9 Transformadores Lubricacion

Aceites para transformadores Contenido

EL TUTOR DE LUBRICACION SHELL

Módulo Nueve

Sección Uno Transformadores

Clasificación de los aceites en servicio

Introducción

Diagnóstico de fallas en un transformador

Componentes básicos de un transformador Clasificación de los transformadores Categorías de equipos

Sección Dos

Sección Tres Lubricantes Shell para transformadores

Superioridad regional de calidad Shell Diala A y Shell Diala AX / Bench Marking

Lubricantes para transformadores Tipos de lubricantes para transformadores Propiedades de los aceites dieléctricos Composición de los aceites dieléctricos Clasificación de los aceites dieléctricos Proceso de degradación de los aceites dieléctricos Control de calidad de los aceites dieléctricos

Sección Cuatro Manejo de aceites dieléctricos

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Sección Uno

Los transformadores son equipos encargados de convertir un voltaje de entrada en otro voltaje de salida. Los transformadores se encuentran presentes tanto en la generación de energía eléctrica como en su transmisión y distribución. También, su uso se extiende al campo de las comunicaciones y en aplicaciones domésticas. El papel que desempeñan es de gran importancia económica debido a las graves consecuencias que pueden derivarse de la falla de estos equipos. En su forma más simple, un transformador consiste en un núcleo de hierro dulce que lleva en dos regiones del mismo dos enrollados o devanados que constituyen los circuitos primario y secundario. El circuito o devanado que recibe la potencia eléctrica es el primario, y el devanado secundario es el encargado de entregarla a una red exterior. En el esquema superior, se observan las tres partes mencionadas: 1- Una bobina primaria conectada a una fuente de corriente alterna. 2- Una bobina secundaria.

Ip

Is

Ep

Np

Ns

Es

o i r adnugeS

INTRODUCCION

o i r am i r P

TRANSFORMADORES

3- Un núcleo laminado de hierro dulce. A veces, como ocurre en muchos transformadores de teléfonos y radiofrecuencia, no hay núcleo alguno y se dice que se trata de un transformador con núcleo de aire. El mecanismo de operación de un transformador es el siguiente; conforme se aplica una corriente alterna en el devanado primario, por inducción electromagnética se genera una corriente alterna en el devanado secundario. La relación entre el voltaje del devanado primario y el voltaje inducido en el devanado secundario es función directa del número de vueltas o arrollamientos de cada devanado. Vp / Vs = Np / Ns Vp = Voltaje de entrada o voltaje en el primario Vs = Voltaje de salida o voltaje en el secundario

Aceites para transformadores Np = Número de vueltas en el primario Ns = Número de vueltas en el secundario De la fórmula se concluye que, si el número de vueltas o arrollamientos del devanado primario es mayor que el secundario, el voltaje de salida en el transformador es menor que el voltaje de entrada, por lo tanto, se tiene una reducción de voltaje. Pero, si ocurre la situación contraria, es decir, el número de vueltas o arrollamientos del devanado secundario es mayor que el del primario, el voltaje de salida es mayor que el de entrada y se tiene una multiplicación del voltaje. Como analogía mecánica podemos citar lo que ocurre en un par de engranajes, donde la relación de velocidad es una función inversamente proporcional al número de dientes de cada engranaje. N1 Z = 2 N2 Z1

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Funcionamiento del Transformador El mecanismo de funcionamiento de un transformador tiene su origen en la LEY DE FARADAY. El descubrió que cuando un elemento conductor atraviesa (corta) líneas de flujo magnético se induce una corriente eléctrica en dicho elemento. En la figura se observa que a medida que el elemento conductor se mueve hacia abajo y corta las líneas de flujo se induce una corriente eléctrica. Entre más rápido sea el movimiento del conductor,

Hacia Abajo Hacia Arriba

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la señal que recibe el dispositivo medidor (galvanómetro) será mayor por lo tanto se presenta una mayor deflexión de su aguja indicadora. Cuando el conductor se mueve hacia arriba y corta las líneas de flujo se observa el mismo fenómeno que en el caso anterior, excepto que la corriente se invierte. Si no se cortan las líneas de flujo, es decir, si el elemento conductor se mueve paralelamente al campo, no se induce corriente. Como ya vimos, un transformador sencillo consta de una bobina primaria, una bobina secundaria y un núcleo de hierro. Cada bobina está compuesta de una serie de devanados (arrollamientos o espiras). Si una bobina de N vueltas o espiras se mueve y atraviesa las líneas de flujo del campo magnético en un imán, la magnitud de la corriente inducida es directamente proporcional al número de espiras y a la rapidez del movimiento. El mismo efecto se observará cuando la bobina se mantiene estacionaria y el imán se mueve. Los transformadores modernos son tan eficientes que puede considerarse en muchos problemas como un dispositivo transformador perfecto. En la forma más sencilla de la teoría del transformador se supone que: - Son despreciables las resistencias de los devanados. - Es despreciable la pérdida de energía en el núcleo.

Aceites para transformadores - El flujo magnético total atraviesa todas las espiras de ambos devanados. - Las capacidades de los devanados son despreciables. - La permeabilidad del núcleo es muy elevada. Es decir, no hay pérdidas de energía, no hay fugas magnéticas y no se presentan corrientes de excitación. Así, para un transformador ideal las tensiones instantáneas entre bobinas son proporcionales a los números de espiras de los devanados. Vp/Vs = Np/Ns De dónde resulta fácil concluir que si se varía la razón de las vueltas de la bobina secundaria Ns respecto a las vueltas de la primaria Np, un voltaje de entrada (primario) puede suministrar cualquier voltaje de salida deseado (secundario). Ejemplo: En un dispositivo transformador, la bobina del secundario tiene 40 veces más vueltas que la bobina del primario. Si el voltaje de entrada es de 120 V, cual será el voltaje de salida? Vs = 40 x 120 V = 4800 V El rendimiento de un transformador se define como la relación entre la potencia de salida respecto a la potencia de entrada. Si se recuerda que la potencia eléctrica es igual al producto del voltaje por la corriente (P = V x I), el rendimiento o eficiencia de un transformador es: E = VsIs/VpIp donde Ip e Is son las corrientes en las bobinas del

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primario y el secundario, respectivamente. La mayor parte de los transformadores eléctricos son diseñados para obtener rendimientos muy altos, generalmente por arriba del 90%. Finalmente, es importante reseñar que no se obtiene una ganancia de potencia como resultado de la acción de un transformador. Cuando el voltaje se eleva, la corriente se reduce para que el producto V x I no se incremente.

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COMPONENTES BASICOS DE UN TRANSFORMADOR En el desarrollo y perfeccionamiento de los transformadores han influido varios factores. Las propiedades físicas de los materiales de que están construidos han mejorado en gran manera, particularmente los aislantes y materiales magnéticos para los núcleos. La experiencia ha llevado a un empleo más eficaz de los materiales disponibles y a mejorar los métodos de ensamble de los mismos. Adicionalmente, los aceites actuando como medio de refrigeración y aislantes han facilitado la construcción de grandes transformadores de potencia de alta tensión. El servicio que debe realizar un transformador determina las características físicas de su construcción. Los componentes generales son:

NUCLEO El núcleo de los transformadores está formado por chapas (láminas) delgadas de hierro magnético al silicio. En todos los transformadores el núcleo es asegurado por una estructura de prensado que permite reducir las vibraciones, el nivel de ruido y las corrientes de excitación, evitando el

Aceites para transformadores consecuente calentamiento por dichos fenómenos. Los dos tipos fundamentales de estructura de transformador son el tipo de núcleo, en el cual dos grupos de devanados abrazan a un núcleo único, y el tipo acorazado, en el cual un único grupo de devanados abraza, al menos, dos núcleos dispuestos en paralelo. Una modificación de este tipo es el llamado tipo acorazado distribuido, corrientemente empleado en transformadores de distribución. Para transformadores de potencia y algunos de distribución para alta tensión se utiliza con frecuencia la estructura tipo de núcleo. La elección del tipo de construcción del núcleo se ve influenciada por las características eléctricas que debe aportar, costos de construcción y reparaciones, exigencias del espacio, refrigeración, aislamiento y robustez mecánica. DEVANADOS Los devanados de los transformadores sumergidos en aceite son en general de cobre electrolítico y, en algunos casos especiales, de aluminio. Dependiendo del tipo de bobina pueden tener forma redonda, rectangular o en fleje y, cuando se requiere, las soldaduras son en plata. En los transformadores pequeños para baja tensión se emplea hilo redondo, pero en los transformadores grandes los conductores suelen ser rectangulares. La elección del material de los devanados está influenciada por su costo. El oro y la plata son mejores conductores de electricidad que el cobre

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pero en el caso de la plata su costo es unas 50 veces mayor comparado con el del cobre. Por sus excelentes características conducción/costo el cobre es el metal de uso casi exclusivo en los devanados de los transformadores Tanto los devanados de baja tensión como los de alta, están provistos de canales de refrigeración para la circulación libre del aceite y están aislados con papel del tipo presspan, revestido con resina epóxica, estable ante las altas temperaturas, que pega íntegramente el papel al cobre del devanado formando un conjunto muy resistente a desplazamientos, lo cual permite después del secado obtener una adecuada resistencia al cortocircuito.

Aceites para transformadores PARTE ACTIVA Los devanados y el núcleo están unidos en una estructura llamada “parte activa”. Este conjunto se encuentra inmovilizado dentro del tanque del transformador evitando que las vibraciones producidas durante el transporte lo afecten y también, que en el caso de un cortocircuito, no se presenten desajustes o deformación de las bobinas.

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para permitir la dilatación y contracción térmicas del aceite. En los transformadores de distribución es corriente utilizar un tanque hermético con una cámara de aire suficiente entre la tapa y el aceite que permita que éste comprima o dilate el aire encerrado. En algunos transformadores grandes, la cámara sobre el aceite se llena de nitrógeno mantenido a una presión ligeramente superior a la atmosférica. En general, a los transformadores grandes se les permite “respirar”. Un método utilizado para ello consiste en conectar al tanque principal un tambor

TANQUE PRINCIPAL Los transformadores que emplean la refrigeración por líquido deben tener sus núcleos y devanados necesariamente encerrados en tanques que eviten las pérdidas del refrigerante. Estos tanques están construidos por chapas (láminas) lisas de acero, soldadas entre sí y pueden tener forma redonda, ovalada, elíptica o rectangular. Estos tanques deben tener una holgura suficiente

Aceites para transformadores “conservador de aceite” o tanque de expansión.mEl aceite refrigerante llena el tanque principal por completo y parcialmente el de expansión. En la parte superior de éste existe un orificio de respiración a la atmósfera. El respiradero puede estar equipado de un filtro químico que elimine la humedad y el oxígeno del aire que penetre en el tanque conservador.

REFRIGERACION Y AISLAMIENTO El aislamiento está compuesto por dos clases de material aislante: Sólido y líquido. El material sólido utilizado es la celulosa o papel aislante que recubre a los devanados de alta y baja tensión, y el aislante líquido es el aceite que tiene como función principal la refrigeración. En ciertas aplicaciones, como es el caso de los transformadores instalados en el interior de edificios, es indispensable reducir al mínimo el peligro de incendio a causa del transformador, por lo que no resultan convenientes los transformadores refrigerados por aceite y se emplean los refrigerados por aire, que circula libremente a través del equipo. Las dimensiones de un transformador refrigerado por convección del aire son algo mayores que las de un transformador de igual potencia refrigerado por aceite. Cuando la tensión es inferior a 4000 voltios y convenga reducir el peso del transformador y el espacio requerido por el mismo, éste se puede refrigerar mediante un ventilador. La corriente de aire forzada por el ventilador circulará a través del equipo.

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Refrigeración por líquido. Uno de los métodos más efectivos de refrigeración consiste en sumergir en aceite las partes del transformador que conducen la electricidad, lo cual sirve para el doble propósito de facilitar la extracción del calor del núcleo y los devanados, y al mismo tiempo, como medio aislante para reducir las pérdidas de energía eléctrica a través del transformador. La pérdida de energía a través del transformador ocurre por la resistencia que oponen sus partes al flujo de electricidad. La analogía mecánica que permite comprender mejor este fenómeno se explica a continuación; cuando hay dos superficies en contacto y en movimiento entre sí, hay una fuerza de resistencia a dicho movimiento conocida como fricción, que obliga a gastar una parte de la energía disponible en vencer esta resistencia, por lo que se dice que hay pérdida de energía. Para el caso de los transformadores se habla de una fricción magnética, que es la fuerza que se opone al flujo de electricidad y causa pérdida de energía eléctrica. Como resulta evidente, el aceite debe tener unas propiedades y características particulares que contribuyan a obtener la máxima eficiencia del transformador. Un aspecto clave a vigilar es que el aceite para transformadores es muy volátil y si se vaporiza hay riesgos de explosión. Aún cuando no explotara, el aceite puede quemar-

Aceites para transformadores se produciendo una llama intensa y calor. Por ello los transformadores refrigerados por aceite deben funcionar preferiblemente en el exterior, y si estuvieran en un interior deben hallarse en recintos a prueba de incendio.

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Materiales componentes de un transformador HERRAJES Son los elementos que permiten la conexión al transformador de los cables de acometida generalmente de cobre. PINTURA El tipo de pintura depende del sitio de instalación del transformador. Las pinturas anticorrosivas y los esmaltes empleados para el acabado son sintéticos. Para transformadores de potencia y sitios agresivos y/o muy salinos se emplean pinturas tipo epóxica y para transformadores de distribución tipo alquídica. El método de limpieza de los equipos, antes de pintarlos, es por chorro de arena (sand blasting). EMPAQUES Se emplean para asegurar la hermeticidad o sellado entre tanque y herrajes. Se fabrican de caucho sintético apto especialmente para aplicaciones que requieran resistencia a los aceites derivados del petróleo, sin llegar a contaminarlos. Poseen buena resistencia a los ácidos y las bases, excepto cuando tengan un fuerte efecto oxidante; además tienen buena resistencia al envejecimiento por temperatura, a la rotura por cargas de choque, baja deformación y buena resistencia eléctrica y a la abrasión.

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RADIADORES Se emplean cuando la superficie del tanque no es suficiente para disipar el calor o pérdidas de energía generadas en el transformador. Estos elementos son planos y vienen fijamente soldados al tanque. Además de estos componentes básicos, los transformadores vienen equipados con otros elementos y con accesorios tales como los dispositivos de protección contra sobrepresiones, sobretensiones, cortocircuitos, indicadores de nivel de aceite, etc., cuyo uso depende de la potencia del transformador y del grado de protección y confiabilidad que se requiera del sistema.

Aceites para transformadores CLASIFICACION DE TRANSFORMADORES 1. Dependiendo de la red de suministro de energía a la cual se conecte el transformador se distinguen básicamente tres grupos: Transformadores de distribución Para montaje en postes, opera con potencias hasta de 150 kVA (kilo voltio amperio) y transformación de 13.200 a 240 o 120 Voltios. Transformadores tipo subestación Para montaje sobre el piso o en plataforma especialmente construida, opera con potencias de 225 a 2.000 kVA y tensiones hasta de 34.500 Voltios. Transformadores de potencia Para montaje sobre el piso o en plataformas especiales, opera con potencias superiores a 2000 kVA y con tensiones hasta 115.000 Voltios. Normalmente las características técnicas están coordinadas con los requerimientos específicos de cada proyecto. 2. Con relación al tipo de medio aislante y refrigerante se clasifican en: Transformadores sumergidos en aceite Pueden ser con ventilación natural o con ventilación forzada, ésta última aplicable por costos, a transformadores con potencias superiores a 2.000 kVA. Cuando por especificaciones muy particulares en el diseño o empleo se requieran sistemas especiales se pueden construir transformadores

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en los que por medio de bombas exteriores el aceite circula forzadamente a través de radiadores ventilados adecuadamente. Transformadores tipo seco Son de fabricación especial y se caracterizan porque el núcleo y los devanados no están sumergidos en un líquido aislante y refrigerante. Las bobinas están fabricadas con arrollamientos de aluminio y el aislamiento está constituido por una mezcla de resina epóxica y harina de cuarzo, siendo un material resistente a la humedad e ignífugo (no combustible, es decir no incendiable). Los transformadores tipo seco se utilizan bajo techo, y ocupan normalmente un espacio más reducido que un transformador sumergido en aceite. Son apropiados para operar en sitios con alto riesgo de incendio o explosión. La refrigeración puede ser natural o forzada por medio de ventiladores controlados por temperatura con lo cual se logra un incremento de la potencia hasta un 40% para servicio permanente.

Aceites para transformadores Transformadores Especiales De acuerdo con exigencias especiales del servicio se requieren transformadores con construcciones no convencionales. Dentro de estos casos se encuentran los siguientes: Transformadores tipo Pedestal o Pad Mounted Dichos transformadores están diseñados para montaje sobre una base de concreto y aptos para instalaciones a la intemperie. Las características constructivas de este tipo de transformador permiten su instalación en lugares donde haya circulación de personas y/o donde el reducido espacio impida el montaje de una subestación tradicional. Transformadores de frecuencia variable Especialmente diseñados para accionamiento de motores de velocidad variable tales como los utilizados en equipos de exploración de petróleo. Transformadores autoprotejidos Incluyen interruptores o switches automáticos para desconectar el transformador cuando está sometido a una sobrecarga que conduce a sobrecalentamiento o para separar el transformador de la red secundaria cuando ocurre un cortocircuito en ésta. Estos transformadores también vienen equipados con pararrayos.

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Aceites para transformadores CATEGORIAS DE EQUIPOS Con el fin de tener en cuenta las diferentes exigencias de los usuarios, los equipos han sido clasificados en diferentes categorías a saber: Categoría O: Transformadores de potencia para sistemas de tensiones superiores a 420 kV. Categoría A: Transformadores de potencia para sistemas de tensiones superiores a 170 kV y hasta 420 kV. Igualmente están incluidos los transformadores de potencia, cualquiera que sea la tensión asegurada, cuya continuidad de servicio es vital y los equipos similares para aplicaciones especiales que trabajan en condiciones de costos elevados. Categoría B: Transformadores de potencia para sistemas con tensiones superiores a 72,5 kV y hasta 170kV (y aquellos que no pertenezcan a la categoría A). Categoría C: Transformadores de potencia para sistemas con tensiones hasta 72,5 kV (aquellos que no pertenezcan a la categoría A). Interruptores en aceite, selectores y reguladores de corriente alterna blindados. Categoría D: Transformadores de medida para sistemas con tensiones superiores a 170kV. Categoría E: Transformadores de medida para sistemas con tensiones hasta 170 kV. Categoría F: Conmutadores de derivación bajo carga sumergidos en aceite. Categoría G: disyuntores sumergidos en aceite.

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LUBRICANTES PARA TRANSFORMADORES La eficiencia de un transformador depende no solo de su diseño y la forma de operación, sino también de las características del lubricante utilizado para su refrigeración y aislamiento. De hecho, tal como ocurre en otras aplicaciones, los lubricantes para transformadores deben cumplir una variedad de funciones que incluyen: REFRIGERACION La función más importante que debe desarrollar un aceite dieléctrico es la de enfriamiento y disipación del calor generado durante la operación de los transformadores. Para cumplir de una forma eficaz con este propósito, el aceite debe poseer no solo una buena fluidez, sino también excelente estabilidad térmica y a la oxidación que le permita circular libremente sin dejar depósitos. Para esto se requiere un aceite de baja viscosidad cuidadosamente refinado para prevenir la formación de lodos. AISLAMIENTO La función eléctrica de un aceite para transformador es prevenir la formación de arco entre dos conductores con una diferencia de potencial grande. Solamente con un aceite que esté esencialmente libre de contaminantes y permanezca así a través de todo el periodo de su vida de servicio pueden cumplirse totalmente los requisitos de aislamiento

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eléctrico. Para ser un excelente aislante el aceite debe tener baja viscosidad, buenas propiedades dieléctricas y buena capacidad de disipar el calor. LUBRICACION El aceite debe proveer una película químicamente inerte y de naturaleza apolar que asegure la protección de las partes metálicas y de los otros materiales presentes en una transformador, sin reaccionar con ellos.

Aceites para transformadores TIPOS DE LUBRICANTES PARA TRANSFORMADORES ACEITES MINERALES Los aceites dieléctricos de origen mineral se obtienen de un derivado secundario del petróleo en cuya composición predominan los hidrocarburos nafténicos. Las propiedades de un buen aceite de transformador no son propias o no están presentes, en forma exclusiva, en un determinado tipo de hidrocarburo, sino que por el contrario se encuentran repartidas entre varios (Nafténicos, parafínicos y aromáticos). Una composición típica de un buen aceite dieléctrico responde a las siguientes proporciones: - Hidrocarburos Aromáticos: 4 a 7% - Hidrocarburos Isoparafínicos: 45 a 55% - Hidrocarburos Nafténicos: 50 a 60% Los aceites minerales representan el 90% del volumen de ventas de aceites dieléctricos a nivel mundial, casi todo usado en transformadores e interruptores de potencia. Una cantidad menor es usada en capacitores y cables. ACEITES SINTETICOS La aplicación de aceites sintéticos como aislantes eléctricos ha sido muy limitada. Recientemente se han empleado fluidos sintéticos a base de silicona y ésteres de ftalato en aplicaciones especiales donde un alto grado de seguridad y muy

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amplio tiempo de servicio es requerido. También, últimamente, se están ensayando aceites dieléctricos de naturaleza predominantemente parafínica. Las pruebas y su interpretación son prácticamente las mismas para un aceite sintético a base de silicona que para un aceite mineral. El test de oxidación no se requiere para las siliconas debido a que este material no se oxida (no forma lodos).

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10000 5000

PROPIEDADES DE LOS ACEITES DIELECTRICOS

PROPIEDADES FISICAS VISCOSIDAD Por definición, la viscosidad de un fluido es la resistencia que dicho fluido presenta al moverse o deslizarse sobre una superficie sólida. Mientras más viscoso es el aceite, mayor será la resistencia que ofrecerá a moverse dentro del transformador y será menos efectiva su función de refrigeración. Por esta razón, los aceites dieléctricos deben tener una baja viscosidad para facilitar la disipación del calor generado en la operación del transformador. Las viscosidades máximas establecidas para aceites dieléctricos, a las diferentes temperaturas de evaluación, mediante el método ASTM D445 o D-88, son: 100oC ……………………………....3 cSt. 40oC ……………………………..12 cSt. 0oC ……………………………. 76 cSt. La figura ilustra el comportamiento típico de la viscosidad de un aceite dieléctrico con las variaciones de temperatura.

1000 800 500 400 300

V IS C O S I D A D, cS T

Para que un aceite dieléctrico cumpla adecuadamente con su trabajo debe tener ciertas características físicas, químicas y eléctricas. Las principales son:

1800

200 150 100 75 50 40 30 25 20 15 10 9.0 8.0 7.0 6.0 5.0 4.0 3.0

2.0

-30

-20 -15 -10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100 110

120

T E M PE R A T U R A ºC

Curva de Viscosidad vs. Temperatura de los aceites Dieléctricos

PUNTO DE FLUIDEZ Se define como la temperatura a la cual el aceite deja de fluir, mientras se somete a un proceso de enfriamiento progresivo. Este dato sirve para identificar diferentes tipos de aceites aislantes. Un punto de fluidez igual o mayor que 0oC indica la presencia dominante de hidrocarburos parafínicos, en tanto que puntos de fluidez del orden de -10oC son propios de las fracciones de petróleo en las cuales predominan los hidrocarburos isoparafínicos. Las fracciones de hidrocarburos nafténicos tienen puntos de fluidez entre -20 a -35oC y las fracciones de hidrocarburos aromáticos llegan a tener puntos de fluidez del orden de los -40 a -60oC.

Aceites para transformadores Puntos de fluidez aceptables para aceites dieléctricos, evaluado mediante el método ASTM D-97, es de - 40oC a - 50oC. PUNTO DE INFLAMACION Se define como la mínima temperatura a la cual el aceite emite una cantidad de vapores que es suficiente para formar una mezcla explosiva con el oxígeno del aire en presencia de una llama. El punto de inflamación de los aceites dieléctricos se ha fijado con un valor mínimo de 145oC y mientras más alto, será más segura su utilización en transformadores e interruptores de potencia. TENSION INTERFACIAL Conviene recordar que la solubilidad de un líquido en otro y también la viscosidad de ellos dependen, en buena parte, de su tensión superficial. Así por ejemplo, cuando dos líquidos tienen una tensión superficial muy diferente son insolubles, tal como sucede con el aceite y el agua. Ahora bien, en la interface o superficie de contacto de dos líquidos insolubles, se sucede una interacción molecular que tiende a modificar la tensión superficial de ambos líquidos en la zona de contacto; en este caso se habla de tensión interfacial, la cual casi siempre es referida al agua, como patrón de comparación. Existen compuestos que se forman de la descomposición natural de los aceites dieléctricos de origen mineral, que son igualmente solubles tanto en el agua como en el aceite, modificando su tensión interfacial, causando un aumento considerable de la humedad de saturación del aceite y haciéndolo

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más conductor de la electricidad. La tensión interfacial mínima aceptada para aceites dieléctricos, evaluada por el método ASTM D-971, es de 40 dinas/cm. PUNTO DE ANILINA Temperatura a la cual un aceite dieléctrico se disuelve en un volumen igual de anilina. Sirve como parámetro de control de calidad, ya que un aceite dieléctrico con alto contenido de aromáticos disuelve la anilina a menor temperatura. Temperaturas de disolución entre 78 y 86oC corresponden a un buen dieléctrico. El punto de anilina aceptado para aceites dieléctricos, evaluado mediante el método ASTM D-611, es de 63 a 84oC. COLOR La intensidad de color del aceite dieléctrico depende de los tipos de hidrocarburos que predominen en dicho aceite. Así por ejemplo, las fracciones parafínicas e isoparafínicas son blancas y transparentes, color agua. Las nafténicas varían de amarillo claro a amarillo verdoso. Las aromáticas poseen coloraciones que van desde el amarillo rojizo (naranja) al marrón oscuro. Para los aceites dieléctricos se ha fijado un color máximo de 0,5 (amarillo claro), buscando que el aceite sea predominantemente nafténico. El color se determina mediante el método ASTM D1500.

Aceites para transformadores PROPIEDADES ELECTRICAS FACTOR DE POTENCIA El factor de potencia mide las pérdidas de corriente que tienen lugar dentro del equipo cuando se encuentra en operación. Estas pérdidas de corriente son debidas a la existencia de compuestos polares en el aceite y a su vez son la causa de los aumentos anormales de temperatura que se suceden en los equipos bajo carga. El factor de potencia máximo permisible (%), evaluado mediante el método ASTM D-924, es: 25oC …………………………………..0,05% 100oC ……………………………….…0,3% RIGIDEZ DIELECTRICA La rigidez dieléctrica de un aceite aislante es el mínimo voltaje en el que un arco eléctrico ocurre entre dos electrodos metálicos. Indica la habilidad del aceite para soportar tensiones eléctricas sin falla. Una baja resistencia dieléctrica indica contaminación con agua, carbón u otra materia extraña. Una alta resistencia dieléctrica es la mejor indicación de que el aceite no contiene contaminantes. Los contaminantes que disminuyen la rigidez dieléctrica pueden usualmente ser removidos mediante un proceso de filtración (filtroprensa) o de centrifugación.

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Aceites para transformadores PROPIEDADES QUIMICAS ESTABILIDAD A LA OXIDACION Los aceites dieléctricos, en razón de su trabajo, están expuestos a la presencia de aire, altas temperaturas y a la influencia de metales catalizadores tales como hierro y cobre, lo cual tiende a producir en el aceite cambios químicos que resultan en la formación de ácidos y lodos. Los ácidos atacan el tanque del transformador y reducen significativamente la capacidad aislante del aceite con las consecuentes pérdidas eléctricas. Los lodos interfieren en la transferencia de calor (enfriamiento), haciendo que las partes del transformador estén sometidas a más altas temperaturas, situación que también conduce a pérdidas de potencia eléctrica. Como resulta obvio, es importante reducir al mínimo posible la presencia de estas sustancias perjudiciales (ácidos y lodos). Por esta razón es esencial el uso de aceites refinados que posean óptima resistencia a la oxidación y estabilidad química que garanticen amplios periodos de funcionamiento y alarguen la vida de los equipos.

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Aceites para transformadores COMPOSICION DE UN ACEITE DIELECTRICO La mayoría de los lubricantes dieléctricos están basados en aceites minerales sin aditivos y sólo en caso de aplicaciones severas se emplean aceites aditivados con inhibidor de oxidación. El proceso de fabricación involucra la destilación del crudo y su posterior refinación mediante algunos de los siguientes tratamientos: Por ácidos, extracción por solventes o hidrogenación.

ACEITES BASES Son hidrocarburos que como su nombre lo indica solo contienen carbono e hidrógeno, como componentes principales, además de las impurezas inherentes a los derivados del petróleo que son el azufre, y en una menor proporción, el nitrógeno. Es conveniente mencionar que no todos los hidrocarburos que normalmente se encuentran en los productos o fracciones del petróleo pueden realizar eficazmente las funciones que los aceites dieléctricos deben cumplir en los transformadores e interruptores de potencia. Los aceites dieléctricos son una mezcla de hidrocarburos nafténicos, isoparafínicos y aromáticos, cuya composición varía de acuerdo con el crudo del que se destilan y del método de refinación empleado. Cada uno de estos tipos de hidrocarburos tienen diferentes características que le aportan al producto final, estas son:

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AROMATICOS - Bajo coeficiente de expansión, que dificulta la disipación de calor y con ello la función de refrigeración o enfriamiento que le corresponde al aceite dieléctrico, cuando están en exceso. - Baja estabilidad a la oxidación, pero forman compuestos químicos estables que no presentan subsiguientes reacciones de oxidación, actuando como "capturadores" de oxígeno. - Alto poder de solvencia frente a las lacas y resinas (bajo punto de anilina), que puede fácilmente arruinar el aislamiento de los devanados, dependiendo de las especificaciones de las lacas y resinas del recubrimiento. Conviene recordar que el lodo, originado en la oxidación prematura de los aromáticos, se acumula en los conductos por donde debe circular el aceite y dificulta su función refrigerante. Sin embargo, algunos compuestos aromáticos actúan como INHIBIDORES NATURALES de oxidación, y por lo tanto, su presencia en pequeña proporción es siempre deseable y necesaria. ISOPARAFINICOS - Punto de fluidez es menor que en los parafínicos, permitiendo que el aceite fluya fácilmente a bajas temperaturas y ejerza su función refrigerante. - Tienen menor tendencia a la formación de gases lo cual es muy conveniente para la operación de los transformadores.

Aceites para 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. Estos aditivos son sustancias que alargan considerablemente el tiempo de inducción de oxidación. El inhibidor de oxidación más comúnmente utilizado en los aceites dieléctricos es un compuesto conocido con el nombre genérico de Di-Butil Paracresol, del cual existen pequeñas variaciones en composición, de acuerdo con su procedencia o método empleado en su producción. Al igual que los aceites no inhibidos, éstos deben estar libres de cualquier otra clase de aditivos.

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No todos los aceites dieléctricos se comportan de la misma manera frente a los inhibidores de oxidación y por tanto, siempre resulta conveniente conocer la “susceptibilidad del aceite frente al inhibidor de oxidación”, puesto que algunas veces, cuando se agregan cantidades adicionales de inhibidor se pueden obtener resultados contrarios a los esperados. Otro aspecto a tener en cuenta es la toxicidad de los inhibidores. En la figura se ilustra el proceso completo de fabricación de un aceite dieléctrico, ya sea que se utilice tratamiento con ácidos, extracción por solventes o la hidrogenación, que es el método más aceptado hoy día, por su mínimo efecto sobre el medio ambiente.

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CRUDO DESTILADO HIDROGENO ACIDO SULFURICO

TRATAMIENTO ACIDO

LODO ACIDO

NEUTRALIZACION CON OLCALI

LODO ALCALINO

LAVADO CON AGUA TRATAMIENTO CON ARCILLA

SOLVENTE EXTRACCION POR SOLVENTE

HIDROGENACIÓN CATALITICA

ROCIADO (REMOCION POR SOLVENTE) TRATAMIENTO CON ARCILLA FILTRACION

FILTRACION ACEITE DE TRANSFORMADOR

TRATAMIENTO CON ARCILLA (OPCIONAL) FILTRACION O SECADO

Aceites para transformadores CLASIFICACION DE LOS ACEITES DIELECTRICOS Las propiedades y el comportamiento de los aceites dieléctricos son similares en muchos aspectos a los aceites para turbinas. Ambos circulan a temperaturas de medianas a altas (40 a 95oC) por largos períodos de tiempo y en continuo contacto con aire y metales. Los aceites dieléctricos se caracterizan por ser de color claro y de baja viscosidad (ISO 15 o menor). Las especificaciones de los aceites dieléctricos han sido establecidas, a nivel internacional, por organismos oficiales y asociaciones de profesionales e industriales con el objeto de garantizar: a. Una calidad uniforme en su producción. b. Un desempeño óptimo durante todo el tiempo de servicio que, en todo caso, no debe ser menor de cinco (5) años, cuando se emplean racionalmente en equipos de alta potencia. Las especificaciones internacionales más conocidas y adoptadas son las de la Sociedad Americana de Ensayos y Materiales (American Society of Testing and Materials, ASTM), que clasifica los aceites dieléctricos, mediante la norma ASTM D3487, como aceites tipo 1 y tipo 2. Los aceites dieléctricos tipo 1 se definen como aceites para equipos eléctricos donde se requiere una resistencia normal a la oxidación, y los de tipo 2 para aquellas aplicaciones donde la resistencia a la oxidación debe ser mayor.

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Los aceites tipo 1 se conocen como aceites no inhibidos, porque solamente contienen hasta 0,08% en peso de aditivo antioxidante, y los tipo 2 son aceites inhibidos, en los que el inhibidor de oxidación llega hasta 0,3% en peso. Las cifras típicas de los aceites tipo 1 y tipo 2 se muestran en la tabla siguiente:

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Propiedad Parámetro Método ASTM Física Punto de anilina, oC D-611 Color, Máx. D-1500 Punto de inflamación, Mín. oC D-92 Tensión interfacial a 25 oC, Mín. dinas/cm. D-971 Punto de fluidez, Máx. oC D-97 Gravedad específica, 15oC/15oC Máx. D-1298 Viscosidad Máx, cSt D-445 ó 100oC D-88 40oC 0oC Inspección visual Eléctrica Caída dieléctrica de voltaje, a 60Hz - Electrodos de disco, Min. kV D-877 - Electrodos VDE, Min gap. 0.040 pulg. (1.02 m.m.) D-1816 0.080 pulg. (2.03 m.m.) Caída dieléctrica de voltaje D-3300 condición de impulso, 25oC, Mín. kV 1", gap. D-2300 Factor de disipación (o factor de potencial) a 60 Hz. Máx. % 25oC D-924 100oC Química Estabilidad a la oxidación (prueba de lodos ácidos) D-2240 72 horas: % lodo, Máx. por masa TAN, mgr KOH/gr.ac.us 164 horas: % lodo, Máx. por masa TAN, mgr KOH/ gr.ac.us Estabilidad a la oxidación (bomba rotativa), Mín. minutos D-2112 Contenido de inhibidor de oxidación D-1473 Máx. % por masa D-2628 Azufre corrosivo D-1275 Agua, Máx. ppm D-1533 Número de neutralización D-974 Número ácido total, Máx. mgr KOH/gr.ac.us. Cont. de BCP* ppmD-4059 NOTA: *BCP es el inhibidor de oxidación Butil P-Cresol

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Aceite Tipo 1 63-84 0,5 145 40 -40 0,91

Aceite Tipo 2 63-84 0,5 145 40 -40 0,91

3,0 12,0 76,0

3,0 12,0 76,0 Claro y traslúcido

30,00

30,00

28,00 56,00 145,00 +15,00 +30 0,05 0,30

28,00 56,00 145,00 +15,00 +30 0,05 0,30

0,15 0,50 0,30 0,60

0,10 0,30 0,20 0,40 195,00 0,30

0,08 35,00 0,03

35,00 0,03 No detectable

Aceites para transformadores PROCESO DE DEGRADACION DE LOS ACEITES DIELECTRICOS Al igual que ocurre en otras aplicaciones, los lubricantes para servicio en transformadores están sometidos a diversas condiciones de operación y expuestos a la presencia de elementos que conllevan al deterioro gradual de sus propiedades. El proceso de oxidación de los aceites dieléctricos depende, entre otros, de los siguientes factores: -

La naturaleza o composición del aceite.

La cantidad de oxígeno disponible para la reacción de oxidación. La presencia del agua y otros catalizadores de oxidación, tales como partes de cobre. El nivel de temperatura al cual es sometido el aceite dieléctrico durante el servicio. Como ya se ha mencionado, dependiendo del tipo y balance de hidrocarburos empleados en la fabricación del aceite dieléctrico, éste presentará mejores o peores propiedades tanto refrigerantes como de estabilidad química y a la oxidación, factores de gran influencia en el proceso de oxidación del aceite. El oxígeno disponible para las reacciones de oxidación proviene: a. Del aire que normalmente está disuelto en dicho aceite. b. De las electrólisis del agua presente en el equipo.

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A mayor cantidad de oxígeno presente en el aceite, las reacciones de oxidación son más completas y frecuentes. El agua, además de aportar oxígeno para las reacciones de oxidación que ocurren en el aceite, es un buen catalizador para éstas mismas y sobre todo para aquellas que afectan a los metales ferrosos presentes en el equipo (corrosión de la carcaza y del núcleo del transformador). Conviene recordar que el hierro, el cobre y cualquier otro metal en contacto con el aceite son también catalizadores de las reacciones de oxidación que afectan a éste. El nivel de temperatura a que normalmente opera el equipo es un factor muy importante en la velocidad de oxidación del aceite dieléctrico y mientras más alta sea dicha temperatura, más rápida será la degradación del aceite, tal como se observa en la tabla siguiente. NUMERO DE NEUTRALIZACION vs. TEMPERATURA TEMPERATURA DE OPERACION DEL EQUIPO

VIDA UTIL DEL ACEITE* DIELECTRICO EN AÑOS

60oC 20,00 70oC 10,00 o 80 C 5,00 90oC 2,50 100o C 1,25 110o C 7 meses *Tiempo estimado para que el número de neutralización del aceite alcance una acidez equivalente a 0,25 mg KOH/g.

Aceites para transformadores Los transformadores modernos operan con tensiones o voltajes más altos y son de menor tamaño que los equipos de comienzo de siglo. En consecuencia, la cantidad de aceite dieléctrico requerida por estos transformadores es considerablemente menor, por lo cual su temperatura de operación depende en gran medida de la eficiencia de su sistema de refrigeración, o en otras palabras, de la capacidad refrigerante del aceite.

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acidez del aceite a un nivel más bajo que los aceites sin inhibidor. Ahora bien, cuando se agota el aditivo antioxidante en el aceite inhibido la reacción de oxidación se acelera drásticamente y por tanto la curva toma forma exponencial con una pendiente mayor que la del aceite no inhibido. El control requerido sobre el nivel de acidez de un aceite dieléctrico inhibido, en su período final de servicio, es muy exigente debido al cambio radical en el comportamiento de su proceso oxidativo, lo cual podría dar origen a formación excesiva de lodos en el transformador con las consecuentes fallas en su funcionamiento.

Número de neutralización mg KOH / g

En la gráfica se muestra la diferencia existente entre las curvas de oxidación de un aceite no inhibido y otro inhibido. Como se puede ver, los inhibidores artificiales de oxidación mantienen la CURVA DE OXIDACION DE UN ACEITE DIELECTRICO

0.4

1

Sin Inhibidor

0.3

2

Con Inhibidor

1

2

0.2 0.1 0 2

4

6 AÑOS DE SERVICIO

8

1

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COMPOSICION

CONTROL DE CALIDAD DE LOS ACEITES DIELECTRICOS

PUREZA

Las pruebas que se realizan con el propósito de evaluar el estado de las propiedades de los aceites dieléctricos de origen mineral, se orientan a determinar tres características básicas en dichos aceites: - Su composición (pruebas de composición). - Su pureza (pruebas de pureza). - Su estabilidad (pruebas de estabilidad).

La estabilidad del mismo depende primordialmente de su composición. Esto significa que las pruebas de composición y estabilidad no son muy necesarias cuando se trata de controlar la calidad de un aceite dieléctrico en servicio, teniendo en cuenta que son estrictamente efectuadas para los aceites nuevos. En conclusión, las pruebas de pureza son las que tienen mayor peso en la determinación del comportamiento o desempeño de los aceites dieléctricos en servicio; por lo tanto son éstas pruebas las que se incluyen con más frecuencia en los programas de control. En el cuadro siguiente se enumeran las pruebas que se realizan para determinar la calidad de los aceites dieléctricos.

ESTABILIDAD

La composición de un aceite dieléctrico, una vez que ha sido formulado y elaborado adecuadamente, no varía significativamente mientras permanece en servicio.

Punto de anilina Punto de fluidez Color Punto de inflamación Gravedad específica Viscosidad Azufre corrosivo Contenido de humedad Tensión interfacial No. de Neutralización Tensión de ruptura Factor de potencia Estabilidad de color Formación de lodo Período de inducción Contenido de inhibidor

Del cuadro anterior se tiene que los aceites dieléctricos, entregados en equipos nuevos o tomados de equipos en servicio, pueden ser sometidos a un gran número de ensayos; sin embargo, las pruebas siguientes son consideradas como suficientes para determinar si el estado del aceite es adecuado o no para continuar en servicio o para proponer una acción correctiva. -

Contenido de humedad. Tensión interfacial. Número de neutralización. Rigidez dieléctrica. Factor de potencia. Color y aspecto. Análisis de gases disueltos.

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Las pruebas ya reseñadas y la frecuencia promedio con que pueden realizarse dichas pruebas se muestran en los cuadros siguientes: VOLTAJE DE OPERACION DEL TRANSFORMADOR kV Inspección Inicial Fecha: Pruebas: Segunda Después de: Pruebas: Tercera Después de: Pruebas: Subsiguientes Después de: Pruebas:

75 ó menos

76-149

150-250

Más de 250

ABCDEF

Antes de energizar el equipo ABCDEF

ABCDEF

ABCDEFG

2 años ABCD

18 meses ABCD

1 año ABCD

6 meses ABCDEFG

18 meses ABCD

1 año ABCD

1 año ABCD

6 meses ABCDE

ABCD

1 año después de la última inspección ABCDEF ABCDEFG

SIGNIFICADO DE LAS LETRAS A - Color, ASTM D-1500 B - Número de neutralización, ASTM D-974 C - Tensión interfacial, ASTM D-971 D - Tensión de ruptura, ASTM D-877 E - Factor de potencia, ASTM D-924 F - Contenido de agua, ASTM D-1315 ó D-1523 G - Análisis de gases disueltos

ABCDEFG

Es clave hacer énfasis en que la frecuencia de las inspecciones y pruebas efectuadas a un transformador debe establecerse con base en los factores que se relacionan a continuación: 1. Capacidad del equipo. 2. Condiciones de operación. 3. Importancia del servicio prestado. 4. Condiciones del aceite dieléctrico: A medida que aumentan los años de servicio de los transformadores es lógico esperar una progresiva degradación del aceite, con lo cual se aumenta la probabilidad de falla en los equipos.

Aceites para transformadores 5. Condiciones ambientales: En condiciones ambientales adversas, las inspecciones que se deben practicar serán más frecuentes, pues tanto el aceite como la carcaza y accesorios externos del transformador se ven seriamente afectados.

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APLICACION Y FRECUENCIA DE LOS ENSAYOS Propiedades

Lugar del ensayo *

Categoría del Equipo

Frecuencia de los ensayos

Color y aspecto

SoL

O,A,B,C,D,E

Tensión de ruptura

SoL

O,A,B,C,D,E,F,G

O,A,B. Después del llenado o rellenado y antes de la energización. Luego, pasados 12 meses, después cada dos años. C,D,E. Después del llenado o rellenado y antes de la energización. Luego, pasados 12 meses, después cada seis años. F. Después del llenado o rellenado y antes de ponerlobajo tensión. Luego, cada 4 años o cada 70.000 maniobras sí ese número se alcanza antes, o según las instrucciones del fabricante. G. Referirse a las especificaciones del fabricante.

Contenido de agua

L

O,A,B,C,D,E

O,A. Después del llenado o rellenado y antes de energizarlo. Luego, pasados 3 y 12 meses, luego al mismo tiempo que el análisis de los gases disueltos B,D,E. Después del llenado o rellenado y antes deenergizarlo. Luego, pasados 12 meses, después cada 6 años o de acuerdo con el análisis de gases disueltos. C. No es un ensayo de rutina, solamente cuando la tensión de ruptura está próxima al valor límite de rechazo.

Indice de neutralización

L

O,A,B,C,D,E,F,G.

Sedimentos y depósitos (lodos)

L

O,A,B,C,D,E

Simultáneamente con otros ensayos cuantitativos

O,A,B,C - Cada 6 años D,E,F,G - Ningún ensayo de rutina. Ningún ensayo de rutina. Efectuar según los resultados del examen visual o el valor del índice de neutralización.

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APLICACION Y FRECUENCIA DE LOS ENSAYOS Propiedades

Lugar del ensayo *

Categoría del Equipo

Frecuencia de los ensayos

Resistividad

L

O,A,B,C,D,E

O,A,B,D. Después del llenado o rellenado y antes de energizarlo. Luego pasados 12 meses, después cada 6 años. C,E. Ningún ensayo de rutina.

Factor de disipación dieléctrica, tgs a 100 oC y 40Hz a 60 Hz.

L

O,A,B,C,D,E

O,A,B,D. Después del llenado o rellenado y antes de la energización. Luego, pasados 12 meses, después cada 6 años. C,E. Ningún ensayo de rutina.

Tensión interfacial

L

O,A,B,C,D,E

O,A,B,C,D,E. Después del llenado o rellenado y antes de energizarlo. Luego, pasados 12 meses, después cada 6 años.

Contenido de gas

L

O,A,B,D

Punto de inflamación

L

O,A,B,C,D,E

O,A,B,C,D,E. Ningún ensayo de rutina, quizás revisarlo cuando un olor anormales detectado; enseguida de un defecto interno o cuando el transformador viene de ser llenado.

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A continuación se detalla un poco más sobre cada una de las pruebas realizadas a los aceites dieléctricos como parte del programa periódico de inspecciones.

El agua puede proceder del aire atmosférico o resultar de la degradación de materiales aislantes. La solubilidad del agua en el aceite para transformadores aumenta en función de la temperatura y del índice de neutralización.

Contenido de Humedad Como se sabe, el agua es poco soluble en los aceites dieléctricos, pero aun así, pequeñas cantidades de humedad son suficientes para aumentar drásticamente su conductividad eléctrica, reducir su rigidez dieléctrica y subir su factor de potencia.

En el diagrama se observa que para una temperatura dada, el aceite disuelve una cantidad de agua determinada, la cual depende del punto de equilibrio o de saturación del aceite para cada temperatura. Cuando el contenido de agua sobrepasa un cierto nivel (valor de saturación) no puede permanecer en solución, y el agua, ahora libre, aparece en forma de turbulencia o de góticas provocando invariablemente una disminución en la rigidez dieléctrica.

B

150

A

Muestra puramin AD-AD, lote 16,19,5,79 1000 800 100

CONTENIDO DE AGUA, ppm

CONTENIDO DE AGUA DEL ACEITE (mg/Kg)

200

50

10 0

600 400 300 200 100 80 60 40 30

0

10

20

30

40

50

60

TEMPERATURA DEL ACEITE EN SERVICIO

Curva A: Saturación en contenido de agua de un aceite nuevo. Curva B: Saturación en contenido de agua en un aceite oxidado con un índice de neutralización de 0,3 mg KOH/g.

20 10 0

10

20

30 40 Temperatura ° C

50

60

70

Aceites para transformadores El agua no sólo es perjudicial para el aceite porque aumenta su conductividad eléctrica sino que además es un elemento altamente corrosivo a los metales ferrosos y por ello forma óxido de hierro que al disolverse en el aceite lo hace aun más conductor. También, el agua suspendida o depositada en el fondo de los transformadores propicia el crecimiento de bacterias que contribuyen a acelerar el proceso de degradación de los aceites dieléctricos. Dentro de un transformador el contenido total de agua se reparte entre el papel y el aceite en una relación predominante para el papel. Las variaciones pequeñas de temperatura modifican sensiblemente el contenido de agua del aceite pero muy poco la del papel. Conociendo el contenido de agua de un aceite a una temperatura dada, es posible mediante gráficas obtener el contenido de agua del papel. Los valores límites de contenido de agua recomendados en la tabla Guía de Valores Límites, tienen por objeto controlar el contenido de agua en el aislamiento celulósico (papel), a temperaturas normales del aceite en servicio a más de 40oC y hasta 60oC. Un alto contenido de agua acelera la degradación química del papel aislante y es un indicio de malas condiciones de funcionamiento o de un mantenimiento que necesita medidas correctivas. Valores típicos de contenido de agua para aceites dieléctricos nuevos están en el orden de 15 ppm a

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30 ppm. Resulta evidente que se requiere someterlos a un proceso de secado previo a su uso. Tensión Interfacial Este es uno de los test más ampliamente usados para determinar el nivel de deterioro y contaminación de un aceite dieléctrico. Esta característica cambia rápidamente durante las etapas iniciales de envejecimiento, luego su evolución se estabiliza, cuando la degradación es aún moderada. Es por esta razón que los resultados son bastante dificiles de interpretar en términos de mantenimiento del aceite. Sin embargo, es conveniente analizar en detalle los aceites cuyos valores de la tensión interfacial se encuentran en el límite mínimo recomendado en la Guía de Valores Límites, que aparece en la página siguiente. Los valores típicos de tensión interfacial de los aceites nuevos están alrededor de 45 dinas/cm; sin embargo, aceites con valores de 20 o más se consideran apropiados para el servicio. Tensiones interfaciales por debajo de 20 dinas/cm indican la contaminación del aceite con productos de oxidación, barnices, glicol, jabones de sodio, y posiblemente otras materias extrañas. La filtración del aceite, especificada en la norma ASTM D-971, puede reportar valores altos de tensión interfacial. Un comportamiento típico de la tensión interfacial con los años de servicio del aceite se ilustra en la figura.

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TENSIO DE RUPTURA

50 40 30 20 10 0 2

4

6

8

AÑOS DE SERVICIO

10

12

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GUIA DE VALORES LIMITES PARA LA ACEPTACION, MANTENIMIENTO Y REGENERACION DE ACEITES AISLANTES PARA TRANSFORMADORES Y OTROS EQUIPOS ELECTRICOS O R D E N

ENSAYOS

1

Tensión de ruptura dieléctrica (Kv)

METODOS

ASTM D877

ASTM D1816 (0,04 pulg.) ASTM D1816 (0,08 pulg.) IEC 156

2

Factor de potencia (%)

ASTM D924 (25oC) ASTM D924 (100oC)

3

4

5

6 7 8

Contenido de humedad (ppm) Número de neutralización (mg KOH/g) Tensión interfacial

ASTM D1533

Color Aspecto Visual Contenido de gases (%)

ASTM D1500 ASTM D1524

9

Sedimentos y lodos 10 Resistividad (Gm) 90oC

ASTM D974

ASTM D971

D831, D1817 D2945 Anexo A IEC 247

20oC

11 Estabilidad a la oxidación 164h - NN - lodos Bomba rotativa

ASTM D2440

ASTM D2112

CLASIFICACION DE TRANSFORMADORES Tensión máxima de operación

ACEITES SIN USAR Recibido en equipo nuevo

C B A O C B A O C B A O C B A O C B A O C B A O C B A O C B A O C B A A

>3 0 >3 0 >3 5 >3 5 >2 5 >2 5 >3 0 >3 0 >4 0 >4 0 >5 0 >6 0 >4 0 >5 0 >6 0 >6 0 <0,1 <0,1 <0,1 <0,05 <0,5 <0,5 <0,5 <0,3 <2 0 <2 0 <1 5 <1 0 <0,03 <0,03 <0,03 <0,03 >4 0 >4 0 >4 0 >4 0 <1,0 Claro y libre sedimentos

<72,5 Kv 72,5-170 Kv 170-420 Kv <420 Kv <72,5 Kv 72,5-170 Kv 170-420 Kv >420 <72,5 Kv 72,5-170 Kv 170-420 Kv >420 Kv <72,5 Kv 72,5-170 Kv 170-420 Kv >420 Kv <72,5 Kv 72,5-170 Kv 170-420 Kv >420 Kv <72,5 Kv 72,5-170 Kv 170-420 Kv >420 Kv <72,5 Kv 72,5-170 Kv 170-420 Kv <420 Kv <72,5 Kv 72,5-170 Kv 170-420 Kv >420 Kv <72,5 Kv 72,5-170 Kv 170-420 Kv >420 Kv <72,5->420 Kv <72,5->420 Kv

C B A O

<72,5 Kv 72,5-170 Kv 170-420 Kv >420 Kv >72,5 >420Kv

C B A O C B A O

<72,5 Kv 72,5-170 Kv 170-420 Kv >420 Kv <72,5 Kv 72,5-170 Kv 170-420 Kv >420 Kv <72,5 y >420 Kv

<72,5 y >420 Kv

ACEITES EN SERVICIO GRUPO I por continuar

GRUPO II por reacondic.

>2 6 >2 6 >2 6 >3 0 >2 3 >2 3 >2 6 >2 6 >3 4 >3 4 >4 5 >4 5 >3 0 >3 0 >4 0 >5 0

<26 <26 <26 <30 >2 3 >2 3 >2 6 >2 6 >3 4 >3 4 >4 5 >4 5 >3 0 >3 0 >4 0 >5 0

90 C>60 90oC>60 90oC>60 90oC>60

Según norma ICONTEC 1465 Según norma ICONTEC 1465

GRUPO III por regenerar

Límites de aceptación después de regenerar

Después de llenar y antes de energizar

>3 0

>3 0 >3 0 >3 5 >3 5 >26-30 >26-30 >26-30 >26-30

>2 6

<1,0 <1,0 <3 5 <3 5 <2 5 <1 5 <0,3 <0,2 <0,2 <0,1 >2 4 >2 4 >2 6 >3 0

35-40 35-40 25-30 15-20 >0,3 >0,2 >0,2 0,1-0,2

>0,5 >0,5 >0,5 >0,4

<24

<15

Claro y libre sedimentos

<3 0 <0,5 Libre o

ACEITES REGENERADOS

90 C>0,2 90oC>0,2 90oC>1 90oC>1 20oC>60 20oC>200 20oC>200 20oC>60

<3 5

<0,05

>3 5

<1,0 <3 5 <3 5 <2 0 10-15 <0,05 <0,05 <0,05 <0,05

<1,5 Claro y libre sedimentos

>3 5 >3 5 >3 5 <1,5 Claro y libre sedimentos

Libre

Libre

o

0,50 0,25

150

Su valor, poco importante para un aceite nuevo, aumenta como consecuencia del envejecimiento por oxidación y es utilizado como guía general para establecer el momento preciso para reemplazarlo o regenerarlo, siempre que se hayan establecido los límites de rechazo y que otros ensayos lo confirmen. El número de neutralización de un aceite nuevo no debería exceder 0.025 mgKOH/g. Aceites con valores de TAN del orden de 0.5 mgKOH/g son considerados inaceptables para el servicio. Es importante aclarar que un TAN bajo no descarta la presencia de contaminantes en el aceite, ya que puede tratarse de un material de tipo alcalino. Un caso encontrado con alguna frecuencia es la contaminación del aceite con silicato de sodio, que es un material empleado por los fabricantes de transformadores en el aislamiento. Rigidez Dieléctrica La tensión de ruptura es importante como una medida de la aptitud de un aceite para resistir los esfuerzos eléctricos. Un aceite seco y limpio se caracteriza por una tensión de ruptura alta. El valor alcanzado en la prueba de tensión de ruptura o rigidez dieléctrica dependerá casi exclusiva-

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mente de la cantidad de contaminantes tales como el agua, partículas conductoras, lodos, polvo, y gases disueltos contenidos en el aceite; los cuales reducen severamente esta propiedad. La rigidez dieléctrica disminuye con los aumentos de la temperatura del aceite, por lo cual, para efectos de control, se especifica una temperatura de 20oC para la realización de esta prueba. La gráfica ilustra la variación de la tensión de ruptura con el contenido de humedad. 100 90 80 70

Kv

Número de Neutralización El índice de neutralización de un aceite es una medida de la mayor o menor cantidad de ácidos que se han formado en el aceite durante el tiempo en que ha permanecido en servicio.

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60

TENSION DE RUPTURA 20ºC,

Aceites para transformadores

50 40

30

20

10

5

15

20

25

30

35

CONTENIDO DE AGUA, PPM.

40

45

Factor de Potencia Es una prueba muy aceptada en las evaluaciones periódicas de aceites dieléctricos. El factor de potencia de un aceite nuevo no debería exceder de 0.05% a 25oC. Un valor alto en un aceite usado indica deterioro y contaminación con carbón, barnices, sodio, glicol, u otras materias conductoras. La gráfica PFVO aplicable, exclusivamente, para

Aceites para transformadores aceites no inhibidos es útil para evaluar la continuidad en servicio de un aceite, de acuerdo con su factor de potencia y el tiempo de oxidación.

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Para aceites con índices de color por encima de 4 se requiere la realización de pruebas adicionales tendientes a determinar si su condición es peligrosa para continuar en operación

Factor de potencia (% ) 5 3 COLOR ASTM D-1500

4 3 Area de aceptación 2 1

2

1

0 0

20

40

60

80

100

120

140

Horas de Oxidación

0 0

Color y Aspecto El color de un aceite aislante está determinado por la luz transmitida y está expresado por un número obtenido de su comparación con una serie de colores normalizados o estandarizados. El color de un aceite nuevo es generalmente aceptado como un indicador de su grado de refinación. Un cambio en el color del aceite en servicio indica contaminación o deterioro. Además del color, el aspecto visual de un aceite puede poner en evidencia turbulencias y sedimentos, lo que puede indicar la presencia de agua libre, lodos insolubles, carbón, polvo, fibras, etc.

2

4

6 8 AÑOS DE SERVICIO

10

12

Análisis de gases disueltos Este tipo de prueba se estudiará ampliamente en la siguiente sección de este módulo; Diagnóstico de fallas en transformadores. La tabla de la página siguiente muestra los parámetros de tolerancia en los resultados de las pruebas.

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PARAMETROS DE TOLERANCIA EN LOS RESULTADOS DE LAS INSPECCIONES Voltaje de operación kV CARACTERISTICAS

36

37-170

171-300

300

0,5 0,05

0,4 0,05

0,4 0,05

0,3 0,05

Aceite no inhibido; Min.

12

15

15

15

aceite inhibido, Mon

20

20

20

20

Constante dieléctrico: kV, ASTM D877 Ambos aceites, Min.

25

30

35

40

0,35

0,30

0,25

0,20

40

35

30

25

0,1

0,1

0,1

0,1

Número de neutralización: mgKOH, ASTM D974 Aceite no inhibido, Máx. Aceite inhibido, Máx. Tensión interfacial: dinas/cm, ASTM D971

Factor de potencia: 60Hz/100oC, ASTM D924 Ambos aceites, Máx. Contenido de agua: ppm, ASTM D1315 Ambos aceites, Máx. Contenido inhibidor: peso %, ASTM D2668 Aceite inhibido, Min. Contenido de lodo: visual* Ambos aceites

Negativo

* Vierta 50 ml.aproximadamente de aceite en un vaso de precipitado (baker) de igual capacidad, cúbralo con un vidrio de reloj y déjelo reposar por 24 horas. Observe si hay sedimento en el fondo, en caso contrario reporte el resultado negativo.

Aceites para transformadores CLASIFICACION DE LOS ACEITES EN SERVICIO Es importante establecer guías estrictas e inmutables para evaluar los aceites en servicio o para recomendar los valores límites de ensayos que correspondan a todas las utilizaciones posibles de los aceites aislantes en servicio. De acuerdo con la experiencia industrial actual, los aceites en uso pueden ser posicionados según una clasificación basada en la evaluación de las propiedades más significativas y/o sobre la posibilidad de restituirles las características deseadas como sigue: Grupo 1: Este grupo comprende los aceites cuyo estado característico es satisfactorio para continuar en servicio. Los aceites cuyas propiedades sé sitúan en los límites fijados en la tabla Guía de Valores Límites, para la categoría del equipo apropiado, se consideran pertenecientes a este grupo. Se sobrentiende que estos límites son solamente indicativos. Con excepción de la tensión de ruptura dieléctrica, el hecho de que una o varias de las propiedades se sitúen fuera de los límites indicados no requiere una acción inmediata, aunque, a un término más largo, esta situación pudiera ocasionar una degradación acelerada y una reducción de la duración del equipo. En cuanto a la interpretación de los resultados, diferentes factores deben ser tomados en consideración, tales como: las condiciones de servicio, la edad del equipo y la evolución de las características de los aceites.

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Grupo 2: Este grupo comprende los aceites que necesitan solamente un tratamiento de reacondicionamiento que permita su utilización posterior. Un contenido alto de agua y una tensión de ruptura dieléctrica baja, indican generalmente esta necesidad; siempre y cuando todos los otros criterios sean aún satisfactorios. El aceite puede tener un aspecto turbio o sucio. El tratamiento apropiado consiste en eliminar por medios mecánicos el agua y las materias insolubles. El tratamiento debe ser tal que los valores alcanzados para el contenido de agua y la tensión de ruptura se acerquen a aquellos dados en la tabla Guía Valores Límites, cuando sea aplicable. Sin embargo, se debe tener en cuenta que un exceso de agua en el aceite puede ser el indicio de que el aislamiento sólido está en malas condiciones y que necesita medidas correctivas. Grupo 3: Este grupo comprende los aceites en mal estado, cuyas propiedades no pueden ser restauradas a un nivel satisfactorio sino después de una regeneración. Este estado será generalmente puesto en evidencia por la presencia de depósitos precipitables, de lodos insolubles y por los valores del índice de neutralización y/o el factor de disipación dieléctrica superiores a aquellos dados en la tabla Guía de Valores Límites. Los aceites pertenecientes a este grupo deben ser regenerados o bien, reemplazados, dependiendo

Aceites para transformadores de consideraciones económicas. Grupo 4: Este grupo comprende los aceites de calidad tan mala que se aconseja descartarlos, lo que corresponde a muchas propiedades insatisfactorias. Otro forma de clasificar los aceites dieléctricos en servicio es por medio del índice de calidad o índice Myers, que relaciona la tensión interfacial del aceite con el número de neutralización del mismo.

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CLASIFICACION DE LOS ACEITES EN FUNCION DEL N.N. Y T.I.F.

40

Franja fuera de lodos

Aceite bueno

35

Aceite aceptable

30

Aceite marginal 25

Tensión interfacial DINAS / cm

Aceite malo Aceite muy malo Aceite extremadamente malo Aceite para desechar

20

15

10

5 0 0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

Número de neutralización mg KOH / gm aceite

Indice de calidad =

Tensión interfacial Número de neutralización

1,6

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GUIA PARA EVALUAR ACEITES PARA TRANSFORMADORES CHART TO EVALUATE TRANSFORMER OILS 2 2 TENSION INTERFACIAL 25ºC, d/cm -INTERFACIAL TENSION 25ºC, d/cm

45 40 EXCELENTE EXCELENT

35 30

25

BUENO GOOD ACEPTABLE ACCETABLE

20

MARGINAL MARGINAL

15

MALO BAD

10

MUY MALO VERY BAD

5

MALISIMO EXTREMELY BAD 0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

No. DE NEUTRALIZACION, mg. KOH/g - NEUTRALIZATION NUMBER, mg. KOH/g

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CLASIFICACION DE LOS ACEITES SEGUN EL INDICE DE CALIDAD

1

Aceite bueno NN 0.00 a 0.10 - TIF 30.0 a 45.0 Amarillo claro

Indice de calidad: 300 a 1.500 o más

2

Aceite a ser tenido en observación NN 0.05 a 0.10 - TIF 27.1 a 29.9 Amarillo

Indice de calidad: 271 a 600

3

Aceite marginal NN 0.11 a 0.15 - TIF 24.0 a 27.0 Amarillo oscuro

Indice de calidad: 160 a 318

4

Aceite malo NN 0.16 a 0.40 - TIF 18.0 a 23.90 Ambar

Indice de calidad: 45 a 159

5

Aceite muy malo NN 0.41 a 0.65 - TIF 9.0 a 17.9 Café

Indice de calidad: 22 a 44

6

Aceite extremadamente malo NN 0.66 a 1.50 - TIF 9.0 a 13.9 Café oscuro

Indice de calidad: 6 a 21

7

Aceite en condición pésima NN1.51 o más negro

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APLICACION DE LA CLASIFICACION DE LOS AGENTES DIELECTRICOS PARA TRANSFORMADORES OBSERVACIONES

TENSION INTERFACIAL dinas/cm

No DE NEUTRALIZACION mg/KOH/ggm

COLOR

RIGIDEZ DIELECTRICA KV

INDICE DE MYERS

30 - 45

0.03 - 0.10

Bueno 0 - 0.5

30 y Superior

300 - 1.500

27 - 29

0.05 - 0.10

Aceptable 0.5 -1.0

25 - 30

271 - 600

22 -25

160 - 318

ACCION A TOMAR

1

El aceite está cumpliendo con las siguientes funciones: a. Refrigeración eficiente b. Agente dieléctrico.

2

Componentes polares (lodos) en solución (producto de la oxidación del aceite) causan bajas en la tensión interfacial.

3

Acidos grasos cubren las bobinas. Lodos en suspensión listos a iniciar concentraciones. Alta probabilidad de lodos en las fisuras del aislamiento.

24 - 27

0.11 - 0.15

Marginal 1.0 -1.5

En casi un 100% de los transformadores en este rango se han formado depósitos de lodos sobre las bobinas y núcleo. LODOS SE DEPOSITAN PRIMERO EN LAS AREAS DE REFRIGERACION.

18 - 24

0.16 - 0.40

Malo 1.5 -2.5

45 -159

Análisis anual del aceite. Desencubada del transformador. Lavada con aceite nuevo y caliente parte activa y tanque. Filtrado del aceite con unidad especial.

5

Sedimentos depositados continúan oxidándose y endureciéndose. EL AISLAMIENTO SE ESTA CONTRAYENDO. Alta probabilidad de falla prematura.

14- 18

0.41 - 0.65

Muy malo 2.5 - 3.5

22 - 44

Análisis anual del aceite. Desncubada del transformador. Proceso similar al (4) usando unidad especial para filtrado adicionándole tierra de fuller .

6

Sedimentos aíslan áreas de refrigeración y ductos causando incrementos de temperatura de operación.

9 - 14

0.66 - 1.50

Extremadamente malo 3.5 - 4.0

6 - 21

7

Gran cantidad de sedimentos. Requiere procesos especiales.

6-9

1.5 y Superior

Aceites para dar de baja 4.5 - Sup.

1.51 ó más

4

Análisis anual del aceite a fin de evaluar funcionamientos y establecer tendencias.

Análisis anual del aceite. Establecer programa de mantenimiento preventivo Análisis anual del aceite. Aceite requiere tratamiento con filtro prensa especial (ver nota), para detener deterioramiento rápido del aislamiento

Análisis anual del aceite. Procedimiento similar al anterior. Posible cambio de aceite. Análisis anual del aceite. Proceso similar al (4), cambio de aceite. Proceso de filtrado con unidad especial. Aislamientos deteriorados. Se recomienda en pensar en un futuro cercano cambio del transformador

Nota Importante: El aceite caliente actúa como un solvente fuerte para disolver sus productos sólidos que están descompuestos. Por esa razón las unidades para el filtrado deben ser de procesos cerrados, es decir, que calienten el aceite (aprox. 80°C) y los degasifiquen (aprox. 0.1 Torr). Equipos de sólo papel y abiertos son obsoletos

Aceites para transformadores Indice Myers = TIF/NN TIF: Tensión Interfacial NN : Número de neutralización El índice de myers se debe tomar como simple referencia informativa ya que este procedimiento está siendo cuestionado por no ampliarse en algunos casos, tales como en aceites dieléctricos que tienen un valor alto de índice myers y presentan valores bajos de tensión interfacial. Esta situación obedece a que el número de neutralización puede ser bajo aunque el aceite tenga presencia excesiva de lodos neutros, que afectan significativamente la tensión interfacial.

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Aceites para transformadores DIAGNOSTICO DE FALLAS EN TRANSFORMADORES El sistema dieléctrico de un transformador está integrado por el conjunto de materiales que separan y/o soportan las partes metálicas energizadas del equipo y en el cual se pueden distinguir dos tipos de aislamiento: a. El aislamiento líquido o aceite para transformadores. b. El aislamiento sólido que está integrado por papel aislante, madera, aisladores de cerámica, baquelitas, resinas, etc. Las deficiencias que presenta el sistema aislante de un transformador se pueden medir en su justa dimensión cuando se analizan los efectos originados por la presencia del agua, el sobrecalentamiento del equipo y la sobrecarga eléctrica en los diferentes medios o materiales aislantes utilizados.

Efectos del agua sobre el sistema aislante de los transformadores Como ya se ha visto, el agua presente en un transformador puede provenir de una o más de las siguientes fuentes: - La humedad residual contenida en el sistema aislante luego del secado del transformador. - La humedad absorbida por el aceite desde la atmósfera con la cual está en contacto.

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- El agua que se produce durante las reacciones de oxidación del aceite dieléctrico y la celulosa del papel aislante (efecto de pirólisis). Las características más sobresalientes del agua son: - Es un compuesto polar y, en consecuencia, conduce la corriente eléctrica. - Es un elemento fuertemente electropositivo, por tanto es atraída hacia los polos negativos; de modo que cuando el agua se encuentra presente en el aceite de un transformador tiende a concentrarse en el área energizada del equipo. - El agua es el solvente universal por excelencia y disuelve en mayor o menor grado a casi todos los elementos o compuestos conocidos, los cuales al estar disueltos en el agua la hacen más conductora de la electricidad. - El agua es un catalizador activo para un gran número de reacciones químicas, por ello su presencia en el aceite y en la celulosa del papel y la madera, contribuye a oxidar y degradar dichos materiales. - El agua es por sí sola una substancia corrosiva frente a la mayoría de los metales, y en especial de las aleaciones ferrosas presentes en los núcleos, tambores y radiadores de los transformadores. Su acción corrosiva aumenta considerablemente cuando se combina con los ácidos generados por la oxidación del aceite.

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La corrosividad del agua es mayor cuando se encuentra en estado líquido, por lo cual su efecto es más evidente en los radiadores de los transformadores, en los cuales se condensa por efecto de la disminución de la temperatura.

Ahora bien, el agua suspendida es mucho más conductora que el agua disuelta, por tanto un aceite de transformador que contiene agua suspendida siempre mostrará una muy baja rigidez dieléctrica.

Es clave reseñar ahora las diferentes formas en que el agua puede encontrarse en el transformador:

- Depositada en el fondo del transformador, cuando en el aceite se suceden cambios alternos de temperatura, subidas y bajadas considerables en forma periódica, y mientras el aceite está en contacto con la atmósfera, es posible que el aceite absorba agua, que luego se condensa para finalmente ser depositada en el fondo del transformador. El agua allí depositada no tiene mayores efectos inmediatos en el comportamiento o eficiencia del transformador, no obstante su presencia oxida la caja del transformador, contribuye a la degradación del aceite y propicia el crecimiento de bacterias que aceleran los procesos antes mencionados.

- Disuelta en el seno del aceite, es bien conocida la frase “agua y aceite no se mezclan”. Sin embargo, se sabe que el aceite de transformador disuelve pequeñas cantidades de agua dependiendo de la temperatura a la cual se encuentra sometido. Este contenido de agua se puede disminuir considerablemente mediante métodos apropiados de secado, pero es técnicamente imposible obtener un aceite para transformador completamente seco o libre de agua. Cabe indicar que el efecto del agua disuelta en el aceite, sobre la conductividad de éste, es relativamente moderado cuando se le compara con el efecto que tiene el agua suspendida en el aceite. - Suspendida en el aceite, cuando un aceite para transformador se encuentra saturado de agua a una cierta temperatura y se le enfría hasta una temperatura marcadamente menor, el exceso de agua que contenía a la temperatura mayor, se condensa y queda suspendida en el seno del aceite en forma de pequeñas góticas. Si la temperatura sigue bajando, esas góticas aumentan de tamaño, se unen entre sí y finalmente se precipitan hasta el fondo del recipiente que contiene el aceite.

- Asociada a los ácidos derivados de la descomposición del aceite, los ácidos que se forman por la degradación natural del aceite contienen grupos polares electronegativos que ejercen una gran atracción hacia el agua que posee grupos polares electropositivos. Pues bien, este efecto de atracción hace que una conside-rable cantidad de agua permanezca suspendida o asociada a dichos ácidos. Esta mezcla agua-ácidos es buena conductora de electricidad y por ello su presencia en el aceite baja la rigidez dieléctrica.

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Debido a esa propiedad de la celulosa es que se utiliza en los filtro-prensas, uno de los procesos de secado del aceite para transformadores. Se ha comprobado que la celulosa tiene una afinidad por el agua que es entre 600 a 800 veces mayor que la del aceite. Esto significa que en las condiciones de equilibrio entre el contenido de humedad de la celulosa y del aceite para transformadores, el 99.75% de la humedad total del sistema estará contenida en la celulosa y sólo el 0.25% en el aceite. La figura ilustra esa condición de equilibrio, en función de la temperatura, y nos indica cómo es posible tener un transformador con una apreciable cantidad de agua mientras su aceite se presenta relativamente seco y con una aceptable rigidez dieléctrica. Todos estos hechos hay que tenerlos muy en cuenta para una correcta interpretación de los resultados de la prueba de constante o rigidez dieléctrica del aceite con el chispómetro ya que no son suficientes ni concluyentes para determinar el estado del transformador, ni siquiera el del aceite. Conviene recordar que las especificaciones de los aceites dieléctricos limitan el contenido de agua en el aceite nuevo a un máximo de 30 a 35 partes por millón (ppm) en peso, en tanto que las especificaciones del papel aislante utilizado en los trans-

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CONTENIDO DE AGUA EN LA CELULOSA, PESO%

- Ocluida o absorbida en la celulosa del papel y la madera, el papel secante (celulosa) tiene excelentes propiedades absorbentes/adsorbentes frente al agua o soluciones acuosas.

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Contenido de agua en el aceite 6

20 PPM

5 4

10 PPM

3 5 PPM

2 1 0

10

20

30

40 50 60 Temperatura, °C

70

80

90

formadores de potencia admiten contenidos de agua hasta de 8.0% en peso.

Efectos del sobrecalentamineto sobre los elementos del sistema aislante del transformador Tanto los hidrocarburos, componentes de los aceites aislantes, como la celulosa, presente en el papel aislante, sufren un proceso lento de descomposición cuando se encuentran en contacto con el agua y con los agentes atmosféricos: oxígeno y luz solar; pero la forma en que se sucede la descomposición varía considerablemente en ambos materiales. Pues bien, lo que realmente nos interesa para el tema que nos ocupa es la composición de los gases que se forman durante esos procesos de des-

Aceites para transformadores composición, ya que así es posible compararla con la de los gases que se forman durante las operaciones normales y anormales de los transformadores. Resulta interesante indicar que en un aceite para transformadores sometido a sobrecalentamiento (temperaturas superiores a 500oC) sin ser sometido a esfuerzos o tensiones eléctricas de ninguna clase, se observó desprendimiento de gases, cuyos análisis arrojaron la presencia en cantidades apreciables de etileno, etano, metano y acetileno. Las moderadas y altas temperaturas que se generan en las operaciones anormales y/o durante los períodos de sobrecarga de los transformadores también causan descomposición o pirólisis en la celulosa de la cual se compone el papel aislante incluido en dichos equipos. El mecanismo de esas reacciones es poco conocido, pero si es muy claro que los gases productos de esas reacciones son: hidrógeno, monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO2), cuando se realiza en un medio no oxidante, aislado de la atmósfera, como lo es el interior de un transformador.

Efecto de la sobrecarga eléctrica sobre los elementos del sistema aislante del transformador El efecto de la sobrecarga eléctrica en la celulosa es aparentemente insignificante. No obstante, la sobrecarga eléctrica por sí sola, aún a temperaturas normalmente bajas, si puede producir efectos

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característicos en los aceites dieléctricos. Los gases formados en el seno del aceite cuando en él ocurre una descarga eléctrica son completamente diferentes a los vapores emitidos por el aceite cuando se calienta y de los resultantes de la descomposición térmica de las moléculas de hidrocarburos. El análisis de esos gases muestra la composición que se indica en el cuadro siguiente, en volumen por ciento. Se observa la presencia predominante de hidrógeno, monóxido de carbono y nitrógeno. El oxígeno y el nitrógeno demuestran la presencia de aire ocluido en el seno del aceite. En vista de que el hidrógeno es explosivo en el aire, dentro del rango del 10 y 66%, es latente el peligro de una explosión producida por la ignición en la atmósfera de los gases provenientes de la descomposición del aceite.

Gases Dióxido de carbono Hidrocarburos pesados Oxígeno Monóxido de carbono Hidrógeno Nitrógeno Metano

Volumen % 1.17 4.86 0.36 19.21 59.10 10.10 4.20

Aceites para transformadores Efecto Corona Si se establece una diferencia de potencial entre dos conductores paralelos o concéntricos y posteriormente se aumenta esa diferencia de potencial, llegará un momento en que se producirá un ruido o silbido que se hará más intenso a medida que aumenta la diferencia de potencial. Si se observa a los conductores en un recinto suficientemente oscuro se notará un halo fosforescente alrededor de estos conductores. Al mismo tiempo se percibirá un olor característico de ozono. Estos efectos son debidos a la ionización del aire presente en la cercanía de los conductores, lo cual origina una disminución considerable de la resistividad dieléctrica de los gases que lo forman: nitrógeno y oxígeno, principalmente. Los factores que favorecen la formación del efecto corona son entre otros: una disminución de la presión barométrica decrece a su vez la densidad del aire y reduce el voltaje al cual se inicia el efecto. Un aumento de la temperatura del aire (o del gas) disminuye también su densidad. Por otra parte el polvo, la humedad y otras impurezas disminuyen el voltaje al cual se inicia el efecto corona. Vale la pena aclarar que el aceite para transformador puede contener, en condiciones de equilibrio de saturación, entre 8 y 12% de aire, a temperatura ambiente. Conviene resaltar que al igual que el aire que se encuentra en la cercanía de los conductores sometidos a elevados voltajes, los gases que se forman durante las operaciones de los trans-

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formadores también se ionizan por el efecto corona. Chispas y Arco Eléctrico El efecto corona se inicia en la superficie misma del conductor. Cuando el voltaje aumenta, el efecto corona se va extendiendo más y más hacia el exterior y llega a tomar la forma de unas cerdas de una brocha orientadas hacia los conductores. Finalmente, si el voltaje crece suficientemente, la ionización del aire se hace tan intensa que hace colapsar su resistividad dieléctrica y entonces se produce una descarga o chispa entre los conductores; que en condiciones atmosféricas normales se estima en 30 Kv/cm. Por la presencia del efecto corona en los transformadores hay formación de óxidos de nitrógeno y óxidos de carbono (CO y CO2). Las descargas eléctricas originan ozono y amoniaco.

Efectos combinados de la presencia del agua, el sobrecalentamiento y la energía eléctrica sobre el sistema aislante de un transformador La presencia por separado de cada uno de los factores antes mencionados es imposible que se dé en la operación de un transformador, ya que unos se generan por la acción de los otros o al menos adquieren intensidad como consecuencia de esa acción. Por lo tanto, se puede afirmar que como resultado de las interelaciones de esos factores se originan una serie de fenómenos que pueden

Aceites para transformadores afectar severamente la condición normal de funcionamiento de un transformador. Entre esos fenómenos es importante destacar los siguientes: - Pérdidas de corriente a través del sistema aislante debido a la presencia de agua, las cuales se miden por el factor de potencia del sistema aislante. - Lonización de los gases presentes en el transformador, debido al efecto corona, y con esto la consecuente formación de óxidos de nitrógeno que, al combinarse con el agua, producen ácidos nitroso y nítrico que son fuertemente corrosivos.

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- Explosión del transformador como consecuencia de la sobrepresión generada por la formación y/o combustión de gases combustibles. - Incendio del transformador como consecuencia de la presencia, en forma simultánea, de gases combustibles, altas temperaturas y fuentes de ignición. La interelación existente entre estos factores y los fenómenos producidos se ilustran en la figura siguiente.

SOBRECALEN TAMIENTO

- Chispas entre conductores, como consecuencia de la disminución de la resistencia dieléctrica del material que los separa, lo cual a su vez es debido al efecto combinado de la ionización de los gases y la presencia de agua en el sistema. - Arco eléctrico entre conductores, como consecuencia de la disminución de la resistividad dieléctrica de los componentes del sistema aislante. - Sobrecalentamiento localizado como consecuencia del contacto defectuoso entre componentes energizados, de las chispas y/o arco eléctrico. - Producción de gases combustibles como consecuencia de la descomposición del aceite aislante y la celulosa del papel.

DESCOMP. ACEITE Y CELULOSA

PRODUC. HIDROGENO ARCO ELECTRONICO

PRODC. GASES COMBUST. PRESENCIA DEL AGUA

CHISPAS

EFECTO CORONA

SOBRECARGA ELECTRICA

Aceites para transformadores No obstante, la necesidad evidente de minimizar el efecto o influencia de cada uno de los factores, la tendencia en el diseño de transformadores ha sido reducir el tamaño de los equipos, con el consiguiente uso de menor cantidad de aceite. Si recordamos que, la principal función de un aceite dieléctrico es la refrigeración, al disminuir su volumen se aumenta la probabilidad de recalentamiento del transformador. Lo anterior, combinado con la práctica indeseable de sobrecargar los equipos, por encima de su capacidad de diseño, acorta irremediablemente la vida útil de los transformadores. Observando nuevamente el triángulo de causas y efectos mostrado en la figura, que sirve de base para el análisis de las fallas del sistema dieléctrico o aislante de un transformador, se puede concluir que existen dos síntomas muy importantes que indican que algún problema se gesta dentro del equipo y que pueden medirse con precisión sin que sea puesto fuera de servicio. Esos síntomas son: a. El recalentamiento del equipo. b. La producción de gases dentro del mismo. El primer síntoma es fácilmente detectable con sólo ver los indicadores de temperatura instalados en el equipo y el segundo, aunque más complejo de evaluar se soporta en el análisis de los posibles gases disueltos en el aceite aislante y/o los acumulados en el espacio libre en la parte superior de la carcaza del transformador.

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El sobrecalentamiento de un transformador es un síntoma que no necesariamente indica que algún problema se está gestando en el equipo, pues una sobrecarga temporal puede ser la causa del recalentamiento. Lo que realmente debe preocupar son los aumentos de temperatura permanentes y continuados, ya que ello puede indicar algún “punto caliente” dentro del equipo, más conocido como “sobrecalentamiento localizado”. En algunas circunstancias se utilizan detectores o analizadores de rayos infrarrojos para detectar puntos calientes en un transformador sin sacarlo de servicio. Ya se ha visto como el sobrecalentamiento y la presencia de agua en el transformador aceleran la descomposición del aceite dieléctrico y de la celulosa, con la consiguiente producción de gases, la mayoría de ellos combustibles. El mecanismo de descomposición de los hidrocarburos, componentes del aceite, se ilustra en la figura siguiente. H2

Efecto Corona

CH 4 C 2H 6 C 3H 8

Chispas

CH 3 H H H H H H H H H H H

H C C C C C C C C C C C C H H H H H H H H H H H C2H 5 CH 3

Calentamiento

Arco Eléctrico

C 2H 4 C 3H 6

C2 H 2

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Nótese que el efecto corona es, aparentemente, el responsable de la presencia de hidrógeno en los gases combustibles que se producen en el transformador. De igual forma se estima que los puntos o zonas calientes producidas por las chispas esporádicas son las que conducen a la formación de metano, etano y propano. Además, cuando hay arco eléctrico entre los conductores o entre estos y la carcaza del transformador, se produce acetileno.

dióxido de carbono (CO2), agua (H2O) y monóxido de carbono (CO). El proceso de descomposición de la celulosa es normalmente activado por la acción bacterial, así como también por la presencia de altas temperaturas. En los transformadores de potencia, la alta temperatura es sin duda la causa fundamental de la descomposición de la celulosa, ya que el aceite aislante en el transformador es un medio anaeróbico y menos propicio para el crecimiento bacterial. El mecanismo de la reacción de descomposición de la celulosa se ilustra en la figura.

Simultáneamente, con la descomposición del aislante líquido, puede existir descomposición del aislante sólido. La celulosa reacciona para producir

CO C2 H5

H

C

O

H

OH C

H C

O OH

C OH

C

C

CH2 OH

OH C

H H

O H

C H

CO2

H

C

H C

O

CH2 OH

H2 O

C

O C H

H H

O H

O C H

H C

H

O

C OH

Aceites para transformadores CROMATOGRAFIA DE GASES La cromatografía de gases es una técnica empleada con bastante éxito para el diagnóstico predictivo de fallas en los transformadores. Esta técnica se ha soportado en el estudio de casos con transformadores que han fallado, transformadores con fallas incipientes, simulaciones de laboratorio y modelos estadísticos, que han conducido a establecer correlaciones entre el tipo de falla y los gases generados en los transformadores, asociados a dicha falla. La interpretación de los resultados de un análisis cromatográfico no es un asunto sencillo, pues requiere la integración de numerosos criterios. Algunos autores califican de arte el manejo adecuado de la información cromatográfica, pues se puede cometer el error de sacar de servicio una unidad que se presume tiene indicios de falla, y comprobar posteriormente que dicha situación no existía, o dejar en funcionamiento un equipo que va camino hacia la falla.

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de hidrocarburos en el aceite, debido a la presencia de alguna falla de tipo térmico o eléctrico. Los gases producidos por este rompimiento pueden ser detectados y analizados en una muestra de aceite. De esta manera fallas como la ionización, arco eléctrico, sobrecalentamiento y pirólisis de la celulosa pueden ser detectadas con anterioridad a otros síntomas. Con base en lo anterior, los principales objetivos del uso de esta técnica son: - Monitorear los transformadores en servicio y obtener un aviso anticipado de una falla. - Supervisar una unidad en operación que se presume tiene una falla incipiente hasta sacarla de servicio para su reparación o reemplazo. - Indicar la naturaleza y localización de la falla. - Asegurarse que un transformador recientemente adquirido no presente ningún tipo de falla durante el período de garantía.

Sin embargo, aquí se exponen algunos de los criterios más útiles y prácticos, los cuales pueden ser de mucha utilidad en un momento dado, acudiendo en casos de necesidad a los expertos en la materia para aclarar cualquier situación, o tomar la más acertada decisión en una determinada condición particular.

- Tipos de Gases que se analizan, los principales gases disueltos que se consideran en un análisis cromatográfico son:

- Objetivos de una cromatografía de gases disueltos, la utilización del análisis de gases disueltos se basa en el rompimiento de las moléculas

Hidrógeno

: H2

Oxígeno + Argón

: O2 + A

Nitrógeno

: N2

Monóxido de Carbono : CO

Aceites para transformadores Metano

: CH4

Dióxido de carbono

: CO2

Etileno

: C2H4

Etano

: C2H6

Acetileno

: C2H2

La unidad de medida son las partes por millón (ppm), o sea un (1) centímetro cúbico de gas disuelto en 104 centímetros cúbicos de aceite. Aunque algunos autores tienen en consideración aspectos tales como el tipo de transformador, el volumen de aceite, etc., se han establecido algunos límites o niveles de seguridad aceptables, los cuales se resumen en la tabla que a continuación se presenta.

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CO2

Menos de 100N + 1500

TGC Menos de 110N + 710 TGC : Total de Gases Combustibles presentes en el aceite. N

: Número de años en servicio

En transformadores de potencia se consideran niveles serios de seguridad cuando se llega a valores entre 5 y 10 veces más altos que los datos de la tabla. Para transformadores de medida cuando están entre 10 y 50 veces.

GAS CONCENTRACION DISUELTA (PPM)

- Velocidad de Generación de Gases, este es uno de los criterios de apoyo más importantes y útiles para definir con alguna certeza la seriedad de una falla. La tabla que aparece a continuación muestra los valores de velocidad de generación de gases para condiciones normales y para condiciones de cuidado.

H2

Menos de 20N + 50

VELOCIDAD DE GENERACION DE GASES

CH4

Menos de 20N + 50

LIMITES PERMISIBLES DE CONCENTRACION DE GASES DISUELTOS

C2H6 Menos de 20N + 50 C2H4 Menos de 20N +50 C2H2 Menos de 5N + 10 CO

Menos de 25N + 500

GAS VEL. NORMAL

LIMITE DE ACCION

H2

Menos de 5 cc/día

Más de 100 cc/día

CH4

Menos de 2 cc/día

Más de 300 cc/día

C2H6 Menos de 2 cc/día

Más de 300 cc/día

C2H4 Menos de 2 cc/día

Más de 300 cc/día

C2H2 Menos de 2 cc/día

Más de 50 cc/día

Aceites para transformadores CO

Menos de 100 cc/día Más de 500 cc/día

CO2

Menos de 300 cc/día Más de 1000 cc/día

Los gases disueltos en el aceite son extraídos por medio del vacío. Los requerimientos de la metodología de extracción deben cumplir que: - El equipo sea capaz de extraer al menos el 97% de los gases disueltos. - El equipo evite que los gases extraídos se disuelvan nuevamente en el aceite. - El equipo suministre un vacío estricto. En el caso de una extracción completa los resultados del análisis de gases podrán relacionarse directamente con la cantidad de gases contenida en el transformador. Diferentes tipos de equipos son utilizados para la extracción de los gases, entre los cuales se tienen: Extractor de gas tipo torricelly, cuya gran ventaja es la simplicidad de su construcción pero su capacidad de extracción es muy baja; el extractor de gas tipo bomba toepler, que tiene la mayor eficiencia en la extracción de gases pero su complicada estructura y el manejo de un gran volumen de cristalería de laboratorio lo hacen solo aplicable en procesos que requieran alta precisión; y el extractor de gas tipo burbujeo, que tiene su principal ventaja en la poca manipulación de la muestra y la disposición inmediata de los gases extraídos, a través de una conexión permanente al cromatógrafo de gases. El extractor tipo burbujeo

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también presenta una mayor capacidad de extracción de gases que el tipo torricelly pero ligeramente inferior al tipo bomba toepler. Extractor de gas tipo Torricelly A conexión a bomba de vacío y a muestreo de gas B indicador de gas (bureta) C tubo de desgasificación D tubo corrector E depósito de mercurio

Aceites para transformadores

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Extractor de gas tipo bomba Toepler A indicador de nivel de aceite (bureta) B cámara de desgasificación C bomba de mercurio D bomba Toepler E tubo conector de gas F indicador de gas (bureta) G serpentín probador de gas M manómetro de mercurio S agitador magnético V bomba de vacío Extractor de gas tipo burbujeo A colector de gas B cámara de burbujeo C agitador magnético D cilindro de gas E regulador de flujo

Aceites para transformadores Tal como se aprecia en la figura, el extractor tipo burbujeo se encuentra constituido por una cámara de burbujeo donde es depositado el aceite directamente de la botella de muestreo. En esta cámara la muestra de aceite es sometida a un burbujeo continuo de un gas inerte en tal forma que ocasiona la liberación de los gases disueltos en el aceite. Estos gases son posteriormente recolectados y medidos en el cromatógrafo.

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Sobrecalentamiento del aceite: Los productos de descomposición incluyen Etileno (C2H4), Acetileno (C2H2) y Metano (CH4), junto con Etano (C2H6) y trazas de los demás gases. El gas característico es el Etileno. La figura siguiente ilustra esta condición. 70 60

Antes de avanzar en la definición del diagnóstico es importante verificar el nivel de seguridad teniendo en cuenta el valor de TGC (total de gases combustibles).

50

En general se pueden agrupar las fallas en dos clases principales: 1. Fallas térmicas 2. Fallas eléctricas Existen varios métodos para determinar el tipo de falla que se puede estar presentando. Vamos a reseñar tres de los principales, los cuales se complementan entre sí, ellos son: - Método del gas característico: Se basa en análisis y pruebas realizadas con transformadores fallados, y en simulaciones de laboratorio. La presencia predominante de un gas (gas característico) es un indicador del tipo de falla, térmica (sobrecalentamiento del papel o del aceite), o eléctrica (arco eléctrico o efecto corona).

% Combustibles

Definición del tipo de falla

40 30 20 10 0

CO

H2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

Sobrecalentamiento del papel: Cuando ocurre esta falla se desprenden grandes cantidades de monóxido y dióxido de carbono. Cuando la falla involucra una estructura impregnada de aceite se detecta también la presencia de Metano y Etileno. Si tenemos en cuenta que la celulosa se carboniza completamente a 150oC, no es sorprendente encontrar cierta degradación que tiene lugar a la temperatura de operación normal del transforma-

dor. Esta degradación conduce a un incremento en la rata de producción de CO y CO2 pero la relación CO/CO2 se mantiene en una estrecha banda entre 0,1 y 0,3. Un sobrecalentamiento prolongado tiende a incrementar la mencionada relación, por tanto, niveles altos de los gases característicos acompañados de una alta relación CO/CO2 es un síntoma evidente de que la celulosa está sobrecalentada. El gas característico es el monóxido de carbono (CO). 100

80

encontrará también CO y CO2. El gas característico es el Acetileno (C2H2). 70 60 50 40 30 20 10 CO

H2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

Efecto Corona:

70

% Combustibles

Módulo Nueve

0

90

Descargas eléctricas de baja energía producen normalmente Hidrógeno y Metano, con pequeñas cantidades de Etano y Etileno. Cantidades comparables de CO y CO2 pueden aparecer por descargas en la celulosa.

60 50 40 30 20

En algunos casos, cantidades significativas de Hidrógeno se forman por la presencia excesiva de agua en áreas críticas del transformador.

10

0

EL TUTOR DE LUBRICACION SHELL

% Combustibles

Aceites para transformadores

CO

H2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

Arco Interno: Cuando se presenta este tipo de falla se generan grandes cantidades de Hidrógeno y Acetileno, con cantidades menores de Metano y Etileno. Como se dijo antes, si la celulosa está comprometida se

El gas característico es el Hidrógeno (H2). Como se puede concluir fácilmente de las figuras, cuando se tienen fallas de tipo eléctrico (arco o efecto corona), siempre está presente el Hidrógeno. Este es un gas muy peligroso ya que puede

Aceites para transformadores 100

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GUIA DE INDICADORES DE DETERIORACION

90

70

INDICADOR Monóxido de Carbono Dióxido de Carbono

SIMBOLO CO CO2

TIPO DE DETERIORO Envejecimiento del papel Corona en el papel

60

Hidrógeno

H2

Corona en el aceite

Metano Etano Etileno Hidrógeno

CH4 C2H6 C2H4 H2

Descomposición térmica del Aceite a temperaturas menores de 250oC

Acetileno Hidrógeno

C2H2 H2

80

% Combustibles

EL TUTOR DE LUBRICACION SHELL

50 40 30 20 10

0

CO

H2

CH4

C2H6

C2H4 C2H2

conducir a la explosión del transformador. El cuadro siguiente es un resumen o guía de los gases indicadores de fallas térmica o eléctrica en el transformador. El cuadro siguiente es un resumen o guía de los gases indicadores de fallas térmica o eléctrica en el transformador Algunos métodos consideran que no siempre la sola presencia de los gases claves o característicos son suficientes para determinar la gestación de una determinada falla en los equipos, sino que asocian la posible falla con la relación de los volúmenes de los gases producidos en el transformador, por ejemplo, etano/etileno, hidrógeno/acetileno, etc. Cabe destacar que su aplicación es menos frecuente y solo los vamos a mencionar:

Arco eléctrico a través del Aceite

a. Método de las relaciones de dornenburg. b. Método de las relaciones de Rogers. Es necesario enfatizar que las solas relaciones de gases no pueden ser usadas como único criterio para evaluar la condición del transformador puesto que ellas no contienen la información sobre la severidad de la falla. Se requiere entonces tener en cuenta otras consideraciones tales como el TGC, la velocidad de generación de gases, etc. Para una adecuada interpretación de un reporte cromatográfico y, como guía de acción, se recomienda seguir el siguiente diagrama de flujo.

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COMPARE LOS VALORES EN PPM CON LOS DE LA TABLA

VALORES MENORES QUE TABLA

TRANSFORMADOR NORMAL

FRECUENCIA NORMAL DE MUESTREO

UNO O MAS VALORES MAYORES QUE LOS DE LA TABLA (Ignore CO Y CO2) MAS DE 10 VECES

MAS DE 5 VECES

REPITA MUESTRA EN 2 SEMANAS

REPITA MUESTRA EN 6 SEMANAS

CALCULE LA VELOCIDAD DE GENERACION DE GASES SEGÚN LA TABLA SI VELOCIDAD SIGNIFICATIVA, CALCULE LAS RAZONES Y ESTABLEZCA EL TIPO DE FALLA

VALORES CO Y CO2 MAYORES QUE TABLA REPORTE NORMALIDAD PUEDE INDICAR SOBRECALENTAMIENTO NO SERIO. REPITA MUESTRA AL MENOS 1 VEZ/AÑO

Aceites para transformadores De acuerdo con los resultados obtenidos durante el programa periódico de inspecciones, que involucra evaluaciones tanto para el aceite como para el transformador, es posible adoptar una de las siguientes alternativas con el objetivo de prolongar el tiempo de servicio de ambos elementos: 1. Secado del aceite. 2. Reacondicionamiento del aceite. 3. Cambio del aceite. 4. Secado del sistema dieléctrico. 5. Eliminación del lodo depositado en el transformador. 6. Limpieza y reparación del transformador, operación que incluye el desembaulado del equipo. Para nuestro campo de acción nos ocuparemos de las cinco primeras operaciones, ya que en la última se incluyen actividades que escapan al propósito de este trabajo. Secado del aceite: El secado del aceite se recomienda cada vez que su rigidez dieléctrica ha bajado a un nivel igual o menor que el voltaje de diseño del transformador. Por lo general, la humedad en el aceite es una causa frecuente de recalentamiento del equipo donde se utiliza, lo cual a su vez favorece la fijación o disolución de humedad atmosférica en el aceite, pues como se sabe la solubilidad del agua en el aceite aumenta con la temperatura.

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El secado del aceite puede hacerse mediante las operaciones convencionales siguientes: a. La filtración del aceite húmedo a través de un medio secante o hidrófilo. b. La evaporación al vacío del agua contenida en el aceite. c. La combinación de (a) más la evaporación al vacío del aceite filtrado. La filtración del aceite a través de un medio secante (papel seco o arcilla activada) no sólo disminuye la cantidad de humedad contenida en el aceite (disuelta o suspendida) sino que también elimina las partículas sólidas de lodo suspendidas en él, con lo cual se disminuye considerablemente el grado de acidez del aceite. No obstante, el grado de secado obtenido con estos procesos de filtración dependerá en gran medida de la humedad relativa originalmente contenida en el medio secante utilizado. Un control continuo del contenido de agua del aceite a la salida es muy útil para verificar la eficiencia del proceso. Uno de los equipos ampliamente utilizados en la filtración del aceite es el filtro prensa, conformado por una serie de placas de papel secante, a través de las cuales se hace circular el aceite repetidamente hasta reducir su nivel de humedad a valores aceptables. Mediante este método se pueden alcanzar niveles mínimos hasta de 30 ppm. Otro método generalizado y eficiente para eliminar la humedad contenida en el aceite dieléctrico

Aceites para transformadores consiste en una evaporación o deshidratación al vacío y a moderadas temperaturas. Con este método la humedad se reduce a niveles más bajos que los obtenidos con los procesos de filtración, por ejemplo hasta 15 ppm, pero no se logra eliminar los sólidos suspendidos en el aceite. Por tal razón, si el aceite contiene materias sólidas se aconseja filtrarlo antes de tratarlo en vacío. El tratamiento al vacío y a alta temperatura de los aceites minerales inhibidos puede llegar a eliminar parcialmente los inhibidores de oxidación comúnmente utilizados, di-iso-butil-para-cresol y el di-isobutil-fenol, que son más volátiles que el aceite mineral. Como elemento de precaución y guía para usar este método, se presenta el cuadro siguiente, donde se indican las condiciones de temperatura y presión, que pueden ser las más apropiadas para la mayor parte de los tratamientos de aceites minerales inhibidos. TEMPERATURA (oC) PRESION DE VACIO (Pa) 40

5

50

10

60

20

70

40

80

100

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Reacondicionamiento o Regeneración del aceite: Si además de una baja rigidez dieléctrica, se observa un alto número de neutralización (0,3 o más) y una baja tensión interfacial (20 o menos), el aceite debe ser tratado hasta obtener valores permisibles para la operación normal del equipo. El reacondicionamiento del aceite debe restablecer el factor de potencia a un valor que en ningún caso debería ser mayor de 0,3 a 100 oC. Una guía práctica y rápida para saber si el aceite debe ser reacondicionado, es cuando el color, medido mediante el método ASTM D-1500, es igual o mayor de 2,5. La regeneración del aceite busca eliminar de éste, por medios químicos y absorbentes, los agentes contaminantes ácidos, los lodos y, en general, los productos de degradación, con el fin de obtener un aceite en el cual la mayoría de sus características sean similares a las del aceite nuevo. Proceso por Absorción: El material más utilizado y por otra parte el menos costoso es la tierra “fuller", que es una arcilla natural. Generalmente, la regeneración se efectúa mediante uno de los dos métodos siguientes: - Filtrar a través de un lecho de arcilla, ya sea por gravedad o bajo presión. - Poner en contacto, a temperatura elevada, el aceite con la arcilla finamente dividida.

Aceites para transformadores El principio general de la filtración bajo presión es similar al de la filtración por gravedad excepto que se utiliza una bomba para hacer circular el aceite a través de la arcilla. Los equipos empleados para tal fin pueden tratar grandes volúmenes de aceite en un tiempo relativamente corto y funcionan forzando a pasar el aceite a través de un lecho de arcilla de poco espesor (profundidad), a una presión aproximada de 400 KN/m2, en un tiempo de contacto bastante corto. Como la cantidad de arcilla es poca respecto a la cantidad de aceite, la arcilla debe ser reemplazada frecuentemente. La filtración por gravedad utiliza la fuerza de gravedad o la presión hidrostática de una columna de aceite, para hacer pasar el aceite a través de una columna de arcilla. La figura representa esquemáticamente un sistema tipo de filtración por gravedad. El tanque superior es utilizado como recipiente del aceite usado, el de la mitad como filtro que contiene la tierra fuller y el tanque inferior como cámara de mezcla para el aceite filtrado, con el fin de obtener un producto con características uniformes después del filtrado.

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3

3 6

10 1 2

11 3 4

7 8

10

9

5

1. Cuba de almacenamiento del aceite usado 2. Aceite 3. Abertura de inspección 4. Agitador 5. Mezclador y cuba almac. del aceite tratado 6. Válvula con flotador 7. Lecho de arcilla 8. Tejido filtrante 9. Rejilla soporte 10. Válvula 11. Filtro a tierra fuller

Aceites para transformadores El tratamiento es controlado midiendo, periódicamente, la acidez y la tensión interfacial. Mediante este método el aceite puede ser tratado hasta lograr el grado de pureza deseado. En una instalación como la mostrada en la figura el flujo es lento, aproximadamente 400 litros por hora por metro cuadrado de la sustancia filtrante. Como resultado de la baja tasa de flujo se tiene un tiempo de contacto relativamente largo, lo cual garantiza una eficiente utilización de la arcilla. En el proceso por contacto para la regeneración de aceite, se usa también tierra fuller con una granulometría de 77/cm y 96/cm y temperaturas de operación relativamente altas, por lo general de 60oC y 70oC. Este proceso optimiza el uso de la tierra y proporciona un producto uniforme. El grado de regeneración depende de la cantidad de tierra usada, lo que se determina mediante un análisis del estado de deterioro del aceite. 0.05 0.10 0.15 0.20

0.20

0.30 0.40

0.15

0.50 0.60 0.80

0.10

1.00 0.05

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

NUMERO DE NEUTRALIZACION DEL ACEITE A TRATAR

2.0

No DE NEUTRALIZACION DESEADO

ARCILLA ACTIVADA Kg/Litro

0.25

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Normalmente, se introducen el aceite y la tierra fuller en una cámara mezcladora caliente. La mezcla se agita al mismo tiempo que se calienta hasta la temperatura deseada. Luego, el aceite es transferido a un tanque antes de ser bombeado a través de un filtro especialmente diseñado para retener la tierra. Una gran parte del aceite retenido en la tierra es recuperado aplicando aire comprimido al filtro. La selección de un método de regeneración que se revele como el más práctico y económico para un sistema dado depende de la situación y característica geográfica donde se encuentra la red, de los dispositivos existentes para efectuar el tratamiento, de las características de los diferentes tipos de equipos de regeneración y de los métodos descritos anteriormente. Independientemente del tipo de regeneración por arcilla utilizado es conveniente prever dos operaciones auxiliares al tratamiento: a. Eliminar el agua libre del aceite antes que éste entre en contacto con la arcilla, para evitar humedecerla y causar un bloqueo parcial o posiblemente total de la arcilla, lo que obligaría a deshacerse de ese lote de material secante. b. Es conveniente que el aceite que sale del regenerador a la arcilla pasé a través de un deshidratador automático herméticamente cerrado para evitar la presencia de agua en el producto final. Esto es particularmente cierto, cuando el aceite circula dentro del transformador y, absolu-

Aceites para transformadores tamente indispensable, si la regeneración se efectúa en el momento en que el transformador esté energizado. Existen otros métodos de regeneración conocidos, como es la regeneración por fosfato trisódico, por carbón activado y silicato de sodio y también, la filtración por termosifón mediante derivación estando el transformador en servicio. Cambio del aceite: Esta decisión debe adoptarse cuando no se logra, con la regeneración del aceite, restablecer el valor de sus propiedades a valores permisibles por la norma ASTM. Las normas que han establecido la mayoría de los usuarios contemplan los siguientes parámetros y sus límites: Para equipos que operan por debajo de 50 kV: En estos casos el aceite debe descartarse cuando, por lo menos, una de las siguientes pruebas sobrepasa los valores que se indican a continuación: a.Color, ASTM D1500 5 b.Acidez total, ASTM D974 0,7 mgKOH/g c.Factor de potencia 60 Hz/100 oC ASTM D924 0,3% d.Contenido de agua, ASTM D1315 55 ppm e.Tensión interfacial, ASTM D971 15 dinas/cm

Máx. Máx. Máx. Máx. Min.

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Para equipos que operan por encima de 50 kV: En estos casos el aceite debe descartarse cuando, por lo menos, una de las siguientes pruebas sobrepasa los valores que se indican a continuación: A. Color, ASTM D1500

3

Máx.

B. Acidez total, ASTM D974

0,25 mgKOH/g

Máx.

C. Factor de potencia 60 Hz/100oC ASTM D924 0,3%

Máx.

D. Contenido de agua, ASTM D1315

30 ppm

Máx.

E. Tensión interfacial, ASTM D971

20 dinas/cm 2

Min.

Si consideramos los conceptos discutidos previamente, se deduce que el cambio de aceite no ayuda mucho en el mantenimiento preventivo del transformador, ya que no disminuye en forma significativa las cantidades de agua y lodo que pudieran existir en su interior. El cambio de aceite sólo se justifica cuando dicha operación va acompañada de un “flushing”o lavado con aceite nuevo a alta temperatura, con lo cual se eliminaría parte del agua y del lodo contenido en el equipo. En efecto, cuando el nivel de degradación del aceite es muy avanzado, es decir cuando ya el lodo ha comenzado a precipitarse en el interior del equipo, y/o cuando la celulosa ha logrado acumular una

Aceites para transformadores considerable cantidad de agua, el sólo cambio de aceite no modifica mucho la condición del transformador, particularmente porque el 99,75% del agua contenida en el equipo se encuentra disuelta en la celulosa del papel dieléctrico. De cualquier manera, durante el cambio del aceite de un transformador es oportuno tener en cuenta lo siguiente: a. Drenar al máximo el aceite contenido en el equipo. b. Procurar que el cambio de aceite se lleve a cabo en un ambiente seco o de baja humedad relativa. La temperatura del aceite debe ser lo más cercana a la del ambiente, pues si es inferior, el aceite condensará en su seno la humedad ambiental, y si es superior, tiende a saturarse con ella. c. Evitar la exposición prolongada del núcleo del transformador al aire húmedo o a cualquier otro gas con una humedad relativa igual o mayor al 85%. En tal sentido conviene mencionar que esa exposición al aire húmedo debería mantenerse entre los límites indicados abajo, a fin de evitar que el papel y la madera que forman parte del núcleo del transformador fijen la humedad contenida en el aire.

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MAXIMA EXPOSICION DE UN NUCLEO DE UN TRANSFORMADOR AL AIRE HUMEDO CAPACIDAD DEL HUMEDAD RELATIVA DEL AIRE TRANSFORMADOR MENOS DE 85 MAS DE 85% Menos de 50kV 30 horas 25 horas 50-125 kV 25 15 126-250 kV 15 10 251-500 kV 10 8 Más de 500 kV 8 5

Secado del sistema dieléctrico: Esta operación consiste básicamente en repetir, las veces que se requiera, el secado del aceite con temperaturas moderadas y alto vacío. Si el aceite seco se bombea a un transformador que tiene el núcleo húmedo, al estar en contacto con la humedad se saturará nuevamente con agua, retirándola del núcleo. El número de veces que hay que circular el aceite a través del transformador depende de la cantidad de humedad contenida en su núcleo y también de la temperatura del aceite que se circula. Es decir, mientras más seco y más caliente esté el aceite será mayor la cantidad de agua extraída a cada paso. La operación se repite hasta que el contenido de humedad del aceite que entra y sale del transformador es más o menos la misma, o sea haya alcanzado el grado de humedad deseado.

Aceites para transformadores Es bueno recordar que el aceite no debe calentarse por encima de 90oC pues de lo contrario se acelerará el proceso de oxidación del aceite. Una vez el aceite ha sido utilizado en una operación de secado de un transformador, debe determinársele el contenido de inhibidor de oxidación (si era un aceite inhibido) y reponerle el que se ha gastado. En algunas oportunidades se utiliza una carga de aceite nada más para lavar y secar el transformador y, en este caso, el aceite puede calentarse a mayores temperaturas (100-120 oC), ya que posteriormente el transformador se cargará con aceite nuevo. Eliminación del lodo del transformador: Es indudable que la operación más compleja de mantenimiento que se puede hacer en un transformador, sin desembaularlo o sacarlo de su caja de protección, es su limpieza interna, ya que ello incluye: a. El secado y eliminación del lodo suspendido en el aceite. b. La solubilización en el aceite del lodo depositado en el transformador y su posterior eliminación. Conviene aclarar que tanto ésta, como las demás operaciones de mantenimiento ya reseñadas, pueden ser realizadas en el sitio donde se encuentra instalado el transformador y aún con el equipo energizado. Una vez que el lodo empieza a depositarse en las partes energizadas del transforma-

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dor, ya no es posible removerlo sino mediante la recirculación de aceite caliente a través de su núcleo o desembaulando el equipo y lavándolo con un solvente adecuado. En el diagrama siguiente se ilustra una planta de mantenimiento compacta para limpieza interna de transformadores, que incluye: Bomba de recirculación, calentador, secador al vacío, filtros de arcilla o cualquier otro material absorbente, dosificador de inhibidor, filtro micrométrico, tanque auxiliar, mangueras flexibles y todos los instrumentos de indicación, regulación y análisis necesarios para vigilar o verificar la operación. Para ajustar la temperatura de operación de la planta de tratamiento es muy importante conocer el punto de anilina del aceite que se utilizó para el llenado del transformador, ya que dicha variable indica la temperatura a la que el lodo depositado en el transformador se hace soluble en el aceite. Si recordamos, por definición, el punto de anilina de un aceite dieléctrico es la temperatura a la cual iguales volúmenes de aceite y anilina se hacen completamente solubles el uno en la otra, o viceversa. La anilina, las resinas y, por lo tanto, los lodos que se forman de la degradación u oxidación de los hidrocarburos, tienen una solubilidad muy semejante frente al aceite, de lo cual se deduce que para disolver los lodos depositados en el transformador hay que calentar el aceite por encima de su punto de anilina.

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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA

ENTRADA BOMBA DE VACIO INHIBIDOR BOMBA DE ENTRADA

BOMBA DE SALIDA C

FILTRO PARA SOLIDOS TRANSFORMADOR

A CALENTADOR

FILTROS DE ARCILLA

B

SECADOR AL VACIO

PLANTA DE TRATAMIENTO

FILTRO MICROMETRICO

Aceites para transformadores Sección Tres

LUBRICANTES SHELL PARA TRANSFORMADORES

Shell Diala La familia Shell Diala son aceites dieléctricos con excelentes propiedades de estabilidad a la oxidación, para aplicaciones en donde se requiere una rápida transmisión de calor. Su campo de aplicación es, principalmente, en transformadores de potencia y distribución, pero también pueden ser usados en interruptores de potencia en baño de aceite, equipos de rayos x, condensadores, y en general todo sistema que requiera el empleo de aceites dieléctricos. La familia Shell Diala está conformada por los aceites Shell Diala A y Shell Diala AX . Poseen buenas propiedades refrigerantes debido a su baja viscosidad, lo cual facilita la disipación del calor generado en los transformadores. Además, tienen excelente estabilidad química y a la oxidación, permitiendo amplios períodos de funcionamiento debido a su resistencia a la formación de lodos y ácidos. Un aspecto importante es que los aceites Shell Diala están libres de PCB (polyclorinados Bifenilos), elemento altamente tóxico y contaminante al medio ambiente. Los aceites Shell Diala cumplen y exceden los

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requerimientos de la norma ANSI/ASTM 3487, en la que se especifican dos tipos de aceite denominados tipo I y tipo II. Shell Diala A es un aceite tipo I que posee excelentes propiedades naturales contra la oxidación, otorgándole un desempeño excepcional en equipos que no requieren aceites inhibidos. Para condiciones más severas, que requieren una mayor resistencia a la oxidación, se recomiendan los aceites tipo II, tal como Shell Diala AX que contiene aprox. un 0.2% en peso de aditivo inhibidor y en ningún caso más del 0.3 %. La tabla muestra las cifras típicas de los aceites Shell Diala A y AX.

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CIFRAS TIPICAS SHELL DIALA PRUEBAS

METODO ASTM

Densidad @ 15oC, Kg/l Viscosidad @ 40oC, cSt. Viscosidad @ 100oC, cSt. Punto de inflamación (Copa abierta),oC Punto de fluidez,oC Punto de anilina,oC Tensión interfacial @ 25oC, Dinas/cm Tensión de impulso, *Kv Tendencia formación de gases. Microl/min 80oC Valor de neutralización, mg KOH/g Lodos a las 164 h, %peso, máx. Rigidez dieléctrica*, Kv Factor de potencia a 60 Hz. @ 25oC Factor de potencia a 60 Hz. @ 100oC

D-1298 D-445 D-445 D-92 D-97 D-611 D-971 D-3300 D-2300B D-974 D-2440 D-1816 D-924 D-924

A

AX

0.885 9.7 2.3 148 -50 74 46 186 15.6 0.01 0.2 >56 0.01 0.07

0.885 9.7 2.3 148 -50 74 46 186 9.9 0.01 0.2 >56 0.01 0.07

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SUPERIORIDAD REGIONAL DE CALIDAD SHELL DIALA A Y SHELL DIALA AX / BENCH MARKING Realizado el sondeo de mercado de los aceites dieléctricos disponibles en el área del norte de suramérica se encontró que los aceites Shell Diala A y Shell Diala AX superan los sustitutos comercializados por la competencia y por ende garantizando un mayor confiabilidad de operación y mantenibilidad de los equipos eléctricos en todos los especificaciones técnicas en general, pero destacandose las siguientes: Punto de anilina, oC ASTM D-611 =74: Este valor garantiza que el aceite puede ser mantenido o procesado por los equipos auxiliares de transformadores sin comprometer la pirolisis del papel que se encuentra dentro de los mismos, frente a los aceites de la competencia cuyos valores de punto de anilina son mayores a 80°C. Tensión de impulso, *Kv ASTM D-3300=186: Mayor a la de los aceites de la competencia que se encuentra por el límite máximo de 165°C, lo anterior permite al transformador mayor resistencia a la inducción de arco eléctrico por descargas eléctricas bajo condiciones de tormenta. Tendencia formación de gases. Microl/min 80oC ASTM D-2300B=15.6(Shell Diala A) =9.9 (Shell Diala AX): Es muy inferior a la reportada frente a las pruebas de la Doble Eng/USA, por parte de

los aceites no provenientes de la refinación de los crudos WTI, especialmente obtenidos en la zona sur de los EEUU, los cuales arrojan cifras riesgozas de formación de gases potencialmente explosivos arriba de valores de 27.

Aceites para transformadores Sección Cuatro

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servicio de almacenamiento de aceites aislantes , como precaución adicional para evitar una posible contaminación.

MANEJO DE ACEITES DIELECTRICOS

Precauciones en el Almacenamiento

Con el fin de asegurar un servicio satisfactorio, es esencial tomar un máximo de precauciones tanto en la manipulación, envase y almacenamiento del aceite dieléctrico como durante su transvase a los equipos. Igualmente, se requiere tener un máximo cuidado en el momento de la toma de muestra del aceite usado, pues cualquier contaminación, particularmente con humedad del medio ambiente, puede conducir a diagnósticos erróneos sobre la condición del aceite.

No solo en el almacenamiento sino en el transporte de estos aceites, la limpieza de carros-tanque y tambores es mantenida cuidadosamente, y en ambos casos, no son llenados durante tiempo lluvioso o en que la humedad sea muy alta. Los tanques y los tambores son cerrados herméticamente para minimizar la entrada del aire.

Precauciones en la Refinación Aunque el agua es el contaminante más común, no es el único. El polvo presente en el ambiente y otras impurezas, también afectan a las propiedades eléctricas de los aceites. Reconociendo la extrema importancia de la pureza, los fabricantes deben hacer todo lo posible por producir y entregar a los usuarios aceites aislantes que estén secos y limpios. Como paso final en su proceso de manufactura, el aceite se hace circular a través de filtros especiales para remover las posibles cantidades de agua libre o disuelta. La deshidratación o secado es seguida por la transferencia del aceite a tanques especiales que no solo deben estar limpios y secos, sino que están dedicados exclusivamente al

El agua es el contaminante más común y uno de los más indeseables. Puede penetrar un tambor o recipiente donde se envase el aceite a través de la más mínima abertura o mediante el proceso normal de respiración causado por la expansión y contracción del aire en el recipiente mismo. Este aire, en pequeñas o grandes cantidades, se encuentra en la parte superior de cualquier recipiente y durante el tiempo frío del día, tiende a contraerse aspirando aire adicional a través de cualquier conexión o tapa que no esté herméticamente sellado. Al mismo tiempo, la baja temperatura puede causar que la humedad se condense, formándose góticas de agua que contaminen el aceite. Después, cuando la temperatura ambiente aumenta también se incrementa la temperatura y la presión del aire dentro del recipiente, siendo expulsado del mismo y dando a lugar a que una nueva carga de aire húmedo ingrese al recipiente tan pronto la temperatura vuelve a descender.

Aceites para transformadores Los aceites dieléctricos envasados en tambores deben ser almacenados bajo techo donde no estén expuestos a la inclemencia del tiempo y a cambios de temperatura. Los tambores deben ubicarse en un nivel superior al del piso y es conveniente colocarlos en posición vertical pero invertidos, de tal manera que la tapa siempre quede en la parte inferior, cubierta de aceite, para que la presión ejercida por el fluido sobre la tapa impida el ingreso de aire o agua a través de ésta. Sin embargo, el almacenamiento en tambores no siempre es satisfactorio, particularmente cuando estos han sufrido golpes, choques u otros desgastes durante el almacenamiento o transporte. Aunque se hayan tomado todas las precauciones necesarias para garantizar la entrega de un aceite limpio y seco, es fundamental que igual o mayor cuidado se tenga durante la descarga del producto. Si el aceite dieléctrico se entrega a granel,los primeros 10 galones, más o menos, que se saquen del fondo del compartimento (carro-tanque) deben eliminarse. Si alguna contaminación ocurre durante el transporte, esta es la porción que puede contener agua y su eliminación es una buena inversión para mantener la calidad. Solamente líneas cortas y limpias deben usarse para mover el aceite al tanque de almacenamiento. Ni líneas ni tanques deben ser usados para otros propósitos y ambos deben mantenerse bajo rigurosas condiciones de limpieza. Los tanques de almacenamiento deben poseer líneas de venteo con

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filtros que eviten la entrada de humedad y otros contaminantes.

Precauciones durante el llenado En el llenado de transformadores y otros equipos eléctricos, los interiores deben ser inspeccionados para verificar que estén limpios y secos. Para excluir aire y humedad, generalmente, los transformadores grandes, se ponen bajo vacío, o se cargan con gas seco e inerte antes de llenarlos con aceite. La operación de eliminar el aire y la humedad a menudo se continúa con un ligero calentamiento del aceite antes de aplicarlo.Después de llenado, el aceite puede sellarse en el espacio libre con un gas inerte o en la respiración del transformador se puede colocar un desecante para secar cualquier cantidad de aire que pueda entrar al espacio libre que haya entre el aceite y la parte superior del condensador. Se recomienda insistentemente que el aceite se filtre durante la transferencia de un tanque o un tambor al equipo eléctrico.

Precauciones durante el servicio Aún en las unidades selladas, la probabilidad de contaminación no se elimina por completo. Aparte de que el polvo y el agua disminuyen las propiedades eléctricas, el contacto con el aire tiende a degradar las propiedades físicas del aceite. Si recordamos, la presencia del aire causa la oxidación, especialmente a temperaturas altas, y la oxidación es responsable de la formación de lodos que interfieren con la disipación del calor, reduciendo

Aceites para transformadores la eficiencia del equipo al incrementarse las pérdidas dieléctricas. Aún cuando la vida de un aceite dieléctrico se considera que dura años, circunstancias imprevistas pueden reducir su vida útil. Por esta razón es conveniente efectuar análisis al aceite con una frecuencia determinada por las condiciones propias del servicio.

TOMA DE MUESTRAS DE ACEITES DIELECTRICOS EN SERVICIO El propósito de esta sección es presentar un procedimiento razonable para tomar una muestra de aceite dieléctrico. Las siguientes recomendaciones no deben considerarse como obligatorias, simplemente sirven como una guía para llevar a cabo un programa periódico de muestreo de aceite. El procedimiento de muestreo comienza con la selección correcta del recipiente donde se recogerá la muestra. Este debe estar completamente limpio y debe manipularse con extremo cuidado antes y después de la toma. Los siguientes tipos de recipientes son considerados como apropiados:} 1. Los envases de vidrio se prefieren sobre cualquier otro material. Pueden ser transparentes o de color. En términos generales, los envases de color, tal como el ámbar, deben ser utilizados cuando la muestra va a ser expuesta a la luz por algún tiempo, antes que se efectúen las pruebas. 2. Los envases plásticos pueden ser utilizados pero, si la muestra va a ser transportada o expues-

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ta al medio ambiente durante algún tiempo, existe la probabilidad que se contamine con agua, por el ingreso de aire húmedo debido a las contracciones y expansiones del material del envase. Las tapas de los envases deben ser plásticas, y en lo posible incluir foils de aluminio o estaño. Los sellos de caucho están totalmente prohibidos. En cuanto a la cantidad de aceite requerida para la realización de las diferentes pruebas, es necesario aclarar que depende de los equipos en los cuales se van a realizar. Para el caso de los análisis realizados por Shell Colombia, se requiere un (1) litro. Resulta conveniente que el recipiente se llene completamente de aceite, para evitar cámaras de aire dentro del mismo. La identificación con los datos completos de la muestra es esencial para efectuar diagnósticos válidos. La inclusión de datos incompletos o errados pueden conducir a conceptos equivocados sobre el estado del aceite y del equipo, con las graves consecuencias ya reseñadas.

Procedimientos y métodos de muestreo El procedimiento llevado a cabo para tomar la muestra de aceite, determina la calidad y la representatividad de la misma. Por ejemplo, si se va a chequear el factor de potencia o la rigidez dieléctrica del aceite, es crítico evitar cualquier contaminación o humedad en particular. Esto incluye no tomar la muestra cuando la humedad del aire circundante es muy alta, en tiempo lluvioso o

Aceites para transformadores cuando la temperatura del aceite es menor que la temperatura del aire. Una cantidad de aceite debe ser drenada antes de tomar la muestra a evaluar, con el objeto de asegurar la eliminación de posible agua acumulada, sedimentos, etc., en la válvula de drenaje y sus conexiones. Luego de esto una cantidad de aceite debe recogerse en el recipiente y usarse para lavarlo. Efectuada esta limpieza, se procede a tomar la muestra de aceite definitiva y a sellar herméticamente el recipiente. Como ya se ha mencionado, la muestra debe ser protegida de la luz hasta que los test sean hechos. Es claro que la muestra de aceite obtenida debe ser representativa del aceite en servicio. Para ello se requiere que sea tomada del punto más bajo en el tanque. En algunas ocasiones, debido a fugas en el equipo es necesario drenar una cantidad considerable de aceite antes que una muestra satisfactoria se obtenga para evaluar su rigidez dieléctrica o su factor de potencia. En tales circunstancias, la cantidad drenada y descargada debería indicarse en los datos de identificación y solicitud de análisis de laboratorio. Método de muestreo por jeringa: Este método es el más adecuado, ya que la muestra de aceite no se afecta en forma significativa con los cambios de presión y temperatura, independiente del medio de transporte utilizado. El método consiste en el uso de jeringas de vidrio

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de aprox. 30 a 50 ml de capacidad con válvulas plásticas de tres vías fijadas en su punta, tal como se ilustra en la figura. Estas válvulas a pesar de ser removibles se consideran parte integral del dispositivo de muestreo. Una segunda válvula idéntica puede ser usada como dispositivo de acople a la válvula de muestreo del transformador donde se toma la muestra de aceite. Una técnica satisfactoria para tomar muestras de aceite libres de burbujas es la indicada esquemáticamente en la figura siguiente.

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Muestreo por tubería: El método consiste en formar con una botella de vidrio transparente de aprox. 200 a 300 ml. de capacidad, perforada en sus dos extremos, y con mangueras de polietileno conectadas a ella, una tubería que adaptada a la válvula de muestreo del transformador permita el flujo del aceite a través, evitando así él contacto con el aire para obtener una muestra de aceite libre de contaminación.

Adaptadores

Manguera plástica

Adaptador Botella de muestreo

Recipiente de los residuos de aceite

Aceites para transformadores La botella de muestreo presenta las siguientes ventajas: - Evita el contacto o contaminación del aceite con el aire. - Por su forma no permite la permanencia de burbujas dentro de la botella. - Por su transparencia permite chequear el estado del aceite dentro de la botella. - Por su hermeticidad no permite el ingreso de gases a través de sus paredes. El conjunto conformado por la botella de muestreo, las mangueras y sus respectivas válvulas de sello deben estar completamente limpias. Después de tomada la muestra el conjunto es envuelto con papel parafinado y acomodado apropiadamente en cajas acolchadas para un transporte seguro, aún por vías en mal estado. Las muestras de aceite deben ser tomadas, por lo general, de la válvula principal de drenaje del transformador con el uso de un dispositivo de acople. Cuando un transformador está en operación, el aceite se mantiene en circulación dentro del tanque a través de los radiadores y los gases generados son difundidos y disueltos de manera uniforme.

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Ahora bien, si el transformador ha permanecido mucho tiempo fuera de servicio, por ejemplo después de una falla, es conveniente tomar las muestras de aceite después de diez (10) minutos de haber colocado en operación las motobombas de circulación forzada o los ventiladores, según el tipo. Este método es recomendable solo para el análisis de equipos que tienen un gran volumen de aceite, tales como los transformadores de potencia.