ácidos generados por
la oxidación del aceite.
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Aceites
Módulo Nueve
La corrosividad del agua es mayor cuando se encuentra en estado líquido, por lo cual su efecto es
más evidente en los radiadores de los transformadores, en los cuales se condensa por efecto de la
disminución de la temperatura.
Ahora bien, el agua suspendida es mucho más
conductora que el agua disuelta, por tanto un aceite de transformador que contiene agua suspendida siempre mostrará una muy baja rigidez
dieléctrica.
Es clave reseñar ahora las diferentes formas en
que el agua puede encontrarse en el transformador:
- Depositada en el fondo del transformador,
cuando en el aceite se suceden cambios alternos
de temperatura, subidas y bajadas considerables
en forma periódica, y mientras el aceite está en
contacto con la atmósfera, es posible que el aceite absorba agua, que luego se condensa para finalmente ser depositada en el fondo del transformador. El agua allí depositada no tiene mayores
efectos inmediatos en el comportamiento o eficiencia del transformador, no obstante su presencia
oxida la caja del transformador, contribuye a la degradación del aceite y propicia el crecimiento de
bacterias que aceleran los procesos antes mencionados.
- Disuelta en el seno del aceite, es bien conocida la frase “agua y aceite no se mezclan”. Sin embargo, se sabe que el aceite de transformador disuelve pequeñas cantidades de agua dependiendo
de la temperatura a la cual se encuentra sometido. Este contenido de agua se puede disminuir
considerablemente mediante métodos apropiados
de secado, pero es técnicamente imposible obtener un aceite para transformador completamente
seco o libre de agua. Cabe indicar que el efecto
del agua disuelta en el aceite, sobre la conductividad
de éste, es relativamente moderado cuando se le
compara con el efecto que tiene el agua suspendida en el aceite.
- Suspendida en el aceite, cuando un aceite para
transformador se encuentra saturado de agua a una
cierta temperatura y se le enfría hasta una temperatura marcadamente menor, el exceso de agua
que contenía a la temperatura mayor, se condensa y queda suspendida en el seno del aceite en
forma de pequeñas góticas. Si la temperatura sigue bajando, esas góticas aumentan de tamaño,
se unen entre sí y finalmente se precipitan hasta
el fondo del recipiente que contiene el aceite.
- Asociada a los ácidos derivados de la descomposición del aceite, los ácidos que se forman por la degradación natural del aceite contienen grupos polares electronegativos que ejercen
una gran atracción hacia el agua que posee grupos polares electropositivos. Pues bien, este efecto de atracción hace que una conside-rable cantidad de agua permanezca suspendida o asociada
a dichos ácidos.
Esta mezcla agua-ácidos es buena conductora de
electricidad y por ello su presencia en el aceite
baja la rigidez dieléctrica.
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Aceites
Debido a esa propiedad de la celulosa es que se
utiliza en los filtro-prensas, uno de los procesos
de secado del aceite para transformadores. Se ha
comprobado que la celulosa tiene una afinidad por
el agua que es entre 600 a 800 veces mayor que la
del aceite. Esto significa que en las condiciones
de equilibrio entre el contenido de humedad de la
celulosa y del aceite para transformadores, el
99.75% de la humedad total del sistema estará
contenida en la celulosa y sólo el 0.25% en el aceite.
La figura ilustra esa condición de equilibrio, en función de la temperatura, y nos indica cómo es posible tener un transformador con una apreciable cantidad de agua mientras su aceite se presenta relativamente seco y con una aceptable rigidez
dieléctrica. Todos estos hechos hay que tenerlos
muy en cuenta para una correcta interpretación de
los resultados de la prueba de constante o rigidez
dieléctrica del aceite con el chispómetro ya que
no son suficientes ni concluyentes para determinar el estado del transformador, ni siquiera el del
aceite.
Conviene recordar que las especificaciones de los
aceites dieléctricos limitan el contenido de agua
en el aceite nuevo a un máximo de 30 a 35 partes
por millón (ppm) en peso, en tanto que las especificaciones del papel aislante utilizado en los trans-
Módulo Nueve
CONTENIDO DE AGUA EN LA CELULOSA, PESO%
- Ocluida o absorbida en la celulosa del papel
y la madera, el papel secante (celulosa) tiene excelentes propiedades absorbentes/adsorbentes
frente al agua o soluciones acuosas.
Contenido de
agua en el aceite
6
20 PPM
5
4
10 PPM
3
5 PPM
2
1
0
10
20
30
40
50
60
Temperatura, °C
70
80
90
formadores de potencia admiten contenidos de
agua hasta de 8.0% en peso.
Efectos del sobrecalentamineto sobre
los elementos del sistema aislante del
transformador
Tanto los hidrocarburos, componentes de los aceites aislantes, como la celulosa, presente en el papel aislante, sufren un proceso lento de descomposición cuando se encuentran en contacto con el
agua y con los agentes atmosféricos: oxígeno y
luz solar; pero la forma en que se sucede la descomposición varía considerablemente en ambos
materiales.
Pues bien, lo que realmente nos interesa para el
tema que nos ocupa es la composición de los gases que se forman durante esos procesos de des-
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Aceites
composición, ya que así es posible compararla con
la de los gases que se forman durante las operaciones normales y anormales de los transformadores.
Resulta interesante indicar que en un aceite para
transformadores sometido a sobrecalentamiento
(temperaturas superiores a 500oC) sin ser sometido a esfuerzos o tensiones eléctricas de ninguna
clase, se observó desprendimiento de gases, cuyos análisis arrojaron la presencia en cantidades
apreciables de etileno, etano, metano y acetileno.
Las moderadas y altas temperaturas que se generan en las operaciones anormales y/o durante los
períodos de sobrecarga de los transformadores también causan descomposición o pirólisis en la celulosa de la cual se compone el papel aislante incluido en dichos equipos.
El mecanismo de esas reacciones es poco conocido, pero si es muy claro que los gases productos de esas reacciones son: hidrógeno, monóxido
de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO2), cuando se realiza en un medio no oxidante, aislado de
la atmósfera, como lo es el interior de un transformador.
Efecto de la sobrecarga eléctrica sobre
los elementos del sistema aislante del
transformador
El efecto de la sobrecarga eléctrica en la celulosa
es aparentemente insignificante. No obstante, la
sobrecarga eléctrica por sí sola, aún a temperaturas normalmente bajas, si puede producir efectos
Módulo Nueve
característicos en los aceites dieléctricos.
Los gases formados en el seno del aceite cuando
en él ocurre una descarga eléctrica son completamente diferentes a los vapores emitidos por el aceite
cuando se calienta y de los resultantes de la descomposición térmica de las moléculas de hidrocarburos. El análisis de esos gases muestra la
composición que se indica en el cuadro siguiente,
en volumen por ciento.
Se observa la presencia predominante de hidrógeno, monóxido de carbono y nitrógeno. El oxígeno
y el nitrógeno demuestran la presencia de aire
ocluido en el seno del aceite.
En vista de que el hidrógeno es explosivo en el
aire, dentro del rango del 10 y 66%, es latente el
peligro de una explosión producida por la ignición
en la atmósfera de los gases provenientes de la
descomposición del aceite.
Gases
Dióxido de carbono
Hidrocarburos pesados
Oxígeno
Monóxido de carbono
Hidrógeno
Nitrógeno
Metano
Volumen %
1.17
4.86
0.36
19.21
59.10
10.10
4.20
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Aceites
Efecto Corona
Si se establece una diferencia de potencial entre
dos conductores paralelos o concéntricos y posteriormente se aumenta esa diferencia de potencial, llegará un momento en que se producirá un
ruido o silbido que se hará más intenso a medida
que aumenta la diferencia de potencial.
Si se observa a los conductores en un recinto suficientemente oscuro se notará un halo fosforescente alrededor de estos conductores. Al mismo
tiempo se percibirá un olor característico de ozono. Estos efectos son debidos a la ionización del
aire presente en la cercanía de los conductores, lo
cual origina una disminución considerable de la
resistividad dieléctrica de los gases que lo forman:
nitrógeno y oxígeno, principalmente.
Los factores que favorecen la formación del efecto
corona son entre otros: una disminución de la presión barométrica decrece a su vez la densidad del
aire y reduce el voltaje al cual se inicia el efecto.
Un aumento de la temperatura del aire (o del gas)
disminuye también su densidad. Por otra parte el
polvo, la humedad y otras impurezas disminuyen
el voltaje al cual se inicia el efecto corona.
Vale la pena aclarar que el aceite para transformador puede contener, en condiciones de equilibrio
de saturación, entre 8 y 12% de aire, a temperatura ambiente. Conviene resaltar que al igual que el
aire que se encuentra en la cercanía de los conductores sometidos a elevados voltajes, los gases
que se forman durante las operaciones de los trans-
Módulo Nueve
formadores también se ionizan por el efecto corona.
Chispas y Arco Eléctrico
El efecto corona se inicia en la superficie misma
del conductor. Cuando el voltaje aumenta, el efecto corona se va extendiendo más y más hacia el
exterior y llega a tomar la forma de unas cerdas de
una brocha orientadas hacia los conductores.
Finalmente, si el voltaje crece suficientemente, la
ionización del aire se hace tan intensa que hace
colapsar su resistividad dieléctrica y entonces se
produce una descarga o chispa entre los conductores; que en condiciones atmosféricas normales
se estima en 30 Kv/cm.
Por la presencia del efecto corona en los transformadores hay formación de óxidos de nitrógeno y
óxidos de carbono (CO y CO2). Las descargas eléctricas originan ozono y amoniaco.
Efectos combinados de la presencia del
agua, el sobrecalentamiento y la energía
eléctrica sobre el sistema aislante de un
transformador
La presencia por separado de cada uno de los factores antes mencionados es imposible que se dé
en la operación de un transformador, ya que unos
se generan por la acción de los otros o al menos
adquieren intensidad como consecuencia de esa
acción. Por lo tanto, se puede afirmar que como
resultado de las interelaciones de esos factores
se originan una serie de fenómenos que pueden
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afectar severamente la condición normal de funcionamiento de un transformador. Entre esos fenómenos es importante destacar los siguientes:
- Pérdidas de corriente a través del sistema aislante debido a la presencia de agua, las cuales
se miden por el factor de potencia del sistema
aislante.
- Lonización de los gases presentes en el transformador, debido al efecto corona, y con esto la
consecuente formación de óxidos de nitrógeno
que, al combinarse con el agua, producen ácidos nitroso y nítrico que son fuertemente corrosivos.
Módulo Nueve
- Explosión del transformador como consecuencia de
la sobrepresión generada por la formación y/o combustión de gases combustibles.
- Incendio del transformador como consecuencia de
la presencia, en forma simultánea, de gases combustibles, altas temperaturas y fuentes de ignición.
La interelación existente entre estos factores y los
fenómenos producidos se ilustran en la figura siguiente.
SOBRECALEN
TAMIENTO
- Chispas entre conductores, como consecuencia de la disminución de la resistencia dieléctrica
del material que los separa, lo cual a su vez es
debido al efecto combinado de la ionización de
los gases y la presencia de agua en el sistema.
- Arco eléctrico entre conductores, como consecuencia de la disminución de la resistividad
dieléctrica de los componentes del sistema aislante.
DESCOMP.
ACEITE Y
CELULOSA
PRODUC.
HIDROGENO
ARCO
ELECTRONICO
PRODC.
GASES
COMBUST.
PRESENCIA
DEL
AGUA
CHISPAS
EFECTO
CORONA
SOBRECARGA
ELECTRICA
- Sobrecalentamiento localizado como consecuencia del contacto defectuoso entre componentes energizados, de las chispas y/o arco
eléctrico.
- Producción de gases combustibles como consecuencia de la descomposición del aceite aislante y la celulosa del papel.
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Aceites
No obstante, la necesidad evidente de minimizar
el efecto o influencia de cada uno de los factores,
la tendencia en el diseño de transformadores ha
sido reducir el tamaño de los equipos, con el consiguiente uso de menor cantidad de aceite. Si recordamos que, la principal función de un aceite
dieléctrico es la refrigeración, al disminuir su volumen se aumenta la probabilidad de recalentamiento del transformador. Lo anterior, combinado con la
práctica indeseable de sobrecargar los equipos,
por encima de su capacidad de diseño, acorta irremediablemente la vida útil de los transformadores.
Observando nuevamente el triángulo de causas y
efectos mostrado en la figura, que sirve de base
para el análisis de las fallas del sistema dieléctrico
o aislante de un transformador, se puede concluir
que existen dos síntomas muy importantes que
indican que algún problema se gesta dentro del
equipo y que pueden medirse con precisión sin
que sea puesto fuera de servicio. Esos síntomas
son:
a. El recalentamiento del equipo.
b. La producción de gases dentro del mismo.
El primer síntoma es fácilmente detectable con
sólo ver los indicadores de temperatura instalados
en el equipo y el segundo, aunque más complejo
de evaluar se soporta en el análisis de los posibles
gases disueltos en el aceite aislante y/o los acumulados en el espacio libre en la parte superior de
la carcaza del transformador.
Módulo Nueve
El sobrecalentamiento de un transformador es un
síntoma que no necesariamente indica que algún
problema se está gestando en el equipo, pues una
sobrecarga temporal puede ser la causa del recalentamiento. Lo que realmente debe preocupar son
los aumentos de temperatura permanentes y continuados, ya que ello puede indicar algún “punto
caliente” dentro del equipo, más conocido como
“sobrecalentamiento localizado”.
En algunas circunstancias se utilizan detectores
o analizadores de rayos infrarrojos para detectar
puntos calientes en un transformador sin sacarlo
de servicio.
Ya se ha visto como el sobrecalentamiento y la
presencia de agua en el transformador aceleran la
descomposición del aceite dieléctrico y de la celulosa, con la consiguiente producción de gases, la
mayoría de ellos combustibles.
El mecanismo de descomposición de los hidrocarburos, componentes del aceite, se ilustra en la
figura siguiente.
H2
Efecto Corona
CH 4 C 2H 6 C 3H 8
Chispas
CH 3
H H H H H H H H H H
H
H C C C C C C C C C C C C H
H
H H H
H H H H H H
C2H 5
CH 3
Calentamiento
Arco Eléctrico
C 2H 4 C 3H 6
C2 H 2
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Módulo Nueve
Nótese que el efecto corona es, aparentemente, el
responsable de la presencia de hidrógeno en los
gases combustibles que se producen en el transformador. De igual forma se estima que los puntos
o zonas calientes producidas por las chispas esporádicas son las que conducen a la formación de
metano, etano y propano. Además, cuando hay
arco eléctrico entre los conductores o entre estos
y la carcaza del transformador, se produce acetileno.
dióxido de carbono (CO2), agua (H2O) y monóxido
de carbono (CO). El proceso de descomposición
de la celulosa es normalmente activado por la acción bacterial, así como también por la presencia
de altas temperaturas.
En los transformadores de potencia, la alta temperatura es sin duda la causa fundamental de la descomposición de la celulosa, ya que el aceite aislante en el transformador es un medio anaeróbico
y menos propicio para el crecimiento bacterial. El
mecanismo de la reacción de descomposición de
la celulosa se ilustra en la figura.
Simultáneamente, con la descomposición del aislante líquido, puede existir descomposición del aislante sólido. La celulosa reacciona para producir
CO
C2 H5
H
C
O
H
OH
C
H
C
O
OH
C
OH
C
C
CH2 OH
OH
C
H H
O
H
C
H
CO2
H
C
H
C
O
CH2 OH
C
O
C
H
H
H
O
H
O
C H
H
C
H
O
C
OH
H2 O
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CROMATOGRAFIA DE GASES
La cromatografía de gases es una técnica empleada con bastante éxito para el diagnóstico predictivo
de fallas en los transformadores. Esta técnica se
ha soportado en el estudio de casos con transformadores que han fallado, transformadores con fallas incipientes, simulaciones de laboratorio y modelos estadísticos, que han conducido a establecer correlaciones entre el tipo de falla y los gases
generados en los transformadores, asociados a
dicha falla.
La interpretación de los resultados de un análisis
cromatográfico no es un asunto sencillo, pues requiere la integración de numerosos criterios. Algunos autores califican de arte el manejo adecuado
de la información cromatográfica, pues se puede
cometer el error de sacar de servicio una unidad
que se presume tiene indicios de falla, y comprobar posteriormente que dicha situación no existía,
o dejar en funcionamiento un equipo que va camino hacia la falla.
Módulo Nueve
de hidrocarburos en el aceite, debido a la presencia de alguna falla de tipo térmico o eléctrico. Los
gases producidos por este rompimiento pueden ser
detectados y analizados en una muestra de aceite. De esta manera fallas como la ionización, arco
eléctrico, sobrecalentamiento y pirólisis de la celulosa pueden ser detectadas con anterioridad a
otros síntomas.
Con base en lo anterior, los principales objetivos
del uso de esta técnica son:
- Monitorear los transformadores en servicio y obtener un aviso anticipado de una falla.
- Supervisar una unidad en operación que se presume tiene una falla incipiente hasta sacarla de
servicio para su reparación o
reemplazo.
- Indicar la naturaleza y localización de la falla.
- Asegurarse que un transformador recientemente
adquirido no presente ningún tipo de falla durante
el período de garantía.
Sin embargo, aquí se exponen algunos de los criterios más útiles y prácticos, los cuales pueden
ser de mucha utilidad en un momento dado, acudiendo en casos de necesidad a los expertos en la
materia para aclarar cualquier situación, o tomar
la más acertada decisión en una determinada condición particular.
- Tipos de Gases que se analizan, los principales gases disueltos que se consideran en un análisis cromatográfico son:
- Objetivos de una cromatografía de gases disueltos, la utilización del análisis de gases disueltos se basa en el rompimiento de las moléculas
Hidrógeno
: H2
Oxígeno + Argón
: O2 + A
Nitrógeno
: N2
Monóxido de Carbono : CO
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Aceites
Metano
: CH4
Dióxido de carbono
: CO2
Etileno
: C2H4
Etano
: C2H6
Acetileno
: C2H2
La unidad de medida son las partes por millón
(ppm), o sea un (1) centímetro cúbico de gas disuelto en 104 centímetros cúbicos de aceite.
Aunque algunos autores tienen en consideración
aspectos tales como el tipo de transformador, el
volumen de aceite, etc., se han establecido algunos límites o niveles de seguridad aceptables, los
cuales se resumen en la tabla que a continuación
se presenta.
Módulo Nueve
CO2
Menos de 100N + 1500
TGC Menos de 110N + 710
TGC : Total de Gases Combustibles presentes en
el aceite.
N
: Número de años en servicio
En transformadores de potencia se consideran niveles serios de seguridad cuando se llega a valores entre 5 y 10 veces más altos que los datos de
la tabla.
Para transformadores de medida cuando están entre 10 y 50 veces.
GAS CONCENTRACION DISUELTA (PPM)
- Velocidad de Generación de Gases, este es
uno de los criterios de apoyo más importantes y
útiles para definir con alguna certeza la seriedad
de una falla. La tabla que aparece a continuación
muestra los valores de velocidad de generación de
gases para condiciones normales y para condiciones de cuidado.
H2
Menos de 20N + 50
VELOCIDAD DE GENERACION DE GASES
CH4
Menos de 20N + 50
LIMITES PERMISIBLES DE CONCENTRACION DE GASES DISUELTOS
C2H6 Menos de 20N + 50
C2H4 Menos de 20N +50
C2H2 Menos de 5N + 10
CO
Menos de 25N + 500
GAS VEL. NORMAL
LIMITE DE ACCION
H2
Menos de 5 cc/día
Más de 100 cc/día
CH4
Menos de 2 cc/día
Más de 300 cc/día
C2H6 Menos de 2 cc/día
Más de 300 cc/día
Más de 300 cc/día
Más de 50 cc/día
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Aceites
CO
Menos de 100 cc/día Más de 500 cc/día
CO2
Menos de 300 cc/día Más de 1000 cc/día
Los gases disueltos en el aceite son extraídos por
medio del vacío. Los requerimientos de la metodología de extracción deben cumplir que:
- El equipo sea capaz de extraer al menos el 97%
de los gases disueltos.
Módulo Nueve
también presenta una mayor capacidad de extracción de gases que el tipo torricelly pero ligeramente inferior al tipo bomba toepler.
Extractor de gas tipo Torricelly
A conexión a bomba de vacío y a muestreo de gas
B indicador de gas (bureta)
C tubo de desgasificación
D tubo corrector
E depósito de mercurio
- El equipo evite que los gases extraídos se disuelvan nuevamente en el aceite.
- El equipo suministre un vacío estricto.
En el caso de una extracción completa los resultados del análisis de gases podrán relacionarse
directamente con la cantidad de gases contenida
en el transformador.
Diferentes tipos de equipos son utilizados para la
extracción de los gases, entre los cuales se tienen: Extractor de gas tipo torricelly, cuya gran
ventaja es la simplicidad de su construcción pero
su capacidad de extracción es muy baja; el
extractor de gas tipo bomba toepler, que tiene
la mayor eficiencia en la extracción de gases pero
su complicada estructura y el manejo de un gran
volumen de cristalería de laboratorio lo hacen solo
aplicable en procesos que requieran alta precisión;
y el extractor de gas tipo burbujeo, que tiene
su principal ventaja en la poca manipulación de la
muestra y la disposición inmediata de los gases
extraídos, a través de una conexión permanente al
cromatógrafo de gases. El extractor tipo burbujeo
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Aceites
Módulo Nueve
Extractor de gas tipo bomba Toepler
A indicador de nivel de aceite (bureta)
B cámara de desgasificación
C bomba de mercurio
D bomba Toepler
E tubo conector de gas
F indicador de gas (bureta)
G serpentín probador de gas
M manómetro de mercurio
S agitador magnético
V bomba de vacío
Extractor de gas tipo burbujeo
A colector de gas
B cámara de burbujeo
C agitador magnético
D cilindro de gas
E regulador de flujo
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Aceites
Tal como se aprecia en la figura, el extractor tipo
burbujeo se encuentra constituido por una cámara
de burbujeo donde es depositado el aceite directamente de la botella de muestreo. En esta cámara
la muestra de aceite es sometida a un burbujeo
continuo de un gas inerte en tal forma que ocasiona la liberación de los gases disueltos en el aceite. Estos gases son posteriormente recolectados
y medidos en el cromatógrafo.
Módulo Nueve
Sobrecalentamiento del aceite:
Los productos de descomposición incluyen
Etileno (C2H4), Acetileno (C2H2) y Metano (CH4),
junto con Etano (C2H6) y trazas de los demás
gases.
El gas característico es el Etileno. La figura siguiente ilustra esta condición.
70
60
Antes de avanzar en la definición del diagnóstico
es importante verificar el nivel de seguridad teniendo en cuenta el valor de TGC (total de gases combustibles).
50
En general se pueden agrupar las fallas en dos
clases principales:
1. Fallas térmicas
2. Fallas eléctricas
Existen varios métodos para determinar el tipo de
falla que se puede estar presentando. Vamos a
reseñar tres de los principales, los cuales se complementan entre sí, ellos son:
- Método del gas característico: Se basa en
análisis y pruebas realizadas con transformadores
fallados, y en simulaciones de laboratorio. La presencia predominante de un gas (gas característico) es un indicador del tipo de falla, térmica
(sobrecalentamiento del papel o del aceite), o eléctrica (arco eléctrico o efecto corona).
% Combustibles
Definición del tipo de falla
40
30
20
10
0
CO
H2
CH4
C2H6
C2H4
C2H2
Sobrecalentamiento del papel:
Cuando ocurre esta falla se desprenden grandes
cantidades de monóxido y dióxido de carbono.
Cuando la falla involucra una estructura impregnada de aceite se detecta también la presencia de
Metano y Etileno.
Si tenemos en cuenta que la celulosa se carboniza completamente a 150oC, no es sorprendente
encontrar cierta degradación que tiene lugar a la
temperatura de operación normal del transforma-
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dor. Esta degradación conduce a un incremento
en la rata de producción de CO y CO2 pero la relación
CO/CO2 se mantiene en una estrecha banda entre
0,1 y 0,3. Un sobrecalentamiento prolongado tiende a incrementar la mencionada relación, por tanto, niveles altos de los gases característicos acompañados de una alta relación CO/CO2 es un síntoma evidente de que la celulosa está
sobrecalentada.
El gas característico es el monóxido de carbono
(CO).
100
80
encontrará también CO y CO2.
El gas característico es el Acetileno (C2H2).
70
60
50
40
30
20
10
CO
H2
CH4
C2H6
C2H4
C2H2
Efecto Corona:
70
% Combustibles
Módulo Nueve
0
90
Descargas eléctricas de baja energía producen
normalmente Hidrógeno y Metano, con pequeñas
cantidades de Etano y Etileno. Cantidades comparables de CO y CO2 pueden aparecer por descargas en la celulosa.
60
50
40
30
20
En algunos casos, cantidades significativas de Hidrógeno se forman por la presencia excesiva de
agua en áreas críticas del transformador.
10
0
% Combustibles
Aceites
CO
H2
CH4
C2H6
C2H4
C2H2
Arco Interno:
Cuando se presenta este tipo de falla se generan
grandes cantidades de Hidrógeno y Acetileno, con
cantidades menores de Metano y Etileno. Como
se dijo antes, si la celulosa está comprometida se
El gas característico es el Hidrógeno (H2).
Como se puede concluir fácilmente de las figuras,
cuando se tienen fallas de tipo eléctrico (arco o
efecto corona), siempre está presente el Hidrógeno. Este es un gas muy peligroso ya que puede
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Aceites
100
Módulo Nueve
GUIA DE INDICADORES DE DETERIORACION
90
70
INDICADOR
Monóxido de Carbono
Dióxido de Carbono
SIMBOLO
CO
CO2
TIPO DE DETERIORO
Envejecimiento del papel
Corona en el papel
60
Hidrógeno
H2
Corona en el aceite
Metano
Etano
Etileno
Hidrógeno
CH4
C2H6
C2H4
H2
Descomposición térmica
del Aceite a
temperaturas
menores de 250oC
Acetileno
Hidrógeno
C2H2
H2
80
% Combustibles
50
40
30
20
10
0
CO
H2
CH4
C2H6
C2H4 C2H2
conducir a la explosión del transformador.
El cuadro siguiente es un resumen o guía de los
gases indicadores de fallas térmica o eléctrica en
el transformador.
El cuadro siguiente es un resumen o guía de los
gases indicadores de fallas térmica o eléctrica en
el transformador
Algunos métodos consideran que no siempre la
sola presencia de los gases claves o característicos son suficientes para determinar la gestación
de una determinada falla en los equipos, sino que
asocian la posible falla con la relación de los volúmenes de los gases producidos en el transformador, por ejemplo, etano/etileno, hidrógeno/acetileno, etc. Cabe destacar que su aplicación es menos frecuente y solo los vamos a mencionar:
Arco eléctrico a
través del Aceite
a. Método de las relaciones de dornenburg.
b. Método de las relaciones de Rogers.
Es necesario enfatizar que las solas relaciones de
gases no pueden ser usadas como único criterio
para evaluar la condición del transformador puesto
que ellas no contienen la información sobre la severidad de la falla. Se requiere entonces tener en
cuenta otras consideraciones tales como el TGC,
la velocidad de generación de gases, etc.
Para una adecuada interpretación de un reporte
cromatográfico y, como guía de acción, se recomienda seguir el siguiente diagrama de flujo.
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Aceites
Módulo Nueve
COMPARE LOS VALORES EN PPM
CON LOS DE LA TABLA
VALORES MENORES
QUE TABLA
TRANSFORMADOR
NORMAL
FRECUENCIA NORMAL
DE MUESTREO
UNO O MAS VALORES MAYORES
QUE LOS DE LA TABLA
(Ignore CO Y CO2)
MAS DE
10 VECES
MAS DE
5 VECES
REPITA MUESTRA
EN
2 SEMANAS
REPITA MUESTRA
EN
6 SEMANAS
VALORES CO Y CO2
MAYORES QUE TABLA
REPORTE NORMALIDAD
PUEDE INDICAR
SOBRECALENTAMIENTO
NO SERIO. REPITA
MUESTRA AL MENOS
1 VEZ/AÑO
CALCULE LA VELOCIDAD DE
GENERACION DE GASES SEGÚN LA
TABLA
SI VELOCIDAD SIGNIFICATIVA,
CALCULE LAS RAZONES Y ESTABLEZCA
EL TIPO DE FALLA
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Aceites
De acuerdo con los resultados obtenidos durante
el programa periódico de inspecciones, que
involucra evaluaciones tanto para el aceite como
para el transformador, es posible adoptar una de
las siguientes alternativas con el objetivo de prolongar el tiempo de servicio de ambos elementos:
1. Secado del aceite.
2. Reacondicionamiento del aceite.
3. Cambio del aceite.
4. Secado del sistema dieléctrico.
5. Eliminación del lodo depositado en el transformador.
6. Limpieza y reparación del transformador, operación que incluye el desembaulado del equipo.
Para nuestro campo de acción nos ocuparemos
de las cinco primeras operaciones, ya que en la
última se incluyen actividades que escapan al propósito de este trabajo.
Secado del aceite:
El secado del aceite se recomienda cada vez que
su rigidez dieléctrica ha bajado a un nivel igual o
menor que el voltaje de diseño del transformador.
Por lo general, la humedad en el aceite es una
causa frecuente de recalentamiento del equipo
donde se utiliza, lo cual a su vez favorece la fijación o disolución de humedad atmosférica en el
aceite, pues como se sabe la solubilidad del agua
en el aceite aumenta con la temperatura.
Módulo Nueve
El secado del aceite puede hacerse mediante las
operaciones convencionales siguientes:
a. La filtración del aceite húmedo a través de un
medio secante o hidrófilo.
b. La evaporación al vacío del agua contenida en el
aceite.
c. La combinación de (a) más la evaporación al
vacío del aceite filtrado.
La filtración del aceite a través de un medio secante (papel seco o arcilla activada) no sólo disminuye la cantidad de humedad contenida en el aceite
(disuelta o suspendida) sino que también elimina
las partículas sólidas de lodo suspendidas en él,
con lo cual se disminuye considerablemente el
grado de acidez del aceite. No obstante, el grado
de secado obtenido con estos procesos de filtración dependerá en gran medida de la humedad relativa originalmente contenida en el medio secante
utilizado. Un control continuo del contenido de agua
del aceite a la salida es muy útil para verificar la
eficiencia del proceso.
Uno de los equipos ampliamente utilizados en la
filtración del aceite es el filtro prensa, conformado
por una serie de placas de papel secante, a través
de las cuales se hace circular el aceite repetidamente hasta reducir su nivel de humedad a valores
aceptables. Mediante este método se pueden alcanzar niveles mínimos hasta de 30 ppm.
Otro método generalizado y eficiente para eliminar la humedad contenida en el aceite dieléctrico
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Aceites
consiste en una evaporación o deshidratación al
vacío y a moderadas temperaturas. Con este método la humedad se reduce a niveles más bajos
que los obtenidos con los procesos de filtración,
por ejemplo hasta 15 ppm, pero no se logra eliminar los sólidos suspendidos en el aceite.
Por tal razón, si el aceite contiene materias sólidas se aconseja filtrarlo antes de tratarlo en vacío.
El tratamiento al vacío y a alta temperatura de los
aceites minerales inhibidos puede llegar a eliminar
parcialmente los inhibidores de oxidación comúnmente utilizados, di-iso-butil-para-cresol y el di-isobutil-fenol, que son más volátiles que el aceite mineral.
Como elemento de precaución y guía para usar
este método, se presenta el cuadro siguiente, donde se indican las condiciones de temperatura y
presión, que pueden ser las más apropiadas para
la mayor parte de los tratamientos de aceites minerales inhibidos.
TEMPERATURA (oC) PRESION DE VACIO (Pa)
40
5
50
10
60
20
70
40
80
100
Módulo Nueve
Reacondicionamiento o Regeneración del
aceite:
Si además de una baja rigidez dieléctrica, se observa un alto número de neutralización (0,3 o más)
y una baja tensión interfacial (20 o menos), el aceite
debe ser tratado hasta obtener valores permisibles
para la operación normal del equipo.
El reacondicionamiento del aceite debe restablecer el factor de potencia a un valor
que en ningún caso debería ser mayor de 0,3 a
100 oC. Una guía práctica y rápida para saber si el
aceite debe ser reacondicionado, es cuando el
color, medido mediante el método ASTM D-1500,
es igual o mayor de 2,5.
La regeneración del aceite busca eliminar de éste,
por medios químicos y absorbentes, los agentes
contaminantes ácidos, los lodos y, en general, los
productos de degradación, con el fin de obtener un
aceite en el cual la mayoría de sus características
sean similares a las del aceite nuevo.
Proceso por Absorción:
El material más utilizado y por otra parte el menos
costoso es la tierra “fuller", que es una arcilla natural. Generalmente, la regeneración se efectúa
mediante uno de los dos métodos siguientes:
- Filtrar a través de un lecho de arcilla, ya sea por
gravedad o bajo presión.
- Poner en contacto, a temperatura elevada, el aceite con la arcilla finamente dividida.
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Aceites
El principio general de la filtración bajo
presión es similar al de la filtración por
gravedad excepto que se utiliza una
bomba para hacer circular el aceite a
través de la arcilla. Los equipos empleados para tal fin pueden tratar grandes volúmenes de aceite en un tiempo relativamente corto y funcionan forzando a pasar el aceite a través de un
lecho de arcilla de poco espesor (profundidad), a una presión aproximada
de 400 KN/m2, en un tiempo de contacto bastante corto.
Como la cantidad de arcilla es poca
respecto a la cantidad de aceite, la
arcilla debe ser reemplazada frecuentemente.
La filtración por gravedad utiliza la fuerza de gravedad o la presión
hidrostática de una columna de aceite, para hacer pasar el aceite a través
de una columna de arcilla. La figura
representa esquemáticamente un sistema tipo de filtración por gravedad.
El tanque superior es utilizado como
recipiente del aceite usado, el de la
mitad como filtro que contiene la tierra fuller y el tanque inferior como cámara de mezcla para el aceite filtrado, con el fin de obtener un producto
con características uniformes después
del filtrado.
Módulo Nueve
3
3
6
10
1
2
11
7
3
4
8
10
9
5
1. Cuba de almacenamiento del aceite usado
2. Aceite
3. Abertura de inspección
4. Agitador
5. Mezclador y cuba almac. del aceite tratado
6. Válvula con flotador
7. Lecho de arcilla
8. Tejido filtrante
9. Rejilla soporte
10. Válvula
11. Filtro a tierra fuller
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Aceites
El tratamiento es controlado midiendo, periódicamente, la acidez y la tensión interfacial. Mediante
este método el aceite puede ser tratado hasta lograr el grado de pureza deseado. En una instalación como la mostrada en la figura el flujo es lento,
aproximadamente 400 litros por hora por metro
cuadrado de la sustancia filtrante. Como resultado de la baja tasa de flujo se tiene un tiempo de
contacto relativamente largo, lo cual garantiza una
eficiente utilización de la arcilla.
En el proceso por contacto para la regeneración
de aceite, se usa también tierra fuller con una
granulometría de 77/cm y 96/cm y temperaturas
de operación relativamente altas, por lo general de
60oC y 70oC. Este proceso optimiza el uso de la
tierra y proporciona un producto uniforme.
El grado de regeneración depende de la cantidad
de tierra usada, lo que se determina mediante un
análisis del estado de deterioro del aceite.
0.05
0.10
0.15
0.20
0.20
0.30
0.40
0.15
0.50
0.60
0.80
0.10
1.00
0.05
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
1.4
1.6
1.8
NUMERO DE NEUTRALIZACION DEL ACEITE A TRATAR
2.0
No DE NEUTRALIZACION DESEADO
ARCILLA ACTIVADA Kg/Litro
0.25
Módulo Nueve
Normalmente, se introducen el aceite y la tierra
fuller en una cámara mezcladora caliente. La mezcla se agita al mismo tiempo que se calienta hasta la temperatura deseada. Luego, el aceite es
transferido a un tanque antes de ser bombeado a
través de un filtro especialmente diseñado para retener la tierra. Una gran parte del aceite retenido
en la tierra es recuperado aplicando aire comprimido al filtro.
La selección de un método de regeneración que
se revele como el más práctico y económico para
un sistema dado depende de la situación y característica geográfica donde se encuentra la red, de
los dispositivos existentes para efectuar el tratamiento, de las características de los diferentes tipos de equipos de regeneración y de los métodos
descritos anteriormente.
Independientemente del tipo de regeneración por
arcilla utilizado es conveniente prever dos operaciones auxiliares al tratamiento:
a. Eliminar el agua libre del aceite antes que éste
entre en contacto con la arcilla, para evitar humedecerla y causar un bloqueo parcial o posiblemente
total de la arcilla, lo que obligaría a deshacerse de
ese lote de material secante.
b. Es conveniente que el aceite que sale del
regenerador a la arcilla pasé a través de un
deshidratador automático herméticamente cerrado para evitar la presencia de agua en el producto
final. Esto es particularmente cierto, cuando el
aceite circula dentro del transformador y, absolu-
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tamente indispensable, si la regeneración se efectúa en el momento en que el transformador esté
energizado.
Existen otros métodos de regeneración conocidos,
como es la regeneración por fosfato trisódico, por
carbón activado y silicato de sodio y también, la
filtración por termosifón mediante derivación estando el transformador en servicio.
Cambio del aceite:
Esta decisión debe adoptarse cuando no se logra,
con la regeneración del aceite, restablecer el valor
de sus propiedades a valores permisibles por la
norma ASTM.
Las normas que han establecido la mayoría de los
usuarios contemplan los siguientes parámetros y
sus límites:
Para equipos que operan por debajo de 50 kV:
En estos casos el aceite debe descartarse cuando, por lo menos, una de las siguientes pruebas
sobrepasa los valores que se indican a continuación:
a.Color,
ASTM D1500
5
b.Acidez total,
ASTM D974
0,7 mgKOH/g
c.Factor de potencia 60 Hz/100 oC
ASTM D924
0,3%
d.Contenido de agua,
ASTM D1315
55 ppm
e.Tensión interfacial,
ASTM D971
15 dinas/cm
Máx.
Máx.
Máx.
Máx.
Min.
Módulo Nueve
Para equipos que operan por encima de 50 kV:
En estos casos el aceite debe descartarse cuando, por lo menos, una de las siguientes pruebas
sobrepasa los valores que se indican a continuación:
A. Color,
ASTM D1500
3
Máx.
B. Acidez total,
ASTM D974
0,25 mgKOH/g
Máx.
C. Factor de potencia 60 Hz/100oC
ASTM D924
0,3%
Máx.
D. Contenido de agua,
ASTM D1315
30 ppm
Máx.
E. Tensión interfacial,
ASTM D971
20 dinas/cm 2
Min.
Si consideramos los conceptos discutidos previamente, se deduce que el cambio de aceite no ayuda mucho en el mantenimiento preventivo del transformador, ya que no disminuye en forma significativa las cantidades de agua y lodo que pudieran
existir en su interior. El cambio de aceite sólo se
justifica cuando dicha operación va acompañada
de un “flushing”o lavado con aceite nuevo a alta
temperatura, con lo cual se eliminaría parte del agua
y del lodo contenido en el equipo.
En efecto, cuando el nivel de degradación del aceite es muy avanzado, es decir cuando ya el lodo ha
comenzado a precipitarse en el interior del equipo,
y/o cuando la celulosa ha logrado acumular una
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considerable cantidad de agua, el sólo cambio de
aceite no modifica mucho la condición del transformador, particularmente porque el 99,75% del
agua contenida en el equipo se encuentra disuelta
en la celulosa del papel dieléctrico.
De cualquier manera, durante el cambio del aceite
de un transformador es oportuno tener en cuenta
lo siguiente:
a. Drenar al máximo el aceite contenido en el equipo.
b. Procurar que el cambio de aceite se lleve a cabo
en un ambiente seco o de baja humedad relativa.
La temperatura del aceite debe ser lo más cercana a la del ambiente, pues si es inferior, el aceite
condensará en su seno la humedad ambiental, y
si es superior, tiende a saturarse con ella.
c. Evitar la exposición prolongada del núcleo del
transformador al aire húmedo o a cualquier otro
gas con una humedad relativa igual o mayor al 85%.
En tal sentido conviene mencionar que esa exposición al aire húmedo debería mantenerse entre
los límites indicados abajo, a fin de evitar que el
papel y la madera que forman parte del núcleo del
transformador fijen la humedad contenida en el aire.
Módulo Nueve
MAXIMA EXPOSICION DE UN NUCLEO DE UN
TRANSFORMADOR AL AIRE HUMEDO
CAPACIDAD DEL HUMEDAD RELATIVA DEL AIRE
TRANSFORMADOR MENOS DE 85 MAS DE 85%
Menos de 50kV
30 horas
25 horas
50-125 kV
25
15
126-250 kV
15
10
251-500 kV
10
8
Más de 500 kV
8
5
Secado del sistema dieléctrico:
Esta operación consiste básicamente en repetir,
las veces que se requiera, el secado del aceite
con temperaturas moderadas y alto vacío.
Si el aceite seco se bombea a un transformador
que tiene el núcleo húmedo, al estar en contacto
con la humedad se saturará nuevamente con agua,
retirándola del núcleo. El número de veces que
hay que circular el aceite a través del transformador depende de la cantidad de humedad contenida
en su núcleo y también de la temperatura del aceite que se circula. Es decir, mientras más seco y
más caliente esté el aceite será mayor la cantidad
de agua extraída a cada paso.
La operación se repite hasta que el contenido de
humedad del aceite que entra y sale del transformador es más o menos la misma, o sea haya alcanzado el grado de humedad deseado.
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Es bueno recordar que el aceite no debe calentarse por encima de 90oC pues de lo contrario se acelerará el proceso de oxidación del aceite. Una vez
el aceite ha sido utilizado en una operación de
secado de un transformador, debe determinársele
el contenido de inhibidor de oxidación (si era un
aceite inhibido) y reponerle el que se ha gastado.
En algunas oportunidades se utiliza una carga de
aceite nada más para lavar y secar el transformador y, en este caso, el aceite puede calentarse a
mayores temperaturas (100-120 oC), ya que posteriormente el transformador se cargará con aceite
nuevo.
Eliminación del lodo del transformador:
Es indudable que la operación más compleja de
mantenimiento que se puede hacer en un transformador, sin desembaularlo o sacarlo de su caja de
protección, es su limpieza interna, ya que ello incluye:
a. El secado y eliminación del lodo suspendido en
el aceite.
b. La solubilización en el aceite del lodo depositado en el transformador y su posterior eliminación.
Conviene aclarar que tanto ésta, como las demás
operaciones de mantenimiento ya reseñadas, pueden ser realizadas en el sitio donde se encuentra
instalado el transformador y aún con el equipo
energizado. Una vez que el lodo empieza a depositarse en las partes energizadas del transforma-
Módulo Nueve
dor, ya no es posible removerlo sino mediante la
recirculación de aceite caliente a través de su núcleo o desembaulando el equipo y lavándolo con
un solvente adecuado.
En el diagrama siguiente se ilustra una planta de
mantenimiento compacta para limpieza interna de
transformadores, que incluye: Bomba de
recirculación, calentador, secador al vacío, filtros
de arcilla o cualquier otro material absorbente, dosificador de inhibidor, filtro micrométrico, tanque
auxiliar, mangueras flexibles y todos los instrumentos de indicación, regulación y análisis necesarios
para vigilar o verificar la operación.
Para ajustar la temperatura de operación de la planta de tratamiento es muy importante conocer el
punto de anilina del aceite que se utilizó para el
llenado del transformador, ya que dicha variable
indica la temperatura a la que el lodo depositado
en el transformador se hace soluble en el aceite.
Si recordamos, por definición, el punto de anilina
de un aceite dieléctrico es la temperatura a la cual
iguales volúmenes de aceite y anilina se hacen
completamente solubles el uno en la otra, o viceversa.
La anilina, las resinas y, por lo tanto, los lodos que
se forman de la degradación u oxidación de los
hidrocarburos, tienen una solubilidad muy semejante frente al aceite, de lo cual se deduce que
para disolver los lodos depositados en el transformador hay que calentar el aceite por encima de su
punto de anilina.
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Módulo Nueve
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA
ENTRADA
BOMBA DE
VACIO
INHIBIDOR
BOMBA DE
ENTRADA
BOMBA DE
SALIDA
C
FILTRO
PARA
SOLIDOS
TRANSFORMADOR
A CALENTADOR
FILTROS DE
ARCILLA
B
SECADOR
AL VACIO
FILTRO
MICROMETRICO
PLANTA DE TRATAMIENTO
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Aceites
Sección Tres
LUBRICANTES SHELL PARA TRANSFORMADORES
Shell Diala
La familia Shell Diala son aceites dieléctricos con
excelentes propiedades de estabilidad a la oxidación, para aplicaciones en donde se requiere una
rápida transmisión de calor.
Su campo de aplicación es, principalmente, en
transformadores de potencia y distribución, pero
también pueden ser usados en interruptores de
potencia en baño de aceite, equipos de rayos x,
condensadores, y en general todo sistema que
requiera el empleo de aceites dieléctricos.
Módulo Nueve
requerimientos de la norma ANSI/ASTM 3487, en
la que se especifican dos tipos de aceite denominados tipo I y tipo II.
Shell Diala A es un aceite tipo I que posee excelentes propiedades naturales contra la oxidación,
otorgándole un desempeño excepcional en equipos que no requieren aceites inhibidos. Para condiciones más severas, que requieren una mayor
resistencia a la oxidación, se recomiendan los
aceites tipo II, tal como Shell Diala AX que contiene aprox. un 0.2% en peso de aditivo inhibidor y
en ningún caso más del 0.3 %.
La tabla muestra las cifras típicas de los aceites
Shell Diala A y AX.
La familia Shell Diala está conformada por los
aceites Shell Diala A y Shell Diala AX . Poseen
buenas propiedades refrigerantes debido a su baja
viscosidad, lo cual facilita la disipación del calor
generado en los transformadores. Además, tienen
excelente estabilidad química y a la oxidación,
permitiendo amplios períodos de funcionamiento
debido a su resistencia a la formación de lodos y
ácidos.
Un aspecto importante es que los aceites Shell
Diala están libres de PCB (polyclorinados
Bifenilos), elemento altamente tóxico y contaminante al medio ambiente.
Los aceites Shell Diala cumplen y exceden los
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Módulo Nueve
CIFRAS TIPICAS SHELL DIALA
PRUEBAS
METODO ASTM
Densidad @ 15oC, Kg/l
Viscosidad @ 40oC, cSt.
Viscosidad @ 100oC, cSt.
Punto de inflamación (Copa abierta),oC
Punto de fluidez,oC
Punto de anilina,oC
Tensión interfacial @ 25oC, Dinas/cm
Tensión de impulso, *Kv
Tendencia formación de gases. Microl/min 80oC
Valor de neutralización, mg KOH/g
Lodos a las 164 h, %peso, máx.
Rigidez dieléctrica*, Kv
Factor de potencia a 60 Hz. @ 25oC
Factor de potencia a 60 Hz. @ 100oC
D-1298
D-445
D-445
D-92
D-97
D-611
D-971
D-3300
D-2300B
D-974
D-2440
D-1816
D-924
D-924
A
AX
0.885
9.7
2.3
148
-50
74
46
186
15.6
0.01
0.2
>56
0.01
0.07
0.885
9.7
2.3
148
-50
74
46
186
9.9
0.01
0.2
>56
0.01
0.07
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Aceites
Módulo Nueve
SUPERIORIDAD REGIONAL DE
CALIDAD SHELL DIALA A Y SHELL
DIALA AX / BENCH MARKING
Realizado el sondeo de mercado de los aceites
dieléctricos disponibles en el área del norte de
suramérica se encontró que los aceites Shell Diala
A y Shell Diala AX superan los sustitutos comercializados por la competencia y por ende garantizando un mayor confiabilidad de operación y
mantenibilidad de los equipos eléctricos en todos
los especificaciones técnicas en general, pero
destacandose las siguientes:
los aceites no provenientes de la refinación de los
crudos WTI, especialmente obtenidos en la zona
sur de los EEUU, los cuales arrojan cifras riesgozas
de formación de gases potencialmente explosivos
arriba de valores de 27.
Punto de anilina, oC ASTM D-611 =74: Este valor
garantiza que el aceite puede ser mantenido o procesado por los equipos auxiliares de transformadores sin comprometer la pirolisis del papel que
se encuentra dentro de los mismos, frente a los
aceites de la competencia cuyos valores de punto
de anilina son mayores a 80°C.
Tensión de impulso, *Kv ASTM D-3300=186:
Mayor a la de los aceites de la competencia que
se encuentra por el límite máximo de 165°C, lo
anterior permite al transformador mayor resistencia a la inducción de arco eléctrico por descargas
eléctricas bajo condiciones de tormenta.
Tendencia formación de gases. Microl/min
80oC ASTM D-2300B=15.6(Shell Diala A) =9.9
(Shell Diala AX): Es muy inferior a la reportada frente
a las pruebas de la Doble Eng/USA, por parte de
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Sección Cuatro
Módulo Nueve
servicio de almacenamiento de aceites aislantes ,
como precaución adicional para evitar una posible
contaminación.
MANEJO DE ACEITES DIELECTRICOS
Precauciones en el Almacenamiento
Con el fin de asegurar un servicio satisfactorio, es
esencial tomar un máximo de precauciones tanto
en la manipulación, envase y almacenamiento del
aceite dieléctrico como durante su transvase a los
equipos. Igualmente, se requiere tener un máximo
cuidado en el momento de la toma de muestra del
aceite usado, pues cualquier contaminación, particularmente con humedad del medio ambiente,
puede conducir a diagnósticos erróneos sobre la
condición del aceite.
No solo en el almacenamiento sino en el transporte de estos aceites, la limpieza de carros-tanque y
tambores es mantenida cuidadosamente, y en
ambos casos, no son llenados durante tiempo lluvioso o en que la humedad sea muy alta. Los tanques y los tambores son cerrados herméticamente para minimizar la entrada del aire.
Precauciones en la Refinación
Aunque el agua es el contaminante más común,
no es el único. El polvo presente en el ambiente y
otras impurezas, también afectan a las propiedades eléctricas de los aceites. Reconociendo la
extrema importancia de la pureza, los fabricantes
deben hacer todo lo posible por producir y entregar
a los usuarios aceites aislantes que estén secos
y limpios.
Como paso final en su proceso de manufactura, el
aceite se hace circular a través de filtros especiales para remover las posibles cantidades de agua
libre o disuelta. La deshidratación o secado es
seguida por la transferencia del aceite a tanques
especiales que no solo deben estar limpios y secos, sino que están dedicados exclusivamente al
El agua es el contaminante más común y uno de
los más indeseables. Puede penetrar un tambor o
recipiente donde se envase el aceite a través de la
más mínima abertura o mediante el proceso normal de respiración causado por la expansión y
contracción del aire en el recipiente mismo. Este
aire, en pequeñas o grandes cantidades, se encuentra en la parte superior de cualquier recipiente
y durante el tiempo frío del día, tiende a contraerse
aspirando aire adicional a través de cualquier conexión o tapa que no esté herméticamente sellado. Al mismo tiempo, la baja temperatura puede
causar que la humedad se condense, formándose
góticas de agua que contaminen el aceite. Después, cuando la temperatura ambiente aumenta
también se incrementa la temperatura y la presión
del aire dentro del recipiente, siendo expulsado del
mismo y dando a lugar a que una nueva carga de
aire húmedo ingrese al recipiente tan pronto la temperatura vuelve a descender.
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Los aceites dieléctricos envasados en tambores
deben ser almacenados bajo techo donde no estén expuestos a la inclemencia del tiempo y a cambios de temperatura. Los tambores deben ubicarse en un nivel superior al del piso y es conveniente
colocarlos en posición vertical pero invertidos, de
tal manera que la tapa siempre quede en la parte
inferior, cubierta de aceite, para que la presión ejercida por el fluido sobre la tapa impida el ingreso de
aire o agua a través de ésta. Sin embargo, el almacenamiento en tambores no siempre es satisfactorio, particularmente cuando estos han sufrido
golpes, choques u otros desgastes durante el almacenamiento o transporte.
Aunque se hayan tomado todas las precauciones
necesarias para garantizar la entrega de un aceite
limpio y seco, es fundamental que igual o mayor
cuidado se tenga durante la descarga del producto.
Si el aceite dieléctrico se entrega a granel,los primeros 10 galones, más o menos, que se saquen
del fondo del compartimento (carro-tanque) deben
eliminarse. Si alguna contaminación ocurre durante el transporte, esta es la porción que puede contener agua y su eliminación es una buena inversión para mantener la calidad.
Solamente líneas cortas y limpias deben usarse
para mover el aceite al tanque de almacenamiento. Ni líneas ni tanques deben ser usados para otros
propósitos y ambos deben mantenerse bajo rigurosas condiciones de limpieza. Los tanques de
almacenamiento deben poseer líneas de venteo con
Módulo Nueve
filtros que eviten la entrada de humedad y otros
contaminantes.
Precauciones durante el llenado
En el llenado de transformadores y otros equipos
eléctricos, los interiores deben ser inspeccionados para verificar que estén limpios y secos. Para
excluir aire y humedad, generalmente, los transformadores grandes, se ponen bajo vacío, o se
cargan con gas seco e inerte antes de llenarlos
con aceite. La operación de eliminar el aire y la
humedad a menudo se continúa con un ligero calentamiento del aceite antes de aplicarlo.Después
de llenado, el aceite puede sellarse en el espacio
libre con un gas inerte o en la respiración del transformador se puede colocar un desecante para secar cualquier cantidad de aire que pueda entrar al
espacio libre que haya entre el aceite y la parte
superior del condensador. Se recomienda insistentemente que el aceite se filtre durante la transferencia de un tanque o un tambor al equipo eléctrico.
Precauciones durante el servicio
Aún en las unidades selladas, la probabilidad de
contaminación no se elimina por completo. Aparte
de que el polvo y el agua disminuyen las propiedades eléctricas, el contacto con el aire tiende a degradar las propiedades físicas del aceite. Si recordamos, la presencia del aire causa la oxidación,
especialmente a temperaturas altas, y la oxidación es responsable de la formación de lodos que
interfieren con la disipación del calor, reduciendo
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la eficiencia del equipo al incrementarse las pérdidas dieléctricas.
Aún cuando la vida de un aceite dieléctrico se considera que dura años, circunstancias imprevistas
pueden reducir su vida útil. Por esta razón es conveniente efectuar análisis al aceite con una frecuencia determinada por las condiciones propias del
servicio.
TOMA DE MUESTRAS DE ACEITES
DIELECTRICOS EN SERVICIO
El propósito de esta sección es presentar un procedimiento razonable para tomar una muestra de
aceite dieléctrico. Las siguientes recomendaciones no deben considerarse como obligatorias, simplemente sirven como una guía para llevar a cabo
un programa periódico de muestreo de aceite.
El procedimiento de muestreo comienza con la
selección correcta del recipiente donde se recogerá la muestra. Este debe estar completamente limpio y debe manipularse con extremo cuidado antes y después de la toma. Los siguientes tipos de
recipientes son considerados como apropiados:}
1. Los envases de vidrio se prefieren sobre cualquier otro material. Pueden ser transparentes o de
color. En términos generales, los envases de color, tal como el ámbar, deben ser utilizados cuando la muestra va a ser expuesta a la luz por algún
tiempo, antes que se efectúen las pruebas.
2. Los envases plásticos pueden ser utilizados
pero, si la muestra va a ser transportada o expues-
Módulo Nueve
ta al medio ambiente durante algún tiempo, existe
la probabilidad que se contamine con agua, por el
ingreso de aire húmedo debido a las contracciones y expansiones del material del envase.
Las tapas de los envases deben ser plásticas, y
en lo posible incluir foils de aluminio o estaño. Los
sellos de caucho están totalmente prohibidos.
En cuanto a la cantidad de aceite requerida para la
realización de las diferentes pruebas, es necesario aclarar que depende de los equipos en los cuales se van a realizar. Para el caso de los análisis
realizados por Shell Colombia, se requiere un (1)
litro. Resulta conveniente que el recipiente se llene completamente de aceite, para evitar cámaras
de aire dentro del mismo.
La identificación con los datos completos de la
muestra es esencial para efectuar diagnósticos
válidos. La inclusión de datos incompletos o errados pueden conducir a conceptos equivocados
sobre el estado del aceite y del equipo, con las
graves consecuencias ya reseñadas.
Procedimientos y métodos de muestreo
El procedimiento llevado a cabo para tomar la
muestra de aceite, determina la calidad y la
representatividad de la misma. Por ejemplo, si se
va a chequear el factor de potencia o la rigidez
dieléctrica del aceite, es crítico evitar cualquier
contaminación o humedad en particular. Esto incluye no tomar la muestra cuando la humedad del
aire circundante es muy alta, en tiempo lluvioso o
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cuando la temperatura del aceite es menor que la
temperatura del aire.
Una cantidad de aceite debe ser drenada antes de
tomar la muestra a evaluar, con el objeto de asegurar la eliminación de posible agua acumulada,
sedimentos, etc., en la válvula de drenaje y sus
conexiones. Luego de esto una cantidad de aceite
debe recogerse en el recipiente y usarse para lavarlo. Efectuada esta limpieza, se procede a tomar la muestra de aceite definitiva y a sellar herméticamente el recipiente. Como ya se ha mencionado, la muestra debe ser protegida de la luz
hasta que los test sean hechos.
Módulo Nueve
de aprox. 30 a 50 ml de capacidad con válvulas
plásticas de tres vías fijadas en su punta, tal como
se ilustra en la figura.
Estas válvulas a pesar de ser removibles se consideran parte integral del dispositivo de muestreo.
Una segunda válvula idéntica puede ser usada como
dispositivo de acople a la válvula de muestreo del
transformador donde se toma la muestra de aceite.
Una técnica satisfactoria para tomar muestras de
aceite libres de burbujas es la indicada esquemáticamente en la figura siguiente.
Es claro que la muestra de aceite obtenida debe
ser representativa del aceite en servicio. Para ello
se requiere que sea tomada del punto más bajo en
el tanque. En algunas ocasiones, debido a fugas
en el equipo es necesario drenar una cantidad considerable de aceite antes que una muestra satisfactoria se obtenga para evaluar su rigidez
dieléctrica o su factor de potencia. En tales circunstancias, la cantidad drenada y descargada
debería indicarse en los datos de identificación y
solicitud de análisis de laboratorio.
Método de muestreo por jeringa:
Este método es el más adecuado, ya que la muestra de aceite no se afecta en forma significativa
con los cambios de presión y temperatura, independiente del medio de transporte utilizado.
El método consiste en el uso de jeringas de vidrio
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Muestreo por tubería: El método consiste en formar con una botella de vidrio transparente de aprox.
200 a 300 ml. de capacidad, perforada en sus dos
extremos, y con mangueras de polietileno conectadas a ella, una tubería que adaptada a la válvula
de muestreo del transformador permita el flujo del
aceite a través, evitando así él contacto con el aire
para obtener una muestra de aceite libre de contaminación.
Adaptadores
Manguera
plástica
Adaptador
Botella de
muestreo
Recipiente
de los
residuos de
aceite
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La botella de muestreo presenta las siguientes
ventajas:
- Evita el contacto o contaminación del aceite con
el aire.
- Por su forma no permite la permanencia de burbujas dentro de la botella.
- Por su transparencia permite chequear el estado
del aceite dentro de la botella.
Módulo Nueve
Ahora bien, si el transformador ha permanecido
mucho tiempo fuera de servicio, por ejemplo después de una falla, es conveniente tomar las muestras de aceite después de diez (10) minutos de
haber colocado en operación las motobombas de
circulación forzada o los ventiladores, según el tipo.
Este método es recomendable solo para el análisis de equipos que tienen un gran volumen de aceite,
tales como los transformadores de potencia.
- Por su hermeticidad no permite el ingreso de gases a través de sus paredes.
El conjunto conformado por la botella de muestreo,
las mangueras y sus respectivas válvulas de sello
deben estar completamente limpias. Después de
tomada la muestra el conjunto es envuelto con
papel parafinado y acomodado apropiadamente en
cajas acolchadas para un transporte seguro, aún
por vías en mal estado.
Las muestras de aceite deben ser tomadas, por lo
general, de la válvula principal de drenaje del transformador con el uso de un dispositivo de acople.
Cuando un transformador está en operación, el
aceite se mantiene en circulación dentro del tanque a través de los radiadores y los gases generados son difundidos y disueltos de manera uniforme.
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Módulo Nueve - ACEITES PARA TRANSFORMADORES

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