Cap.6: Diagnóstico de Aislación Líquida en Transformadores de Poder

Las fallas que ocurren en la aislación de grandes transformadores en servicio normalmente implican largos períodos de indisponibilidad y muy costosas reparaciones. Estas fallas son debidas a esfuerzos eléctricos, térmicos y mecánicos, donde la vida del equipo depende de su aislamiento. El mantenimiento de la calidad del fluido dieléctrico es esencial para asegurar el buen funcionamiento de los equipos eléctricos aislados en aceite. Para esto existe una gran variedad de criterios para evaluar el estado de los aceites, además de la frecuencia de estos ensayos, que resulta un medio adecuado para incrementar la confiabilidad de los transformadores, haciendo posible descubrir la existencia de fallas incipientes. Se debe tener en consideración que no existe un único control o ensayo que permita obtener un diagnóstico del estado del aislamiento, salvo en casos muy puntuales. Se requiere implementar una serie de ensayos o pruebas, dependiendo de los valores obtenidos, se puede tener una idea aproximada del estado del aceite y los aislantes sólidos para así determinar si es apto para continuar en servicio y prever su comportamiento futuro. Se han desarrollado métodos no destructivos para controlar el aislamiento líquido de los transformadores, éstos se encuentran normalizados para poder obtener resultados comparables entre diferentes laboratorios. Es necesario realizar mediciones a las características físico/químicas al aceite, dentro de las cuales a lo menos deben estar [3]:

Rigidez Dieléctrica Contenido de humedad Color

Número de Acidez Pérdidas Dieléctricas (tg δ)

6.1.- Toma de Muestras. Para un correcto diagnóstico de la aislación líquida de un transformador, se debe realizar una correcta toma de muestras. Esto es en base a los estándares correspondientes:

ASTM D 923: Práctica estándar para muestreo de líquidos aislantes eléctricos. ASTM D 3613: Práctica estándar para muestreo de líquido aislante para análisis de gases y

contenido de humedad. IEC 60475: Método de muestreo para líquidos dieléctricos. IEC 60567: Guía para el muestreo de gases y aceites de equipos eléctricos y para el

análisis de gases libres y disueltos. De acuerdo con lo anterior, la muestra debe reflejar la condición de operación actual del transformador y debe representar la condición de todo el líquido aislante. Para evitar fallas en los resultados de las pruebas debido a una mala toma de muestras, se debe tener un contenedor completamente limpio y seco, con la finalidad de no contaminarla, además, de aislar la muestra de contaminación externa, protegerla de la luz solar y prevenir cambios en las propiedades del líquido que podrían provocarse por un mal almacenamiento o transporte. En la tabla nº 6.1 se muestran los volúmenes requeridos para cada una de las pruebas.

Tabla nº 6.1: Volúmenes de muestra requeridos. Tipo de Prueba Volumen (ml) Gases disueltos 50 Contenido de Agua 50 Rigidez Dieléctrica 500 Tensión Interfacial 25 Factor de Potencia 250 Numero de Neutralización 50 Análisis de Furanos 20 Análisis de PCB´s 10

Para la toma de líquido a testear, la norma ASTM D 923, recomienda usar para un muestreo general, botellas de vidrio de color ámbar, atornilladas, y para la muestra de análisis de gases, la norma ASTM D 3613, recomienda jeringas de vidrio de 50 ml. La figura nº 6.1 muestra la forma de tomar la muestra de aceite. Los materiales utilizados para la toma de muestras son:

Manguera de Silicona de diámetro interior de 4 mm. Paños Absorbentes. Recipiente para desechos del líquido aislante. Guantes de acrilo nitrilo. Elementos de protección personal. Herramientas apropiadas.

Figura nº 6.1: Toma de Muestra de Aceite.

6.1.1.- Aceite en Servicio: Provee un método para determinar la condición del aislamiento sólido y liquido sin abrir el transformador. Los resultados de las pruebas del aceite muestreado pueden usarse como una herramienta de diagnostico para determinar la condición de operación del transformador. 6.1.2.- Aceite Nuevo: Se usa para comprobar la calidad del aceite y determinar si cumple con las especificaciones técnicas exigidas por las normativas vigentes.

6.2.- Clasificación de Aceites en Servicio. Los límites funcionales de las propiedades del aceite en transformadores varía con el tipo y diseño, de esta forma los límites aceptables para aceites que pueden continuar en servicio va a depender de los requerimientos específicos de cada equipo. Es por esto que los aceites en servicio se clasifican según: 6.2.1.- Aceite Grupo I: Aceites en buenas condiciones para continuar en servicio. Este tipo de aceite no será retirado de servicio cuando un único limite o propiedad este excedido o se mantendrá en servicio hasta que todas las propiedades hayan excedido los valores límites establecidos. Cada caso será examinado individualmente y se consideraran las especificaciones recomendadas por el fabricante. 6.2.2.- Aceite Grupo II: Aceites que requieren filtrado, secado y desgasificado. Estos aceites presentan valores de contenido de humedad y rigidez dieléctrica fuera de los límites sugeridos para los aceites en servicio. Con este procedimiento se remueven los gases, el agua y los sólidos contenidos en el aceite y se utilizan en la práctica materiales como filtros de fibra de celulósica. 6.2.3.- Aceite Grupo III: Aceites que requieren regeneración con Tierras Fuller. Este tipo de aceites presentan número de neutralización y tensión interfacial fuera del límite sugerido para aceites en servicios. Con este procedimiento se remueven los sólidos y los compuestos polares. 6.3.- Clasificación de Pruebas de Aceites en Servicio.

El Aceite aislante va degenerándose dentro del transformador eléctrico debido al funcionamiento normal del mismo. La degeneración del aceite depende de muchos factores como: ubicación, características atmosféricas, cambios de carga y temperatura de trabajo. Como consecuencia de los cambios de carga, la temperatura del transformador cambia, es por esto que el nivel del aceite varía en el depósito de expansión, saliendo y entrando así aire. A pesar de la presencia de la silicagel entra humedad y ésta pasa al aceite. La humedad puede provocar pérdidas de las propiedades del aceite y esto significa un evidente peligro para la seguridad tanto de las personas como de la instalación.

El aceite va alcanzando temperaturas lo suficientemente altas para reaccionar con el oxígeno que tiene disuelto, los productos resultantes de esta descomposición son polares a diferencia del aceite aislante que está formulado a base de compuestos apolares y, además, se forman compuestos de polimerización que se depositan en el transformador (depósitos). Los depósitos dificultan la refrigeración del transformador elevando su temperatura de funcionamiento. Esto produce una descomposición más rápida del aceite al elevarse la temperatura. Algunos de los productos de descomposición del aceite son ácidos. Los compuestos polares contribuyen a aumentar las pérdidas dieléctricas del transformador que, como en el caso de los sedimentos, elevan la temperatura del aceite. Es por todo esto que es necesario controlar periódicamente las propiedades del aceite de acuerdo a diferentes tipos de pruebas o ensayos, dentro de los cuales tenemos ensayos físicos y químicos. Luego, si se quiere profundizar sobre algún fenómeno ocurrido al interior del equipo, se debe realizar un Análisis de Gases disueltos (DGA) o Cromatografía de Gases. Lo mas importante, una vez realizada la cromatografía, es el análisis de resultados, debido a que un diagnóstico claro y cercano a lo que realmente esta sucediendo al interior del transformador va a depender de la destreza del analista de acuerdo a su experiencia.

Para verificar las características del aceite, tenemos distintos tipos de ensayo, estos son: Ensayos Físicos: Tensión interfacial Factor de Potencia Rigidez Dieléctrica

Color y Apariencia Peso Específico Visual

Ensayos Químicos: Acidez Humedad Inhibidor Furanos

Humedad en el Papel Sedimentos Metales Disueltos

Una de las empresas más importantes de Chile, en el rubro de las pruebas al aceite de los transformadores, clasifica los ensayos al aceite como: Ensayos de Composición:

Apariencia y color Gravedad especifica Viscosidad cinemática Punto de anilina Punto de fluidez Punto de inflamación

Ensayos de Pureza: Contenido de humedad Azufre corrosivo Factor de potencia Resistividad volumétrica Numero de neutralización Tensión interfacial Rigidez dieléctrica

Ensayos de Estabilidad: Estabilidad a la oxidación Inhibidor a la oxidación

Ensayos Adicionales: Análisis de furanos Análisis de gases disueltos Grado de polimerización Análisis de PCB’s

Sin embargo, en este trabajo se clasificarán las pruebas para el aceite de acuerdo a una

combinación de ambos criterios, obteniendo como resultado solo un método de recomendación para el mantenimiento de la aislación de transformadores con aceite según las normas correspondientes a cada una de las pruebas.

Ensayos de Pureza: Contenido de Humedad Factor de Potencia (tg δ) Tensión Interfacial Número de Neutralización Rigidez Dieléctrica

Ensayos de Composición: Color y Apariencia Gravedad Específica Viscosidad Cinemática Punto de Anilina Punto de Fluidez Punto de Inflamación

Ensayos de Estabilidad: Estabilidad a la Oxidación Inhibidor a la Oxidación

Ensayos de Adicionales: Furanos PCB´s Grado de Polimerización Resistividad Volumétrica Azufre Corrosivo

Análisis de Gases Disueltos (DGA) 5.3.1.-Ensayos de Pureza: Contenido de Humedad El agua es un compuesto medianamente polar y como tal, sus moléculas pueden convertirse en iones o partículas conductoras de electricidad, por lo tanto las propiedades dieléctricas del aceite mineral (factor de potencia y rigidez dieléctrica) se ven afectadas por el alto contenido de humedad (>50 ppm), esto se puede ver en la figura nº 6.2. El agua, a su vez, es un compuesto corrosivo para los metales ferrosos, por lo que un alto contenido de humedad en el aceite puede causar corrosión de los metales presentes en el núcleo (acero silicio), en el estanque y radiadores.

Figura nº 6.2: Relación entre Rigidez Dieléctrica y Contenido de Humedad.

El agua, también actúa como catalizador de oxidación de las sustancias orgánicas, por

tanto, su presencia contribuye a acelerar la degradación del aceite y la celulosa (papel y madera) del transformador. Las reacciones de oxidación del aceite producen agua y compuestos polares,

ambos se unen para formar complejos moleculares afines con el agua. De esta manera se aumenta la cantidad total de agua del transformador. La cantidad de humedad que puede estar contenida en dicho aceite debe ser mínima, del orden de 25 a 50 ppm, ya que el agua es muy poco soluble en el aceite. No obstante, la solubilidad del agua en el aceite depende mucho de la temperatura de éste, como muestra la figura nº 6.3.

Figura nº 6.3: Efecto de la Temperatura en la Solubilidad del Agua en el Aceite.

Por todo lo dicho anteriormente, se hace primordial lograr controlar el contenido de

humedad, ya que resulta imposible eliminarla en forma total porque no es operacionalmente posible, como sea, siempre queda una humedad residual en dicho aceite. Además, el aceite mineral seco es un material higroscópico, es decir, absorbe agua de la atmósfera cuando está en contacto con el aire. Cuando el estanque del transformador no es completamente hermético, el aire puede penetrar al interior del equipo cuando éste se enfría (debido a las bajas temperaturas nocturnas) ya que el aceite se contrae y crea un vacío en su interior. El aire que penetra al interior lleva consigo una cierta cantidad de humedad, la cual, al calentarse el equipo durante el día, se disuelve en el aceite y de esta manera aumenta su contenido de humedad. Esta humedad se convierte en gotitas de agua, las cuales son absorbidas por la celulosa del papel dieléctrico presente en el núcleo del transformador. Las cantidades de humedad contenidas en el papel dieléctrico se miden en partes por cien (%) y no en partes por millón como el aceite dieléctrico. Debido a que el papel dieléctrico de un transformador también está impregnado de aceite dieléctrico, existe una condición de equilibrio entre la humedad contenida en cada uno de ellos a una temperatura dada, como se puede ver en las figuras nº 6.4 y nº 6.5.

Figura nº6.4: Equilibrio de Humedad entre Aceite y

Aislante Sólido.

Figura nº 6.5: Equilibrio de Distribución del agua en

el Aceite y la Celulosa.

Cuando de observa a simple vista la presencia de cantidades importantes de agua entonces se debe proceder a hacer un filtrado al aceite antes de hacer cualquier prueba, y a la vez revisar si hubiese filtraciones en el equipo que puedan provocar el ingreso de humedad a éste. Si no existiera la situación anterior, entonces se aplica el método de Karl Fischer para determinar el agua total disuelta en el aceite en partes por millón (ppm), el cual se rige por la ASTM D-1533, que especifica valores del contenido de agua permitidos en el aceite para su normal funcionamiento y los procedimientos para determinarla, o también puede ser bajo la norma IEC 733. Ambos métodos se basan en la reducción del elemento yodo de acuerdo a la reacción de Karl Fischer. En una titulación coulométrica la muestra se mezcla con una solución de piridina – dióxido de azufre 2SO y metanol de ión yodo I2. El yodo es generado electrolíticamente y reacciona con el agua como lo muestra la siguiente ecuación:

−−+ ++⇒+++ 3222 23 ROSOIHOHROHISO Los valores máximos en partes por millón (ppm) para aceites de uso continuado, entregados por la ASTM, se muestran en la tabla nº 6.4.

Tabla nº 6.4: Valores límites para el Contenido de Humedad. Tipo de Aceite/ Nivel de Tensión

[kV] Contenido de Agua

máximo [ppm] Aceite nuevo de Refinería 35

Aceite nuevo en Unidad Nueva <69

69-230 >345

25 10 10

Aceite para uso Continuado <69

69-280 >345

35 25 20

Otra forma de medir el contenido de humedad (que se utiliza en la práctica) consiste en diluir el aceite en un solvente determinado, este puede ser benceno, tolueno o zileno. Luego, la mezcla se calienta agitándola constantemente. Estos solventes al alcanzar su temperatura de ebullición, actúan como transportador del agua. En el recipiente queda el solvente y el agua por separado, ya que este tipo de solventes no se diluyen en el agua. El mecanismo empleado en este método se puede ver en la figura nº 6.6.

Figura nº 6.6: Método para Medir el Contenido de Humedad en el Aceite.

Factor de Potencia y Factor de Disipación

Ambos parámetros están relacionados con las pérdidas dieléctricas en el aceite, cuando está sometido a un campo eléctrico alterno. El factor de potencia en un aceite dieléctrico nos da una idea del paso o pérdida de corriente o energía, a través del aceite, entre los elementos energizados de un transformador. Esa pérdida de energía eléctrica, cuando se hace más significativa (mayor de 0,5%) baja considerablemente la eficiencia del transformador y causa el recalentamiento del equipo y del aceite. Ese recalentamiento del aceite hace que su factor de potencia aumente y con ello se aumenten más las pérdidas de energía eléctrica, que a su vez se convierten en un mayor recalentamiento del equipo.

El factor de potencia se ve afectado por la temperatura del aceite, contenido de humedad, impurezas disueltas y sólidos en suspensión.

El método de ensayo utilizado para determinar el factor de potencia de líquidos aislantes es ASTM D-924, o el IEC 247. Estos métodos contemplan el uso de una celda especial a temperaturas de 25º o 100º C, formada por dos placas concéntricas o electrodos, colocados a una distancia predeterminada, mide la cantidad de corriente que pasa a través del aceite cuando son sometidos a una tensión también establecida. El resultado se expresa en porcentaje de factor de disipación o factor de potencia. Un bajo factor de potencia indica un bajo nivel de pérdidas dieléctricas debido a contaminantes solubles. La desventaja de éste método es que no es específico en lo que detecta, como se dijo anteriormente, sino que indica la presencia de componentes polares, sin especificar la naturaleza exacta de éstos, por lo que es necesario realizar otro tipo de pruebas para identificar cuales son. En la tabla nº 6.5 se entregan los valores límites para el factor de potencia de acuerdo a la temperatura y el nivel de tensión según la guía IEEE C57 106-1991.

Tabla nº 6.5: Valores límites para el Factor de Potencia para aceites minerales.

Tipo de aceite/Nivel de tensión Factor de Potencia

A 25° C A 100° C

Aceites minerales nuevos recibidos de refinería

Máx. 0.05% Máx. 0.3%

Límites para uso continuado ≤ 69[kV]

69 – 288[kV] >345[kV]

Máx. 0.15% Máx. 0.10% Máx. 0.05%

Máx. 1.5% Máx. 1.0% Máx. 0.3%

Tensión Interfacial

La tensión superficial o tensión interfacial, evalúa la atracción ejercida por las moléculas polares capaces de orientarse entre las caras agua-aceite (fuerza necesaria para desligar un anillo de platino de la superficie de separación aceite- agua en el sentido agua-aceite). Como se mide la tensión superficial del agua en la interfase agua/aceite se le conoce también como tensión interfacial. Las determinaciones de la tensión interfacial en los aceites dieléctricos se realizan mediante el método ASTM D- 971 o el método ISO 6295.

La tensión superficial o interfacial de los líquidos varía cuando en ellos se encuentran disueltas otras sustancias líquidas de tensión superficial baja, tal como es el caso de un aceite de transformador nuevo, cuya tensión superficial es de 40 dinas/cm. aproximadamente, a 20º C. Por lo tanto, la determinación de la tensión superficial del agua en contacto con el aceite dieléctrico, nos puede dar una idea de la cantidad de éste que se disuelve en el agua. La tensión interfacial puede llegar a valores de 10 a 15 dinas/cm. cuando el aceite es oxidado o contaminado. Esta tensión es extremadamente sensible a la presencia de los productos de descomposición. La tensión interfacial varía solamente en el curso de la fase inicial de la oxidación. Esta prueba se realiza tomando una muestra de aceite y se sitúa en un recipiente con agua destilada a 25° C, de modo que el aceite debe flotar debido a que posee una densidad específica menor a la del agua destilada, de modo que se puede observar una línea distintiva entre ambos líquidos. Luego se tiene que el número de tensión interfacial o TIF corresponde a la cantidad de fuerza (dinas) que es necesario aplicar para empujar un pequeño anillo de alambre hacia arriba una distancia de 1 cm. a través de la interfase agua/aceite, este procedimiento se lleva a cabo utilizando un tensionómetro, como se muestra en la figura nº 6.7. La tabla nº 6.6 muestra los valores límites aceptables según lo recomendado por la IEEE C57 106-1991 para los distintos tipos de aceites y niveles de tensión.

Figura nº 6.7: Método de Medición de la Tensión Interfacial.

Tabla nº 6.6: Valores límites para la TIF.

Tipo de aceite/Nivel de tensión Tensión Interfacial (TIF) [dinas/cm.]

Aceites minerales nuevos recibidos de refinería Mín. 40 Aceites nuevos recibidos de transformadores

nuevos Mín. 35

Límites para uso continuado ≤ 69[kV]

69 – 288[kV] >345[kV]

Mín. 24 Mín. 26 Mín. 30

Número de Neutralización

Los hidrocarburos presentes en los aceites dieléctricos, como cualquiera otra materia orgánica, tienden a oxidarse cuando se encuentran expuestos al oxígeno del aire y la luz solar, o cuando son sometidos a temperaturas mayores de 80º C en los transformadores. De este proceso de oxidación se forman compuestos orgánicos oxigenados de naturaleza ácida, los cuales al disolverse en el aceite, también le imparten a éste esa misma naturaleza ácida. El método de prueba utilizado para las determinaciones del número de neutralización en los aceites son la ASTM D- 974 o IEC 296. En la tabla nº 6.7 se muestran los valores recomendados por la IEEE C57 106-1991.

Tabla nº 6.7: Valores límites para el Número de Neutralización. Tipo de aceite/Nivel de tensión Número de

Neutralización [mg KOH/g aceite]

Aceites minerales nuevos recibidos de refinería Máx. 0.03 Aceites nuevos recibidos de transformadores

nuevos Máx. 0.03

Límites para uso continuado ≤ 69[kV]

69 – 288[kV] >345[kV]

Máx. 0.2

Máx. 0.15 Máx. 0.1

La prueba consiste en neutralizar una muestra de aceite con una solución titulada de Hidróxido de Potasio (KOH), utilizando como indicador para determinar el punto donde el aceite deja de ser una sustancia ácida y pasa a ser una básica. Es decir, pasa por un punto de neutralización. El indicador es una sustancia química que cambia de color al pasar por dicho punto de neutralización. El indicador a utilizar en esta prueba es el paranaftol-benzoina. Cuando se prepara la solución de KOH y aceite, ésta se torna café-rojiza, cualquiera sea el color del aceite. A medida que se acerca al punto de neutralización se torna de un color verde-oliva y con una o dos gotas más de KOH se vuelve negra, pero se específica como punto final de la prueba un color verde-oliva oscuro. Si bien la norma especifica que la medición del aceite debe ser en gramos, por facilidad ésta se hace en centímetros cúbicos (cm3) o mililitros (ml). La prueba debe ser realizada a temperatura ambiente (20 º C). Rigidez Dieléctrica

El voltaje de ruptura dieléctrica del aceite es una medición de la capacidad del líquido aislante para resistir un campo eléctrico alto sin provocar la ruptura del fluido. La tensión de ruptura del aceite es uno de los parámetros más solicitados para la caracterización del aceite como liquido aislante. Valores bajos de rigidez pueden acusar la presencia de agua u otros contaminantes, sin embargo, un voltaje de ruptura alto no asegura la ausencia de contaminantes. Esta prueba consiste en aplicar una tensión alterna creciente y a frecuencia constante (50 Hz), a dos electrodos inmersos en un vaso especial de altas cualidades dieléctricas y con la muestra de aceite a probar, como se puede ver en la figura nº 6.8.

Figura nº 6.8: Método de Medición de la Tensión de Ruptura.

Existen dos métodos reconocidos por la ASTM para la medición de rigidez

dieléctrica de una muestra de aceite: a) Electrodos cilíndricos con superficie de prueba plana (ver figura nº 6.9 a). Su diseño está

regido por la norma BS 148 y el método para llevar a cabo la realización de la prueba está dado por la norma ASTM D-877. Esta prueba utiliza discos de 25 mm de diámetro con una separación de 2.5 mm entre ellos. La celda se llena con aceite hasta cubrir los electrodos con un nivel mínimo de 20 mm. La muestra es dejada en la celda al menos dos minutos sin agitar. Posteriormente se aplica una tensión sinusoidal a frecuencia industrial en incrementos de 3 kV / seg. hasta que ocurre ruptura en el

aceite, esto último se comprueba por la circulación de corriente del orden de 2 a 20 mA a través de la muestra.

b) Electrodos esféricos o de casquete esférico (ver figura nº6.9 b). Su diseño esta regido por la norma VDE 0370 y el sistema de llevar a cabo la realización de la prueba está dado por la norma ASTM D-1816. Se ocupan elementos de radio 25 mm y 1 a 2 mm de separación entre ellos. La celda se llena con una cantidad de aceite suficiente para cubrir los electrodos con un nivel de 13 mm. Se aplica tensión sinusoidal a frecuencia industrial a los electrodos con incrementos de 0.5 kV / seg. hasta la ruptura del aceite. El campo eléctrico más uniforme en este método, lo hace más sensible al agua o presencia de algún material particulado conductor en el líquido.

En la tabla nº 6.8 se entregan los valores límites de tensión de ruptura de acuerdo a cada tipo

de electrodo.

Figura nº 6.9: Electrodos Utilizados en la Prueba de Tensión de Ruptura.

Tabla nº 6.8: Valores límites rigidez dielectrica Aceite Mineral.

Clase de Equipo kV

ASTM D-1816 mínimo kV

ASTM D-877 mínimo kV

≤ 69 23 26 ≥ 69 - 288 26 26 ≥ 345 26 26

Esta prueba indica de alguna manera el contenido de humedad y de acidez que podría tener

el aceite. Es necesario que los electrodos estén muy limpios y no carbonizados, la limpieza debe hacerse de acuerdo a las normas que rigen su diseño. La limpieza de la celda o vaso de pruebas y de los electrodos debe hacerse con papel tissue o gamuza, ambos secos o libres de pelusa. Enjuagar el vaso o celda con un solvente especificado en la ASTM D-235 o kerosene. También se debe tener en cuenta que el solvente y la celda deben ser compatibles, es decir, la celda no debe ser corroída por el solvente. Se debe tener especial cuidado en no tocar con los dedos el interior de la celda y los electrodos, el papel o gamuza serán usados por un solo lado y luego reemplazado. De la muestra de aceite, se debe poner un poco en la celda y hacer un enjuague en ésta y eliminarla; luego llenarla nuevamente y dejarla reposar tapada por lo menos 5 minutos. Una vez que esté todo asegurado, se debe aplicar tensión a la velocidad correspondiente para cada tipo de disco, hasta que se produzca la ruptura del dieléctrico, la cual será frenada por un equipo interruptor de corriente que deberá operar a 3 ciclos o menos de ocurrida la ruptura y cuando la corriente esté entre 2 a 20 (mA). La experiencia se deberá hacer en 5 ocasiones con tiempo de separación de 1 minuto entre cada una. Luego, de estas lecturas, se obtiene el promedio de ellas como:

51)()( 54321 ⋅++++= xxxxxKVx

Siendo x1, x2, x3, x4, x5, los valores de la tensión de ruptura medidas cada vez. Con este valor de tensión, en kV, se puede determinar en que condiciones se encuentra la rigidez dieléctrica del aceite como aislante 6.3.2.-Ensayos de Composición: Color y Apariencia

El color y la apariencia externa proporcionan una información rápida y valiosa del estado del aceite, ya que es fácil de obtener a simple vista. Una persona experimentada advierte inmediatamente la presencia de anormalidades. Si se añade el olor, puede obtenerse una gran información. Este ensayo está normado por la ASTM D-1500. El color del aceite es expresado en un valor numérico, él cual se obtiene por comparación con una serie de colores estandarizados. La prueba del color se realiza tomando muestras del fluido para verificar las características según el color. Es realizada con un colorímetro, que ubica la muestra en una escala preestablecida. El método de ensayo corresponde a la Colorimetría Escala Saybolt. Los colores de las muestras pueden variar desde tonos incoloros hasta un café oscuro. Se utiliza una serie con 15 pasos, que comienza en 0.5 (cuando el aceite es nuevo) hasta 8.5, con intervalos de 0,5 que cubren rangos de distintos tonos asociados a las muestras de aceites, los cuales se muestran en la tabla nº 6.2. A medida que el número se incrementa, el color se va oscureciendo. La evaluación de éste aspecto pone de manifiesto el grado de envejecimiento del aceite dieléctrico ocasionado por la aparición de turbidez en el aceite aislante, lo que es indicativo de la presencia de humedad y partículas extrañas en suspensión. El cambio de color es más importante que el color mismo. Un color oscuro puede indicar que el aceite ha comenzado a deteriorarse, lo que, además, constituye el primer paso en la formación de lodos. Un olor desagradable puede denotar la formación de un arco eléctrico, lo que ocasiona la descomposición del aceite. La ASTM D-1524, corresponde a la apariencia, que al igual que la prueba del color, es una prueba de forma visual que mide el nivel de claridad y transparencia. También se realiza tomando muestras de aceite para verificar sus características y es analizada en la misma porción de aceite utilizada para la determinación del color. Es realizada con la aplicación de un haz de luz brillante enfocado hacia la muestra, lo que permite visualizar si esta es clara o presenta algún sedimento o material particulado. La excesiva claridad puede ser pronóstico de agua. En la tabla nº 6.3 se entregan los valores aceptables de acuerdo al color y apariencia según el nivel de tensión.

Tabla nº 6.2: Condición del aceite basado en el color. Numero según

el Color Color ASTM Condición del Aceite Tabla de Colores

0.0-0.5 Transparente Aceite Nuevo 0.5-1.0 Amarillo Pálido Aceite Bueno 1.0-2.5 Amarillo Aceite Gastado por Uso 2.5-4.0 Amarillo Fuerte Rojizo Condición Límite 4.0-5.5 Ámbar En mal Estado 5.5-7.0 Café Condición Severa 7.0-8.5 Café Oscuro Condición Extrema

(Cambiar)

Tabla nº 6.3.- Diagnóstico del aceite mineral de acuerdo al color y apariencia.

Tipo de aceite/Nivel de tensión Color Apariencia Aceites minerales nuevos recibidos

de refinería Brillante y claro

Aceite nuevo en unidad nueva ≤ 69[kV]

69 – 288[kV] >345[kV]

1 máx. 1 máx.

0.5 máx.

Brillante y claro Brillante y claro No especificado

Gravedad Específica

Los ensayos prescritos por la ASTM D-1298 para determinar el peso específico del aceite, se pueden utilizar para medir el grado de contaminación. Este ensayo utiliza hidrómetros de vidrio para determinar el peso específico de los productos derivados del petróleo a una presión del vapor de 101.325 kPa (14.696 PSI) o de menos. Para el aceite son típicos niveles de 0.84 - 0.91 g/cm3. Los valores se miden a la temperatura de la referencia, o en otra temperatura conveniente y las lecturas son corregidas a la temperatura de la referencia por medio de tablas. Los valores determinados como densidad relativa o peso específico se pueden convertir a los valores equivalentes, en otras unidades, en las temperaturas alternas de la referencia, por medio de las tablas. Este método parte del principio de que la gravedad de un líquido varía directamente con la profundidad de inmersión de un cuerpo flotando en él. Este cuerpo, graduado en unidades de gravedad API, se llama Hidrómetro API. La gravedad API se lee con la observación del hidrómetro API flotando libremente después de que se ha alcanzado la temperatura de equilibrio. Luego, se toma nota de la graduación más cercana a la intersección aparente de la superficie horizontal plana del líquido con la escala vertical del hidrómetro. Posteriormente, se lee la temperatura de la muestra desde un termómetro sumergido o desde el termómetro que forma parte integral del hidrómetro (termo hidrómetro). La tabla nº 5.10, muestra los valores límites de peso específico de aceite, según norma.

Tabla nº 5.10: Diagnóstico del aceite mineral según Peso específico.

Prueba Rangos de Aceptabilidad [g/cm3]

Peso Específico (ASTM D-1298) Aceptable: 0.84 – 0.91 Cuestionable < 0.84 Inaceptable > 0.91

Viscosidad Cinemática

La ASTM D-88 o D-445 son las normas encargadas de verificar las propiedades de viscosidad de un aceite. La viscosidad es una de las características físicas más importante del aceite, dado que determina la capacidad de carga del mismo. Es la resistencia que opone un fluido al movimiento, en otras palabras, es la resistencia que oponen las moléculas de un fluido al desplazamiento relativo por deslizamiento. Esta característica es importante para la refrigeración del transformador, ya que mientras más baja es la viscosidad, mejor es la refrigeración. También se debe tener en consideración que la viscosidad aumenta al disminuir la temperatura y viceversa. En la figura nº 6.10 se puede ver la capacidad refrigerante de un aceite en base a su viscosidad, ósea, la baja viscosidad favorece a una disipación de calor eficiente.

Figura nº 6.10: Capacidad Refrigerante de un Aceite en Base a su Viscosidad.

Para las mediciones de los aceites, se utiliza el centi Stoke (cSt) como unidad básica y

equivale a 1 mm2 por segundo. La viscosidad se determina a las temperaturas de 40º C y 100º C dependiendo del tipo de aceite. Se utilizan viscosímetros capilares de vidrio, en los cuales un volumen fijo del líquido dieléctrico se deja fluir mediante gravedad hacia un tubo calibrado. Otro tipo de medición de la viscosidad cinemática es el método SUS (Saybolt Universal Second) y se refiere al tiempo que tarda el fluir el líquido, dentro de una taza, a través de un agujero ubicada dentro de ésta. El Viscosímetro de Saybolt es una adaptación del tubo capilar con fines industriales. Se utiliza un tubo corto capilar y se mide el tiempo que tardan en fluir 60 cm3 de fluido a través del tubo bajo cierta altura. El tiempo en segundos es la lectura de Saybolt. La tabla nº 6.11 muestra los valores típicos recomendados por la ASTM para ambos métodos.

Tabla nº 6.11: Valores típicos de viscosidad cinemática.

Viscosidad (cSt)

Valores Típicos de Dieléctricos para Transformadores

Aceite Método del Mineral Test

40º C 9.2 D-445 100º C 2.3 D-88

Punto de Anilina

Bajo la norma ASTM D-611, el punto de anilina de un aceite está definido como la temperatura mínima a la cual volúmenes iguales de aceite y anilina son totalmente mezclados, ósea, el punto de anilina mide el poder solvente del aceite y este valor esta en relación con la cantidad de hidrocarburos aromáticos que posee un determinado producto o mezcla de aceite, pero igualmente influenciado por otros factores químicos: ramificaciones, instauraciones, etc. Los hidrocarburos aromáticos alcanzan temperaturas más bajas, mientras que los parafínicos poseen un punto de anilina superior. Un alto punto de anilina implica una baja aromaticidad y un bajo grado de solvencia para algunos materiales. Para realizar el ensayo se introducen en un tubo de ensayo 10 ml de anilina y 10 ml de la muestra de aceite y se agita mecánicamente. Sin detener la agitación se procede al calentamiento de la mezcla hasta que las dos fases se vuelven miscibles, entonces se detiene el calentamiento y se deja enfriar. La temperatura en la que las dos fases se vuelven a separar se conoce como punto de anilina, la figura nº 6.11 muestra el tubo con el que se realiza dicha prueba.

Figura nº 6.11: Tubo para Realizar Ensayo de Punto de Anilina

Punto de Fluidez

Esta prueba se realiza usando el método ASTM D-97. Es la temperatura por debajo de la cual no se asegura la circulación del aceite, ósea, la temperatura más baja a la que fluye el aceite o también llamado punto de enturbamiento, es decir, la temperatura a la cual las parafinas, ceras u

otras materias comienzan a solidificarse o a separarse de la solución. Se tiene que a igual viscosidad, el poder de solvencia es mayor y el punto de fluidez, más bajo, en los aceites nafténicos que en los parafínicos. Cuando los transformadores se encuentran en operación su temperatura es siempre bastante mayor que el medio ambiente y en la mayoría de los casos, dicha temperatura suficiente para mantener el aceite fluido o en estado líquido. Sin embargo, cuando los transformadores se encuentran fuera de operación en regiones frías, es posible que el aceite llegue a congelarse dentro del equipo y ello dificulta su puesta en operación. En un aceite dieléctrico, el punto de fluidez es aquella temperatura a la cual una muestra de dicho aceite se enfría a una tasa dada, en un recipiente estándar, y deja de fluir o de moverse cuando este recipiente se inclina por un lapso de 5 segundos. La tabla 6.12 muestra los valores límites para el punto de fluidez.

Tabla nº 5.12: Valores límites para el Punto de Fluidez. Punto de Inflamación

Es la temperatura a la cual un aceite libera suficientes vapores flamables como para encenderse en presencia de una llama, esta temperatura varía según los diferentes productos de petróleo. En un dieléctrico, el punto de inflamación esta asociado al grado de seguridad con el cual pueden ser manejados dichos aceites para que no se produzcan incendios durante su utilización. Cuando su valor es inferior a 130º C y el transformador se encuentra operando a temperaturas cercanas a los 90º C, es muy posible que dicho aceite empiece a emitir vapores de hidrocarburos en cantidades suficientes para formar con el aire una mezcla inflamable en su superficie. Los valores mínimos recomendados por la ASTM y la ISO se muestran en la tabla nº 6.13.

Tabla nº 6.13: Valores límites para el Punto de Inflamación. 6.3.3.-Ensayos de Estabilidad: Estabilidad a la Oxidación

Durante el mecanismo de oxidación se producen un conjunto de reacciones químicas complejas y lentas, en el curso de las cuales, los hidrocarburos reaccionan con el oxígeno. En un principio se producen productos solubles de descomposición como aldehídos, acetonas, ácidos orgánicos, y luego, por condensación y polimerización, se producen los depósitos insolubles. La velocidad de estas reacciones crecen con la temperatura y con la concentración del oxígeno. La velocidad de reacción aproximadamente se duplica en condiciones de utilización, cuando la temperatura aumente entre 8 a 10º C. Las reacciones de la oxidación pueden ser catalizadas por algunos metales como el cobre, el fierro y el plomo cuando están solubles en el aceite, o por compuestos corrosivos del aceite (sulfuros).

Límites para el Punto de Fluidez ASTM D-97 -40ºC

ISO 3016 Clase I < -30º C

Clase II < -45º C

Clase III < -65º C

Límites para el Punto de Inflamación ASTM D-92 Mínimo 145º C

ISO 3016 Clase I > 140º C

Clase II > 130º C

Clase III 95º C

La contaminación del aceite por barnices o por pinturas mal polimerizadas, también aceleran la oxidación. Se puede bloquear el mecanismo de la reacción en cadena al nivel de los hidroperóxidos y parar el proceso autocatalítico de la oxidación, agregando Inhibidores de la Oxidación. Para verificar la estabilidad a la oxidación de un aceite mineral, se somete una muestra de aceite a un envejecimiento acelerado a 100º C, con una corriente de oxigeno y en presencia de cobre electrolítico como catalizador. Se mide la tensión de ruptura, tg δ, la resistividad, la tensión interfacial, la acidez y cromatografía de gases disueltos. En la tabla nº 6.15 se muestran los distintos métodos que se utilizan para determinar la estabilidad a la oxidación.

Tabla nº 6. 15: Métodos para estabilidad a la oxidación. IEC 1125 A Aceite no inhibido O2 100º C IEC 1125 B Aceite inhibido O2 120º C IEC 1125 C Método acelerado Aire 120º C

Inhibidor a la Oxidación

Si se analiza el mecanismo de las reacciones de oxidación de los hidrocarburos, figura nº 6.13, se puede observar que los ácidos una vez formados se hidrolizan (reacción n º3) y se forman dos radicales (RO - y – OH) que posteriormente se combinan con otras dos moléculas de hidrocarburo no activados para formar un alcohol, agua y dos moléculas de hidrocarburos activadas. Estas dos últimas quedan así listas para combinarse con el oxígeno, formar nuevos ácidos y repetir el mismo ciclo, cada vez en mayor proporción (reacción en cadena).

Figura nº 6.12: Mecanismos de Oxidación de los Hidrocarburos.

No obstante, como se mencionó anteriormente existen en los aceites dieléctricos ciertos

compuestos aromáticos ramificados que se combinan con los ácidos y forman compuestos estables, sin activar a ninguna otra molécula de hidrocarburo. Es decir, cuando estos compuestos aromáticos se combinan con un ácido detienen las subsiguientes reacciones de oxidación y así se evita la secuencia que se indica en la figura nº 6.12. Por esta razón, a dichos compuestos aromáticos se les llama inhibidores naturales de oxidación. Una vez que se agotan todos estos inhibidores naturales de oxidación la reacción se hace exponencial (ver figura nº 6.15). Ahora

bien, existen compuestos químicos sintéticos, con características muy similares a los inhibidores naturales de corrosión y a los cuales se les conoce con el nombre de inhibidores sintéticos de oxidación o antioxidantes. Entre ellos el más conocido es el DI-BUTIL-PARA CRESOL (DBPC). En la figura nº 6.13 se muestra la formula estructural de DBPC y algunas de sus principales características. En la figura nº 6.14 se explica esquemáticamente la reacción de oxidación de un aceite inhibido.

Figura nº 6.13: Estructura del DBPC.

Figura nº 6.14: Estructura del DBPC.

Todos los inhibidores de oxidación impiden que la reacción de oxidación se vuelva

exponencial mientras ellos permanezcan en el aceite. No obstante, los inhibidores naturales permiten que la acidez vaya creciendo paulatinamente hasta el momento en que se hace exponencial, que es precisamente cuando ya todos ellos han sido consumidos. Ello se explica por el hecho de que en el aceite existe un gran número de isómeros de esos inhibidores que tienen diferentes reacciones químicas frente a los ácidos y que, por lo tanto algunos de ellos necesitan un mayor nivel de acidez para reaccionar. En cambio, los inhibidores artificiales de oxidación tienen una reactividad química uniforme y muy pronunciada por lo cual siempre mantienen la acidez a un nivel bastante bajo. En la figura nº 5.15 se muestra la diferencia que existe en la curva de oxidación de un aceite no inhibido con la de otro al cual se le ha añadido 0,20% en peso de DBPC.

Figura nº 5.15: Curva de Oxidación de un Aceite Dieléctrico.

6.3.4.-Ensayos de Adicionales: Furanos

Uno de los más importantes tópicos de la supervisión de los transformadores, reside en el estado del papel que cubre los conductores, calidad de la cual dependen. El calor, la humedad, oxigeno, y productos de degradación afectan adversamente la vida útil del papel. Como ya se dijo, la degradación del papel, causa pérdida de su resistencia a la tensión y a la producción de furanos. La principal ventaja del análisis de furanos es determinar si el papel del transformador está siendo dañado o fue dañado por calentamiento. Los furanos, producto de elevaciones de temperatura, se generan de dos maneras: la primera, se localiza en el área de alta temperatura y el papel dañado, y la segunda se encuentra en el sistema de aislamiento completo por un calentamiento general.

Las rupturas térmicas, oxidativas e hidrolíticas del aislamiento de papel pueden detectarse a través del análisis de furanos. Este ensayo, en conjunto con el análisis de gases disueltos, da mayor idea del estado de su transformador.

El análisis Cromatógrafo de Fase Líquida de Alta Precisión (HPLC), permite detectar los productos de degradación específicos de una aislación celulósica, y se puede emplear como ayuda en la supervisión de transformadores, se rige por IEC 1198. El HPLC para determinar el estado de la celulosa, utiliza la técnica que consiste en la separación de los compuestos en una columna recorrida por una fase líquida bajo alta presión. El detector es un espectrofotómetro UV con una barrera de diodos que proporciona un espectro UV de productos separados.

Un colector de fracción permite en caso de dificultad en la identificación, de proceder a un análisis por cromatografía gaseosa acoplado al espectrógrafo de masa, como se puede ver en la figura nº 6.16. Los valores normales de furanos son menores a 100 partes por billón (ppb). Cuando los daños son significativos en el papel aislante los valores van desde 100 ppb hasta valores sobre 70.000 ppb. Cuando los furanos sobrepasan los 250 ppb, el aceite debería ser regenerado.

Figura nº 6.16: Productos de la Degradación del Papel Kraft a 200º C, espectrógrafo de masa.

Procedimiento para el cálculo del deterioro del papel aislante de un transformador a través de la medición del contenido de compuestos furanos. 1.- Temperatura en el papel

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎠⎞

⎜⎝⎛==

HMFFalfRfaTemperatur

52log)(log

Donde: R= Furanal / 5 Hidroximetil-2Furanal

2.- Esperanza de vida (EV) en años:

DPm= 1+nmDPo donde n= tk n ⋅

Donde: DPm : Grado de Polimerización DPom : Grado de polimerización Inicial (entre 1000 y 1200) Kn : Numero de Rupturas por Día t : Tiempo en Días

DPm = 1+⋅ tk

mDP

n

o

Despejando t, se tiene: ( ) DPmtkDPmtkDPmmDP nno +⋅⋅=+⋅⋅= 1

DPmkDPmmDP

tn

o

⋅−

=∴

PCB´s Las actuales regulaciones requieren conocer la cantidad de bifenilos policlorados (Askarel)

que contienen los líquidos aislantes para determinar su manipulación y disposición final. El método de ensayo se rige por la ASTM D- 4059, que se refiere a la determinación cuantitativa de bifenilos policlorados por cromatografía gaseosa. El método consiste en diluir una muestra de aceite con un solvente adecuado, sometiendo esta solución a un tratamiento para eliminar sustancias que pudieran interferir en la medición. Posteriormente una muestra se analiza a través de una cromatografía de gases utilizando un detector captador de electrones, él cual es muy sensible para el caso particular de sustancias que contienen cloro. El resultado se compara con cromatografías estandarizadas.

La normativa internacional, basado en la determinación de la EPA (Enviromental Protection Agency) asegura que no representa un riesgo peligroso para la salud humana o para el medio ambiente, transformadores que contengan menos de 50 partes por millón (ppm) de PCB’s disueltos en el liquido aislante. Grado de Polimerización

Como se mencionó en capítulos anteriores, debido a la inaccesibilidad de la celulosa para el control de su estado, es que se debe hacer a través del análisis de productos específicos de su degradación disueltos en el aceite. Al detectar la cantidad de estos compuestos en las muestras de aceite, se puede tener una idea parcial de lo que esta ocurriendo en la aislación sólida del transformador. Como indicador de éste deterioro se utiliza el Grado de Polimerización. El papel que se utiliza para el aislamiento de los devanados de un transformador cuando es nuevo, el número de monómeros en cada cadena, es decir el grado de polimerización (DP), es del orden de 1000 a 1200.

Los procesos de envejecimiento de la celulosa dependen de tres factores: temperatura, oxígeno y agua. Estos factores provocan la rotura de las cadenas reduciendo la longitud de los polímeros con el consiguiente deterioro de las características mecánicas del papel. El grado de envejecimiento se puede evaluar por la longitud media de las cadenas, es decir del grado de polimerización medio de la celulosa. Cuando el grado de polimerización desciende a valores del orden de 200 la resistencia a la tracción del papel se reduce a cero. Por este motivo el valor DP = 200 se acepta como indicativo del límite de vida del papel. Esta prueba se rige por la norma ASTM D 4243. Resistividad Volumétrica

La resistividad de un líquido es la medida de sus propiedades aislantes eléctricas bajo condiciones específicas. Una alta resistividad refleja un contenido bajo de iones libres y de partículas ionizadas. Además, normalmente indica baja concentración de contaminantes conductores. Esto es numéricamente igual a la resistencia en entre las caras opuestas de un cm3 del líquido. La unidad es Ohm por metro. Esta prueba se rige por el estándar de la ASTM D- 1169 y los valores límites, según el nivel de tensión, se muestran en la tabla nº 6.14.

Tabla nº 6.14: Valores límites para Resistividad Volumétrica. Prueba Tº Unidad Valores aceptables para equipos

nuevos / Nivel de tensión Resistividad Volumétrica

(ASTM D-1169)

25º C

[Omh*cm]

≤ 69[kV] 1014

69 – 288[kV] 1014 >345[kV] 1015

Azufre Corrosivo

Se ha encontrado que ciertos aceites de aislamiento contienen sulfuro corrosivo y pueden producir depósitos de sulfuro de cobre en el equipo operativo como consecuencia del tiempo y la temperatura. Estos depósitos de cobre llevan a la pérdida de rigidez dieléctrica y a una eventual falla del equipo. Sin embargo, una revisión propuesta a ASTM del estándar D-1275 o por la IEC 5662, "Método de Prueba para el Azufre Corrosivo en los Aceites de Aislamiento Eléctrico", proveerá una manera de certificar si los aceites nuevos o en servicio contienen sulfuro corrosivo en niveles peligrosos. Este método de prueba describe la detección de los compuestos de sulfuro corrosivos (inorgánico y orgánico) en aceites de aislamiento eléctrico de origen del petróleo. Los aceites de aislamiento mineral nuevos y en servicio pueden contener las sustancias que causan la corrosión bajo ciertas condiciones del uso. Este método de prueba es diseñado para detectar la presencia de, o la propensión de formar, sulfuro (elemental) libre y los compuestos de sulfuro corrosivos sujetando el cobre al contacto con aceite bajo condiciones prescritas.

Tabla nº 6.9: Valores límites para el Azufre Corrosivo.

La prueba consiste en oxidar la muestra por combustión en una bomba que contiene oxígeno a presión. El azufre, como sulfato se determina en forma gravimétrica como sulfato de bario en los lavados de la bomba. Si la bomba tiene un diseño y construcción apropiados y está en buenas condiciones mecánicas, va a asegurar que no sufra una ruptura explosiva. Valores dados por norma en tabla nº 6.9 6.3.5.- Análisis de Gases Disueltos (DGA)

La cromatografía de gases se define como un proceso físico-químico de separación, que consiste en introducir una muestra de gas en una columna de cobre o de acero inoxidable, en la cual existe un producto químico que deja pasar los gases en distintos tiempos.

En el aceite, producto de fallas incipientes, se encuentran gases disueltos, los cuales son extraídos y analizados. Según cual sea la falla, se presentan distintas relaciones de estos gases. Se ha encontrado que ciertas relaciones entre estos gases permiten identificar con mucha precisión el tipo de falla interna a la cual estuvo sometido el transformador. Los mecanismos de falla más comunes, son puntos o zonas calientes (temperaturas superiores a 150°C). También se pueden producir descargas parciales por fallas locales en la aislación, las cuales pueden ser de baja energía (internas) o de alta energía (superficiales), o bien, descargas parciales continuas,

Prueba Rangos de Aceptabilidad Azufre Corrosivo (ASTM D-1275)

Aceptable: No Corrosivo

Inaceptable: Corrosivo

chisporroteo. Otro tipo de falla que se produce son los arcos. Éstos, cuando son de cierta energía, sin corriente posterior provocan rompimiento del aceite y burbujas, ya sea de aire o de gas, generadas por campos intensos y cuando son de corta duración y de gran energía, con corriente posterior, corresponde a una falla franca con compromiso de la celulosa. Cada uno de estos mecanismos se puede presentar individual o simultáneamente y provocar la degradación de los materiales aislantes. Por lo general, los gases generados por la o las fallas se encuentran disueltos en el aceite, en el espacio existente encima del aceite y en los dispositivos colectores de gases (Relé Buchholz). Así, los gases más comunes generados por la descomposición del aceite aislante debido a los mecanismos de falla indicados son:

Hidrógeno (H2) Oxígeno (O2 ) Nitrógeno (N2 ) Monóxido de Carbono (CO) Dióxido de Carbono (CO2 )

Metano (CH4) Etano (C2 H6) Etileno (C2 H4 ) Acetileno (C2 H2) Propano (C3 H8 ) Propileno (C3 H6)

Luego, la evolución de estos gases generados por dichas fallas en función de la energía

disipada se muestra en la figura nº 6.17.

Figura nº 6.17: Generación de Gases Combustibles v/s Temperatura Aproximada de

Descomposición del Aceite.

El correspondiente análisis de gases al aceite se realiza en base a la norma ASTM D-3612, que consiste en la extracción de una muestra de aceite del equipo para llevarlo a un Cromatógrafo, él cual, como ya se dijo, separa los gases y los mide en un detector de gases por diferenciación de áreas. También se utilizan los siguientes documentos de la ASTM en forma de complemento o como apoyo a la metodología de desarrollo de la medición de gases disuelto:

D-2779 Estimación de solubilidad de gases en líquidos derivados del petróleo. D-2780 Prueba para la solubilidad de gases disueltos en aceite. D-3613 Muestreo de aceites aislantes eléctricos para análisis de gases. E-260 Recomendaciones prácticas para procedimientos cromatográficos de gases en

general. Desarrollo práctico de la prueba.

Se extrae una muestra de 50 ml de aceite del equipo en estudio mediante una jeringa, ésta se conecta a la válvula del transformador mediante una manguera de plástico transparente que tiene una tapa que se atornilla a la válvula, se lava la jeringa un par de veces y se elimina el aceite de la jeringa mediante una llave de paso que esta tiene en su punta (ver figura 6.18). Luego, en el laboratorio, se separan los gases del aceite mediante vacío para ser sometidos a un examen cromatográfico, que es un proceso físico-químico de separación y que consiste en inyectar la muestra de gases en un flujo de un gas inerte para transportarlos y hacerlos pasar por una columna de acero inoxidable que contiene un producto químico finamente granulado, él cual absorbe temporalmente los distintos tipos de gases, liberándolos en secuencia y de acuerdo a sus pesos moleculares hacia el final de la columna de separación, donde el detector va indicando la cantidad de cada gas por comparación de áreas (área del gas extraído de la muestra y el área de una composición conocida).

Figura nº 6.18: Jeringa para toma de muestras de aceite.

El análisis de gases permite detectar posibles fallas que podrían ser fatales para algunos

equipos eléctricos y que por otros métodos no serían tan fáciles de determinar su existencia. Este método, por ser de alto costo, es aplicable preferentemente a transformadores de gran potencia. El análisis para un transformador que no presente fallas se debe hacer cada un año. Si por el contrario, un transformador presentase fallas, es recomendable volver a repetir la prueba luego de 1 mes, nuevamente 3 meses después de detectada la falla se vuelve a repetir la prueba y luego, 6 meses después de detectada la falla será su última revisión, dependiendo de la severidad de ésta y hasta que el transformador pueda ser reemplazado para su reparación. De acuerdo a los tipos de gases encontrados en la muestra, en cantidad y proporción, es posible dar un indicio del tipo de falla que afecta al transformador. A continuación se muestran los métodos más utilizados en el diagnóstico de transformadores a partir de la cromatografía.

6.3.5.1.- Método del Gas Clave.

El método del gas clave identifica el gas clave para cada tipo de falla y utiliza el porcentaje de este gas para diagnosticar que tipo de falla ha ocurrido. Interpreta los resultados de DGA basados en un sistema simple de hechos. Por ejemplo, la descarga parcial (DP) de baja intensidad o corona, produce principalmente H2 con algunas cantidades de gases de hidrocarburo, por lo tanto, el gas clave para DP o corona es H2, y esta falla es detectada si el porcentaje de H2 contenido en una muestra de aceite es alto. De acuerdo con IEEE C57.104, la tabla nº 5.15 resume los criterios de diagnóstico del método del gas clave. El porcentaje de gas esta basado en el total de gases combustibles disueltos (TDCG) y es un número aproximado [32].

a) Arcos en el Aceite.

b) Efecto Corona, descarga parcial.

c) Sobrecalentamiento en el Aceite.

d) Sobrecalentamiento de la Celulosa. Figura nº 5.19: Método de Gases Claves.

Tabla nº 5.15: Criterio de diagnóstico para el método del gas clave [31].

Falla Gas Clave Criterio Porcentaje de Gas

Arco Acetileno (C2H2)

Gran contenido de H2 y C2H2. Con una menor cantidad de CH4 y C2H4. Si hay CO y CO2 puede estar siendo comprometida la

celulosa.

H2: 60% C2H2: 30%

Corona (DP) Hidrogeno (H2)

Descargas de baja energía que producen H2 y CH4 con pequeñas cantidades de C2H6

y C2H4.

H2: 85% CH4: 13%

Sobrecalentamiento en Aceite

Etileno (C2H4)

Grandes cantidades de C2H4 y menos cantidad de C2H6, con alguna cantidad de

CH4 y H2.

C2H4: 63 % C2H6: 20%

Sobrecalentamiento en Celulosa

Monóxido de Carbono

(CO)

Gran contenido de CO y CO2 CO: 92%

6.3.5.2.-Método Usando valores acumulados de CO2 y CO.

Este método utiliza los niveles de gases acumulados que provienen de cuatro condiciones de operación: Normal, moderada preocupación (investigación), mayor preocupación (investigación a fondo) y riesgo inminente, basado en IEEE C57.104 y los valores para cada una de las condiciones de operación se muestran en la tabla nº 6.16.

Tabla nº 5.16: Condiciones de estado del papel usando CO2 y CO.

Condiciones Estado CO2 (ppm) CO (ppm) Condición 1 Normal 0 – 2500 0 – 350 Condición 2 Inquietud moderada 2500 – 4000 351 – 570 Condición 3 inquietud Mayor 4001 – 10.000 571 – 1400 Condición 4 Riesgo inminente > 10.000 > 1400

Cuando un transformador es nuevo, cantidades de CO2 y otros gases, como N2, O2 e

incluso CO, pueden ser encontrados en el DGA. Esto podría interpretarse como que el trasformador esta presentando problemas y por esto se esté generando CO. Pero si este problema fuera verdadero, los niveles de los gases calientes, como CH4, C2H6, C2H4, también deberían aumentar. Si realmente se esta produciendo CO, esto puede provenir de un envejecimiento normal del aceite o de la deterioración del papel en una condición de falla, para verificar la condición real del transformador la única solución es un análisis de furanos. 6.3.5.3.- Método Usando Relación CO2/CO.

La relación CO2/CO, esta basada en la cantidad total de ambos gases acumulados y en la tabla nº 6.17 se muestran los rangos aceptables según el diagnóstico.

Tabla nº 6.17: Condiciones de estado del papel usando CO2 y CO.

Relación Rango Diagnóstico

CO2 / CO

≥ 20 No indica mayores problemas.

7 a 20 Rango de trabajo normal, con carga y temperatura normal.

< 7 Alarma de atención. Es indicador de peligro cuando hay incrementos de H2, CH4 y C2H6 así como el CO.

≤ 5 Verificar y chequear los DGA anteriores. (*)

Indica anormalidades de altas temperaturas con deterioro de la celulosa.

≤ 3 Grave y rápida deterioración de la celulosa, se recomienda Análisis de Furanos adicional.

2 a 3

Sobrecalentamientos extremos por pérdida de refrigeración o pasos bloqueados, con incrementos de

Furanos.

(*) En algunos casos la relación de 5 veces puede ser considerada normal, sobre todo si el transformador es antiguo, pero si se necesita confirmar el problema se deben tomar otras muestras de DGA inmediatamente y en este caso, la relación debería ser basada sobre la generación de ambos gases CO2 y CO entre sucesivos DGA’s y no sobre los niveles acumulados, o sea, tomando la cantidad de CO2 y dividiéndola por la de CO generados entre los DGA’s [7]. 6.3.5.4.- Método Usando Concentraciones Individuales y Totales de Gases Combustibles. En la norma IEEE C57-104 se presenta una guía de las cuatro condiciones de DGA que permiten clasificar los riesgos de los transformadores, la cual usa combinaciones de las concentraciones de gases combustibles individuales y totales. A continuación, en la tabla nº 6.18, se presentan las 4 condiciones y sus correspondientes niveles de gases.

Tabla nº 6.18: Límites de concentraciones de gases disueltos en [ppm]. Estado Cond. 1 Cond. 2 Cond. 3 Cond. 4

H2 100 101-700 701-1800 >1800 CH4 120 121-400 401-1000 >1000 C2H2 35 36-50 51-80 >80 C2H4 50 51-100 101-200 >200 C2H6 65 66-100 101-150 >150 CO 350 351-570 571-1400 >1400 CO2 2500 2500-4000 4001-10000 >10000

TDCG** 720 751-1940 1941-4630 >4630 ** El valor TDCG no incluye el CO2 porque no es un gas combustible.

Donde se tiene que cada una de las condiciones se define de la siguiente manera:

Condición 1: El TDCG debajo de este nivel indica que el transformador se encuentra operando en forma satisfactoria, donde cualquier gas combustible individual que exceda los niveles especificados debe ser investigado en forma adicional.

Condición 2: EL TDCG dentro de este rango, indica un nivel por sobre el normal de gas combustible. Además, cualquier gas combustible que exceda el nivel individual especificado debe ser investigado adicionalmente, ya que puede estar ocurriendo una falla.

Condición 3: TDCG dentro de este rango implica un alto nivel de descomposición del aislamiento sólido (celulosa) y/o aceite. Además, cualquier gas combustible que exceda el nivel individual especificado debe ser investigado adicionalmente, ya que se puede estar en presencia de una falla. Se deben realizar nuevos DGA en forma continua para calcular la cantidad de gas generado.

Condición 4: TDCG dentro de este rango, indica una descomposición excesiva del aislamiento sólido y/o aceite. Sin embargo, los transformadores pueden seguir funcionando en caso de que los gases individuales se encuentren dentro de esta condición, pero además, los gases individuales deben ser estables y no ir en aumento. Si el TDCG y los gases individuales están aumentando significativamente (más de 30 [ppm/día]), una falla esta en marcha y se debe proceder a desenergizar el transformador cuando los niveles de la condición 4 son alcanzados.

6.3.5.5.- Método de Dornenburg, 1991.

Este método es capaz de sugerir tres tipos de fallas generales, como muestra la figura nº 6.20, estas son:

Descomposición termal. Efecto Corona (descargas parciales de baja intensidad). Arcos (descargas parciales de alta intensidad).

Figura nº 6.20: Grafica de Indicadores de Falla Método Dornenburg.

El método de la Proporción de Dornenburg consiste en usar 6 gases (H2, CH4, C2H2, C2H4,

CO y C2H6), y 4 proporciones, las cuales se muestran en la tabla nº 6.19. Los valores utilizados para este diagnóstico se presentan a continuación en la tabla nº 6.20. Para poder utilizar este método debe cumplirse que al menos uno de los 6 gases utilizados debe exceder los límites de la condición C1, la cual se presenta en la tabla nº 6.21.

Tabla nº 6.19: Proporciones del Método de Dornenburg.

Abreviación Proporción R1 CH4/H2 R2 C2H2/C2H4 R3 C2H2/CH4 R4 C2H6/C2H2

Tabla nº 6.20: Valores de diagnóstico para las proporciones. Falla R1 R2 R3 R4

Descomposición Termal >1.0 <0.75 <0.3 >0.4 Efecto Corona

(Descarga Parcial de baja intensidad)

<0.1 No Significativo <0.3 >0.4

Arco (Descarga Parcial de

alta intensidad)

>0.1 y <1.0 >0.75 >0.3 <0.4

Tabla nº 6.21: Límites de Dornenburg según IEEE C57.104. Gas Límite C1 [ppm] H2 100

CH4 120 CO 350

C2H2 35 C2H4 50 C2H6 65

6.3.5.6.- Triángulo de Duval, 1974.

Este método no permite determinar si un transformador presenta o no algún problema, ya que dentro de este triángulo no existe ningún área para un transformador sin problemas , es decir, el triángulo mostrará para todo transformador una falla, ya sea que ésta exista o no. Luego, se tiene que este método se utiliza para diagnosticar el tipo de problema del transformador, y consta de los siguientes pasos:

Determinar si existe un problema en el transformador utilizando la tabla nº 6.22 (IEEE C57-104) y/o la tabla nº 6.23 (IEC 60599), donde al menos uno de los gases de hidrocarbono o hidrógeno debe estar en la condición 3 de la IEEE (la misma tabla utilizada en el método 6.3.5.4) y aumentando en una tasa de generación (G2) que se entrega en la tabla nº 6.23. Para usar la tabla nº 6.23, sin pasar por el método de la IEEE, es necesario que al menos uno de los gases individuales debe estar en el límite L1 por sobre el gas en la tasa de generación G2. Los límites L1 y la tasa de generación de un gas, mostrado en la tabla nº 6.23, es un método más confiable que él de la IEEE, pero se puede usar ambos métodos para confirmar el problema.

Tabla nº 6.22: Límites de concentraciones

de gases disueltos IEEE C57-104. Estado Cond. 3

H2 701-1800 CH4 401-1000 C2H2 51-80 C2H4 101-200 C2H6 101-150 CO 571-1400 CO2 4001-10000

TDCG** 1941-4630 ** El valor TDCG no incluye el CO2

porque no es un gas combustible

Tabla nº 6.23: Límites de Gases según IEC 60599.

Gas Límites L1 [ppm]

Límites G1 [ppm/mes]

Límites G2 [ppm/mes]

H2 100 10 50 CH4 75 8 38 C2H2 3 3 3 C2H4 75 8 38 C2H6 75 8 38 CO 700 70 350 CO2 7.000 700 3.500

Una vez que se determina el problema, se utiliza la cantidad total acumulada de los tres gases del triángulo de Duval (metano, etano y acetileno) para obtener los porcentajes totales de cada un para llegar a algún diagnóstico. Además, se debe calcular las cantidades de dichos gases

generados por el aumento repentino, es decir, restando el gas generado antes del aumento repentino. Luego, se tiene que el procedimiento paso a paso es el siguiente:

1) Tomar la cantidad de CH4 en el análisis de gases y restar la cantidad de CH4 de una medición hecha antes del aumento repentino del gas.

2) Repetir el proceso para el C2H4 y el C2H2. 3) Sumar las cantidades obtenidas en los dos puntos anteriores, lo cual dará el 100% de los

tres gases generados por la falla, los cuales se utilizan en el triángulo de Duval. 4) Realizar la división entre la cantidad de cada gas por el total de gas obtenido en el punto

anterior, lo cual entrega el porcentaje de incremento para cada gas. 5) Delinear el porcentaje de cada gas en el triángulo de Duval comenzando por el lado del

gas en particular. Luego, se debe dibujar líneas a través del triángulo para cada gas en forma paralela.

Figura nº 5.21: Triángulo de Duval.

Donde se tiene que: PD: Descargas parciales (Corona, con posible formación de cera, y chispas, que inducen

pequeñas carbonizaciones y perforaciones en el papel). T1: Fallas termales menores a 300° C (papel se empieza a tornar parduzco). T2: Fallas termales entre 300 y 700° C (papel carbonizado). T3: Fallas termales mayores a 700° C (aceite carbonizado, colorido del metal o fusión). D1: Descargas de baja energía, o chispas (evidencia grandes perforaciones, o partículas

de carbono en el aceite). D2: Descarga de alta energía, o arcos (carbonización, fusión de metal y posible falla del

equipo). DT: Mezcla de fallas termales y eléctricas.

6.3.5.7.- Relaciones de Rogers.

El método de Rogers utiliza la misma filosofía de diagnóstico basado en relaciones de concentraciones de gases y límite de variación para estas relaciones. El método original de Relaciones de Rogers utilizó para el diagnóstico el siguiente criterio: un 1 indica que el valor real está sobre 1.0, y un 0 indica que el valor real está debajo de 1.0, como se muestra en tabla nº 6.24. Ahora, el método refinado de Rogers utilizó dos tablas, en la primera se definió el código, y en la segunda definió la regla de diagnóstico. Estos métodos utilizaron cuatro proporciones. La proporción Etano/Metano (C2H6/CH4) solo indicó un rango de temperatura límite de la descomposición, pero no ayudó en la identificación de la falla.

Tabla nº 6.24: Proporciones del método Original de Rogers IEC 599 1973.

Código CH4/H2 C2H6/CH4 C2H4/C2H6 C2H2/C2H4 Posible Diagnóstico

0 0 0 0 Si CH4/H2 es 0,1→Descarga Parcial, sin deterioro normal.

1 0 0 0 Ligero sobrecalentamiento- Bajo 150 º C. 1 1 0 0 Ligero sobrecalentamiento- 150-200 º C. 0 1 0 0 Ligero sobrecalentamiento- 200-300 º C. 0 0 1 0 Sobrecalentamiento en conductores.

1 0 1 0 Corrientes circulantes y/o calentamiento de contactos.

0 0 0 1 Arcos sin Corriente

Este método sufre varias alteraciones a lo largo del tiempo en función de adaptaciones realizadas para ajustar la correlación del método con resultados obtenidos en equipos. Los primeros trabajos utilizaron cuatro relaciones de gases. Las tablas nº 6.25 y nº 6.26 muestran el método utilizando cuatro relaciones y cinco gases (Rogers 1975). La presentación del método esta dividida en dos tablas, una con los rangos de variación de las relaciones y otra con los diagnósticos, basados en los códigos establecidos a partir de la tabla de los valores límites de las relaciones de gases.

Tabla nº 5.25: Definición del código del método de Rogers 1975. Relación de gases Tipo de gas Rango Código

(A) CH4/H2 Metano/Hidrógeno < 0.1 0.1 a 1.0 1.0 a 3.0

>3.0

5 0 1 2

(B) C2H6/CH4 Etano/Metano <1.0 >1.0

0 1

(C) C2H4/C2H6 Etileno/Etano <1.0 1.0 a 3.0

>3.0

0 1 2

(D) C2H2/C2H4 Acetileno/Etileno < 0.5 0.50 a 3.0

>3.0

0 1 2

Tabla nº 6.26: Diagnóstico del método de Rogers en función del código [31]. Código

Posible Diagnóstico CH4/H2 C2H6/CH4 C2H4/C2H6 C2H2/C2H4

Normal 0 0 0 0 Descarga Parcial de baja Energía 5 0 0 0

Sobrecalentamiento hasta 150º C 1-2 0 0 0

Sobrecalentamiento de 150 a 200º C 1-2 1 0 0

Sobrecalentamiento de 200 a 300º C 0 1 0 0

Sobrecalentamiento de conductores 0 0 1 0

Circulación de corrientes en enrollamientos 1 0 1 0

Circulación de corrientes en el núcleo y tanque, Calentamiento de conexiones 1 0 2 0

Descarga Parcial de alta Energía 5 0 0 1-2 Descargas Continuas, Chisporroteo 0 0 2 2 Arcos sin Corriente, DP discontinua 0 0 0 1

Arcos con Corriente 0 0 1-2 1-2 Criterios de aplicación en base a las concentraciones límites:

1) Si todos los valores son menores que las concentraciones límites mostrados en la tabla nº 6.27, significa deterioro normal.

2) Las razones CH4/H2 y C2H2/C2H4 se pueden aplicar independientemente si por lo menos un gas es el doble de su valor límite.

3) Varias razones se pueden usar juntas si CH4/H2 y C2H2/C2H4 cumple con 2 y por lo menos hay un gas de las otras razones, excede su valor límite.

4) Las razones CH4/H2 y C2H2/C2H4 pueden aplicarse conjuntamente si, al mismo tiempo, dos gases de distinta razón son mayores que sus concentraciones límites.

5) Este método de diagnóstico puede usarse sólo con extrema precaución si los gases disueltos en el aceite originados por una falla no han estado presentes por mucho tiempo.

Tabla nº 6.27: Valores límites de Rogers [33].

Concentraciones límites H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 CO CO2ppm (v/v) 200 50 15 60 15 1000 11000

La norma IEEE C57.104 (1991) sugiere la utilización del método de Rogers con tres

relaciones de concentraciones y cinco gases como se ve en la tabla nº 6.28. Este criterio elimina la relación C2H6/CH4 que era utilizada para sobrecalentamiento de baja temperatura.

Tabla nº 6.28: Proporciones del método de Rogers IEEE C57.104 (1991).

Caso R2 R1 R5

Diagnóstico de Falla C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6

0 < 0.1 > 0.1 < 1.0

Operación Normal. < 1.0

1 < 0.1 < 0.1 < 1.0 Arco (DP de baja energía) 2 0.1-3.0 0.1-1.0 > 3.0 Arco (DP de alta energía)

3 < 0.1 > 0.1 1.0

Sobrecalentamiento de baja Tº <1.0 3.0

4 < 0.1 > 0.1 1.0 - 3.0 Sobrecalentamiento < 700º C 5 < 0.1 > 0.1 > 3.0 Sobrecalentamiento > 700º C

La IEC 60599 presenta un método de diagnóstico semejante al método de Rogers. La

revisión de 1999 identifica 6 diferentes tipos de fallas. Presenta las mismas relaciones básicas de concentraciones (basado en las proporciones de Rogers) con alteraciones de dos límites y principalmente dos casos característicos de falla. En la tabla nº 6.29, se muestra la definición de estado de anormalidades según las concentraciones de las relaciones utilizadas.

Tabla nº 6.29: Interpretación para análisis de gases según IEC 60599 (1999).

Caso Falla C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6DP Descarga Parcial No sign. < 0,1 < 0,2 D1 Descarga de baja energía > 1 0,1 – 0,5 > 1 D2 Descarga de alta energía 0,6 - 2,5 0,1 – 1,0 > 2 T1 Sobrecalentamiento < 300º C No

significativo> 1 < 1

T2 Sobrecalentamiento 300- 700º C < 0,1 > 1 1 - 4 T3 Sobrecalentamiento > 700º C < 0,2 > 1 > 4

Sin embargo, el método de Rogers más utilizado como herramienta adicional en el análisis de transformadores con problemas, es la revisión de 1978 hecha por la IEC que se muestra en la tabla nº 6.30 y nº 6.31, utiliza tres proporciones de gases y está basado en el trabajo de Dornenburg, quien utilizó cuatro proporciones de gases.

Tabla nº 6.30: Código para el gas disuelto en aceite mineral con base R. R. Rogers 1978.

Código para relaciones

Relaciones de gases característicos C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6

< 0.1 0 1 0 0.1 - 1 1 0 0 1 - 3 1 2 1 > 3 2 2 2

Tabla nº 6.31: Código para el gas disuelto en aceite mineral con base R. R. Rogers 1978.

Caso Falla característica

C2H2 /C2H4C2H2 /C2H

4 C2H4/C2H6

Ejemplos típicos

0 No hay falla 0 0 0 Envejecimiento normal.

1 Descargas

parciales de baja energía

0 1 0

Descargas en cavidades rellenas de gas resultado de una

impregnación incompleta o alta humedad.

no significativo

2 Descargas

parciales de alta energía

1 1 0

Descargas en cavidades rellenas de gas resultado de una

impregnación incompleta o alta humedad, pero presentando

degradación o perforación de aislamiento sólido.

3 Descargas de baja

energía (ver nota 1)

1 a 2 0 1 a 2

Arqueos continuos en el aceite debido a malas conexiones de

diferente potencial o a un potencial flotado. Ruptura de

aceite entre materiales sólidos.

4 Descargas de alta energía 1 0 2

Descargas repetitivas. Ruptura del aceite por arqueo entre

devanados o bobinas, o entre bobinas y tierra.

5

Falla térmica por temperaturas

inferiores a 150° C

(ver nota 2)

0 0 1 Sobrecalentamiento de conductor aislado.

6

Falla térmica por temperaturas en el

rango de 150 a 300° C

(ver nota 3)

0 2 0

Sobrecalentamiento localizado en el núcleo debido a

concentraciones de flujo.

Incremento de temperatura en puntos calientes.

Sobrecalentamiento del cobre debido a corrientes circulantes,

falsos contactos/uniones (formación de carbón debido a

pirólisis).

7

Falla térmica por temperaturas en el

rango de 300 a 700° C

0 2 1

8

Falla térmica por temperaturas

superiores a 700° C

(ver nota 4)

0 2 2

Nota 1: Si se detecta una tendencia positiva para C2H2 /C2H4 desde 0.1 a >3 y un incremento de C2H4 /C2H6, de 1 a 3 hasta >3 significa un aumento en la intensidad de la descarga. El código de la falla en estado incipiente será 1.0.1.

Nota 2: En este caso los gases provienen de la descomposición del aislamiento sólido, ello explica el valor de C2H4 /C2H6.

Nota 3: Esta condición de falla normalmente se detecta por el incremento en las concentraciones de gases. CH4 /H2 es aproximadamente igual a 1, esto depende del diseño del sistema de preservación del aceite, el nivel de temperatura y la calidad del aceite.

Nota 4: Un incremento en C2H2 indica que el punto caliente es mayor a 1000 °C. Consideraciones generales: (1) Los valores establecidos para las relaciones deben ser considerados únicamente como típicos. (2) Los transformadores con cambiador de derivaciones con carga pueden presentar fallas del tipo

2.0.2/1.0.2, dependiendo de la filtración o transmisión de productos de descomposición por arco, del tanque del ruptor (diverter switch), al tanque principal del transformador.

(3) Se pueden obtener combinaciones de relaciones no incluidas. Algunas referencias dan la interpretación de tales combinaciones.

6.3.5.8.- Porcentajes de Pugh. El método de porcentajes de Pugh, se basa en el predominio de gases claves identificando con ello cada tipo de falla. Indica que para valores de TGC menores que 500 ppm, el deterioro se encuentra dentro de los rangos normales, sin embargo, cuando se presentan cantidades elevadas de ciertos tipos de gases es indicio de algún tipo de falla, como se muestra en la tabla nº 6.32.

Tabla nº 6.32: Interpretación para análisis de gases según Porcentajes de Pugh. Gases Claves (porcentajes mayores) Posible Diagnóstico

0 a 500 ppm TGC Deterioro normal (sin considerar el CO) C2H4, CH4,C2H6 Sobrecalentamiento del aceite

CO, H2 (CO2) Sobrecalentamiento de la celulosa C2H2, H2, CH4 Arco H2, CH4, C2H6 Descarga parcial del aceite CO, C2H6, H2 Descarga parcial celulosa

6.3.5.9.- Relaciones de LCIE.

Método propuesto por Laboratorio Central de Industrias Eléctricas (LCIE). Este método divide el conjunto de gases en cuatro grupos conforme a un gas característico. Utiliza diez concentraciones de gases diferentes como datos principales como se ve en la tabla nº 6.33 y seis relaciones de concentraciones como información auxiliar como se muestra en la tabla nº6.34.

Tabla nº 6.33: Concentraciones propuestas por LCIE.

Tabla nº 6.34: Información auxiliar método LCIE.

Información Auxiliar Localizació

n Posible Diagnóstico

C2H2/ C2H4

/ C3H6

/ CH4/ CH4

/ CO/ AC (*)

PAP (**)

C2H4 C2H6 C3H4 C2H4 H2 CO2 > 1 X Arcos: Descargas fuertes tiempo muy > 1 x corto > 1 Arcos: Pequeños arcos. DP fuertes (repetidas) > 1 x Arcos: Pequeños arcos en aceite.

> 1 < 1 < 1 < 1 > 0,1 x Pequeñas DP (mala impregnación, burbujas de aire)

< 1 x Efectos eléctricos y térmicos superpuestos < 1 x Puntos calientes < 500º C. Malas conexiones

> 1 > 1 > 1 Puntos calientes > 500º C > 1 > 1 < 1 Puntos calientes (envejecimiento térmico) > 1 > 1 > 1 x Puntos calientes (envejecimiento Térmico) < 1 < 1 < 1 x Pequeñas DP (burbujas en el aceite) < 1 < 1 < 1 > 0,1 x Pequeña DP (cavidades en el papel) < 0,1 x Envejecimiento Térmico (mecanismo normal) > 0,1 x Pequeña DP (mala impregnación) x Pequeñas DP

(*) AC= Aceite (**) PAP= Papel

Datos Principales

H2 CH4 C2H6 C3H8 C2H4 C3H6 C2H2 C3H4 CO2 CO Grupo

x x x X x x x

C2H2

x x x X x x x x x X x x x x x x x X x x x x x x x x x X x x x x x x x x x X x x x x

x x x x x X x x x x x x x x X x

C2H4 x x x x X x x x x x X x x x x x x x X x x x x x X x x x x x x x CO2 x x x x x x x x H2

6.3.5.10.- Método Nomográfico.

Este método está orientado a diagnosticar la condición del transformador basándose en una interpretación gráfica, como se muestra en la figura nº 6.22, pero para poder aplicarlo al menos uno de los gases debe estar por sobre su límite que se muestra en la tabla nº 5.35.

Tabla nº 6.35: Interpretación para análisis de gases según método nomográfico. Gases H2 CO CH4 CO2 C2H4 C2H6 C2H2 Límite (ppm) 200 1000 50 11000 60 15 15

Figura nº 6.22: Método Nomográfico para la Interpretación de Gases Disueltos.

En este método el tipo de falla se interpreta por la pendiente de los segmentos de rectas

que unen los puntos ubicados sobre las verticales adyacentes graduada en escala logarítmica. Para que dicha pendiente interprete una falla, al menos uno de los valores de la cromatografía debería estar por encima de las marcas umbrales o límites indicados por una punta de flecha. Si ninguno de los valores introducidos queda por encima de las mencionadas marcas la posible falla no es significativa.

6.3.5.11.- Razones Trafo - Unión. Con respecto a este método no se hace ningún tipo de especificación, ya que el autor solo entrega como datos referenciales los valores mostrados la tabla nº 5.36, sin dar mayor información ni explicación sobre su utilización [31]. Sin embargo, podemos ver que el método utiliza cinco razones de gases, las cuales arrojan un código según sea su concentración. De acuerdo a este código, se interpreta que tipo de falla es la que esta ocurriendo.

Tabla nº 5.36: Interpretación Trafo - Unión.

Razones CÓDIGO C2H2/C2H6 H2/CH4 C2H4/C2H6 C2H4/C3H6 CO2/CO(1)

< 0,3 0 0 0 0 1 0,3 - 1,0 1 0 0 1 1 1,0 - 3,0 1 1 1 2 1

3,0 - 10,0 2 2 1 3 0 > 10,0 2 3 1 3 2

Descomposición normal 0 0 0 0 0 Descarga de alta energía 2 1 1 3 1 descargas de baja energía 2 2 1 3 1 DP con alta densidad de energía 1 3 0 + 0 DP con baja densidad de energía 0 3 0 + 0 Calentamiento local hasta 300º C 0 0 0 1 2 Calentamiento local 300 -1000º C 0 0 1 2 2 Calentamiento local sobre 1000º C 1 0 1 3 2 (1) Solo valido para una gran participación de la celulosa + No indicativo 6.3.5.12.- Concentraciones de Laborelec.

El método propuesto por el Laboratorio Bélgico de la Industria Eléctrica (Laborelec) utiliza, como criterio de diagnóstico, la concentración de tres gases individuales, volumen total de gases que contienen uno o dos átomos de carbono y una relación de concentraciones, como se ve en la tabla nº 6.37. Este método identifica la condición del aislamiento y las fallas, de acuerdo a su naturaleza (térmica y/o eléctrica) definiendo cuatro niveles de intensidad, como se pueden ver en la tabla nº 6.38.

Tabla nº 5.37: Concentraciones propuestas por Laborelec.

Concentración CH4 / H2

C2H2 CO Código Ppm (v/v) ppm ppm Tipo y Amplitud del

H2 ∑ − )21( CC (*) (v/v) (v/v) Deterioro ≤ 200 < 300 - - < 400 A

< 0,15 - - B 1 201 – 300 < 300 0,16 - 1 ≤ 20 - 2

0,16 - 1 > 20 - 3 > 0,61 - < 400 4

≤ 200 301 - 400 > 0,61 - > 400 5 ≤ 0,60 > 20 < 400 6 ≤ 0,60 > 20 > 400 7

201 – 300 301 - 400 - > 20 - 3 - ≤20 - 4

< 300 < 300 - - > 400 9 ≤ 0,15 - - C 1

301 - 600 ≤ 400 0,16 - 1 ≤ 50 - 2 0,16 - 1 > 50 - 3 > 0,61 - ≤ 500 4

≤ 300 401 - 800 > 0,61 - > 500 5 ≤ 0,60 > 50 < 500 6 ≤ 0,60 > 50 > 500 7

301 - 600 401 - 800 - > 50 - 8 - ≤ 50 ≤ 500 4 - ≤ 50 > 500 5 ≤ 0,15 - - D 1

> 600 ≤ 800 0,16 - 1 ≤ 50 - 2 0,16 - 1 > 50 - 3 > 0,61 - ≤ 700 4

≤ 600 > 801 > 0,61 - > 700 5 ≤ 0,60 > 50 ≤ 700 6 ≤ 0,60 > 50 > 700 7 - > 100 - 8

> 601 > 801 - ≤ 100 ≤ 700 4 - ≤ 100 > 700 5

(*) Suma de las concentraciones de hidrocarburos que contienen C1 y C2 en su fórmula.

Tabla nº 6.38: Definición de la falla según la amplitud. Amplitud de la Falla Definición de la Falla

A: Normal 1: Descarga parcial (aceite) 2: Descargas (aceite) B: Media 3: Descargas o gas proveniente cambiador de derivaciones 4: Térmica (aceite) C: Importante 5: Térmica (aceite + papel) 6: Térmica (aceite) o gas proveniente cambiador de derivac. D: Muy Importante 7: Térmica (aceite + papel) o gas proveniente cambiador de

derivac. 8: Arcos en el aceite o gas en el cambiador de derivaciones. 9: Térmica (papel)

La tabla nº 6.39 muestra una comparación de la certeza, en porcentaje (%), de cada uno de los métodos de diagnósticos utilizados de un total del 100%, clasificando los diagnósticos como no resuelto, resuelto y malo, donde se puede apreciar que el método más certero es el Triángulo de Duval y el menos certero es el método del gas clave, siendo este un método más utilizado como complementario o de comprobación.

Tabla nº 6.39: Comparación de métodos de diagnóstico. % Diagnóstico No resuelto Malo Resuelto

Gas Clave 0 58 42 Rogers 33 5 62

Dornenburg 26 3 71 Rogers IEC 15 8 77

Triángulo de Duval 0 4 96

5.4.-Aceites Sintéticos: Siliconas.

La silicona fue introducida a mediados de los años setenta y desde ahí se ha aceptado ampliamente su uso como aislante para transformadores de poder por sus excelentes características. La silicona se utiliza para propósitos eléctricos, por la estabilidad de sus propiedades a altas y bajas temperaturas, además de su inocuidad al medio ambiente.

Hay especificaciones del IEC 836 y de ASTM D 4652 para la silicona, útiles para los

fabricantes de transformadores que requieren de este líquido o cuando es necesario para la reparación o llenado de unidades existentes. Estos estándares cubren las características físicas, químicas y eléctricas de este fluido.

Los líquidos de silicona son afortunadamente más resistentes a la oxidación que el aceite y

la formación de ácidos no es un problema significativo. Las pruebas de diagnóstico para la determinación de características físicas, pureza y funcionalidad de líquidos aisladores que desarrolló ASTM para la evaluación de los aceites mineral son aplicables, con modificaciones de

menor importancia, a la evaluación de los líquidos de silicona. Los métodos de prueba de ASTM que se recomiendan para el mantenimiento de los líquidos de silicona se muestran el la tabla nº 6.40.

Tabla nº 6.40: Valores límites para la silicona nueva. Propiedad Requerimientos Método ASTM

Gravedad Específica 0,957 a 0,964 1481 Punto de Fluidez, máx. (-50 ºC) 97

Punto de Encendido, min. 300 ºC 92 Punto de Fuego, min. 340 ºC 92

Viscosidad Cinemática, 0º C 81 a 92 cSt 445 y 2161

25º C 47,5 a 52,5 cSt 40º C 35 a 39 cSt 100º C 15 a 17 cSt

Color, máx. 1,5 2129 Número de Neutralización, máx. 0,01 mg KOH/g 974 o 664

Contenido de Humedad, máx. 50 ppm 1533B Rigidez Dieléctrica, min. 35 KV 877

Factor de potencia, máx. a 25º C 0,01% 924

Como se puede ver en las tablas anteriores, el método utilizado para medir la rigidez dieléctrica en un fluido de silicona esta normado por la ASTM D 877 (Electrodos cilíndricos con superficie de prueba plana).

El uso del método de DGA al equipo eléctrico aislado con silicona ha generado mucho interés. Se debe considerar que un transformador aislado con silicona posee una cantidad de monóxido de carbono muy superior que un transformador de aceite mineral. Por lo tanto, si el CO contenido es mayor que el límite recomendado por la IEEE, como se muestra en la tabla nº 5.41, y la proporción de generación G1 es alcanzada o excedida, se recomienda un análisis de furanos adicional al DGA. Si se esta produciendo metano e hidrógeno en pequeñas cantidades, además de CO, está ocurriendo una falla termal, la cual puede estar escondida tras la producción normal de CO en un aceite de silicona. En un transformador con aceite de silicona, todas las fallas que ocurran tendrán una mayor cantidad de CO que en un transformador de aceite mineral, al igual que la cantidad de hidrógeno, que por lo general también será mayor. Cuando, además de CO, se producen otros gases, se hace necesario realizar un análisis de furanos para ver si la generación de CO se esta produciendo por la degradación del papel.

Como se mencionó, hay fallas que se esconden tras la generación normal de gases en el

aceite de siliconas, sin embargo, con el acetileno (C2H2) no ocurre esto, ya que su presencia significa, sin dudas, que ha ocurrido o esta ocurriendo un arco.

Cuando en el aceite de silicona hay un exceso de oxígeno presente, significa que está

ocurriendo una fuga atmosférica o simplemente este exceso es producto de cuando el transformador estaba nuevo, pero con la operación normal del transformador, el oxígeno debería

consumirse. Si este incrementa su valor en forma repentina, en comparación a DGA anteriores, el transformador esta desarrollando una fuga.

Como se ve en la tabla nº 6.41, el valor de G1 corresponde al 10% de L1 por mes. G2 corresponde al 50% del mismo (excepto el acetileno), estos valores fueron obtenidos de la IEC 60599 para aceites minerales. Se debe tener en consideración que estos valores entregados son solo valores recomendados porque, como se dijo anteriormente, no hay una norma específica para los aceites de silicona, sino que las normas para aceites minerales fueron modificadas para ser utilizadas. L1, L2 y L3 representan las concentraciones individuales de los gases en ppm y G1 y G2 representan la tasa de generación de proporciones de gases individuales en ppm por mes, pudiendo así obtener la tasa de generación por día de cada uno de los gases. Para cualquier cantidad de generación prolongada de acetileno, es indicio de arcos activos dentro del transformador, por lo que el transformador debe ser sacado de servicio.

Es necesario considerar tanto para los aceites minerales como para los de silicona en falla que la tasa de generación de gases es más importante que la cantidad individual presente. El limite L1 se debe considerar como una alerta, o sea, que cuando es excedido se debe poner mas atención al transformador y acortando los intervalos de los DGA. Cuando se excede el limite L2, se hace necesaria una desgasificación. Si se excede el limite de generación G2 se debe tener extrema precaución porque luego será excedido el limite L3, donde el trasformador debe ser sacado de servicio para repararlo o reemplazarlo.

Tabla nº 6.41: Niveles sugeridos para aceites sintéticos. Gas L1 (ppm) L2 (ppm) L3 (ppm) G1 (ppm/ mes) G2

(ppm/mes) Hidrógeno 200 240 400 20 100 Metano 100 125 200 10 50 Etano 30 40 60 3 15 Etileno 30 25 60 3 15 Acetileno 1 2 3 1 1 CO 3.000 3.450 6.000 300 1.500 CO2 30.000 34.200 60.000 1.500 15.000 TDCG 3.360 3.882 6.723 na na