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PresentaciónEn este manual de pruebas realizadas al aceite dieléctrico de los transformadores, se presentarán los métodos o ensayos físico – químicos que se hacen normalmente al líquido aislante (aceite) de los transformadores de potencia, durante el manten-imiento preventivo que se realiza a estos equipos.

En las primeras páginas se encontrará todo lo referente al sistema de aislamiento de los transformadores de potencia sumergidos en aceite dieléctrico. Posteriormente, los factores que inducen a la degradación del sistema de aislamiento, los cuales se convierten en las razones para llevar a cabo un mantenimiento preventivo en la máquina. Luego, se mencionan las pruebas de tipo eléctrico y físico - químicas que se realizarán durante una etapa de mantenimiento.

Por último, se describirán las pruebas físico – químicas que se realizan al aceite dieléctrico de los transformadores, su marco normativo, equipos a utilizar en cada una, valores permitidos para cada ensayo o método y el procedimiento que realiza en cada prueba.

El objetivo principal de este manual, es explicar las principales pruebas o ensayos de tipo físico – químico que se realizan al aceite dieléctrico de los transformadores, ha-ciendo una descripción de los procedimientos que se llevan a cabo en cada uno de ellos, todos desarrollados con respecto a la norma que los rige, ya que de este tipo de pruebas no se tiene información en la mayoría de libros de máquinas eléctricas.

Sello Editorial: Institución Universitaria Itsa (978-958-52221)

Barranquilla, 2019

ISBN

Libro: Manual De Pruebas Realizadas Al Aceite Dieléctrico De Transformadores De Potencia Sumergidos En Aceite

Autor: Vladimir Jesús Pinzón VillarrealFacultad de Ingenierias

reservados todos los derechos. No se permitereproducir,almacenar en sistemas de recuperación de la información ni transmitir nnguna parte de esta publicación, cualquiera que sea el medio empleado - electrónico, mecánico, copia,grabación, etc..., sin el permiso previo de los titulares de los derechos de propiedad intelectual.

© 2019, Vladimir Jesús Pinzón Villarreal

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Contenido

1. El aislamiento en los transformadores de Potencia bañados en aceite 5

1.1 El aceite aislante 6

1.2 Papel aislante. 8

2. Degradación del sistema de aislamiento en los Transformadores. 8

3. Motivos para realizar pruebas al sistema de Aislamiento. 9

4. Mantenimiento del sistema de aislamiento de un Transformador de potencia bañado en aceite 10

4.1 Pruebas eléctricas de campo. 11

4.2. Pruebas físico – químicas y de furanos, 11

4.3. Análisis de gases disueltos. 12

5. Mantenimiento preventivo al aceite dieléctrico De los transformadores de potencia. 15

5.1. Prueba de tensión interfacial. 16

5.1.1 Procedimiento para realizar la prueba de tensión interfacial. 17

5.2. Prueba de número de neutralización o acidez. 18

5.2.1 Procedimiento de la prueba para un número acido. 19

5.2.2 Procedimiento de la prueba para un número base. 20

5.2.3 Relación entre tensión interfacial y el número de neutralización. 20

5.3 Prueba de rigidez dieléctrica. 20

5.3.1 Procedimiento de la prueba de rigidez dielétrica. 23

5.4 Prueba de contenido de humedad. 23

5.4.1 Procedimiento de la prueba de contenido de humedad. 25

5.5 Prueba de color del aceite. 26

5.5.1 Procedimiento para la prueba de color. 28

5.6 Prueba de factor de potencia del aceite. 28

5.6.1 Procedimiento para realizar la prueba de factor de potencia. 30

5.7 Prueba de contenido de inhibidor. 30

5.7.1 Procedimiento para realizar la prueba de contenido inhibidor. 32

5.8 Prueba de compuestos furanos. 33

5.8.1 Procedimiento para realizar la prueba de contenido de Furanos, para extracción líquido/líquido. 36

5.8.2 Procedimiento para realizar la prueba de contenido de Furanos, para extracción fase sólida (spe). 36

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Introducción 1. El Aislamiento En Los Transformadores De Potencia Bañados En Aceite

En un sistema eléctrico de potencia, la transmisión y distribución de la energía eléc-trica es posible gracias al transformador, ya que con esta máquina se consigue trans-portar la energía eléctrica desde las plantas generadoras, donde eleva el voltaje con el fin de minimizar las pérdidas a través de las líneas de transmisión, hasta el punto de utilización de la misma por el usuario final (residencial, comercial o industrial), donde vuelve a reducir la tensión eléctrica para su utilización.

Lo anterior, convierte al transformador en la máquina eléctrica más utilizada en el proce-so de transmisión y distribución de la energía eléctrica, y por lo tanto su mantenimiento es cada vez más riguroso y cuidadoso, el cual por años se ha basado en las pruebas de rigidez dieléctrica del aceite y la resistencia de aislamiento del papel, que son los ma-teriales que conforman el sistema de aislamiento de los transformadores de potencia sumergidos en aceite.

Actualmente, son más las pruebas de tipo eléctrico y físico-químicas que se hacen al aislamiento y al aceite del transformador, respectivamente, como, por ejemplo, fac-tor de potencia del aislamiento, contenido de humedad, tensión interfacial, acidez, cromatografía de gases, entre otras, con las cuales se garantiza su funcionamiento, disponibilidad, confiabilidad y, además, proporcionan un diagnóstico más acertado del estado del transformador.

En este manual, se pretende describir las diferentes pruebas y técnicas que se utili-zan para analizar el estado del aceite dieléctrico, y a su vez, el comportamiento del transformador, lo que permitirá pronosticar posibles fallas en su funcionamiento y, al mismo tiempo, elaborar un programa de mantenimiento preventivo y predictivo adecuado, para prolongar la vida útil de su sistema de aislamiento y por ende del transformador.

El transformador es una máquina eléctrica que se compone básicamente de dos partes, que son: el circuito eléctrico y circuito magnético. El primero lo forman los devanados o bobinas, primaria y secundaria, las cuales se construyen con alambre de cobre electrolítico esmal-tado o platinas rectangulares de aluminio, encintadas con papel impregnado en aceite. El devanado primario se conecta a la fuente de voltaje y el secundario a la carga que se quiere alimentar, ambos se arrollan sobre el núcleo, el cual conforma el circuito magnético del trans-formador. Éste es el encargado de transportar el flujo magnético inducido por el devanado primario hasta el devanado secundario e inducirá en éste una fuerza electromotriz. El núcleo está compuesto de chapas o láminas aisladas unas de otras con el fin de limitar las pérdidas por corriente parásitas o de Foucault. Estas láminas son construidas de acero al silicio en pro-porciones de 2 a 4%, y tienen un espesor entre 0.3 y 0.5 mm. El silicio incrementa la resistivi-dad del material y reduce las corrientes parásitas.

Por lo mencionado anteriormente, se hace indispensable separar las partes básicas del trans-formador mediante el sistema de aislamiento, cuya función principal según Reyes (2010), es disipar el calor generado dentro del equipo y actuar como medio dieléctrico para evitar arcos eléctricos entre las bobinas y entre éstas y tierra. Este sistema de aislamiento está conformado por papel (aislante sólido) y aceite dieléctrico (aislante líquido) y de ellos depende en gran par-te el buen funcionamiento y la vida útil del transformador, porque la mayoría de fallas ocurren por el detrimento del aislamiento.

De tal manera que, si el mantenimiento del sistema de aislamiento es adecuado, éste debe soportar problemas como: sobrevoltajes debido a maniobras o descargas atmosféricas, cortocircuitos, entre otros, y de esta manera prolongar la vida útil del transformador; por lo tanto, para el mantenimiento de esta máquina se deben con-siderar los siguientes aspectos:

• Factoresquedeteriorenelaislamientodeltransformador.•Pruebasquepermitanrealizarundiagnósticodelequipo.• Interpretacióndelaspruebasrealizadas.•Periodicidaddelaspruebasqueserealizanaltransformador.

1.1 EL ACEITE AISLANTE.

Debido a su función aislante y refrigerante, los aceites minerales se convierten en uno de los componentes a ser inspeccionados con mayor frecuencia, porque la vida útil del transformador depende en gran parte de su estado. Por lo tanto, éste debe tener ciertas propiedades como:

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• Altarigidezdieléctrica,parasoportarloschoqueseléctricos.• Viscosidadadecuada,conelfindefacilitarlatransferenciadecalor.

Dentro del transformador, el aceite aislante está sometido a esfuerzos de tipo eléctrico y térmico, éstos son causados principalmente por cuatro factores, la contaminación exter-na, la humedad, la formación de ácidos y la reacción con el oxígeno, todo esto conlleva a la degradación del aceite aislante, produciendo residuos que serán analizados para valorar la falla presentada en el equipo.

De los factores mencionados anteriormente, la humedad y la reacción al oxígeno afectan de manera directa al aceite aislante de los transformadores. En el caso de la primera, según Forestieri & Bermúdez (2009), se puede presentar en el equipo en alguna de las siguientes formas:

•Disuelta.• Emulsiónagua/aceite.• Estadolibreenelfondodeltanque.• Enformadehieloenelfondodeltanque(silagravedadespecíficadelaceiteesmay-

or a 0.9, el hielo puede flotar).

Las propiedades físico – químicas del aceite se ven afectadas de acuerdo a la forma en la que esté presente la humedad en él, por ejemplo, si se encuentra en estado de emulsión agua/aceite, se reduce la rigidez dieléctrica del aceite, en cambio en forma disuelta no afecta la rigidez dieléctrica del mismo.

Por otra parte, la reacción del aceite con el oxígeno provoca la formación de ácidos, agua y lodo. Este oxígeno es proveniente de la atmósfera o de la celulosa (papel aislante), cuando está sometido a calor, inclusive en el mismo proceso de llenado del transformador (el cual se hace en vacío), ya que es imposible eliminar 100% el oxígeno.

Por otra parte, dice Fonseca (n.d.) que, algunos aceites no contienen aceite mineral sino líquidos sintéticos tales como: silicona, R-Temp o Askarel, que son compuestos sintéticos no flameables, los cuales una vez descompuestos por arqueo eléctrico, solamente produ-cen mezclas gaseosas no flameables. Por lo mismo, son muy estables y difíciles de destruir, son contaminantes ambientales y tóxicos; además producen acné por contacto o distur-bios al hígado o riñones por inhalación de los gases producidos. Los más comunes son el tricloro difenil, pentacloro difenil y triclorobenceno, actualmente se encuentra prohibida su utilización.

El problema principal del askarel al estar en operación, es el agua, ya que sólo una pe-queña porción, se disuelve en el aceite y el resto flota sobre la superficie. La resistencia dieléctrica del askarel disminuye rápidamente conforme la concentración de humedad tiende a la saturación. Un arqueo severo reduce también la resistencia dieléctrica de los

askareles produciendo su descomposición, con lo cual el fluido se obscurece debido a las partículas de carbón. No es económico tratar de recuperar la calidad de un askarel que fue expuesto a un arqueo severo, por lo que debe ser desechado. Hasta el momento la única manera de deshacerse de los askareles es ponerlo en tambores herméticos y enterrarlo a profundidad; aunque algunas compañías han desarrollado una tecnología experimental para destruirlos.

1.2 PAPEL AISLANTE.

Según Artero (2009), el papel aislante o celulosa en el transformador debe cumplir 3 funciones principales:

•Proveerrigidezmecánica,parasoportaresfuerzosmecánicosytérmicos,cuandoocurre un cortocircuito.

•Proporcionarrigidezdieléctrica,conelfindesoportarlastensionesaltasenser-vicio normal

• Espaciarosepararlasbobinasdediferentestensioneseléctricaseneltransfor-mador.

Existen diferentes materiales que pueden servir como aislante sólido en el transformador, dentro de los cuales se tiene: barniz, madera, papel kraft, papel de manila, fibra vulcaniza-da, porcelana, baquela, plástico y recubrimiento de polvo epóxico.

Se sabe que el 90% del deterioro de la celulosa es de origen térmico. La degradación térmica del aislamiento es función del tiempo, de la temperatura y de cuan seco está el aislamiento. Las elevadas temperaturas causan un envejecimiento acelerado de la celulosa empleada como aislamiento, reduciéndose la rigidez mecánica y eléctrica de la misma, produciéndose la de-polimerización o destrucción del papel; otros efectos debidos a las elevadas temperaturas son la generación de agua, materiales ácidos y gases (CO2, CO).

Los contaminantes externos pueden presentarse en forma de “caspa”, provenientes del proceso de manufactura del transformador y que no han sido propiamente eliminados en el proceso de llenado del transformador con aceite. Partículas diminutas pueden de-sprenderse de la celulosa cuando el transformador está en servicio. Otro contaminante es el policlorhidrato de bifenilo, el cual reduce la capacidad del aceite de soportar sobre voltajes.

Por otra parte, se debe tener siempre en cuenta que la vida del papel aislante o celulosa, es la vida del transformador, y por esta razón la preocupación central que se tiene cuando se establece una política de mantenimiento es la de conservar el papel en las mejores condiciones, con el fin de prolongar la vida útil de todo el sistema de aislamiento y, por supuesto, del transformador.

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2. Degradación Del Sistema De Aislamiento En Los Transformadores.

3. Motivos Para Realizar Pruebas Al Sistema De Aislamiento.

De acuerdo a Artero (2009), el envejecimiento del sistema de aislamiento es un proce-so de degradación química y formación de alcoholes, ácidos, peróxidos, acetonas, etc., que forman sedimentos llamados lodos, los cuales tienen carácter ácido, insolubles y está acompañado por otros ácidos orgánicos disueltos en el aceite.

Según Alvarez & Del Pozo (2007), la celulosa se oxida a altas temperaturas y se carbon-iza, dejando zonas expuestas sin aislante, formando gases y agua que contaminan el aceite. El papel aislante retiene grandes cantidades de agua, lo cual acelera su proceso de degradación. Por otra parte, los productos de degradación del aceite, como los áci-dos, lacas, etc., impregnan el papel modificando sus características originales, provo-cando la degradación de la celulosa, disminuyendo la resistencia eléctrica y mecánica del aislamiento. En este proceso también se generan gases, los cuales se convierten en evidencia de que existe una o más fallas en el transformador.

En el caso del aceite aislante, la temperatura y/o presión produce la formación de bur-bujas de gas que facilitan la ionización y descargas en zonas de alto gradiente eléctrico. De la misma forma, como ya se mencionó anteriormente, el oxígeno contribuye a la formación de ácidos y demás que alteran las propiedades del dieléctrico. Otro enemigo del aceite aislante es el agua, que es soluble en el aceite y forma una emulsión que fi-nalmente se separa, enviando el agua al fondo de la cuba del transformador. Por último, la presencia de contaminantes sólidos y agua reduce la rigidez dieléctrica del aceite, ya que son ideales para propiciar descargas eléctricas, dentro de estos sólidos se encuen-tran la fibra celulosa y las partículas de óxido que se desprenden de la cuba.

Por todos los factores antes mencionados, es importante monitorear el estado del siste-ma aislante del transformador mediante la programación del mantenimiento preventi-vo y/o predictivo para la detección la falla, y así, solucionarlo de manera eficaz y eficiente.

Debido a que el aceite y el papel aislante en el transformador deben mantener las propie-dades eléctricas para poder soportar la degradación térmica y la oxidación, es necesario realizar pruebas periódicas al sistema de aislamiento que indicarán las condiciones inter-nas del transformador. Por ejemplo, si se detecta lodo, se podrá retirar o limpiar antes de que penetre y ocasione daño en los devanados y en las superficies interiores del transfor-mador.

Menciona Fonseca (n.d.), que otra ventaja de realizar el monitoreo es la de reducir las salidas no programadas, si se detectan problemas, y así tomar las medidas que impidan las interrupciones. Además, estas pruebas ayudarán de manera segura a anticipar condi-ciones negativas en el aceite dieléctrico y en el papel aislante, lo que permitirá hacer com-paraciones entre tasas de decremento normales y anormales.

Por lo anterior, Reyes (2010) confirma, la importancia de implementar un programa de mantenimiento que garantice la disponibilidad del transformador durante un largo tiem-po, y de esta manera tener una alta confiabilidad y continuidad en el servicio de energía que se entrega a los usuarios finales.

Figura 1. Degradación del sistema de aislamiento.

Fuente: Mantenimiento Moderno de transformadores de potencia. J.R. Artero.

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4. Mantenimiento Del Sistema De Aislamiento De Un Transformador De Potencia Bañado En Aceite

Como se mencionó en el apartado anterior, la vida útil del transformador de-pende, básicamente, del estado de su aislamiento y monitoreándolo en períodos regulares se podría prevenir daños o fallas en el equipo, es decir, que un progra-ma de mantenimiento apropiado puede incrementar la confiabilidad y vida útil del transformador.

En todo plan de mantenimiento, se debe decidir la frecuencia o periodicidad en la que se deben hacer las pruebas al transformador. Para el mantenimiento del equipo, se deben tener en cuenta los siguientes aspectos:

•Históricodepruebasrealizadasalequipoyelanálisisdesusresultados.•Condicionesdeoperaciónyrecomendacionesdelfabricante.•Establecerlasnecesidadesdemantenimientodecadaequipo.•Determinarlasactividadesdelprogramademantenimiento,laprioridady

la periodicidad para cada máquina.•Tenerelpersonalidóneopararealizarelmantenimiento.

Los tipos de mantenimiento que se pueden dar son: correctivo, preventivo y pre-dictivo. El primero se realiza luego que ha ocurrido la falla en la máquina. El pre-ventivo tiene lugar antes de que ocurra la falla y, se efectúa en condiciones con-troladas, mientras que en el predictivo la finalidad es la combinación de los dos anteriores, aplicando técnicas avanzadas que permiten predecir las posibles fallas en el equipo.

Para tomar las decisiones en cuanto al tipo de mantenimiento y periodicidad del mismo, es necesario tener en cuenta lo siguiente:

•Pruebaseléctricasdecampo.•Pruebasfísico–químicasydefuranos.•Análisisdegasesdisueltos.

4.1 PRUEBAS ELÉCTRICAS DE CAMPO.

Las pruebas eléctricas que hacen parte del análisis del comportamiento del transformador y de las cuales se pueden llevar una trazabilidad en el tiempo son:

NOMBRE DE LA PRUEBA NORMAS

Factor de potencia y capacitancia de los devanados. ANSI/IEEE Estándar. 62-1995.

Impedancia de cortocircuito. ANSI/IEEE Estándar. 62-1995.

Resistencia de devanados. Los valores obtenidos deben compararse con los valores de fábrica corregidos a la misma temperatura. Los valores ANSI/IEEE Estándar. 62-1995.medidos por fase en un transformador trifásico no deben sufrir una variación mayor del 5% entre fases.

ANSI/IEEE C57.12.91 hace una Relación de transformación. descripción de la prueba y los métodos de evaluación de la misma.

Resistencia de aislamiento. Se mide la ANSI/IEEE C57.12.91.resistencia de aislamiento en cada devanado

Corriente de excitación. ANSI/IEEE Estándar. 62-1995.

Núcleo a tierra. ANSI/IEEE Estándar. 62-1995.

Tabla 1. Normas y pruebas eléctricas que se realizan al transformador.

Fuente: Elaboración propia

4.2 PRUEBAS FÍSICO – QUÍMICAS Y DE FURANOS.

Para Artero (2009), estas pruebas son las realizadas al aceite mineral, medi-ante análisis físico químico, con el propósito de obtener información sobre las propiedades o características funcionales de éste, y así determinar el estado del sistema de aislamiento del transformador, constituyéndose, de esta man-era, en uno de los aspectos más relevantes y fundamentales en el manten-imiento de los transformadores de potencia sumergidos en aceite.

Las pruebas que se realizan al aceite mineral son las siguientes:

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NOMBRE DE LA PRUEBA NORMAS

Tensión interfacial. Una disminución en este valor, indica acumulación de contaminantes, ASTM D971productos de oxidación o ambos.

Rigidez dieléctrica. Su bajo valor indica presencia ASTM D877 de contaminantes, como: agua, suciedad y otros ASTM D816partículas conductivas en el aceite.

Contenido de humedad El contenido de agua ASTM D1533debe ser bajo para mantener la rigidez dieléctrica.

Color. Si el aceite esta oscuro indica la ASTM D1524contaminación y deterioro del aceite.

Factor de potencia. Un valor alto de éste indica presencia de contaminación, como: humedad, ASTM D924carbón u otros.

Contenido de inhibidor. El aceite contiene pequeñas cantidades de inhibidores naturales que retardan la ASTM D2668oxidación del aceite. Si éstos se agotan aumenta la tasa de oxidación y el deterioro del aceite.

Número de neutralización. Es una medida de ácidos orgánicos formados en el aceite debido al proceso ASTM D974de oxidación.

Compuestos furanos. Sirve para detectar celulosa ASTM D5837disuelta en el aceite.

GAS SIMBOLO

Hidrógeno H2

Metano CH4

Etano C2H6 Etileno C2H4

Acetileno C2H2

Monóxido de carbono CODióxido de carbono CO2

GAS PRINCIPAL TIPO DE FALLA

C2H4 (Etileno) Aceite sobrecalentadoCO (Monóxido de carbono) Papel sobrecalentadoH2 (Hidrógeno) Efecto coronaC2H2 (Acetileno) Arco interno

Tabla 2. Normas y pruebas físico – químicas realizadas al aceite dieléctrico.

Tabla 3. Gases generados en el interior del transformador.

Tabla 4. Gas característico y tipo de falla.




4.3 ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS.

Según Reyes (2010), es importante conocer el tipo y la concentración de gases gen-erados en el transformador debido a las fallas incipientes (conexiones flojas, descar-gas parciales, arcos eléctricos) que se presenten, ya que la mayoría de éstas propor-cionan evidencias que pueden detectarse cuando el transformador está sometido a análisis periódicos.

Las posibles fallas en el transformador, de acuerdo a los gases o combinación de ellos que se detectan en el análisis cromatográfico, se evalúan por medio alguno de los siguientes métodos:

•Métododelgascaracterístico.•MétododelasrelacionesdeDoernenburg.•MétododelasrelacionesdeRogers.

Por el método del gas característico, se determina la falla de acuerdo al gas encon-trado y su cantidad. Véase como ejemplo la tabla 4. Tabla 4. Gas característico y tipo de falla.

La presencia de los gases generados en el interior del transformador se detecta a través de la cromatografía de gases. De acuerdo a Forestieri & Bermúdez (2009), los gases que se pueden encontrar son:

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En cuanto al método de las relaciones de Doernenburg, que se basa en la concen-tración de los siguientes gases: CH4, H2, C2H2, C2H4 y C2H6, propone tres tipos de fallas, teniendo en cuenta las siguientes relaciones entre los gases antes menciona-dos:

•R1=CH4⁄H2

•R2=C2 H2⁄C2 H4

•R3=C2 H2⁄CH4

•R2=C2 H6⁄C2 H2

Los valores de concentraciones de gases, según Reyes (2010), se miden en partes por millón (p.p.m.), 1 ml/1000 ml, y se comparan con los valores patrones mostra-dos en la tabla 5, de acuerdo a la norma ANSI/IEEE C57.104-1991. Si alguna de las concentraciones excede el doble del valor patrón y una de las concentraciones de los demás gases excede el límite mostrado, el transformador puede considerarse defectuoso.

El estado del transformador se diagnostica mediante una gráfica, en la cual cada eje se asocia a la relación de dos gases, C2 H2⁄C2 H4 en el eje vertical y CH4⁄H2 en el eje horizontal, y dentro de la cual se definen tres áreas que corresponden a una falla, como se muestra en la figura 2.

Las fallas pueden ser:

Mientras que, para Artero (2009), el método de Rogers utiliza las siguientes combi-naciones de gases para realizar el análisis:

•R1=CH4⁄H2

•R2=C2 H2⁄C2 H4

•R3=C2 H4⁄C2 H6

•R2=CO2⁄CO

En la tabla 6, se muestra las fallas de acuerdo al análisis de la relación de gases en-contrados, de acuerdo al método de Rogers.

GASES DISUELTOS P.P.M.

Hidrógeno 100Metano 120Acetileno 35Etileno 30Etano 65Monóxido de carbono 350

TIPO DE FALLA C2H2/C2H4 CH4/H2

Térmico <0.75 >1.0Arqueo >0.75 0.1 a 1.0Descargas Parciales <0.1

TIPO DE FALLA C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6

No presenta falla 0 0 0Descargas parciales de baja energía 0 1 0Descargas parciales de alta energia 1 1 0Descargas de baja energía 1 a 2 0 1 a 2

Tabla 5. Valores de concentraciones de gases.


Figura 2. Gráfica de Doernenburg.

Fuente: Procedimiento para realizar e interpretar la prueba de cromatorafía de gases en transformadores de potencia. Ignacio Reyes.

Tabla 6. Relación de gases según el método de Rogers.

Fuente: Mantenimiento de transformadores de potencia. J.R. Artero

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5. Mantenimiento Preventivo Al Aceite Dieléctrico De Los Transformadores De Potencia.

En los numerales anteriores, se mencionaron las principales razones para elab-orar un programa de mantenimiento preventivo y/o predictivo al sistema de aislamiento de los transformadores de potencia sumergidos en aceite, y de for-ma especial al aceite dieléctrico, considerando que la expectativa de vida de un transformador eléctrico es de 25 a 30 años.

Por lo mencionado, establecer un plan de mantenimiento preventivo y/o predic-tivo en transformadores de potencia sumergidos en aceite ayuda a la reducción de interrupciones no programadas a causa de las fallas que se puedan presentar en éste, y debido a que el aceite dieléctrico es parte fundamental del sistema de aislamiento, éste debe ser incluido dentro de dicho plan, con el propósito de poder tomar decisiones efectivas y a tiempo, que eviten las interrupciones intem-pestivas, así como el mantenimiento correctivo de la máquina, según Fonseca (n.d.).

En esta sección, se describirán las pruebas físico – químicas relacionadas con el aceite dieléctrico, las cuales se mencionaron en la sección 4.2, basadas en las normas de la American Society for Testing and Materials (ASTM), en las cuales se detalla el procedimiento de la prueba y los valores que determinan si el aceite en prueba se encuentra en buen estado o no.

5.1 PRUEBA DE TENSIÓN INTERFACIAL.

La tensión interfacial es un fenómeno físico – químico que se produce por las fuerzas de atracción que existe entre las moléculas del aceite dieléctrico y el agua y, se expresa en dinas/cm o mN/m. Esta prueba se utiliza para detectar presencia de productos de oxidación y contaminantes polares solubles, éstos producen baja tensión interfacial.

Este análisis se encuentra estandarizado bajo la norma ASTM D-971, la cual consiste en medir el rompimiento de la interfase en dinas/cm entre las super-ficies conformadas por el aceite a ser probado y agua destilada, y los valores mínimos permitidos son los siguientes:

Tabla 7. Valores mínimos permitidos para la prueba de tensión interfacial.

Tabla 8. Criterios para determinar el estado del aceite.

Figura 3. Tensiómetro interfacial

Fuente: Aspectos generales sobre pruebas de aceite transformadores de potencia.

Fuente: Elaboración propia.

Fuente: Standard Test Method for Interfacial Tension of Oil Against Water by the Ring Method. ASTM

Aceite nuevo 45 dinas / cmAceite usado 25 dinas / cmAgua destilada 70 dinas / cm

TI < 15 dinas / cm Formación de lodos15 dinas / cm < TI < 22 dinas / cm Condición inciertaTI > 22 dinas / cm Ningún lodo formado

Se establecen los siguientes criterios para determinar el estado del aceite:

La prueba se realiza con un equipo llamado Tensiómetro interfacial, como lo mencio-na ASTM (1999), el cual consta básicamente de una plataforma horizontal, para sostener el contenedor de la muestra de aceite y debe moverse hacia arriba o abajo. Además, debe tener anillos de platino o aleación platino – iridio, éste debe ser soldado a un circu-lo continuo y atado, al menos, a dos estribos paralelos. La circunferencia del anillo debe ser mínimo de 40 mm y el diámetro del alambre debería ser alrededor de 0.3 mm. El equipo se muestra en las figuras 3 y 4.

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Figura 4. Realización de la prueba de Tensión interfacial.

Fuente: Ensayos al Aceite Dieléctrico… Diagnósticos esenciales en cualquier programa de Mantenimiento Eléctrico. Octavio Fonseca.

5.1.1 Procedimiento para realizar la prueba de tensión interfacial.

1. Obtener una muestra de prueba representativa de aceite, al menos 25 ml.

2. Obtener una alícuota fresca de agua destilada (50 a 75 ml), para las mediciones de tensión interfacial.

3. La muestra de prueba debe ser cubierta, tapada o sellada inmediatamente después de ser obtenida, para evitar su contaminación y se almacena en un sitio oscuro a temperatura ambiente.

4. Determinar la densidad de la muestra a 25 1°C, usando un picnómetro líqui-do u otro aparato medidor de densidad a 0.001 g/ cm3.

5. Introducir agua destilada a una temperatura de 25 1°C en un contenedor limpio con un espesor de 10 a 15 mm, colóquelo en la plataforma del ten-siómetro de tal forma que el anillo caiga en el centro del contenedor y no se acerca a ninguna pared. Se debe asegurar que no haya espuma en la superficie del agua. Si hay espuma descarte el agua. La espuma indica que el agua está contaminada o el vaso no está limpio.

6. Limpiar el anillo y montarlo en el tensiómetro.

7. Levantar la plataforma hasta que el anillo esté inmerso sin exceder 6 mm den-tro del agua.

8. Bajar lentamente la plataforma y seguir las indicaciones del fabricante sobre cómo

ajustar la lectura del tensiómetro. Aumentar el par en el dial de lectura mientras mantiene el brazo de torsión en la posición cero. Como la película de líquido que se adhiere al anillo se acerca al punto de ruptura, proceda lentamente con ajustes. Esto asegurará que el haz de torsión estará en la posición cero cuando ocurre la ruptura. Rupture la superficie con el continuo aumento de la fuerza y bajando el vaso. Regis-tre la lectura cuando ocurra la ruptura.

9. Calcular la tensión interfacial. Se debe obtener un valor de 71 – 73 dinas/cm. Si se obtienen valores bajos, limpie y enjuague el recipiente de la muestra y obtenga una muestra fresca de otra fuente de suministro. Si los valores de baja tensión in-terfacial se siguen obteniendo, revise la calibración del tensiómetro y examine el anillo para asegurarse que el plano del anillo es paralelo a la superficie del agua.

10. Colocar cuidadosamente el aceite sobre la superficie del agua (con el anillo sum-ergido) hasta que se alcance una profundidad de al menos 10 mm. Uno de estos procedimientos es pipetear el aceite en la superficie lentamente para que se pro-duzca una mezcla mínima y para que el aceite no toque la superficie del anillo sum-ergido. Asegurarse de que el aceite no esté tan profundo como para cubrir la barra transversal del anillo.

11. La interface de agua – aceite debe estar por 30 1 s después que lo último del aceite ha sido colocado en el agua.

12. Bajar la plataforma y registrare el valor de ruptura. Tiempo esta parte de la medición para que, tan cerca como posible, es de 30 s para extraer el anillo a través del inter-faz. Proceder muy lentamente a medida que se acerca el punto de ruptura, ya que la ruptura suele ser lenta (debido a la viscosidad del aceite). Completar toda la op-eración, desde el momento de vertiendo el aceite en el agua hasta que la interfaz se rompa, en alrededor de 60 10 s.

5.2 PRUEBA DE NÚMERO DE NEUTRALIZACIÓN O ACIDEZ.

Esta prueba indica la cantidad total de compuestos ácidos que se encuentran pre-sentes en el aceite dieléctrico de un transformador y, obviamente, que provocan su deterioro. Este número de neutralización o acidez en el aceite, aparece debido a que el aceite es un hidrocarburo saturado no polar que, cuando se degrada por oxidación, da paso a la formación de carboxílicos.

Estos ácidos que se forman en la muestra del aceite dieléctrico, se pueden neu-tralizar con una base estandarizada, mediante un proceso denominado titulación, la cual permite determinarlos cuantitativamente. Esta cantidad se da en términos de los miligramos de hidróxido de potasio por gramo de la muestra de aceite (mg KOH / g aceite).

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De acuerdo a esta prueba, una acidez alta indica la presencia de lodos, lo que implicaría la posible obstrucción de los ductos de refrigeración y, por lo tanto, el transformador se calentará o disminuiría su eficiencia. Además de los lodos, se podrían formar también sales, por la reacción de materiales ácidos con algunos materiales metálicos, que serían insolubles en el aceite dieléctrico.

Esta prueba se encuentra estandarizada bajo la norma ASTM D-974, cuyos valores típicos y límites son los siguientes:

De acuerdo a Pycnometer & Bal- (2016), la norma dice que la prueba se realiza con una bureta de 50 ml graduada en subdivisiones de 0.1 ml, o una de 10 ml graduada en subdivisiones de 0.01 ml y reactivos químicos. En la figura 5, se muestra el equi-po utilizado para la realización de la prueba.

5.2.1 Procedimiento de la prueba para un número acido.

1. En una cubeta de precipitación, se introduce una muestra pesada. Adicione 100 ml del solvente de titulación y 0.5 ml de la solución indicadora y sin tapar, revolver has-ta que la muestra sea disuelta completamente por el solvente. Si la mezcla toma un color amarillo – naranja, vaya al siguiente paso, si se vuelve verde o verde – negro, vaya al procedimiento para un número báse.

Aceite nuevo 0.03 mg KOH/grAceite usado 0.1 mg KOH/gr 0.2 mg KOH/grAgua destilada N.N. > 0.2 mg KOH/gr

Tabla 9. Valores típicos de número de neutralización para aceites dieléctricos.

Figura 5. Bureta

Tabla 10. Índice de calidad para determinar el estado del aceite dieléctrico.



Fuente: http://www.instrumentosdelaboratorio.net/2012/09/bureta.html

2. Sin demora, titule a una temperatura por debajo de los 30°C. Adicione la solución de KOH en incrementos de 0.1 y mezcle para dispersar el KOH. Agite vigorosamente, pero evite disolver dióxido de carbono en el solvente. Considere sacudir hasta que el color cambie durante 15s o si se reversa con dos gotas de 0.1 M HCl.

3. Realice una valoración en blanco en 100 ml del solvente de la titulación y 0.5 ml de la solución indicadora, adicionando en incrementos de 0.1 ml o menos de la solución de KOH.

5.2.2. Procedimiento de la prueba para un número base.

1. Si el solvente de titulación que contiene la muestra disuelta toma un color verde o marrón verdoso después de que el indicador es adicionado, lleve a cabo la tit-ulación descrita en el paso 2 del anterior procedimiento, pero use 0.1 M de HCl y titule hasta que el color marrón verdoso cambie a verde.

2. Realice una valoración en blanco como la del paso 3 del anterior proced-imiento.

5.2.3. Relación entre tensión interfacial y el número de neutralización.

Éstas pruebas son complementarias, ya que una disminución en el valor de la tensión interfacial, implica un umento en el número de neutralización o acidez. La relación entre estos dos valores se conoce como Índice de Meyer o Índice de Calidad (IC), el cual es un valor adimensional que indica la condición o calidad del aceite dieléctrico.

Esta relación se muestra en la tabla 10, en la que el estado del aceite depende del valor del índice de calidad, así como sus valores de tensión interfacial y número de neutralización:

ÍNDICE NÚMERO DE TENSIÓN ESTADO DE CALIDAD NEUTRALIZACIÓN INTERFACIAL DEL ACEITE

300–1500 0.01–0.1 30–45 Muy bueno 160–299 0.11–0.15 24–29 Aceptable 45–159 0.16–0.40 18–23 Malo

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5.3. PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA.

La prueba de rigidez dieléctrica es una medida de la resistencia que el aceite dieléc-trico presenta ante una descarga o choque eléctrico, y sirve para comprobar la pres-encia de contaminantes en el aceite, como: partículas conductoras, agua, polvo o ce-lulosa, las cuales se pueden encontrar en concentraciones significativas a tensiones bajas, es decir, cuando el aceite está contaminado presenta valores bajos de rigidez dieléctrica, los cuales disminuyen la vida útil del aislamiento del transformador.

Lo anterior indica, según Fonseca (n.d.), que el voltaje asociado con la rigidez dieléctrica, es una medida importante de los esfuerzos dieléctricos que el aceite podrá soportar sin que llegue a fallar. Se mide mediante la aplicación de un determinado voltaje de C.A. entre dos electrodos sumergidos en el aceite, separados una distancia determinada bajo condiciones prescitas por la norma. El valor de la tensión aplicada entre los electrodos en kilovoltios, se le conoce como rigidez dieléctrica y en general es el resultado de cinco pruebas hechas a la misma muestra espaciadas un minuto.

Las normas que estandarizan esta prueba son la ASTM D877 y ASTM D816. La primera utiliza electrodos planos y se recomienda aplicarla a aceites nuevos que no han sido proc-esados, y la segunda utiliza electrodos semiesféricos y es recomendado para equipos que involucran movimiento del aceite (interruptores) y aceites procesados.

Para las normas mencionadas anteriormente, se tienen las siguientes características:

De acuerdo a la norma ASTM (1987), los equipos que se necesitan para realizar la prueba son los siguientes:

• Transformador.Elvoltajedeseadoparalapruebasepuedeobtenerdeuntransfor-mador elevador. Éste y los elementos de control, serán de un tamaño y diseño tal que

NORMA TIPO DE DISTANCIA ENTRE TENSIÓN ELECTRODO ELECTRODOS MÍNIMA

ASTM D877 Planos 2.54 mm 25 KV ASTM D816 Semiesfericos 2.0 mm 50 KV

Tabla 11. Características de los métodos aplicados para medir la rigidez dieléctrica.

Figura 6. Esquema de la prueba de rigidez dieléctrica.


Fuente: Aspectos generales sobre pruebas de aceite. Transformadores de potencia.

el factor de cresta del voltaje de prueba a 60 Hz no diferirá en 5% del de la onda sinusoidal sobre la mitad superior del rango de la tensión de

prueba. El factor de cresta puede ser verificado por medio de un osciloscopio, un voltímetro de lectura pico en conjunto con un voltímetro de raíz media cuadrática. Cuando la forma de onda no pueda determinarse convenientemente, se utilizará un transformador que tenga una capacidad de no menos de 1/2 kVA a la tensión de ruptura habitual. Se pueden utilizar transformadores de mayor capacidad, pero en ningún caso la corriente de cortocircuito en el circuito de la muestra debe estar fuera del rango de 1 a 10 mA/kV, del voltaje aplicado.

• Equipodeinterrupcióndelcircuito.Elprimariodeltransformadordepruebadebeestar protegido por un circuito de interrupción automático capaz de operar en tres ciclos o menos sobre la corriente producida por la ruptura de la prueba de la muestra. Un interruptor de 5 ciclos puede ser usado si la corriente de cortocircuito no exceda 0.2 A.

• Equipodecontroldevoltaje.Latasadeelevacióndelvoltajedebeserde3kV/s20%.El control de voltaje puede ser asegurado por un autotransformador de relación

variable o por un motor.

• Voltímetro.Elvoltajedebesermedidoporunmétodoquellenelosrequerimientosdelestándar IEEE No. 4.

• Electrodos.Loselectrodosserándiscosdelatónpulidosde25mmo1pulgadadediámetro, y de al menos 3 mm o 1/8 de pulgada de grosor, con bordes cuadrados (o según norma ASTM D816).

• Copadeprueba.Unacopadepruebatieneloselectrodosmontadosrígidamenteconcaras paralelas y ejes en una línea horizontal coincidente. La copa debe ser construida de modo que ningu na parte de ella sea inferior a 13 mm o ½ pulgada desde cualquier parte del disco del electrodo de prueba. La corriente de fuga y carga total de la copa, cuando se llena con un buen aceite, debe ser menos de 200 µA, a 20 kV, 60 Hz.

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Figura 7. Equipo de prueba para la rigidez dieléctrica y copa de prueba.


5.3.1. Procedimiento de la prueba de rigidez dielétrica.

1. Cuando se desee determinar el voltaje de ruptura dieléctrica de un nuevo líquido para propósitos de arbitraje, una ruptura debe ser hecha cada 5 llenadas sucesivas de la copa de prueba. El voltaje de ruptura así obtenido debe estar sujeto al criterio de consistencia estática. Si los 5 valores se encuentran en este criterio, su prome-dio será reportado como el voltaje de ruptura de la muestra. Si no cumplen con el criterio, se debe llenar la copa 5 veces más, y el promedio de las diez rupturas será reportada como el voltaje de ruptura dieléctrica de la muestra. Si no hay ruptura, será descartado.

2. Cuando se desea determinar el voltaje de ruptura dieléctrica de un líquido en una rutina básica, se deben hacer cinco rupturas en una copa llena con intervalos de un minuto entre rupturas. El promedio de las cinco rupturas deberá ser considerado el voltaje de ruptura dieléctrico de la muestra, los valores de ruptura previstos de-berán encontrase dentro del criterio para consistencia estática como se especifican. Si los voltajes de ruptura no se encuentran dentro del criterio, el contenido de la copa deberá ser descartado, el contenedor de la muestra debe ser girada y llenada de nuevo, y hacer cinco rupturas en esta segunda muestra. El promedio de las 10 rupturas será considerado como el volteje de ruptura dieléctrico de la muestra. Si no hay ruptura, la muestra deberá ser descartada.

5.4. PRUEBA DE CONTENIDO DE HUMEDAD.

Según Fonseca (n.d.), este método determina el contenido de humedad o la can-tidad de agua disuelta en partes por millón (ppm) en una muestra de aceite, ya que éste tiende a entregar agua al aislamiento de los devanados cuando baja su temperatura, es decir, que la mayor cantidad de humedad se concentra allí.

La prueba se encuentra estandarizada en la norma ASTM D1533, por el método de la reacción de Karl Fisher coulométrico, y para la cual los valores máximos per-mitidos, dependiendo del aceite, son los siguientes:

Tabla 12. Valores permitidos de contenido de humedad para aceites dieléctricos.


Aceite nuevo 10 ppmAceite usado 30 ppm

Para el caso de aceites en servicio se consideran representativos los siguientes va-lores, de acuerdo a la tensión de operación del equipo:

Para un contenido de humedad mayor a 50 ppm, se debe tratar el aceite para sacar la humedad y disminuir su contenido en los devanados del transformador, debido a que la celulosa que aísla los devanados tiene un mayor porcentaje de humedad, ya que ésta es altamente higroscópica.

La prueba, básicamente, consiste en inyectar una muestra de aceite en un disposi-tivo que agrega reactivos en forma automática hasta alcanzar el punto final. Éste se determina mediante electrodos, los cuales perciben las condiciones eléctricas en el recipiente de reacción, posteriormente, el dispositivo deja de dosificar y calcula electrónicamente el contenido de humedad a partir del volumen de aceite inyecta-do y la cantidad de reactivo consumido.

De acuerdo a Method (1990) en la norma ASTM D1533, los equipos que se necesi-tan para realizar la prueba son:

• Tituladorcoulométrico.Contieneunelectrododetector,unelectrodogenera-dor, recipiente de titulación, agitador magnético y unidad de control.

o Electrodo detector. Este par de electrodos amperimétricos determina el punto

final de la titulación midiendo un cambio brusco en la resistencia de la celda.

Tabla 13. Valores permitidos de contenido de humedad para aceites en servicio.

Fuente: Mantenimiento de transformadores. Bernardo Gómez

40 ppm V 72.5 kVs35 ppm 72.5 kV V < 242 kV25 ppm V > 242 kV

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o Electrodo generador. Este par de electrodos realiza la reducción catódica de yoduro, lo que permite que tenga lugar la reacción de Karl Fischer. Puede con-sistir en dos mallas de platino o cables, separados por un diafragma dentro de un conjunto de vidrio o dos mallas de platino o cables, no separados por un diafragma.

•Recipientedetitulación.Elrecipientedetitulacióntendrálacapacidadadecua-da y estará protegido contra la humedad atmosférica. Es deseable un grifo de drenaje inferior, pero no es necesario para eliminar los reactivos.

•Agitadores.Losmediosparalaagitacióndurantelatitulaciónconsistiránenunagitador magnético con una barra agitadora de vidrio o TFE-fluorocarbono de aproximadamente 2 a 5 cm de longitud o apropiada para el recipiente de tit-ulación. La barra debe limpiarse completamente, enjuagarse con metanol, se-carse en un horno durante 1 hora a 100 ° C y almacenarse en un desecador hasta su uso. En un sistema sellado, no es necesario volver a limpiar ni volver a secar para el uso de rutina.

• Jeringasdetransferencia.Lasjeringassedebenusarconuntamañoadecuadopara acomodarse a las recomendaciones de los fabricantes de instrumentos so-bre el tamaño de la muestra. Las jeringas pueden ser de vidrio o plástico. Las de vidrio deben limpiarse y secarse durante 1 hora a 100° C antes de su uso, y las de plástico deben desecharse después de cada uso de muestra.

•Agujas.Lasagujasquesedebencolocarenlasjeringasdetransferenciadebenser lo suficientemente largas como para inyectar las muestras directamente de-bajo de la superficie del reactivo de Karl Fischer. Deben ser de un calibre lo sufi-cientemente grande como para permitir una transferencia fácil de la muestra.

• Tabiques.Utilizadosparasellarelpuertodemuestra, loquepermite la intro-ducción de muestras de prueba con una cantidad mínima de contaminación de humedad atmosférica.

•Grasadesellado.Sielaparatonotieneunsellodejunta,useunagrasadeselladopara tapar la cámara de titulación contra la humedad atmosférica.

•Hornodesecado.Vacíooairecirculante.

•Desecador.Tipoestándardelaboratorioconindicadordecambiodecolor.

•Balanceanalítico.Capacidaddepesopara0.001g.

Figura 8. Equipo utilizado para la prueba de contenido de humedad.


5.4.1. Procedimiento de la prueba de contenido de humedad.

1. Después de verificar que el sistema está funcionando correctamente, permita que el instrumento se estabilice antes de su uso.

2. Siga las instrucciones del fabricante para el tamaño de muestra sugerido para un rango esperado de contenido de humedad.

3. Usar una jeringa y una aguja apropiadas, muestree el fluido aislante a analizar. An-tes del muestreo, enjuague la jeringa y la aguja con el líquido que se analizará una vez.

4. Determinar la masa de la muestra por diferencia a tres cifras significativas pesando la muestra de prueba antes y después de la inyección. Sucesivamente, inyectar un volumen conocido de una muestra cuya densidad se conoce a la temperatura de prueba para determinar el tamaño de muestra.

5. Las soluciones de reactivos pueden usarse hasta que las soluciones de verificación ya no prueben con precisión.

5.5 PRUEBA DE COLOR DEL ACEITE.

Realmente esta prueba no es una guía para determinar la calidad del aceite, pero junto con las pruebas mencionadas anteriormente permite conocer su de-terioro y es utilizada para el control de éste durante el proceso de refinación.

La prueba consiste en observar en el color del aceite dieléctrico una tasa de cam-bio a lo largo de su tiempo de operación. Si el aceite se torna oscuro, quiere decir que éste presenta deterioro y contaminación, por otra parte, si además el aceite no presenta variaciones significativas en su número de neutralización, indica con-

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taminación con materiales extraños.

Para determinar, mediante la prueba de colorimetría el estado del aceite se com-para el color de éste con unos colores patrones que se enumeran de 0.5 hasta 8.0, siendo este último el más oscuro. De acuerdo a lo anterior, los valores típicos son 0.5 para aceite nuevo y 1.5 para aceite usado.

Esta prueba se encuentra estandarizada a través de la norma ASTM D1500, como lo indica ASTM International United States (2011), en la cual se señala que los equipos utilizados para llevar a cabo este ensayo se necesitan los siguientes equi-pos:

• Colorímetro.Consisteenunafuentedeluz,vidriodecoloresestándar,recipientecon-tenedor de la muestra con tapa y una pieza para visualización.

•Contenedordelamuestra.Paralaevaluación,useelfrascodemuestrasdevidriocomo se muestra en la figura 9. Para las pruebas de rutina, se permite usar un frasco cilíndrico de vidrio transparente con un fondo plano de 30 a 32,4 mm de diámetro interno, 115 a 125 mm de altura externa y un espesor de pared no may-or a 1.6 mm, o una botella de muestra de aceite ordinaria de 125 ml si cumple con estos requisitos.

5.5.1 Procedimiento para la prueba de color.

1. Colocar un recipiente o recipientes de muestra, llenos hasta una profundidad de al menos 50 mm con agua destilada o desionizada, en el compartimiento o com-partimentos del colorímetro a través del cual se observarán los vidrios estándar. Colocar la muestra en su contenedor en el otro compartimento. (Cuando se usa un comparador de tres campos, este será el compartimento central). Cubrir los con-tenedores para excluir toda la luz exterior.

2. Encender la fuente de luz y comparar el color de la muestra con la de los vidrios es-tándar. Cuando se usa un comparador de tres campos, la muestra debe estar entre corchetes con discos más oscuros y más claros o con una coincidencia exacta y un disco más oscuro. Determinar para comparadores de dos campos, qué vidrio coin-cide con el color de la muestra; o si no es posible una coincidencia exacta, utilice ese cristal que posea el siguiente color más oscuro.

5.6 PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DEL ACEITE.

Esta prueba proporciona una medida de la tangente del ángulo de fase entre el voltaje y la corriente aplicados a dos electrodos, entre los cuales se encuentra líquido aislante y, su importancia radica en el monitoreo del aceite dieléctrico de un transformador en servicio, así como, evaluar el aceite nuevo proporcionado por un proveedor, ya que, cuando el aceite se encuentra en servicio, éste se degrada y esto se refleja en la modificación del factor de potencia del líquido.

Como el aceite dieléctrico se encuentra en servicio, éste está sometido a campos magnéticos variables debido a la corriente alterna y, como consecuencia, aparecen partículas o compuestos polares, productos de la oxidación y el envejecimiento, a las cuales el ensayo del factor de potencia es sensible.Por lo mencionado anteriormente, cuando el aceite es nuevo, limpio y seco, presenta

Figura 8. Número patrón comparador de color del aceite.

Figura 10. Colorimetro

Figura 9. Vaso de muestra de vidrio estándar.

Fuente: Mantenimiento mayores a transformadores. Instituto Tecnológico de Chetumal.

Fuente: https://es.made-in-china.com/co_chinainstrument/product_Poratble-Oil-Color-Testing-Colorimeter-Color-Tester_esiegiigy.html

Fuente: Standard Test Method for ASTM Color of Petroleum Products (ASTM Color Scale). ASTM International United States.

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un factor de potencia pequeño, mientras que, los agentes contaminantes o la hume-dad, aumentarán el mismo. Cuando el aceite es nuevo, su factor de potencia debe estar por debajo de 0.05% a 25 °C, en aceites usados hasta 0.5% a 25 °C es admisible y, valores entre 0.5% y 2% a 25 °C debe ser analizado para conocer las causas de este aumento.

Este ensayo se encuentra estandarizado en la norma ASTM-D-924 (2008), y los equi-pos que se utilizan para realizar la prueba son los siguientes:

•Equipo de medición. Debe ser de acuerdo a alguno de los siguientes méto-dos de prueba: método nulo, métodos de resonancia o métodos de deflex-ión.

•Celdas. El diseño de las celdas de prueba debe ser de tres terminales.

•Horno de tiro forzado. Cuando las pruebas se realizarán por encima de la temper-atura ambiente, se utilizará un horno adecuado de tiro forzado y termostáticamente controlado como cámara de prueba. Para las pruebas a temperatura ambiente, el horno no calentado se puede utilizar cómodamente como cámara de prueba.

Proveer la cámara de prueba con una abertura en la pared a través de la cual pasen dos tramos de cable blindado TFE-fluorocarbono (o similar), para realizar la conexión eléctrica desde el equipo de medición y el transformador de alta tensión, respectiva-mente, a la celda de prueba.

Usar una placa o disco cerámico perforado para aislar la celda de prueba del piso metálico del horno, si el piso no está aislado del horno.

Proporcionar un enclavamiento de seguridad en la puerta del horno para que el circu-ito eléctrico suministre voltaje.

•Celda termo reguladora automática. Cuando las pruebas se realizarán por encima de la temperatura ambiente, pero por debajo del punto de inflamación, se puede usar una celda termo reguladora automática siempre que proporcione un calentam-iento uniforme de la celda de prueba.

La celda termo reguladora automática debe ser capaz de proporcionar una tasa de aumento de temperatura rápida y controlada, y mantener una temperatura con-stante del líquido dentro de los 61 ° C.

En la figura 11, se muestra una vista en sección transversal de la cámara de prue-ba con una celda de prueba de tres electrodos en su lugar y con cables de prueba conectados.

Figura 11. Equipo de prueba de factor de potencia para aceites dieléctricos.

Fuente: Standard Test Method for Dissipation Factor (or Power Factor) and Relative Permittivity (Dielectric Constant) of Electrical Insulating Liquids. ASTM International United States.

5.6.1 Procedimiento para realizar la prueba de factor de potencia.

1. Realice las mediciones mientras la temperatura interna del electrodo está entre 0.5 ° C de la temperatura de prueba deseada.

2. Al completar la medición inicial, vierta el líquido y rellene la celda, siguiendo el mismo procedimiento y ejerciendo las mismas precauciones que utilizó al hacer el primer llenado, y tome otra medida. Si la diferencia en las mediciones de las dos muestras de prueba es igual o inferior a 0.0001, más 10% del valor más alto de los dos, no se requieren más pruebas, y el valor informado para la muestra se tomará como el promedio de las dos medidas Si la diferencia en las medidas de las dos muestras de prueba es mayor que 0.0001, más el 10% del valor más alto de los dos valores, rellene la celda y tome una tercera medición. Si la diferencia entre la tercera medición y la primera o la segunda no están dentro de 0.0001, más 10% del valor más alto de los dos utilizados en este cálculo, deseche estos resultados, recicle la cel-da, obtenga otra muestra y repita el procedimiento hasta dos mediciones de una muestra que cumplen los límites prescritos.

5.7 PRUEBA DE CONTENIDO DE INHIBIDOR.

Esta prueba se realiza al aceite dieléctrico, con la finalidad de conocer el conteni-do de inhibidor de oxidación en un transformador en servicio. Por lo general, la falta de éste indica que el aceite necesita mantenimiento.

En los aceites dieléctricos para transformadores, se utilizan como inhibidores de la oxidación el 2.6 ditertiario butil para cresol (DBPC) o 2.6 ditertiario butil fenol (DBP). El uso de esta prueba es recomendado para equipos que cuentan con sistemas para preservación del aceite y cuyo contenido de oxígeno disuelto exceda 1000 ppm. Es-tos inhibidores se pueden detectar a través de dos métodos o ensayos, en los cuales

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sus contenidos combinados dan como resultado el total de inhibidor de oxidación presente en el aceite dieléctrico del transformador.

De acuerdo a lo anterior, los métodos o pruebas se encuentran estandarizadas bajo las normas ASTM D2668 y ASTM D4768. La primera utiliza un espectrómetro infrarrojo, mientras que el segundo hace uso de la cromatografía de gases, para detectar el contenido de inhibidor en el líquido aislante.Según Antillón Hernández & Magaña Canales (2015), los dos métodos dan re-sultados similares y el valor del contenido de inhibidor se da como un porcentaje del peso total del inhibidor del aceite, donde el nivel óptimo será de 0.3%, ya que éste tiene un efecto negativo sobre el factor de potencia y la rigidez dieléctrica. Por lo tanto, los valores de contenido de inhibidor serían los dados en la tabla 14.

ACEPTABLE CUESTIONABLE INACEPTABLE

0.2% 0.1% < 0.1% < 0.2%

Tabla 14. Estado del aceite según el contenido de inhibidor en el aceite dieléctrico.

Fuente: Propuesta de diseño para el laboratorio de pruebas para transformadores de distribución y potencia, para la Escuelade Ingeniería Eléctrica. Antillón Hernández & Magaña Canales (2015).

En este manual se describirá el procedimiento que se utiliza en el primer método, el cual utiliza el espectrómetro infrarrojo y se encuentra descrito en el estándar IEC 60666, según ISO 15686-5 (2008). Como lo dice esta norma, este método determina la cantidad de 2,6-di-terc-butil-para-cresol (DBPC) en aceites minerales usados y no usados, mediante la medición de la absorción de infrarrojos a la frecuencia de esti-ramiento (O-H) de los fenoles impedidos. También se puede usar para determinar la cantidad de 2,6-di-terc-butil-fenol (DBP), pero no discrimina entre ellos.

Anteriormente, este método utilizaba técnicas de infrarrojo para determinar los antioxidantes específicos en aceites nuevos, sin embargo, para aceites usados se dificultaba la detección y cuantificación de éstos, debido a que los subproductos de la oxidación modifican la línea base de infrarrojos. En la actualidad, se describe un procedimiento para preparar aceites de referencia, libres de antioxidantes, mediante extracción en fase sólida (SPE) usando sílice gel.Según este estándar se usan los siguientes materiales y equipos para realizar la prueba:

• Espectrómetrodeinfrarrojos.FT-IRodehazdobleconcélulasdeclorurodesodiode 1mm (se aceptan otros materiales siempre que no absorban radiación infrar-roja en el intervalo de 3000 cm-1 a 3800 cm-1).

•Matraces.Fondoredondode5mlo10ml.•Vasosdeprecipitados.5mlo10ml.• Evaporadorgiratorio.•Cartuchosdelgeldesílice.Tamañode1go2g.•n-pentano.Gradoanalítico.

5.7.1 Procedimiento para realizar la prueba de contenido inhibidor.

1. Verter en un vaso de precipitado 1g del aceite que se analizará en busca de antioxi-dantes, agregar 2 ml de n-pentano de calidad analítica y mezcle bien.

2. Filtrar la solución a través de un cartucho de gel sílice y recuperar el eluato en un matraz de fondo redondo.

3. Evaporar el n-pentano en el evaporador rotativo.

4. Tomar una porción lo suficientemente grande como para llenar completamente una celda infrarroja del aceite que queda en el matraz, llenar la celda infrarroja y colocarla en el rayo de referencia del espectrómetro.

5. Llenar una segunda celda infrarroja con el aceite que se analizará, que no ha sido enviado al proceso de filtración, e insertarlo en el haz analítico del espectrómetro.

6. Registrar el espectrómetro infrarrojo, como se describirá en el punto 9.

7. Preparar soluciones de calibración estándar, disolviendo cantidades pesadas de in-hibidor DBP o DBPC en grandes cantidades de aceite libre de antioxidantes. La vida máxima de la solución estándar será de seis meses.

8. Preparar al menos cinco soluciones de calibración, cubriendo el rango de 0.02% a 0.50% de inhibidor en masa. Se pueden preparar estándares intermedios si es nece-sario, cuando se conoce la concentración aproximada de inhibidor en la muestra. La absorbancia (a 3650 cm-1 para DBPC) de las soluciones de calibración se regis-tra como se describe a continuación y se produce una curva de calibración de ab-sorbancia frente al contenido de inhibidor en porciento. La calibración debe ser una línea recta que pase por el origen, acuerdo con la ley de absorción de Beer-Lambert.

9. Verificar el instrumento FT-IR. Las pruebas de calidad deben realizarse de acuerdo con las recomendaciones del fabricante.

En cuanto al espectrofotómetro IR de doble haz, preparar dos celdas líquidas com-

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binadas con longitudes de paso de 1mm y ventanas de cloruro de sodio. Llenar ambas celdas con el aceite base y, con una celda en el rayo de muestra y la otra en el rayo de referencia del espectrómetro, y verificar que el espectro IR entre 3800 cm-1 y 3400 cm-1 sea una línea recta. Registrar en porcentaje de transmitancia (95% - 100%).

Cambie las celdas, es decir, transfiera la celda en el rayo de muestra al rayo de refer-encia y viceversa. Repetir la adquisición del espectro y nuevamente asegurase de obtener una línea recta de aproximadamente 95% a 100% de transmitancia.

Si las condiciones mencionadas anteriormente no se obtienen, limpie y pula o re-chace las ventanas que tienen una absorbancia en esta región, y repita el proceso hasta que se obtenga un par de celdas coincidentes.

10. Llenar la celda del instrumento FT-IR con el aceite que se analizará y registre el es-pectro IR (A) en la longitud de onda apropiada. Repetir usando el aceite de referen-cia sin inhibidor y reste este resultado del espectro A para producir un espectro con una línea base recta.

11. Tomar una porción del aceite de referencia libre de inhibidor en el matraz, rellenar una celda IR completamente y colocarla en el haz de referencia del espectrómetro. Rellenar la segunda celda IR con el aceite que se analizará y colocarlo en el haz analítico del espectrómetro. Registrar el espectro IR a la longitud de onda apropiada (en el rango de 3500 cm-1

a 3700 cm-1 para DBPC).

5.8 PRUEBA DE COMPUESTOS FURANOS.

Para Antillón Hernández & Magaña Canales (2015), el aislamiento sólido de los trans-formadores está formado por papel y éste a su vez por fibras de celulosa, las cuales son polímeros formados por moléculas de glucosa. Cuando el papel es nuevo, con-tiene de 1000 a 1200 moléculas de glucosa, la cual se reduce de 800 a 1000 moléculas, cuando el papel se seca y se instala en el transformador.

La longitud de la cadena de celulosa se conoce como grado de polimerización, y éste disminuye debido al aumento de la acidez, envejecimiento o pérdida del dieléctrico, por lo tanto, se reduce la resistencia mecánica del papel haciendo que degrade, para luego liberar unos compuestos aromáticos llamados compuestos furánicos en el aceite dieléctrico en el que se sumerge el papel. A su vez, cuan-do se separan las moléculas de glucosa también forma una cantidad de agua, monóxido y dióxido de carbono. Luego, la glucosa cambia químicamente y forma un componente que contiene un anillo de furano C4H4O.

De acuerdo a lo anterior, este método o prueba consiste en detectar los productos de degradación de la celulosa en los líquidos aislantes, tales como papel, cartón com-primido y material de algodón. Estos compuestos se pueden detectar a través del análisis de furano en el aceite y es el más utilizado porque no hay que desenergizar el transformador. Según Artero (2009), los cinco compuestos furánicos que se pueden detectar con este análisis son:

• 5-hidroximetil-2-furfural(HMF).• Alcoholfurfurílico(FOL).• 2-furfural(FAL).• 2-acetilfurano(AF).• 5-metil-2-furfural(MF).

Figura 12. Grado de polimerización vs Número de acidez.

Figura 13. Compuestos furánicos.

Fuente: Propuesta de diseño para el laboratorio de pruebas para transformadores de distribución y potencia, para la Escuela de Ingeniería Eléctrica. Antillón Hernández & Magaña Canales (2015).


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Esta prueba se encuentra estándarizada en la norma ASTM_D5837 (2013), que es el método estándar para compuestos furánicos en líquidos aislantes, en el cual la muestra se extrae con otro líquido como acetonitrilo o con la extracción de una fase sólida ( SPE) del depósito. La muestra se analiza a través de una croma-tografía de alta resolución y el equipo que se utiliza para realizar la prueba es un cromatógrafo de alta presión de líquido (HPLC), éste es capaz de mezclar dos dis-olventes por medio de bombeo, con una columna y un detector UV o detectores que pueden operar en un mínimo de dos longitudes de onda.

Antillón Hernández & Magaña Canales (2015).Además, se puede utilizar alguno de los siguientes disolventes orgánicos puros, de grado HPLC desgasificados:

• Acetronitilo• Hexano• Metanol• Tolueno• Agua

Por otra parte, la norma establece que los contenidos de furanos para aceites dieléctricos de transformadores, se establecerían de la siguiente manera:

El equipo de medida debe tener las siguientes condiciones para realizar la prueba:

De igual manera, se debe escoger la longitud de onda que se utilizará en el desarrollo de la prueba para cada compuesto furánico, con el fin de obtener la mayor absorción de luz. Por lo tanto, en la siguiente tabla se muestran las diferentes longitudes de onda para cada compues-to:

5.8.1 Procedimiento para realizar la prueba de contenido de furanos, para extracción líquido/líquido.

1. Medir de 1 a 2 ml de disolvente orgánico (metanol, acetonitrilo o metanol/acetoni-trilo), en 10 ml de la muestra de aceite en un recipiente y taparlo. Mezclar usando un

Figura 14. Equipo para realizar la prueba de compuestos furanos

Tabla 15. Longitudes de onda para los compuestos furanos.

Tabla 15. Longitudes de onda para los compuestos furanos.




Volumen de inyección 20 a 30 µLFase móvil Acetonitrilo / gradiente de aguaCaudal, inicio 0.5 – 1.0 mL/minTemperatura de la columna Ambiente hasta 30°CColumna Waters Nova-Pak C18 Reversed Phased 300x3.9 mm, 60 A, 4µm

COMPUESTO FURÁNICO LONGITUD DE ONDA (nm)

5-hidroximetil-2-furfural (HMF) 280 a 282Alcohol furfurílico (FOL) 215 a 2202-furfural (FAL) 272 a 2802-acetilfurano (AF) 270 a 2802-acetilfurano (AF) 280 a 292

< 100 ppb Transformador saludable> 100 ppb Perdida de 10% de vida útil> 250 ppb Perdida de 25% de vida útil< 250 ppb Transformador inaceptable

40 41

mezclador de vórtice durante tres minutos para acetonitrilo y de 1 a 5 minutos para metanol, en el caso del metanol/acetonitrilo, mezclar máximo tres minutos.

2. Dejar que las dos fases se separen. La fase superior es el extracto, mientras que la fase inferior es la porción no polar de la muestra a probar. La separación se puede realizar por centrifugado.

3. El extracto se puede procesar como está o se puede diluir con agua, de modo que la relación resultante de disolvente a agua sea la misma que la de la fase móvil, uti-lizada al comienzo de la ejecución de HPLC.

5.8.2 Procedimiento para realizar la prueba de contenido de furanos, para extracción fase sólida (SPE).

1. Insertar la columna en el colector de vacío y, pasar de 3 a 5 ml de hexano a través de cada columna bajo vacío, teniendo precaución de no sacar la columna.

2. Mezclar 10 ml de la muestra de aceite con 10 ml de hexano y pasarlo a través de la columna SPE a una tasa no más rápida de 3 ml/min. Otras cantidades de aceite se pueden usar tanto tiempo como se pueda verificar que las eficiencias de la extrac-ción no cambian.

3. Pasar de 10 a 20 ml de hexano a través de la columna SPE para enjuagar el aceite residual y secar la columna vacío por cinco minutos.

4. Diluir los compuestos retenidos de la columna SPE usando una mezcla de acetoni-trilo/agua de las mismas proporciones que el sistema de fase móvil HPLC (20% de acetonitrilo, 80% agua, es satisfactorio). Hacer la mezcla no más rápido que 3 ml/min.

5. Recoger los primeros 2.0 a 2.5 ml de la mezcla de la columna SPE. Registrar el volu-men de la mezcla recogida.

Filtrar la mezcla con un filtro de micro jeringa de politetrafluoroetileno de 0.5 μm o menor, antes de la inserción para su análisis en el sistema de HPLC. Deseche el car-tucho de SPE usado.

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