Nucleo Del Transformador

Universidad de Costa Rica

Facultad de Ingeniería

Escuela de Ingeniería Eléctrica

IE – 0502 Proyecto Eléctrico

Guía para la elaboración de ensayos de diagnóstico

en campo a transformadores eléctricos de potencia.

Por:

Leonardo Sánchez Chavarría

Ciudad Universitaria Rodrigo Facio

Junio del 2010

ii

Guía para la elaboración de ensayos de diagnóstico

en campo de transformadores eléctricos de

potencia.

Por:

Leonardo Sánchez Chavarría

Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica

de la Facultad de Ingeniería

de la Universidad de Costa Rica

como requisito parcial para optar por el grado de:

BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA

Aprobado por el Tribunal:

_________________________________

Ing. Álvaro Peñaranda Contreras

Profesor Guía

_________________________________ _________________________________

Ing. Luis Fernando Andrés Jácome Ing. Adrián Rojas Ramírez

Profesor lector Profesor lector

iii

ÍNDICE GENERAL

CAPÍTULO 1: Introducción ................................................................................................... 1

1.1 Descripción del proyecto ......................................................................................... 1

1.2 Objetivos .................................................................................................................. 1

1.2.1 Objetivo general ............................................................................................... 1

1.2.2 Objetivos específicos ........................................................................................ 1

1.3 Metodología ............................................................................................................. 2

CAPÍTULO 2: Desarrollo teórico .......................................................................................... 3

2.1 El transformador ...................................................................................................... 3

2.2 Principio de funcionamiento del transformador ...................................................... 5

2.3 Componentes de los transformadores de potencia ................................................. 10

2.3.1 Núcleo ............................................................................................................. 10

2.3.2 Devanados ...................................................................................................... 11

2.3.3 Tanque ............................................................................................................ 12

2.3.4 Bushings ......................................................................................................... 13

2.3.5 Taps ................................................................................................................ 14

2.3.6 Descargadores de sobretensión ....................................................................... 15

2.3.7 Relé Buchholz ................................................................................................ 16

2.3.8 Radiadores y ventiladores ............................................................................... 18

2.3.9 Secador de silicagel ........................................................................................ 18

2.4 Pruebas a transformadores ..................................................................................... 19

2.5 Aceite ..................................................................................................................... 21

2.5.1 Proceso de degradación de los aceites minerales ........................................... 21

2.6 Papel aislante ......................................................................................................... 23

2.6.1 Vida útil del papel aislante ............................................................................. 24

CAPÍTULO 3: Pruebas al aceite .......................................................................................... 26

3.1 Prueba de rigidez dieléctrica .................................................................................. 26

3.2 Prueba de color ...................................................................................................... 29

3.3 Prueba de factor de potencia .................................................................................. 30

3.4 Prueba de contenido de humedad (Método de Karl Fischer) ................................. 33

3.5 Pruebas de tensión interfacial y número de neutralización .................................... 35

3.5.1 Prueba de tensión interfacial........................................................................... 38

3.5.2 Prueba de número de neutralización (acidez) ................................................. 39

iv

3.6 Densidad relativa del aceite .................................................................................. 40

3.7 Prueba de cantidad de inhibidor ............................................................................. 42

3.8 Prueba de resistividad del aceite ............................................................................ 43

3.9 Prueba de cromatografía de gases .......................................................................... 43

CAPÍTULO 4: Pruebas eléctricas......................................................................................... 48

4.1 Prueba de resistencia de los devanados ................................................................. 48

4.1.1 Medición mediante amperímetro y voltímetro .............................................. 49

4.1.2 Medición mediante puente Kelvin .................................................................. 50

4.2 Prueba de relación de transformación .................................................................... 53

4.3 Prueba resistencia del aislamiento ......................................................................... 55

4.4 Factor de potencia de los aisladores ...................................................................... 60

4.5 Pruebas a descargadores de sobretensión .............................................................. 63

4.6 Prueba de corriente de excitación .......................................................................... 65

CAPÍTULO 5: Pruebas preliminares y programa de pruebas .............................................. 67

5.1 Pruebas preliminares .............................................................................................. 68

5.1.1 Prueba de punto de rocío ................................................................................ 69

5.1.2 Medición de la presión de nitrógeno .............................................................. 69

5.1.3 Revisión del silicagel ...................................................................................... 70

5.1.4 Prueba de funcionamiento de los abanicos ..................................................... 70

5.1.5 Prueba del cambiador de taps ......................................................................... 71

5.1.6 Revisión de las partes del transformador ........................................................ 71

5.1.7 Termografía infrarroja .................................................................................... 72

5.1.8 Medidas de seguridad al realizar pruebas ....................................................... 72

5.2 Programa de pruebas .............................................................................................. 73

5.2.1 Pruebas mensuales .......................................................................................... 74

5.2.2 Pruebas semestrales ........................................................................................ 75

5.2.3 Pruebas anuales .............................................................................................. 75

CAPÍTULO 6: Conclusiones y recomendaciones ................................................................ 77

6.1 Conclusiones .......................................................................................................... 77

6.2 Recomendaciones .................................................................................................. 78

BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................. 79

APÉNDICES ........................................................................................................................ 83

Instructivo prueba de rigidez dieléctrica .............................................................................. 83

Instructivo prueba de color ................................................................................................... 87

v

Instructivo prueba de factor de potencia del aceite .............................................................. 89

Instructivo para prueba de contenido de humedad, método de Karl Fischer ....................... 92

Instructivo para la prueba de tensión interfacial y número de neutralización ...................... 95

Instructivo para la prueba de densidad relativa del aceite .................................................... 99

Instructivo resistencia interna de los devanados................................................................. 101

Instructivo para prueba de relación de transformación ...................................................... 105

Instructivo para la prueba de factor de potencia de los aisladores ..................................... 107

Instructivo para prueba de resistencia del aislamiento ....................................................... 110

Instructivo para prueba a descargadores de sobretensión ................................................... 114

Instructivo para prueba de medición de corriente de excitación ........................................ 117

Instructivo para prueba de funcionamiento de los abanicos ............................................... 119

Instructivo para la prueba del estado del silicagel .............................................................. 120

Instructivo para la prueba de punto de rocío ...................................................................... 121

Instructivo para prueba de presión de nitrógeno ................................................................ 127

vi

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1 Índice horario de los transformadores trifásicos [22]

.............................................. 4

Figura 2.2 Diagrama del transformador ideal [23]

................................................................... 5

Figura 2.3 Curva de histéresis de un transformador [25]

.......................................................... 7

Figura 2.4 Flujo mutuo y disperso en el núcleo de un transformador [3]

................................ 8

Figura 2.5 Modelo del transformador referido a su nivel de tensión primaria [3]

................... 8

Figura 2.6 Principales partes del transformador de potencia [26]

.......................................... 10

Figura 2.7 Transformador tipo acorazado (a) y tipo núcleo (b) [13]

.................................... 11

Figura 2.8 Bobinas del transformador [12]

............................................................................. 11

Figura 2.9 Tanque sellado con válvula de presión ............................................................... 12

Figura 2.10 Tanque con respiración libre ............................................................................. 13

Figura 2.11 Transformador con tanque de expansión .......................................................... 13

Figura 2.12 Bushings de un transformador [12]

..................................................................... 14

Figura 2.13 Taps de un transformador [30]

............................................................................ 15

Figura 2.14 Descargadores de sobretensión y bushings en un transformador [31]

............... 16

Figura 2.15 Relé Bucholz y sus componentes [16]

................................................................ 17

Figura 2.16 Sistema de enfriamiento de un transformador de potencia ............................... 18

Figura 2.17 Secador de silicagel [16]

..................................................................................... 19

Figura 2.18 Relación entre la temperatura y la cantidad de agua disuelta en el aceite [14]

... 22

Figura 3.1 Equipo de medición rigidez dieléctrica [24]

......................................................... 28

Figura 3.2 Comparador de aceites derivados de petróleo Lovibond [36]

............................... 29

Figura 3.3 Conexión del equipo para la prueba de factor de potencia del aceite [12]

............ 31

Figura 3.4 Triángulo de potencia .......................................................................................... 32

Figura 3.5 Equipo para la prueba de contenido de humedad [32]

......................................... 34

Figura 3.6 Partes de la celda de muestra para la prueba Karl Fischer [33]

............................ 35

Figura 3.7 Relación entre la tensión interfacial y el número de neutralización [12]

. ............. 36

Figura 3.8 Calificación del aceite de acuerdo al índice de calidad [12]

................................. 37

Figura 3.9 Equipo para la medición de la tensión interfacial Lauda [34]

............................... 38

Figura 3.10 Densímetro [37]

................................................................................................... 41

Figura 3.11 Lectura del densímetro para (a) líquidos opacos y (b) líquidos transparentes [] 42

Figura 3.12 Concentración de gases en función de la temperatura [12]

................................. 44

Figura 3.13 Perfil cromatográfico del aceite sobrecalentado [12]

.......................................... 45

Figura 3.14 Perfil cromatográfico del papel sobrecalentado [12]

.......................................... 46

vii

Figura 3.15 Perfil cromatogáfico del efecto corona [12]

........................................................ 46

Figura 4.1 Circuito para la medición de resistencia de los devanados mediante

amperímetros y voltímetros [6]

.............................................................................................. 49

Figura 4.2 Puente Kelvin [27]

................................................................................................. 50

Figura 4.3 Medidor de resistencia de bobinados WRM-40 [28]

............................................ 51

Figura 4.4 Resistencia de los devanados para la conexión en estrella ................................. 51

Figura 4.5 Resistencia de los devanados para la conexión en delta ..................................... 52

Figura 4.6 Equipo de medición de relación de transformación (TTR) Megger [29]

.............. 54

Figura 4.7 Conexiones básicas de medidor de relación de transformación marca Vanguard [12]

.......................................................................................................................................... 54

Figura 4.8 Megohmetro Megger [14]

..................................................................................... 56

Figura 4.9 Conexiones para transformadores monofásicos [14]

............................................ 58

Figura 4.10 Conexiones para transformadores trifásicos [14]

................................................ 59

Figura 4.11 Relación entre tensión, corriente capacitiva y corriente resistiva [14]

................ 61

Figura 4.12 Conexión para la prueba de collar caliente [14]

.................................................. 62

Figura 4.13 Conexiones para la prueba a descargadores de sobretensión [14]

...................... 64

Figura 4.14 Conexiones para prueba de corriente de excitación para devanados en delta y

estrella [14]

............................................................................................................................. 65

viii

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1 Humedad máxima permisible en el aceite [14]

...................................................... 22

Tabla 3.1 Pruebas más importantes al aceite en campo y laboratorio [10]

............................ 26

Tabla 3.2 Comparación norma ASTM D 877 y ASTM D 1816 [9]

...................................... 27

Tabla 3.3 Valores de corrección del factor de potencia [7]

................................................... 32

Tabla 3.4 Niveles críticos de agua para el aceite de acuerdo a la tensión nominal [12]

........ 35

Tabla 3.5 Calificación del aceite según índice de calidad [10]

.............................................. 37

Tabla 3.6 Cantidad de inhibidor [12]

...................................................................................... 43

Tabla 4.1 Factores de corrección de la resistencia de los aislamientos [14]

.......................... 57

Tabla 4.2 Valores de resistencia de aislamiento para transformadores de potencia y

distribución [14]

...................................................................................................................... 59

Tabla 4.3 Valores de la constante C a 20°C [14]

.................................................................... 60

Tabla 4.4 Factores de corrección de temperatura para prueba de factor de potencia de los

aisladores [12]

......................................................................................................................... 63

Tabla 4.5 Criterios de evaluación para los bushings [12]

....................................................... 63

Tabla 4.6 Conexiones y tensiones de prueba para la prueba a descargadores de sobretensión

[14] .......................................................................................................................................... 64

Tabla 4.7 Tensiones de prueba para descargadores de sobretensión [14]

.............................. 65

Tabla 5.1 Causas de fallas en el transformador [14]

............................................................... 67

Tabla 5.2 Conversión de la temperatura de punto de roció en ppm de vapor de agua [15]

... 69

ix

NOMENCLATURA

A Ampere, unidad de corriente eléctrica

a Relación de vueltas del transformador

ANSI American National Standards Institute

ASTM American Society for Testing and Materials

°C Grados Celsius

CA Corriente alterna

CC Corriente continúa

cc centímetro cúbico, o mililitro

CNFL Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A

dB Decibel, unidad de comparación de magnitudes

DBPC 2-6 Di-tercio Butyl Para Cresol

FP Factor de potencia

H Devanado de alta de un transformador

IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers

KOH Hidróxido de potasio

mo Masa de cierto volumen de agua

ms Masa de cierto volumen de aceite

mL Mililitro

η Eficiencia

N Vueltas de alambre

ρr Densidad relativa

Ω Ohm, unidad de resistencia eléctrica

P Potencia real

PC Plena carga

PPM partes por millón

Q Potencia reactiva

RMS Root Mean Square

RV Regulación de tensión

S Potencia aparente

x

SC Sin carga

UST Prueba de espécimen desaterrizado

V Volts, unidad de tensión eléctrica

VA Voltamperios, unidad de potencia aparente

VAR Voltamperios reactivos, unidad de potencia reactiva

VPS Voltios por segundo

W Watts, unidad de potencia real

X Devanado de baja tensión de un transformador

Z Impedancia

xi

RESUMEN

Este trabajo presenta una guía de las pruebas que se deben realizar a

transformadores eléctricos de potencia, de manera que pueda dar un mantenimiento

preventivo o correctivo correcto con el fin de mantener el equipo en opimas condiciones de

operación de manera que se alargue su vida útil además de brindar un servicio de calidad a

los clientes. Además se presentan criterios de calificación para los resultados de cada

prueba de manera que se realce una evaluación correcta del estado real del transformador.

En la sección de apéndices se incluyen los instructivos que forman una guía para

que el personal de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. realice las pruebas de

acuerdo a la normativa vigente, esto con el fin de ahorrar tiempo de entrenamiento del

personal además de evitar errores humanos en el proceso de pruebas.

Las pruebas mostradas en este trabajo forman un conjunto de evaluación por lo que

los resultados no se deberán analizar individualmente sino que se deberán analizar como un

conjunto de forma que resultados de una prueba sean complementados por otra.

Este trabajo es un complemento importante del área de mantenimiento ya que por

medio de estas pruebas se puede realizar un diagnóstico adecuado y organizar un programa

de mantenimiento adecuado según sea el caso.

1

CAPÍTULO 1: Introducción

1.1 Descripción del proyecto

Este proyecto consiste en la realización de un manual para pruebas a

transformadores de potencia, el cual va a ser utilizado por el personal de la Compañía

Nacional de Fuerza y Luz S.A. Se muestra la metodología a seguir para realizar las pruebas

de forma correcta, así como la frecuencia a la que se debe realizar cada una de ellas para

obtener diagnóstico correcto del estado de los transformadores. De esta forma se busca que

se les brinde un mantenimiento adecuado, a tiempo, y en caso de presentar alguna falla, esta

pueda ser detectada y corregida de forma oportuna.

1.2 Objetivos

1.2.1 Objetivo general

Elaborar una guía para la realización de ensayos a los transformadores eléctricos de

potencia de las subestaciones de distribución y generación de la Compañía Nacional

de Fuerza y Luz S.A.

1.2.2 Objetivos específicos

Definir los ensayos básicos, y las frecuencias de realización, para poder evaluar la

integridad de los transformadores eléctricos de potencia.

Confeccionar los instructivos para cada una de las pruebas que se deben realizar a

los transformadores de potencia, como parte del mantenimiento predictivo.

2

Proveer guías para establecer los criterios de fallas, y los métodos para el análisis y

la interpretación de los resultados de los ensayos.

1.3 Metodología

El primer punto a realizar en el proyecto requiere un estudio de las normas que

regulan las pruebas a los trasformadores, de manera que se respete el estándar internacional

y los resultados que se obtengan puedan ser interpretados de manera correcta, para esta

parte se usaran las normas de IEEE, la cuales presentan los pasos para realizar de de forma

correcta pruebas, ya sean eléctricas, térmicas o de sonido. También se utilizan las normas

publicadas por la ASTM las cuales indican la forma de realizar las pruebas al aceite de los

transformadores.

Definido el protocolo a seguir, se debe de conocer el equipo disponible en la sección

de pruebas eléctricas de la CNFL, con el fin de presentar su correcto uso para que las

pruebas se realicen de manera correcta de manera que los resultados obtenidos sean

confiables.

Finalmente se establecerá el protocolo de pruebas, el cual debe incluir, entre otras

cosas: las normas de seguridad, la metodología de cada prueba y la frecuencia con que debe

ser realizada cada una de ellas.

3

CAPÍTULO 2: Desarrollo teórico

2.1 El transformador

Es un dispositivo eléctrico estático, cuya principal función es aumentar o disminuir

la tensión de salida con respecto a la tensión en el primario. Se basa en el principio de que

la energía eléctrica puede ser transportada por inducción magnética desde una bobina a otra

mediante un flujo variable en el tiempo.

Está formado por dos o más bobinas de alambre arrolladas sobre un núcleo común

el cual se fabrica de un material ferromagnético. Se denomina devanado primario al que se

encuentra conectado a la fuente de potencia y devanado secundario al que está conectado

en el lado de la carga y de existir un tercer devanado este se denomina terciario.

Entre las principales aplicaciones de los transformadores se pueden mencionar: en

transmisión y distribución de energía, elevando la tensión para su transporte reduciendo las

pérdidas, luego bajándola a un nivel adecuado para la carga que se alimente; para muestreo

de tensión y corriente, llevando el parámetro que se busca medir a un valor adecuado para

ser medido con equipo convencional de una forma segura.

En sistemas de potencia se utilizan transformadores monofásicos o trifásicos,

clasificación que se realiza de acuerdo al tipo de conexión de las bobinas. Dentro de los

trifásicos existen varios tipos de conexiones, las cuales se muestran en la figura 2.1, cada

una de estas presenta características que la hacen más o menos adecuada para una

aplicación.

4

Figura 2.1 Índice horario de los transformadores trifásicos [22]

5

2.2 Principio de funcionamiento del transformador

La figura 2.2 muestra el diagrama básico de un transformador. La relación de

vueltas del transformador indica el factor en que el nivel de tensión de CA del secundario

cambia respecto al primario.

Figura 2.2 Diagrama del transformador ideal [23]

Las relaciones de tensión y corriente en función al número de vueltas de los devanados son:

(2.1)

La potencia de entrada y salida se relaciona mediante las ecuaciones (2.2) a (2.4), y

al despreciar las pérdidas S, P y Q son para el primario y el secundario:

(2.2)

(2.3)

(2.4)

Los transformadores cambian la impedancia vista por un elemento en cualquiera de

sus lados, ya que modifica las relaciones de tensión y corriente. Si se define como ZL’ la

6

impedancia vista por la fuente de potencia y ZL la impedancia de la carga, la relación entre

estas se puede definir como:

(2.5)

De manera que seleccionando el número de vueltas se puede hacer que la fuente vea

una impedancia de la carga igual a la suya.

El funcionamiento de un transformador real se asemeja al de un transformador

ideal, sin embargo, tienen características que los diferencian las cuales deben ser tomadas

en cuenta. En la realidad la potencia de entrada será mayor que la de salida, ya que existen

pérdidas dentro del transformador.

El núcleo presenta pérdidas, las cuales incluyen las pérdidas por histéresis y

corrientes parásitas; también existen pérdidas en los devanados las cuales dependen de la

corriente que fluye por ellos, se calculan mediante la siguiente relación:

(2.6)

La histéresis es el fenómeno mediante el cual un material ferromagnético mantiene

su estado de magnetización aún después de eliminar el campo magnético al cual fue

sometido, de manera que el flujo creado en el núcleo no dependerá solo de la corriente

aplicada, sino que influirá el campo aplicado anteriormente.

Estos materiales tienen espacios llamados dominios, los cuales son secciones en las

que los átomos tienen el campo magnético alineado en una misma dirección, estos tienen

una distribución aleatoria en estado natural. Al aplicar un campo magnético externo los

dominios que se encuentran alineados con el crecen sobre los dominios que tienen

direcciones distintas, estos poco a poco se alinean con el campo magnético hasta que el

material se satura cuando la mayoría de los átomos están alineados. Al eliminar el campo

magnético los dominios no se vuelven a alinear al azar, lo cual provoca pérdidas en el

7

núcleo, ya que se necesita energía para cambiar la orientación de los dominios durante cada

ciclo de corriente alterna.

Figura 2.3 Curva de histéresis de un transformador [25]

Las corrientes parásitas se producen debido a tensiones inducidas por el campo

magnético en el núcleo, las cuales disipan energía en forma de calor debido a la resistencia

del material del que está fabricado el núcleo. Las pérdidas son proporcionales a la distancia

recorrida por la corriente, por esto los núcleos se fabrican de tiras delgadas de material, las

cuales están aisladas unas de otras por medio de un barniz especial.

Además de estas pérdidas antes mencionadas, se deben tomar en cuenta las

producidas por el flujo disperso, el cual escapa del núcleo, pasando por el devanado

primario pero sin cruzar el devanado secundario.

8

Figura 2.4 Flujo mutuo y disperso en el núcleo de un transformador [3]

Finalmente dos aspectos a destacar en los transformadores reales son la regulación

de tensión y la eficiencia. El circuito equivalente de un transformador se muestra en la

figura 2.5, y se puede notar la presencia de impedancias en serie dentro del transformador,

estas debidas a la resistencia propia de los materiales y a su configuración dentro del

transformador.

Figura 2.5 Modelo del transformador referido a su nivel de tensión primaria [3]

9

De acuerdo a la ley de Ohm, la caída de tensión en una impedancia está dada por la

ecuación

(2.7)

Si una carga demanda más corriente la caída de tensión en la impedancia será

mayor, de manera que si se modifica la carga la tensión de salida será modificada también.

La regulación de tensión a plena carga es una cantidad que compara la tensión de salida en

vacío con la tensión de salida a plena carga [3]

, y se calcula mediante la ecuación

(2.8)

Como se explicó anteriormente los transformadores reales tienen pérdidas, de

manera que la potencia de entrada será mayor que la de salida. Este parámetro, llamado

eficiencia, brinda una medida de comparación entre distintos transformadores y se calcula

con la ecuación (2.9).

(2.9)

La potencia de salida se puede definir como

(2.10)

De manera que la ecuación (2.9) se puede expresar en términos de tensión y

corriente de salida, así como del factor de potencia. Cabe mencionar que las pérdidas son

las producidas en el núcleo (histéresis y corrientes parásitas) además de las producidas en

los devanados, que se calculan mediante la ecuación (2.6). La eficiencia se define entonces

como:

(2.11)

10

2.3 Componentes de los transformadores de potencia

En esta sección se pretende dar una explicación acerca de los componentes que

presentes en un transformador eléctrico de potencia.

Figura 2.6 Principales partes del transformador de potencia [26]

2.3.1 Núcleo

El núcleo está construido de un material ferromagnético con características

especiales (hierro de grano orientado), de manera que las pérdidas por corrientes parásitas e

histéresis sean lo más pequeñas posibles. Se construye con capas muy delgadas del material

aisladas unas de otras. Existen dos tipos de configuración, tipo núcleo para potencias

mayores a 50 MVA y tipo acorazado para potencias menores (figura 2.5).

11

Figura 2.7 Transformador tipo acorazado (a) y tipo núcleo (b)

[13]

2.3.2 Devanados

Son fabricados de cobre en la mayoría de los casos sin embargo también existen

bobinas de aluminio, los cuales tienen una sección transversal circular para áreas menores a

4 mm2, para áreas mayores se fabrican de forma rectangular. Estas se encuentran aisladas

eléctricamente por medio de una cinta aislante como se muestra en la siguiente figura.

Figura 2.8 Bobinas del transformador

[12]

12

2.3.3 Tanque

Su función es proteger mecánicamente los devanados así como todos los

componentes que se encuentren en el interior del transformador, además sirve para evitar la

entrada de contaminantes y mantener el aceite dentro del transformador. Dependiendo de su

construcción se pueden clasificar en:

Tanque sellado: no cuenta con una tubería para respiración, ya que tiene la tapa

soldada. La presión dentro del tanque se mantiene dentro de un rango definido

mediante una válvula de alivio de presión. En el momento de instalarlo se introduce

un gas (aire limpio o nitrógeno) de manera que se forme un colchón de gas sobre el

aceite, existe poca contaminación con el medio ambiente debido a la válvula de

presión.

Figura 2.9 Tanque sellado con válvula de presión

Respiración libre: en este tipo de construcción el interior del tanque está en contacto

con el medio ambiente por medio de una tubería, la cual está doblada hacia abajo

para evitar la entrada de lluvia además cuenta con una rejilla para que no ingresen

13

animales. Debido a que puede ingresar humedad del ambiente se coloca un

removedor de humedad, el cual consiste en un tanque lleno de silicagel.

Figura 2.10 Tanque con respiración libre

Con tanque de expansión: el transformador tiene un tanque adicional llamado

tanque de expansión, colocado sobre el transformador. Su función es que la

expansión del aceite y el intercambio de aire con el medio ambiente ocurran lejos

del tanque principal donde se encuentra la mayor parte del aceite, reduciendo la

contaminación. Dentro del tanque usualmente se coloca una bolsa de goma, la cual

se expande o contrae de acuerdo a la cantidad de aceite y a su temperatura.

Figura 2.11 Transformador con tanque de expansión

2.3.4 Bushings

Su función es transportar los conductores (devanados) del interior del transformador

hacia la parte exterior. Estos deben ser capaces de soportar los esfuerzos eléctricos a

14

tensión nominal, así como los que puedan ocurrir en caso de una falla. Los bushings se

fabrican de diferentes materiales como [12]

:

Porcelana (para tensiones hasta 25 kV).

Porcelana – aceite (para tensiones entre 25 y 69 kV).

Porcelana – compuesto epóxico.

Porcelana – resina sintética (para tensiones 34,5 a 115 kV).

Porcelana – papel impregnado de aceite (para tensiones mayores a 275 kV).

Figura 2.12 Bushings de un transformador [12]

2.3.5 Taps

Permiten cambiar la relación entre las tensiones primaria y secundaria del

transformador, modificando la relación de vueltas de los devanados, usualmente el

devanado de alta tensión se construye con taps, debido a que por este la corriente es

15

menor (ver ecuación 2.1). Los cambios en los taps se pueden realizar de forma

manual o automática.

Figura 2.13 Taps de un transformador [30]

2.3.6 Descargadores de sobretensión

Su función es llevar las cualquier sobrecarga que pueda incidir en el equipo

directamente a tierra, evitando daños a la unidad y los demás equipos que estén conectados

con este. Se pueden clasificar en tres tipos [12]

:

Subestación (684 kV).

Intermedios (hasta 120 kV).

Distribución (hasta 30 kV).

16

Figura 2.14 Descargadores de sobretensión y bushings en un transformador

[31]

2.3.7 Relé Buchholz

Este dispositivo está presente en transformadores que cuentan con tanque de

expansión. Funciona bajo el principio de que al producirse una falla en el transformador se

produciran gases. Se compone de una cámara cilíndrica con dos flotadores, uno superior

conectado al circuito de alarma y uno inferior conectado al circuito de desenganche.

Al producirse una falla las burbujas de gas suben por la tubería y quedan atrapadas

en la cámara, este gas desplaza parte del aceite disminuyendo su nivel. Cuando el nivel de

aceite ha bajado lo suficiente, se acciona el circuito de alarma y si continúan produciéndose

gases el nivel continuará bajando con lo que se acciona el circuito de desenganche.

También existe una tercera protección que cierra el circuito de desenganche cuando se

producen gases de manera violenta con lo que se aumenta la velocidad del aceite en la

tubería.

17

Figura 2.15 Relé Bucholz y sus componentes [16]

Este dispositivo permite detectar si se han producido fallas en el transformador, ya

que los gases que se produzcan por estas quedarán atrapados, y mediante una prueba de

cromatografía de gas se puede determinar el tipo de falla.

18

2.3.8 Radiadores y ventiladores

Los transformadores que funcionan con aceite cuentan con diferentes métodos para

su enfriamiento, de manera que el transformador se mantenga dentro de su temperatura de

operación. Para esto cuenta con un sistema de enfriamiento compuesto de radiadores,

ventiladores y su respectivo sistema de control, además de bombas que hacen circular el

aceite por las tuberías. Para un enfriamiento óptimo los ventiladores deben girar en sentido

correcto, además de que el sistema de control debe de activar y desactivar a los ventiladores

y alarmas a la temperatura adecuada.

Figura 2.16 Sistema de enfriamiento de un transformador de potencia

2.3.9 Secador de silicagel

Su función es eliminar la humedad que pueda ingresar al aceite proveniente del

exterior, se usa en los transformadores con tanque de expansión. El silicagel consiste en un

silicato de aluminio, coloreado con un tono celeste de manera que cuando este se satura

19

adquiere un color rosa. En algunos casos el silicagel es blanco, pero cuenta con granos de

control los cuales si están coloreados.

Figura 2.17 Secador de silicagel [16]

2.4 Pruebas a transformadores

Con el propósito de que los resultados obtenidos en cada prueba sean correctos y

representen el verdadero estado del equipo, además de ser interpretados de forma correcta

existen normas internacionales que establecen el protocolo para cada una de las pruebas.

Estas son publicadas por instituciones como IEEE y ASTM. Las pruebas eléctricas se

publican en la norma ANSI/IEEE C57.12.90, la cual muestra procedimientos para

determinar:

Resistencia de los devanados.

Polaridad y relación de fases.

Pruebas de radio.

20

Pérdidas sin carga y corriente de excitación.

Pérdidas con carga y tensión de impedancia.

Pruebas dieléctricas.

Un grupo de pruebas muy importante son las que permiten evaluar la calidad del

aceite, ya que conociendo el estado de este se puede determinar: el estado del aislamiento

(papel o aceite), posibles fallas que en el momento no son tan graves, o darle un

mantenimiento preventivo para alargar su vida útil. Si el papel se llegara a dañar

reemplazarlo tiene un costo muy alto comparado con el costo de una unidad nueva, por lo

que tiene gran importancia conocer su estado y preservarlo el mayor tiempo posible. Los

efectos nocivos producidos por los contaminantes presentes en aceite que se impregnan en

el papel son [9]

:

Aumento del factor de potencia: los contaminantes son sustancias polares que

facilitan el camino de las corrientes de fuga en el aislamiento.

Aumento de la temperatura de operación.

Disminución del grado de polimerización.

Disminución de la resistencia mecánica a la tracción por cristalización del papel.

Disminución de la rigidez dieléctrica del papel.

Falla del transformador.

Por esto que hay varias pruebas que, en conjunto, permiten determinar la presencia

y cantidad de estos contaminantes entre las que se tienen:

Rigidez dieléctrica.

Factor de potencia.

Resistividad.

21

Tensión interfacial.

Contenido de humedad.

Color.

2.5 Aceite

El aceite utilizado en los transformadores es de naturaleza mineral, está compuesto

de una mezcla de hidrocarburos isoparafínicos nafténicos y aromáticos. Este debe de tener

cualidades que lo hagan apto para el funcionamiento en equipo eléctrico, en este caso

transformadores [9]

, como:

Ser un buen aislante eléctrico.

Refrigerar adecuadamente el transformador.

Proteger adecuadamente las partes internas.

Buena estabilidad a la oxidación.

Las bases de los aceites se componen de compuestos isoparafínicos entre 35 y 40

porciento, los nafténicos de un 50 a un 60 porciento y compuestos aromáticos entre un 4 y

8 porciento. Se añaden inhibidores para hacer más resistente el aceite al proceso de

oxidación, los cuales tienen un porcentaje menor a 0,3%.

2.5.1 Proceso de degradación de los aceites minerales

La humedad es la forma más común de contaminación en el aceite, el agua puede

encontrarse disuelta en el aceite o formando pequeñas gotas las cuales se unen y se

depositan en forma libre en el fondo del tanque del transformador.

22

Tabla 2.1 Humedad máxima permisible en el aceite [14]

Nivel de tensión (kV)

Humedad máxima (ppm)

5 30

15 30

35 25

69 20

más de 138 15

El efecto de la humedad depende de la forma en que esta se encuentra, de manera

que si está asentada en el fondo no resultará tan perjudicial como el agua disuelta en el

aceite. Al aumentar la temperatura del aceite una mayor cantidad de agua se disuelve en

este, como se ilustra en la figura 2.18.

Figura 2.18 Relación entre la temperatura y la cantidad de agua disuelta en el aceite [14]

La oxidación tiene un efecto más lento que el de la humedad, pero sus efectos son

más graves ya que se forman productos intermedios como alcoholes y aldehídos, formando

luego ácidos orgánicos que se agrupan y forman lodos. Los lodos se agrupan en los las

cavidades formadas dentro de los componentes del transformador afectando sus

condiciones de operación normales, ya que bloquean el flujo de aceite por los ductos de

23

enfriamiento, causando sobrecalentamiento. Las etapas de formación de lodo se pueden

separar en cuatro pasos [9]

:

Formación natural de ácidos orgánicos y esteres con un diámetro medio menor a de

0,03 micrones.

Los ácidos y esteres se unen para formar complejos moleculares de 0,03 a 1,5

micrones de diámetro medio.

Posteriormente se forman partículas de 0,5 a 1,5 micrones de diámetro medio.

Las partículas se precipitan sobre las paredes de los componentes del transformador.

2.6 Papel aislante

El papel debe poseer cuatro características para poder operar dentro del transformador,

las cuales son [9]

:

Resistencia eléctrica: capacidad de soportar altas tensiones incluidos esfuerzos de

impulso y transientes.

Resistencia mecánica a la tracción: debe soportar los esfuerzos axiales originados en

corto circuito.

Resistencia térmica y buena transferencia de calor.

Capacidad para mantener sus características deseables: el periodo de vida útil debe

ser razonable, si se le da un mantenimiento adecuado, debido al alto costo que lleva

el reemplazar el papel dañado.

El papel se fabrica normalmente mediante el proceso Kraft, el cual consiste en una

cocción de troncos en una solución alcalina. Este se utiliza mayoritariamente debido a que

24

el papel obtenido presenta una gran resistencia eléctrica y mecánica, así como una mayor

estabilidad térmica además de tener una mejor característica de envejecimiento. Algunas de

las principales características del papel Kraft son [9]

:

Aceptable resistencia a la tracción mecánica con un buen comportamiento en el

tiempo.

Presenta una alta porosidad, por lo que absorbe los productos de degradación del

aceite desde las etapas iniciales.

Alta afinidad con el agua, especialmente en la zona inferior de las bobinas donde las

temperaturas son más bajas.

Se comporta como catalizador en el proceso de oxidación de los hidrocarburos del

aceite aislante.

2.6.1 Vida útil del papel aislante

Existen varios factores que causan una disminución en la vida útil del papel como:

ácidos, lodos, agua, esfuerzos eléctricos y la temperatura, la IEEE establece que un papel

que ha perdido el 75% de la resistencia mecánica a la tracción ha finalizado su vida útil.

El agua es uno de los elementos más perjudiciales en el transformador, sin embargo

es necesario mantener cierto nivel de humedad en el papel para que este conserve sus

propiedades mecánicas. La mayor parte del agua se acumula en el papel, hasta ochocientas

veces más que en el aceite, por lo que es importante un adecuado control de humedad en

este, ya que un 4% de masa de agua por masa de papel acelera el envejecimiento hasta en

un 450%.

Cuando el aceite roza a la superficie del papel se produce el fenómeno de

electrización estática. El aceite se carga positivamente, mientras que el papel adquiere una

25

carga negativa. Estas cargas producen campos de corriente directa que se sobreponen al

campo de corriente alterna, y pueden ocasionar graves fallas en el transformador.

26

CAPÍTULO 3: Pruebas al aceite

Existen muchos ensayos para el aceite, la mayoría son para aceites nuevos, los

cuales están fuera del alcance del trabajo. De los ensayos para aceites en uso, basados en

normas ASTM, los más importantes se muestran en la tabla 3.1.

Tabla 3.1 Pruebas más importantes al aceite en campo y laboratorio [10]

Número de prueba ASTM

Importancia en el

campo

Importancia en el

laboratorio

Rigidez dieléctrica D 877 D 1816 1 1

Color D 1500 D 1524 2 6

Factor de potencia D 924 3 4

Contenido de humedad D 1533 4 5

Tensión interfacial D 971 5 3

Acidez D 974 6 2

Algunas de las pruebas son más adecuadas para realizarse en campo y otras el

laboratorio, ya que debido puede existir contaminación, otras sin embargo debido a la

facilidad con que se pueden realizar toman importancia para un diagnóstico en el campo.

3.1 Prueba de rigidez dieléctrica

Proporciona una medida de la capacidad del aceite de soportar esfuerzos eléctricos

sin fallar, y da un primer indicio de la presencia de contaminantes en el aceite, sin embargo

no se puede llegar a una conclusión del estado del aceite con base solo en esta prueba. Los

procedimientos para realizar la prueba están especificados en las normas ASTM D 877 y

ASTM D 1816, la primera se utiliza para aceites usados y la segunda para aceites nuevos,

sin embargo debido a los nuevos diseños de los transformadores la D 1816 se está

27

empleando para aceites usados, sin embargo la normativa vigente es la D 877. A

continuación se presenta una comparación entre las dos pruebas.

Tabla 3.2 Comparación norma ASTM D 877 y ASTM D 1816 [9]

ASTM D 877 ASTM D 1816

Geometría de los electrodos Discos de 25mm Semiesféricos de 36mm

Separación 2,5mm entre 1 y 2 mm

Rampa 3000 V/s 500 V/s

Alcance (KV) Debajo de 6,9 KV 35-50 KV (1mm separación)

80-90 KV (2mm separación)

Sensibilidad a la humedad

En el rango de 30 a 80 ppm o agua libre Por debajo de 30 PPM

Aplicación recomendada según ASTM

Aceptación aceite nuevo a granel o en

tambores

Aceites filtrados, desgasificados y deshidratados antes y después de tratamiento. Aceites en

operación.

Sensibilidad a fibras de celulosa Menos sensible Más sensible

Con esta prueba se puede determinar la presencia de humedad, polvo y fibras de

celulosa, sin embargo no se puede establecer que contaminantes están presentes de forma

individual solamente que existe una concentración de ellos que afecta el valor de la rigidez

dieléctrica.

Para realizar esta prueba se debe de contar con una celda de prueba, además del

equipo medidor correspondiente el cual incluye los electrodos para la norma que se aplique.

Este equipo debe recibir un tratamiento previo a la prueba de manera que se asegure que

está en condiciones apropiadas para realizar la prueba.

28

Figura 3.1 Equipo de medición rigidez dieléctrica [24]

Primero se debe realizar una limpieza a los electrodos con un papel que no

desprenda fibras, seguidamente se deberán enjuagar con un solvente como el keroseno

teniendo cuidado de que no se acumule humedad al evaporarse este. Cuando la celda está

limpia se enjuaga con aceite del que se va a aprobar. Antes de realizar la prueba con el

aceite, se realiza una prueba con un aceite con rigidez dieléctrica conocida, si el valor

obtenido en el ensayo es semejante al teórico entonces la celda esta lista para realizar las

pruebas.

Para la prueba se aplica una tensión creciente de acuerdo a la norma que se esté

utilizando hasta que se produzca la tensión de ruptura. Se deben realizar al menos cinco

mediciones dando un lapso de un minuto entre cada medición, el resultado será el promedio

de todas las mediciones si cumple con el siguiente criterio:

(3.1)

Donde Vmax es la máxima tensión de ruptura obtenido, y Vmin el mínimo. Si la

tensión VK es menor a la segunda menor tensión obtenida en la prueba el promedio de los

valores es el resultado final, de lo contrario se deberán de realizar cinco mediciones más

con una muestra nueva y el resultado será el promedio de las diez mediciones.

El resultado obtenido se compara con los siguientes valores, publicados por la

compañía S.D. Myers para catalogar el estado del aceite:

29

Tensión de ruptura mayor a 35 kV: aceite en buen estado.

Tensión de ruptura mayor a 30 kV y menor que 35 kV: aceite aceptable.

Tensión de ruptura menor a 30 kV pero mayor a 25 kV: aceite cuestionable.

Tensión de ruptura menor a 25 kV: aceite inaceptable.

3.2 Prueba de color

Esta prueba está definida por las normas ASTM D 1500 para pruebas en laboratorio

y D 1524 para pruebas en campo. La importancia de esta prueba radica en su facilidad para

realizarse además que el equipo utilizado es muy simple.

Los aceites se comparan contra una escala de color en la cual un aceite nuevo tiene

un valor de 0,5 (blanco agua) hasta un 8 en pasos de 0,5. El equipo para medición se

muestra a continuación.

Figura 3.2 Comparador de aceites derivados de petróleo Lovibond [36]

Este equipo cuenta con discos con la escala, de manera que al introducir un

recipiente con agua y otro con la muestra de aceite permite visualizar la escala junto a la

referencia de agua, con el fin de comparar los colores de forma precisa.

30

El oscurecimiento gradual del aceite es un efecto normal, y no se produce

solamente debido a fallas ya que las sustancias presentes en el transformador desprenden

elementos que cambian su coloración. Sin embargo si entre dos pruebas se encuentra que el

aceite se oscureció repentinamente, por ejemplo de un nivel de 4 a 7 cuando anteriormente

venia cambiando en valores de 0,5, puede indicar la existencia de fugas generadas por

arcos que producen carbón.

Además de revisar la coloración del aceite, se debe hacer una inspección visual, la

cual se define en la norma ASTM D 1524, en la cual se examina el aceite para ver si está

turbio, lo cual es un indicador de presencia de contaminantes metálicos, partículas de

aislamiento y carbón entre otros.

3.3 Prueba de factor de potencia

Esta prueba busca dar una medición de las corrientes de fuga en el aceite, las cuales

son un indicador del deterioro del mismo. El factor de potencia se define como la relación

entre la potencia disipada en el aceite (W) y el producto de la tensión aplicada y corriente

efectiva (VA), este valor es proporcional a la energía disipada por el aceite en forma de

calor. Si se obtiene un valor de factor de potencia alto el estado del aceite tiene

contaminantes como agua, carbón, barniz, etc.

Se realiza de forma rutinaria junto con la prueba de rigidez dieléctrica a dos

temperaturas distintas. Primero se realiza con el aceite a 25°C con lo que se determina la

presencia de humedad y algunas impurezas, luego al calentar el aceite a 100°C la humedad

se evaporó y se han disuelto otras impurezas en el aceite las cuales se pueden detectar. Se

31

utiliza un equipo llamado medidor de humedad y factor de potencia, la figura 3.3 muestra la

conexión del equipo.

Figura 3.3 Conexión del equipo para la prueba de factor de potencia del aceite [12]

Después de depositar la muestra de aceite en el recipiente se coloca la tapa del

equipo la cual cuenta con un capacitor de placas paralelas, luego se aplica una tensión de

2,5 kV. El equipo mide las corrientes de fuga en el aceite y presenta el factor de potencia en

la pantalla. En caso de tener un equipo que presenta P y Q el factor de potencia se puede

calcular mediante ecuaciones como se muestra a continuación.

32

Figura 3.4 Triángulo de potencia

El factor de potencia será entonces:

(3.2)

La corrección de temperatura para 20°C se presenta en la siguiente tabla.

Tabla 3.3 Valores de corrección del factor de potencia [7]

Temperatura °C 1 2 3


15 1,2 1,11 1,01 38 0,45 0,67 0,9

16 1,16 1,09 1,01 39 0,44 0,66 0,89

17 1,12 1,07 1,01 40 0,42 0,65 0,89

18 1,08 1,05 1 41 0,4 0,63 0,88

19 1,04 1,02 1 42 0,38 0,62 0,87

20 1 1 1 43 0,37 0,6 0,86

21 0,96 0,98 1 44 0,36 0,59 0,86

22 0,91 0,96 0,99 45 0,34 0,57 0,85

23 0,87 0,94 0,99 46 0,33 0,56 0,84

24 0,83 0,92 0,98 47 0,31 0,55 0,83

25 0,8 0,9 0,98 48 0,3 0,54 0,83

26 0,76 0,88 0,97 49 0,29 0,52 0,82

27 0,73 0,86 0,97 50 0,28 0,51 0,81

28 0,7 0,84 0,96 52 0,26 0,49 0,79

29 0,67 0,82 0,95 54 0,23 0,47 0,77

30 0,61 0,8 0,95 56 0,21 0,45 0,75

31 0,6 0,78 0,94 58 0,19 0,43 0,72

32 0,58 0,76 0,94 60 0,17 0,41 0,7

33 0,56 0,75 0,93 62 0,16 0,4 0,67

34 0,53 0,73 0,93 64 0,15 0,38 0,65

35 0,51 0,71 0,92 66 0,14 0,36 0,62

36 0,49 0,7 0,91 68 0,13 0,35 0,59

37 0,47 0,69 0,91 70 0,12 0,33 0,55

33

El aceite nuevo tiene un factor de potencia menor a 0,05% a 20°C. Para aceites en

servicio se puede tomar el siguiente criterio para la calificación del aceite (a 20°C) [14]

:

Factor de potencia menor a 0,5%: aceite bueno.

Factor de potencia entre 0,5% y 2%: calidad del aceite dudosa.

Factor de potencia mayor a 2%: aceite malo.

Según la norma ASTM D 924 a 100°C el factor de potencia no debe ser mayor a

0.3.

3.4 Prueba de contenido de humedad (Método de Karl Fischer)

La presencia excesiva de agua en el aceite tiene efectos negativos para el

transformador, sin embargo es necesaria una pequeña cantidad de agua para que el papel

conserve sus cualidades. Uno de los métodos más utilizados para determinar el contenido

de humedad es el método de Karl Fischer. Existe equipo disponible para realizar la prueba

en campo, sin embargo normalmente se realiza en laboratorio junto con las demás pruebas,

la siguiente figura muestra el equipo utilizado en el laboratorio, el cual realiza el análisis de

la muestra de forma automática.

34

Figura 3.5 Equipo para la prueba de contenido de humedad [32]

Esta prueba requiere de gran pericia por parte del personal que la realice, ya que se

necesita de cuidado y precisión a la hora de realizar las mediciones. Se recomienda que el

aceite se encuentre a una temperatura cercana a 20°C, ya que no existen tablas de

corrección de temperatura.

Para realizar la prueba primero se enjuaga una jeringa con el aceite que va a ser

probado tres veces de manera que se eliminen todos los contaminantes que puedan estar

presentes, seguidamente se debe de pesar la jeringa en una báscula de precisión, luego se

llena la jeringa con 10cc de aceite y se toma su peso en la misma balanza, preferiblemente

en una posición vertical. El peso del aceite se calcula mediante la resta del peso de la

jeringa llena y la jeringa vacía. Con el equipo funcionando se introduce el aceite en el

septum (figura 3.5) lentamente, en ese momento el equipo va a solicitar los datos como el

peso del aceite, los cuales se introducen en el orden correspondiente dependiendo del

modelo del equipo, el equipo calcula de forma automática el contenido de agua en partes

por millón de aceite.

35

Figura 3.6 Partes de la celda de muestra para la prueba Karl Fischer [33]

Conociendo la cantidad de agua en el aceite se puede hacer una estimación del agua

contenida en el papel aislante. La muestra de aceite para esta prueba se recomienda que

provenga de la parte superior del tanque del transformador, ya que si se toma una muestra

del fondo se corre el riesgo de que la muestra contenga parte del agua que se deposita en el

fondo del tanque produciendo resultados erróneos. Se considera critico un nivel de 50 ppm

de agua en el aceite, bajo estas condiciones se puede concluir que el papel esta húmedo [10]

,

por lo que es necesario un reacondicionamiento del aceite, así como un secado del tanque

del transformador. La siguiente tabla muestra los niveles máximos de agua de acuerdo con

la tensión del tranaformador.

Tabla 3.4 Niveles críticos de agua para el aceite de acuerdo a la tensión nominal [12]

Nivel de tensión (kV) Cantidad máxima de agua en

el aceite (ppm)

Menor a 69 35

Entre 69 y 288 25

Mayor a 288 20

3.5 Pruebas de tensión interfacial y número de neutralización

Estas dos pruebas forman un conjunto de evaluación muy importante, y los

resultados obtenidos se deben de estudiar conjuntamente debido a la relación existente entre

36

ambas, la cual permite evitar errores a la hora realizar la calificación del aceite. Un

aumento en el número de neutralización tiene un efecto inverso en la tensión interfacial.

Esta relación se cuantifica mediante el índice de calidad (o índice de Myers), que se

muestra en la siguiente ecuación:

(3.3)

Donde IFT es el la tensión interfacial (en dinas/cm) y NN el número de neutralización (en

milígramos de KOH/g). Normalmente los resultados caen dentro de las categorías de la

curva mostrada en la siguiente figura.

Figura 3.7 Relación entre la tensión interfacial y el número de neutralización [12]

.

Hay siete categorías para calificar el aceite, la siguiente tabla muestra la calificación

del aceite según los valores de NN e IFT, así como el índice de calidad. En algunas

categorías existe un traslape entre los valores de NN, IFT y el índice de calidad, esto es

porque el aceite debe de cumplir todos los criterios para caer en una de las categorías, si se

da el caso de que cumple dos requisitos pero no el tercero entonces se debe calificar en una

37

escala menor. La figura 3.8 muestra la escala de las categorías desde aceite nuevo, hasta un

aceite en pésimas condiciones de acuerdo al resultado en el índice de calidad.

Figura 3.8 Calificación del aceite de acuerdo al índice de calidad [12]

Tabla 3.5 Calificación del aceite según índice de calidad [10]

Valores de NN - TIF Color del aceite Índice de calidad Calificación del aceite

NN 0.00 a 0.10

Amarillo claro 300 a 1500 o

más Aceite bueno TIF 30.0 a 45.0

NN 0.05 a 0.10

Amarillo claro 271 - 600 Aceite a ser tenido en

observación TIF 27.1 a 29.9

NN 0.11 a 0.15

Amarillo oscuro 160 - 318 Aceite marginal TIF 24.0 a 27.0

NN 0.16 a 0.40

Ámbar 45 - 159 Aceite malo TIF 18.0 a 23.9

NN 0.41 a 0.65

Café 22 - 44 Aceite muy malo TIF 14.0 a 17.9

NN 0.66 a 1.50

Café oscuro 6 - 21 Aceite extremadamente malo TIF 9.0 a 13.9

NN 1.51 o más

Negro

Aceite en condición desastrosa TIF 9 o menos

38

3.5.1 Prueba de tensión interfacial

Esta prueba mide la fuerza de atracción entre las moléculas de agua y aceite en el

plano en que ambos líquidos están en contacto, el resultado se expresa en dinas/m o

dinas/cm. La tensión interfacial se ve afectada por productos polares que se encuentran

disueltos en el aceite como partículas de polvo y productos de oxidación, ya que estos

aumentan la afinidad del aceite con el agua.

La prueba básicamente mide la fuerza que se requiere para pasar un anillo de platino

por la interfaz de la mezcla agua aceite contenida en un beaker. El equipo de medición se

muestra en la siguiente figura.

Figura 3.9 Equipo para la medición de la tensión interfacial Lauda [34]

La muestra del aceite se debe pasar por un filtro del papel y un embudo, el aceite

filtrado se deposita en un recipiente limpio. Antes de realizar la prueba se debe calibrar el

equipo de acuerdo a los procedimientos indicados en el manual de usuario.

Después de tener el equipo calibrado se debe de agregar en el recipiente del equipo

60 cm3 de agua destilada, y el anillo se sumerge 6 cm por debajo del nivel del agua. Luego

39

se vierte el aceite filtrado muy lentamente en el recipiente con el agua. Ya con la muestra

lista junto con el agua se enciende la máquina y se programa para realizar la prueba, el

equipo automáticamente muestra los resultados para la tensión interfacial de esa muestra.

Se debe aclarar que es importante conocer el funcionamiento del equipo, para eso se

recomienda estudiar el manual del usuario del tensiómetro.

Esta prueba se complementa con la de acidez, como se explicó anteriormente, ya

que en base a los resultados se puede determinar la existencia de lodos en el aceite o si

estos están prontos a formarse (una IFT de menor a 22 dinas/cm indica la precipitación de

lodos [12]

). Se ha establecido que una tensión interfacial menor a 15 dinas/cm indica la

presencia de lodos en el aceite, y 15 a 22 dinas/cm que la concentración de estos no es muy

grande, sin embargo se están comenzando a formar en el aceite por lo que es conveniente

realizar controles más seguidos o realizar un tratamiento de recuperación al aceite.

3.5.2 Prueba de número de neutralización (acidez)

Un aceite con bajo nivel de acidez tiene características importantes ya que presenta

una baja conductividad eléctrica y disminuye la corrosión de los metales en el interior del

transformador de manera que la vida útil no se vea reducida.

Antes de realizar la prueba se debe tener listos los reactivos, los cuales son:

fenolftaleína, la cual funciona como indicador; alcohol desnaturalizado y solución de KOH.

El beaker (el cual debe de contar con una tapa) debe ser enjuagado primero con el alcohol y

luego con una pequeña parte de la muestra de aceite.

Para realizar la prueba primero se debe de llenar un beaker con la muestra de aceite,

la cual deberá ser filtrada, hasta la marca de 20 mililitros seguidamente se le añaden 2 gotas

de fenolftaleína con el gotero. Se debe determinar si la acidez de la prueba es mayor que la

40

de un valor fijado anteriormente, para esto se añade un volumen apropiado de KOH y la

mezcla se agita por 10 segundos, luego se deja reposar. En este momento se forma una

película acuosa, si esta tiene una coloración rosa la acidez es menor que el valor fijado

anteriormente. Para determinar la acidez se agregan cantidades de 0,25 ml de KOH y se

agita cada vez dejando luego reposar. Esto se realiza hasta que la película acuosa tome una

coloración rosa. El valor de acidez se calcula con la ecuación (3.4).

(3.4)

Para esta prueba se requiere de personal capacitado, ya que se manejan químicos

que pueden ser peligrosos, además de la pericia que se requiere para tomar las mediciones

de forma correcta y poder dar un resultado correcto.

Conforme el aceite del transformador envejece se van formando ácidos, los cuales

son producto de la oxidación, los que a su vez en etapas más críticas se unen y forman

lodos. Se ha encontrado que los lodos se comienzan a formar cuando la acidez es 0.1

mgKOH/g y la precipitación del mismo en el interior del transformador ocurre cuando

el aceite alcanza valores de acidez por arriba de 0.4 mgKOH/g [12]

.

3.6 Densidad relativa del aceite

La densidad relativa o gravedad específica de un líquido es la relación entre la masa

de este comparada con la de otro líquido utilizado como estándar (normalmente agua) a la

misma temperatura, esta se calcula con la ecuación (3.5), y se encuentra en la norma ASTM

D 1298.

(3.5)

41

Se debe tener cuidado que las masas medidas correspondan a un volumen igual de

líquido tanto para el aceite como para el agua, el volumen se deberá estimar tomando en

consideración la precisión de la balanza que se utilice y de la precisión de la pipeta.

El instrumento especializado para la prueba es un densímetro especial para líquidos

con densidad mayor a la del agua (figura 3.10) el cual está formado por un cilindro de

vidrio con uno de sus extremos abiertos para introducir la muestra y una burbuja calibrada

con un peso, al introducir el líquido la burbuja experimenta una fuerza que la empuja hacia

arriba, esta fuerza se relaciona con la densidad relativa mediante una escala.

Figura 3.10 Densímetro [37]

Dependiendo de la coloración del líquido la lectura se debe realizar a nivel del

líquido se realiza a nivel de la superficie del líquido para líquidos claros o en la parte

superior del menisco para líquidos opacos.

42

Figura 3.11 Lectura del densímetro para (a) líquidos opacos y (b) líquidos transparentes []

La lectura del densímetro deberá ser corregida en caso de que la muestra se

encuentre a una temperatura distinta de la temperatura a la cual fue calibrado el densímetro.

En caso de temperaturas diferentes se deberá realizar la siguiente corrección:

(3.6)

Donde:

ρr es la lectura del densímetro a la temperatura de referencia r (°C).

ρt la lectura del densímetro cuya temperatura de referencia es t (°C).

Con esta prueba se puede realizar un diagnostico rápido al aceite para detectar la

presencia de contaminantes como el policlorhidatro de bifenilo el cual es un agente

cancerígeno. En los aceites nuevos la gravedad específica es aproximadamente 0.875, en un

aceite usado esta deberá ser menor a 1.

3.7 Prueba de cantidad de inhibidor

El inhibidor es un aditivo que se le agrega a los aceites para reducir la tasa de

oxidación de estos, estos retardan la oxidación hasta que llegan a consumirse. La tasa de

consumo de los inhibidores depende de la cantidad de oxigeno, contaminantes y de la

temperatura del aceite.

43

Al realizar un tratamiento de recuperación al aceite los inhibidores no se ven

recuperados, de hecho algunos tratamientos, como el caso del tratamiento de Tierra Fuller

remueve los inhibidores que puedan quedar en el aceite. De manera que para recuperar este

compuesto en el aceite se debe añadir manualmente inhibidores al aceite.

Es importante agregar el inhibidor que se utilice en el momento al aceite después de

haber realizado el tratamiento de recuperación, para detener la oxidación en este. La

siguiente tabla muestra la cantidad de DBPC por cantidad de aceite.

Tabla 3.6 Cantidad de inhibidor [12]

Porcentaje de DBPC por masa

de aceite

Kilogramos de DBPC por 1000 litros de aceite

Libras de DBPC por 100 galones de aceite

0,1 0,9 0,7

0,2 1,8 1,5

0,3 2,6 2,2

0,4 3,5 3

0,6 5,3 4,4

0,8 7 5,9

3.8 Prueba de resistividad del aceite

Esta prueba se realiza colocando una muestra de aceite en una copa y luego se introduce en

esta una celda Biddle. Esta celda está conectada a un medidor de aislamiento, el cual mide

la resistividad de la muestra de aceite. Se aplica una tensión de 5 kV en corriente directa y

la lectura obtenida mediante el equipo se multiplica por un factor de corrección de 1000 [],

el cual puede ser distinto dependiendo de la marca y modelo del equipo utilizado. La

resistividad del aceite debe ser aproximadamente 50000 MΩ.

3.9 Prueba de cromatografía de gases

Esta prueba consiste en analizar los gases que se encuentran en el aceite del

transformador, de manera que dependiendo del tipo y la cantidad de estos se puede

44

establecer el tipo y la gravedad de la falla. Estos gases pueden encontrarse disueltos en el

aceite, en un colchón de gas sobre el aceite en el tanque, y en dispositivos de recolección de

gases, los cuales se encuentran junto con el relé Buchholz. Esta prueba se realiza de forma

rutinaria o para determinar el tipo de falla que se produjo en el equipo.

Los tipos de fallas se pueden dividir en fallas térmicas y fallas eléctricas.

Fallas térmicas: se producen en el rango de temperaturas entre los 150°C y 500°C,

producen gases como hidrógeno, metano además de pequeñas cantidades de etano y etileno.

A medida que la temperatura aumenta se produce más hidrógeno que metano aumentando

además las cantidades de etano y etileno producido.

Figura 3.12 Concentración de gases en función de la temperatura [12]

Fallas eléctricas: se clasifican en fallas de baja y alta intensidad. Las primeras

pueden elevar la temperatura hasta 700°C produciéndose principalmente hidrógeno y

metano en menor cantidad junto con pequeñas cantidades de acetileno. A medida que la

intensidad de la falla aumenta se forma acetileno y etileno en cantidades mayores. En las

45

descargas de alta intensidad la temperatura se eleva hasta los 1800°C de manera que el

acetileno es el gas que se produce en mayor cantidad.

Se debe determinar también la tasa con la que se está produciendo el gas, la cual si

es mayor a 0.028m3 al día indica la existencia de una falla activa dentro del equipo.

(3.7)

Donde:

R: tasa de generación del gas (pies3/día), 1 pie

3/día equivale a 0.0028 m

3/día.

S0: suma de las concentraciones de gases combustibles de la primera muestra (ppm).

ST: suma de las concentraciones de gases combustibles de la segunda muestra en partes por

millón.

V: volumen del tanque principal del transformador (galones).

T: tiempo (días).

Las siguientes figuras presentan los perfiles cromatográficos para los gases

producidos por distintos tipos de fallas.

Figura 3.13 Perfil cromatográfico del aceite sobrecalentado [12]

46

Figura 3.14 Perfil cromatográfico del papel sobrecalentado

[12]

Figura 3.15 Perfil cromatogáfico del efecto corona

[12]

47

Figura 3.16 Perfil cromatográfico del arco externo

[12]

48

CAPÍTULO 4: Pruebas eléctricas

Dentro de esta sección se detallan las pruebas realizadas a los transformadores

mediante la aplicación de tensiones en corriente directa y corriente alterna los componentes

del transformador como aislamiento, bushings, devanados. Estas pruebas buscan determinar

parámetros como:

Resistencia de los devanados.

Factor de potencia del aislamiento.

Resistencia de los aislamientos.

Relación de transformación.

Estado de los bushings y descargadores de sobretensión.

Falsos contactos o puntos calientes.

Al realizar estas pruebas se comienza con las que utilizan equipo de corriente directa

para pasar a las pruebas de de corriente alterna.

4.1 Prueba de resistencia de los devanados

En esta prueba se busca determinar el valor de resistencia del cable del que se

componen los devanados el cual se puede comparar con el valor brindado por el fabricante

al realizar las pruebas en la fábrica y así determinar que las conexiones dentro del

transformador estén bien. Estas mediciones se hacen entre fases (para transformadores

trifásicos), entre las cuales se tienen las siguientes combinaciones:

H1 – H2 y X1 - X2.

H1 – H3 y X1 - X3.

H2 – H3 y X2 - X3.

49

Para medir la resistencia existen dos métodos, el primero utiliza voltímetros y

amperímetros para calcular la resistencia mediante la Ley de Ohm y el otro calcula la

resistencia mediante un puente Kelvin (o Wheastone), circuito que viene incorporado en el

equipo para medición de resistencia, este último método es el más utilizado.

4.1.1 Medición mediante amperímetro y voltímetro

En algunos casos este método resulta más fácil de aplicar que el método de puente,

y debe ser aplicado solamente cuando la corriente nominal de los devanados sea mayor a 1

A. La siguiente figura muestra el circuito de medición de resistencia.

Figura 4.1 Circuito para la medición de resistencia de los devanados mediante amperímetros y

voltímetros [6]

El valor de la resistencia se calcula mediante la Ley de Ohm (ecuación 2.7).

Para minimizar los errores de medición la IEEE en su norma C57.12.90-1999

recomienda:

Mantener la polaridad de la magnetización del núcleo constante durante todas las

mediciones.

Las terminales de medición de los voltímetros deben ser independientes de las de

los amperímetros y se deben conectar lo más cerca posible de las terminales de los

devanados y estos deben ser desconectados antes de apagar la fuente de tensión.

Tomar las medidas hasta que los valores de tensión y corriente se hayan

estabilizado. La resistencia insertada en serie con la fuente que se muestra en la

50

figura 5.1 reduce el tiempo de estabilización de la corriente, y su valor debe ser

grande comparado con la inductancia del devanado.

La corriente aplicada al devanado no debe superar el 15% de la corriente nominal

del transformador, ya que con corrientes mayores se calientan los devanados lo que

puede ocasionar resultados erróneos.

4.1.2 Medición mediante puente Kelvin

El puente Kelvin es una variación del puente Wheastone, se utiliza para determinar

valores de resistencia menores a 1 Ω. El circuito básico del puente Kelvin se muestra en la

figura 4.2:

Figura 4.2 Puente Kelvin [27]

Este circuito se encuentra incorporado en el medidor de resistencia, el cual

automáticamente mide la resistencia mediante la aplicación de una tensión CC a los

devanados. Un ejemplo del equipo se muestra en la figura 4.3, el cual puede medir

resistencias en un intervalo de 1 μΩ hasta 500 Ω y guardar los valores directamente en la

computadora o imprimirlos en el sitio.

51

Figura 4.3 Medidor de resistencia de bobinados WRM-40 [28]

El valor de resistencia obtenido en la prueba no representa los valores de resistencia

entre fases, estos se deberán calcular mediante el uso de ecuaciones dependiendo del tipo

de conexión de los devanados. Para la conexión en estrella se tiene:

Figura 4.4 Resistencia de los devanados para la conexión en estrella

(4.1)

(4.2)

(4.3)

52

Para el caso de devanados en delta la resistencia de cada fase se determina mediante

las ecuaciones (4.4) a (4.6):

Figura 4.5 Resistencia de los devanados para la conexión en delta

(4.4)

(4.5)

(4.6)

Los valores calculados anteriormente se deben de normalizar a una temperatura de

20°C a fin de ser comparados con mediciones futuras o con los valores calculados por el

fabricante del equipo, esto se realiza con la ecuación (4.7).

(4.7)

Donde:

Rs: resistencia a la temperatura deseada, en este caso 20°C.

Rm: resistencia medida.

53

Ts: temperatura deseada de referencia, en este caso 20°C.

Tm: temperatura a la que la resistencia fue medida, en grados centígrados.

Tk: 234.5°C para el cobre 0 225°C para el aluminio.

En transformadores inmersos en aceite la temperatura de los devanados se puede asumir

igual a la del aceite si [6]

:

a) Los devanados han estado sumergidos en el aceite sin excitación y sin que ninguna

corriente fluya por los devanados por un lapso de tres a ocho horas dependiendo del

tamaño del transformador antes de medir la resistencia en frio.

b) La temperatura del líquido aislante se ha estabilizado, de manera que la diferencia entre

la parte superior y la inferior del tanque no excede los 5°C.

Para transformadores en seco la temperatura de los devanados se debe asumir como el

promedio de las lecturas realizadas con varios termómetros tomados entre las vueltas de los

devanados.

4.2 Prueba de relación de transformación

Las consideraciones que se deben tomar a la hora de realizar esta prueba vienen

detalladas en la norma ANSI/IEEE C57.12.90. El objetivo de la prueba es comprobar que la

relación de vueltas sea la correcta de acuerdo a las especificaciones del transformador y se

debe realizar para cada posición del tap.

La prueba se realiza con un equipo llamado medidor de relación de transformación

(TTR) y el procedimiento básico consiste en aplicar una tensión AC en el devanado

primario y medir la tensión en el secundario, la relación de transformación se calcula con la

ecuación (2.1). El equipo para realizar esta prueba se muestra a continuación, el cual

calcula la relación de vueltas automáticamente y muestra los resultados en pantalla.

54

Figura 4.6 Equipo de medición de relación de transformación (TTR) Megger [29]

Figura 4.7 Conexiones básicas de medidor de relación de transformación marca Vanguard

[12]

El TTR calcula automáticamente la relación de transformación midiendo la tensión

aplicada en el primario y la tensión en el secundario y muestra en pantalla la tensión en el

primario, secundario y la relación de transformación.

Antes de realizar la prueba se debe aterrizar el equipo de prueba así como el

transformador de manera que cualquier corriente inducida por las líneas de transmisión

cercanas sea llevada a tierra sin que afecte la medición, el equipo y el personal. Después

55

conectar el equipo a las terminales del transformador se introduce el tipo de conexión de los

devanados en el menú del TTR, además se debe de numerar cada devanado con 1, 2 y 3 con

el fin de identificarlos a la hora de realizar las mediciones. Cuando todos los datos se han

ingresado y con los cables conectados a cada terminal del transformador según corresponda

se selecciona iniciar prueba de manera que el equipo comience a realizar las mediciones.

Los datos pueden ser impresos en el sitio, visualizados en la pantalla o guardados

directamente en una computadora para su análisis posterior.

La diferencia máxima entre la relación de vueltas de los devanados (N2/N1) y la

relación de tensión en vacío (E2/E1) so debe ser mayor a un +/- 0.5%, de acuerdo con la

norma IEEE C57.12.00-1993.

4.3 Prueba resistencia del aislamiento

El objetivo de esa prueba es determinar las corrientes de fuga que existan entre dos

elementos del transformador, por ejemplo entre devanados y tierra, entre devanados y entre

devanados y el tanque. Se miden tres puntos:

Devanado de alto contra devanado de baja: al realizar esta prueba se mide la

resistencia del papel aislante.

Devanado de alta contra tanque del transformador: se mide la resistencia conjunta

del papel aislante del devanado de alta con la del aceite aislante.

Devanado de baja contra tanque del transformador: de igual forma que el anterior

solamente que se mide el papel aislante del devanado de baja.

En caso de transformadores de tres devanados se realizan las siguientes conexiones

[14]:

Alta contra baja, terciario y tierra.

56

Terciario contra alta, baja y tierra.

Baja contra alta, baja y tierra.

Alta, baja y terciario contra tierra.

Alta y terciario contra baja y tierra.

Alta y baja contra terciario y tierra.

A la hora de realizar las pruebas las terminales de cada devanado se cortocircuitan y

se realiza la prueba aplicando una tensión CC de 15 kV, se puede aplicar una tensión mayor

a esta, sin embargo a pesar de que los resultados serán más confiables se debe tener

precaución de no aplicar una tensión muy alta que ocasione un daño al transformador.

El equipo utilizado es un megohmetro, el cual da la resistencia del aislamiento en

MΩ, y se presenta en la siguiente figura.

Figura 4.8 Megohmetro Megger [14]

Se cortocircuitan los devanados del transformador, tanto el primario como el

secundario y se aplica la tensión de prueba, si uno de los devanados no se va a probar este

se deberá aterrizar.

57

La resistencia de los aislamientos se ve afectada por factores como humedad y

temperatura, por lo que se deben corregir con ayuda de la siguiente tabla a una temperatura

estándar de 20°C.

Al conectar el equipo la aguja de medición comenzará a oscilar, hasta que llega un

punto en que se estabiliza. En este momento se debe esperar un minuto para comenzar a

tomar las lecturas las cuales se toman a los cada 15 segundos el primer minuto y luego cada

minuto hasta llegar a los diez minutos. Al finalizar se deben conectar las terminales del

equipo a tierra para eliminar cualquier carga que pueda permanecer en el equipo. Se debe

dar un tiempo de descarga igual al que el transformador permaneció energizado si se desea

realizar la prueba nuevamente. Las figuras 4.9 y 4.10 muestran las conexiones tanto para

transformadores trifásicos como monofásicos.

Tabla 4.1 Factores de corrección de la resistencia de los aislamientos [14]

Temperatura (°C) Con aceite Tipo seco

0 0.25 0.40

5 0.36 0.45

10 0.50 0.50

15.6 0.74 0.75

20 1.00 1.00

25 1.40 1.30

30 1.98 1.60

35 2.80 2.05

40 3.95 2.50

45 5.60 3.25

50 7.85 4.00

55 11.20 5.20

60 15.85 6.40

65 22.40 8.70

58

En caso de que la temperatura sea distinta a las que aparecen en las lista se puede

realizar una interpolación para obtener el factor de corrección. La ecuación (4.8) muestra la

ecuación para una interpolación lineal.

(4.8)

Donde:

y: valor de factor de corrección deseado.

y1: valor de factor de corrección correspondiente a la temperatura anterior.

y2: valor de factor de corrección correspondiente a la temperatura posterior.

x: temperatura a la que se desea encontrar el factor de corrección.

x1: temperatura anterior a la deseada.

x2: temperatura posterior a la deseada.

Figura 4.9 Conexiones para transformadores monofásicos [14]

59

Figura 4.10 Conexiones para transformadores trifásicos [14]

Los valores comunes para resistencia de aislamiento para transformadores de

potencia y distribución se muestran a continuación.

Tabla 4.2 Valores de resistencia de aislamiento para transformadores de potencia y distribución

[14]

Tensión de los devanados del transformador

(kV) Resistencia devanado - tierra (MΩ)

20°C 30°C 40°C 50°C 60°C

6.6 400 200 100 50 25

6.6-19 800 400 200 100 50

22-45 1000 500 250 125 65

Mayor de 66 1200 600 300 100 75

En la práctica la forma más confiable de calcular la resistencia mínima del

aislamiento es mediante la ecuación (4.9) la cual relaciona la resistencia mínima a un

60

minuto del aislamiento en función de la tensión del devanado bajo prueba y su capacidad

nominal.

(4.9)

Donde:

R1m: resistencia mínima del aislamiento a un minuto de prueba.

C: constante para mediciones a 20°C, ver tabla 4.3.

E: tensión de la bobina bajo prueba.

kVA: potencia nominal del devanado bajo prueba.

Esto para transformadores monofásicos. Para transformadores trifásicos E será la

tensión de las bobinas de una sola de las fases (fase – fase para devanados en delta y fase a

neutro para devanados en estrella).El valor de kVA será la potencia nominal trifásica de los

devanados.

Tabla 4.3 Valores de la constante C a 20°C [14]

Tipo de transformador 60 Hz 25 Hz

Lleno de aceite tipo tanque 1,5 1

Lleno de aceite sin tanque 30 20

Seco o lleno con compuesto 30 20

4.4 Factor de potencia de los aisladores

Esta prueba se realiza para medir las corrientes de fuga que puedan tener los

aisladores, las cuales están en fase con la tensión aplicada durante la prueba, y hacen que el

factor de potencia del aislamiento, que idealmente es 0, tenga un valor un poco mayor.

61

Figura 4.11 Relación entre tensión, corriente capacitiva y corriente resistiva [14]

Para realizar la prueba se coloca un collar fabricado de un material semiconductor

en la primera campana del bushing, debido a que usualmente estos fallan por fugas que se

desarrollan en la parte superior, permitiendo el ingreso de humedad. El punto de contacto

del bushing se conecta a tierra y la campana inferior a guarda (figura 4.11), se debe revisar

que el collar esté en contacto con toda la superficie del aislador. Esta prueba también se

puede realizar con múltiples collares en las distintas campanas del aislador, aunque el

método común es de collar simple. Antes de realizar la prueba se debe revisar cada

aislador de manera que este no presente grietas o partes quebradas.

Para realizar la prueba existen tres métodos disponibles, los cuales se enumeran a

continuación.

Prueba con muestra sin conexión a tierra (UST): es bushing está aislado de tierra, por

lo que no se toma en cuenta el aislamiento de los devanados en la prueba. Se

energiza el bushing en su terminal de alta tensión y la de baja se conecta al tap de

prueba, de manera que se obtiene una medición del aislamiento del bushing con este

procedimiento.

62

Prueba de muestra a tierra (GST): el conductor del bushing se conecta a la terminal

de alta tensión y la terminal de baja al tap de prueba.

Método de collar caliente: el cual se explicó anteriormente permite detectar espacios

vacíos en el aislador, o presencia de contaminantes en el bushing.

Figura 4.12 Conexión para la prueba de collar caliente [14]

El equipo de collar caliente mide la corriente que fluye entre el collar y la campana

conectada a guarda, esta se compara con los valores dados por el fabricante del aislador y

se determina si este todavía se encuentra apto para servicio.

Para realizar la prueba se debe limpiar con una franela la superficie del aislador, de

manera que se remueva cualquier partícula de polvo o moho que se pueda haber formado

producto de la humedad. Se aplica una tensión entre 250 y 2000 V de acuerdo con el equipo

se esté probando, por lo que se deberá de consultar las especificaciones del fabricante. Al

aplicar la tensión seleccionada el equipo realiza automáticamente las mediciones del factor

de potencia. El factor de potencia calculado se debe corregir a una temperatura estándar de

comparación de 20°C.

63

Tabla 4.4 Factores de corrección de temperatura para prueba de factor de potencia de los aisladores [12]

El bushing puede ser calificado de acuerdo a los parámetros de la compañía Doble,

que se presentan en la tabla 4.5 para tensiones de 2,5 y 10 kV.

Tabla 4.5 Criterios de evaluación para los bushings [12]

Tensión de prueba (kV) Pérdidas (mW) Clasificación

2,5

Hasta 3 Bueno

Más de 3 hasta 6

Requiere investigación

Sobre 6 Malo

10

Hasta 0,05 Bueno

De 0,05 a 0,1 Requiere

investigación

Más de 0,1 Malo

4.5 Pruebas a descargadores de sobretensión

Esta prueba se realiza de forma similar y con el mismo equipo que la de collar

caliente, sin embargo la conexión es distinta. A continuación se muestran los diagramas de

64

conexión para descargadores de sobretensión dependiendo si están conectados en unidades

individuales o en grupos.

Figura 4.13 Conexiones para la prueba a descargadores de sobretensión [14]

Tabla 4.6 Conexiones y tensiones de prueba para la prueba a descargadores de sobretensión [14]

Conexiones figura 4.13 (a)

Tensión de prueba (kV) Energizar A tierra A guarda UST Se mide

10 2 3

1 A

10 2 3 1

B

Conexiones figura 4.13 (b)


8 2 1.6 3

A

10 3 1.6.2 4

B

10 3 1.6.2

4 C

10 5 1.6

4 D

10 5 1.6 4

E

Dependiendo de la capacidad del grupo de descargadores se aplica una tensión CC

de prueba, las cuales se muestran en la tabla 4.4.

65

Tabla 4.7 Tensiones de prueba para descargadores de sobretensión [14]

Tensión de la unidad (kV) Tensión de prueba (kV)

3.0 2.5

4.5 4.0

6.0 5.0

7.5 7.0

9.0 7.5

más de 12 10.0

4.6 Prueba de corriente de excitación

Esta prueba también llamada prueba de reactancia de dispersión se realiza con el

mismo equipo que se utiliza para la prueba de factor de potencia, su propósito es detectar

anomalías en el núcleo del transformador o fallas en el sistema de aislamiento como:

devanados en corto circuito falsos contactos ya que estas fallas aumentan la reluctancia del

núcleo. Esta prueba es simplemente la prueba de vacío para el transformador, por lo que se

aplica una tensión en cada devanado primario (uno a la vez) dejando el lado secundario

abierto. A diferencia de la prueba de factor de potencia en esta los bushings no se ponen en

corto entre ellos.

Figura 4.14 Conexiones para prueba de corriente de excitación para devanados en delta y estrella [14]

66

Se debe recordar que cuando se realiza esta prueba se obtiene un patrón de dos

corrientes altas y una baja en caso de una delta y una alta y dos bajas en caso de una

conexión en estrella, esto debido al camino que toma la corriente en cada medición ya que

la fase central tiene una reluctancia más baja.

Se aplica una tensión que debe ser menor que la tensión nominal fase – fase para

devanados en delta y fase – neutro para devanados conectados en estrella, esta tensión

deberá mantenerse constante durante la prueba a ese equipo.

La prueba se realiza con una tensión de 2,5 kV, aunque se puede realizar con una

tensión de hasta 10 kV, debe señalarse que en esta prueba siempre se energiza el devanado

de alta, dejando el de baja abierto y se debe realizar para todas las posiciones del cambiador

de taps.

Un devanado en buen estado presenta un patón constante entre las fases

determinadas para los devanados con una pequeña variación para la corriente de la fase

central, ante este caso se deberá realizar una investigación en el estado de los componentes

internos del transformador, como el núcleo y los devanados.

67

CAPÍTULO 5: Pruebas preliminares y programa de pruebas

Los transformadores requieren un mantenimiento adecuado de manera que

se pueda garantizar su operación correcta y en caso de presentar una falla poner corregirla.

Por esto un programa de pruebas es de suma importancia para un buen funcionamiento del

equipo de manera que se pueda detectar una falla en el momento oportuno y realizar las

reparaciones que sean necesarias. La tabla 6.1 muestra diferentes causas de fallas en el

transformador.

Tabla 5.1 Causas de fallas en el transformador [14]

Fallas en los devanados Fallas en las terminales

Fallas vuelta a vuelta Conexiones sueltas

Sobrecorrientes Guías abiertas

Humedad Humedad

Defectos externos Aislamiento insuficiente

Deterioro Cortos circuitos

Tierras

Fallas fase a fase

Fallas mecánicas

Fallas en el cambiador de taps Fallas en el núcleo

Mecánicas Falla en el aislamiento del núcleo

Eléctricas Cuñas, tornillos y abrazaderas sueltos

Contactos Laminas en corto

Guías

Sobrecalentamiento

Cortos circuitos

Fugas de aceite

Fallas en los bushings Fallas misceláneas

Envejecimiento Partículas metálicas en el aceite

Contaminación Fallas externas

Grietas Soldaduras reventadas

Humedad Sobretensiones

Bajo nivel de aceite o fluido Sobrecargas

Fallas en los sistemas auxiliares

68

Las pruebas se deben realizar en intervalos mensuales, semestrales y anuales según

sea la prueba, adicionalmente se deberá revisar el manual del equipo para conocer cualquier

indicación que el fabricante brinde. Las pruebas mensuales son inspecciones superficiales,

entre las que se puede citar:

Revisión de posibles daños estructurales.

Revisión de los tornillos, de manera que se encuentren bien socados y no haga falta

ninguno.

Revisión de las terminales.

Revisar la operación de los controles del transformador.

Semestralmente se realizan pruebas un poco más exhaustivas, en las cuales el

equipo, se deberá revisar:

Sistema de control y medición.

Funcionamiento de los abanicos.

Presencia de corrosión en el tanque y demás partes metálicas.

Aislamientos.

Las pruebas anuales incluyen las mencionadas en los capítulos 4 y 5 de este trabajo,

y además de estas pruebas se deben realizar otras pruebas denominadas preliminares las

cuales se explican a continuación.

5.1 Pruebas preliminares

Estas pruebas se realizan rutinariamente al revisar el transformador o después de

que el equipo se recibió para comprobar las condiciones en que fue transportado.

69

5.1.1 Prueba de punto de rocío

Esta prueba se realiza después de que el transformador ha sido transportado, ya que

para esto se le saca parte del aceite y se llena de nitrógeno para evitar que este tome aire del

ambiente por lo tanto no absorberá humedad. La prueba de punto de rocío se realiza con el

uso de un higrómetro con el que se determina la temperatura de punto de rocío y con estos

datos se obtiene un estimado de la cantidad de humedad presente en partículas por millón.

Tabla 5.2 Conversión de la temperatura de punto de roció en ppm de vapor de agua [15]

Temperatura de punto de

rocío (°C) PPM


rocío (°C) PPM

-20.56 970 -48.33 48

-23.33 740 -51.11 34

-26.11 560 -53.89 23.6

-28.89 422 -56.67 16.6

-31.67 317 -59.44 11.4

-34.44 235 -62.22 7.8

-37.22 174 -65.00 5.3

-40.00 128 -67.78 3.53

-42.78 92 -70.56 2.35

-45.56 67 -73.33 1.53

5.1.2 Medición de la presión de nitrógeno

La presión de nitrógeno con que se embarco el transformador es un dato que

especifica el fabricante, y este es otra opción para comprobar si se transformador ha

absorbido humedad durante el transporte. En el sitio donde se recibe el transformador se

mide la presión en el tanque y esta debe ser igual a la de embarque, después de realizar las

correcciones de temperatura y presión atmosférica. La presión de nitrógeno se calcula

mediante la siguiente ecuación.

(5.1)

70

Donde:

PM2: presión de nitrógeno en lugar de destino.

PM1: presión de nitrógeno en lugar de embarque.

PA2: presión atmosférica en el lugar de destino.

PA1: presión atmosférica en el lugar de embarque.

T2: temperatura en el lugar de destino, °C.

T1: temperatura en el lugar de embarque. °C.

5.1.3 Revisión del silicagel

El silicagel se utiliza para evitar la entrada de humedad en el transformador, ya que

esta es afín con el agua y la absorbe hasta que se satura. Esta se coloca en un recipiente

especial entre el transformador y el medio ambiente como se ve en la figura 2.17.

Se debe revisar que este no se encuentre saturado de humedad, que es cuando

presenta un color azul, si presenta un color rosa significa que todavía puede seguir en uso.

Algunas veces se fabrica de color blanco pero tiene partículas de control, las cuales son de

los colores antes mencionados. En caso de que este saturado se debe cambiar por silicagel

nuevo o tratarla de manera que pierda el exceso de humedad.

5.1.4 Prueba de funcionamiento de los abanicos

Los abanicos se deben probar para cerciorarse de que tienen un sentido de giro

correcto ya que si giran en sentido inverso no podrán cumplir su función de enfriamiento

correctamente.

Seguidamente se debe probar que el funcionamiento del sistema de alarma, disparo

y desconexión de los abanicos. Para esto se introduce el bulbo de medición de temperatura

71

del sistema en un recipiente con un poco de aceite el cual se calienta lentamente y se mide

la temperatura a la que los abanicos se encienden, a la que se activa la alarma y se

comparan esos datos con los especificados por el fabricante, luego se deja enfriar para

medir la temperatura a la que los sistemas se apagan.

5.1.5 Prueba del cambiador de taps

Se deberá revisar que el sistema que gobierna el cambiador funcione correctamente

(un motor si es automático o una palanca si es manual), de manera que cambie de manera

correcta según el sentido de giro que se le da.

La continuidad de cada fase se prueba con el TTR y busca determinar que al

cambiar la posición del tap exista continuidad entre las fases.

5.1.6 Revisión de las partes del transformador

En esta prueba se revisan las condiciones de diversos componentes del equipo

como: válvulas, cables, aisladores, descargadores de sobretensión, alimentación taps, etc.

Las válvulas y las tuberías se deben de revisar que estén libres de fugas, y que las

válvulas de los radiadores estén abiertas para que permitan la libre circulación del aceite

por todo el transformador. Se debe revisar también que no existan fugas, y poner especial

atención en las partes más susceptibles a estas como: juntas y soldaduras.

El cableado tanto de alimentación como de tierra debe ser revisado de que este bien

conectado, de manera que no existan falsos contactos y, en el caso del los cables de tierra,

que estén debidamente conectados a la malla de tierra. Los cables de alimentación se deben

de conectar de manera que no sufran esfuerzos mecánicos, que estén bien sujetos y que

cuenten con una película de compuesto para empalmes eléctricos.

72

Finalmente se realiza una inspección a los descargadores de sobretensión y

aisladores para cerciorarse que no presenten quebraduras ni suciedad.

5.1.7 Termografía infrarroja

Permite detectar puntos calientes en el equipo los cuales son causados por falsos

contactos donde se pierde energía en forma de calor. Si la temperatura es lo suficientemente

alta puede ocasionar fallas en el equipo. Tiene como objetivo detectar componentes

defectuosos basándose en la elevación de la temperatura debido a que la resistencia

eléctrica aumenta al producirse un falso contacto.

Al realizar esta prueba se debe tener mucho cuidado al procesar las imágenes que

brinda la cámara, ya que los resultados dependerán de una correcta interpretación del

personal, y factores como el reflejo del sol o lugares cercanos a fuentes de calor pueden

producir un punto brillante. La siguiente figura muestra una imagen de una cámara

termográfica utilizada para examinar un transformador.

Figura 5.1 Imagen termográfica de un transformador [35]

5.1.8 Medidas de seguridad al realizar pruebas

A la hora de realizar pruebas con equipo eléctrico se debe tomar medidas de

seguridad que eviten accidentes que puedan causar daños a las personas principalmente

73

pero también al equipo. De manera que en este apartado se citan mediadas de seguridad que

se deben de tomar en cuenta al realizar pruebas con equipo eléctrico y en zonas donde hay

equipo eléctrico en funcionamiento como el caso de subestaciones y centrales.

Se debe de utilizar ropa de seguridad adecuada en todo momento, la cual debe ser de

fibras naturales para evitar que se pegue al cuerpo en caso de incendio. Si se cuenta con

uniforme este se deberá respetar completamente, de manera que se utilicen todos los

implementos como: casco, guantes, zapatos dieléctricos, entre otros.

Se deberá demarcar una zona de seguridad a la que solo podrá ingresar personal

calificado, de manera que se evite que personas ajenas al trabajo y se deberá colocar

cinta de seguridad para señalar las secciones que están energizadas. Además en muchos

equipos se utiliza alta tensión para realizar las pruebas por lo que el personal debe ser

muy cuidados a la hora de hacer las pruebas. Las señales de seguridad deben ser claras

para cualquier persona que puede pasar por ahí por lo que se debe evitar utilizar

simbología que pueda confundir a alguien.

Se debe revisar que todo el equipo que se va a probar este desenergizado de manera que

no se produzcan descargan al personal y al equipo, además se deben conectar todas las

partes que lo requieran a tierra.

Al realizar la prueba el personal involucrado debe de mantenerse a una distancia segura

de todo punto caliente.

5.2 Programa de pruebas

El mantenimiento de cada equipo debe estar estructurado de manera que cada

prueba se realice en un lapso de tiempo adecuado el cual no permita que la falta de datos

sobre el estado del equipo provoque que sea desatendido por un tiempo lo cual le puede

74

provocar daños graves, además tampoco se pueden realizar de una forma tan seguida que el

programa de pruebas resulte sumamente caro ya que se requeriría una gran cantidad de

personal y equipo técnico para realizar pruebas a cada transformador que se tenga en

funcionamiento.

De manera que se ha estructurado un programa de pruebas las cuales se dividen en

periodos de tiempo que permitan conocer el estado del equipo de una forma certera. Las

pruebas se realizarán de la siguiente forma:

5.2.1 Pruebas mensuales

Dentro de las pruebas que se deben realizar mensualmente a todo equipo se pueden

mencionar:

Revisión de daños estructurales.

Revisión de las partes del equipo tales como tornillos sueltos, cableado, terminales

flojas, además de revisar todos los paneles del control.

Revisar todas las luces de indicación que puedan estar quemadas y cambiarlas por

nuevas.

Revisar sistema de control y medición.

Revisar si se presentan fugas de aceite en las uniones, tuberías y tanque.

En la medida de lo posible tomar mediciones de las tensiones en los lados de alta y

baja, de manera que se pueda detectar cualquier cambio en la relación de

transformación.

Revisar el correcto funcionamiento del sistema de enfriamiento del aceite.

Todas estas pruebas son de fácil realización, además que pueden ser realizas

rápidamente por personal medianamente calificado, por lo que pueden ser realizadas por el

75

personal de la subestación o la central, sin tener que estar la cuadrilla de pruebas presente.

Ante cualquier daño grave que se descubra se deberá llamar al personal correspondiente

para que sea arreglado.

5.2.2 Pruebas semestrales

Estas pruebas serán realizadas por la cuadrilla de pruebas como las medidas

ruinarías para conocer el estado del equipo. Dentro de estas pruebas se tienen.

Realizar el conjunto de pruebas al aceite.

Revisión con cámara termográfica.

Inspección visual de los bushings y descargadores de sobretensión de manera que no

tengan grietas ni suciedad.

Revisar que las conexiones del equipo estén bien sujetas y que no existan falsos

contactos, esto se puede realizar visualmente así como con ayuda de la cámara

termográfica.

Revisar el sistema de puesta a tierra del transformador.

5.2.3 Pruebas anuales

Dentro de las pruebas anuales se incluyen las mencionadas anteriormente, además

se debe hacer una revisión completa del equipo, en la cual se incluye todas las pruebas

eléctricas para transformadores. Además se deberá de realizar una inspección del

funcionamiento del sistema de cambio de taps.

Estas pruebas se estipulan en ese lapso de tiempo de manera que no se pase por alto

un daño que pueda tener el equipo el cual puede no ser atendido por falta de información.

Además que de esta forma se puede distribuir el personal disponible para que realice

76

pruebas programadas a todo el equipo. Sin embargo se debe mencionar que cuando el

equipo da resultados dudosos en algunas de las pruebas el equipo debe ser vigilado más de

cerca por lo que la frecuencia de pruebas debe aumentarse ya sea mensualmente o

semestralmente, esto sino se quiere o no se puede sacar el equipo de funcionamiento en ese

momento.

77

CAPÍTULO 6: Conclusiones y recomendaciones

6.1 Conclusiones

Este trabajo presenta una guía en la cual se detallan los métodos que se deben seguir

al realizar pruebas a los transformadores, las cuales detallan el tiempo que se debe dar entre

cada prueba, el procedimiento correcto y la forma de interpretar los resultados de manera

que se pueda realizar un diagnóstico acertado del estado del equipo, de manera que se

puedan tomar las medidas correctivas pertinentes ya sea en caso de mantenimiento o

cambio de las partes que estén en mal estado y en casos más graves sacar el equipo de

funcionamiento.

Un mantenimiento oportuno del equipo tiene gran importancia debido a que los

transformadores son una parte fundamental en el sistema de potencia, de manera que

garantizando el funcionamiento óptimo del equipo se puede brindar un servicio eléctrico de

calidad al cliente residencial e industrial. En el caso del cliente industrial con el nuevo

esquema de venta de energía que se va a implementar en el país se debe garantizar un

servicio de bajo costo y con la menor cantidad de interrupciones posibles de manera que no

se pierdan los clientes de la compañía.

Además un mantenimiento preventivo correcto se traduce en un ahorro de capital

para la empresa, debido a que se puede alargar la vida útil del equipo o reparar una falla

antes de que se vuelva grave.

En la parte de apéndices aparecen los instructivos para realizar cada una de las

pruebas a los transformadores, de una forma clara que evite interpretaciones erróneas del

procedimiento además de que cada prueba se realice de forma segura para el equipo y más

importante para el personal. Esto evitará equipo dañado, o lesiones de personal.

78

Además cualquier empleado nuevo que ingrese a la cuadrilla de pruebas va a tener

una guía que le permita conocer a fondo cada prueba de una forma rápida y sencilla, lo cual

ahorra tiempo de entrenamiento y evita que se realice de forma errónea.

Finalmente resulta importante en estos tiempos en que se busca establecer normas

de calidad en cada empresa se debe garantizar un servicio de calidad y que cumpla los

parámetros internacionales. Este debe ser realizado de la misma forma en cualquier lugar y

por cualquier empleado, con equipo moderno, calibrado y además con personal capacitado

que sepa resolver cualquier problema, trabajar de forma segura. Un mal diagnóstico puede

ocasionar que se de mantenimiento a un equipo que no lo necesita o peor aún que no se le

de a un equipo que está en malas condiciones.

6.2 Recomendaciones

De acuerdo a lo visto en CNFL, esta cuenta con un personal sumamente capacitado,

además del equipo necesario para evaluar a un transformador. Sin embargo por falta de

fondos para comprar equipo no se realizan pruebas como la de tensión interfacial o acidez,

las cuales son n conjunto importante de pruebas un conjunto importante de pruebas para

realizar una evaluación de la calidad del aceite. Si bien es cierto algunos equipos son caros,

el costo de evaluar de forma errónea un equipo o de estar pagando a terceros para realizar la

prueba puede resultar más caro con el tiempo. También es importante contar con un

departamento especializado que se encargue de calibrar y reparar cualquier equipo dañado

de forma rápida, y que este se encuentre certificado, para que pueda dar cuentas del trabajo

realizado al equipo.

79

BIBLIOGRAFÍA

Libros:

1. Dagá Gelabert, M. Oñós Prados, E. Ramírez Vázquez, J. Ruiz Vassallo, F.

“Transformadores convertidores”, 2° edición, Ediciones CEAC, España, 1977.

2. Grainger, J. Stevenson, W. “Análisis de sistemas de potencia”; 1° edición en

español, Mc Graw-Hill, México, 1996.

3. Chapman, J. “Máquinas eléctricas”, 4° edición, Mc Graw-Hill, México, 2005.

4. Hayt, W. Kemmerly, J. Durbin, S. “Análisis de circuitos en ingeniería”,

6°edición, Mc Graw-Hill, México, 2003.

5. IEEE Power Engineering Society. “ANSI/IEEE C57.12.80 IEEE Standard

Terminology for Power and Distribution Transformers”, IEEE, Estados Unidos,

1978.

6. IEEE Power Engineering Society. “ANSI/IEEE C57.12.90 IEEE Standard Test

Code for Liquid-Immersed Distribution, Power, ad Regulating Transformers”,

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7. Enríquez Salazar, N. “Pruebas de transformadores trifásicos usando un equipo

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el grado de bachiller en ingeniería eléctrica, Universidad de Costa Rica, 2009.

8. Vega Gómez, S. Bonilla Gonzales, M. “Manual de pruebas de transformadores

de potencia”, Trabajo final de graduación para el grado de bachiller en ingeniería

eléctrica, Universidad de Costa Rica, 1992.

9. Gallo Martínez, E. “Diagnóstico y mantenimiento de transformadores en

campo”, 1° edición, Colombia, 2005.

80

10. Myers, S. D. Kelly, J.J. Parrish, R. H. “A Guide To Transformer Maitenance”;

2° impresión, TMI, Estados Unidos, 1981.

11. Morales, E. “Manual de pruebas eléctricas para la puesta en marcha de

transformadores de potencia”; CNFL, 1996.

12. Núñez Forestieri, J. “Guía para el mantenimiento de transformadores de

potencia”; Trabajo final de graduación para el título de licenciado en Ingeniero en

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13. Fitzgerald, A.E. “Electric Machinery”; 6 edición, Mc Graw-Hill, Estados Unidos,

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14. Gill, P. “Electrical Power Equipment Maintenance and Testing”; 2 edición,

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15. Siemens. “Manual de transfromador de potencia Siemens 15/20 MVA ”; 2008,

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17. ASTM International. “ASTM D877 - 02 Standard Test Method for Dielectric

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18. ASTM International. “ASTM D1816 - 04 Standard Test Method for Dielectric

Breakdown Voltage of Insulating Oils of Petroleum Origin Using VDE

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19. ASTM International. “ASTM D1500 - 03 Standard Test Method for ASTM

Color of Petroleum Products (ASTM Color Scale)”; ASTM, Estados Unidos,

2003.

81

20. ASTM International. “ASTM D1533 - 00 Standard Test Method for Water in

Insulating Liquids by Coulometric Karl Fischer Titration”; ASTM, Estados

Unidos, 2005.

21. ASTM International. “ASTM D1298 - 99 Standard Test Method for Density,

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Liquid Petroleum Products by Hydrometer Method”; ASTM, Estados Unidos,

1999.

Páginas web:

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25. Scielo, Chile. “Curva de histéresis del transformador”,

http://www.scielo.cl/fbpe/img/infotec/v15n3/pag37-2.jpg

26. Alipso, “Partes del transformador de potencia”,

http://www.alipso.com/monografias4/El_Transformador_de_Potencia_Electrico./El

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27. Sapensman, “Circuito del puente kelvin”,

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28. Amperis, “Medidor de resistencia”, http://www.amperis.com/productos/ohmetros-

bobinado/wrm40/

http://patricioconcha.ubb.cl/transformadores/_borders/nucleoideal.gif

82

29. CETM, “Medidor de relación de transformación”,

http://www.cetm.com.sg/files/pdt-img1/TTR320-sm.jpg

30. Teal, “Taps de un transformador”, http://www.teal.com/images/loop-taps-big-

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31. OSHA, “Descargadores de sobretensión”,

http://www.osha.gov/SLTC/etools/electric_power/images/bushings_and_lightning_

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32. Direct Industry, “Equipo para la prueba de Karl Fischer”,

http://img.directindustry.com/images_di/photo-g/karl-fischer-titrator-402895.jpg

33. Dins, Japón, “Celda de prueba método Karl Fischer”,

http://www.dins.jp/dins_e/4kf/images/denryou1.gif

34. Direct Industry, “Tensiómetro para pruebas a aceites”,

http://img.directindustry.es/images_di/photo-g/tensiometro-para-la-medida-de-

tension-superficial-e-interfacial-380928.jpg

35. Asing, España, “Imagen con cámara termográfica de un transformador”,

http://www.asing.es/images/termografia_transformador.jpg

36. “Comparador de aceites Lovibond”, http://www.strider-

tech.com/sh/lovibond/img/af650.jpg

37. “Densímetro”, http://www.bitmax.es/images/a81468.jpg

83

APÉNDICES

En esta sección se muestran los instructivos para las pruebas mencionadas en este

trabajo, los cuales presentan los pasos a realizar durante cada una de las pruebas además de

la calificación del aceite de acuerdo a los resultados obtenidos en cada una de las pruebas.

Instructivo prueba de rigidez dieléctrica

COMPAÑÍA NACIONAL DE

FUERZA Y LUZ, S .A.

CÓDIGO:

DEPENDENCIA:

INSTRUCTIVO PARA:

PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA EN EL

Página: 1 de 3

ACEITE DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Fecha de emisión:

Revisión:

Hecho por:

Revisado por:

Aprobado por:

Aprobado por:

1. PROPÓSITO

Establecer los pasos que a seguir para realizar la prueba de rigidez dieléctrica de un

transformador, con la cual se puede dar un primer estimado de la presencia de impurezas,

las cuales disminuyen su resistencia a esfuerzos eléctricos.

2. INSTRUCCIONES

2.1 Homogeneizar la muestra de aceite para que las impurezas se distribuyan

uniformemente. Esto se debe hacer lentamente para evitar la formación de burbujas

de aire.

2.2 Montar los electrodos con sus ejes en posición horizontal y coincidente de manera

que estén alineados.

2.3 Revisar con un calibrador que la separación de los electrodos sea la correcta,

2,5mm para electrodos planos o 1.02mm para electrodos semiesféricos.

Nota:

Según las normas ASTM D-877 y ASTM D1816 los electrodos planos se

utilizan para aceites nuevos y los semiesféricos para aceites usados.

2.4 Si los electrodos muestran rayones o manchas producidas por acumulación de

carbón deben pulirse con pulidor para joyería y remover los residuos con una toalla

humedecida con éter.

84

2.5 Limpiar los electrodos y la celda de prueba con una franela o papel que no

deshilache, evitando tocar los electrodos con las manos.

2.6 Con la celda calibrada se debe enjuagar con un solvente con como el keroseno.

Nota:

Se debe evitar utilizar solventes con bajo punto de ebullición para evitar la

acumulación de condensación en la celda. Si se llega a acumular humedad

se debe de calentar la celda lentamente para evaporarla.

2.7 Llenar la celda con aceite nuevo desgasificado.

2.8 Con el aceite nuevo, realizar una prueba de rigidez dieléctrica, el resultado obtenido

debe de ser semejante al esperado para el tipo de aceite utilizado. Ver paso 2.10 en

adelante.

Nota:

Si los resultados obtenidos se encuentran dentro del rango aceptable para el

tipo de aceite, la celda está lista para realizar las pruebas. De lo contrario se

deberá volver al punto 2.5.

REALIZACIÓN DE LA PRUEBA

2.9 Enjuagar la celda con parte del aceite que se va a utilizar para la muestra.

2.10 Llenar lentamente la celda con el aceite para evitar la formación de burbujas de

aire, y dejar reposar por tres minutos antes de pasar al siguiente paso.

Nota:

La temperatura del aceite deberá estar dentro del rango de [20, 25] °C,

además los electrodos se deben sumergir 2.5cm por debajo de la superficie

de aceite.

2.11 Encender el agitador y dejarlo funcionando por un lapso de diez minutos.

2.12 Aplicar una tensión de 1000 VPS (Voltios por segundo) uniformemente, hasta que

se produzca la tensión de ruptura.

2.13 Realizar cinco mediciones con la muestra de aceite, y anotar los resultados

obtenidos.

85

Tabla 1 Muestra para registrar los resultados.

Equipo utilizado: Temperatura del aceite (°C):

Realizado por:

Tensiones de ruptura (KV)

1- 6-

2- 7-

3- 8-

4- 9-

5- 10-

Promedio mediciones 1 a 5 (KV) :

Promedio mediciones 1 a 10 (KV) :

2.14 Obtener el promedio de los primeros cinco datos obtenidos en la prueba.

2.15 Para corroborar los resultados se utiliza la siguiente fórmula:

.

Nota:

El valor obtenido de VK debe ser mayor la segunda tensión (ordenados de

menor a mayor) obtenido en las pruebas. Caso contrario se proseguirá con

el punto 2.16.

2.16 Realizar cinco pruebas más de la misma que las anteriores con una muestra nueva

de aceite, el resultado definitivo de la prueba será el promedio de las diez

mediciones.

3. RESULTADOS

El aceite se califica según el resultado de la prueba mediante los siguientes criterios:

Tensión de ruptura mayor a 35KV: aceite en buen estado.

Tensión de ruptura mayor a 30KV: aceite aceptable.

Tensión de ruptura mayor a 25KV pero menor a 30KV: aceite cuestionable.

Tensión de ruptura menor a 25KV: aceite inaceptable.

4. DOCUMENTOS DE REFERENCIA

4.1 Vega, G. Bonilla, M, “Manual de pruebas de transformadores de potencia”; Trabajo

final de graduación par el grado de bachiller en ingeniería eléctrica, Universidad de

Costa Rica, 1992.

4.2 Myers, S. D. Kelly, J. J. Parrish, R. H. “A Guide To Transformer Maitenance”; 2°

impresión, TMI, Estados Unidos, 1981.

86

4.3 Gallo, E. “Diagnóstico y mantenimiento de transformadores en campo”; 1° edición,

Colombia, 2005.

4.4 Morales, E. “Manual de pruebas eléctricas para la puesta en marcha de transformadores

de potencia”; CNFL, 1996.

4.5 Normas ASTM: D 877 “Standard Test Method for Dielectric Breakdown Voltage of

Insulating Liquids Using Disk Electrodes” y D 1816 “Standard Test Method for

Dielectric Breakdown Voltage of Insulating Oils of Petroleum Origin Using VDE

Electrodes”.

87

Instructivo prueba de color


FUERZA Y LUZ, S .A.

CÓDIGO:

DEPENDENCIA:

INSTRUCTIVO PARA:

PRUEBA DE COLOR DEL ACEITE EN

TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Página: 1 de 2

Fecha de emisión:

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Aprobado por:

1. PROPÓSITO

Esta prueba es muy sencilla de realizar, por lo que adquiere una importancia dentro de las

pruebas de campo. Se debe de tener un registro de color del aceite conforme se van

realizando las pruebas, con el fin de detectar cambios pronunciados en la coloración.

2. INSTRUCCIONES

2.1 Llenar uno de los recipientes de muestra hasta la mitad aproximadamente con el aceite

que se va a probar.

2.2 Cambiar los discos con los estándares de color, hasta que se determine la escala a la que

corresponde la muestra de aceite.

2.3 Anotar los datos en una hoja de registro individual para cada transformador, en la que

se el historial de resultados para la prueba de color, de manera que se pueda establecer

la evolución de la coloración del aceite.

*************************ÚLTIMA LINEA*************************

3. RESULTADOS

Se debe de poner especial atención a los cambios pronunciados de color, ya que es un

indicativo de un evento dentro del transformador. El color que tenga el aceite no es

importante por sí solo, ya que este solamente indica que el aceite esta en uso, sin embargo

se debe prestar atención a cambios repentinos en la coloración. Por ejemplo si el aceite de

un transformador X va aumentando gradualmente su coloración en los valores de 0,5 a 4 y

en una de las pruebas la muestra pasó repentinamente de 2 a 5, se puede concluir que se

produjo un evento es ese periodo de tiempo.

88




Costa Rica, 1992.




Colombia, 2005.

4.4 Norma ASTM D 1500 “Standard Test Method for ASTM Color of Petroleum Products

(ASTM Color Scale)”.

89

Instructivo prueba de factor de potencia del aceite


FUERZA Y LUZ, S .A.

CÓDIGO:

DEPENDENCIA:

INSTRUCTIVO PARA:

PRUEBA FACTOR DE POTENCIA DEL

Página: 1 de 3

ACEITE DE TRANSFORMADORES ELECTRICOS

DE DE POTENCIA

Fecha de emisión:

Revisión:

Hecho por:

Revisado por:

Aprobado por:

Aprobado por:

1. PROPÓSITO

Esta prueba busca medir las corrientes de fuga que se presenten en el aceite dieléctrico la

cual es una medida del deterioro de este. Se define como la relación entre la potencia real

disipada en Watts y el producto entre la corriente y tensión aplicada.

2. INSTRUCCIONES

Esta prueba se realiza con el equipo medidor de humedad y factor de potencia. El diagrama

de conexión del equipo se muestra en la figura 1.

La prueba se debe realizar con el aceite a una temperatura de 25°C y 100°C. Esto porque a

25°C la prueba puede detectar humedad presente en el aceite, la al calentar el aceite a 100

°C se evapora y se elimina su impacto en la prueba, además que otros contaminantes

presentes en el aceite se disuelven a esta temperatura y pueden ser detectados.

2.1 Depositar la muestra de aceite en la copa diseñada para ese propósito.

2.2 Conectar el anillo de la copa al cable de guarda y el gancho a la terminal de alta tensión,

además de aterrizar la parte exterior de la copa.

2.3 Conectar el anillo de la copa al cable de guarda y el gancho a la terminal de alta tensión,

además de aterrizar la parte exterior de la copa.

2.4 Aislar la base de la copa mediante un material apropiado, de manera que no fluya

corriente de la copa.

2.5 Aplicar una tensión de 2,5 kV, y tomar las mediciones de potencia aparente (S) y activa

(P).

90

2.6 El factor de potencia se calcula con la ecuación:

. Los equipos más modernos

indican en pantalla el valor del factor de potencia.

2.7 El proceso se realiza para temperaturas de 25°C y 100°C. Para elevar la temperatura del

aceite a 100°C se coloca un termómetro en la muestra para monitorear la temperatura y

se calienta lentamente con un mechero o algún otro dispositivo disponible.

2.8 Corregir el valor de factor de potencia obtenido a 25°C a la temperatura estándar de

20°C con los valores de la tabla 1.

Tabla 1 Valores de corrección de la prueba de factor de potencia

[4.1]



15 1,2 1,11 1,01 38 0,45 0,67 0,9

16 1,16 1,09 1,01 39 0,44 0,66 0,89

17 1,12 1,07 1,01 40 0,42 0,65 0,89

18 1,08 1,05 1 41 0,4 0,63 0,88

19 1,04 1,02 1 42 0,38 0,62 0,87

20 1 1 1 43 0,37 0,6 0,86

21 0,96 0,98 1 44 0,36 0,59 0,86

22 0,91 0,96 0,99 45 0,34 0,57 0,85

23 0,87 0,94 0,99 46 0,33 0,56 0,84

24 0,83 0,92 0,98 47 0,31 0,55 0,83

25 0,8 0,9 0,98 48 0,3 0,54 0,83

26 0,76 0,88 0,97 49 0,29 0,52 0,82

27 0,73 0,86 0,97 50 0,28 0,51 0,81

28 0,7 0,84 0,96 52 0,26 0,49 0,79

29 0,67 0,82 0,95 54 0,23 0,47 0,77

30 0,61 0,8 0,95 56 0,21 0,45 0,75

31 0,6 0,78 0,94 58 0,19 0,43 0,72

32 0,58 0,76 0,94 60 0,17 0,41 0,7

33 0,56 0,75 0,93 62 0,16 0,4 0,67

34 0,53 0,73 0,93 64 0,15 0,38 0,65

35 0,51 0,71 0,92 66 0,14 0,36 0,62

36 0,49 0,7 0,91 68 0,13 0,35 0,59

37 0,47 0,69 0,91 70 0,12 0,33 0,55

91

Figura 1 Conexión equipo de prueba de factor de potencia del aceite

[4.1]

*************************ÚLTIMA LINEA*************************

3. RESULTADOS

El aceite nuevo tiene un factor de potencia menor a 0,05% a 20°C. Para aceites en servicio

se puede tomar el siguiente criterio para la calificación del aceite a 20°C:

Factor de potencia menor a 0,5%: aceite bueno.

Factor de potencia entre 0,5% y 2%: calidad del aceite dudosa.

Factor de potencia mayor a 2%: aceite malo.

Según la norma ASTM D 924 a 100°C el factor de potencia no debe ser mayor a 0.3.




Costa Rica, 1992.




Colombia, 2005.

4.4 Normas ASTM: D 924 “Standard Test Method for Dissipation Factor (or Power Factor)

and Relative Permittivity (Dielectric Constant) of Electrical Insulating Liquids”.

92

Instructivo para prueba de contenido de humedad, método de

Karl Fischer


FUERZA Y LUZ, S .A.

CÓDIGO:

DEPENDENCIA:

INSTRUCTIVO PARA:

PRUEBA DE CONTENIDO DE HUMEDAD

MEDIANTE EL MÉTODO DE KARL FISCHER

Página: 1 de 3

Fecha de emisión:

Revisión:

Hecho por:

Revisado por:

Aprobado por:

Aprobado por:

1. PROPÓSITO

El objetivo de la prueba es determinar la cantidad de agua disuelta en el aceite, en partes por

millón la cual es un indicativo de presencia o formación de ácidos y lodos en el

transformador. Además con estos datos se puede determinar la cantidad de agua contenida

en el papel aislante.

2. INSTRUCCIONES

Es recomendable que antes de realizar la prueba se esté familiarizado con el funcionamiento

del equipo de prueba, de manera que se eviten los errores de ejecución.

2.1 Realizar la prueba con el aceite a una temperatura cercana a los 20°C (temperatura

ambiente).

2.2 Pesar la jeringa para tomar la muestra en una balanza de precisión y anotar el peso de

esta.

2.3 Una vez pesada la jeringa esta se debe enjuagar tres veces con aceite, el mismo al que

se le va a realizar la prueba, de manera que se elimine cualquier rastro de polvo o

humedad.

2.4 Tomar una muestra de 10cc de aceite y pesarla en una balanza de precisión en posición

vertical, teniendo cuidado de que no se caiga. Preferiblemente la prueba se debe realizar

en un lugar cerrado donde no existan corrientes fuertes de aire.

2.5 El peso de la muestra de aceite se determina restándole el peso de la jeringa vacía al

peso de la jeringa llena. Este dato debe ser introducido en el medidor una vez se vaya a

realizar la prueba.

93

2.6 Al encender el equipo este mostrara el menú de la prueba, en este momento indica

cuando ingresar los datos de la muestra.

2.7 En el momento que se indique se debe ingresar la cantidad de aceite contenida en la

jeringa lentamente en el septum de la celda de prueba (figura 1).

2.8 La máquina realizará la prueba automáticamente, además imprimirá un reporte con la

cantidad de agua en partículas por millón al finalizar la prueba, en este momento se

puede realizar el procedimiento para otra muestra de aceite. Se deberá anotar el

resultado en una hoja que contenga los resultados de todas las pruebas para esta muestra

de aceite.

Figura 1 Celda de prueba para método de Karl Fischer

[4.3]

*************************ÚLTIMA LINEA*************************

3. RESULTADOS

Conociendo la cantidad de agua en el aceite hacer una estimación del agua contenida en el

papel aislante. La muestra de aceite para esta prueba se recomienda que provenga de la parte

superior del tanque del transformador, ya que si se toma una muestra del fondo se corre el

riesgo de que la muestra contenga parte del agua que se deposita en el fondo del tanque

produciendo resultados erróneos. Se considera critico un nivel de 50 ppm de agua en el aceite,

bajo estas condiciones se puede concluir que el papel esta húmedo. La norma ASTM D 1533

establece los valores críticos de humedad en partículas por millón de acuerdo al nivel de tensión

del equipo.

Tabla 1 Niveles críticos de agua en partículas por millón para el aceite de acuerdo a la tensión nominal

del equipo [4.2]

Nivel de tensión (kV) Cantidad máxima de agua en

el aceite (ppm)

Menor a 69 35

Entre 69 y 288 25

Mayor a 288 20

94




Costa Rica, 1992.

4.2 Núñez Forestieri, J. “Guía para el mantenimiento de transformadores de potencia”;

Trabajo final de graduación para el título de licenciado en Ingeniero en electricidad,

Escuela Superior Politécnica del Litoral, Ecuador, 2004.

4.3 Dins, Japón, “Celda de prueba método Karl Fischer”,

http://www.dins.jp/dins_e/4kf/images/denryou1.gif

95

Instructivo para la prueba de tensión interfacial y número de

neutralización


FUERZA Y LUZ, S .A.

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INSTRUCTIVO PARA:

MEDICIÓN DE LA TENSIÓN INTERFACIAL Y

NÚMERO DE NEUTRALIZACIÓN DEL

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ACEITE PARA TRANSFORMADORES DE

POTENCIA

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Aprobado por:

Aprobado por:

1. PROPÓSITO

La prueba de tensión interfacial busca medir la fuerza de atracción de las moléculas de agua

y aceite en el plano que divide ambos líquidos, lo que es un indicador de la presencia de

contaminantes solubles y productos de oxidación, ya que estos aumentan la solubilidad del

aceite con el agua.

La prueba del número de neutralización brinda un indicador de la cantidad de ácidos que

existen en el transformador, además de la formación de lodos.

Estas pruebas se relaciónan mediante el índice de calidad, el cual es un buen inicador para

calificar el aceite del transformador

2. INSTRUCCIONES

PRUEBA DE TENSIÓN INTERFACIAL

2.1 Pasar la muestra de aceite por un filtro adecuado colocado en un embudo y recoger en

un beaker de capacidad adecuada. El aceite debe filtrarse lentamente.

2.2 Calibrar el equipo con un peso de 0,6g colocado en la posición del anillo, se debe tener

una lectura aproximada de 49 dinas/cm. Si se obtiene una lectura correcta se procede al

siguiente paso, de lo contrario se debe calibrar el equipo.

Nota:

El eje donde se coloca el anillo debe de estar ajustado perpendicular a la

superficie del agua. Los parámetros de calibración pueden cambiar de acuerdo a

la marca y modelo del equipo, por lo que se deberá leer el manual del equipo

antes de realizar cualquier prueba.

2.3 Colocar en un beaker limpio 60cm3 de agua destilada.

96

2.4 Colocar el beaker con el agua en el instrumento de manera que el anillo de platino

quede sumergido 6mm debajo de la superficie de agua, o la altura que indique el equipo

utilizado.

2.5 Verter muy lentamente el aceite filtrado sobre el agua. La cantidad del aceite deberá ser

tal que la superficie de este se encuentre 1cm sobre la superficie de agua.

2.6 Dejar reposar por 30 segundos.

2.7 Encender el tensiómetro y ejecutar la prueba.

2.8 Cuando se da la ruptura leer la escala del vernier en el décimo más cercano, esta será el

valor de tensión interfacial de la muestra.

PRUEBA DE NÚMERO DE NEUTRALIZACIÓN

2.1 Enjuagar un beaker de capacidad de 50cc con aceite desnaturalizado, luego de esto con

un poco de la muestra de aceite que se va a probar.

2.2 Con el beaker listo agregar 20cc de la muestra de aceite en el, este debe de ser filtrado

en este momento con un filtro especial.

2.3 Con un gotero añadir dos gotas de fenolftaleína en la muestra de aceite.

2.4 Se añaden 5cc de hidróxido de potasio en la muestra de aceite. Se agita rápidamente por

unos segundo, seguidamente se reja reposar hasta que se forme una capa acuosa sobre

la muestra.

2.5 Si la película es incolora se debe añadir pequeñas cantidades de hidróxido de potasio en

la muestra de la misma forma que se hizo en 2.4 (pero en cantidades menores).

Continuar hasta que la película acuosa tome una coloración rosada.

2.6 Cuando se forma la partícula acuosa color rosado el número de neutralización se calcula

con la fórmula:

*************************ÚLTIMA LINEA*************************

3. RESULTADOS

Los resultados obtenidos mediante este conjunto de pruebas se deben analizar de forma

conjunta. El índice de calidad (IC) está definido por la ecuación:

97

Se busca que el IC sea lo más grande posible, de manera que se quiere un número de

neutralización (NN) bajo y un coeficiente de tensión interfacial alto (TIF).

La siguiente tabla muestra la calidad del aceite para los resultados obtenidos en ambas

pruebas.

Tabla 1 Relación entre los resultados de las pruebas de tensión interfacial y número de neutralización

[4.2]

VALORES DE NN Y TIF COLOR

ÍNDICE DE CALIDAD (IC) CALIFICACIÓN DEL ACEITE

NN 0,00 a 0,10

Amarillo claro 300 a 1500 o más Aceite bueno TIF 30,0 a 45,0

NN 0,05 a 0,10

Amarillo 271 a 600 Aceite a ser tenido en

observación TIF 27,0 a 29,0

NN 0,11 a 0,15 Amarillo oscuro 160 a 318 Aceite marginal TIF 24,0 a 27,0

NN 0,16 a 0,40

Ámbar 45 a 159 Aceite malo TIF 18,0 a 23,9

NN 0,41 a 0,65

Café 22 a 44 Aceite muy malo TIF 14,0 a 17,9

NN 0,66 a 1,50

Café oscuro 6 a 21 Aceite extremadamente malo TIF 9,0 a 13,9

NN > 1,51

Negro

Aceite en pésimas condiciones TIF < 9

Se pude notar que en algunos casos los valores de las clases se superponen unos con otros.

Para evaluar el aceite en una de las categorías este debe de cumplir el rango establecido de

TIF, NN e índice de calidad, de lo contrario se calificará en una escala menor.

La siguiente figura ilustra el comportamiento del índice de calidad con el paso del tiempo

así como su variación del color.

Figura 1 Calificación del aceite de acuerdo al índice de calidad [4.1]

98




Costa Rica, 1992.




Colombia, 2005.

4.4 Norma ASTM: D 974, “Standard Test Method for Acid and Base Number by Color-

Indicator Titration”.

4.5 Norma ASTM D 971, “Standard Test Method for Interfacial Tension of Oil Against

Water by the Ring Method”

99

Instructivo para la prueba de densidad relativa del aceite


FUERZA Y LUZ, S .A.

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INSTRUCTIVO PARA:

PRUEBA DE DENSIDAD RELATIVA DEL ACEITE

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1. PROPÓSITO

La densidad relativa de un líquido es la relación entre la masa de este comparada con la

masa de un volumen igual de agua. Este es un indicativo de la presencia de contaminantes

en el aceite. Es una prueba rápida y fácil de realizar.

2. INSTRUCCIONES

UTILIZANDO BEAKER Y PIPETA

2.1 Pesar un volumen de agua escogido de acuerdo a la capacidad del equipo disponible en

el laboratorio y a la muestra de aceite.

2.2 Pesar un volumen igual de la muestra de aceite.

2.3 La densidad relativa es la relación entre la masa del aceite entre la masa del agua.

MEDIANTE EL USO DE UN DENSÍMETRO

La muestra se debe llevar a una temperatura en la cual este lo suficientemente fluida sin

embargo no debe ser tan alta como para que se pierdan componentes ligeros de la

muestra. El densímetro y el termómetro deberán estar a una temperatura que no difiera

en más de 5°C de la temperatura de la muestra. Los instrumentos se deben calibrar de

acuerdo a lo indicado en la norma ASTM D 1298.

2.4 Vaciar lentamente la muestra en el cilindro del densímetro, de manera que no salpique

ni se produzcan burbujas. Si se producen burbujas se deberá esperar que estas

desaparezcan de la muestra. Estas cuando están en la superficie del líquido se pueden

eliminar tocándolas con un papel de filtro.

2.5 Colocar el cilindro en posición vertical en un lugar donde la temperatura del medio

ambiente no varíe en más de 2°C durante el tiempo de ejecución de la prueba.

2.6 Medir la temperatura de la muestra con un termómetro adecuado, y revolver la muestra

de manera que la temperatura de esta sea uniforme.

100

2.7 Colocar lentamente el densímetro en el recipiente con el líquido de referencia hasta que

se logre una posición de equilibrio. Se debe tener cuidado que no ingrese líquido en el

interior del densímetro.

2.8 La lectura del hidrómetro se realiza como se muestra en la figura 1 dependiendo de la

opacidad de la muestra. Se debe haber permitido que las burbujas de aire hayan

desaparecido de la muestra.

2.9 Luego de que se tomaron las medidas se retira el densímetro de la muestra y esta se

revuelve lentamente con un movimiento horizontal. Luego se mide la temperatura y

esta no debe diferir en más de 0,5°C de la lectura anterior. Si la diferencia es mayor se

deberá repetir la prueba nuevamente.

2.10 Si el densímetro se calibró a una temperatura distinta a la referencia se realiza la

siguiente corrección:

Donde:

ρr es la lectura del densímetro a la temperatura de referencia r (°C).

ρt la lectura del densímetro cuya temperatura de referencia es t (°C).

2.11 La norma ASTM D1250 proporciona las tablas de corrección necesarias para

diferentes subproductos del petróleo en caso de ser necesarias.

*************************ÚLTIMA LINEA*************************

Figura 1 Lectura del densímetro para (a) líquidos opacos y (b) líquidos transparentes

[4.1]

3. RESULTADOS

En los aceites nuevos la gravedad específica es aproximadamente 0.875, en un aceite usado

esta deberá ser menor a 1.


4.1 Norma ASTM D1298-99E02 Test Method for Density, Relative Density (Specific

Gravity), or API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by

Hydrometer Method.

101

Instructivo resistencia interna de los devanados


FUERZA Y LUZ, S .A.

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INSTRUCTIVO PARA:

PRUEBA DE RESISTENCIA INTERNA DE LOS

DEVANADOS DE LOS TRANSFORMADORES DE

POTENCIA

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1. PROPÓSITO

Los resultados de esta prueba permiten determinar las perdidas en el cobre de los devanados

así como corroborar la correcta sujeción de las conexiones internas en el transformador.

Para esta prueba se tiene dos métodos, el de puente y directamente con un amperímetro y un

voltímetro.

2. INSTRUCCIONES

Medir la temperatura de los devanados de la forma más precisa posible.

Nota:

Para devanados en seco la temperatura se obtiene como el promedio de varios

termómetros insertados entre los devanados. Para devanados sumergidos se puede suponer

que su temperatura es igual a la del aceite si estos han estado sumergidos en el aceite por un

periodo de 3 a 8 horas sin excitación ni carga y la temperatura en el aceite del fondo no

difiere en mas de 5°C de la temperatura en la parte de arriba.

PRUEBA CON VOLTÍMETRO Y AMPERÍMETRO

2.1 Esta prueba se debe realizar solo su la corriente nominal de los devanados es mayor a

1A. Las mediciones se realizan entre fases, en las combinaciones que se muestran a

continuación:

H1-H2 XI-X2

H1-H3 X1-X3

H2-H3 X2-X3

2.2 Colocar un amperímetro en serie con el devanado y un voltímetro como se muestra en

la siguiente figura:

102

Figura 1 Conexión del equipo

[4.1]

Nota:

La resistencia R se conecta en serie con la fuente para reducir el tiempo

para que la corriente llegue a su estado estable, el valor de la resistencia

debe ser grande en comparación con la inductancia de los devanados. El

voltímetro debe ser colocado tan cerca como sea posible de las terminales

de los devanados.

2.3 Cerrar el circuito mediante el interruptor que una la fuente con los demás componentes

para realizar las mediciones.

Nota:

El valor máximo de corriente debe de ser un 15% de la corriente nominal

del devanado. Ver el manual del transformador.

2.4 Tomar cuatro mediciones para cada combinación de devanados y el valor final será el

promedio de estos.

Nota:

Las medidas no deben de registrarse hasta que se hayan estabilizado la

corriente y el voltaje hayan alcanzado sus valores de estado estable.

2.5 La resistencia se calcula mediante la Ley de Ohm:

2.6 Corregir la resistencia medida por el valor a 75°C mediante la siguiente ecuación:

Donde:

R75: resistencia a 75°C.

Rm: resistencia obtenida en la medición.

TA: temperatura a la que se realizó la medición.

2.7 Para establecer una comparación con los valores a los que se realizó la prueba en la

fabrica se emplea la ecuación:

103

Donde:

R0: resistencia del devanado correspondiente a la posición del tab en la

prueba realizada en la fábrica.

Rm: resistencia medida en la prueba.

T: constante, 234.5 para el cobre y 230 para el aluminio.

θ: temperatura a la cual se realizó la prueba en la fábrica.

θ0: temperatura en el sitio de prueba.

PRUEBA CON PUENTE

2.8 Para valores de resistencia mayores a 1Ω comúnmente se utiliza el puente de

Wheastone, y para resistencias menores a 1Ω el puente Kelvin.

2.9 Esta prueba resulta muy sencilla de realizar debido a que el equipo calcula el valor de la

resistencia de forma automática. Primero se deben conectar las terminales de alta y baja

tensión a las entradas dispuestas para eso en el equipo.

2.10 Encender el equipo y tomar las lecturas de resistencia para cada uno de los pares de

devanados.

2.11 Se debe medir la temperatura de los devanados para realizar la corrección del valor

de resistencia calculado.

3. RESULTADOS

La resistencia medida mediante cualquiera de los métodos anteriores no representa la

resistencia del devanado, esta se determina mediante las siguientes ecuaciones dependiendo

de la conexión del devanado (delta o estrella).

CONEXIÓN EN ESTRELLA

CONEXIÓN EN DELTA

Se debe comparar el resultado obtenido con el que aporta el fabricante en las pruebas que le

realizó al transformador. Además mediante la ecuación P = I2R permite calcular las

pérdidas en el cobre cuando el transformador está operando con carga.

104


4.1 IEEE Power Engineering Society. “ANSI/IEEE C57.12.90 IEEE Standard Test Code

for Liquid-Immersed Distribution, Power, ad Regulating Transformers”, IEEE, Estados

Unidos, 1999.



4.3 Vega Gómez, S. Bonilla Gonzales, M. “Manual de pruebas de transformadores de

potencia”, Trabajo final de graduación para el grado de bachiller en ingeniería eléctrica,

Universidad de Costa Rica, 1992.

105

Instructivo para prueba de relación de transformación


FUERZA Y LUZ, S .A.

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INSTRUCTIVO PARA:

PRUEBAS DE POLARIDAD Y RELACIÓN DE FASE

PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA

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1. PROPÓSITO

El propósito de la prueba es determinar que la relación de transformación con la que trabaja

el equipo sea la indicada en la placa del transformador, de manera que se descarten daños

en el interior del núcleo.

2. INSTRUCCIONES

2.1 Asegurarse que el transformador se encuentre desconectado de la red y aterrizar el

equipo de prueba así como el transformador.

2.2 Conectar las terminales de alta y baja tensión de un devanado en las entradas

dispuestas para este propósito en el TTR según corresponda, se debe consultar el

manual del equipo.

2.3 Introducir los datos de placa del transformador conforme el menú del TTR solicita

el ingreso de cada dato. Se debe introducir el índice horario del transformador, así

como en equipos más modernos la tensión nominal de cada uno de los taps.

2.4 Esta operación se repite para todos los taps del transformador. Los resultados se

deberán guardar en una hoja que contenga los resultados de las pruebas del equipo.

106

Figura 1 Conexión prueba de relación de transformación

[4.2]

*************************ÚLTIMA LINEA*************************

3. RESULTADOS

La diferencia máxima entre la relación de vueltas de los devanados (N2/N1) y la relación de

tensión en vacío (E2/E1) so debe ser mayor a un +/- 0.5%, de acuerdo con la norma IEEE

C57.12.00-1993.




Costa Rica, 1992.




4.3 Norma IEEE C57.12.00-2000, “IEEE Standard General Requirements for Liquid-

Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers”.

4.4 Norma IEEE C57.12.90.1999, “IEEE Standard Test Code for Liquid-Immersed

Distribution, Power and Regulating Transformers”

107

Instructivo para la prueba de factor de potencia de los

aisladores


FUERZA Y LUZ, S .A.

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INSTRUCTIVO PARA:

PRUEBA FACTOR DE POTENCIA DE LOS

AISLADORES DE TRANSFORMADORES DE

POTENCIA

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1. PROPÓSITO

Establecer el correcto funcionamiento de los aisladores de manera que no se produzca una

descarga mientras el equipo se encuentra funcionando, por lo que con esta prueba se busca

medir las corrientes de fuga que puedan existir en el equipo.

2. INSTRUCCIONES

Se emplea el método de collar simple para esta prueba, el de collar múltiple es similar sin

con la diferencia de que se aplica tensión a todas las campana (exceptuando la última) del

aislador como se muestra en la figura 1.

Figura 1 Conexión prueba de collar caliente

[4.2]

108

2.1 Revisar que los aisladores no presentan daños como quebraduras o suciedad, si es así

deberá ser cambiado o limpiado en antes de realizar la prueba.

2.2 Conectar la banda en la primera campana del aislador, teniendo cuidado de que la banda

este en contacto con toda la superficie del aislador.

2.3 La última campana del aislador se debe conectar a tierra.

2.4 Cuando estén conectados todos los cables se enciende el equipo y se aplica una tensión

den 2,5 a 10 kV de acuerdo con el tipo del aislador, para esto se deberá haber

consultado el manual del aislador anteriormente, de manera que se aplique una tensión

que no vaya a producir daños.

2.5 Algunos modelos de aisladores requieren que el factor de potencia calculado sea

corregido a una temperatura de 20°C, para esto se utiliza una tabla de corrección de

temperatura de acuerdo a la marca del aislador.

2.6 Al realizar la prueba el equipo registra automáticamente el valor del factor de potencia

del espécimen que se somete a prueba.

*************************ÚLTIMA LINEA*************************

3. RESULTADOS

Los resultados para esta prueba se deberán de comparar con los valores dados por el fabricante

del equipo, sin embargo la siguiente tabla muestra valores estándar de clasificación del estado

de los aisladores.

Tabla 1 Clasificación del estado del aislador

[4.3]

Tensión de prueba (kV) Pérdidas (mW) Clasificación

2,5

Hasta 3 Bueno

Más de 3 hasta 6

Requiere investigación

Sobre 6 Malo

10

Hasta 0,05 Bueno

De 0,05 a 0,1 Requiere

investigación

Más de 0,1 Malo




Costa Rica, 1992.

4.2 Gill, P. “Electrical Power Equipment Maintenance and Testing”; 2 edición, CRC Press,


109




110

Instructivo para prueba de resistencia del aislamiento


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INSTRUCTIVO PARA:

PRUEBA DE RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO

DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA

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1. PROPÓSITO

El objetivo de esa prueba es determinar las corrientes de fuga que existan entre dos

elementos del transformador, por ejemplo entre devanados y tierra, entre devanados y entre

devanados y el tanque. Se realizan tres mediciones: devanado de alta contra devanado de

baja y devanado de alta y baja contra el tanque del transformador.

2. INSTRUCCIONES

2.1 Para esta prueba se utiliza un megohmetro, se debe estar familiarizado con el

funcionamiento del equipo de manera que se tengan inidentificadas todas las entradas

para las conexiones con el transformador.

2.2 Al igual que para las demás pruebas eléctricas se debe asegurar que el equipo está

desconectado.

2.3 Se deberán poner en cortocircuito todos los devanados del transformador, y si uno de

ellos no va a intervenir en la prueba se deberá de conectar a tierra.

2.4 Luego de conectar las terminales del equipo de medición se comienza la prueba

aplicando una tensión de 15 kV. Esta tensión puede ser mayor con lo que se obtienen

resultados más precisos, sin embargo se debe tener cuidado de no dañar el

transformador. Se llevan a cabo las siguientes conexiones:

2.5 Al comenzar la prueba los resultados comenzaran a oscilar, estos no se deberán tomar

en cuenta.

2.6 Al finalizar la oscilación se comienza la prueba, esta tendrá una duración de 10

minutos. En el primer minuto se anotan los resultados cada 15 segundos, luego que pasa

el primer minuto las lecturas se hacen cada minuto, hasta llegar a los 10.

2.7 Al terminar la prueba se deben aterrizar todas las terminales del transformador y esperar

10 minutos para realizar la prueba nuevamente.

111

Figura 1 Conexiones para transformadores trifásicos

[4.2]

*************************ÚLTIMA LINEA*************************

112

3. RESULTADOS

Los resultados se deberán normalizar a una temperatura de 20°C, esto se realiza con la

siguiente tabla.

Tabla 1 Factores de corrección de la resistencia de los aislamientos [4.1]

Temperatura (°C) Con aceite Tipo seco

0 0.25 0.40

5 0.36 0.45

10 0.50 0.50

15.6 0.74 0.75

20 1.00 1.00

25 1.40 1.30

30 1.98 1.60

35 2.80 2.05

40 3.95 2.50

45 5.60 3.25

50 7.85 4.00

55 11.20 5.20

60 15.85 6.40

65 22.40 8.70

Los valores típicos de resistencia se muestran en la tabla 2.

Tabla 2 Valores de resistencia de aislamiento para transformadores de potencia y distribución [4.1]

Tensión de los devanados del transformador

(kV) Resistencia devanado - tierra (MΩ)

20°C 30°C 40°C 50°C 60°C

6.6 400 200 100 50 25

6.6-19 800 400 200 100 50

22-45 1000 500 250 125 65

Mayor de 66 1200 600 300 100 75

También se puede calcular el valor mínimo de resistencia de los aislamientos para un minuto

con la siguiente ecuación:

113

Donde:

R1m: resistencia mínima del aislamiento a un minuto de prueba.

C: constante para mediciones a 20°C, ver tabla 4.3.

E: tensión de la bobina bajo prueba.

kVA: potencia nominal del devanado bajo prueba.

Esto para transformadores monofásicos. Para transformadores trifásicos E será la tensión de las

bobinas de una sola de las fases (fase – fase para devanados en delta y fase a neutro para

devanados en estrella).El valor de kVA será la potencia nominal trifásica de los devanados.

Tabla 3 Valores de la constante C a 20°C [4.2]

Tipo de transformador 60 Hz 25 Hz

Lleno de aceite tipo tanque 1,5 1

Lleno de aceite sin tanque 30 20

Seco o lleno con compuesto 30 20




4.2 Gill, P. “Electrical Power Equipment Maintenance and Testing”; 2 edición, CRC Press,


114

Instructivo para prueba a descargadores de sobretensión


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INSTRUCTIVO PARA:

PRUEBA A DESCARGADORES DE

SOBRETENSIÓN

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1. PROPÓSITO

Esta prueba se realiza con el propósito de comprobar el estado de los descargadores de

sobretensión, de manera que se tenga certeza de que estos estén en buenas condiciones para

proteger al equipo de cualquier descarga que lo pueda dañar.

2. INSTRUCCIONES

2.1 Esta prueba es similar a la prueba de collar caliente, se utiliza el mismo equipo, sin

embargo la conexión es diferente, ver figura 1.

2.2 Se debe realizar una inspección visual para buscar partes quebradas o suciedad

como polvo o musgo en la unidad y limpiarla en caso de suciedad.

2.3 La tabla 1 muestra las conexiones para cada uno de los tipos de descargadores de

sobretensión.

2.4 Una vez conectadas todas las partes del equipo se debe aplicar una tensión de

corriente directa de acuerdo a la tabla 2, dependiendo del la tensión de prueba

115

Figura 1 Conexiones para la prueba a descargadores de sobretensión [4.1]

Tabla 1 Conexiones y tensiones de prueba para la prueba a descargadores de sobretensión [4.1]

Conexiones figura 4.13 (a)


10 2 3

1 A

10 2 3 1

B

Conexiones figura 4.13 (b)


8 2 1.6 3

A

10 3 1.6.2 4

B

10 3 1.6.2

4 C

10 5 1.6

4 D

10 5 1.6 4

E

Tabla 2 Tensiones de prueba para descargadores de sobretensión [4.1]

Tensión de la unidad (kV) Tensión de prueba (kV)

3.0 2.5

4.5 4.0

6.0 5.0

7.5 7.0

9.0 7.5

más de 12 10.0

*****************************Última línea**********************************

3. RESULTADOS

Los resultados obtenidos en la prueba se deberán comparar con los especificados por el

fabricante del equipo o con los resultados obtenidos anteriormente.

116

4. REFERENCIAS

4.1 Gill, P. “Electrical Power Equipment Maintenance and Testing”; 2 edición, CRC

Press, Estados Unidos, 2009.

117

Instructivo para prueba de medición de corriente de excitación


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INSTRUCTIVO PARA:

PRUEBA DE CORRIENTE DE EXITACIÓN PARA


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Aprobado por:

1. PROPÓSITO

Su propósito es detectar fallasen el núcleo del transformador o en el sistema de aislamiento,

las cuales aumentan la reluctancia del núcleo.

2. INSTRUCCIONES

2.1 El equipo se conecta como se muestra en la figura 1 dependiendo de la conexión

interna de los devanados.

2.2 Con el equipo conectado se aplica una tensión de 2,5 kV. Esta tensión puede ser

mayor (hasta 10 kV), sin embargo se debe tener en cuenta el no aplicar un nivel de

tensión que pueda dañar el transformador.

2.3 Las terminales del secundario del transformador se dejan abiertas durante toda la

prueba y se realiza un devanado a la vez.

2.4 La prueba se deberá realizar para todas las posiciones del cambiador de taps.

118

Figura 1 Conexiones para la prueba de corriente de excitación dependiendo de la conexión de los

devanados [4.1]

*****************************Última línea**********************************

3. RESULTADOS

Al realizar la prueba se obtiene un patrón de dos corrientes altas y una baja en caso de una

delta y una alta y dos bajas en caso de una conexión en estrella, esto debido al camino que

toma la corriente en cada medición, ya que la fase central tiene una reluctancia más baja. Si

existiera una falla la corriente de excitación aumenta en comparación con las lecturas

obtenidas de las otras fases.

4. REFERENCIAS

4.1 Gill, P. “Electrical Power Equipment Maintenance and Testing”; 2 edición, CRC

Press, Estados Unidos, 2009.

119

Instructivo para prueba de funcionamiento de los abanicos


FUERZA Y LUZ, S .A.

CÓDIGO:

DEPENDENCIA:

INSTRUCTIVO PARA:

VERIFICACION DEL FUNCINAMIENTO DE LOS

ABANICOS DE TRANSFORMADORES

ELÉCTRICOS DE POTENCIA

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1. PROPÓSITO

Esta es una de las pruebas preliminares, la cual se debe realizar cuando se va a instalar el

equipo, aunque también se puede aplicar como parte del mantenimiento preventivo. La

prueba busca comprobar el correcto funcionamiento del sistema automático de encendido

así como el sentido de giro.

2. INSTRUCCIONES

2.1 Preparan un recipiente con aceite el cual debe tener un tamaño lo suficientemente

grande para alojar al bulbo detector de temperaturas del transformador.

2.2 Introducir el bulbo en el aceite.

2.3 Calentar el aceite gradualmente hasta que los abanicos comiencen a funcionar, se

debe registrar la temperatura del aceite mediante un termómetro.

Nota:

La temperatura de funcionamiento de los abanicos se debe obtener del

manual respectivo, así como las temperaturas de alarma y disparo, las

cuales se deben corroborar igualmente con el paso anterior.

2.4 Una vez corroboradas las temperaturas, dejar enfriar el aceite con el bulbo

sumergido para corroborar la temperatura de desconexión de los abanicos.

2.5 Revisar el correcto sentido de giro de los abanicos.

*************************ÚLTIMA LINEA*************************



de potencia”, CNFL, 1996.

120

Instructivo para la prueba del estado del silicagel


FUERZA Y LUZ, S .A.

CÓDIGO:

DEPENDENCIA:

INSTRUCTIVO PARA:

PRUEBA DEL ESTADO DEL SILICAGEL

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1. PROPÓSITO

Esta prueba busca corroborar el estado del deshidratante presente en los transformadores de

manera que este pueda retirar la humedad de forma correcta.

2. INSTRUCCIONES

2.1 Revisar el nivel del silicagel en el transformador, para esto se debe revisar las

especificaciones en el manual del transformador.

2.2 Si el nivel está por debajo del nivel mínimo se debe rellenar con silicagel nuevo.

2.3 El silicagel saturado con humedad presenta un color azul – celeste, de presentar este

color se debe cambiar por silicagel nuevo o proceder a secarlo.

2.4 Si este presenta color rosa se encuentra en buen estado.

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3.1 Manual transformador TTE A-5070.



121

Instructivo para la prueba de punto de rocío


FUERZA Y LUZ, S .A.

CÓDIGO:

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INSTRUCTIVO PARA:

PRUEBA DE PUNTO DE ROCÍO PARA

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1. PROPÓSITO

Al ser transportado el transformador el aceite se drena, y se llena de gas (nitrógeno o aire

seco) para proteger al núcleo y el devanado de humedad. Para esto se debe de tener una

presión positiva en el tanque, o sea mayor que en el ambiente.

2. INSTRUCCIONES

2.1 Esta prueba se realiza en el momento que el transformador llega al sitio en que será

instalado. Se debe tener en cuenta que la presión del gas dentro del transformador

es de 1 psi (50mbar) por lo que se debe contar con un equipo adecuado para la

medición.

2.2 Instalar el instrumento de medición de manera que se evite que la luz solar incida

directamente en el.

2.3 Limpiar que la válvula donde se va a tomar la muestra esté libre de suciedad, y en

caso de presentar alguna debe ser limpiada completamente.

2.4 Cuando la válvula está limpia se procede a conectar el aparato de medición, por

medio de los conectores que este posee.

Nota:

La distancia entre el aparato de medición y la válvula del trasformador debe

ser lo más pequeña posible.

2.5 Abrir la válvula de toma de muestras.

Nota:

El flujo de gas ideal debe estar dentro del intervalo de 5 y 10 litros por

minuto, se debe tener cuidado de que este no sea mayor a 20 litros por

minuto.

2.6 Permitir que el gas fluya hacia el medidor por unos 4 minutos.

122

Nota:

No introducir muestras muy húmedas o con agua saturada, para evitar

contaminar el aparato internamente.

2.7 Si el instrumento es análogo, como el de la siguiente figura, se debe de tapar con un

dedo la salida del instrumento, y mantenerla bloqueada hasta que el pistón esté

totalmente afuera.

2.8 Si se utiliza un instrumento de medición digital, después de encenderlo la palanca

que se encuentra en uno de los lados se debe pasar de la posición horizontal (en la

que debe estar) a una posición vertical, en esta posición el instrumento está listo

para realizar mediciones.

Nota:

Se debe tomar la medición cuando el valor de humedad se estabilice. Si esto

no ocurre se debe a que el tubo no fue purgado o la muestra se está secando

durante la prueba. Si los datos no se estabilizan pasar al punto 2.9 de lo

contrario pasar al punto 2.11.

2.9 Incrementar el flujo de la muestra después de que transcurrió el tiempo de

medición. Si la lectura es más seca quiere decir que el rango de flujo original era

muy bajo o que existe un agujero que pone el gas de muestra en contacto con el

ambiente.

2.10 Tomar la muestra con el nuevo flujo o si existía un agujero, después de haber

arreglado este.

2.11 Tomar las medidas de temperatura de punto de rocío, temperatura ambiente.

Nota:

Se deben cerrar las entradas del instrumento cuando no está en uso, de

manera que no ingrese humedad del ambiente,

2.12 Al terminar las mediciones se debe de bajar el pistón si se tiene un instrumento

análogo, o colocar la palanca lateral en posición vertical si se tiene un instrumento

de medición digital. De esta forma el instrumento de medición está listo para una

nueva prueba.

2.13 Registrar humedad del ambiente, temperatura ambiente y temperatura de punto de

roció en la siguiente tabla:

2.14 Con ayuda de la siguiente figura y con las muestras de temperatura de punto de

rocío y del ambiente obtener el contenido de humedad del aislamiento.

2.15 El contenido de humedad deber ser menor al 1% del peso del aislamiento, si este es

mayor se debe retirar el gas y aplicar un vacío al transformador por 2 días, llenar

nuevamente con el gas y esperar 24 horas para realizar nuevamente las mediciones.

*************************ÚLTIMA LINEA*************************

123

3. RESULTADOS

Las siguientes tablas muestran la relación entre la temperatura de punto de rocío y la

cantidad actual de agua (tabla 1). El punto de rocío generalmente se usa como criterio para

el punto final se secado o como confirmación de secado (tabla 2).

Tabla 1 Comparación de contenido de agua calculado y actual

[4.1]

Punto de rocío medido

(°C)

Presión parcial de vapor de

agua en la atmósfera

(x10-4) Agua residual en

el aislamiento

Porcentaje de diferencia de agua por peso por punto de

rocío

Porcentaje de peso de

agua medido realmente

8 105 0.74 - -

-2.5 47 0.43 0.31 0.26

-15 17 0.22 0.21 0.13

-19 12 0.17 0.05 0.045

Tabla 2 Conversión de la temperatura de punto de roció en PPM de vapor de agua

[4.1]


rocío (°C) PPM


rocío (°C) PPM

-20.56 970 -48.33 48

-23.33 740 -51.11 34

-26.11 560 -53.89 23.6

-28.89 422 -56.67 16.6

-31.67 317 -59.44 11.4

-34.44 235 -62.22 7.8

-37.22 174 -65.00 5.3

-40.00 128 -67.78 3.53

-42.78 92 -70.56 2.35

-45.56 67 -73.33 1.53


4.1 Instrucciones de montaje equipo SIEMENS para medición de punto de rocío.

124

Instructivo para prueba de presión de nitrógeno


FUERZA Y LUZ, S .A.

CÓDIGO:

DEPENDENCIA:

INSTRUCTIVO PARA:

MEDICIÓN DE LA PRESIÓN DE NITROGENO EN


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1. PROPÓSITO

Esta es una prueba preliminar, la cual busca establecer condiciones de embarque del

transformador, ya que se con esta se puede establecer la entrada de humedad en el

transformador. Se requiere que la presión sea igual en el sitio de recibo al sitio de

embarque.

2. INSTRUCCIONES

2.1 Registrar los valores de presión atmosférica, y temperatura de destino.

2.2 Medir la presión del nitrógeno del transformador.

Nota:

La presión de nitrógeno en el embarque es aproximadamente .01 Kg/cm2.

2.3 Los datos deben ser tabulados en una tabla como se muestra a continuación.

Tabla 1 Resultados prueba de presión de nitrógeno

Equipo

Realizado por

PM1

PM2

PA1

PA1

T1

T2

2.4 Corregir el valor de presión medido mediante la siguiente ecuación:

125

Donde:

PM1: presión de nitrógeno en el lugar de embarque.

PM2: presión de nitrógeno en el lugar de destino.

PA1: presión atmosférica en el lugar de embarque.

PA2: presión atmosférica en el lugar de destino.

T1: temperatura de embarque (°C).

T2: temperatura de destino (°C).

Nota:

Los valores de embarque deben de obtenerse del manual del transformador

respectivo.

*************************ÚLTIMA LINEA*************************


3.1 Morales, E. “Manual de pruebas eléctricas para puesta en marcha de transformadores de

potencia”; CNFL, 1996.

Nucleo Del Transformador

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