curso aceite 260112 para venoco - copia

Índice de Contenidos.

LIC. JULIO C. DÍAZ.

CENTRO DE INVESTIGACIONES APLICADAS (CIAP) PROCESO INSTRUCTORES INTERNOS

Manual de Adiestramiento

EVALUACIÓN, DIAGNÓSTICO Y TOMA DE MUESTRA DE ACEITES DIELÉCTRICOS EN

EQUIPOS DE POTENCIA.

ENERO 2012

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CENTRO DE INVESTIGACIONES APLICADAS (CIAP)

PROCESO INSTRUCTORES INTERNOS

Pág.

Introducción………………………….…………………………………… 4

Objetivo General……………………………………………………….. 5

UNIDAD I.

TRANSFORMADORES………………………………………

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Definición de transformadores………………………………………… 7

Tipos de transformadores……………………………………………… 9

Componentes o elementos del transformador……………………… 10

Sistema de refrigeración y tipos de enfriamiento…………………… 22

Sistema de aislamiento del transformador………………………….. 26

UNIDAD II. ACEITES DIELÉCTRICOS………………………………… 28

Composición de los aceites dieléctricos………………………..……. 29

Función de los Aceites Dieléctricos………………………………….. 34

Tipos de Aceites Dieléctricos ………………………………………… 34

Propiedades de los Aceite dieléctricos………………………………. 37

Análisis Físico-Químicos-Eléctricos…………………………………… 38

Normas limites recomendados para aceites dieléctricos nuevos y

en uso…………………………………………………………………….

50

Normativa vigente para el uso de aceite mineral dieléctrico nuevo

en transformadores y demás equipos de potencia en

CORPOELEC. Agosto 2011………………………………………….

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Agua en transformadores

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Degradación del Aislamiento Sólido (Celulosa)

70

Cromatografía de Gases. 74

UNIDAD III GUÍA PARA LA TOMA DE MUESTRA DE ACEITES

DIELÉCTRICOS……………………………………………………………

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Definiciones……………………………………………………………. 101

Instrucciones generales para la toma de muestras de aceites

dieléctricos ………………………………...……………………………. 102

Muestreo de aceites en transformadores ……………………………. 106

Procedimiento de muestreo bajo condiciones de falla..................... 109

Procedimiento de toma de muestra de aceite dieléctrico para

análisis físico-químico-eléctrico……………………………………….

110

Procedimiento para la toma de muestra de aceite dieléctrico

para análisis de gases ……………………………………………..

111

Criterio de los muestreos………..……………………………..…… 112

Referencias Bibliográficas 114

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INTRODUCCION

El sistema de potencia de CORPOELEC es de vital importancia en el desarrollo

sustentable y productivo del país, y la confiabilidad y estabilidad de este

sistema dependen en gran medida de los mantenimientos preventivos que se

realicen a los equipos de potencia.

Entre los mantenimientos más comunes o rutinarios, se encuentran las pruebas

eléctricas y análisis de aceites dieléctricos. Estas pruebas permiten estimar la

condición de estos equipos (transformadores, autotransformadores, reactores,

transformadores de medida) y por lógica, permite la operación confiable y

segura del sistema eléctrico. Es de resaltar que las pruebas de aceites

dieléctricos realizada a los equipos de potencia para estimar su condición, es

de fácil aplicación y la confiabilidad de los resultados depende en gran medida

de la toma de muestra.

El objetivo fundamental de este curso es facilitar las herramientas necesarias

para tomar muestras de aceites dieléctricos en equipos de potencia, con la

finalidad de evaluar y diagnosticar en forma confiable y reproducible, para

diagnosticar las condiciones de los equipos de potencia de Corpoelec, lo que

conllevará a un diagnostico de calidad.

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OBJETIVO GENERAL

Al finalizar el curso el participante estará en capacidad de:

“Cumplir con el procedimiento adecuado para la toma de muestras de Aceites Dieléctricos en forma confiable y

reproducible, así como también, reconocer los diferentes tipos de transformadores de potencia y sus componentes básicos, establecer las propiedades de los Aceites Dieléctricos y las normas que permiten Evaluar y Diagnosticar la calidad del

aceite y el estado de los equipos de potencia”.

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UNIDAD I

TRANSFORMADORES

OBJETIVO TERMINAL:

“Reconocer los diferentes tipos de transformadores

y sus componentes básicos”.

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Definición del transformador. Se denomina transformador a una máquina electromagnética que permite aumentar o disminuir el voltaje ó tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna, manteniendo la frecuencia. El transformador es un dispositivo que:

• Transfiere energía eléctrica de un circuito sin cambio de frecuencia.

• Lo hace bajo el principio de inducción electromagnética.

• Tiene circuitos eléctricos aislados entre sí, que son eslabonados por un circuito entre sí.

Los transformadores son dispositivos basados en el fenómeno de la inducción electromagnética y están constituidos, en su forma más simple, por dos bobinas devanadas sobre un núcleo cerrado de hierro dulce o hierro silicio. Las bobinas o devanados se denominan primario y secundario según correspondan a la alta o la baja tensión. El transporte de una cierta cantidad de energía eléctrica por unidad de tiempo se puede llevar acabo eligiendo la tensión a la que se realiza el transporte o la intensidad de la corriente, resultando la misma potencia eléctrica transportada, siempre que el producto de estas dos magnitudes sea igual, valor que correspondería a la potencia eléctrica transportada. Los conductores reales tienen una cierta resistencia por unidad de longitud y el transporte puede ser de centenares de kilómetros, se debe contemplar la perdida real de potencia eléctrica que se produce en este transporte. La manera de minimizar esta perdida de potencia, es efectuando el transporte a tensiones elevadas y con bajas intensidades de corriente, parámetros que se eligen en función de la distancia a recorrer y la cantidad de potencia eléctrica que se quiera transportar. Los equipos eléctricos no pueden operar a tensiones tan altas, por lo que se realiza relaciones de transformación de tensiones, de valores de transporte a valores de consumo.

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Figura 1.1. Esquema de un transformador.

Cumple con la ecuación: Vp/Vs=Is/Ip=Np/Ns………………………….. Ecuación Nº 1. Esta ecuación cumple la regla de la relación de transformación. Es decir el número de vueltas del primario y las del secundario se le llama relación de vueltas del transformador.

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TIPOS DE TRANSFORMADORES. Existen varios tipos de transformadores entre lo que podemos mencionar los elevadores y los reductores. A los transformadores elevadores también se le denomina transformadores de potencia. Transformador de potencia: se utiliza para transmisión de energía eléctrica en alta y en media tensión. Son de aplicación en subestaciones transformadoras, centrales de generación y en grandes usuarios. (Ver figura 1.1) Transformador de distribución: se denomina transformador de distribución, a los transformadores de potencia iguales o inferiores a 500 KVA y de tensiones iguales o inferiores a 67 KV, tanto monofásico como trifásico. La mayoría de estos transformadores son utilizados en postes, estaciones, plataforma, empresas, zonas urbanas etc. Autotransformadores: se usan normalmente para conectar dos sistemas de transmisión de tensiones diferentes, frecuentemente con un devanado terciario en forma triángulos. El autotransformador no solo presenta menores perdidas que el transformador normal, si no que su menor tamaño y peso permiten el transporte de potencias superiores. Transformadores de corriente se utilizan para tomar muestras de corriente de la línea y reducirlas a un nivel seguro y medible, para las gamas normalizadas de instrumentos, aparatos de medida y otros dispositivos de medida. Las corrientes nonimales de carga son: 2.5 a 200 VA y las corrientes nonimales de 5 a 1 A en su lado secundario. Transformadores de potencial: es un transformador de devanado especial, con un primario de alto voltaje y un secundario de baja tensión. Tiene una potencia nominal muy baja y su único objetivo es suministrar una muestra de voltaje del sistema de potencia, para que se mida con instrumentos incorporados y deberá ser preciso para no distorsionar los valores verdaderos. Transformadores para hornos: suministran potencia a hornos de los tipos de inducción, resistencia, arco abierto y arco sumergidos. Las corrientes elevadas se obtienen conectando en paralelo muchas secciones de devanados.

Transformadores de puesta a tierra: es ideado con la finalidad de proporcional un punto neutro a efecto de puesta a tierra.

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Transformadores y subestaciones móviles: están montados sobre semi remolques y llevan incorporados pararrayos y seccionadote separadores. Se usan para restablecer el servicio eléctrico en emergencias, para mantener el servicio sin interrupción de servicio y para reducir las inversiones en el sistema. COMPONENTES O ELEMENTOS DEL TRANSFORMADOR. Los componentes básicos de un transformador son los siguientes elementos: 1.- El núcleo: hay dos tipos de núcleos:

a.- De columnas. b.- Tipo acorazado.

Tipo de columnas: están caracterizados por la posición relativa de las columnas y de los yugos. Hay dos tipos monofásicos y trifásicos. Los monofásicos se conforman de dos columnas unidas en las partes superior e inferior por medio de un yugo, en cada una de estas columnas se encuentran incrustados la mitad del devanado primario y la mitad del devanado secundario. El núcleo trifásico: se tienen tres columnas dispuestas sobre el mismo plano, unidas en sus partes superior e inferior por medio de yugos, sobre cada columna se incrustan los devanados primarios y secundarios de una fase. Tipo acorazado: tiene la ventaja con respecto al de columna de reducir la dispersión magnética, se utiliza comúnmente en los transformadores monofasicos. Los devanados se localizan sobre la columna central y cuando se de transformadores pequeños las laminaciones se hacen en troqueles, la forma de construcción puede ser distinta y varían de acuerdo a la potencia (Figura 1.2).

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Figura 1.2 Transformador Trifásico de Distribución 2.- Herrajes o armadura: Cumplen funciones puramente mecánicas de sujeción de las laminaciones y estructuras, se complementan con componentes como fibra de vidrio o maderas para protección de la sujeción de los yugos.

1 Núcleo 6 Tapa 2 Arrollados 7 Soporte 3 Cambiador de tomas sin carga 8 Tanque conservador 4 Aisladores pasantes 9 Relé Buchholz 5 Tanque del transformador

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3.- Devanados: Los devanados de los transformadores se pueden clasificar en baja y alta tensión. Los devanados de baja tensión están constituidos por una sola espiral con alambre rectangular aislado. El conductor se usa para potencias pequeñas y tiene diámetros superiores a 3 ó 3.5 mm. El aislamiento de los conductores, cuando son cilíndricos puede ser algodón o papel, si son enfriados por aceite. Los devanados de alta tensión tienen muchas espiras y la corriente que circula por ellos, es relativamente baja, por lo que son de conductor de cobre de sección circular con diámetro de 2.5 a 3.0 mm. 4.- Cambiador de tomas: En una red distribución la tensión, no es exactamente la misma en todos los puntos, debido a que la caída de tensión depende de la distancia del punto de alimentación y a la carga. Para poder emplear los transformadores de distribución en los distintos puntos de red y adaptarlos a las variaciones de tensión, se provee uno de los devanados de un cambiador de derivaciones (alta tensión), de tal forma que puedan aumentar o disminuir el número de espiras y en consecuencia, variar la relación de transformación dentro los limites establecidos, que lo general son del 5%. El cambiador de toma, es utilizado para cambiar la conexión de arrollado del transformador en condición de carga. Los cambios se realizan cuando la entrada del transformador sufre variaciones de tensión, lo cual puede afectar su salida, y con ello a la carga conectada a este transformador.

Un método que se suele utilizar para regular la tensión de los transformadores implica el empleo de tomas que haga posible la variación del número de espiras activas en uno de los devanados. Las variaciones de tensión así obtenidas no son continuas como en el regulador de inducción, sino que se producen a saltos. En los transformadores pequeños provistos de dichas tomas, la variación de éstas se lleva a efecto manualmente cuando el transformador está totalmente desconectado. Este procedimiento requiere que pueda abrirse la tapa de la caja que lo contiene y puede hacer necesario que se extraiga parcialmente el aceite, sí el transformador es de este tipo.

Con objeto de evitar la necesidad de abrir la caja y extraer el aceite, los transformadores de gran tamaño están provistos de una especie de conmutador de disco que puede manejarse desde el exterior mediante la correspondiente manivela, si bien en esta disposición la variación de las tomas deberá efectuarse, igualmente, cuando el transformador esté desconectado. Un tipo sencillo de equipo para variación de tomas en vacío, ilustrado en la figura 2.7,

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emplea cuatro tomas (numeradas 3, 4, 5 y 6 en el esquema), intercaladas en el devanado a intervalos del 2,5 %, que se conectan a los contactos fijos numerados correspondientemente, del conmutador de disco. Estos contactos están dispuestos en círculo a fin de que puedan conectarse sucesivamente con el miembro móvil A. Cuando A se conecta a los contactos 1 y 2, todo el devanado está en circuito, por lo que la tensión correspondiente puede considerarse como del 100 %; cuando A se conecta a los contactos 2 y 3, la tensión es el 97,5 %, y en la posición final 5 y 6, determinada por el tope S, la tensión es el 90 %.

Como se indica en la figura 1.3, la mejor situación de las tomas es en la proximidad del centro del devanado, donde no estarán sometidas a los altos potenciales originados por las descargas y sobrecargas en la línea. Además, tiene gran importancia que las tomas se dispongan de forma que exista un desplazamiento mínimo entre los puntos medios de los devanados contiguos de A.T. y B.T. al variar la posición de las tomas.

Figura 1.3. Transformador de toma variable, condiciones de vacío

Variación de las tomas bajo carga La figura 1.4 ilustra el principio básico en que se apoyan todas las formas de cambiadores de tomas proyectados para funcionar sin abrir el circuito, es decir, mientras el transformador está bajo carga. Su característica esencial es la pequeña bobina de choque o reactancia R, que impide el cortocircuito de una sección del devanado principal cuando los contactos móviles a y b están en contacto con el gas adyacente del conmutador de disco.

En la posición que aparece en la figura 2.8, todas las espiras del transformador principal están en servicio; la corriente de carga desde la toma 1 alcanza el

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punto c mediante la reactancia R, entrando la mitad de la corriente en R a través del conmutador S y la otra mitad a través del conmutador S, con el resultado de que las Fem. de las dos mitades de R están en oposición, por lo que la caída en R es insignificante a causa de su mínima reactancia de dispersión.

Figura 1.4. Transformador de toma variable, condiciones de carga

5.- Bushing: Este dispositivo presenta un condensador de papel con hojas delgadas de aluminio, con un aislamiento exterior el cual esta compuesto por aisladores de porcelana, cubiertos con un vidriado, tanto interno como exteriormente.

El espacio comprendido entre el cuerpo del condensador y los aisladores de porcelana, se llena con aceite mineral dejando solo espacio en la parte superior, esto para la expansión del aceite.

Esta pieza es parte importante en un transformador de aceite, ya que son elementos de conexión por el cual circulan altas tensiones eléctricas. Prácticamente todas las piezas que componen este accesorio son fabricadas de latón o cobre y cerámica, existiendo algunos componentes de hierro y acero inoxidable. En todo transformador hay una parte de entrada y otra de salida y como los transformadores varían de dimensiones según la tensión que vayan a recibir y la que vaya a convertir. Es por ello que el tamaño de los pasatapas también varía.

6.- Conservador de aceite aislante. (Preservación del aceite). El volumen adicional requerido en el transformador por aumento del volumen de aceite como consecuencia de las variaciones de temperatura, es necesario

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compensarlo, mediante uno de los siguientes sistemas de preservación de aceite, para evitar la entrada de humedad al transformador.

Sistema sellado El sistema sellado es utilizado en transformadores de distribución de muy baja capacidad. El volumen de aceite es muy bajo por lo que no requieren de un sistema de compensación exterior, en consecuencia los transformadores son totalmente sellados y se fabrican en algunos casos con tanques corrugados expandibles como se muestra en la figura 1.5, o alternativamente se coloca encima del aceite un colchón de aire seco o de nitrógeno.

Figura 1.5. Sistema de Preservación de Aceite

Sellado

Sistema con Tanque Conservador y Medio aire-aceite en contacto El sistema es utilizado en transformadores de distribución de baja capacidad. El aire atmosférico se encuentra en contacto con el aceite, sin embargo el aire atmosférico se hace pasar por un depósito que contiene silicagel.

Sistema con Tanque Conservador y Bolsa de Aire (Air bag system) En este sistema el tanque conservador está provisto de una bolsa de goma sintética resistente al aceite que ocupa el espacio de aire encima del aceite. El

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interior de la bolsa es conectado a la atmósfera a través de un depósito que contiene material deshidratante silicagel de tal forma que el volumen de aire se incrementa al enfriarse el transformador y se reduce cuando se calienta el transformador (Figura 1.6).

Figura 1.6. Sistema de Preservación de Aceite con Tanque Conservador

1. Tanque Conservador: Cámaras separadas para el transformador y para el cambiador de tomas bajo carga. 2. Indicadores de nivel de aceite 3. Válvula de conexión al tanque principal

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4. Válvula de conexión al cambiador de tomas bajo carga 5. Válvulas de llenado y de drenaje 6. Sistema de silicagel para el compartimiento principal 7. Válvula de cierre de entrada de aire para el separador durante el montaje 8. Válvula de ventilación para el compartimiento principal 9. Sistema de silicagel para el compartimiento del cambiador de tomas bajo carga. 10. Bolsa de aire 11. Válvulas de drenaje y de llenado

Sistema con Tanque Conservador y Membrana Este sistema es similar al anterior con la diferencia que en lugar de bolsa de aire se utiliza una membrana o un diafragma igualmente de goma sintética sellada en la mitad del tanque conservador. El espacio de aire es conectado a la atmósfera a través de un depósito que contiene igualmente material deshidratante silicagel.

Sistema con Tanque Conservador y Medio nitrógeno-aceite o aire seco-aceite En este sistema el espacio que se encuentra encima del aceite en el tanque conservador es llenado con nitrógeno o aire seco. Se usa un cilindro de gas comprimido que inyecta gas a través de una válvula reductora cuando aumenta el volumen de gas por efecto de enfriamiento del transformador. Al aumentar la temperatura y en consecuencia el volumen de aceite, el gas en exceso es liberado a la atmósfera a través de una válvula dispuesta para tal fin. Para minimizar el consumo de gas se deja un margen en las presiones de operación.

El conservador del líquido aislante con membrana de goma consiste de una cuba de chapa de acero, de construcción resistente a vacío y sobrepresión aplicable a transformador.

La cuba es construida en dos mitades, inferior y superior, brida al medio, donde se encuentra armada la membrana de goma, la cual se fija a la brida inferior,

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por medio de dos empacaduras planas, soportadas por el anillo intermediario y elementos fijadores.

El conservador de aceite permite aislar el aceite de la atmósfera manteniendo al mismo tiempo la superficie del aceite del conservador a la presión atmosférica. Este aparato reviste de gran importancia, ya que la presencia de humedad, oxígeno y polvo en la superficie del aceite acelera su envejecimiento. La membrana de goma inmersa en el conservado tiene como función impedir la absorción de humedad por parte del aceite, evitando así su oxidación.

7.- Dispositivos de protección del transformador

Relé Bucholz

Es uno de los dispositivos más importantes de protección para los transformadores. El relé está montado en la tubería entre la cuba y el conservador. Su función es señalar los defectos internos del aparato protegido y la pérdida de líquido de aislamiento poniendo en marcha un impulso de alarma o de parada. (Figura 1.7)

Este dispositivo detecta estos síntomas por medio de la captación de los gases que se desprenden en el interior del equipo, procedente de la descomposición de los aislantes sólidos y líquido, debido a la aparición de una falla interna.

El relé Bucholz es un dispositivo compacto de poco volumen y de fácil montaje. Este dispositivo consta de dos flotadores uno de alarma, y otro de disparo, y un receptáculo de captación de los gases contenidos en el aceite. Una pequeña mirilla situada en el receptáculo permite examinar el gas y juzgar la naturaleza del defecto por el color y la cantidad de este. El color de estos gases da una buena indicación sobre el lugar donde ha producido el defecto; por ejemplo:

Gases Blancos: Proceden de la destrucción del papel. Gases Amarillos: Proceden del deterioro de piezas de madera. Gases Negros o Grises: Proceden de la descomposición del aceite.

La gran ventaja del relé Bucholz es que el transformador queda doblemente protegido con una operación rápida y positiva basada en su alto rendimiento.

Para evitar la acumulación excesiva de gases en el Bucholz, se coloca un aparato evacuador de gases, el cual permitirá evacuar el gas a la altura

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operacional normal sobre o cerca del transformador. La ventaja que proporciona este aparato son las siguientes:

Ahorro de tiempo de trabajo. Mejora de la seguridad. Reducción o eliminación de los períodos de indisponibilidad del equipo. Sencillez operacional.

Figura 1.7. Esquema interno de un relee Bucholz.

Termómetros de temperatura La vida útil de un transformador depende en gran parte de la temperatura de los núcleos y arrollados cuando el transformador está en uso. Por lo tanto, es

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importante mantener siempre bajo control la temperatura del aceite y los arrollados, observar los valores de temperatura con regularidad y registrar los valores de las lecturas. Estos valores pueden servir de base para evaluar la vida útil del transformador, el funcionamiento del sistema de refrigeración y otros.

Termómetro para medir la temperatura del aceite El termómetro consiste en un cuerpo sensible cilíndrico con briba, un conductor distanciador y una carcasa de termómetro con dispositivo indicador y de conexión. El Sistema de medición está lleno de líquido que, al variar la temperatura, cambia el volumen y afecta un fuelle elástico. Los movimientos del fuelle son transmitidos por un sistema articulado al indicador y los contactos señaladores.

Termómetro para medir la temperatura de los arrollados del transformador El indicador de temperatura de los arrollados consiste en un sensor y una unidad indicadora iguales a las del termómetro de aceite.

El principio del indicador es que mide la temperatura del aceite más un suplemento equivalente a la diferencia de temperatura entre arrollado y el aceite circulante. El suplemento viene de una resistencia de calentamiento cuya corriente es proporcional a la corriente del arrollado. La corriente se obtiene de un transformador de corriente especial en el arrollado cuya temperatura va a medirse.

La calibración del indicador de temperatura se basa normalmente en el resultado de temperaturas medidas durante el ensayo de calentamiento. Las resistencias de calentamiento y de ajuste pueden estar situadas junto al sensor (compartimiento del termómetro) o en la misma unidad indicadora, según el tipo de indicador elegible.

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Válvulas de seguridad La caja de un transformador eléctrico en aceite está normalmente estructurada no solamente para responder a particulares exigencias sino también para resistir a la presión interna de la columna de líquido que está sobre ella.

Por lo tanto, en el caso de un cortocircuito por avería del aislamiento, en el cual el arco eléctrico entre las partes en tensión vaporiza instantáneamente el fluido cercano, provocando un rápido aumento de presión hasta alcanzar valores notablemente superiores a la presión estática, se corre el peligro de que la caja se deforme hasta romperse, con la consecuente pérdida del aceite.

Lo mismo vale para aquellas partes del transformador o de cualquier otro contenedor en el cual, por las mismas causas, sea posible una improvisa sobrepresión.

Se hace, por lo tanto, necesario proteger tanto la caja del transformador, como cualquier otro contenedor sometido a presión, con equipos apropiados aptos a la descarga en forma casi instantánea, de la sobrepresión en el momento en que se forma, antes que se comprometa la integridad de la estructura.

Los transformadores de potencia sumergidos en aceite poseen cantidades de válvulas de aplicaciones específicas según la exigencia para la cual está diseñada.

8. Materiales eléctricos usados en la construcción del transformador. Los materiales usados como conductores en los transformadores deben cumplir los siguientes requisitos: A.-alta conductividad. B.-Bajo coeficiente térmico por resistencia dieléctrica. C.-Adecuada resistencia mecánica. E.-Fácilmente trabajables

F.-Alta resistencia dieléctrica.

G.-Buenas propiedades mecánicas

H.-Larga vida útil a la temperatura normal de operación

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I.-Compatibilidad con aislantes líquidos

Los materiales más comúnmente usados son el cobre, aluminio, materiales aislantes como el papel, algodón, cerámicas, siliconas y aceites dieléctricos. Sistema de refrigeración y tipos de enfriamientos. Los transformadores están por lo general enfriados por aire o aceite y cualquier método de enfriamiento empleado debe ser capaz de mantener una temperatura de operación baja y prevenir puntos calientes en el transformador. En los transformadores existen, según el tipo, varios sistemas de enfriamiento entre los cuales tenemos:

Tipo AA: transformador tipo seco con enfriamiento propio, no contiene aceite.

Tipo AFA: transformador tipo seco con enfriamiento con enfriamiento de aire forzado.

Tipo OA: transformador sumergido en aceite con enfriamiento natural, esta provista de radiadores.

Tipo OA/FA: transformador sumergido en liquido aislante con enfriamiento propio y enfriamiento de aire forzado.

Tipo OA/FOA/FOA: transformador sumergido en liquido aislante con enfriamiento propio con aceite forzado- aire forzado. Aceite forzado aire forzado.

Tipo FOA: transformador sumergido en liquido aislante con enfriamiento por aceite forzado y aire forzado.

Sistema de enfriamiento El sistema de enfriamiento permite disipar el calor generado por las pérdidas que se originan en el transformador; dicho calor afecta la vida útil del aislamiento del equipo, por lo cual debe ser disipado al medio ambiente. Para ello se utiliza un medio refrigerante que tiene la tarea de transportar el calor generado en la parte activa del transformador hacia los lugares de disipación, generalmente radiadores.

Para facilitar la transferencia del calor generado al medio refrigerante, normalmente se utilizan canales longitudinales en el núcleo para extraer el calor producido por éste. De igual manera, se utilizan canales de enfriamiento en los

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arrollados para el mismo propósito. El medio refrigerante puede ser aire o aceite, sin embargo este último es el más utilizado. Existen diferentes maneras de realizar este proceso, sin embargo siempre se debe garantizar que las máximas temperaturas del núcleo y del arrollado (puntos calientes) no superen los valores especificados, de lo contrario se tendría una acelerada pérdida de la vida útil del transformador.

Algunos de los transformadores tienen un sistema de enfriamiento compuesto por una serie de ventiladores. El numero de ventiladores a utilizar para el enfriamiento de los transformadores es proporcional a la carga a la cual este sometido dicho equipo, ya que a mayor carga mayor generación de calor.

Como se puede ver en la Figura 1.8, el aceite que se encuentra en contacto con bobinas y núcleo se calienta y por diferencia de densidad se moverá hacia la superficie mientras el aceite frió se precipitará, pero al calentarse se moverá y al moverse a través de los radiadores se enfriará al contacto con el exterior retornando al interior frió y enfriando nuevamente a las bobinas y núcleo; así de esta forma, tenemos que el aceite estará en movimiento constante para poder enfriar adecuadamente al transformador.

Figura 1.8. Ciclo Térmico de enfriamiento de un transformador

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Cabe destacar que los transformadores tienen diferentes métodos de enfriamiento tales son: Tipo AA: Tipo seco con enfriamiento propio. Tipo AFA: Tipo seco con enfriamiento por aire forzado. Tipo AA/FA: Tipo seco con enfriamiento natural y por aire forzado. Tipo OA: Sumergido en aceite con enfriamiento natural. Tipo OA/FA: Sumergido en liquido aislante con enfriamiento propio y por aire

forzado. Tipo FOA: Sumergido en liquido aislante con enfriamiento por aceite y de

aire forzado. Tipo OW: Sumergido en aceite con enfriamiento de agua. Tipo EOW: Sumergido en aceite con enfriamiento de aceite y agua forzados.

Refrigeración por convección natural del aceite En los transformadores pequeños, de poca capacidad, la circulación por convección natural del aceite suele ser suficiente para mantener la temperatura interna del transformador en valores aceptables. A este método de refrigeración también se la llama autorefrigeración. En los transformadores pequeños, un tanque liso, contenedor del aceite, proporciona una superficie suficiente para la extracción del calor. En los transformadores medianos, las paredes están provistas de pliegues que conforman una superficie corrugada que aumenta la superficie de extracción del calor del aceite hacia el ambiente. Para transformadores más grandes, se usan radiadores que proporcionan la mayor superficie posible. La norma ANSI/IEEE especifica para indicar a este tipo de refrigeración las siglas OA.

Refrigeración por aire forzado Para ventilar con aire fresco a los radiadores del transformador se suelen instalar ventiladores regulados por termostato. Esto tiene el propósito de aumentar la eficiencia de la extracción del calor, la norma ANSI/IEEE especifica para indicar a esta refrigeración las siglas FA.

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Los transformadores con este tipo de refrigeración suelen tener dos capacidades características, una correspondiente a la circulación natural del aceite (OA), y otra correspondiente a la refrigeración por aire forzado El arranque de los ventiladores está controlado por la temperatura del devanado (punto más caliente). Bajo el funcionamiento descrito, el transformador de este tipo se indica con la nomenclatura OA/FA. Algunos transformadores de mayor capacidad requieren de dos grupos de ventilación que arranquen a distintos ajustes de temperaturas, a estos se les indican con la nomenclatura OA/FA/FA, y poseen tres capacidades características.

Refrigeración con agua Los transformadores de este tipo usan agua que circula por una tubería que rodea al tanque por su parte interior para refrigerar al aceite caliente. Con este tipo de transformador se ahorra espacio pero se debe tener disponible la fuente de agua constantemente. Por esta razón, por el costo, este tipo de transformadores se restringe a casos especiales donde el espacio y otras consideraciones especifiquen su uso. La norma ANSI/IEEE especifica para indicar a este tipo de refrigeración las siglas OW. Cuando el agua se le hace circular forzadamente, mediante bombas adicionales, se indican las siglas FOW.

Refrigeración por aceite forzado Este tipo de refrigeración consiste en hacer circular el aceite caliente mediante bombas por un refrigerador exterior donde el aceite es enfriado. El arranque de las bombas está regulado por un termostato indicador de la temperatura en el devanado (punto más caliente). La norma ANSI/IEEE especifica las siglas FOA para indicar la refrigeración por aceite forzado. Transformadores con este tipo de refrigeración poseen una capacidad de potencia característica para ésta, cuando el equipo de refrigeración está en funcionamiento, pudiéndose formar combinaciones de distintos métodos de refrigeración y distintas capacidades correspondientes, tales como OA/FA/FOA. En general, la capacidad de un transformador asciende al ponerse en funcionamiento un método de refrigeración que aumente la extracción del calor. Los métodos de refrigeración descritos presentan variantes que son cuando la capacidad del transformador es muy elevada. La circulación de aceite forzado con flujo directo es una de estas. Este método consiste en forzar el flujo de

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aceite a circular en las cercanías del devanado, reforzando así la refrigeración. La refrigeración de agua forzada con flujo directo es otra de las variantes, en esta, el flujo de agua (u otro agente refrigerante) enfría directamente los devanados.

Sistema de aislamiento del transformador Los sistemas de aislamiento en los transformadores de potencia están formados por un fluido que puede ser líquido o gas junto con materiales sólidos. Se han usado aceite derivados del petróleo para aislar estos transformadores desde 1886 y todavía se emplean en prácticamente todos los transformadores medianos y grandes. Se utilizó Askarel desde 1932 hasta la mitad de la década de 1970, cuando se convirtió en una preocupación la inflamabilidad del aceite mineral, y desde entonces se suspendió en forma definitiva su fabricación y dejó de usarse en los transformadores por razones de protección ambiental. Los aislamientos utilizados en transformadores de potencia son muy variados y en su conjunto forman lo que se llama el sistema de aislamiento, el cual tiene como función aislar entre sí a los devanados del transformador y a su vez, los aísla de las partes conectadas a tierra. Entre los materiales aislantes se encuentran: Aceite, Madera, Papel Kraft, Papel Manila, Cartón Prensado, Algodón, Fibra de vidrio, Barnices, Fibra Vulcanizada, Porcelanas, Baquelitas, Plásticos, y otros. Por otro lado los aislamientos en estos equipos, se derivan en dos tipos: Los mayores, los cuales se utilizan entre las bobinas y tierra o entre fases. Los menores, los cuales se utilizan entre espiras.

Los diferentes materiales del sistema de aislamiento poseen ciertas características físicas, químicas, propias, que determinan su vida útil. Entre más inalterables se conserven estas características, más vida útil tendrá el sistema de aislamiento. El aceite se refuerza con aislamiento sólido de varias maneras. El aislamiento principal incluye por lo general, barreras de cartón hecho a base de madera (cartón pesado), alternándose ordinariamente las barreras con espacios de aceites. Como la constante dieléctrica del aceite es 2.2 y la del sólido es aproximadamente 4.0, el esfuerzo dieléctrico en el aceite termina siendo más

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alto que el del cartón prensado, y el diseño de la estructura lo limita generalmente el esfuerzo que obra en el aceite. También se utiliza envoltura de papel grueso en las terminales que salen del devanado. En este caso, el aislamiento sirve para reducir el esfuerzo en el aceite al mover la interfaz de la superficie del conductor (en donde el esfuerzo es considerablemente menor). Nuevamente, el esfuerzo en el aceite determina la cantidad de papel que se requiere, y las consideraciones térmicas establecen el tamaño mínimo del conductor para el aislamiento necesario. A continuación se presentan los factores que más afectan la vida de los aislamientos:

• Las altas temperaturas.

• La presencia de humedad.

• Los campos eléctricos intensos.

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UNIDAD Nº II

Aceites Dieléctricos

Objetivo terminal:

“Establecer las propiedades de los Aceites Dieléctricos y las normas que permiten Evaluar y Diagnosticar la calidad del

aceite y el estado de los equipos de potencia”

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2.1 Composición de un Aceite Dieléctrico. Los aceites dieléctricos 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 (Figura 2.1), 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 tiene diferentes características que le aportan al producto final, estas son: 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.

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ISOPARAFINICOS

• Su 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.

• 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.

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Figura 2.1. Serie de hidrocarburos.

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La experiencia ha demostrado que una composición ideal para los aceites dieléctricos, es la siguiente: Isoparafínicos…………………..35-40 % en volumen. Nafténicos……………………….50-60 % en volumen Aromáticos…………………………4-8 % en volumen. Para obtener aceites dieléctricos se utilizan tres métodos:

1. Refinación ácida 2. extracción con solventes. 3. hidrogenación.

1. La refinación ácida se fundamente en tratar el destilado con ácido sulfúrico de 93% a 98 % concentrado, agitación, mezcla y separación de lodos ácidos, neutralización, lavado con agua, aplicación de tierras activadas y posterior secado con temperatura y vació, culminando con el agregado de aditivos de oxidación. Este método no es muy selectivo, ya que se obtienen rendimientos bajos, comparada con otras técnicas (Tabla 2.1). 2. Extracción con solvente: este proceso se basa en la solubilidad selectiva de los componentes no deseados, en solventes específicos. El disolvente más utilizado es el furfuraldehido y el fenol.

3. Hidrogenación: este método de refinación es el más moderno, se basa en la hidrogenación por destilado bajo presión, a altas temperaturas, en presencia de catalizadores específicos, seguido de agitación y tratamiento con tierras activadas, secado con vacío, temperatura y el posterior agregado de los inhibidores antioxidantes. La refinación hidrogenada es el más versátil de los métodos, el grado de hidrogenación para obtener un producto de calidad dependerá primero del tipo de base a procesar, el balance de cuatro variables, temperatura, presión, actividad del catalizador y tiempo. La ventaja de la

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extracción con solventes comparada con el tratamiento ácido, es que permite extraer los compuestos aromáticos para diferentes fines comerciales. La mayoría de los métodos pasan por un proceso final de limpieza de tierras activadas, que se fundamenta en la adsorción de las arcillas activadas de los contaminantes que quedan originados por lo diferentes métodos aplicados

Tabla 2.1. Resumen de los procesos de obtención de aceites aislantes.

Proceso Método Principal Agente Comentarios

Tratamiento Ácido Reacción Química. Ácido Sulfúrico.

Buena calidad Final. Problema

con los Desechos.

Extracción con Solventes Solventes Furfural

Fenol

Disolución Selectiva de Aromáticos,

resinas y compuestos sulfurados.

Hidrogenación Modificación Catalítica Hidrogeno

Convierte Azufre y nitrógeno en compuestos en hidrocarburos.

Poca cantidad de desechos. Excelente

rendimiento.

Combinación 2 o más Métodos Tierras activadas.

Extracción con solventes.

Hidrogenación. gran utilidad.

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2.2 Función de los Aceites Dieléctricos. Dentro de las funciones principales que debe cumplir el aceite dieléctrico están las siguientes:

1. En su aplicación en los transformadores, los aceites dieléctricos minerales deben aislar los devanados y con la cuba del transformador, para evitar cualquiera posibilidad de arco eléctrico, mientras el equipo esta en servicio.

2. Dispersión del calor, es decir agente refrigerante, que permite la evacuar las perdidas caloríficas producidas en los devanados y en el hierro del transformador, por efecto Joule; por corrientes parásitas etc.

3. Protección de las partes metálicas y de los otros materiales presente en el equipo.

4. Provee un medio para evaluar la condición del equipo sin necesidad de sacarlo. De servicio.

5. Asegurar una fácil y completa impregnación sin producir burbujas de aire.

2.3. Tipos de Aceites Dieléctricos De acuerdo con la norma ASTM D 3487, para especificaciones de aceites nuevos, existen dos tipos de aceites dieléctricos: Inhibidos (Tipo II) y No Inhibidos (Tipo I). Los aceites inhibidos contienen aditivos antioxidantes (paradibutil cresol), por lo general se utiliza mucho en países de América, y los no inhibidos son típicos de países con bajas temperatura. Las Tablas 2.2 y 2.3 muestran las especificaciones para aceites aislantes nuevos y usados, de acuerdo al tipo de aceite (inhibido o no inhibido).

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Tabla 2. 2. Especificaciones para aceites aislantes nuevos, de acuerdo con la

norma ASTM D-3487.

Propiedades Norma ASTM TIPO I Tipo II

Punto de Anilina (ºC) D-611 (64-84) (64-84 Color Máximo

D-1500 0.5 0.5

Punto inflamación (ºC) D-92 145 145 Tensión Interfacial

(D/cm) D-971 40 40

Punto de Fluidez (ºC) D-97 -40 -40 Gravedad Especifica D-1298 0.9100 0.9100

Viscosidad (cSt) D-445 12 12

Físicas

Inspección visual D-1524 Claro y Brillante Claro y Brillante

Rigidez dieléctrica ( KV) D-877 y D-1816 30 y 35 30 y 35

Factor de Potencia 25 ºC (%) D-924 0.05 0.05

Factor de Potencia 100 ºC (%) D-924 0.30 0.30

Eléctricas

Tendencia a la Gasificación (uL/min.) D-2300 +30 +30

Azufre corrosivo D-1275 No corrosivo No

corrosivo

Contenido de Agua (ppm) D-1533 35 35

Estabilidad a la Oxidación (72 y 164

horas) 2440 0.15 y 0.3 0.1 y 0.2

Número de Neutralización (mg

KOH/g.ac.) D-974 0.03 0.03

Contenido de PCB (%) D-4059 0 0

Estabilidad a la oxidación Bomba

Rotativa (Min). D-2112 - 195

Químicas

Contenido de Inhibidor D-2668 0.08 0.3

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Tabla 2. 3. Especificaciones para aceites aislantes en uso.

Propiedades Norma ASTM TIPO I Tipo II

Punto de Anilina (ºC) D-611 (64-84) (64-84

Color Máximo D-1500 3.0 2.5 Punto

inflamación (ºC) D-92 130 135

Tensión Interfacial (D/cm) D-971 24 30

Punto de Fluidez (ºC) D-97 -40 -40

Gravedad Especifica D-1298 0.9100 0.9100

Físicas

Viscosidad (cSt) D-445 12 12 Rigidez

dieléctrica ( KV) D-1816 35 35

Factor de Potencia 25 ºC

(%) D-924 0.85 0.75 Eléctricas

Tendencia a la Gasificación

(uL/min.) D-2300 +30 +30

Azufre corrosivo D-1275 No corrosivo No corrosivo

Contenido de Humedad (ppm) D-1533 20 20

Estabilidad a la Oxidación (72 y

164 horas)

D-2440 / D-2112 0.15 y 0.3 0.1 y 0.2 Químicas

Número de Neutralización

(mg KOH/g.ac.) D-974 0.055 0.050

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2.4. Propiedades de los aceites dieléctricos. En diversos países se ha reglamentado las características físicas, químicas y eléctricas mínimas que deben cumplir los aceites minerales para utilizarse como dieléctrico. Los aceites dieléctricos deben cumplir tres características básicas, de acuerdo con las pruebas realizadas:

1. Por su composición : a. Punto de anilina. b. Punto de fluidez. c. Color. d. Punto de inflamación. e. Gravedad especifica. f. Azufre Corrosivo.

2. Por su pureza: a. Contenido de humedad. b. Tensión interfacial. c. Número de neutralización. d. Tensión de ruptura. e. Factor de potencia.

3. Por su estabilidad: a. Estabilidad al color. b. Formación de lodos. c. Contenido de inhibidor.

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2.5. Análisis Físico-Químicos-Eléctricos Son un conjunto de pruebas que permiten evaluar la calidad del aceite dieléctrico, bien sea aceite nuevo, en uso, durante o después de un tratamiento.

• Punto de Anilina

El punto de anilina, se define como la temperatura a la cual el aceite dieléctrico se disuelve en un volumen igual de anilina. La anilina es un compuesto aromático cuya formula molecular se indica en la Figura 2.2.

Figura 2.2. Formula molecular de la Anilina

Teniendo claro que la solubilidad de una sustancia en otra depende fundamentalmente de dos factores:

1. La afinidad físico-química que existe entre ellas, es decir, mientras mas afines son dos sustancias, cualesquiera que sean, mayor será la solubilidad de una en otra. Bajo esta premisa, la solubilidad de un aceite dieléctrico en anilina será mayor cuando el aceite sea más aromático, ya que la anilina es un producto aromático.

2. A mayor temperatura a la cual se efectúa la disolución, mayor será la cantidad de aceite que se disuelve en anilina. Si la temperatura sube suficientemente, llegara un momento en que todo el aceite se disolverá

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en la anilina, sin importar la naturaleza del aceite dieléctrico que se analiza.

Teniendo en cuenta estos dos factores, se puede decir que el punto de anilina se utiliza con la finalidad de caracterizar la mezcla del aceite mineral dieléctrico, donde aceites dieléctricos aromáticos exhiben los menores punto de anilina y los aceites dieléctricos parafínicos muestran los puntos mas altos de anilina. Por otra parte, los aceites dieléctricos nafténicos tienen valores de punto de anilina que se encuentran entre los que exhiben los aromáticos y parafínicos. Y mediante la experimentación, se logro establecer que cuando el punto de anilina se encuentra entre 78 ºC y 86 ºC la composición del aceite mineral dieléctrico cae dentro de los límites deseados en un buen aceite dieléctrico (mayor contenido de nafténicos). El punto de anilina se determina mediante la norma ASTM D-611

• Color y Aspecto.

El color de un aceite mineral aislante se expresa con un número obtenido por comparación con una serie de colores normalizados. No es una propiedad crítica, pero puede ser útil para una evaluación comparativa. Un incremento rápido o un número de color elevado pueden indicar degradación o contaminación del aceite. Adicionalmente, la intensidad del color, también dependerá del tipo o de la serie de hidrocarburos que predominan en dicha fracción. Así por ejemplo, las mezclas parafínicas e isoparafínicas son blancas, transparentes e incoloras. Las nafténicas varían de amarillo claro a amarillo verdoso. Las aromáticas poseen coloraciones que van desde el amarillo rojizo (naranja) al marrón oscuro. Por lo anterior, se ha fijado como color máximo para aceite nuevo de transformadores el valor de 0,5 (amarillo claro), con la finalidad de asegurar que la mezcla del aceite mineral dieléctrico sea predominantemente nafténico. El color se determina mediante la norma ASTM D-1500

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Además del color, el aspecto del aceite puede mostrar turbidez o sedimentos que pueden indicar la presencia de agua libre, lodos insolubles, carbón, fibras u otros contaminantes.

• Punto de Inflamación. El punto de inflamación de un combustible liquido se define como la mínima temperatura a la cual dicho combustible emite una cantidad de vapores que son suficientes para formar una mezcla explosiva con el oxigeno del aire. La norma ASTM D-92 y ASTM D-93 mide la tendencia de la muestra a ser analizada a formar una mezcla inflamable con el aire bajo condiciones controladas en el laboratorio. El punto de inflamación de los aceites dieléctricos se ha fijado en un valor mínimo de 145 ºC (para aceite nuevo), de lo cual se deduce que cuando dichos aceites presentan puntos de inflamación menores que el mínimo indicado, ello significa que contienen hidrocarburos de menor numero de átomos de carbono, que el considerado normal para los aceites dieléctricos.

• Tensión Interfacial.

Por definición la tensión superficial es un fenómeno físico–químico que se produce o tiene su origen en las fuerzas de atracción que existen entre las moléculas de los líquidos. Son precisamente estas fuerzas las que tienden a dar forma esférica a los líquidos que no están sometidos a fuerzas externas. Así por ejemplo, las gotas de un líquido suspendidas en el aire o en otro líquido en el cual es insoluble, siempre toman forma esférica, precisamente debido a esas fuerzas intramoleculares o “Fuerza de Cohesión”. La superficie de contacto entre dos fases condensadas (dos líquidos o un líquido y un sólido) se define como interfase. Cuando se ponen en contacto dos líquidos inmiscibles el sistema considerado estará formado por las dos fases líquidas y la interfase de contacto entre ellas, tal como ocurre con el sistema aceite-agua. Ahora bien, en la interfase o superficie de contacto de dos líquidos insolubles, las moléculas de la interfase entre los dos líquidos estarán sometidas a fuerzas de magnitudes diferentes a las que están sometidas las

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moléculas del seno de cada uno de los líquidos, lo que tiende a modificar la tensión superficial de ambos líquidos en la zona de la interfase, y en este caso se habla de tensión interfacial, la cual siempre es referida al agua, como patrón de comparación. (Figura 2.3).

Figura 2.3. Interfase entre dos líquidos. Cuanto más parecidos sean dos líquidos en su polaridad menor será el valor de la tensión interfacial entre ellos. La tensión interfacial entre un aceite mineral dieléctrico y el agua, es una medida de la fuerza de atracción entre las moléculas del aceite mineral dieléctrico (moléculas de hidrocarburo saturado no polar) y del agua (molécula altamente polar) y se expresa en dinas por centímetro (dinas/cm) Con el paso del tiempo, y debido a la combinación de calor, campos eléctricos, agua y oxígeno se van generando compuestos polares (compuestos hidrofílicos) en el aceite que afectan a su capacidad aislante, ya que estos compuestos facilitan el paso de la corriente eléctrica a través del aceite. Así, mientras mayor sea la concentración de materiales hidrofílicos en el aceite, menor será la tensión interfacial del aceite medida contra el agua Los compuestos polares se van acumulando y afectan a la tensión interfacial, reduciéndola, lo que facilita que el agua y otros contaminantes se emulsionen con el aceite, aumentando su conductividad. Este aumento de la conductividad del aceite conlleva a que el calor disipado por éste sea menor, lo que facilita a

INTERFASE

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su vez la degradación del aceite en forman de especies oxigenadas, tales como ácidos carboxílicos, que son de naturaleza hidrofílica y la acumulación de estos contaminantes darán paso a la formación de lodos. Se produce así un efecto "bola de nieve", acelerándose el proceso exponencialmente, afectándose las propiedades físicas (tensión interfacial), químicas (la acidez) y eléctricas (rigidez dieléctrica) del aceite. La disminución en el valor de la tensión interfacial nos da una indicación del grado de envejecimiento del aceite, de su nivel de oxidación, y /o de la presencia de impurezas. En el aceite nuevo la tensión interfacial tiene un valor entre 40 y 45 dinas/cm, mientras que en un aceite envejecido puede bajar a 25-30 dinas/cm. Por todo lo anterior, la prueba de tensión interfacial es importante para detectar contaminantes polares solubles (productos de deterioro del aceite), que generalmente producen una baja tensión interfacial. Esta prueba se realiza mediante la norma ASTM D-971.

• Gravedad Específica.

La gravedad específica mide el peso de una unidad de volumen de una determinada sustancia, a una temperatura dada. En el caso de los aceites minerales dieléctricos, esa temperatura es de 15.6 º C. La gravedad especifica de un aceite mineral dieléctrico, puede dar una medida de la composición de dicho aceite. Es decir, los aceites parafínicos son mas livianos que los nafténicos y estos a su ves son mas livianos que los aromáticos. De tal manera que cuando se estableció que la gravedad especifica para los aceites dieléctricos debe ser menor de 0.910 gr/cm3 a 15.6 º C se pretendió limitar a un nivel aceptable la aromaticidad de los mismos. Otro factor importante relacionado con la gravedad especifica de los aceites minerales dieléctricos, es el aumento que experimenta el volumen de un aceite cuando se aumenta su temperatura, propiedad que se conoce como factor de expansión de volumen de dicho aceite (Figura 2.4). Cuando el cambio en la gravedad es bastante acentuado con pequeños cambios de temperatura, las corrientes de conveción se realizan en forma mas notable y el aceite cumple mejor su función de refrigeración.

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Figura 2.4. Cambios de la gravedad especifica en función de la temperatura

• Viscosidad. Es una medida de la resistencia del fluido bajo condiciones específicas. Se reporta en saybolt Universal Segundos y afecta la habilidad del fluido para transferir calor. Es un importante factor en el control de la disipación de calor. El envejecimiento y la oxidación del aceite tienden a incrementar la viscosidad. La temperatura también afecta a la viscosidad. Un acentuado crecimiento de la viscosidad acompañada de un incremento del número de neutralización y bajo un color oscuro, puede indicar un deterioro del aceite así como un efecto acentuado de la oxidación. Esta prueba se rige bajo la norma ASTM D-445

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• Rigidez dieléctrica. Métodos Normalizados ASTM D-1816 y D-877. El voltaje asociado con la rigidez dieléctrica, es una medida importante de los esfuerzos dieléctricos que el aceite mineral dieléctrico podrá soportar sin que llegue a fallar. Se mide mediante la aplicación de un determinado voltaje entre dos electrodos bajo condiciones prescritas por las normas ASTM D-1816 y D-877. . Esta prueba sirve como una indicación de la presencia de contaminantes particularmente la humedad, elementos sólidos, semi sólidos y gases disueltos. La prueba de rigidez dieléctrica es muy sensible al contenido de agua en el aceite, pues además de ser esta un compuesto polar o conductor de electricidad, hace que muchos compuestos tensoactivos ionicen y se vuelvan más conductores de electricidad. Al llegar a los veinte kilo voltios por centímetros la rigidez se estabiliza a un valor prácticamente constante, debido a que con una proporción de agua tan elevada, las gotitas se reúnen formando gotas de mayor volumen, que se depositan en el fondo del recipiente. Figura 2.5.

Figura 2.5. Valor de rigidez dieléctrica en función del contenido de agua

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La rigidez dieléctrica del aceite aislante mineral aumenta con la temperatura, hasta los 60 grados porque hasta dicha temperatura baja la viscosidad. A partir de los 60 grados aproximadamente la viscosidad permanece constante, mientras que la rigidez dieléctrica comienza aumentar de valor. El máximo valor de la rigidez dieléctrica se obtiene aproximadamente entre los ochenta y noventa grados. Otras experiencias afirman que el máximo de rigidez dieléctrica se obtiene aproximadamente a los sesenta grados y la mínima rigidez dieléctrica se obtiene entre los menos veinte y el cero grado. Figura 2.6.

Figura 2.6. Valor de rigidez dieléctrica en función de la temperatura y viscosidad.

• Factor de Potencia El factor de potencia mide la cantidad de corriente que pasa a través del aceite, entre dos celdas o electrodos, colocados a una distancia predeterminada, cuando son sometidos a una tensión eléctrica también predeterminada. El factor de potencia mide las pérdidas de corriente, que tienen lugar dentro del equipo, cuando se encuentra en operación.

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Esta prueba es útil para evaluar un aceite nuevo y aceite nuevo vaciado en un transformador. También es excelente para monitorear el aceite del transformador en servicio, debido a que en servicio, existen ciertas condiciones que degradan el aceite, lo cual se evidencia en modificaciones de los resultados del factor de potencia del aceite. Cuando el aceite del transformador se somete a campos de comente alterna (CA), se producen pérdidas dieléctricas que causan dos efectos. La corriente resultante se desfasa ligeramente debido al campo de comente alterna aplicado y la energía de las pérdidas se disipa en forma de calor. El factor de potencia del aceite y el factor de disipación son medidas directas de esas perdidas dieléctricas. El aceite nuevo, limpio y seco presenta un valor bastante pequeño de factor de potencia. La contaminación del aceite por presencia de compuestos polares aumentará el factor de potencia del aceite, y a su vez es la causa de los aumentos anormales de temperatura en los equipos en operación. El envejecimiento y la oxidación del aceite también elevarán los valores del factor de potencia del aceite dieléctrico. La prueba de comprobación del factor de potencia del aceite mineral dieléctrico se realiza, por lo general, a dos temperaturas: 25 º C y 100 º C. La razón es que las dos lecturas cómo se modifican en el tiempo pueden ser de suma utilidad al diagnosticar cuál es la causa de un elevado factor de potencia (humedad, oxidación del aceite o contaminación). Además, el valor a 100 º C, en muchas ocasiones, es más sensible a los pequeños cambios que se presenten en las características del aceite. Por lo general, los valores del factor de potencia del aceite son números pequeños (en los Estados Unidos se decidió presentarlo como un porcentaje). Como ejemplo, un aceite recién vaciado en un transformador nuevo de tensión menor de 230 kV el factor de potencia de ese aceite a 25 º C no debería ser mayor de 0,0005 (0,05%), que es el límite recomendado para este valor. En el caso de transformadores de medida de muy alta tensión (> 400 kV), debe prestarse especial atención a este análisis porque se ha descrito que elevados valores pueden conducir a embalamientos térmicos con un posible fallo del equipo. El factor de potencia a 25 º C se mide mediante la norma ASTM D-924 El factor de potencia a 100 º C se mide mediante la norma IEC 60247

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• Azufre Corrosivo La prueba de azufre corrosivo tiene por objeto determinar la presencia de compuestos activos de azufre que reaccionan con una lamina de plata a 140 º C. El azufre está presente en aceites refinados formando moléculas que contienen azufre. La cantidad depende de los procesos de refino del aceite, el grado de refino y el tipo de crudo. Debido a un pobre refino, a contaminación o a las condiciones de trabajo del propio transformador, estas moléculas se pueden descomponer dando lugar a especies que pueden provocar corrosión a las temperaturas de trabajo. Los compuestos activos de azufre, además de que exhiben una cierta polaridad en sus moléculas, reaccionan con el cobre o con los otros metales del transformador para formar compuestos organometálicos. Al humedecerse forman iones muy conductores de electricidad, los cuales al permanecer disueltos en el aceite, lo hacen más conductor, aumentando así las pérdidas de corriente en el transformador. El azufre corrosivo se detecta mediante los siguientes métodos de ensayo normalizados:

• ASTM 1275 • IEC 62535 • DIN 51353

• Contenido de Humedad (ppm) Como se sabe el agua es muy poco soluble en los aceites dieléctricos, pero aun así, las muy pequeñas cantidades de humedad que dichos aceites pueden contener en un momento dado, son suficientes para cambiar drásticamente su conductividad eléctrica. La solubilidad del agua en los aceites dieléctricos varia con la temperatura, lo cual nos dice que un aceite caliente es capaz de disolver mas agua que un aceite frió. Así, por ejemplo, un aceite dieléctrico sometido a una temperatura

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moderadamente elevada, puede disolver, desde la atmósfera, una apreciable cantidad de humedad, la cual esta limitada por la condición de equilibrio o de saturación de humedad del aceite a esa temperatura. Esa condición de equilibrio es diferente para cada temperatura. Ahora bien, cuando un aceite que ha logrado su condición de saturación respecto a la humedad a una elevada temperatura, esa humedad en exceso no permanecerá disuelta en el mismo, sino que comenzará a condensar microgotas y se irán juntando hasta formar gotas mas grandes y finalmente se precipitaran sobre el bobinado y el fondo de la cuba. Igual puede pasar en los transformadores que se encuentran abiertos a la atmósfera, por los cambios de temperatura que se suceden entre el día y la noche. Conviene mencionar que el agua no es solo perjudicial en los aceites de transformadores por el hecho que aumenta su conductividad eléctrica, sino que además, el agua suspendida es un elemento altamente corrosivo a los metales ferrosos y por ello forma óxido de hierro que posteriormente se disuelve en el aceite y lo hace mas conductor. También el agua suspendida y/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.

• Estabilidad a la Oxidación (72 y 164 horas) Los aceites minerales dieléctricos experimentan un proceso de degradación natural inevitable cuando se encuentran en contacto con el oxigeno. Ese proceso de degradación se inicia cuando el oxigeno (elemento oxidante) se combina con los hidrógenos presentes en la cadena de hidrocarburos para formar agua. Cuando esto sucede, el hidrocarburo se vuelve mas activo químicamente debido a las dos instauraciones presentes en su molécula. Esa molécula de agua queda así disuelta en el aceite, originando reacciones posteriores de oxidación que van a dar como resultado la formación de ácidos orgánicos y lodos. Ahora bien, ya se ha mencionado que el aceite dieléctrico puede disolver una cierta cantidad de agua, la cual depende en todo caso de la temperatura a la cual se encuentra el aceite. Este hecho como es de suponer, contribuye a acelerar el proceso de oxidación de los aceites minerales y por tanto, mientras podamos mantener el aceite lo mas seco posible y fuera del contacto con el oxigeno, podremos alargar considerablemente su proceso de descomposición.

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La prueba de estabilidad a la oxidación determina la capacidad del aceite mineral dieléctrico para resistir a la oxidación bajo solicitaciones térmicas y en presencia de oxígeno y un catalizador de cobre y proporciona información general acerca de la esperanza de vida del aceite en las condiciones de servicio en equipos eléctricos. Se rige bajo la norma ASTM D-2112 y D-2440.

• Número de Neutralización (mg KOH/g.ac.) Cuando el aceite mineral dieléctrico se oxida en presencia del agua, los productos de esa reacción son de naturaleza ácida y por lo tanto el numero de neutralización de un aceite dieléctrico sirve de indicación de la mayor o menor cantidad de ácidos orgánicos que colateralmente se han podido formar en dicho aceite, durante el tiempo en que ha permanecido en uso y en contacto con la humedad disuelta y precipitada. Este análisis se realiza bajo la norma ASTM D-974

• Contenido de inhibidor. Esta determinación es de gran importancia y se realiza en aceites que contienen inhibidores de oxidación no naturales, es decir, que se adicionan durante el proceso de fabricación. El inhibidor mas conocido es el d-terbutil-para-cresol (DBPC o BHT) en una concentración de aproximadamente 0,3%. En estos aceites inhibidos, prácticamente no se producen fenómenos de oxidación, o se degradan más lentamente que los no inhibidos, siempre que el inhibidor activo este presente. El grado de protección proporcionado por el inhibidor de oxidación es una función de la composición del aceite y de la concentración del aditivo. Cuando se consume el inhibidor el deterioro del aceite es mucho más veloz que en el caso de los aceites no inhibidos por lo que este ensayo indica la vida útil remanente del aceite o la necesidad de agregar nuevamente el inhibidor (Figura 2.7). Es conveniente hacer notar que en el caso de estos aceites, la aparición de acidez orgánica reciente tiene lugar una vez agotado el inhibidor o sea que la detección de la misma sólo sirve para indicar que ya es demasiado tarde para tomar otra decisión que no sea el cambio d e aceite en forma urgente.

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Figura 2.7. Curva de oxidación de un aceite no inhibido vs. un aceite inhibido

El análisis de contenido de inhibidor se realiza bajo la norma ASTM D-2668

2.6. Normas limites recomendados para aceites dieléctricos nuevos y en uso.

Las normas IEC, IEEE y ASTM se utilizan como referencia a la hora de realizar recepción de aceites nuevos, aceites tratados y en uso para transformadores de potencia, transformadores de medida, interruptores y cambiadores de tomas.

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Tabla 2.4. Especificaciones para aceite mineral dieléctrico nuevo según IEC 60296:2003

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Tabla 2.5. Especificaciones para aceite mineral dieléctrico nuevo según ASTM D-3487-00

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Tabla 2.6. Límites recomendados para aceite aislante luego de llenado en equipos nuevos antes de energizar según IEC 60422: 2005

Voltage de Equipos (kV) Propiedad

< 72,5 72,5 - 170 > 170

Humedad (PPM) 20 < 10 < 10

Rigidez (kV) > 55 > 60 > 60

Factor de disipación FP a 90ºC (40-60 Hz)

Max. 0,015 Max. 0,015 Max. 0,010

Acidez (mgKOH/gaceite

) Max. 0,03 Max. 0,03 Max. 0,03

Tensión interfacial (mN/m)

Min. 35 Min. 35 Min. 35

Color Max. 2,0 Max. 2,0 Max. 2,0

Apariencia Claro y libre de sedimentos y materia suspendida

Tabla 2.7. Límites de referencia para diagnóstico de aceite en uso de transformadores y reactores según IEC 60422:2005.

Equipos de tensión nominal X> 170 (Categoría O y A)

Equipos de tensión nominal 72,5> X ≤170 (Categoría B)

Equipos de tensión nominal X ≤ 72,5 (Categoría C)

Propiedad Bueno Moderado Pobre Bueno Moderado Pobre Bueno Moderado Pobre

Humedad (PPM) < 5 5 - 10 > 10 < 5 5 - 15 > 15 < 10 10 - 25 > 25 Rigidez (kV) > 60 50 - 60 < 50 > 50 40 - 50 < 40 > 40 30 - 40 < 30

Factor de disipación FP a 90ºC (40-60

Hz) < 0,10 0,10 - 0,20 > 0,20 < 0,10 0,10 - 0,50 > 0,50 < 0,10 0,10 - 0,50 > 0,50

Acidez (mgKOH/gaceite) < 0,10 0,10 - 0,15 > 0,15 < 0,10 0,10 - 0,20 > 0,20 < 0,15 0,15 - 0,30 > 0,30

Tensión interfacial (mN/m) > 28 22 - 28 < 22 > 28 22 - 28 < 22 > 28 22 - 28 < 22

Color y apariencia claro y sin

contaminación visible

oscuro y/o turbio

claro y sin contaminación

visible oscuro y/o turbio


visible oscuro y/o

turbio

Punto de Inflamación Disminución máxima 10% Disminución máxima 10% Disminución máxima 10%

Contenido de inhibidor > 40% del valor original > 40% del valor original > 40% del valor original

Sedimentos y lodos Sin sedimentos o lodos precipitados. <0,02% en masa

Sin sedimentos o lodos precipitados. <0,02% en masa


Condición Buena Aceite en condición normal, muestreo normal. Condición Moderada Propiedades moderadas (humedad, rigidez, FP y acidez). Se recomienda mayor frecuencia de muestreo.

Condición Pobre Condiciones pobres (humedad, rigidez, FP y acidez). Se recomienda tomar acciones inmediatas bien sea regenerar el aceite o reemplazarlo.

Categoria O Trasnsformadores/reactores con sistema nominal de voltaje mayor o igual a 400 kV.

Categoria A Trasnsformadores/reactores con sistema nominal de voltaje menor de 400 kV y mayor de 170 kV. Tambien transformadores de potencia de cualquier voltaje nominal donde la continuidad de semunistro sea vital.

Categoria B Trasnsformadores/reactores con sistema nominal de voltaje mayor a 72,5 kV y menor o igual a 170 kV. Categoria C Trasnsformadores/reactores para aplicaciones de bajo o medio voltaje con sistema nominal de voltaje menor o igual a 72,5 kV.



55



Tabla 2.8. Límites de referencia para diagnóstico de aceite nuevo y en uso según IEEE C57.106-2006

56



Tabla 2.9. Límites de referencia para diagnóstico de aceite en uso de transformadores de medida/protección, interruptores y cambiadores de tomas según IEC 60422: 2005

Transformadores de Medida/Protección de tensión nominal X > 170 (Categoria

D)

Transformadores de Medida/Protección de tensión nominal X ≤170

(Categoria E)

Interruptores de tensión nominal X > 72,5 (Categoria C)

Interruptores de tensión nominal X ≤ 72,5 (Categoria G) Cambiadores de Tomas TAP (Categoria F)

Propiedad

Bueno Moderado Pobre Bueno Moderado Pobre Bueno Moderado Pobre Bueno Moderado Pobre Bueno Moderado Pobre Humedad (PPM) < 5 5 - 10 > 10 < 5 5 - 15 > 15 < 10 10 - 25 > 25 No es una prueba de rutina Igual al transformador a que pertenece

Rigidez (kV) > 60 50 - 60 < 50 > 50 40 - 50 < 40 > 40 30 - 40 < 30 < 30 TAP sin carga <25

TAP una fase o sumergidos en cuba <40

Factor de disipación FP a 90ºC (40-60 Hz)

< 0,01 0,01 - 0,03 > 0,03 < 0,10 0,10 -

0,30 > 0,30 < 0,10 0,10 - 0,50 > 0,50 No es una prueba de rutina No es una prueba de rutina

Acidez (mgKOH/gaceite

) < 0,10 0,10 -

0,15 > 0,15 < 0,10 0,10 - 0,20 > 0,20 < 0,15 0,15 -

0,30 > 0,30 No es una prueba de rutina No es una prueba de rutina

Tensión interfacial (mN/m)

> 28 22 - 28 < 22 No es una prueba de rutina > 28 22 - 28 < 22 No aplica No aplica

Color y apariencia

claro y sin contaminació

n visible oscuro y/o

turbio


visible oscuro y/o

turbio


visible oscuro y/o

turbio


visible

oscuro y/o

turbio


visible oscuro y/o

turbio

Punto de Inflamación Disminución maxima 10% Disminución maxima 10% Disminución maxima 10% Disminución maxima 10% Disminución maxima 10%

Contenido de inhibidor > 40% del valor original > 40% del valor original > 40% del valor original > 40% del valor original > 40% del valor original

Sedimentos y lodos






Condición Buena Aceite en condición normal, muestreo normal. Condición Moderada Propiedades moderadas (humedad, rigidez, FP y acidez). Se recomienda mayor frecuencia de muestreo.

Condición Pobre Condiciones pobres (humedad, rigidez, FP y acidez). Se recomienda tomar acciones inmediatas bien sea regenerar el aceite o reemplazarlo.

Categoria C Trasnsformadores/reactores para aplicaciones de bajo o medio voltaje con sistema nominal de voltaje menor o igual a 72,5 kV. Interruptores llenos de aceite con sistema nominal de voltaje mayor de 72,5 kV. Seccionadores llenos de aceite con sistema nominal de voltaje menor o igual de 16 kV.

Categoria D Trasnsformadores de medición/protección con sistema nominal de voltaje mayor de 170 kV. Categoria E Trasnsformadores de medición/protección con sistema nominal de voltaje menor o igual de 170 kV. Categoria F Interruptores llenos de aceite con sistema nominal de voltaje menor o igual de 72,5 kV. Seccionadores llenos de aceite con sistema nominal de voltaje mayor o igual a 16 kV.

NORMATIVA VIGENTE PARA EL USO DE ACEITE MINERAL DIELECTRICO NUEVO EN TRANSFORMADORES Y DEMAS EQUIPOS

DE POTENCIA EN CORPOELEC. AGOSTO 2011.

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59



2.7. AGUA EN TRANSFORMADORES

La humedad entra al transformador por contaminación externa (aceite húmedo, silica humedad; fugas, alto contenido de oxigeno) o generada internamente por la oxidación y envejecimiento del aislamiento compuesto papel-aceite. Es de resaltar que en el transformador casi en 98 % el agua esta contenido en el aislamiento sólido, motivado a que la celulosa tiene una mayor afinidad por el agua que el aceite. Pequeñas cantidades de humedad causan una perdida significativa del aislamiento sólido. Hay una regla que dice que cuando se duplica la humedad la vida del transformador se reduce a la mitad. Cuanta agua es dañina para el transformador. Las personas encargadas del mantenimiento de transformadores reconocen que el agua en transformadores es un problema, debido a que la vida útil del transformador esta definida por el aislamiento sólido y este se ve afectado muy fuertemente por el agua. Un alto contenido de humedad puede conllevar a una falla eléctrica, por perdida del aislamiento. El agua puede entrar al transformador de las siguientes maneras:

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¿Cómo se ve afectada la vida del transformador por el Factor de Envejecimiento?

Figura 2.8. Vida útil vs. porcentaje de humedad por peso seco.

Tabla 2.10. Daños causados en un transformador por humedad

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Efectos de la humedad.

´ A. H2O libre en el aceite

1. D877 30-80 ppm. 2. Cuando la ve no hay necesidad de prueba dieléctrica

B. H2O en solución en el aceite

1. No se puede “ver” con prueba dieléctrica. 2. El aceite es claro como el cristal con H2O en solución. 3. La solubilidad varía con la temperatura.

C. Saturación – punto de oscuridad.

1. El punto de oscuridad es la temperatura a la cual el aceite está 100 % saturado (como el punto de rocío) con H2O.

2. Gotitas microscópicas – si la temperatura cae por debajo del punto de oscuridad el aceite se torna claro nuevamente.

D. H2O en el aceite en estado de emulsión.

1. El H2O se “oculta” en los productos en desintegración. 2. No se puede “ver” con la prueba dieléctrica. 3. El aceite envejecido puede retener más H2O que el aceite nuevo.

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Figura 2.9. Curva del punto de oscuridad 100 % de saturación en un aceite

mineral promedio.

Figura 2.10. Curva del punto de oscuridad.

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E. Prueba de Karl Fischer (ASTM D1533)

1. Mide el total de H2O en la muestra de aceite:

a. Libre. b. En solución. c. En emulsión.

2. Importante: registrar la temperatura del aceite cuando se toma la muestra.

Concepto de Equilibrio A. El gas, el aceite y el papel con H2O como “sistema”.

1. La misma “saturación relativa” en cada material. 2. Ejemplo de punto de rocío. 3. Temperatura del aceite y efectos sobre el H2O.

Figura 2.11. Transformador en equilibrio dinámico.

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Figura 2.12. Temperatura en la parte alta vs. la parte baja.

Figura 2.13. Revisión de la muestra del fondo.

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Porqué se usa la muestra de fondo?.

Figura 2.14. Distribución de la humedad en el transformador.

Figura 2.15. Absorción de agua en el aceite debido a la humedad relativa del

aire.

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• Métodos de Evaluación de la Humedad en el aislamiento compuesto papel-aceite.

A. Datos de dos transformadores diferentes

1. El resultado de la prueba de Kart Fischer es de 30 ppm de H2O en el aceite para cada uno de los dos transformadores.

2. La temperatura del aceite es 50 ºC y 70 ºC respectivamente de cada

transformador.

3. Las características del transformador Nº 1 es:

10 MVA, 700 Kg de papel, 600 Kg de aceite. 4. Las características del transformador Nº 2 es:

40 MVA, 1800 Kg de papel, 20000 Kg de aceite.

B. Método curva de Oommen equilibrio aceite-papel. C. Método dos basado en el porcentaje de saturación del aceite.

Figura 2.16. Humedad en el papel vs. Humedad en el aceite. Curvas de

Oommen para regiones de baja humedad y alta humedad.

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Figura 2.17. Humedad en el papel vs. Humedad en el aceite. Curvas de Oommen para regiones de alta humedad y alta humedad.

• Calculo de la cantidad de agua que hay en el papel y el aceite para el transformador Nº 1.

De acuerdo con la grafica de Oommen para regiones de baja energía, para una humedad de 30 ppm y 50 ºC de temperatura. Nos ubicamos en el eje X y buscamos el valor de 30 ppm, luego subimos en línea vertical hasta donde esta la curva de 50 ºC. Posteriormente en la se va en forma horizontal y determinamos el % de humedad en el papel. % de humedad en el papel = 3.1 %. Ahora calculamos cuantos litros de agua esta contenido en le papel y en el aceite.

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Ecuaciones: Cantidad de agua en la Celulosa= (Peso de papel x % de humedad)/100=21,7 Kg de agua. Cantidad de agua en el aceite= (peso de aceite x ppm H2O)/1000000.=0.18 Kg de agua. Cuanta agua debo extraer del papel para que la humedad se ajuste a un valor aceptable de al menos 2%. Cantidad de agua a extraer para ajustar a 2%= (Peso de papel x (% de humedad calculado - % de humedad a ajustar 2%))/100= 7.7 Kg de agua deben ser removidos del papel.

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• Método dos basado en el porcentaje de saturación del aceite

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2.8. Degradación del Aislamiento Sólido (Celulosa) Las cadenas de polímero del aislamiento sólido celulósico (papel, cartón, bloques de madera) contienen un gran número de anillos de anhidro glucosa que tiene enlaces débiles C-O y enlaces glicosídicos que son menos estables que los enlaces de los hidrocarburos del aceite, y que se descomponen a temperaturas inferiores. A temperaturas superiores a 105 ºC tiene lugar, con velocidad significativa, la escisión o rompimiento de la cadena del polímero, y por encima de 300 ºC se produce su completa descomposición y carbonización. Durante la operación normal de un transformador se forman principalmente monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO2) y vapor de agua y con velocidades de descomposición exponencialmente proporcional a la temperatura, así como también, se generan cantidades menores de hidrocarburos gaseosos y compuestos furánicos. La presencia de estos compuestos derivados de la degradación del papel aislante, ha permitido elaborar tres métodos con los cuales se pueden detectar cambios en la condición de la celulosa del papel:

1. Medición del grado de polimerización. 2. Medición de los compuestos furánicos (furanos) disueltos en el aceite. 3. Medición de los gases disueltos en el aceite (CO, CO2 por cromatografía

de gases). Los métodos 2 y 3 son considerados métodos indirectos, ya que las pruebas no se realizan directamente en una muestra de papel obtenida del devanado, sino en el aceite muestreado del equipo.

1. Medición del grado de polimerización (DP). El Grado de Polimerización representa el número de monómeros de glucosa presentes en la molécula de la celulosa del papel y este valor se encuentra críticamente relacionado con la rigidez mecánica del papel.

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Durante la fabricación de un transformador, el DP del papel se encuentra entre 1000 y 1300, el secado del transformador lo reduce a 950 y el envejecimiento en servicio lo reduce mucho más, a un DP entre 950 y 500, la rigidez mecánica es constante, pero en el margen de 500 – 200, esta rigidez decrece en proporción directa al DP, a un DP de 150 la rigidez mecánica se reduce a 20% de su valor inicial y debajo de este valor el papel no tiene rigidez mecánica alguna, por lo que en la industria se considera que debajo de un DP = 200, el papel pierde todas sus propiedades mecánicas y el equipo es susceptible a daños. Un pequeño aumento en el porcentaje de humedad reduce en gran medida la expectativa de vida del aislamiento, por lo que el contenido de humedad es considerado en extremo dañino para el papel aislante. La presencia de humedad en el sistema de aislamiento juega un rol crítico en la vida del equipo, ya que la humedad deteriora la rigidez dieléctrica y mecánica, y bajo condiciones de sobrecarga promueve la evolución de burbujas en el aceite, la vida mecánica del aislamiento se reduce a la mitad cuando se dobla el contenido de humedad y la tasa de deterioro del papel es proporcional al contenido de agua. En cuanto al contenido de oxígeno, su reacción con el aceite aislante crea productos químicos derivados de la oxidación tales como ácidos, aldehídos, epóxidos, etc. que son agresivos con el papel y lo desgarran molécula a molécula, por lo que afectan de manera negativa la vida del papel aislante y la degradación del papel por oxígeno produce humedad, lo cual debilita las uniones de las moléculas de la glucosa del papel, por lo que las reacciones secundarias provocarían rupturas en la cadena del polímero lineal (celulosa) que entrega la rigidez mecánica al papel, degradándolo y disminuyendo así su grado de polimerización y su rigidez mecánica. Ahora bien, la calidad del aislamiento de celulosa puede ser medido directamente mediante la determinación del grado de polimerización (DP) por medio del método del promedio viscosimetrito (ASTM D-4243 / IEC-60450), El método del muestreo del papel se considera el más exacto en la estimación del valor del DP y por tanto en la vida del aislamiento, pero presenta ciertos problemas tales como:

- El tomar una muestra de papel del interior del transformador causa mucho trabajo y consume tiempo y dinero, además, es necesario desencubar el transformador para obtener una muestra del papel.

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- El valor de DPV determinado por medio del método viscosimétrico solamente es una estimación aproximada de la longitud promedio de la cadena de celulosa.

- La información acerca del envejecimiento está relacionada con el lugar

de donde la muestra es retirada y no provee información acerca del estado global del aislamiento ni de la condición de los lugares críticos.

2. Medición de los compuestos furánicos (furanos) disueltos en el aceite.

El análisis de furanos es una técnica importante en la detección del deterioro térmico, hidrolítico y oxidativo del aislamiento sólido (papel) del transformador y es un complemento para la cromatografía de gases cuando se trata de la descomposición del papel aislante. El papel aislante esta constituido de celulosa, que es un polímero constituido por largas cadenas de anillos de glucosa, que conforman complejos glucosídicos. Ahora bien, por los diferentes procesos que ocurren dentro del transformador y particularmente por razones de una degradación de origen térmico que compromete al papel aislante, las cadenas glucosídicas se rompen formando anillos abiertos de glucosa. Pero la glucosa es inestable y además tiene una baja estabilidad en el aceite. Posteriormente la glucosa se degrada para formar furanos, que si son estables y solubles en el aceite. Es decir que se produce una oxidación de los anillos abiertos de glucosa. Estos furanos formados, se pueden medir en el aceite mineral dieléctrico en partes por billón (ppb), utilizando un cromatógrafo de alta presión de liquido (HLPC), siguiendo la norma ASTM D-5837 Los principales tipos de furanos que se analizan y sus causas más comunes son los siguientes:

• 5-Hidroximetil-2-furaldehido; causado por oxidación (envejecimiento y envejecimiento) del papel

• 2-Furfurol (Alcohol furfurilico); causado por alta humedad en el papel • 2-Furaldehido; causado por sobrecalentamiento

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• 2-Acetil Furano; causado por descargas • 5-Metil-2-furaldehido; causado por sobrecalentamiento local severo

Cabe destacar que varios autores coinciden en afirmar que el furano mas abundante y con ventaja amplia sobre los demás es el 2-Furaldehido, razón por la cual la mayoría de las investigaciones consideran los diferentes furanos como total de furanos, sin distinguir individualmente cada compuesto, dado que seria impractico. La Tabla 2.11 resultado de investigaciones realizados por el instituto S.D. Myers relaciona en la primera columna el contenido de furanos determinados en equipos con papel (celulosa) sin ningún tratamiento térmico de mejoramiento, en la segunda columna expone el contenido de furanos en equipos con papel mejorado térmicamente, en la tercera columna estima el grado de polimerización según el contenido de furanos, en la cuarta columna ofrece una estimación de la vida remanente del equipo y en la quinta y ultima columna ofrece una interpretación de acuerdo a los valores determinados de contenido de furanos. Tabla 2.11. Interpretación de la condición del aislamiento sólido (celulosa) de acuerdo al contenido de furanos determinados en un transformador de potencia

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Adicionalmente el instituto S.D. Myers sugiere que se tengan en cuenta los siguientes criterios de calificación de contenido total de furanos: 20 ppb Papel nuevo 20 - 100 ppb Normal 100 – 250 ppb Cuestionable 250 – 1000 ppb Degradación sustancial 1000 – 4000 ppb Deterioro severo > 4000 ppb Fin de la vida útil (DP < 200) 2.9. Cromatografía de Gases.

2.9.1. Descomposición del Aceite.

Los aceites minerales aislantes se encuentran constituidos por una mezcla de diferentes moléculas de hidrocarburos que contienen grupos químicos CH3, CH2 y CH unidos por enlaces carbono-carbono y carbono-hidrógeno. Este aceite aislante en un equipo de potencia, bajo condiciones normales de operación, puede generar gases hasta cierto grado, sin embargo, un sobre calentamiento general o local (Defectos Térmicos), problemas dieléctricos (Defectos Eléctricos) o la combinación de ambos defectos pueden llevar a una generación anormal de gases. Los Defectos Térmicos ocurren cuando el aislamiento alcanza una temperatura excesiva, como resultado de:

• Refrigeración Insuficiente. • Corrientes circulatorias excesivas en partes metálicas adyacentes

(como resultado de malos contactos, corrientes de Foucault, perdidas inducidas o flujo disperso)

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• Corrientes circulatorias excesivas a través del aislamiento (como resultado de altas pérdidas dieléctricas), que conducen a fenómenos de avalancha térmica.

• Sobrecalentamiento del devanado interno o de una salida a borna.

Los Defectos Eléctricos son descargas eléctricas del tipo parcial o disruptiva que pueden ocurrir a través del aislamiento. La Descarga Parcial es el tipo de descarga eléctrica que sólo puentea parcialmente el aislamiento entre conductores. Puede tener lugar dentro del aislamiento o ser adyacente al conductor. El efecto corona es una forma de descarga parcial que tiene lugar en un medio gaseoso alrededor de conductores alejados de aislamientos sólidos o líquidos. La cera X es un material sólido que se forma a partir de aceite mineral aislante como resultado de descargas eléctricas y que consiste en fragmentos polimerizados de las moléculas del líquido original. La Descarga Disruptiva es la formación de un arco como consecuencia de la perforación del aislamiento. A menudo se describe este tipo de descarga como arcos, perforaciones o cortocircuitos. También se utilizan los siguientes términos más específicos:

• Cebado (descarga a través del aceite).

• Perforación (descarga a través del aislamiento sólido).

• Contorneamiento (descarga en la superficie del aislamiento sólido).

• Formación de caminos conductores (degradación progresiva de la

superficie del aislamiento sólido debido a descargas locales para

formar caminos conductores o parcialmente conductores).

• Descargas por chispas eléctricas que, según las convenciones de la

física, son rupturas dieléctricas locales de alta densidad de ionización o

pequeños arcos.

Dependiendo de la cantidad de energía acumulada en la descarga, ésta se describirá como descarga de baja o alta energía, en función de la extensión del daño observado en el equipo.

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El resultado de estos defectos ocasiona el rompimiento de alguno de los enlaces C-C y C-H, con formación de fragmentos pequeños inestables, en forma de radicales o iones, como son H, CH3, CH2, CH o C (entre muchas otras formas más complejas), que se recombinan rápidamente, mediante reacciones complejas, para dar moléculas gaseosas como son hidrógeno (H-H), metano (CH3-H), etano (CH3-CH3), etileno (CH2=CH2) o acetileno (CH≡CH). Otros productos posibles de la recombinación de los radicales son hidrocarburos de cadena más larga como C3 y C4, partículas sólidas de carbono y polímeros a base de hidrocarburos (cera X).

La formación de estos gases depende de la presencia de cada hidrocarburo, de la distribución de energía y la temperatura en la vecindad (alrededores) de la falla y el tiempo durante el cual el aceite es estresado térmica o eléctricamente.

De acuerdo a la distribución de energía los defectos de descargas parciales, favorecen la escisión de enlaces C-H, que son los más débiles (338 kJ/mol), mediante reacciones de ionización, por lo que el hidrógeno es el principal gas de recombinación. Por otro lado, se necesita más energía para la rotura de los enlaces C-C y su recombinación en gases con enlaces C-C sencillos (607 kJ/mol), dobles enlaces C=C (720 kJ/mol) o triples enlaces C≡C (960 kJ/mol). La teoría de la generación de gases de acuerdo a la temperatura, se basa en los estudios realizados por Halstead, que desarrolló modelos termodinámicos basados en la presión parcial de cada gas generado en función de la temperatura y utilizando constantes de equilibrio conocidas para cada reacción de descomposición (Figura 2.18). En esta figura se observa que la generación de hidrógeno se incrementa con la temperatura, la formación de metano, etano y etileno es única para cada uno e igualmente dependen de la temperatura. Adicionalmente se infiere que la formación de acetileno es apreciable a temperaturas superiores a los 700 ° C.

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Figura 2.18. Presión Parcial de Equilibrio Térmico de Halsted como función de la Temperatura

En la Figura 2.19 se puede observar de forma mas detallada la generación de gases combustibles en relación a la temperatura del aceite aislante. Los

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defectos de descargas parciales, favorecen la formación de gas hidrogeno a temperaturas normales de operación (menores a 65 ºC).

Figura 2.19. Generación de gases combustibles vs temperatura aproximada de descomposición del aceite mineral.

Los defectos térmicos entre 200 y 300 ºC favorecen la formación de etano y metano, y a medida que aumenta el punto caliente por encima de los 350 ºC es el etileno el gas principal generado por el defecto térmico. Las descargas eléctricas del tipo arco eléctrico generan altas concentraciones de gas

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hidrogeno y gas acetileno el cual requiere temperaturas de al menos, 800 °C a 1200 °C y un enfriamiento muy rápido para acumularse como gas estable de recombinación. El acetileno se forma en cantidades significativas durante las descargas eléctricas porque el canal conductivo ionizado se encuentra a varios miles de grados centígrados, la interfaz con el aceite líquido que le rodea está necesariamente a menos de 400 °C (por encima de esta temperatura el aceite se vaporiza completamente), y hay una capa de vapores de aceite y gases de descomposición entre medias. El acetileno también se puede formar a temperaturas inferiores a los 800 ° C, pero en cantidades muy inferiores. Las partículas de carbono se forman a temperaturas de 500 °C a 800 °C y se observan después de arcos en el aceite o alrededor de puntos muy calientes. Adicionalmente, la solubilidad de los gases de falla en el aceite mineral en función de la temperatura es un factor importante para tener en cuenta en el análisis de los gases. La Tabla 2.12 muestra las solubilidades de saturación para los gases de falla, y, se puede notar que existe dos órdenes de diferencia de magnitud entre el gas menos solubles (hidrógeno) y el más soluble (acetileno).

Tabla 2.12. Solubilidad de los Gases en Transformadores inmersos en aceite con equilibrio estático a 760 mm Hg y 25 ºC.

Gas % en Volumen

Hidrógeno 7

Nitrógeno 8,6 Monóxido de Carbono 9

Oxigeno 16 %

Metano 30

Dióxido de Carbono 120 Etano 280 Etileno 280

Acetileno 400 También la mayoría de los gases que son indicativos de falla son en general los más solubles en el aceite.

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2.9.2. Formación de CO y CO2 Cuando ocurre un sobrecalentamiento del papel, se desprenden grandes cantidades de monóxido y dióxido de carbono (CO y CO2). La experiencia ha demostrado que a temperaturas y cargas de operaciones normales la relación de generación de CO2 es 7 veces mayor que la de CO, y la formación de estos compuestos a partir del papel aislante impregnado en aceite aumenta rápidamente con la temperatura. La norma IEC 60599 considera que relaciones de CO2/CO inferiores a 3 se consideran, generalmente, como una indicación de que el papel probablemente está involucrado en el defecto, con algún grado de carbonización. Y es recomendable realizar un análisis de derivados furánicos o la medida del grado de polimerización de muestras de papel, cuando esto sea posible.

2.9.3. Análisis de Gases Disueltos (AGD). Los gases formados como resultado de la descomposición del aceite y la descomposición de la celulosa, tienden a disolverse en el aceite pudiendo ser analizados mediante la técnica de Cromatografía de gases. El método de análisis de gases disueltos en aceite dieléctrico se encuentra estandarizado bajo la norma ASTM D3612-02. Para realizar este análisis, primero se debe tomar una muestra de aceite de la unidad a evaluar siguiendo el método de toma de muestra de aceites para el análisis de gases disueltos estandarizado en la norma ASTM D-3613. Posteriormente, este aceite es inyectado en un vial cerrado y purgado con gas argón, y es introducido en un muestreador (Headspace) que se encargara de extraer los gases disueltos en la muestra con la finalidad de poner en contacto la fase gas con la fase liquida. Los gases disueltos en la muestra son entonces equilibrados en las dos fases en contacto bajo condiciones controladas (siguiendo la Ley de Henry). En el equilibrio la fase gas es sobrepresurizada con argón y es llevada al lazo de inyección. Luego los gases contenidos en el lazo de inyección son introducidos en el Cromatógrafo de gases donde son separados, identificados y determinados cuantitativamente. La principal ventaja de este método de análisis es que puede detectar los gases disueltos en el aceite, lo que ofrece una temprana detección de una falla incipiente.

2.9.4. Métodos de Evaluación y Diagnósticos. El aspecto más importante del análisis de gases disueltos, consiste en evaluar y diagnosticar correctamente la falla incipiente o activa dependiendo de la

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presencia y cantidad de los gases que se determinaron mediante análisis cromatográfico. Para lograr esto existen diferentes normas (IEEE C57.104-91, IEC 60599-03) y esquemas internacionales como el de la Technology Research Association (ETRA).

• NORMA IEEE C57.104-91

Esta norma detalla procedimientos para análisis de gases disueltos en aceite dieléctrico, interpretando los resultados con la finalidad de proveer información positiva e importante en términos del servicio óptimo del transformador. Los métodos para análisis e interpretación de los resultados son:

• Evaluación de la condición del Transformador utilizando concentraciones individuales y concentraciones totales de gases disueltos (TDCG, siglas en ingles).

• Determinación del procedimiento de operación e intervalo de muestreo utilizando los niveles y la velocidad de generación de TDCG en el aceite.

• Evaluación del posible tipo de falla por el Método de los Gases Claves. • Evaluación del posible tipo de falla por el Método de las relaciones de

Doernenburg. • Evaluación del posible tipo de falla por el Método de las relaciones de

Roges. • Evaluación de la condición del Transformador utilizando

concentraciones individuales y concentraciones totales de gases combustibles disueltos (CTGCD).

Este procedimiento ha desarrollado un criterio de cuatro niveles para clasificar el riesgo en transformadores, para realizar la evaluación inicial de un transformador nuevo o reparado, cuando no existe análisis de gases disueltos previos, para equipos con historia previa (por lo que se debe determinar si la situación es estable o no). Sin embargo la norma advierte que las concentraciones de gases contenidas en la Tabla 2.13 son valores de consenso basados en las experiencias de muchas empresas y el analizador debe decidir si utiliza diferentes concentraciones de gases disueltos para gases individuales (particularmente el acetileno) y para concentraciones totales de gases disueltos

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sobre la base de criterios de ingeniería y experiencia con otras transformadores similares.

Tabla 2.13. Limites de concentraciones de gases según condición del equipo.

Condición 1. Los valores de CTGCD por debajo de este nivel indican que el transformador opera satisfactoriamente. Cualquier gas combustible que exceda los niveles especificados debería impulsar una investigación adicional.

Condición 2. Los valores de CTGCD dentro de estos rangos indican un nivel de gas combustible por encima de lo normal. Cualquier gas combustible que exceda los niveles especificados debería impulsar una investigación adicional. Utilizar los métodos de diagnostico de Gases claves, Rogers y Doernenburg.

Condición 3. Los valores de CTGCD dentro de estos rangos indican un alto nivel de descomposición. Cualquier gas combustible que exceda los niveles especificados debería impulsar una investigación adicional. Establecer una tendencia. Una falla o combinación de fallas puede estar presente. Utilizar los métodos de diagnostico de Gases Claves, Rogers y Doernenburg

Condición 4. Los valores de CTGCD dentro de estos rangos indican una excesiva descomposición. Continuar con el funcionamiento puede resultar en falla del transformador. Proceder inmediatamente y utilizar los métodos de diagnostico de Gases Claves, Rogers y Doernenburg

Condición del Equipo H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO CO2 CTGCD

Condición 1 100 120 35 50 65 350 2500 720

Condición 2 101 -700 121-400 36 - 50 51 - 100 66 - 100 351- 570 2501-

4000 721 -1920

Condición 3 701 -1800 401-1000 51 - 80 101 - 200 101- 150 571- 1400 4001-

10000 1921-4630

Condición 4 > 1800 > 1000 > 80 > 200 > 150 > 1400 > 10000 > 4630

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• Determinación del procedimiento de operación e intervalo de muestreo utilizando los niveles y la velocidad de generación de CTGCD en el aceite.

Cuando existe un incremento repentino en el contenido de gases disuelto en el aceite de un transformador que ha estado operando satisfactoriamente y se sospecha de una falla interna, se recomienda utilizar los procedimientos e intervalos de muestreo descritos en la Tabla 2.14, los cuales se basan en la condición del equipo establecida en la Tabla 2.13 y en los niveles y velocidad de generación de los gases combustibles disueltos totales (CTGCD). Tabla 2.14 Acciones a seguir basados en la cantidad total de gases combustibles disueltos (CTGCD).

Intervalos de muestreo y Procedimientos de Operación según la velocidad de

formación de Gases Condición del Equipo

Niveles de CTGCD (ppm)

Velocidades de Generación de

TGCD (ppm/día) Intervalo de muestreo

Procedimientos de operación

>30 Mensual

Tener precaución. Analizar cada gas

individual. Determinar la dependencia de la

carga 10 – 30 Quincenal

Condición 1 < 720

< 10 Anual Continuar con la operación normal

>30 Mensual 10 – 30 Mensual

Condición 2 721 - 1920 < 10 Quincenal

Tener precaución. Analizar cada gas

individual. Determinar la dependencia de la

carga >30 Semanal

10 – 30 Semanal Condición 3 1921 - 4630

< 10 Mensual

Tener extrema precaución. Analizar cada gas individual.

Trazar un plan y avisar al fabricante.

>30 Diario 10 – 30 Diario

Considerar sacar fuera de servicio. Avisar al

fabricante

Condición 4 > 4630 < 10 Semanal

Tener extrema precaución. Analizar cada gas individual.

Trazar un plan y avisar al fabricante.

Un incremento en la velocidad de generación de los gases indica un problema en desarrollo, por lo tanto, un intervalo de muestreo corto es recomendado, y una vez que la fuente de generación de gases es determinada ya sea por análisis, inspección, consulta o combinación de estas, y el riesgo ha sido

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evaluado, se debe aplicar un criterio de ingeniería para determinar el intervalo de muestreo final y los criterios de operación.

Evaluación del posible tipo de falla por el Método de los Gases Claves.

La dependencia en la temperatura de la descomposición del aceite y de la celulosa en los diferentes gases de falla provee la base para la determinación cualitativa del tipo de falla, de acuerdo a los gases típicos o predominantes a varias temperaturas. A estos gases predominantes y las proporciones en que se generan se les denomina “Gases Claves”. Las Figuras 2.20 a la 2.23 muestran estos gases claves de acuerdo a sus proporciones para cuatro tipo de fallas típicas.

Figura 2.20. Falla Térmica del Aceite. De la Figura 2.20 se observa que para una Falla Térmica del Aceite el gas principal en la falla es el etileno, acompañado con gas etano y metano y pequeñas cantidades de hidrógeno. Trazas de acetileno pueden generarse si la falla es severa o envuelve contactos eléctricos.

85



En la Figura 2.21 se observa que para una Falla Térmica de la celulosa el gas principal en la falla es el monóxido de carbono. Cuando ocurre este tipo de falla grandes cantidades de monóxido de carbono y dióxido de carbono son generadas por la descomposición de la celulosa. Adicionalmente gases como metano y etileno se pueden generar si la falla envuelve alguna estructura impregnada en aceite.

Figura 2.21. Falla Térmica de la Celulosa. En la Figura 2.22 se observa que para Fallas Eléctricas del Tipo Descarga Parcial de baja Densidad de Energía el gas principal en la falla es el hidrógeno, acompañado con gas metano y pequeñas cantidades de etano y etileno. Cantidades comparables de dióxido y monóxido de carbono pueden resultar de la descarga en la celulosa.

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Figura 2.22. Falla Eléctrica del tipo Descarga Parcial de baja Densidad de Energía.

En la Figura 2.23 se observa que para Fallas Eléctricas del Tipo Arco de alta intensidad el gas principal en la falla es el acetileno, acompañado con gas hidrógeno y pequeñas cantidades de metano, etileno y etano. Dióxido y monóxido de carbono pueden generarse si la falla envuelve a la celulosa. El aceite puede carbonizarse.

Figura 2.23. Falla Eléctrica del tipo Arco de alta intensidad.

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• Evaluación del posible tipo de falla por el análisis de relaciones de gases.

La utilización de las relaciones de gases para indicar un único tipo posible falla es un proceso empírico basado en la experiencia de cada investigador en la correlación de los análisis de gases de muchas unidades con el tipo de falla posteriormente asignado como la causa de la perturbación o de la falla cuando la unidad fue examinada. La utilización de las relaciones de gases para indicar un único tipo posible falla es un proceso empírico basado en la experiencia de cada investigador en la correlación de los análisis de gases de muchas unidades con el tipo de falla posteriormente asignado como la causa de la perturbación o de la falla cuando la unidad fue examinada. Este proceso se atribuyó a Doernenburg y posteriormente confirmado por Rogers en los sistemas europeos, de los que provienen la mayor parte de la correlación de diagnósticos obtenidos. Investigadores americanos han aplicado las normas europeas a las unidades en sus sistemas con mayor o menor éxito, sin embargo, una base de datos americana de tamaño comparable al de los informes europeos no existe. Las teorías de diagnóstico basadas en los principios de degradación térmica emplean una gran variedad de relaciones de determinados gases combustibles claves como el tipo de indicadores de una falla especifica. Estas cinco relaciones son: Relación 1 (R1) = CH4/H2 Relación 2 (R2) = C2H2/C2H4 Relación 3 (R3) = C2H2/CH4 Relación 4 (R4) = C2H6/C2H2 Relación 5 (R5) = C2H4/C2H6 El primer método de relaciones de gases (Método de las relaciones de Doernenburg) utiliza las relaciones 1, 2, 3 y 4. Este procedimiento requiere niveles significativos de los gases para que el diagnóstico sea válido. El segundo método (Método de las relaciones de Rogers) utiliza las relaciones 1, 2 y 5. El método de Rogers no depende de niveles significativos de los gases para que el diagnóstico sea válido. Sin embargo, sugiere que el método se utilice sólo cuando se han excedido los límites normales de gases.

88



Evaluación del posible tipo de falla por el Método de las relaciones de Doernenburg. El Método de las relaciones de Doernenburg sugiere la existencia de tres tipos de fallas generales: Descomposición Térmica, Descarga Parcial de baja Densidad de Energía y Descarga de alta intensidad (Arco). Este método utiliza 4 relaciones: Relación 1 (R1) = CH4/H2 Relación 2 (R2) = C2H2/C2H4 Relación 3 (R3) = C2H2/CH4 Relación 4 (R4) = C2H6/C2H2 Los siguientes pasos ilustran la aplicación del método: Paso 1. Obtener la concentración de los gases. Paso 2. Si al menos la concentración en ppm de alguno de los siguientes gases H2, CH4, C2H2 y C2H4 excede el doble del valor para el limite L1 (Tabla 2.15) y si la concentración de uno de los tres gases restantes excede el valor de limite L1 (Tabla 2.15), la unidad se considera con fallas y se procede a realizar el paso 3. Paso 3. Si se cumple el paso 2, el procedimiento de las relaciones es valido y se debe determinar las relaciones R1, R2, R3 y R4, de lo contrario, las relaciones no son significantes y la unidad debe ser muestreada nuevamente y/o analizada por otros métodos alternativos. Paso 4. Asumiendo que la relaciones son validas, se compara cada relación de gases con los valores de la Tabla 2.16 en el orden R1, R2, R3 y R4. Paso 5. Si todos las relaciones caen dentro de los valores para una falla especifica según la Tabla 2.16, entonces el diagnostico es valido.

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Tabla 2.15. Concentraciones Limites L1 de Gases Disueltos.

Gases Claves Concentraciones Limites L1 (ppm)

Hidrógeno H2 100 Metano CH4 120

Monóxido de Carbono CO 350 Acetileno C2H2 35 Etileno C2H4 50 Etano C2H6 65

Tabla 2.16. Relaciones de gases de Doernenburg.

Diagnostico / Falla sugerida

Relación 1 (R1)

CH4/H2

Relación 2 (R2)

C2H2/C2H4

Relación 3 (R3)

C2H2/CH4

Relación 4 (R4)

C2H6/C2H2

Descomposición Térmica > 1.0 < 0.75 < 0.3 > 0.4

Descarga Parcial de baja densidad de energía

< 0.1 No significativo

< 0.3 > 0.4

Descarga de alta intensidad (Arco).

>0.1 <1.0

> 0,75 > 0.3 <0.4

90



• Evaluación del posible tipo de falla por el Método de las relaciones de Rogers.

El Método de las relaciones de Rogers solamente utiliza tres relaciones de gases: Relación 2 (R2) = C2H2/C2H4 Relación 1 (R1) = CH4/H2 Relación 5 (R5) = C2H4/C2H6 Este método sugiere la existencia de seis tipos de fallas generales y al igual que el método de Doernenburg, puede darse el caso de relaciones que no entran en los códigos de diagnósticos establecidos, por lo que es necesario utilizar otros métodos para obtener un diagnostico confiable. La Tabla 2.17 muestra las relaciones a seguir para diagnosticar por este método.

Tabla 2.17. Relaciones a seguir para diagnosticar por el método de Rogers.

Relación 2 (R2)

C2H2/C2H4

Relación 1 (R1)

CH4/H2

Relación 5 (R5)

C2H4/C2H6

Diagnostico Falla Sugerida

< 0.1 > 0.1 < 1.0 < 1.0 Equipo Normal

< 0.1 < 0.1 < 1.0 Descarga Parcial de baja densidad de energía

0.1 – 3.0 0.1 – 1.0 > 3.0 Descarga de alta energía (Arco)

< 0.1 > 0.1 < 1.0 1 .0– 3.0 Falla térmica de baja

temperatura < 0.1 > 1.0 1 .0– 3.0 Falla térmica < 700 º C < 0.1 > 1.0 > 3.0 Falla térmica > 700 º C

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• NORMA IEC -60599-03

Esta norma internacional es una guía que describe como se pueden interpretar las concentraciones de gases disueltos para diagnosticar el estado de equipos eléctricos en servicio rellenos de aceite mineral aislante y con un aislamiento sólido constituido por papel o cartón celulósicos y sugerir futuras acciones.

Método recomendado para la interpretación del AGD.

a) Comparar los análisis de gases disueltos con muestras anteriores y con los valores típicos (Tabla 2.18).

Tabla 2.18. Rangos de concentraciones típicas del 90% observado en transformadores de potencia (todos los tipos), según Norma IEC-60599-03.

Subtipo de Transformador

H2 CO CO2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2

Sin CTC 60 -150 540 - 9000 5100 - 13000

40 - 110 50 - 90 60 - 280 3 – 50

Con CTC en comunicación

75 - 150 400 - 850 5300- 12000 35 - 130 50 - 70 110 - 250

80 – 270

Nota 1. “Sin CTC” se refiere a transformadores que no tienen CTC o equipados con un CTC que no está comunicado o no tiene fugas con la cuba principal. Nota 2. “CTC en comunicación” significa que es posible la comunicación de parte del aceite o del gas entre el compartimiento del CTC y la cuba principal, o entre los conservadores respectivos. Estos gases pueden contaminar el aceite de la cuba principal y afectar los valores normales de estos tipos de equipos.

b) Si todos los gases están por debajo de los valores típicos de las concentraciones de gases y de las velocidades de incremento de gases, se reporta cono "Análisis normal / Equipo sano”.

c) Si al menos uno de los gases está por encima de los valores típicos de

las concentraciones de gases y de incremento de gases, se calculan las

92



relaciones de gases y se identifica el tipo de defecto utilizando las Tablas 2.19 y 2.20.

d) Se determina si el papel está involucrado (CO2/CO < 3). e) Se toman decisiones de acuerdo con la mejor práctica de ingeniería:

Aumentar la frecuencia de las tomas de muestra (quincenal, mensual u otra) cuando las concentraciones de gases y sus velocidades de incremento superan los valores típicos.

Considerar emprender acciones inmediatas cuando las concentraciones de gases y sus velocidades de incremento superan los valores de alarma. (Los valores de concentraciones de alarma son aquellos valores de concentraciones por encima de los cuales la probabilidad de un incidente es suficientemente alta como para requerir decisiones o acciones competentes urgentes)

Tabla 2.19. Interpretación del Análisis de Gases Disueltos por la norma IEC-60599-03.

Caso Defecto Característico C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6

DP Descarga Parciales NS <0,1 <0,2 D1 Descargas de baja energía > 1 0,1 – 0,5 > 1 D2 Descargas de alta energía 0,6 – 2,5 0,1 – 1 > 2 T1 Defecto Térmico t<300 ºC NS > 1 pero NS < 1 T2 Defecto Térmico 300 ºC< t

< 700 ºC <0,1 > 1 1 – 4

T3 Defecto Térmico > 700 ºC <0,2 > 1 > 4

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Tabla 2.20. Defectos Típicos en Transformadores de Potencia.

Tipo Defecto Característico

Ejemplo

DP Descarga Parciales Descargas en cavidades llenas de gases como consecuencia de una impregnación incompleta, alta humedad en el papel, sobresaturación de aceite o cavitación, y que conduce a la formación de cera X.

D1 Descargas de baja energía

Chispas o arcos entre malas conexiones a potenciales diferentes o a potencial flotante, en anillos estáticos, toroides, discos o conductores adyacentes de devanados, soldaduras defectuosas o bucles cerrados en el núcleo. Descargas entre piezas de sujeción, bornas y cuba, entre alta tensión y tierra en los devanados, en las paredes de la cuba. Formación de caminos conductores en bloques de madera, en el adhesivo del aislante, en espaciadores de devanados. Ruptura dieléctrica del aceite, corriente de corte del selector.

D2 Descargas de alta energía

Contorneamiento, formación de caminos conductores o arcos de alta energía local o de potencia . Cortocircuitos entre baja tensión y tierra, conectores, devanados, bornas y cuba, barras de cobre y cuba, devanados y núcleo, en conductos de aceite, en la torreta. Bucles cerrados entre dos conductores adyacentes alrededor del flujo magnético principal, pernos aislados del núcleo, anillos metálicos de apriete de las patas del núcleo .

T1 Defecto Térmico t<300 ºC

Sobrecarga del transformador en situaciones de emergencia. Objeto bloqueado que restringe el flujo de aceite en los devanados. Flujo de dispersión en las piezas de apriete de la culata.

T2 Defecto Térmico 300 ºC< t < 700 ºC

Contactos defectuosos en conexiones atornilladas (particularmente entre barras de aluminio), contactos deslizantes, contactos del interior del selector (formación pirolítica de carbono), conexiones entre el cable y la varilla pasante de la borna. Corrientes circulatorias entre piezas de apriete y bulones de la culata, piezas de apriete y chapa magnética, puestas a tierra, soldaduras o sujeciones defectuosas en las pantallas magnéticas. Rotura del aislamiento entre conductores paralelos adyacentes de los devanados.

T3 Defecto Térmico > 700 ºC

Fuertes corrientes circulatorias entre cuba y núcleo. Pequeñas corrientes en las paredes de la cuba originadas por un campo magnético altamente descompensado. Cortocircuitos en las juntas de las chapas magnéticas del núcleo.

• Análisis de Gases Disueltos mediante el método del Triangulo de Duval.

El método del Triangulo de Duval fue desarrollado en 1974 y utiliza solamente tres gases hidrocarburos (CH4, C2H4 y C2H2). Estos tres gases corresponden a los niveles de incremento de energía necesarios para generar gases en transformadores en servicio. En la Figura 2.24 se muestra este método y se puede observar que en adición a las seis zonas (PD, D1, D2, T1, T2 o T3) establecidas en las Tablas 2.19 y 2.20 este método incluye una zona intermedia

94



denominada DT a la cual se le atribuye la mezcla de fallas térmicas y eléctricas en transformadores.

Figura 2.24. Método del Triangulo de Duval

Los gases acetileno (C2H2) y Etileno (C2H4) son utilizados en todos los métodos de interpretación para representar fallas de alta energía (arcos eléctricos) y fallas de alta temperatura. El gas hidrógeno (H2) es utilizado y preferido en la mayoría de los métodos de análisis para representar fallas de baja energía como descargas parciales (DP), donde este gas es producido en grandes cantidades. En adición al gas hidrógeno (H2) el gas metano (CH4) siempre se forma en este tipo de falla, en cantidades pequeñas pero lo suficientemente grandes para ser cuantificado. Duval por su parte, escogió el gas metano (CH4) porque no solo permite identificar estas fallas, sino que provee un mejor resultado de diagnostico global para todos los tipos de fallas que cuando se

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utiliza gas hidrógeno (H2). Este mejor desempeño del triangulo utilizando gas metano (CH4) puede también relacionarse al hecho de que el gas hidrógeno (H2) difunde mucho mas rápidamente que el resto de los gases hidrocarburos desde el aceite hacia las juntas y uniones de soldaduras. Por lo tanto el uso de relaciones de gases basadas en el gas hidrógeno son probablemente mas afectadas por la perdida de este gas, que las relaciones que utilizan gases hidrocarburos solamente, los cuales tienen menores velocidades de difusión.

Determinación del tipo de falla según el método del Triangulo de Duval.

Este método se basa en que los 3 lados del triangulo se expresan en coordenadas triangulares (x, y, z), representando la proporción relativa de CH4, C2H4 y C2H2, desde 0% a 100% para cada gas. Primero se necesita la concentración de los tres gases en ppm. (CH4) = A (C2H4) = B (C2H2) = C Luego:

• Se calcula la suma de estos tres valores (CH4 + C2H4 + C2H2) = S • • Se calcula la proporción de estos tres gases en porcentaje:

X = % CH4 = 100 (A/S) Y = % C2H4 = 100 (B/S) Z = % C2H2 = 100 (C/S)

• X, Y y Z se encuentran entre 0 y 100%, y (X + Y + Z) debe ser siempre

igual a 100 %. • Al dibujar X, Y y Z en el Triangulo se obtiene un punto en un área de

este.

• La zona en la cual se obtiene el punto en el triangulo (Figura 8), permite

identificar el tipo de falla.

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• PATRONES DE DIAGNÓSTICOS DE “ELECTRIC TECHNOLOGY RESEARCH ASSOCIATION” (ETRA).

La Electric Technology Research Association (ETRA), estableció patrones de diagnostico según el tipo de gas de falla guía o principal, basándose en las mediciones de cada gas en particular, donde en el eje de las X se muestran cinco gases de falla en el siguiente orden: Hidrógeno (H2), Metano (CH4), Etano (C2H6), Etileno (C2H4) y Acetileno (C2H2), y se selecciona el gas con la mayor concentración como el gas guía o gas principal, posteriormente se divide la concentración obtenida de cada uno de los cinco gases entre el gas principal y se gráfica cada uno de los puntos obtenidos. En las Figuras 2.25 a la 2.29 se observa los patrones establecidos para cada uno de los gases combustibles estudiados por la ETRA. En la Figura 2.25 se observa los patrones establecidos para los casos donde el gas principal es Hidrógeno. Para este caso hay una alta posibilidad de ocurrencia de descarga parcial o arco de descarga.

Patrón H2-A Patrón H2-B

Patrón H2-C Patrón H2-D Figura 2.25. Patrones establecidos por ETRA cuando el gas de falla

principal es Hidrógeno.

H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2

0

0,5

1


0

0,5

1


0

0,5

1


0

0,5

1

97



En la Figura 2.26 se observa los patrones establecidos para los casos donde el gas principal es Etileno. Para este caso hay una alta posibilidad de sobrecalentamiento debido a un pobre contacto, fuga de corriente, alta temperatura, etc.

Patrón C2H4-A Patrón C2H4-B

Patrón C2H4-C Patrón C2H4-D Figura 2.26. Patrones establecidos por ETRA cuando el gas de falla

principal es Etileno.

En la Figura 2.27 se observa los patrones establecidos para los casos donde el gas principal es Metano. Para este caso hay una alta posibilidad de sobrecalentamiento debido a un pobre contacto y fuga de corriente. En la Figura 2.28 se observa los patrones establecidos para los casos donde el gas principal es Etano. En este caso se desarrollan corrientes de fuga a baja temperatura en zonas donde no existe papel aislante, o donde existe deterioro del aceite aislante debido a un proceso de oxidación.


0

0,5

1


0

0,5

1


0

0,5

1


0

0,5

1

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Patrón CH4-A Patrón CH4-B

Patrón CH4-C Patrón CH4-D

Figura 2.27. Patrones establecidos por ETRA cuando el gas de falla principal es Metano.

Patrón C2H6-A Patrón C2H6-B Figura 2.28. Patrones establecidos por ETRA cuando el gas de falla

principal es Etano.


0

0,5

1


0

0,5

1


0

0,5

1


0

0,5

1


0

0,5

1


0

0,5

1

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En la Figura 2.29 se observa el patrón establecido para el caso donde el gas principal es Acetileno. En este caso hay una alta Posibilidad de arco de descarga debido a un corto circuito en la bobina o en el LTC y existe probabililidad de descarga parcial si la cantidad de C2H2 es baja.

Figura 2.29. Patrón establecido por ETRA cuando el gas de falla principal es Acetileno.


0

0,5

1

100



UNIDAD Nº 3

GUÍA PARA LA TOMA DE MUESTRA DE ACEITES DIELECTRICOS.

Objetivo terminal:

“Extraer muestras de aceite dieléctrico de transformadores en forma confiable”

101



3.1. DEFINICIONES

• Muestra: Es la cantidad de material obtenida; la cual es adecuada para realizar análisis y es representativa de una parte del material donde fue tomada.

• Punto de Muestreo: Es el punto recomendado para la toma de muestra de aceite y es importante su indicación en la identificación de la muestra; para la interpretación y diagnóstico de las pruebas realizadas, como es el caso de gases en el Bucholz, etc.

• Temperatura de Muestreo (Thermopoint): Es la temperatura del aceite en el punto de muestreo.

• Sistema de Enfriamiento: Es el que se encarga de retirar el calor al exterior para mantener las especificaciones de temperatura del equipo

• Contenido de Humedad: Es la cantidad de agua contenida en el aceite (ppm, partes por millón).

• Carga de Trabajo: La capacidad de energía eléctrica que pueda suministrar un equipo en un momento determinado.

• Confiabilidad: Es la probabilidad de que un componente o equipo este en condiciones de llevar a cabo su función adecuadamente durante un período de tiempo.

• Físico-Químico-Eléctrico: Mediante estas pruebas se determina la calidad del aislamiento dieléctrico del aceite, ya que permite evaluar su composición, pureza y estabilidad.

• Gases Disueltos: Son gases generados de Ia degradación del aceite ya sea por envejecimiento, degradación térmica ó por fallas incipientes en evolución.

• Gases Libres: Gases productos de la saturación del aceite sometido a un stres eléctrico ó térmico (falla)

• Partículas: Parte pequeña de materia procedente del desgaste ó contaminación, pueden ser metálicas (hierro, cobre, aluminio ó bronce), celulosa, arena, etc. El contenido de partículas va depender del punto de muestreo

• HPLC: Cromatografía líquida para la determinación de los furanos, los cuales se generan por la degradación del aislamiento sólido.

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3.2. INSTRUCCIONES GENERALES PARA LA TOMA DE MUESTRAS DE ACEITES DIELÉCTRICOS.

Aceites dieléctricos nuevos. Es oportuno mencionar que no todos los hidrocarburos que normalmente se encuentran en las fracciones de petróleo pueden realizar adecuadamente las funciones que los aceites dieléctricos deben cumplir en los equipos eléctricos y entre las cuales, las más importantes son: 1- Aislamiento y refrigeración de las partes energizadas del equipo. 2- Protección de las partes metálicas contra el desgaste que pueda causar en ellas la oxidación y/ó corrosión, y de los otros materiales presentes en los equipos eléctricos. Ahora bien, si tomamos en cuenta esas funciones como marco de referencia, se deben realizar una serie de pruebas de recepción como: humedad, azufre corrosivo, punto de anilina, rigidez dieléctrica y factor de potencia para comprobar que el aceite cumple con las especificaciones dieléctricas deseadas.

Muestreo de Recepción En el caso que el aceite nuevo, no pase la prueba de azufre corrosivo, será rechazado y el Laboratorio notificará al responsable de la subestación para que avise al proveedor. Usualmente el suministro de aceite dieléctrico es de dos formas: a granel distribuido en cisternas con uno ó varios compartimientos, y en tambores de 210 Lts, los cuales pueden ser de un mismo suministro (fracción) ó varios y se denomina por lotes. En ambos casos el fabricante los envía con las pruebas de control de calidad y especificaciones del aceite dieléctrico.

Tipo de Muestra para recepción de aceite. La muestra debe ser tomada en la parte inferior del contenedor (tambor ó cisterna), donde se presume que él líquido esta más contaminado. Para evaluar la calidad del suministro dos tipos de muestra se pueden tomar:

103



Muestra compuesta Mezcla de muestras tomadas a un mismo nivel de varios compartimientos de la cisterna.

Muestra individual Muestra tomada a un mismo nivel por cada compartimiento de la cisterna y para el caso de tambores por unidad, el cual se agitará previamente para homogenizar el líquido y garantizar una muestra representativa. Para un mismo suministro (ó lote de fabricación), debe muestrearse diferentes tambores, según se describe a continuación:

Para un suministro de 2 a 5 tambores, se muestreará 2 tambores 6 - 20 3

21 - 50 4 51 - 100 7

101 - 200 10 201 - 400 15

>400 20 En ciertos casos, es útil constituir una muestra media.

Una muestra media es una mezcla de muestras tomadas a diferentes niveles en un mismo contenedor.

Cantidad de muestra. La cantidad de muestra mínima necesaria será de dos (2) litros para la recepción y el número de muestras dependerá del tipo de suministro, según lo expuesto anteriormente para confirmar su calidad.

Material de muestreo recomendado. Los resultados del análisis Físico-Químico-Eléctrico, pueden en gran parte, depender de las impurezas presentes en la muestra, por ello es importante tomar en cuenta las siguientes precauciones:

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• El material de muestreo (conexiones, mangueras y envases de muestreo) debe ser exclusivo para aceite dieléctrico y no ser utilizado con otro fin.

• El material estará limpio y seco. El procedimiento de lavado y secado de la cristalería es el siguiente: se lava primero con un solvente (alcohol industrial) y posteriormente con agua jabonosa, seguidamente se enjuaga con bastante agua y a continuación con agua destilada para garantizar un medio neutro. Inmediatamente se coloca en la estufa a 100 0C por un periodo de 24 horas. En el caso de la botella, cuando se va a retirar de la estufa, se coloca la tapa inmediatamente (evitando tocar con los dedos la parte esmerilada) y se almacena en un sitio seco y sin polvo.

• Los envases de las muestras pueden ser de vidrio color ambar ó transparente con tapa esmerilada, pare garantizar la hermeticidad del envase; al menos una de las botellas debe ser de color ámbar para evitar la degradación de compuestos furánicos, los cuales son sensibles a la luz y son analizados por la técnica de HPLC.

• Para las conexiones de manguera (tubería plástica), se recomienda del tipo transparente de Vitón ó polytetrafluoretileno (PTFE), par su inactividad química con el aceite.

• Los envases de las muestras deben ser perfectamente identificados. Nunca debe usarse: envases plásticos, tapas con sellos de caucho ó tapones de caucho.

Muestreo de Cisternas. Las muestras de cada compartimiento de la cisterna, si es el caso de varios, deberán tomarse como se describe a continuación. Puede tomarse bien por la válvula de vaciado de la cisterna ó mediante un dispositivo sumergible ó de superficie.

Toma de muestra por la válvula de vaciado. Por este procedimiento es posible obtener una muestra representativa del fondo de la cisterna, posterior a la inmovilización por una hora del vehículo. Si se muestrea inmediatamente después de la parada del vehículo, se puede obtener el equivalente a una muestra media.

105



Precauciones durante la toma de muestra: - Si el tiempo esta nublado ó lluvioso, tomar las previsiones del caso para no contaminar la muestra ó en su defecto esperar que el tiempo mejore. - Quitar si existe, la protección de la válvula de vaciado. - Eliminar todas las posibles fuentes de contaminación (grasa, polvo, barro, etc.) de la válvula con la ayuda de un trapo limpio y sin hilachas. - Dejar drenar una cierta cantidad de aceite pare asegurarse que esta eliminando las impurezas en la válvula. - Enjuagar los envases de toma de muestra, con el aceite dieléctrico. - Llenar los envases y dejar drenar cierta cantidad de aceite, seguidamente colocar la tapa, evitando tocar con los dedos la parte esmerilada.

- IDENTIFICAR el envase con: Número de envío (ó lote), volumen de aceite total, numero de compartimientos, marca del aceite, equipo donde va ser utilizado, fecha y hora de recepción. - Solicitar el Certificado de Control de Calidad del aceite que está decepcionando. - Participar al proveedor, que la descarga de la cisterna está sujeta a la prueba de Azufre corrosivo y Contenido de humedad, realizada por el Laboratorio y cuya duración tiene un período mínimo de 18 horas.

Muestreo de Tambores. El procedimiento de toma de muestra será el siguiente:

• Asegurarse que los tambores estén bien almacenados; es decir que los dos sellos de las tapas estén intactos y en posición horizontal, con la finalidad de evitar el ingreso de humedad del medio ambiente.

• Con el tambor acostado girarlo suavemente, proceder a levantar el sello de la tapa más pequeña y girar la tapa. Drenar una pequeña cantidad de aceite en un tobo y seguidamente lavar el envase de muestreo, desechar y tomar la muestra dejando drenar una pequeña cantidad de aceite colocando la tapa esmerilada inmediatamente sin tocar la parte inferior de la misma. Colocar la tapa pequeña nuevamente y almacenar el tambor correctamente; es decir acostado con las dos tapas en posición horizontal (Figura 3.1).

• Identificar el envase según lo descrito anteriormente.

• Participar al proveedor, que la aceptación definitiva está sujeta a la prueba

106



de Azufre corrosivo y Contenido de humedad, realizada por el Laboratorio y cuya duración tiene un período mínimo de 18 horas.

• Considerar las otras precauciones mencionadas anteriormente.

Figura 3.1 Forma adecuada de almacenar tambores.

3.3. MUESTREO DE ACEITES EN TRANSFORMADORES. El sistema aislante papel/aceite utilizado en los equipos eléctricos ha sido diseñado para resistir los esfuerzos dieléctricos continuos y transitorios a que están sujetos estos equipos durante el servicio.

El envejecimiento "pérdida de vida útil” de los equipos eléctricos esta directamente ligado a la degradación de su sistema aislante, compuesto por materiales dieléctricos, mas específicamente por el sistema papel/ aceite. Motivado a la importancia de la calidad del aislamiento ya sea sólido o líquido de los equipos de potencia a niveles de alta y extra alta tensión (400 y 800 kV), se requiere de un monitoreo, a fin de controlar la degradación y envejecimiento, pérdida de vida útil de los mismos. Con la finalidad de garantizar la confiabilidad del sistema de Edelca, se hace necesario implementar nuevas técnicas de análisis para el control de su deterioro como es sabido, el análisis de gases disueltos (DGA) en el aceite permite monitorear la condición física interna del transformador, el análisis Físico-Químico-Eléctrico determina la calidad del aislamiento dieléctrico del aceite, ya que permite evaluar su composición, su pureza y estabilidad. Las pruebas de pureza son las que tienen mayor peso en la determinación del

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comportamiento o desempeño adecuado del aceite en servicio, razón por la cual el laboratorio realiza como pruebas de rutina: Humedad, rigidez, factor de potencia a 25 0C y 100 C, tensión interfacial y acidez. Generalidades

La toma de muestra de aceite en equipos eléctricos deberá efectuarse, preferiblemente en servicio. Sobre todo para determinar el contenido de humedad, o las características que dependan de dichas propiedad y deberá indicarse Ia temperatura de muestreo del aceite. Es preciso utilizar el punto de muestreo dado por el fabricante para la toma de muestra de aceite y tomar las precauciones de seguridad necesarias según las normas eléctricas para cada nivel de tensión, tipo de equipos (reactores, transformadores, transformadores de medida, bushing, interruptores, transformadores de distribución, etc.), En los equipos con bajo volumen de aceite debe extremarse las precauciones por el nivel de liquido y debe estar fuera de servicio. . En el caso de los transformadores de medida, bushing, entre otros, por lo general solamente se muestrea para realizar análisis de gases disueltos (una jeringa de 50 ml). Antes de muestrear cualquier equipo, se debe verificar las condiciones de este, tales como: fugas de aceite, nivel de aceite, temperatura de aceite y devanados, estado de la silica, etc. Es importante destacar las condiciones del ambiente, temperatura, humedad relativa, las cuales si no son buenas, deberá suspenderse el muestreo con la finalidad de evitar ingreso de humedad al equipo. Igualmente, un equipo no se podrá muestrear si solamente presenta un tapón y no tiene válvula de control de flujo de aceite.

Los equipos pueden ser muestreados si hay presión positiva en el punto de muestreo, es decir que haya flujo de aceite, y puede verificarse cuando se conecta el acople con la manguera transparente, colocando los dedos en el extremo, se abre la válvula ligeramente y si siente succión, debe cerrarse inmediatamente. Es importante evitar el ingreso de burbujas de aire al equipo. En caso de presión negativa (vacío) y sea imprescindible el muestreo, deberá romperse el vacío por la parte superior del equipo siguiendo el procedimiento descrito por el fabricante, según el tipo de equipo.

Punto de toma de muestra. A no ser que se indique otro punto, el punto de muestreo debe ser el

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recomendado por el fabricante en la parte inferior. Dependiendo del tipo de análisis que se desea realizar el punto de muestreo se identifica en la Tabla 3.1

Tabla. 3.1 Importancia del punto de muestreo

ANALISIS PUNTO DE MUESTREO MOTIVO DE MUESTREO

Cuba Inferior Seguimiento

Cuba Parte Superior Evolución de Gases en Caso de Falla Gases Disueltos

Buchholz (aceite) Evolución de Gases en Caso de Falla

Gases Libres Buchholz Gas Libre Producto de una falla o Saturación del Aceite

Partículas Cuba parte inferior Muestra Representativa del Aceite en Circulación.

Físico-Químico-Eléctrico

Cuba Parte Inferior Calidad del aceite dieléctrico.

Nota: Para el seguimiento adecuado siempre debe utilizarse el mismo punto de

muestreo

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• PROCEDIMIENTO DE MUESTREO BAJO CONDICIONES DE FALLA.

En caso de presentar Alarma o Disparo del rele Bucholz.

TABLA 3.2

PASO ACCIÓN

1 Verificar, si hay espacio sin aceite en el rele Bucholz.

2 Colocar una manguerita en el punto de muestreo, abrir la válvula para verificar si hay vacío ó presión positiva, coloque los dedos en el extremo de la manguera.

3 Si hay vacío la señal es errática y debe liberarse el vació, verifique que no esté sellada la tubería del respiradero de la sílicagel, encima de la membrana del compensador y/ó verificar la válvula SERGI, que no este cerrada.

4 Si hay presión positiva tome la muestra de gas ó aire. Purgar el dispositivo para la muestra de aceite para análisis de gases disueltos (DGA)

En todos los casos , en eventos de falla (Disparo errático externos, Masa-Cuba, Diferencial, Sobrecorriente, Buchholz, válvula de Sobrepresión, Alta Temperatura,

rele de presión súbita etc.), se debe realizar :

PASO ACCIÓN

1 Se debe tomar una muestra para análisis de gases en la parte superior (BUCHOLZ) y otra en la inferior (Cuba)

2 En caso de equipos con dos tomas (arriba y abajo) al mismo nivel ejemplo: Trafo Unión, se debe drenar bien la toma de arriba, porque es un volumen muerto de aceite, que no es representativo de la cuba.

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3.4. PROCEDIMIENTO DE TOMA DE MUESTRA DE ACEITE DIELÉCTRICO

PARA ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICO-ELÉCTRICO.

Las muestras deben ser tomadas con buen sol y clima seco, nunca debe

realizarse con el tiempo nublado o con lluvia.

Nota: Chequear si hay presión positiva. Nunca se deberá tomar la muestra si la presión es negativa (ver 2.2.1):

• Limpiar la válvula de muestreo con un paño limpio y sin hilachas.

• Instalar la conexión, asegúrese que la manguera y acople estén limpios, no toque la punta de la manguera.

• Deje drenar cierta cantidad de aceite dependiendo del volumen del equipo, con la finalidad de limpiar la válvula y/o tubería, eliminado el volumen muerto de aceite remanente, el cual no es representativo del aceite de la cuba. Si el equipo es de bajo volumen de aceite, drenar lo mínimo necesario y solamente se tomará una botella de 500 ml. (ver el nivel de aceite del equipo).

• Abra la botella, coloque la tapa sobre un trapo limpio evitando tocar con los dedos la parte esmerilada.

• Enjuagar la botella con aceite del equipo que va ser muestreado.

• Descartar ese aceite.

• Llenar los dos frascos color ámbar de 500 ml, dejando rebosar cierta cantidad, seguidamente colocar la tapa evitando tocar la parte esmerilada. La tapa será colocada suavemente y girándola hasta realizar el sello.

• La válvula de muestreo debe ser cerrada y sellada con el tapón inmediatamente después del muestreo, asegurándose de limpiar el exceso de aceite para evitar una posible confusión posteriormente con una fuga de aceite.

• Identifique los envases correctamente (ver anexos).

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3.5. PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE MUESTRA DE ACEITE DIELÉCTRICO PARA ANÁLISIS DE GASES. Pasos a seguir cuando se toma la Muestra:

1. Remueva el tapón protector de la válvula de muestreo del Transformador y drene cierta cantidad de aceite dependiendo del volumen del equipo.

2. Conecte el acople de muestreo. 3. Chequear si hay presión positiva. 4. Acople la jeringa a la manguera 5. Coloque la válvula de la jeringa en posición “abierta” 6. Abra lentamente la válvula de muestreo y deje fluir unos 5 ml máximos

de aceite hacia la jeringa. Cierre la válvula de muestreo.

7. Coloque la jeringa en la posición de drenaje vertical y drene el aceite lentamente, bajar el embolo hasta lubricar y botar algo de aceite, sin sacar el embolo, luego suba el embolo; con la finalidad de eliminar todas las burbujas de aire como sea posible.

7. Vuela los pasos 4 y 5, colocar la válvula de la jeringa en posición

cerrada.

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9. Cierre la válvula del transformador, después de tomar la segunda muestrea. 10. Si después de tomar la muestra observa burbujas en la jeringa, coloque la jeringa en posición vertical abriendo la válvula y empuje lentamente el pistón de la jeringa para liberar las burbujas, coloque nuevamente la válvula en posición cerrada.

3.6. CRITERIOS DE LOS MUESTREOS La experiencia acumulada por el laboratorio de aceite adscrito al CIAP en el mantenimiento predictivo, ha permitido desarrollar una serie de criterios importantes de muestreo. Es importante realizar análisis periódicos, para obtener la suficiente información acerca del estado interno del equipo en forma oportuna y confiable. Desde que el equipo entra en servicio se realizan pruebas al aceite con frecuencia durante el primer año y posteriormente anualmente. Existen muchos criterios tales como: sobrecarga, años en servicio, importancia en el sistema, etc. En la actualidad, motivado al envejecimiento del sistema aislante papel/aceite y al número de equipos indisponibles por fallas no detectadas, a pesar de ser evaluadas por un programa anual de toma de muestra de aceite; se aumentó la frecuencia de los muestreos, a fin de ejercer un estricto control de la calidad del sistema aislante y de monitoreo de la generación de gas, sobre todo en los equipos del sistema de 800Kv.

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3.6.1. Criterios de Muestreos (Anual) • Para equipos de 115 KV hacia abajo, una (01) sola muestra completa: Gases Disueltos (DGA), Físico-Químico-Eléctrrico (FQE), Partículas (Partc.) (solo para equipos con bombas), HPLC. • Para equipos de 230 KV a 400 KV: Una (01) sola muestra completa (DGA, FQE, Partículas, HPLC) Una (01) a los seis meses, gases (DGA) • Para equipos de 800 KV Una (01) sola muestra completa (DGA, FQE, Partículas, HPLC) Dos (02) muestras para gases (DGA). Cada 4 meses

3.6.2. Criterios de Muestreos de Equipos Bajo Estudio EQUIPOS NUEVOS EN RECEPCIÓN, EQUIPOS INTERVENIDOS (antes y después del tratamiento) Ó CAMBIOS DE FASE. • Antes de energizar (DGA, F.Q.E. PART. HPLC)

• 24 horas después de energizado (DGA)

• 48 horas después de energizado.

• Una semana después de energizado (DGA)

• Un mes después de energizado (DGA, F.Q.E. PART. HPLC)

EQUIPOS CON GENERACIÓN ANORMAL DE GASES

• Se evalúa el incremento de la concentración de gases, la tendencia y el

riesgo, luego se programa la frecuencia del monitoreo, según el caso.

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REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS 1. ASTM D-923 Método Standard para toma de muestra de líquidos

dieléctricos. 2. ASTM D-3613 Método Standard del muestreo de aceite dieléctrico para

análisis de gases disueltos y determinación del contenido de agua. 3. IEC-475 Método de muestreo de los líquidos dieléctricos. 4. IEC-567 Guía de muestreo para gases y aceite de equipos eléctricos

inmersos en aceite para la determinación de gases libres y disueltos. 5. Manual de aceites dieléctricos. 6. ASTM D-3487 Especificaciones técnicas para aceites dieléctricos

nuevos. 7. IEC-60422 Especificaciones de aceites dieléctricos usados. 8. Manual de ingeniería eléctrica. 9. HARPER, E. (2001). EL ABC de las maquinas eléctricas y

transformadores. México: Editorial LIMUSA. 10. DÍAZ, S. Manual toma de muestra de aceites dieléctricos. 11. Duarte German, transformadores de potencia aislados en aceite

dieléctrico. 2009. 12. IEC 60599. Equipos eléctricos impregnados en aceite en servicio. Guía

para la interpretación de los análisis de gases disueltos y libres”. Segunda Edición 1999-03

13. IEEE Std. C57.104-1991. Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil Immersed Transformers. 1991

14. Electric Technology Research Association. Diagnosis by Gas Patter. Vol.54, N°5-1.

15. ASTM D-3612-02. Analysis of Gases Dissolved in Electrical Insulating Oil by Gas Chromatography. 2002.

16. Dissolved Gas Analysis and the Duval Triangle. 2008 17. Northern Technology and Testing. Dissolved Gas Analysis of Mineral Oil

Insulating Fluids. 2005. 18. Muhamad, N.A, Phung. B.T, Blackburn, T.R, Lai, K.X. “Comparative

Study and Analysis of DGA Methods for Transformer Mineral Oil. 2006 19. Lance Lewand, Doble Engineering. Techniques for Interpretation of Data

for DGA from Transformers. IEEE Conference 2006. 20. Introducción al Transformador de Medio Siglo. Transformer Maintenance

Institute, S.D. Meyers Co. 2000.

curso aceite 260112 para venoco - copia

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