9 Transformadores lubricacion

Aceitespara transformadores

EL TUTOR DE LUBRICACION SHELLMódulo Nueve

ContenidoSección Uno

Transformadores

Introducción

Componentes básicos de un transformador

Clasificación de los transformadores

Categorías de equipos

Sección Dos

Lubricantes para transformadores

Tipos de lubricantes para transformadores

Propiedades de los aceites dieléctricos

Composición de los aceites dieléctricos

Clasificación de los aceites dieléctricos

Proceso de degradación de los aceitesdieléctricos

Control de calidad de los aceites dieléctricos

Clasificación de los aceites en servicio

Diagnóstico de fallas en un transformador

Sección Tres

Lubricantes Shell para transformadores

Superioridad regional de calidad Shell Diala Ay Shell Diala AX / Bench Marking

Sección Cuatro

Manejo de aceites dieléctricos



Sección UnoTRANSFORMADORES

INTRODUCCION

Los transformadores son equipos encargados deconvertir un voltaje de entrada en otro voltaje desalida.

Los transformadores se encuentran presentestanto en la generación de energía eléctrica comoen su transmisión y distribución. También, su usose extiende al campo de las comunicaciones yen aplicaciones domésticas. El papel que desem-peñan es de gran importancia económica debidoa las graves consecuencias que pueden derivar-se de la falla de estos equipos.

En su forma más simple, un transformador con-siste en un núcleo de hierro dulce que lleva endos regiones del mismo dos enrollados o deva-nados que constituyen los circuitos primario y se-cundario. El circuito o devanado que recibe lapotencia eléctrica es el primario, y el devanadosecundario es el encargado de entregarla a unared exterior.

En el esquema superior, se observan las tres par-tes mencionadas:

1- Una bobina primaria conectada a una fuentede corriente alterna.

2- Una bobina secundaria.

3- Un núcleo laminado de hierro dulce.

A veces, como ocurre en muchos transformado-res de teléfonos y radiofrecuencia, no hay núcleoalguno y se dice que se trata de un transforma-dor con núcleo de aire.

El mecanismo de operación de un transformadores el siguiente; conforme se aplica una corrientealterna en el devanado primario, por inducciónelectromagnética se genera una corriente alter-na en el devanado secundario. La relación entreel voltaje del devanado primario y el voltaje indu-cido en el devanado secundario es función direc-ta del número de vueltas o arrollamientos de cadadevanado.

Vp / Vs = Np / Ns

Vp = Voltaje de entrada o voltaje en el primarioVs = Voltaje de salida o voltaje en el secundario

Ip Is

Ep Es

Segundario

Pr

im

ar

io

Np Ns



Np = Número de vueltas en el primarioNs = Número de vueltas en el secundario

De la fórmula se concluye que, si el número devueltas o arrollamientos del devanado primarioes mayor que el secundario, el voltaje de salidaen el transformador es menor que el voltaje deentrada, por lo tanto, se tiene una reducción devoltaje. Pero, si ocurre la situación contraria, esdecir, el número de vueltas o arrollamientos del de-vanado secundario es mayor que el del primario, elvoltaje de salida es mayor que el de entrada y setiene una multiplicación del voltaje.

Como analogía mecánica podemos citar lo que ocu-rre en un par de engranajes, donde la relación develocidad es una función inversamente proporcio-nal al número de dientes de cada engranaje.

=N1 Z2

N2 Z1



la señal que recibe el dispositivo medidor (galvanó-metro) será mayor por lo tanto se presenta unamayor deflexión de su aguja indicadora. Cuando elconductor se mueve hacia arriba y corta las líneasde flujo se observa el mismo fenómeno que en elcaso anterior, excepto que la corriente se invierte.

Si no se cortan las líneas de flujo, es decir, si elelemento conductor se mueve paralelamente alcampo, no se induce corriente.

Como ya vimos, un transformador sencillo constade una bobina primaria, una bobina secundaria yun núcleo de hierro. Cada bobina está compuestade una serie de devanados (arrollamientos o espi-ras).

Si una bobina de N vueltas o espiras se mueve yatraviesa las líneas de flujo del campo magnéticoen un imán, la magnitud de la corriente inducidaes directamente proporcional al número de espi-ras y a la rapidez del movimiento. El mismo efectose observará cuando la bobina se mantiene esta-cionaria y el imán se mueve.

Los transformadores modernos son tan eficientesque puede considerarse en muchos problemascomo un dispositivo transformador perfecto. En laforma más sencilla de la teoría del transformadorse supone que:

- Son despreciables las resistencias de los deva-nados.

- Es despreciable la pérdida de energía en el nú-cleo.

Más acerca deFuncionamiento del Transformador

El mecanismo de funcionamiento de un transfor-mador tiene su origen en la LEY DE FARADAY. Eldescubrió que cuando un elemento conductor atra-viesa (corta) líneas de flujo magnético se induceuna corriente eléctrica en dicho elemento.

En la figura se observa que a medida que el ele-mento conductor se mueve hacia abajo y corta laslíneas de flujo se induce una corriente eléctrica.Entre más rápido sea el movimiento del conductor,

Hacia Abajo

Hacia Arriba



- El flujo magnético total atraviesa todas las espi-ras de ambos devanados.

- Las capacidades de los devanados son despre-ciables.

- La permeabilidad del núcleo es muy elevada.

Es decir, no hay pérdidas de energía, no hay fugasmagnéticas y no se presentan corrientes de exci-tación. Así, para un transformador ideal las tensio-nes instantáneas entre bobinas son proporciona-les a los números de espiras de los devanados.Vp/Vs = Np/Ns

De dónde resulta fácil concluir que si se varía larazón de las vueltas de la bobina secundaria Nsrespecto a las vueltas de la primaria Np, un volta-je de entrada (primario) puede suministrar cualquiervoltaje de salida deseado (secundario).

Ejemplo: En un dispositivo transformador, la bo-bina del secundario tiene 40 veces más vueltasque la bobina del primario. Si el voltaje de entradaes de 120 V, cual será el voltaje de salida?Vs = 40 x 120 V = 4800 V

El rendimiento de un transformador se definecomo la relación entre la potencia de salida res-pecto a la potencia de entrada. Si se recuerdaque la potencia eléctrica es igual al producto delvoltaje por la corriente (P = V x I), el rendimientoo eficiencia de un transformador es:

E = VsIs/VpIpdonde Ip e Is son las corrientes en las bobinas del

primario y el secundario, respectivamente. Lamayor parte de los transformadores eléctricos sondiseñados para obtener rendimientos muy altos,generalmente por arriba del 90%.

Finalmente, es importante reseñar que no se ob-tiene una ganancia de potencia como resultadode la acción de un transformador. Cuando el vol-taje se eleva, la corriente se reduce para que elproducto V x I no se incremente.



COMPONENTES BASICOSDE UN TRANSFORMADOR

En el desarrollo y perfeccionamiento de los trans-formadores han influido varios factores. Las pro-piedades físicas de los materiales de que estánconstruidos han mejorado en gran manera, parti-cularmente los aislantes y materiales magnéticospara los núcleos.

La experiencia ha llevado a un empleo más eficazde los materiales disponibles y a mejorar los mé-todos de ensamble de los mismos. Adicionalmente,los aceites actuando como medio de refrigeracióny aislantes han facilitado la construcción de gran-des transformadores de potencia de alta tensión.

El servicio que debe realizar un transformador de-termina las características físicas de su cons-trucción. Los componentes generales son:

NUCLEOEl núcleo de los transformadores está formadopor chapas (láminas) delgadas de hierro magné-tico al silicio. En todos los transformadores elnúcleo es asegurado por una estructura de pren-sado que permite reducir las vibraciones, el nivelde ruido y las corrientes de excitación, evitando el



consecuente calentamiento por dichos fenómenos.

Los dos tipos fundamentales de estructura de trans-formador son el tipo de núcleo, en el cual dosgrupos de devanados abrazan a un núcleo único, yel tipo acorazado, en el cual un único grupo dedevanados abraza, al menos, dos núcleos dispues-tos en paralelo. Una modificación de este tipo esel llamado tipo acorazado distribuido, corrien-temente empleado en transformadores de distribu-ción. Para transformadores de potencia y algunosde distribución para alta tensión se utiliza con fre-cuencia la estructura tipo de núcleo.

La elección del tipo de construcción del núcleo seve influenciada por las características eléctricasque debe aportar, costos de construcción y repa-raciones, exigencias del espacio, refrigeración, ais-lamiento y robustez mecánica.

DEVANADOSLos devanados de los transformadores sumergi-dos en aceite son en general de cobre electrolíticoy, en algunos casos especiales, de aluminio.

Dependiendo del tipo de bobina pueden tenerforma redonda, rectangular o en fleje y, cuandose requiere, las soldaduras son en plata. En lostransformadores pequeños para baja tensión seemplea hilo redondo, pero en los transformado-res grandes los conductores suelen ser rectan-gulares.

La elección del material de los devanados estáinfluenciada por su costo. El oro y la plata sonmejores conductores de electricidad que el cobre

pero en el caso de la plata su costo es unas 50veces mayor comparado con el del cobre. Por susexcelentes características conducción/costo elcobre es el metal de uso casi exclusivo en losdevanados de los transformadores

Tanto los devanados de baja tensión como los dealta, están provistos de canales de refrigeraciónpara la circulación libre del aceite y están aisladoscon papel del tipo presspan, revestido con resinaepóxica, estable ante las altas temperaturas, quepega íntegramente el papel al cobre del devanadoformando un conjunto muy resistente a desplaza-mientos, lo cual permite después del secado obte-ner una adecuada resistencia al cortocircuito.



PARTE ACTIVALos devanados y el núcleo están unidos en unaestructura llamada “parte activa”.

Este conjunto se encuentra inmovilizado dentrodel tanque del transformador evitando que las vi-braciones producidas durante el transporte lo afec-ten y también, que en el caso de un cortocircuito,no se presenten desajustes o deformación de lasbobinas.

TANQUE PRINCIPALLos transformadores que emplean la refrigeraciónpor líquido deben tener sus núcleos y devanadosnecesariamente encerrados en tanques que evi-ten las pérdidas del refrigerante. Estos tanquesestán construidos por chapas (láminas) lisas deacero, soldadas entre sí y pueden tener forma re-donda, ovalada, elíptica o rectangular.

Estos tanques deben tener una holgura suficiente

para permitir la dilatación y contracción térmicasdel aceite. En los transformadores de distribuciónes corriente utilizar un tanque hermético con unacámara de aire suficiente entre la tapa y el aceiteque permita que éste comprima o dilate el aire en-cerrado. En algunos transformadores grandes, lacámara sobre el aceite se llena de nitrógeno man-tenido a una presión ligeramente superior a la at-mosférica.

En general, a los transformadores grandes se lespermite “respirar”. Un método utilizado para elloconsiste en conectar al tanque principal un tambor



“conservador de aceite” o tanque de expansión.mElaceite refrigerante llena el tanque principal por com-pleto y parcialmente el de expansión. En la partesuperior de éste existe un orificio de respiración ala atmósfera. El respiradero puede estar equipadode un filtro químico que elimine la humedad y eloxígeno del aire que penetre en el tanque conser-vador.

REFRIGERACION Y AISLAMIENTO

El aislamiento está compuesto por dos clases dematerial aislante: Sólido y líquido. El material só-lido utilizado es la celulosa o papel aislante querecubre a los devanados de alta y baja tensión, yel aislante líquido es el aceite que tiene como fun-ción principal la refrigeración.

En ciertas aplicaciones, como es el caso de lostransformadores instalados en el interior de edifi-cios, es indispensable reducir al mínimo el peli-gro de incendio a causa del transformador, por loque no resultan convenientes los transformado-res refrigerados por aceite y se emplean los refri-gerados por aire, que circula libremente a travésdel equipo. Las dimensiones de un transforma-dor refrigerado por convección del aire son algomayores que las de un transformador de igualpotencia refrigerado por aceite.

Cuando la tensión es inferior a 4000 voltios y con-venga reducir el peso del transformador y el es-pacio requerido por el mismo, éste se puede re-frigerar mediante un ventilador. La corriente de aireforzada por el ventilador circulará a través del equi-po.

Refrigeración por líquido.Uno de los métodos más efectivos de refrigera-ción consiste en sumergir en aceite las partes deltransformador que conducen la electricidad, lo cualsirve para el doble propósito de facilitar la extrac-ción del calor del núcleo y los devanados, y al mis-mo tiempo, como medio aislante para reducir laspérdidas de energía eléctrica a través del transfor-mador.

La pérdida de energía a través del transformadorocurre por la resistencia que oponen sus partesal flujo de electricidad.

La analogía mecánica que permite comprendermejor este fenómeno se explica a continuación;cuando hay dos superficies en contacto y enmovimiento entre sí, hay una fuerza de resisten-cia a dicho movimiento conocida como fricción,que obliga a gastar una parte de la energía dis-ponible en vencer esta resistencia, por lo que sedice que hay pérdida de energía. Para el caso delos transformadores se habla de una fricción mag-nética, que es la fuerza que se opone al flujo deelectricidad y causa pérdida de energía eléctrica.

Como resulta evidente, el aceite debe tener unaspropiedades y características particulares quecontribuyan a obtener la máxima eficiencia deltransformador.

Un aspecto clave a vigilar es que el aceite paratransformadores es muy volátil y si se vaporiza hayriesgos de explosión.

Aún cuando no explotara, el aceite puede quemar-



se produciendo una llama intensa y calor. Por ellolos transformadores refrigerados por aceite debenfuncionar preferiblemente en el exterior, y si estu-vieran en un interior deben hallarse en recintos aprueba de incendio.



Más acerca deMateriales componentes

de un transformador

HERRAJESSon los elementos que permiten la conexión altransformador de los cables de acometida gene-ralmente de cobre.

PINTURAEl tipo de pintura depende del sitio de instalacióndel transformador. Las pinturas anticorrosivas ylos esmaltes empleados para el acabado son sin-téticos.

Para transformadores de potencia y sitios agre-sivos y/o muy salinos se emplean pinturas tipoepóxica y para transformadores de distribución tipoalquídica. El método de limpieza de los equipos,antes de pintarlos, es por chorro de arena (sandblasting).

EMPAQUESSe emplean para asegurar la hermeticidad o sella-do entre tanque y herrajes. Se fabrican de cauchosintético apto especialmente para aplicaciones querequieran resistencia a los aceites derivados delpetróleo, sin llegar a contaminarlos. Poseen bue-na resistencia a los ácidos y las bases, exceptocuando tengan un fuerte efecto oxidante; ademástienen buena resistencia al envejecimiento por tem-peratura, a la rotura por cargas de choque, bajadeformación y buena resistencia eléctrica y a laabrasión.

RADIADORESSe emplean cuando la superficie del tanque no essuficiente para disipar el calor o pérdidas de ener-gía generadas en el transformador. Estos elemen-tos son planos y vienen fijamente soldados al tan-que.

Además de estos componentes básicos, los trans-formadores vienen equipados con otros elemen-tos y con accesorios tales como los dispositivosde protección contra sobrepresiones,sobretensiones, cortocircuitos, indicadores de ni-vel de aceite, etc., cuyo uso depende de la poten-cia del transformador y del grado de protección yconfiabilidad que se requiera del sistema.



en los que por medio de bombas exteriores el aceitecircula forzadamente a través de radiadores venti-lados adecuadamente.

Transformadores tipo secoSon de fabricación especial y se caracterizan por-que el núcleo y los devanados no están sumergi-dos en un líquido aislante y refrigerante. Las bo-binas están fabricadas con arrollamientos de alu-minio y el aislamiento está constituido por unamezcla de resina epóxica y harina de cuarzo, sien-do un material resistente a la humedad e ignífu-go (no combustible, es decir no incendiable).

Los transformadores tipo seco se utilizan bajo te-cho, y ocupan normalmente un espacio más re-ducido que un transformador sumergido en acei-te. Son apropiados para operar en sitios con altoriesgo de incendio o explosión.

La refrigeración puede ser natural o forzada pormedio de ventiladores controlados por temperatu-ra con lo cual se logra un incremento de la poten-cia hasta un 40% para servicio permanente.

CLASIFICACIONDE TRANSFORMADORES

1. Dependiendo de la red de suministro de energíaa la cual se conecte el transformador se distin-guen básicamente tres grupos:

Transformadores de distribuciónPara montaje en postes, opera con potencias has-ta de 150 kVA (kilo voltio amperio) y transforma-ción de 13.200 a 240 o 120 Voltios.

Transformadores tipo subestaciónPara montaje sobre el piso o en plataforma espe-cialmente construida, opera con potencias de 225a 2.000 kVA y tensiones hasta de 34.500 Voltios.

Transformadores de potenciaPara montaje sobre el piso o en plataformas espe-ciales, opera con potencias superiores a 2000 kVAy con tensiones hasta 115.000 Voltios. Normalmen-te las características técnicas están coordinadascon los requerimientos específicos de cada pro-yecto.

2. Con relación al tipo de medio aislante y refri-gerante se clasifican en:

Transformadores sumergidos en aceitePueden ser con ventilación natural o con ventila-ción forzada, ésta última aplicable por costos, atransformadores con potencias superiores a 2.000kVA. Cuando por especificaciones muy particula-res en el diseño o empleo se requieran sistemasespeciales se pueden construir transformadores



Transformadores Especiales

De acuerdo con exigencias especiales del serviciose requieren transformadores con construccionesno convencionales. Dentro de estos casos se en-cuentran los siguientes:

Transformadores tipo Pedestal o Pad MountedDichos transformadores están diseñados paramontaje sobre una base de concreto y aptos parainstalaciones a la intemperie.

Las características constructivas de este tipo detransformador permiten su instalación en lugaresdonde haya circulación de personas

y/o donde el reducido espacio impida el montajede una subestación tradicional.

Transformadores de frecuencia variableEspecialmente diseñados para accionamiento demotores de velocidad variable tales como los uti-lizados en equipos de exploración de petróleo.

Transformadores autoprotejidosIncluyen interruptores o switches automáticospara desconectar el transformador cuando estásometido a una sobrecarga que conduce asobrecalentamiento o para separar el transforma-dor de la red secundaria cuando ocurre un corto-circuito en ésta.

Estos transformadores también vienen equipadoscon pararrayos.



CATEGORIAS DE EQUIPOS

Con el fin de tener en cuenta las diferentes exigen-cias de los usuarios, los equipos han sido clasifi-cados en diferentes categorías a saber:

Categoría O: Transformadores de potencia parasistemas de tensiones superiores a 420 kV.

Categoría A: Transformadores de potencia parasistemas de tensiones superiores a 170 kV y hasta420 kV. Igualmente están incluidos los transfor-madores de potencia, cualquiera que sea la ten-sión asegurada, cuya continuidad de servicio esvital y los equipos similares para aplicaciones es-peciales que trabajan en condiciones de costoselevados.

Categoría B: Transformadores de potencia parasistemas con tensiones superiores a 72,5 kV yhasta 170kV (y aquellos que no pertenezcan a lacategoría A).

Categoría C: Transformadores de potencia parasistemas con tensiones hasta 72,5 kV (aquellosque no pertenezcan a la categoría A). Interrupto-res en aceite, selectores y reguladores de corrien-te alterna blindados.

Categoría D: Transformadores de medida parasistemas con tensiones superiores a 170kV.

Categoría E: Transformadores de medida parasistemas con tensiones hasta 170 kV.

Categoría F: Conmutadores de derivación bajocarga sumergidos en aceite.

Categoría G: disyuntores sumergidos en aceite.



eléctrico. Para ser un excelente aislante el aceitedebe tener baja viscosidad, buenas propiedadesdieléctricas y buena capacidad de disipar el calor.

LUBRICACIONEl aceite debe proveer una película químicamenteinerte y de naturaleza apolar que asegure la pro-tección de las partes metálicas y de los otrosmateriales presentes en una transformador, sinreaccionar con ellos.

Sección DosLUBRICANTES

PARA TRANSFORMADORES

La eficiencia de un transformador depende no solode su diseño y la forma de operación, sino tam-bién de las características del lubricante utilizadopara su refrigeración y aislamiento. De hecho, talcomo ocurre en otras aplicaciones, los lubricantespara transformadores deben cumplir una varie-dad de funciones que incluyen:

REFRIGERACIONLa función más importante que debe desarrollar unaceite dieléctrico es la de enfriamiento y disipa-ción del calor generado durante la operación delos transformadores. Para cumplir de una formaeficaz con este propósito, el aceite debe poseerno solo una buena fluidez, sino también excelenteestabilidad térmica y a la oxidación que le permitacircular libremente sin dejar depósitos. Para estose requiere un aceite de baja viscosidad cuidado-samente refinado para prevenir la formación delodos.

AISLAMIENTOLa función eléctrica de un aceite para transforma-dor es prevenir la formación de arco entre dos con-ductores con una diferencia de potencial grande.Solamente con un aceite que esté esencialmentelibre de contaminantes y permanezca así a travésde todo el periodo de su vida de servicio puedencumplirse totalmente los requisitos de aislamiento



TIPOS DE LUBRICANTES PARA TRANS-FORMADORES

ACEITES MINERALESLos aceites dieléctricos de origen mineral se ob-tienen de un derivado secundario del petróleo encuya composición predominan los hidrocarburosnafténicos.

Las propiedades de un buen aceite de transfor-mador no son propias o no están presentes, enforma exclusiva, en un determinado tipo de hi-drocarburo, sino que por el contrario se encuen-tran repartidas entre varios (Nafténicos,parafínicos y aromáticos). Una composición típi-ca de un buen aceite dieléctrico responde a lassiguientes proporciones:

- Hidrocarburos Aromáticos: 4 a 7%

- Hidrocarburos Isoparafínicos: 45 a 55%

- Hidrocarburos Nafténicos: 50 a 60%

Los aceites minerales representan el 90% del vo-lumen de ventas de aceites dieléctricos a nivel mun-dial, casi todo usado en transformadores e inte-rruptores de potencia. Una cantidad menor esusada en capacitores y cables.

ACEITES SINTETICOSLa aplicación de aceites sintéticos como aislanteseléctricos ha sido muy limitada. Recientementese han empleado fluidos sintéticos a base desilicona y ésteres de ftalato en aplicaciones es-peciales donde un alto grado de seguridad y muy

amplio tiempo de servicio es requerido. También,últimamente, se están ensayando aceitesdieléctricos de naturaleza predominantementeparafínica.

Las pruebas y su interpretación son prácticamentelas mismas para un aceite sintético a base desilicona que para un aceite mineral. El test de oxi-dación no se requiere para las siliconas debido aque este material no se oxida (no forma lodos).



PROPIEDADES DE LOS ACEITESDIELECTRICOS

Para que un aceite dieléctrico cumpla adecuada-mente con su trabajo debe tener ciertas caracte-rísticas físicas, químicas y eléctricas. Las princi-pales son:

PROPIEDADES FISICAS

VISCOSIDADPor definición, la viscosidad de un fluido es la re-sistencia que dicho fluido presenta al moverse odeslizarse sobre una superficie sólida. Mientrasmás viscoso es el aceite, mayor será la resisten-cia que ofrecerá a moverse dentro del transforma-dor y será menos efectiva su función de refrigera-ción. Por esta razón, los aceites dieléctricos de-ben tener una baja viscosidad para facilitar la disi-pación del calor generado en la operación del trans-formador.

Las viscosidades máximas establecidas paraaceites dieléctricos, a las diferentes temperatu-ras de evaluación, mediante el método ASTM D-445 o D-88, son:

100oC ……………………………....3 cSt. 40oC ……………………………..12 cSt. 0oC ……………………………. 76 cSt.

La figura ilustra el comportamiento típico de laviscosidad de un aceite dieléctrico con las varia-ciones de temperatura.

PUNTO DE FLUIDEZSe define como la temperatura a la cual el aceitedeja de fluir, mientras se somete a un proceso deenfriamiento progresivo. Este dato sirve para iden-tificar diferentes tipos de aceites aislantes. Unpunto de fluidez igual o mayor que 0oC indica lapresencia dominante de hidrocarburosparafínicos, en tanto que puntos de fluidez delorden de -10oC son propios de las fracciones depetróleo en las cuales predominan los hidrocarbu-ros isoparafínicos. Las fracciones de hidrocarbu-ros nafténicos tienen puntos de fluidez entre -20 a-35oC y las fracciones de hidrocarburos aromáti-cos llegan a tener puntos de fluidez del orden delos -40 a -60oC.

Curva de Viscosidad vs. Temperatura de los aceites Dieléctricos

100005000

1800

1000800500400300

200150

10075

50403025

20

15

109.08.07.06.0

5.0

4.0

3.0

2.0-30 -20 -15 -10 100 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

V IS

C O

S I

D A

D,

cST

T E M PE R A T U R A ºC



Puntos de fluidez aceptables para aceitesdieléctricos, evaluado mediante el método ASTMD-97, es de - 40oC a - 50oC.

PUNTO DE INFLAMACIONSe define como la mínima temperatura a la cualel aceite emite una cantidad de vapores que essuficiente para formar una mezcla explosiva conel oxígeno del aire en presencia de una llama. Elpunto de inflamación de los aceites dieléctricosse ha fijado con un valor mínimo de 145oC y mien-tras más alto, será más segura su utilización entransformadores e interruptores de potencia.

TENSION INTERFACIALConviene recordar que la solubilidad de un líqui-do en otro y también la viscosidad de ellos de-penden, en buena parte, de su tensión superficial.Así por ejemplo, cuando dos líquidos tienen unatensión superficial muy diferente son insolubles,tal como sucede con el aceite y el agua. Ahorabien, en la interface o superficie de contacto dedos líquidos insolubles, se sucede una interacciónmolecular que tiende a modificar la tensión super-ficial de ambos líquidos en la zona de contacto; eneste caso se habla de tensión interfacial, la cualcasi siempre es referida al agua, como patrón decomparación.

Existen compuestos que se forman de la descom-posición natural de los aceites dieléctricos de ori-gen mineral, que son igualmente solubles tanto enel agua como en el aceite, modificando su tensióninterfacial, causando un aumento considerable dela humedad de saturación del aceite y haciéndolo

más conductor de la electricidad.

La tensión interfacial mínima aceptada para acei-tes dieléctricos, evaluada por el método ASTMD-971, es de 40 dinas/cm.

PUNTO DE ANILINATemperatura a la cual un aceite dieléctrico se di-suelve en un volumen igual de anilina. Sirve comoparámetro de control de calidad, ya que un acei-te dieléctrico con alto contenido de aromáticosdisuelve la anilina a menor temperatura.

Temperaturas de disolución entre 78 y 86oC co-rresponden a un buen dieléctrico. El punto de ani-lina aceptado para aceites dieléctricos, evaluadomediante el método ASTM D-611, es de 63 a 84oC.

COLORLa intensidad de color del aceite dieléctrico de-pende de los tipos de hidrocarburos que predo-minen en dicho aceite. Así por ejemplo, las frac-ciones parafínicas e isoparafínicas son blancas ytransparentes, color agua.

Las nafténicas varían de amarillo claro a amarilloverdoso. Las aromáticas poseen coloraciones quevan desde el amarillo rojizo (naranja) al marrón os-curo.

Para los aceites dieléctricos se ha fijado un colormáximo de 0,5 (amarillo claro), buscando que elaceite sea predominantemente nafténico. El co-lor se determina mediante el método ASTM D-1500.



PROPIEDADES ELECTRICAS

FACTOR DE POTENCIAEl factor de potencia mide las pérdidas de co-rriente que tienen lugar dentro del equipo cuandose encuentra en operación. Estas pérdidas decorriente son debidas a la existencia de compues-tos polares en el aceite y a su vez son la causade los aumentos anormales de temperatura quese suceden en los equipos bajo carga.

El factor de potencia máximo permisible (%), eva-luado mediante el método ASTM D-924, es:

25oC …………………………………..0,05%100oC ……………………………….…0,3%

RIGIDEZ DIELECTRICALa rigidez dieléctrica de un aceite aislante es elmínimo voltaje en el que un arco eléctrico ocurreentre dos electrodos metálicos. Indica la habili-dad del aceite para soportar tensiones eléctricassin falla. Una baja resistencia dieléctrica indicacontaminación con agua, carbón u otra materiaextraña. Una alta resistencia dieléctrica es lamejor indicación de que el aceite no contiene con-taminantes. Los contaminantes que disminuyenla rigidez dieléctrica pueden usualmente ser re-movidos mediante un proceso de filtración(filtroprensa) o de centrifugación.



PROPIEDADES QUIMICAS

ESTABILIDAD A LA OXIDACIONLos aceites dieléctricos, en razón de su trabajo,están expuestos a la presencia de aire, altas tem-peraturas y a la influencia de metalescatalizadores tales como hierro y cobre, lo cualtiende a producir en el aceite cambios químicosque resultan en la formación de ácidos y lodos.Los ácidos atacan el tanque del transformador yreducen significativamente la capacidad aislantedel aceite con las consecuentes pérdidas eléctri-cas. Los lodos interfieren en la transferencia decalor (enfriamiento), haciendo que las partes deltransformador estén sometidas a más altas tem-peraturas, situación que también conduce a pér-didas de potencia eléctrica.

Como resulta obvio, es importante reducir al mí-nimo posible la presencia de estas sustanciasperjudiciales (ácidos y lodos). Por esta razón esesencial el uso de aceites refinados que poseanóptima resistencia a la oxidación y estabilidad quí-mica que garanticen amplios periodos de funcio-namiento y alarguen la vida de los equipos.



COMPOSICION DE UN ACEITE DIELEC-TRICO

La mayoría de los lubricantes dieléctricos estánbasados en aceites minerales sin aditivos y sóloen caso de aplicaciones severas se emplean acei-tes aditivados con inhibidor de oxidación.

El proceso de fabricación involucra la destilacióndel crudo y su posterior refinación mediante algu-nos de los siguientes tratamientos: Por ácidos, ex-tracción por solventes o hidrogenación.

ACEITES BASES

Son hidrocarburos que como su nombre lo indicasolo contienen carbono e hidrógeno, como com-ponentes principales, además de las impurezasinherentes a los derivados del petróleo que sonel azufre, y en una menor proporción, el nitróge-no. Es conveniente mencionar que no todos loshidrocarburos que normalmente se encuentran enlos productos o fracciones del petróleo pueden rea-lizar eficazmente las funciones que los aceitesdieléctricos deben cumplir en los transformadorese interruptores de potencia.

Los aceites dieléctricos son una mezcla de hidro-carburos nafténicos, isoparafínicos y aromáticos,cuya composición varía de acuerdo con el crudodel que se destilan y del método de refinaciónempleado. Cada uno de estos tipos de hidrocarbu-ros tienen diferentes características que le apor-tan al producto final, estas son:

AROMATICOS- Bajo coeficiente de expansión, que dificulta la

disipación de calor y con ello la función de refri-geración o enfriamiento que le corresponde alaceite dieléctrico, cuando están en exceso.

- Baja estabilidad a la oxidación, pero forman com-puestos químicos estables que no presentansubsiguientes reacciones de oxidación, actuan-do como "capturadores" de oxígeno.

- Alto poder de solvencia frente a las lacas y resi-nas (bajo punto de anilina), que puede fácilmen-te arruinar el aislamiento de los devana-dos, dependiendo de las especificaciones de laslacas y resinas del recubrimiento.

Conviene recordar que el lodo, originado en laoxidación prematura de los aromáticos, se acu-mula en los conductos por donde debe circular elaceite y dificulta su función refrigerante. Sin em-bargo, algunos compuestos aromáticos actúancomo INHIBIDORES NATURALES de oxidación, ypor lo tanto, su presencia en pequeña proporciónes siempre deseable y necesaria.

ISOPARAFINICOS- Punto de fluidez es menor que en los parafínicos,

permitiendo que el aceite fluya fácilmente a ba-jas temperaturas y ejerza su función refrigeran-te.

- Tienen menor tendencia a la formación de gaseslo cual es muy conveniente para la operación delos transformadores.



- Buena estabilidad a la oxidación.

NAFTENICOS- Buena estabilidad a la oxidación.

- Excelente fluidez a baja temperatura.

- Baja tendencia a la formación de gases y carbo-nes ante descargas eléctricas.

- Aceptable coeficiente de expansión.

- Alta tensión interfacial.

Lo aceites minerales con un balance de hidrocar-buros adecuado tienen un buen comportamientopor muchos años y a menudo por toda la vida deltransformador. Sin embargo, en transformadoresque operan bajo condiciones severas, el problemade la oxidación del aceite puede ocurrir en un tiem-po más corto. Para los transformadores que ope-ran bajo esas condiciones es preferible usar unaceite que contenga aditivo antioxidante o inhibidorde oxidación.

Estos aditivos son sustancias que alargan consi-derablemente el tiempo de inducción de oxidación.El inhibidor de oxidación más comúnmente utiliza-do en los aceites dieléctricos es un compuestoconocido con el nombre genérico de Di-Butil Para-cresol, del cual existen pequeñas variaciones encomposición, de acuerdo con su procedencia o mé-todo empleado en su producción.

Al igual que los aceites no inhibidos, éstos debenestar libres de cualquier otra clase de aditivos.

No todos los aceites dieléctricos se comportan dela misma manera frente a los inhibidores de oxida-ción y por tanto, siempre resulta conveniente co-nocer la “susceptibilidad del aceite frente al inhibidorde oxidación”, puesto que algunas veces, cuandose agregan cantidades adicionales de inhibidor sepueden obtener resultados contrarios a los espe-rados. Otro aspecto a tener en cuenta es la toxici-dad de los inhibidores.

En la figura se ilustra el proceso completo de fabri-cación de un aceite dieléctrico, ya sea que se uti-lice tratamiento con ácidos, extracción por solven-tes o la hidrogenación, que es el método más acep-tado hoy día, por su mínimo efecto sobre el medioambiente.



CRUDO

HIDROGENACIÓN CATALITICA

FILTRACION O SECADO

ACEITE DE TRANSFORMADOR

LODO ACIDO

LODO ALCALINO

DESTILADO

TRATAMIENTOCON ARCILLA

TRATAMIENTO CON ARCILLA (OPCIONAL)

HIDROGENO

SOLVENTE

ROCIADO(REMOCION POR

SOLVENTE)

EXTRACCION PORSOLVENTE

FILTRACION

TRATAMIENTO ACIDO

TRATAMIENTO CON ARCILLA

LAVADO CON AGUA

NEUTRALIZACIONCON OLCALI

ACIDO SULFURICO

FILTRACION



CLASIFICACION DE LOS ACEITESDIELECTRICOS

Las propiedades y el comportamiento de los acei-tes dieléctricos son similares en muchos aspec-tos a los aceites para turbinas. Ambos circulan atemperaturas de medianas a altas (40 a 95oC) porlargos períodos de tiempo y en continuo contactocon aire y metales. Los aceites dieléctricos secaracterizan por ser de color claro y de baja visco-sidad (ISO 15 o menor).

Las especificaciones de los aceites dieléctricoshan sido establecidas, a nivel internacional, pororganismos oficiales y asociaciones de profesio-nales e industriales con el objeto de garantizar:

a. Una calidad uniforme en su producción.

b. Un desempeño óptimo durante todo el tiempode servicio que, en todo caso, no debe ser me-nor de cinco (5) años, cuando se emplean ra-cionalmente en equipos de alta potencia.

Las especificaciones internacionales más conoci-das y adoptadas son las de la Sociedad America-na de Ensayos y Materiales (American Society ofTesting and Materials, ASTM), que clasifica losaceites dieléctricos, mediante la norma ASTM D-3487, como aceites tipo 1 y tipo 2.

Los aceites dieléctricos tipo 1 se definen comoaceites para equipos eléctricos donde se requiereuna resistencia normal a la oxidación, y los de tipo2 para aquellas aplicaciones donde la resistenciaa la oxidación debe ser mayor.

Los aceites tipo 1 se conocen como aceites noinhibidos, porque solamente contienen hasta0,08% en peso de aditivo antioxidante, y los tipo 2son aceites inhibidos, en los que el inhibidor deoxidación llega hasta 0,3% en peso.

Las cifras típicas de los aceites tipo 1 y tipo 2 semuestran en la tabla siguiente:



Propiedad Parámetro Método ASTM Aceite Tipo 1 Aceite Tipo 2Física Punto de anilina, oC D-611 63-84 63-84

Color, Máx. D-1500 0,5 0,5Punto de inflamación, Mín. oC D-92 145 145Tensión interfacial a 25 oC, Mín. dinas/cm. D-971 40 40Punto de fluidez, Máx. oC D-97 -40 -40Gravedad específica, 15oC/15oC Máx. D-1298 0,91 0,91Viscosidad Máx, cSt D-445 ó

100oC D-88 3,0 3,040oC 12,0 12,0 0oC 76,0 76,0

Inspección visual Claro y traslúcidoEléctrica Caída dieléctrica de voltaje, a 60Hz

- Electrodos de disco, Min. kV D-877 30,00 30,00- Electrodos VDE, Min gap.0.040 pulg. (1.02 m.m.) D-1816 28,00 28,000.080 pulg. (2.03 m.m.) 56,00 56,00Caída dieléctrica de voltaje D-3300 145,00 145,00condición de impulso, 25oC, Mín. kV 1", gap. D-2300 +15,00 +15,00Factor de disipación (o factor de potencial) a 60 Hz. Máx. % +30 +30

25oC D-924 0,05 0,05 100oC 0,30 0,30

Química Estabilidad a la oxidación (prueba de lodos ácidos) D-224072 horas: % lodo, Máx. por masa 0,15 0,10 TAN, mgr KOH/gr.ac.us 0,50 0,30164 horas: % lodo, Máx. por masa 0,30 0,20 TAN, mgr KOH/ gr.ac.us 0,60 0,40Estabilidad a la oxidación (bomba rotativa), Mín. minutos D-2112 195,00Contenido de inhibidor de oxidación D-1473 0,08 0,30Máx. % por masa D-2628Azufre corrosivo D-1275Agua, Máx. ppm D-1533 35,00 35,00Número de neutralización D-974 0,03 0,03Número ácido total, Máx. mgr KOH/gr.ac.us. Cont. de BCP* ppmD-4059 No detectable

NOTA: *BCP es el inhibidor de oxidación Butil P-Cresol



PROCESO DE DEGRADACION DE LOSACEITES DIELECTRICOS

Al igual que ocurre en otras aplicaciones, loslubricantes para servicio en transformadores estánsometidos a diversas condiciones de operación yexpuestos a la presencia de elementos que con-llevan al deterioro gradual de sus propiedades.

El proceso de oxidación de los aceites dieléctricosdepende, entre otros, de los siguientes factores:

- La naturaleza o composición del aceite.

- La cantidad de oxígeno disponible para lareacción de oxidación.

- La presencia del agua y otros catalizadoresde oxidación, tales como partes de cobre.

- El nivel de temperatura al cual es sometidoel aceite dieléctrico durante el servicio.

Como ya se ha mencionado, dependiendo del tipoy balance de hidrocarburos empleados en la fabri-cación del aceite dieléctrico, éste presentará me-jores o peores propiedades tanto refrigerantescomo de estabilidad química y a la oxidación, fac-tores de gran influencia en el proceso de oxida-ción del aceite.

El oxígeno disponible para las reacciones de oxi-dación proviene:

a. Del aire que normalmente está disuelto en di-cho aceite.

b. De las electrólisis del agua presente en el equipo.

A mayor cantidad de oxígeno presente en el acei-te, las reacciones de oxidación son más comple-tas y frecuentes.

El agua, además de aportar oxígeno para las reac-ciones de oxidación que ocurren en el aceite, esun buen catalizador para éstas mismas y sobretodo para aquellas que afectan a los metalesferrosos presentes en el equipo (corrosión de lacarcaza y del núcleo del transformador).

Conviene recordar que el hierro, el cobre y cual-quier otro metal en contacto con el aceite son tam-bién catalizadores de las reacciones de oxidaciónque afectan a éste.

El nivel de temperatura a que normalmente ope-ra el equipo es un factor muy importante en lavelocidad de oxidación del aceite dieléctrico y mien-tras más alta sea dicha temperatura, más rápidaserá la degradación del aceite, tal como se obser-va en la tabla siguiente.

TEMPERATURA VIDA UTIL DEL ACEITE*DE OPERACION DIELECTRICO DEL EQUIPO EN AÑOS

60oC 20,00 70oC 10,00 80oC 5,00 90oC 2,50100oC 1,25110oC 7 meses

*Tiempo estimado para que el número de neutralizacióndel aceite alcance una acidez equivalente a 0,25 mgKOH/g.

NUMERO DE NEUTRALIZACION vs. TEMPERATURA



Los transformadores modernos operan con tensio-nes o voltajes más altos y son de menor tamañoque los equipos de comienzo de siglo. En conse-cuencia, la cantidad de aceite dieléctrico requeri-da por estos transformadores es considerablemen-te menor, por lo cual su temperatura de operacióndepende en gran medida de la eficiencia de su sis-tema de refrigeración, o en otras palabras, de lacapacidad refrigerante del aceite.

En la gráfica se muestra la diferencia existenteentre las curvas de oxidación de un aceite no in-hibido y otro inhibido. Como se puede ver, losinhibidores artificiales de oxidación mantienen la

acidez del aceite a un nivel más bajo que los acei-tes sin inhibidor. Ahora bien, cuando se agota eladitivo antioxidante en el aceite inhibido la reac-ción de oxidación se acelera drásticamente y portanto la curva toma forma exponencial con una pen-diente mayor que la del aceite no inhibido. El con-trol requerido sobre el nivel de acidez de un aceitedieléctrico inhibido, en su período final de servicio,es muy exigente debido al cambio radical en elcomportamiento de su proceso oxidativo, lo cualpodría dar origen a formación excesiva de lodos enel transformador con las consecuentes fallas ensu funcionamiento.

Núm

ero

de n

eutr

aliz

ació

nN

úmer

o de

neu

tral

izac

ión

mg

KO

H /

gm

g K

OH

/ g

AÑOS DE SERVICIOAÑOS DE SERVICIO

0.40.4

0.30.3

0.20.2

0.10.1

00

22 44 66 88 11

1 21

2

Sin Sin InhibidorInhibidor

ConCon Inhibidor Inhibidor

CURVA DE OXIDACION DE UN ACEITE DIELECTRICO



CONTROL DE CALIDAD DE LOS ACEI-TES DIELECTRICOS

Las pruebas que se realizan con el propósito deevaluar el estado de las propiedades de los acei-tes dieléctricos de origen mineral, se orientan adeterminar tres características básicas en dichosaceites:- Su composición (pruebas de composición).- Su pureza (pruebas de pureza).- Su estabilidad (pruebas de estabilidad).

La composición de un aceite dieléctrico, una vezque ha sido formulado y elaborado adecuadamen-te, no varía significativamente mientras permane-ce en servicio.

La estabilidad del mismo depende primordialmen-te de su composición. Esto significa que las prue-bas de composición y estabilidad no son muy ne-cesarias cuando se trata de controlar la calidad deun aceite dieléctrico en servicio, teniendo en cuen-ta que son estrictamente efectuadas para los acei-tes nuevos.

En conclusión, las pruebas de pureza son las quetienen mayor peso en la determinación del com-portamiento o desempeño de los aceitesdieléctricos en servicio; por lo tanto son éstaspruebas las que se incluyen con más frecuenciaen los programas de control.

En el cuadro siguiente se enumeran las pruebasque se realizan para determinar la calidad de losaceites dieléctricos.

Del cuadro anterior se tiene que los aceitesdieléctricos, entregados en equipos nuevos o to-mados de equipos en servicio, pueden ser some-tidos a un gran número de ensayos; sin embargo,las pruebas siguientes son consideradas como su-ficientes para determinar si el estado del aceite esadecuado o no para continuar en servicio o paraproponer una acción correctiva.

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

Estabilidad de color

Formación de lodoPeríodo de inducciónContenido de inhibidorE

STA

BIL

IDA

D

Contenido de humedadTensión interfacialNo. de NeutralizaciónTensión de ruptura

Factor de potencia

PU

RE

ZA

Punto de anilinaPunto de fluidezColor

Punto de inflamaciónGravedad específicaViscosidadAzufre corrosivo

CO

MP

OS

ICIO

N



VOLTAJE DE OPERACION DEL TRANSFORMADOR kV

Inspección 75 ó menos 76-149 150-250 Más de 250InicialFecha: Antes de energizar el equipoPruebas: ABCDEF ABCDEF ABCDEF ABCDEFGSegundaDespués de: 2 años 18 meses 1 año 6 mesesPruebas: ABCD ABCD ABCD ABCDEFGTerceraDespués de: 18 meses 1 año 1 año 6 mesesPruebas: ABCD ABCD ABCD ABCDE

SubsiguientesDespués de: 1 año después de la última inspecciónPruebas: ABCD ABCDEF ABCDEFG ABCDEFG

SIGNIFICADO DE LAS LETRAS

A - Color, ASTM D-1500B - Número de neutralización, ASTM

D-974C - Tensión interfacial, ASTM D-971D - Tensión de ruptura, ASTM D-877E - Factor de potencia, ASTM D-924F - Contenido de agua, ASTM D-1315

ó D-1523G - Análisis de gases disueltos

Las pruebas ya reseñadas y la frecuencia promedio con que pueden realizarse dichas pruebas se mues-tran en los cuadros siguientes:

Es clave hacer énfasis en que la frecuencia de lasinspecciones y pruebas efectuadas a un transfor-mador debe establecerse con base en los factoresque se relacionan a continuación:

1. Capacidad del equipo.

2. Condiciones de operación.

3. Importancia del servicio prestado.

4. Condiciones del aceite dieléctrico:

A medida que aumentan los años de servicio delos transformadores es lógico esperar una pro-gresiva degradación del aceite, con lo cual seaumenta la probabilidad de falla en los equipos.



5. Condiciones ambientales: En condiciones am-bientales adversas, las inspecciones que se de-ben practicar serán más frecuentes, pues tanto elaceite como la carcaza y accesorios externos deltransformador se ven seriamente afectados.



Propiedades Lugar del Categoría del Frecuencia de los ensayosensayo * Equipo

Color y aspecto S o L O,A,B,C,D,E Simultáneamente con otros ensayos cuantitativos

Tensión de ruptura S o L O,A,B,C,D,E,F,G O,A,B.Después del llenado o rellenado y antes de la energización.Luego, pasados 12 meses, después cada dos años.C,D,E.Después del llenado o rellenado y antes de la energización.Luego, pasados 12 meses, después cada seis años.F.Después del llenado o rellenado y antes de ponerlobajotensión.Luego, cada 4 años o cada 70.000 maniobras sí esenúmero se alcanza antes, o según las instruccionesdel fabricante.G.Referirse a las especificaciones del fabricante.

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

Indice de neutralización L O,A,B,C,D,E,F,G. O,A,B,C - Cada 6 añosD,E,F,G - Ningún ensayo de rutina.

Sedimentos y L O,A,B,C,D,E Ningún ensayo de rutina. Efectuar según los resultados deldepósitos (lodos) examen visual o el valor del índice de neutralización.

APLICACION Y FRECUENCIA DE LOS ENSAYOS



APLICACION Y FRECUENCIA DE LOS ENSAYOS

Propiedades Lugar del Categoría del Frecuencia de los ensayosensayo * Equipo

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

Factor de disipación L O,A,B,C,D,E O,A,B,D.dieléctrica, tgs a 100 oC Después del llenado o rellenado y antes de la energización.y 40Hz a 60 Hz. Luego, pasados 12 meses, después cada 6 años.

C,E.Ningún ensayo de rutina.

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

Contenido de gas L O,A,B,D

Punto de inflamación L O,A,B,C,D,E O,A,B,C,D,E.Ningún ensayo de rutina, quizás revisarlo cuando un oloranormales detectado; enseguida de un defecto interno ocuando el transformador viene de ser llenado.



El agua puede proceder del aire atmosférico o re-sultar de la degradación de materiales aislantes.La solubilidad del agua en el aceite para transfor-madores aumenta en función de la temperatura ydel índice de neutralización.

En el diagrama se observa que para una tempera-tura dada, el aceite disuelve una cantidad de aguadeterminada, la cual depende del punto de equili-brio o de saturación del aceite para cada tempera-tura.

Cuando el contenido de agua sobrepasa un ciertonivel (valor de saturación) no puede permanecer ensolución, y el agua, ahora libre, aparece en formade turbulencia o de góticas provocando invariable-mente una disminución en la rigidez dieléctrica.

A continuación se detalla un poco más sobre cadauna de las pruebas realizadas a los aceitesdieléctricos como parte del programa periódico deinspecciones.

Contenido de HumedadComo se sabe, el agua es poco soluble en losaceites dieléctricos, pero aun así, pequeñas canti-dades de humedad son suficientes para aumentardrásticamente su conductividad eléctrica, reducirsu rigidez dieléctrica y subir su factor de potencia.

Curva A: Saturación en contenido de agua de un aceite nuevo.

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

00

10 20 30 5040 60

10

50

100

150

200

AB

CO

NTE

NID

O D

E A

GU

A D

EL

AC

EIT

E (m

g/K

g)

TEMPERATURA DEL ACEITE EN SERVICIO

1000

Temperatura ° C

800

600400300200

60

40

30

20

10

80

100

0 10 20 30 40 50 60 70

CO

NTE

NID

O D

E A

GU

A, p

pm

Muestra puramin AD-AD, lote 16,19,5,79



El agua no sólo es perjudicial para el aceite por-que aumenta su conductividad eléctrica sino queademás es un elemento altamente corrosivo a losmetales ferrosos y por ello forma óxido de hierroque al disolverse en el aceite lo hace aun más con-ductor. También, el agua suspendida o depositadaen el fondo de los transformadores propicia el cre-cimiento de bacterias que contribuyen a acelerarel proceso de degradación de los aceitesdieléctricos.

Dentro de un transformador el contenido total deagua se reparte entre el papel y el aceite en unarelación predominante para el papel. Las variacio-nes pequeñas de temperatura modifican sensible-mente el contenido de agua del aceite pero muypoco la del papel.

Conociendo el contenido de agua de un aceite auna temperatura dada, es posible mediante gráfi-cas obtener el contenido de agua del papel. Losvalores límites de contenido de agua recomenda-dos en la tabla Guía de Valores Límites, tienenpor objeto controlar el contenido de agua en el ais-lamiento celulósico (papel), a temperaturas norma-les del aceite en servicio a más de 40oC y hasta60oC.

Un alto contenido de agua acelera la degradaciónquímica del papel aislante y es un indicio de ma-las condiciones de funcionamiento o de un mante-nimiento que necesita medidas correctivas.

Valores típicos de contenido de agua para aceitesdieléctricos nuevos están en el orden de 15 ppm a

30 ppm. Resulta evidente que se requiere some-terlos a un proceso de secado previo a su uso.

Tensión InterfacialEste es uno de los test más ampliamente usadospara determinar el nivel de deterioro y contamina-ción de un aceite dieléctrico.

Esta característica cambia rápidamente durante lasetapas iniciales de envejecimiento, luego su evolu-ción se estabiliza, cuando la degradación es aúnmoderada.

Es por esta razón que los resultados son bastantedificiles de interpretar en términos de mantenimien-to del aceite. Sin embargo, es conveniente anali-zar en detalle los aceites cuyos valores de la ten-sión interfacial se encuentran en el límite mínimorecomendado en la Guía de Valores Límites, queaparece en la página siguiente.

Los valores típicos de tensión interfacial de los acei-tes nuevos están alrededor de 45 dinas/cm; sinembargo, aceites con valores de 20 o más se con-sideran apropiados para el servicio.

Tensiones interfaciales por debajo de 20 dinas/cmindican la contaminación del aceite con productosde oxidación, barnices, glicol, jabones de sodio, yposiblemente otras materias extrañas. La filtracióndel aceite, especificada en la norma ASTM D-971,puede reportar valores altos de tensión interfacial.

Un comportamiento típico de la tensión interfacialcon los años de servicio del aceite se ilustra en lafigura.



AÑOS DE SERVICIO

0

10

20

30

40

50

TE

NS

IO D

E R

UP

TU

RA

2 4 6 8 10 12



O ENSAYOS METODOS CLASIFICACION DE ACEITES ACEITES EN SERVICIO ACEITES REGENERADOS R TRANSFORMADORES SIN USAR D Tensión máxima Recibido GRUPO I GRUPO II GRUPO III Límites de Después de E de operación en equipo por por por aceptación llenar y N nuevo continuar reacondic. regenerar después de antes de

regenerar energizar

1 Tensión de ASTM D877 C <72,5 Kv >30 >26 <26 >30 >30ruptura B 72,5-170 Kv >30 >26 <26 >30

dieléctrica A 170-420 Kv >35 >26 <26 >35(Kv) O <420 Kv >35 >30 <30 >35

ASTM D1816 C <72,5 Kv >25 >23 >23 >26 >26-30(0,04 pulg.) B 72,5-170 Kv >25 >23 >23 >26-30

A 170-420 Kv >30 >26 >26 >26-30O >420 >30 >26 >26 >26-30

ASTM D1816 C <72,5 Kv >40 >34 >34(0,08 pulg.) B 72,5-170 Kv >40 >34 >34

A 170-420 Kv >50 >45 >45O >420 Kv >60 >45 >45

IEC 156 C <72,5 Kv >40 >30 >30B 72,5-170 Kv >50 >30 >30A 170-420 Kv >60 >40 >40O >420 Kv >60 >50 >50

2 Factor de ASTM D924 C <72,5 Kv <0,1potencia (25oC) B 72,5-170 Kv <0,1

(%) A 170-420 Kv <0,1 <1,0O >420 Kv <0,05

ASTM D924 C <72,5 Kv <0,5(100oC) B 72,5-170 Kv <0,5 <1,0 <1,0

A 170-420 Kv <0,5O >420 Kv <0,3

3 Contenido ASTM D1533 C <72,5 Kv <20 <35 35-40 <35de B 72,5-170 Kv <20 <35 35-40 <35 <35

humedad A 170-420 Kv <15 <25 25-30 <20(ppm) O <420 Kv <10 <15 15-20 10-15

4 Número de ASTM D974 C <72,5 Kv <0,03 <0,3 >0,3 >0,5 <0,05neutrali- B 72,5-170 Kv <0,03 <0,2 >0,2 >0,5 <0,05 <0,05zación A 170-420 Kv <0,03 <0,2 >0,2 >0,5 <0,05

(mg KOH/g) O >420 Kv <0,03 <0,1 0,1-0,2 >0,4 <0,05 5 Tensión ASTM D971 C <72,5 Kv >40 >24

interfacial B 72,5-170 Kv >40 >24 <24 <15 >35 >35A 170-420 Kv >40 >26 >35A >420 Kv >40 >30 >35

6 Color ASTM D1500 <72,5->420 Kv <1,0 <1,5 <1,5 7 Aspecto ASTM D1524 <72,5->420 Kv Claro y libre Claro y libre Claro y libre Claro y libre

Visual sedimentos sedimentos sedimentos sedimentos 8 Contenido D831, D1817 C <72,5 Kv

de gases D2945 B 72,5-170 Kv(%) A 170-420 Kv <30

O >420 Kv <0,5 9 Sedimentos Anexo A >72,5 >420Kv Libre Libre Libre

y lodos10 Resistividad IEC 247 C <72,5 Kv 90oC>60 90oC>0,2

(Gm) B 72,5-170 Kv 90oC>60 90oC>0,290oC A 170-420 Kv 90oC>60 90oC>1

O >420 Kv 90oC>60 90oC>120oC C <72,5 Kv 20oC>60

B 72,5-170 Kv 20oC>200A 170-420 Kv 20oC>200O >420 Kv 20oC>60

11 Estabilidad ASTM D2440 <72,5 y >420 Kv Según norma 0,50a la ICONTEC 0,25

oxidación 1465164h - NN

- lodos Según normaBomba ASTM D2112 <72,5 y >420 Kv ICONTEC 150rotativa 1465

GUIA DE VALORES LIMITES PARA LA ACEPTACION, MANTENIMIENTO Y REGENERACIONDE ACEITES AISLANTES PARA TRANSFORMADORES Y OTROS EQUIPOS ELECTRICOS



Número de NeutralizaciónEl índice de neutralización de un aceite es unamedida de la mayor o menor cantidad de ácidosque se han formado en el aceite durante el tiempoen que ha permanecido en servicio.

Su valor, poco importante para un aceite nuevo,aumenta como consecuencia del envejecimientopor oxidación y es utilizado como guía general paraestablecer el momento preciso para reemplazarloo regenerarlo, siempre que se hayan establecidolos límites de rechazo y que otros ensayos lo con-firmen.

El número de neutralización de un aceite nuevo nodebería exceder 0.025 mgKOH/g. Aceites con va-lores de TAN del orden de 0.5 mgKOH/g son con-siderados inaceptables para el servicio.

Es importante aclarar que un TAN bajo no descar-ta la presencia de contaminantes en el aceite, yaque puede tratarse de un material de tipo alcalino.Un caso encontrado con alguna frecuencia es lacontaminación del aceite con silicato de sodio, quees un material empleado por los fabricantes detransformadores en el aislamiento.

Rigidez DieléctricaLa tensión de ruptura es importante como una me-dida de la aptitud de un aceite para resistir los es-fuerzos eléctricos. Un aceite seco y limpio se ca-racteriza por una tensión de ruptura alta.

El valor alcanzado en la prueba de tensión de rup-tura o rigidez dieléctrica dependerá casi exclusiva-

mente de la cantidad de contaminantes tales comoel agua, partículas conductoras, lodos, polvo, y ga-ses disueltos contenidos en el aceite; los cualesreducen severamente esta propiedad.

La rigidez dieléctrica disminuye con los aumentosde la temperatura del aceite, por lo cual, para efec-tos de control, se especifica una temperatura de20oC para la realización de esta prueba.

La gráfica ilustra la variación de la tensión de rup-tura con el contenido de humedad.

Factor de PotenciaEs una prueba muy aceptada en las evaluacionesperiódicas de aceites dieléctricos. El factor de po-tencia de un aceite nuevo no debería exceder de0.05% a 25oC. Un valor alto en un aceite usadoindica deterioro y contaminación con carbón, bar-nices, sodio, glicol, u otras materias conductoras.

La gráfica PFVO aplicable, exclusivamente, para

100908070

60

50

40

30

20

105 15 20 25 30 35 40 45

CONTENIDO DE AGUA, PPM.

TEN

SIO

N D

E R

UP

TUR

A 2

0ºC

, Kv



aceites no inhibidos es útil para evaluar la conti-nuidad en servicio de un aceite, de acuerdo con sufactor de potencia y el tiempo de oxidación.

Color y AspectoEl color de un aceite aislante está determinadopor la luz transmitida y está expresado por un nú-mero obtenido de su comparación con una seriede colores normalizados o estandarizados. El co-lor de un aceite nuevo es generalmente aceptadocomo un indicador de su grado de refinación.

Un cambio en el color del aceite en servicio indicacontaminación o deterioro.

Además del color, el aspecto visual de un aceitepuede poner en evidencia turbulencias y sedimen-tos, lo que puede indicar la presencia de agua li-bre, lodos insolubles, carbón, polvo, fibras, etc.

Para aceites con índices de color por encima de 4se requiere la realización de pruebas adicionalestendientes a determinar si su condición es peligro-sa para continuar en operación

Análisis de gases disueltosEste tipo de prueba se estudiará ampliamente enla siguiente sección de este módulo; Diagnósticode fallas en transformadores.

La tabla de la página siguiente muestra losparámetros de tolerancia en los resultados de laspruebas.

0

3

5

20 40 60 80 100 120

Horas de Oxidación

0

1

2

4

140

Area de aceptación

Factor de potencia (% )

3

2

1

00 2 4 6 8 1210

AÑOS DE SERVICIO

CO

LOR

AS

TM D

-150

0



PARAMETROS DE TOLERANCIA EN LOS RESULTADOS DE LAS INSPECCIONES

Voltaje de operación kV

CARACTERISTICAS 36 37-170 171-300 300

Número de neutralización: mgKOH, ASTM D974

Aceite no inhibido, Máx. 0,5 0,4 0,4 0,3Aceite inhibido, Máx. 0,05 0,05 0,05 0,05

Tensión interfacial: dinas/cm, ASTM D971

Aceite no inhibido; Min. 12 15 15 15

aceite inhibido, Mon 20 20 20 20

Constante dieléctrico: kV, ASTM D877Ambos aceites, Min. 25 30 35 40

Factor de potencia: 60Hz/100oC, ASTM D924Ambos aceites, Máx. 0,35 0,30 0,25 0,20

Contenido de agua: ppm, ASTM D1315

Ambos aceites, Máx. 40 35 30 25

Contenido inhibidor: peso %, ASTM D2668

Aceite inhibido, Min. 0,1 0,1 0,1 0,1

Contenido de lodo: visual*

Ambos aceites Negativo

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



CLASIFICACION DE LOS ACEITESEN SERVICIO

Es importante establecer guías estrictas e inmu-tables para evaluar los aceites en servicio o pararecomendar los valores límites de ensayos que co-rrespondan a todas las utilizaciones posibles delos aceites aislantes en servicio.

De acuerdo con la experiencia industrial actual,los aceites en uso pueden ser posicionados se-gún una clasificación basada en la evaluación delas propiedades más significativas y/o sobre laposibilidad de restituirles las características desea-das como sigue:

Grupo 1:Este grupo comprende los aceites cuyo estado ca-racterístico es satisfactorio para continuar en servi-cio. Los aceites cuyas propiedades sé sitúan enlos límites fijados en la tabla Guía de Valores Lí-mites, para la categoría del equipo apropiado, seconsideran pertenecientes a este grupo. Sesobrentiende que estos límites son solamente indi-cativos. Con excepción de la tensión de rupturadieléctrica, el hecho de que una o varias de las pro-piedades se sitúen fuera de los límites indicados norequiere una acción inmediata, aunque, a un térmi-no más largo, esta situación pudiera ocasionar unadegradación acelerada y una reducción de la dura-ción del equipo. En cuanto a la interpretación de losresultados, diferentes factores deben ser tomadosen consideración, tales como: las condiciones deservicio, la edad del equipo y la evolución de lascaracterísticas de los aceites.

Grupo 2:Este grupo comprende los aceites que necesitansolamente un tratamiento de reacondicionamientoque permita su utilización posterior. Un contenidoalto de agua y una tensión de ruptura dieléctricabaja, indican generalmente esta necesidad; siem-pre y cuando todos los otros criterios sean aúnsatisfactorios.

El aceite puede tener un aspecto turbio o sucio. Eltratamiento apropiado consiste en eliminar por me-dios mecánicos el agua y las materias insolubles.El tratamiento debe ser tal que los valores alcan-zados para el contenido de agua y la tensión deruptura se acerquen a aquellos dados en la tablaGuía Valores Límites, cuando sea aplicable.

Sin embargo, se debe tener en cuenta que un ex-ceso de agua en el aceite puede ser el indicio deque el aislamiento sólido está en malas condicio-nes y que necesita medidas correctivas.

Grupo 3:

Este grupo comprende los aceites en mal estado,cuyas propiedades no pueden ser restauradas aun nivel satisfactorio sino después de una regene-ración. Este estado será generalmente puesto enevidencia por la presencia de depósitosprecipitables, de lodos insolubles y por los valoresdel índice de neutralización y/o el factor de disipa-ción dieléctrica superiores a aquellos dados en latabla Guía de Valores Límites.

Los aceites pertenecientes a este grupo deben serregenerados o bien, reemplazados, dependiendo



de consideraciones económicas.

Grupo 4:Este grupo comprende los aceites de calidad tanmala que se aconseja descartarlos, lo que corres-ponde a muchas propiedades insatisfactorias.

Otro forma de clasificar los aceites dieléctricos enservicio es por medio del índice de calidad o índiceMyers, que relaciona la tensión interfacial del aceitecon el número de neutralización del mismo.



CLASIFICACION DE LOS ACEITES ENFUNCION DEL N.N. Y T.I.F.

Indice de calidad =Tensión interfacial

Número de neutralización

4040

3535

3030

2525

2020

1515

1010

55

000,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6

Franja fueraFranja fuera de lodos de lodos

Aceite Aceite buenobueno

Aceite aceptableAceite aceptable

Aceite marginalAceite marginal

Aceite maloAceite malo

Aceite muy maloAceite muy maloAceiteAceite extremadamente malo extremadamente malo

Aceite Aceite para desecharpara desechar

Número de neutralización mg KOH / gm aceite Número de neutralización mg KOH / gm aceite

Tensión interfacialTensión interfacialDINAS / cmDINAS / cm



GUIA PARA EVALUAR ACEITES PARA TRANSFORMADORESCHART TO EVALUATE TRANSFORMER OILS

EXCELENTEEXCELENT

BUENOGOOD

ACEPTABLEACCETABLE

MARGINALMARGINAL

MALOBAD

MUY MALOVERY BAD

MALISIMOEXTREMELY BAD

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

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

TE

NS

ION

INT

ER

FA

CIA

L 25

ºC, d

/cm

-I

NT

ER

FA

CIA

L T

EN

SIO

N 2

5ºC

, d/c

m

22



Aceite buenoNN 0.00 a 0.10 - TIF 30.0 a 45.0Amarillo claro

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

Aceite marginalNN 0.11 a 0.15 - TIF 24.0 a 27.0Amarillo oscuro

Aceite maloNN 0.16 a 0.40 - TIF 18.0 a 23.90Ambar

Aceite muy maloNN 0.41 a 0.65 - TIF 9.0 a 17.9Café

Aceite extremadamente maloNN 0.66 a 1.50 - TIF 9.0 a 13.9Café oscuro

Aceite en condición pésimaNN1.51 o más negro

Indice de calidad: 300 a 1.500 o más

Indice de calidad: 271 a 600





1

2

3

4

5

6

7

CLASIFICACION DE LOS ACEITES SEGUN EL INDICE DE CALIDAD



APLICACION DE LA CLASIFICACION DE LOS AGENTES DIELECTRICOS PARATRANSFORMADORES

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

Torr). Equipos de sólo papel y abiertos son obsoletos

2

3

4

5

6

1

7

OBSERVACIONES

El aceite está cumpliendo con lassiguientes funciones:a. Refrigeración eficienteb. Agente dieléctrico.

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

Acidos grasos cubren las bobinas. Lodosen suspensión listos a iniciarconcentraciones. Alta probabilidad delodos en las fisuras del aislamiento.

En casi un 100% de los transformadoresen este rango se han formado depósitosde lodos sobre las bobinas y núcleo.LODOS SE DEPOSITAN PRIMERO ENLAS AREAS DE REFRIGERACION.

Sedimentos depositados continúanoxidándose y endureciéndose. ELAISLAMIENTO SE ESTACONTRAYENDO. Alta probabilidad defalla prematura.

Sedimentos aíslan áreas de refrigeración yductos causando incrementos detemperatura de operación.

Gran cantidad de sedimentos. Requiereprocesos especiales.

TENSION INTERFACIALdinas/cm

30 - 45

27 - 29

24 - 27

18 - 24

14- 18

9 - 14

6 - 9

No DE NEUTRALIZACIONmg/KOH/ggm

0.03 - 0.10

0.05 - 0.10

0.11 - 0.15

0.16 - 0.40

0.41 - 0.65

0.66 - 1.50

1.5 y Superior

COLOR

Bueno0 - 0.5

Aceptable0.5 -1.0

Marginal1.0 -1.5

Malo1.5 -2.5

Muy malo2.5 - 3.5

Extremada-mente malo

3.5 - 4.0

Aceites para darde baja

4.5 - Sup.

ACCION A TOMAR

Análisis anual del aceite a fin de evaluarfuncionamientos yestablecer tendencias.

Análisis anual del aceite.Establecer programa de mantenimientopreventivo

Análisis anual del aceite.Aceite requiere tratamiento con filtroprensa especial (ver nota), para detenerdeterioramiento rápido del aislamiento

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

Análisis anual del aceite.Desncubada del transformador.Proceso similar al (4) usando unidadespecial para filtrado adicionándole tierrade fuller .

Análisis anual del aceite.Procedimiento similar al anterior.Posible cambio de aceite.

Análisis anual del aceite.Proceso similar al (4), cambio de aceite.Proceso de filtrado con unidad especial.Aislamientos deteriorados. Se recomiendaen pensar en un futuro cercano cambio deltransformador

RIGIDEZ DIELECTRICAKV

30y

Superior

25 - 30

22 -25

INDICE DEMYERS

300 - 1.500

271 - 600

160 - 318

45 -159

22 - 44

6 - 21

1.51 ó más



Indice Myers = TIF/NN

TIF: Tensión Interfacial

NN : Número de neutralización

El índice de myers se debe tomar como simplereferencia informativa ya que este procedimientoestá siendo cuestionado por no ampliarse en algu-nos casos, tales como en aceites dieléctricos quetienen un valor alto de índice myers y presentanvalores bajos de tensión interfacial. Esta situaciónobedece a que el número de neutralización puedeser bajo aunque el aceite tenga presencia excesi-va de lodos neutros, que afectan significativamentela tensión interfacial.



DIAGNOSTICO DE FALLAS EN TRANS-FORMADORES

El sistema dieléctrico de un transformador está in-tegrado por el conjunto de materiales que separany/o soportan las partes metálicas energizadas delequipo y en el cual se pueden distinguir dos tiposde aislamiento:

a. El aislamiento líquido o aceite para transforma-dores.

b. El aislamiento sólido que está integrado por pa-pel aislante, madera, aisladores de cerámica,baquelitas, resinas, etc.

Las deficiencias que presenta el sistema aislantede un transformador se pueden medir en su justadimensión cuando se analizan los efectos origina-dos por la presencia del agua, elsobrecalentamiento del equipo y la sobrecarga eléc-trica en los diferentes medios o materiales aislantesutilizados.

Efectos del agua sobre el sistema aislan-te de los transformadores

Como ya se ha visto, el agua presente en un trans-formador puede provenir de una o más de las si-guientes fuentes:

- La humedad residual contenida en el sistema ais-lante luego del secado del transformador.

- La humedad absorbida por el aceite desde la at-mósfera con la cual está en contacto.

- El agua que se produce durante las reacciones de oxidación del aceite dieléctrico yla celulosa del papel aislante (efecto de pirólisis).

Las características más sobresalientes del aguason:

- Es un compuesto polar y, en consecuencia, con-duce la corriente eléctrica.

- Es un elemento fuertemente electropositivo, portanto es atraída hacia los polos negativos; de modoque cuando el agua se encuentra presente en elaceite de un transformador tiende a concentrarseen el área energizada del equipo.

- El agua es el solvente universal por excelencia ydisuelve en mayor o menor grado a casi todos loselementos o compuestos conocidos, los cuales alestar disueltos en el agua la hacen más conducto-ra de la electricidad.

- El agua es un catalizador activo para un grannúmero de reacciones químicas, por ello su pre-sencia en el aceite y en la celulosa del papel y lamadera, contribuye a oxidar y degradar dichos ma-teriales.

- El agua es por sí sola una substancia corrosivafrente a la mayoría de los metales, y en especialde las aleaciones ferrosas presentes en los nú-cleos, tambores y radiadores de los transformado-res.

Su acción corrosiva aumenta considerablementecuando se combina con los ácidos generados porla oxidación del aceite.



La corrosividad del agua es mayor cuando se en-cuentra en estado líquido, por lo cual su efecto esmás evidente en los radiadores de los transforma-dores, en los cuales se condensa por efecto de ladisminución de la temperatura.

Es clave reseñar ahora las diferentes formas enque el agua puede encontrarse en el transforma-dor:

- Disuelta en el seno del aceite, es bien conoci-da la frase “agua y aceite no se mezclan”. Sin em-bargo, se sabe que el aceite de transformador di-suelve pequeñas cantidades de agua dependiendode la temperatura a la cual se encuentra someti-do. Este contenido de agua se puede disminuirconsiderablemente mediante métodos apropiadosde secado, pero es técnicamente imposible obte-ner un aceite para transformador completamenteseco o libre de agua. Cabe indicar que el efectodel agua disuelta en el aceite, sobre la conductividadde éste, es relativamente moderado cuando se lecompara con el efecto que tiene el agua suspendi-da en el aceite.

- Suspendida en el aceite, cuando un aceite paratransformador se encuentra saturado de agua a unacierta temperatura y se le enfría hasta una tempe-ratura marcadamente menor, el exceso de aguaque contenía a la temperatura mayor, se conden-sa y queda suspendida en el seno del aceite enforma de pequeñas góticas. Si la temperatura si-gue bajando, esas góticas aumentan de tamaño,se unen entre sí y finalmente se precipitan hastael fondo del recipiente que contiene el aceite.

Ahora bien, el agua suspendida es mucho másconductora que el agua disuelta, por tanto un acei-te de transformador que contiene agua suspendi-da siempre mostrará una muy baja rigidezdieléctrica.

- Depositada en el fondo del transformador,cuando en el aceite se suceden cambios alternosde temperatura, subidas y bajadas considerablesen forma periódica, y mientras el aceite está encontacto con la atmósfera, es posible que el acei-te absorba agua, que luego se condensa para fi-nalmente ser depositada en el fondo del transfor-mador. El agua allí depositada no tiene mayoresefectos inmediatos en el comportamiento o eficien-cia del transformador, no obstante su presenciaoxida la caja del transformador, contribuye a la de-gradación del aceite y propicia el crecimiento debacterias que aceleran los procesos antes men-cionados.

- Asociada a los ácidos derivados de la des-composición del aceite, los ácidos que se for-man por la degradación natural del aceite contie-nen grupos polares electronegativos que ejercenuna gran atracción hacia el agua que posee gru-pos polares electropositivos. Pues bien, este efec-to de atracción hace que una conside-rable canti-dad de agua permanezca suspendida o asociadaa dichos ácidos.

Esta mezcla agua-ácidos es buena conductora deelectricidad y por ello su presencia en el aceitebaja la rigidez dieléctrica.



- Ocluida o absorbida en la celulosa del papely la madera, el papel secante (celulosa) tiene ex-celentes propiedades absorbentes/adsorbentesfrente al agua o soluciones acuosas.

Debido a esa propiedad de la celulosa es que seutiliza en los filtro-prensas, uno de los procesosde secado del aceite para transformadores. Se hacomprobado que la celulosa tiene una afinidad porel agua que es entre 600 a 800 veces mayor que ladel aceite. Esto significa que en las condicionesde equilibrio entre el contenido de humedad de lacelulosa y del aceite para transformadores, el99.75% de la humedad total del sistema estarácontenida en la celulosa y sólo el 0.25% en el acei-te.

La figura ilustra esa condición de equilibrio, en fun-ción de la temperatura, y nos indica cómo es posi-ble tener un transformador con una apreciable can-tidad de agua mientras su aceite se presenta rela-tivamente seco y con una aceptable rigidezdieléctrica. Todos estos hechos hay que tenerlosmuy en cuenta para una correcta interpretación delos resultados de la prueba de constante o rigidezdieléctrica del aceite con el chispómetro ya queno son suficientes ni concluyentes para determi-nar el estado del transformador, ni siquiera el delaceite.

Conviene recordar que las especificaciones de losaceites dieléctricos limitan el contenido de aguaen el aceite nuevo a un máximo de 30 a 35 partespor millón (ppm) en peso, en tanto que las especi-ficaciones del papel aislante utilizado en los trans-

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

Efectos del sobrecalentamineto sobrelos elementos del sistema aislante del

transformador

Tanto los hidrocarburos, componentes de los acei-tes aislantes, como la celulosa, presente en el pa-pel aislante, sufren un proceso lento de descom-posición cuando se encuentran en contacto con elagua y con los agentes atmosféricos: oxígeno yluz solar; pero la forma en que se sucede la des-composición varía considerablemente en ambosmateriales.

Pues bien, lo que realmente nos interesa para eltema que nos ocupa es la composición de los ga-ses que se forman durante esos procesos de des-

CO

NT

EN

IDO

DE

AG

UA

EN

LA

CE

LULO

SA

, PE

SO

%

Temperatura, °C

0

1

2

3

4

5

10 20 30 40 50 60 70 80 90

6

Contenido de agua en el aceite

20 PPM

10 PPM

5 PPM



composición, ya que así es posible compararla conla de los gases que se forman durante las opera-ciones normales y anormales de los transforma-dores.

Resulta interesante indicar que en un aceite paratransformadores sometido a sobrecalentamiento(temperaturas superiores a 500oC) sin ser someti-do a esfuerzos o tensiones eléctricas de ningunaclase, se observó desprendimiento de gases, cu-yos análisis arrojaron la presencia en cantidadesapreciables de etileno, etano, metano y acetileno.

Las moderadas y altas temperaturas que se gene-ran en las operaciones anormales y/o durante losperíodos de sobrecarga de los transformadores tam-bién causan descomposición o pirólisis en la celu-losa de la cual se compone el papel aislante in-cluido en dichos equipos.

El mecanismo de esas reacciones es poco cono-cido, pero si es muy claro que los gases produc-tos de esas reacciones son: hidrógeno, monóxidode carbono (CO) y dióxido de carbono (CO2), cuan-do se realiza en un medio no oxidante, aislado dela atmósfera, como lo es el interior de un transfor-mador.

Efecto de la sobrecarga eléctrica sobrelos elementos del sistema aislante del

transformador

El efecto de la sobrecarga eléctrica en la celulosaes aparentemente insignificante. No obstante, lasobrecarga eléctrica por sí sola, aún a temperatu-ras normalmente bajas, si puede producir efectos

característicos en los aceites dieléctricos.

Los gases formados en el seno del aceite cuandoen él ocurre una descarga eléctrica son completa-mente diferentes a los vapores emitidos por el aceitecuando se calienta y de los resultantes de la des-composición térmica de las moléculas de hidro-carburos. El análisis de esos gases muestra lacomposición que se indica en el cuadro siguiente,en volumen por ciento.

Se observa la presencia predominante de hidróge-no, monóxido de carbono y nitrógeno. El oxígenoy el nitrógeno demuestran la presencia de aireocluido en el seno del aceite.

En vista de que el hidrógeno es explosivo en elaire, dentro del rango del 10 y 66%, es latente elpeligro de una explosión producida por la igniciónen la atmósfera de los gases provenientes de ladescomposición del aceite.

GasesDióxido de carbonoHidrocarburos pesadosOxígenoMonóxido de carbonoHidrógenoNitrógenoMetano

Volumen %1.174.860.3619.2159.1010.104.20



Efecto CoronaSi se establece una diferencia de potencial entredos conductores paralelos o concéntricos y pos-teriormente se aumenta esa diferencia de poten-cial, llegará un momento en que se producirá unruido o silbido que se hará más intenso a medidaque aumenta la diferencia de potencial.

Si se observa a los conductores en un recinto su-ficientemente oscuro se notará un halo fosfores-cente alrededor de estos conductores. Al mismotiempo se percibirá un olor característico de ozo-no. Estos efectos son debidos a la ionización delaire presente en la cercanía de los conductores, locual origina una disminución considerable de laresistividad dieléctrica de los gases que lo forman:nitrógeno y oxígeno, principalmente.

Los factores que favorecen la formación del efectocorona son entre otros: una disminución de la pre-sión barométrica decrece a su vez la densidad delaire y reduce el voltaje al cual se inicia el efecto.

Un aumento de la temperatura del aire (o del gas)disminuye también su densidad. Por otra parte elpolvo, la humedad y otras impurezas disminuyenel voltaje al cual se inicia el efecto corona.

Vale la pena aclarar que el aceite para transforma-dor puede contener, en condiciones de equilibriode saturación, entre 8 y 12% de aire, a temperatu-ra ambiente. Conviene resaltar que al igual que elaire que se encuentra en la cercanía de los con-ductores sometidos a elevados voltajes, los gasesque se forman durante las operaciones de los trans-

formadores también se ionizan por el efecto coro-na.

Chispas y Arco EléctricoEl efecto corona se inicia en la superficie mismadel conductor. Cuando el voltaje aumenta, el efec-to corona se va extendiendo más y más hacia elexterior y llega a tomar la forma de unas cerdas deuna brocha orientadas hacia los conductores.

Finalmente, si el voltaje crece suficientemente, laionización del aire se hace tan intensa que hacecolapsar su resistividad dieléctrica y entonces seproduce una descarga o chispa entre los conduc-tores; que en condiciones atmosféricas normalesse estima en 30 Kv/cm.

Por la presencia del efecto corona en los transfor-madores hay formación de óxidos de nitrógeno yóxidos de carbono (CO y CO2). Las descargas eléc-tricas originan ozono y amoniaco.

Efectos combinados de la presencia delagua, el sobrecalentamiento y la energíaeléctrica sobre el sistema aislante de un

transformador

La presencia por separado de cada uno de los fac-tores antes mencionados es imposible que se déen la operación de un transformador, ya que unosse generan por la acción de los otros o al menosadquieren intensidad como consecuencia de esaacción. Por lo tanto, se puede afirmar que comoresultado de las interelaciones de esos factoresse originan una serie de fenómenos que pueden



afectar severamente la condición normal de fun-cionamiento de un transformador. Entre esos fe-nómenos es importante destacar los siguien-tes:

- Pérdidas de corriente a través del sistema ais-lante debido a la presencia de agua, las cualesse miden por el factor de potencia del sistemaaislante.

- Lonización de los gases presentes en el trans-formador, debido al efecto corona, y con esto laconsecuente formación de óxidos de nitrógenoque, al combinarse con el agua, producen áci-dos nitroso y nítrico que son fuertemente corro-sivos.

- Chispas entre conductores, como consecuen-cia de la disminución de la resistencia dieléctricadel material que los separa, lo cual a su vez esdebido al efecto combinado de la ionización delos gases y la presencia de agua en el sistema.

- Arco eléctrico entre conductores, como con-secuencia de la disminución de la resistividaddieléctrica de los componentes del sistema ais-lante.

- Sobrecalentamiento localizado como conse-cuencia del contacto defectuoso entre compo-nentes energizados, de las chispas y/o arcoeléctrico.

- Producción de gases combustibles como con-secuencia de la descomposición del aceite ais-lante y la celulosa del papel.

- Explosión del transformador como consecuencia dela sobrepresión generada por la formación y/o com-bustión de gases combustibles.

- Incendio del transformador como consecuencia dela presencia, en forma simultánea, de gases com-bustibles, altas temperaturas y fuentes de ignición.

La interelación existente entre estos factores y losfenómenos producidos se ilustran en la figura siguien-te.

SOBRECALENTAMIENTO

DESCOMP.ACEITE Y

CELULOSA

PRESENCIA DEL AGUA

PRODC.GASES

COMBUST.

EFECTO CORONA

ARCOELECTRONICO

CHISPAS

PRODUC.HIDROGENO

SOBRECARGAELECTRICA



No obstante, la necesidad evidente de minimizarel efecto o influencia de cada uno de los factores,la tendencia en el diseño de transformadores hasido reducir el tamaño de los equipos, con el con-siguiente uso de menor cantidad de aceite. Si re-cordamos que, la principal función de un aceitedieléctrico es la refrigeración, al disminuir su volu-men se aumenta la probabilidad de recalentamien-to del transformador. Lo anterior, combinado con lapráctica indeseable de sobrecargar los equipos,por encima de su capacidad de diseño, acorta irre-mediablemente la vida útil de los transformadores.

Observando nuevamente el triángulo de causas yefectos mostrado en la figura, que sirve de basepara el análisis de las fallas del sistema dieléctricoo aislante de un transformador, se puede concluirque existen dos síntomas muy importantes queindican que algún problema se gesta dentro delequipo y que pueden medirse con precisión sinque sea puesto fuera de servicio. Esos síntomasson:

a. El recalentamiento del equipo.

b. La producción de gases dentro del mismo.

El primer síntoma es fácilmente detectable consólo ver los indicadores de temperatura instaladosen el equipo y el segundo, aunque más complejode evaluar se soporta en el análisis de los posiblesgases disueltos en el aceite aislante y/o los acu-mulados en el espacio libre en la parte superior dela carcaza del transformador.

El sobrecalentamiento de un transformador es unsíntoma que no necesariamente indica que algúnproblema se está gestando en el equipo, pues unasobrecarga temporal puede ser la causa del reca-lentamiento. Lo que realmente debe preocupar sonlos aumentos de temperatura permanentes y con-tinuados, ya que ello puede indicar algún “puntocaliente” dentro del equipo, más conocido como“sobrecalentamiento localizado”.

En algunas circunstancias se utilizan detectoreso analizadores de rayos infrarrojos para detectarpuntos calientes en un transformador sin sacarlode servicio.

Ya se ha visto como el sobrecalentamiento y lapresencia de agua en el transformador aceleran ladescomposición del aceite dieléctrico y de la celu-losa, con la consiguiente producción de gases, lamayoría de ellos combustibles.

El mecanismo de descomposición de los hidro-carburos, componentes del aceite, se ilustra en lafigura siguiente.

H2

Efecto Corona

Calentamiento

C2H4 C3H6

Arco Eléctrico

C2H2

CH4 C2H6 C3H8

Chispas

H C C C C C C C C C C C C H

H H H H H H H H H H

H H H H H H H H H C2H5

CH3H

CH3

H



Nótese que el efecto corona es, aparentemente, elresponsable de la presencia de hidrógeno en losgases combustibles que se producen en el trans-formador. De igual forma se estima que los puntoso zonas calientes producidas por las chispas es-porádicas son las que conducen a la formación demetano, etano y propano. Además, cuando hayarco eléctrico entre los conductores o entre estosy la carcaza del transformador, se produce acetile-no.

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

CO CO2

H2O

O

C

C2H5

CH

OC

HC

H

OH HC

OH

C

O H H C

H

CH2OH

CH

O

OHC

H

OH

C

H

O

C

H C

H

OH C

H

OH

C

CH2OH

HO

C

O

H

dióxido de carbono (CO2), agua (H2O) y monóxidode carbono (CO). El proceso de descomposiciónde la celulosa es normalmente activado por la ac-ción bacterial, así como también por la presenciade altas temperaturas.

En los transformadores de potencia, la alta tempe-ratura es sin duda la causa fundamental de la des-composición de la celulosa, ya que el aceite ais-lante en el transformador es un medio anaeróbicoy menos propicio para el crecimiento bacterial. Elmecanismo de la reacción de descomposición dela celulosa se ilustra en la figura.



CROMATOGRAFIA DE GASES

La cromatografía de gases es una técnica emplea-da con bastante éxito para el diagnóstico predictivode fallas en los transformadores. Esta técnica seha soportado en el estudio de casos con transfor-madores que han fallado, transformadores con fa-llas incipientes, simulaciones de laboratorio y mo-delos estadísticos, que han conducido a estable-cer correlaciones entre el tipo de falla y los gasesgenerados en los transformadores, asociados adicha falla.

La interpretación de los resultados de un análisiscromatográfico no es un asunto sencillo, pues re-quiere la integración de numerosos criterios. Algu-nos autores califican de arte el manejo adecuadode la información cromatográfica, pues se puedecometer el error de sacar de servicio una unidadque se presume tiene indicios de falla, y compro-bar posteriormente que dicha situación no existía,o dejar en funcionamiento un equipo que va cami-no hacia la falla.

Sin embargo, aquí se exponen algunos de los cri-terios más útiles y prácticos, los cuales puedenser de mucha utilidad en un momento dado, acu-diendo en casos de necesidad a los expertos en lamateria para aclarar cualquier situación, o tomarla más acertada decisión en una determinada con-dición particular.

- Objetivos de una cromatografía de gases di-sueltos, la utilización del análisis de gases disuel-tos se basa en el rompimiento de las moléculas

de hidrocarburos en el aceite, debido a la presen-cia de alguna falla de tipo térmico o eléctrico. Losgases producidos por este rompimiento pueden serdetectados y analizados en una muestra de acei-te. De esta manera fallas como la ionización, arcoeléctrico, sobrecalentamiento y pirólisis de la ce-lulosa pueden ser detectadas con anterioridad aotros síntomas.

Con base en lo anterior, los principales objetivosdel uso de esta técnica son:

- Monitorear los transformadores en servicio y ob-tener un aviso anticipado de una falla.

- Supervisar una unidad en operación que se pre-sume tiene una falla incipiente hasta sacarla deservicio para su reparación o reemplazo.

- Indicar la naturaleza y localización de la falla.

- Asegurarse que un transformador recientementeadquirido no presente ningún tipo de falla duranteel período de garantía.

- Tipos de Gases que se analizan, los principa-les gases disueltos que se consideran en un aná-lisis cromatográfico son:

Hidrógeno : H2

Oxígeno + Argón : O2 + A

Nitrógeno : N2

Monóxido de Carbono : CO



Metano : CH4

Dióxido de carbono : CO2

Etileno : C2H4

Etano : C2H6

Acetileno : C2H2

La unidad de medida son las partes por millón(ppm), o sea un (1) centímetro cúbico de gas di-suelto en 104 centímetros cúbicos de aceite.

Aunque algunos autores tienen en consideraciónaspectos tales como el tipo de transformador, elvolumen de aceite, etc., se han establecido algu-nos límites o niveles de seguridad aceptables, loscuales se resumen en la tabla que a continuaciónse presenta.

LIMITES PERMISIBLES DE CONCEN-TRACION DE GASES DISUELTOSGAS CONCENTRACION DISUELTA (PPM)

H2 Menos de 20N + 50

CH4 Menos de 20N + 50

C2H6 Menos de 20N + 50

C2H4 Menos de 20N +50

C2H2 Menos de 5N + 10

CO Menos de 25N + 500

CO2 Menos de 100N + 1500

TGC Menos de 110N + 710

TGC : Total de Gases Combustibles presentes enel aceite.

N : Número de años en servicio

En transformadores de potencia se consideran ni-veles serios de seguridad cuando se llega a valo-res entre 5 y 10 veces más altos que los datos dela tabla.

Para transformadores de medida cuando están en-tre 10 y 50 veces.

- Velocidad de Generación de Gases, este esuno de los criterios de apoyo más importantes yútiles para definir con alguna certeza la seriedadde una falla. La tabla que aparece a continuaciónmuestra los valores de velocidad de generación degases para condiciones normales y para condicio-nes de cuidado.

VELOCIDAD DE GENERACION DE GASESGAS VEL. NORMAL LIMITE DE ACCION

H2 Menos de 5 cc/día Más de 100 cc/día

CH4 Menos de 2 cc/día Más de 300 cc/día

C2H6 Menos de 2 cc/día Más de 300 cc/día





CO Menos de 100 cc/día Más de 500 cc/día

CO2 Menos de 300 cc/día Más de 1000 cc/día

Los gases disueltos en el aceite son extraídos pormedio del vacío. Los requerimientos de la metodo-logía de extracción deben cumplir que:

- El equipo sea capaz de extraer al menos el 97%de los gases disueltos.

- El equipo evite que los gases extraídos se disuel-van nuevamente en el aceite.

- El equipo suministre un vacío estricto.

En el caso de una extracción completa los resul-tados del análisis de gases podrán relacionarsedirectamente con la cantidad de gases contenidaen el transformador.

Diferentes tipos de equipos son utilizados para laextracción de los gases, entre los cuales se tie-nen: Extractor de gas tipo torricelly, cuya granventaja es la simplicidad de su construcción perosu capacidad de extracción es muy baja; elextractor de gas tipo bomba toepler, que tienela mayor eficiencia en la extracción de gases perosu complicada estructura y el manejo de un granvolumen de cristalería de laboratorio lo hacen soloaplicable en procesos que requieran alta precisión;y el extractor de gas tipo burbujeo, que tienesu principal ventaja en la poca manipulación de lamuestra y la disposición inmediata de los gasesextraídos, a través de una conexión permanente alcromatógrafo de gases. El extractor tipo burbujeo

también presenta una mayor capacidad de extrac-ción de gases que el tipo torricelly pero ligeramen-te inferior al tipo bomba toepler.

Extractor de gas tipo TorricellyA conexión a bomba de vacío y a muestreo de gasB indicador de gas (bureta)C tubo de desgasificaciónD tubo correctorE depósito de mercurio



Extractor de gas tipo burbujeoA colector de gasB cámara de burbujeoC agitador magnéticoD cilindro de gasE regulador de flujo

Extractor de gas tipo bomba ToeplerA indicador de nivel de aceite (bureta)B cámara de desgasificaciónC bomba de mercurioD bomba ToeplerE tubo conector de gasF indicador de gas (bureta)G serpentín probador de gasM manómetro de mercurioS agitador magnéticoV bomba de vacío



Tal como se aprecia en la figura, el extractor tipoburbujeo se encuentra constituido por una cámarade burbujeo donde es depositado el aceite directa-mente de la botella de muestreo. En esta cámarala muestra de aceite es sometida a un burbujeocontinuo de un gas inerte en tal forma que ocasio-na la liberación de los gases disueltos en el acei-te. Estos gases son posteriormente recolectadosy medidos en el cromatógrafo.

Definición del tipo de falla

Antes de avanzar en la definición del diagnósticoes importante verificar el nivel de seguridad tenien-do en cuenta el valor de TGC (total de gases com-bustibles).

En general se pueden agrupar las fallas en dosclases principales:

1. Fallas térmicas

2. Fallas eléctricas

Existen varios métodos para determinar el tipo defalla que se puede estar presentando. Vamos areseñar tres de los principales, los cuales se com-plementan entre sí, ellos son:

- Método del gas característico: Se basa enanálisis y pruebas realizadas con transformadoresfallados, y en simulaciones de laboratorio. La pre-sencia predominante de un gas (gas característi-co) es un indicador del tipo de falla, térmica(sobrecalentamiento del papel o del aceite), o eléc-trica (arco eléctrico o efecto corona).

Sobrecalentamiento del aceite:Los productos de descomposición incluyenEtileno (C2H4), Acetileno (C2H2) y Metano (CH4),junto con Etano (C2H6) y trazas de los demásgases.El gas característico es el Etileno. La figura si-guiente ilustra esta condición.

Sobrecalentamiento del papel:

Cuando ocurre esta falla se desprenden grandescantidades de monóxido y dióxido de carbono.Cuando la falla involucra una estructura impregna-da de aceite se detecta también la presencia deMetano y Etileno.

Si tenemos en cuenta que la celulosa se carboni-za completamente a 150oC, no es sorprendenteencontrar cierta degradación que tiene lugar a latemperatura de operación normal del transforma-

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10

0CO H

2 CH

4 C

2H

6 C

2H

4 C

2H

2

% C

ombu

stib

les



dor. Esta degradación conduce a un incrementoen la rata de producción de CO y CO2 pero la rela-ción

CO/CO2 se mantiene en una estrecha banda entre0,1 y 0,3. Un sobrecalentamiento prolongado tien-de a incrementar la mencionada relación, por tan-to, niveles altos de los gases característicos acom-pañados de una alta relación CO/CO2 es un sínto-ma evidente de que la celulosa estásobrecalentada.

El gas característico es el monóxido de carbono(CO).

encontrará también CO y CO2.El gas característico es el Acetileno (C2H2).

Arco Interno:

Cuando se presenta este tipo de falla se generangrandes cantidades de Hidrógeno y Acetileno, concantidades menores de Metano y Etileno. Comose dijo antes, si la celulosa está comprometida se

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70

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2 CH

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les

Efecto Corona:

Descargas eléctricas de baja energía producennormalmente Hidrógeno y Metano, con pequeñascantidades de Etano y Etileno. Cantidades com-parables de CO y CO2 pueden aparecer por des-cargas en la celulosa.

En algunos casos, cantidades significativas de Hi-drógeno se forman por la presencia excesiva deagua en áreas críticas del transformador.

El gas característico es el Hidrógeno (H2).

Como se puede concluir fácilmente de las figuras,cuando se tienen fallas de tipo eléctrico (arco oefecto corona), siempre está presente el Hidróge-no. Este es un gas muy peligroso ya que puede

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conducir a la explosión del transformador.

El cuadro siguiente es un resumen o guía de losgases indicadores de fallas térmica o eléctrica enel transformador.

El cuadro siguiente es un resumen o guía de losgases indicadores de fallas térmica o eléctrica enel transformador

Algunos métodos consideran que no siempre lasola presencia de los gases claves o característi-cos son suficientes para determinar la gestaciónde una determinada falla en los equipos, sino queasocian la posible falla con la relación de los volú-menes de los gases producidos en el transforma-dor, por ejemplo, etano/etileno, hidrógeno/acetile-no, etc. Cabe destacar que su aplicación es me-nos frecuente y solo los vamos a mencionar:

a. Método de las relaciones de dornenburg.

b. Método de las relaciones de Rogers.

Es necesario enfatizar que las solas relaciones degases no pueden ser usadas como único criteriopara evaluar la condición del transformador puestoque ellas no contienen la información sobre la se-veridad de la falla. Se requiere entonces tener encuenta otras consideraciones tales como el TGC,la velocidad de generación de gases, etc.

Para una adecuada interpretación de un reportecromatográfico y, como guía de acción, se reco-mienda seguir el siguiente diagrama de flujo.

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INDICADORMonóxido de CarbonoDióxido de Carbono

Hidrógeno

MetanoEtanoEtileno

Hidrógeno

AcetilenoHidrógeno

SIMBOLOCOCO

2

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CH4

C2H

6C

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4H

2

C2H

2H

2

TIPO DE DETERIOROEnvejecimiento del papel

Corona en el papel

Corona en el aceite

Descomposición térmicadel Aceite a

temperaturasmenores de 250oC

Arco eléctrico através del Aceite

GUIA DE INDICADORES DE DETERIORACION



COMPARE LOS VALORES EN PPMCON LOS DE LA TABLA

VALORES MENORESQUE TABLA

TRANSFORMADORNORMAL

FRECUENCIA NORMALDE MUESTREO

UNO O MAS VALORES MAYORESQUE LOS DE LA TABLA

(Ignore CO Y CO2)

CALCULE LA VELOCIDAD DEGENERACION DE GASES SEGÚN LA

TABLA

MAS DE10 VECES

MAS DE5 VECES

REPITA MUESTRAEN

2 SEMANAS

REPITA MUESTRAEN

6 SEMANAS

SI VELOCIDAD SIGNIFICATIVA,CALCULE LAS RAZONES Y ESTABLEZCA

EL TIPO DE FALLA

VALORES CO Y CO2MAYORES QUE TABLA

REPORTE NORMALIDAD

PUEDE INDICARSOBRECALENTAMIENTO

NO SERIO. REPITAMUESTRA AL MENOS

1 VEZ/AÑO



De acuerdo con los resultados obtenidos duranteel programa periódico de inspecciones, queinvolucra evaluaciones tanto para el aceite comopara el transformador, es posible adoptar una delas siguientes alternativas con el objetivo de pro-longar el tiempo de servicio de ambos elementos:

1. Secado del aceite.

2. Reacondicionamiento del aceite.

3. Cambio del aceite.

4. Secado del sistema dieléctrico.

5. Eliminación del lodo depositado en el transfor-mador.

6. Limpieza y reparación del transformador, ope-ración que incluye el desembaulado del equipo.

Para nuestro campo de acción nos ocuparemosde las cinco primeras operaciones, ya que en laúltima se incluyen actividades que escapan al pro-pósito de este trabajo.

Secado del aceite:

El secado del aceite se recomienda cada vez quesu rigidez dieléctrica ha bajado a un nivel igual omenor que el voltaje de diseño del transformador.Por lo general, la humedad en el aceite es unacausa frecuente de recalentamiento del equipodonde se utiliza, lo cual a su vez favorece la fija-ción o disolución de humedad atmosférica en elaceite, pues como se sabe la solubilidad del aguaen el aceite aumenta con la temperatura.

El secado del aceite puede hacerse mediante lasoperaciones convencionales siguientes:

a. La filtración del aceite húmedo a través de unmedio secante o hidrófilo.

b. La evaporación al vacío del agua contenida en elaceite.

c. La combinación de (a) más la evaporación alvacío del aceite filtrado.

La filtración del aceite a través de un medio secan-te (papel seco o arcilla activada) no sólo disminu-ye la cantidad de humedad contenida en el aceite(disuelta o suspendida) sino que también eliminalas partículas sólidas de lodo suspendidas en él,con lo cual se disminuye considerablemente elgrado de acidez del aceite. No obstante, el gradode secado obtenido con estos procesos de filtra-ción dependerá en gran medida de la humedad re-lativa originalmente contenida en el medio secanteutilizado. Un control continuo del contenido de aguadel aceite a la salida es muy útil para verificar laeficiencia del proceso.

Uno de los equipos ampliamente utilizados en lafiltración del aceite es el filtro prensa, conformadopor una serie de placas de papel secante, a travésde las cuales se hace circular el aceite repetida-mente hasta reducir su nivel de humedad a valoresaceptables. Mediante este método se pueden al-canzar niveles mínimos hasta de 30 ppm.

Otro método generalizado y eficiente para elimi-nar la humedad contenida en el aceite dieléctrico



consiste en una evaporación o deshidratación alvacío y a moderadas temperaturas. Con este mé-todo la humedad se reduce a niveles más bajosque los obtenidos con los procesos de filtración,por ejemplo hasta 15 ppm, pero no se logra elimi-nar los sólidos suspendidos en el aceite.

Por tal razón, si el aceite contiene materias sóli-das se aconseja filtrarlo antes de tratarlo en vacío.

El tratamiento al vacío y a alta temperatura de losaceites minerales inhibidos puede llegar a eliminarparcialmente los inhibidores de oxidación común-mente utilizados, di-iso-butil-para-cresol y el di-iso-butil-fenol, que son más volátiles que el aceite mi-neral.

Como elemento de precaución y guía para usareste método, se presenta el cuadro siguiente, don-de se indican las condiciones de temperatura ypresión, que pueden ser las más apropiadas parala mayor parte de los tratamientos de aceites mi-nerales inhibidos.

TEMPERATURA (oC) PRESION DE VACIO (Pa)

40 5

50 10

60 20

70 40

80 100

Reacondicionamiento o Regeneración delaceite:

Si además de una baja rigidez dieléctrica, se ob-serva un alto número de neutralización (0,3 o más)y una baja tensión interfacial (20 o menos), el aceitedebe ser tratado hasta obtener valores permisiblespara la operación normal del equipo.

El reacondicionamiento del aceite debe restable-cer el factor de potencia a un valor

que en ningún caso debería ser mayor de 0,3 a100 oC. Una guía práctica y rápida para saber si elaceite debe ser reacondicionado, es cuando elcolor, medido mediante el método ASTM D-1500,es igual o mayor de 2,5.

La regeneración del aceite busca eliminar de éste,por medios químicos y absorbentes, los agentescontaminantes ácidos, los lodos y, en general, losproductos de degradación, con el fin de obtener unaceite en el cual la mayoría de sus característicassean similares a las del aceite nuevo.

Proceso por Absorción:El material más utilizado y por otra parte el menoscostoso es la tierra “fuller", que es una arcilla na-tural. Generalmente, la regeneración se efectúamediante uno de los dos métodos siguientes:

- Filtrar a través de un lecho de arcilla, ya sea porgravedad o bajo presión.

- Poner en contacto, a temperatura elevada, el acei-te con la arcilla finamente dividida.



El principio general de la filtración bajopresión es similar al de la filtración porgravedad excepto que se utiliza unabomba para hacer circular el aceite através de la arcilla. Los equipos em-pleados para tal fin pueden tratar gran-des volúmenes de aceite en un tiem-po relativamente corto y funcionan for-zando a pasar el aceite a través de unlecho de arcilla de poco espesor (pro-fundidad), a una presión aproximadade 400 KN/m2, en un tiempo de con-tacto bastante corto.

Como la cantidad de arcilla es pocarespecto a la cantidad de aceite, laarcilla debe ser reemplazada frecuen-temente.

La filtración por gravedad utiliza la fuer-za de gravedad o la presiónhidrostática de una columna de acei-te, para hacer pasar el aceite a travésde una columna de arcilla. La figurarepresenta esquemáticamente un sis-tema tipo de filtración por gravedad.El tanque superior es utilizado comorecipiente del aceite usado, el de lamitad como filtro que contiene la tie-rra fuller y el tanque inferior como cá-mara de mezcla para el aceite filtra-do, con el fin de obtener un productocon características uniformes despuésdel filtrado.

3

110

3

6

2

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7

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9

3

410

5

1. Cuba de almacenamiento del aceite usado2. Aceite3. Abertura de inspección4. Agitador5. Mezclador y cuba almac. del aceite tratado6. Válvula con flotador7. Lecho de arcilla8. Tejido filtrante9. Rejilla soporte10. Válvula11. Filtro a tierra fuller



El tratamiento es controlado midiendo, periódica-mente, la acidez y la tensión interfacial. Medianteeste método el aceite puede ser tratado hasta lo-grar el grado de pureza deseado. En una instala-ción como la mostrada en la figura el flujo es lento,aproximadamente 400 litros por hora por metrocuadrado de la sustancia filtrante. Como resulta-do de la baja tasa de flujo se tiene un tiempo decontacto relativamente largo, lo cual garantiza unaeficiente utilización de la arcilla.

En el proceso por contacto para la regeneraciónde aceite, se usa también tierra fuller con unagranulometría de 77/cm y 96/cm y temperaturasde operación relativamente altas, por lo general de60oC y 70oC. Este proceso optimiza el uso de latierra y proporciona un producto uniforme.

El grado de regeneración depende de la cantidadde tierra usada, lo que se determina mediante unanálisis del estado de deterioro del aceite.

Normalmente, se introducen el aceite y la tierrafuller en una cámara mezcladora caliente. La mez-cla se agita al mismo tiempo que se calienta has-ta la temperatura deseada. Luego, el aceite estransferido a un tanque antes de ser bombeado através de un filtro especialmente diseñado para re-tener la tierra. Una gran parte del aceite retenidoen la tierra es recuperado aplicando aire comprimi-do al filtro.

La selección de un método de regeneración quese revele como el más práctico y económico paraun sistema dado depende de la situación y carac-terística geográfica donde se encuentra la red, delos dispositivos existentes para efectuar el trata-miento, de las características de los diferentes ti-pos de equipos de regeneración y de los métodosdescritos anteriormente.

Independientemente del tipo de regeneración porarcilla utilizado es conveniente prever dos opera-ciones auxiliares al tratamiento:

a. Eliminar el agua libre del aceite antes que ésteentre en contacto con la arcilla, para evitar hume-decerla y causar un bloqueo parcial o posiblementetotal de la arcilla, lo que obligaría a deshacerse deese lote de material secante.

b. Es conveniente que el aceite que sale delregenerador a la arcilla pasé a través de undeshidratador automático herméticamente cerra-do para evitar la presencia de agua en el productofinal. Esto es particularmente cierto, cuando elaceite circula dentro del transformador y, absolu-0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

NUMERO DE NEUTRALIZACION DEL ACEITE A TRATAR

AR

CIL

LA A

CTI

VA

DA

Kg/L

itro

No

DE

NE

UTR

ALI

ZAC

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DE

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O

1.00

0.80

0.600.50

0.40

0.30

0.200.15

0.10

0.05



tamente indispensable, si la regeneración se efec-túa en el momento en que el transformador estéenergizado.

Existen otros métodos de regeneración conocidos,como es la regeneración por fosfato trisódico, porcarbón activado y silicato de sodio y también, lafiltración por termosifón mediante derivación estan-do el transformador en servicio.

Cambio del aceite:

Esta decisión debe adoptarse cuando no se logra,con la regeneración del aceite, restablecer el valorde sus propiedades a valores permisibles por lanorma ASTM.

Las normas que han establecido la mayoría de losusuarios contemplan los siguientes parámetros ysus límites:

Para equipos que operan por debajo de 50 kV:

En estos casos el aceite debe descartarse cuan-do, por lo menos, una de las siguientes pruebassobrepasa los valores que se indican a continua-ción:

Para equipos que operan por encima de 50 kV:

En estos casos el aceite debe descartarse cuan-do, por lo menos, una de las siguientes pruebassobrepasa los valores que se indican a continua-ción:

a.Color, ASTM D1500 5 Máx.b.Acidez total, ASTM D974 0,7 mgKOH/g Máx.c.Factor de potencia 60 Hz/100oC ASTM D924 0,3% Máx.d.Contenido de agua, ASTM D1315 55 ppm Máx.e.Tensión interfacial, ASTM D971 15 dinas/cm Min.

Color,ASTM D1500 3 Máx.

Acidez total,ASTM D974 0,25 mgKOH/g Máx.

Factor de potencia 60 Hz/100oCASTM D924 0,3% Máx.

Contenido de agua,ASTM D1315 30 ppm Máx.

Tensión interfacial,ASTM D971 20 dinas/cm2 Min.

A.

B.

C.

D.

E.

Si consideramos los conceptos discutidos previa-mente, se deduce que el cambio de aceite no ayu-da mucho en el mantenimiento preventivo del trans-formador, ya que no disminuye en forma significa-tiva las cantidades de agua y lodo que pudieranexistir en su interior. El cambio de aceite sólo sejustifica cuando dicha operación va acompañadade un “flushing”o lavado con aceite nuevo a altatemperatura, con lo cual se eliminaría parte del aguay del lodo contenido en el equipo.

En efecto, cuando el nivel de degradación del acei-te es muy avanzado, es decir cuando ya el lodo hacomenzado a precipitarse en el interior del equipo,y/o cuando la celulosa ha logrado acumular una



considerable cantidad de agua, el sólo cambio deaceite no modifica mucho la condición del trans-formador, particularmente porque el 99,75% delagua contenida en el equipo se encuentra disueltaen la celulosa del papel dieléctrico.

De cualquier manera, durante el cambio del aceitede un transformador es oportuno tener en cuentalo siguiente:

a. Drenar al máximo el aceite contenido en el equi-po.

b. Procurar que el cambio de aceite se lleve a caboen un ambiente seco o de baja humedad relativa.La temperatura del aceite debe ser lo más cerca-na a la del ambiente, pues si es inferior, el aceitecondensará en su seno la humedad ambiental, ysi es superior, tiende a saturarse con ella.

c. Evitar la exposición prolongada del núcleo deltransformador al aire húmedo o a cualquier otrogas con una humedad relativa igual o mayor al 85%.En tal sentido conviene mencionar que esa expo-sición al aire húmedo debería mantenerse entrelos límites indicados abajo, a fin de evitar que elpapel y la madera que forman parte del núcleo deltransformador fijen la humedad contenida en el aire.

Secado del sistema dieléctrico:

Esta operación consiste básicamente en repetir,las veces que se requiera, el secado del aceitecon temperaturas moderadas y alto vacío.

Si el aceite seco se bombea a un transformadorque tiene el núcleo húmedo, al estar en contactocon la humedad se saturará nuevamente con agua,retirándola del núcleo. El número de veces quehay que circular el aceite a través del transforma-dor depende de la cantidad de humedad contenidaen su núcleo y también de la temperatura del acei-te que se circula. Es decir, mientras más seco ymás caliente esté el aceite será mayor la cantidadde agua extraída a cada paso.

La operación se repite hasta que el contenido dehumedad del aceite que entra y sale del transfor-mador es más o menos la misma, o sea haya al-canzado el grado de humedad deseado.

MAXIMA EXPOSICION DE UN NUCLEO DE UNTRANSFORMADOR AL AIRE HUMEDO

CAPACIDAD DEL HUMEDAD RELATIVA DEL AIRETRANSFORMADOR MENOS DE 85 MAS DE 85%

Menos de 50kV 30 horas 25 horas50-125 kV 25 15

126-250 kV 15 10251-500 kV 10 8

Más de 500 kV 8 5



Es bueno recordar que el aceite no debe calentar-se por encima de 90oC pues de lo contrario se ace-lerará el proceso de oxidación del aceite. Una vezel aceite ha sido utilizado en una operación desecado de un transformador, debe determinárseleel contenido de inhibidor de oxidación (si era unaceite inhibido) y reponerle el que se ha gastado.

En algunas oportunidades se utiliza una carga deaceite nada más para lavar y secar el transforma-dor y, en este caso, el aceite puede calentarse amayores temperaturas (100-120 oC), ya que pos-teriormente el transformador se cargará con aceitenuevo.

Eliminación del lodo del transformador:

Es indudable que la operación más compleja demantenimiento que se puede hacer en un transfor-mador, sin desembaularlo o sacarlo de su caja deprotección, es su limpieza interna, ya que ello in-cluye:

a. El secado y eliminación del lodo suspendido enel aceite.

b. La solubilización en el aceite del lodo deposi-tado en el transformador y su posterior elimina-ción.

Conviene aclarar que tanto ésta, como las demásoperaciones de mantenimiento ya reseñadas, pue-den ser realizadas en el sitio donde se encuentrainstalado el transformador y aún con el equipoenergizado. Una vez que el lodo empieza a depo-sitarse en las partes energizadas del transforma-

dor, ya no es posible removerlo sino mediante larecirculación de aceite caliente a través de su nú-cleo o desembaulando el equipo y lavándolo conun solvente adecuado.

En el diagrama siguiente se ilustra una planta demantenimiento compacta para limpieza interna detransformadores, que incluye: Bomba derecirculación, calentador, secador al vacío, filtrosde arcilla o cualquier otro material absorbente, do-sificador de inhibidor, filtro micrométrico, tanqueauxiliar, mangueras flexibles y todos los instrumen-tos de indicación, regulación y análisis necesariospara vigilar o verificar la operación.

Para ajustar la temperatura de operación de la plan-ta de tratamiento es muy importante conocer elpunto de anilina del aceite que se utilizó para elllenado del transformador, ya que dicha variableindica la temperatura a la que el lodo depositadoen el transformador se hace soluble en el aceite.

Si recordamos, por definición, el punto de anilinade un aceite dieléctrico es la temperatura a la cualiguales volúmenes de aceite y anilina se hacencompletamente solubles el uno en la otra, o vice-versa.

La anilina, las resinas y, por lo tanto, los lodos quese forman de la degradación u oxidación de loshidrocarburos, tienen una solubilidad muy seme-jante frente al aceite, de lo cual se deduce quepara disolver los lodos depositados en el transfor-mador hay que calentar el aceite por encima de supunto de anilina.



MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA

FILTROPARA

SOLIDOS

BOMBA DE ENTRADA

CALENTADOR

ENTRADA

FILTROS DEARCILLA

SECADORAL VACIO

BOMBA DE VACIO

BOMBA DE SALIDA

INHIBIDOR

FILTROMICROMETRICO

A BC

TRANSFORMADOR PLANTA DE TRATAMIENTO



Sección TresLUBRICANTES SHELL PARA TRANS-

FORMADORES

Shell Diala

La familia Shell Diala son aceites dieléctricos conexcelentes propiedades de estabilidad a la oxida-ción, para aplicaciones en donde se requiere unarápida transmisión de calor.

Su campo de aplicación es, principalmente, entransformadores de potencia y distribución, perotambién pueden ser usados en interruptores depotencia en baño de aceite, equipos de rayos x,condensadores, y en general todo sistema querequiera el empleo de aceites dieléctricos.

La familia Shell Diala está conformada por losaceites Shell Diala A y Shell Diala AX . Poseenbuenas propiedades refrigerantes debido a su bajaviscosidad, lo cual facilita la disipación del calorgenerado en los transformadores. Además, tienenexcelente estabilidad química y a la oxidación,permitiendo amplios períodos de funcionamientodebido a su resistencia a la formación de lodos yácidos.

Un aspecto importante es que los aceites ShellDiala están libres de PCB (polyclorinadosBifenilos), elemento altamente tóxico y contami-nante al medio ambiente.

Los aceites Shell Diala cumplen y exceden los

requerimientos de la norma ANSI/ASTM 3487, enla que se especifican dos tipos de aceite denomi-nados tipo I y tipo II.

Shell Diala A es un aceite tipo I que posee exce-lentes propiedades naturales contra la oxidación,otorgándole un desempeño excepcional en equi-pos que no requieren aceites inhibidos. Para con-diciones más severas, que requieren una mayorresistencia a la oxidación, se recomiendan losaceites tipo II, tal como Shell Diala AX que con-tiene aprox. un 0.2% en peso de aditivo inhibidor yen ningún caso más del 0.3 %.

La tabla muestra las cifras típicas de los aceitesShell Diala A y AX .



CIFRAS TIPICAS SHELL DIALA

PRUEBAS METODO ASTM A A X

Densidad @ 15oC, Kg/l D-1298 0.885 0.885Viscosidad @ 40oC, cSt. D-445 9.7 9.7Viscosidad @ 100oC, cSt. D-445 2.3 2.3Punto de inflamación (Copa abierta),oC D-92 148 148Punto de fluidez,oC D-97 -50 -50Punto de anilina,oC D-611 74 74Tensión interfacial @ 25oC, Dinas/cm D-971 46 46Tensión de impulso, *Kv D-3300 186 186Tendencia formación de gases. Microl/min 80oC D-2300B 15.6 9.9Valor de neutralización, mg KOH/g D-974 0.01 0.01Lodos a las 164 h, %peso, máx. D-2440 0.2 0.2Rigidez dieléctrica*, Kv D-1816 >56 >56Factor de potencia a 60 Hz. @ 25oC D-924 0.01 0.01Factor de potencia a 60 Hz. @ 100oC D-924 0.07 0.07



SUPERIORIDAD REGIONAL DECALIDAD SHELL DIALA A Y SHELL

DIALA AX / BENCH MARKING

Realizado el sondeo de mercado de los aceitesdieléctricos disponibles en el área del norte desuramérica se encontró que los aceites Shell DialaA y Shell Diala AX superan los sustitutos comer-cializados por la competencia y por ende garanti-zando un mayor confiabilidad de operación ymantenibilidad de los equipos eléctricos en todoslos especificaciones técnicas en general, perodestacandose las siguientes:

Punto de anilina, oC ASTM D-611 =74: Este valorgarantiza que el aceite puede ser mantenido o pro-cesado por los equipos auxiliares de transforma-dores sin comprometer la pirolisis del papel quese encuentra dentro de los mismos, frente a losaceites de la competencia cuyos valores de puntode anilina son mayores a 80°C.

Tensión de impulso, *Kv ASTM D-3300=186:Mayor a la de los aceites de la competencia quese encuentra por el límite máximo de 165°C, loanterior permite al transformador mayor resisten-cia a la inducción de arco eléctrico por descargaseléctricas bajo condiciones de tormenta.

Tendencia formación de gases. Microl/min80oC ASTM D-2300B=15.6(Shell Diala A) =9.9(Shell Diala AX): Es muy inferior a la reportada frentea las pruebas de la Doble Eng/USA, por parte de

los aceites no provenientes de la refinación de loscrudos WTI, especialmente obtenidos en la zonasur de los EEUU, los cuales arrojan cifras riesgozasde formación de gases potencialmente explosivosarriba de valores de 27.



Sección Cuatro

MANEJO DE ACEITES DIELECTRICOS

Con el fin de asegurar un servicio satisfactorio, esesencial tomar un máximo de precauciones tantoen la manipulación, envase y almacenamiento delaceite dieléctrico como durante su transvase a losequipos. Igualmente, se requiere tener un máximocuidado en el momento de la toma de muestra delaceite usado, pues cualquier contaminación, par-ticularmente con humedad del medio ambiente,puede conducir a diagnósticos erróneos sobre lacondición del aceite.

Precauciones en la Refinación

Aunque el agua es el contaminante más común,no es el único. El polvo presente en el ambiente yotras impurezas, también afectan a las propieda-des eléctricas de los aceites. Reconociendo laextrema importancia de la pureza, los fabricantesdeben hacer todo lo posible por producir y entregara los usuarios aceites aislantes que estén secosy limpios.

Como paso final en su proceso de manufactura, elaceite se hace circular a través de filtros especia-les para remover las posibles cantidades de agualibre o disuelta. La deshidratación o secado esseguida por la transferencia del aceite a tanquesespeciales que no solo deben estar limpios y se-cos, sino que están dedicados exclusivamente al

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

Precauciones en el Almacenamiento

No solo en el almacenamiento sino en el transpor-te de estos aceites, la limpieza de carros-tanque ytambores es mantenida cuidadosamente, y enambos casos, no son llenados durante tiempo llu-vioso o en que la humedad sea muy alta. Los tan-ques y los tambores son cerrados herméticamen-te para minimizar la entrada del aire.

El agua es el contaminante más común y uno delos más indeseables. Puede penetrar un tambor orecipiente donde se envase el aceite a través de lamás mínima abertura o mediante el proceso nor-mal de respiración causado por la expansión ycontracción del aire en el recipiente mismo. Esteaire, en pequeñas o grandes cantidades, se en-cuentra en la parte superior de cualquier recipientey durante el tiempo frío del día, tiende a contraerseaspirando aire adicional a través de cualquier co-nexión o tapa que no esté herméticamente sella-do. Al mismo tiempo, la baja temperatura puedecausar que la humedad se condense, formándosegóticas de agua que contaminen el aceite. Des-pués, cuando la temperatura ambiente aumentatambién se incrementa la temperatura y la presióndel aire dentro del recipiente, siendo expulsado delmismo y dando a lugar a que una nueva carga deaire húmedo ingrese al recipiente tan pronto la tem-peratura vuelve a descender.



Los aceites dieléctricos envasados en tamboresdeben ser almacenados bajo techo donde no es-tén expuestos a la inclemencia del tiempo y a cam-bios de temperatura. Los tambores deben ubicar-se en un nivel superior al del piso y es convenientecolocarlos en posición vertical pero invertidos, detal manera que la tapa siempre quede en la parteinferior, cubierta de aceite, para que la presión ejer-cida por el fluido sobre la tapa impida el ingreso deaire o agua a través de ésta. Sin embargo, el alma-cenamiento en tambores no siempre es satisfac-torio, particularmente cuando estos han sufridogolpes, choques u otros desgastes durante el al-macenamiento o transporte.

Aunque se hayan tomado todas las precaucionesnecesarias para garantizar la entrega de un aceitelimpio y seco, es fundamental que igual o mayorcuidado se tenga durante la descarga del produc-to.

Si el aceite dieléctrico se entrega a granel,los pri-meros 10 galones, más o menos, que se saquendel fondo del compartimento (carro-tanque) debeneliminarse. Si alguna contaminación ocurre duran-te el transporte, esta es la porción que puede con-tener agua y su eliminación es una buena inver-sión para mantener la calidad.

Solamente líneas cortas y limpias deben usarsepara mover el aceite al tanque de almacenamien-to. Ni líneas ni tanques deben ser usados para otrospropósitos y ambos deben mantenerse bajo rigu-rosas condiciones de limpieza. Los tanques dealmacenamiento deben poseer líneas de venteo con

filtros que eviten la entrada de humedad y otroscontaminantes.

Precauciones durante el llenado

En el llenado de transformadores y otros equiposeléctricos, los interiores deben ser inspecciona-dos para verificar que estén limpios y secos. Paraexcluir aire y humedad, generalmente, los trans-formadores grandes, se ponen bajo vacío, o secargan con gas seco e inerte antes de llenarloscon aceite. La operación de eliminar el aire y lahumedad a menudo se continúa con un ligero ca-lentamiento del aceite antes de aplicarlo.Despuésde llenado, el aceite puede sellarse en el espaciolibre con un gas inerte o en la respiración del trans-formador se puede colocar un desecante para se-car cualquier cantidad de aire que pueda entrar alespacio libre que haya entre el aceite y la partesuperior del condensador. Se recomienda insisten-temente que el aceite se filtre durante la transfe-rencia de un tanque o un tambor al equipo eléctri-co.

Precauciones durante el servicio

Aún en las unidades selladas, la probabilidad decontaminación no se elimina por completo. Apartede que el polvo y el agua disminuyen las propieda-des eléctricas, el contacto con el aire tiende a de-gradar las propiedades físicas del aceite. Si recor-damos, la presencia del aire causa la oxidación,especialmente a temperaturas altas, y la oxida-ción es responsable de la formación de lodos queinterfieren con la disipación del calor, reduciendo



la eficiencia del equipo al incrementarse las pérdi-das dieléctricas.

Aún cuando la vida de un aceite dieléctrico se con-sidera que dura años, circunstancias imprevistaspueden reducir su vida útil. Por esta razón es con-veniente efectuar análisis al aceite con una frecuen-cia determinada por las condiciones propias delservicio.

TOMA DE MUESTRAS DE ACEITESDIELECTRICOS EN SERVICIO

El propósito de esta sección es presentar un pro-cedimiento razonable para tomar una muestra deaceite dieléctrico. Las siguientes recomendacio-nes no deben considerarse como obligatorias, sim-plemente sirven como una guía para llevar a caboun programa periódico de muestreo de aceite.

El procedimiento de muestreo comienza con laselección correcta del recipiente donde se recoge-rá la muestra. Este debe estar completamente lim-pio y debe manipularse con extremo cuidado an-tes y después de la toma. Los siguientes tipos derecipientes son considerados como apropiados:}

1. Los envases de vidrio se prefieren sobre cual-quier otro material. Pueden ser transparentes o decolor. En términos generales, los envases de co-lor, tal como el ámbar, deben ser utilizados cuan-do la muestra va a ser expuesta a la luz por algúntiempo, antes que se efectúen las pruebas.

2. Los envases plásticos pueden ser utilizadospero, si la muestra va a ser transportada o expues-

ta al medio ambiente durante algún tiempo, existela probabilidad que se contamine con agua, por elingreso de aire húmedo debido a las contraccio-nes y expansiones del material del envase.

Las tapas de los envases deben ser plásticas, yen lo posible incluir foils de aluminio o estaño. Lossellos de caucho están totalmente prohibidos.

En cuanto a la cantidad de aceite requerida para larealización de las diferentes pruebas, es necesa-rio aclarar que depende de los equipos en los cua-les se van a realizar. Para el caso de los análisisrealizados por Shell Colombia, se requiere un (1)litro. Resulta conveniente que el recipiente se lle-ne completamente de aceite, para evitar cámarasde aire dentro del mismo.

La identificación con los datos completos de lamuestra es esencial para efectuar diagnósticosválidos. La inclusión de datos incompletos o erra-dos pueden conducir a conceptos equivocadossobre el estado del aceite y del equipo, con lasgraves consecuencias ya reseñadas.

Procedimientos y métodos de muestreo

El procedimiento llevado a cabo para tomar lamuestra de aceite, determina la calidad y larepresentatividad de la misma. Por ejemplo, si seva a chequear el factor de potencia o la rigidezdieléctrica del aceite, es crítico evitar cualquiercontaminación o humedad en particular. Esto in-cluye no tomar la muestra cuando la humedad delaire circundante es muy alta, en tiempo lluvioso o



cuando la temperatura del aceite es menor que latemperatura del aire.

Una cantidad de aceite debe ser drenada antes detomar la muestra a evaluar, con el objeto de ase-gurar la eliminación de posible agua acumulada,sedimentos, etc., en la válvula de drenaje y susconexiones. Luego de esto una cantidad de aceitedebe recogerse en el recipiente y usarse para la-varlo. Efectuada esta limpieza, se procede a to-mar la muestra de aceite definitiva y a sellar her-méticamente el recipiente. Como ya se ha men-cionado, la muestra debe ser protegida de la luzhasta que los test sean hechos.

Es claro que la muestra de aceite obtenida debeser representativa del aceite en servicio. Para ellose requiere que sea tomada del punto más bajo enel tanque. En algunas ocasiones, debido a fugasen el equipo es necesario drenar una cantidad con-siderable de aceite antes que una muestra satis-factoria se obtenga para evaluar su rigidezdieléctrica o su factor de potencia. En tales cir-cunstancias, la cantidad drenada y descargadadebería indicarse en los datos de identificación ysolicitud de análisis de laboratorio.

Método de muestreo por jeringa:

Este método es el más adecuado, ya que la mues-tra de aceite no se afecta en forma significativacon los cambios de presión y temperatura, inde-pendiente del medio de transporte utilizado.

El método consiste en el uso de jeringas de vidrio

de aprox. 30 a 50 ml de capacidad con válvulasplásticas de tres vías fijadas en su punta, tal comose ilustra en la figura.

Estas válvulas a pesar de ser removibles se consi-deran parte integral del dispositivo de muestreo.Una segunda válvula idéntica puede ser usada comodispositivo de acople a la válvula de muestreo deltransformador donde se toma la muestra de acei-te.

Una técnica satisfactoria para tomar muestras deaceite libres de burbujas es la indicada esquemá-ticamente en la figura siguiente.



Muestreo por tubería: El método consiste en for-mar con una botella de vidrio transparente de aprox.200 a 300 ml. de capacidad, perforada en sus dosextremos, y con mangueras de polietileno conec-tadas a ella, una tubería que adaptada a la válvulade muestreo del transformador permita el flujo delaceite a través, evitando así él contacto con el airepara obtener una muestra de aceite libre de conta-minación.

Adaptadores

Adaptador

Mangueraplástica

Botella demuestreo

Recipientede los

residuos deaceite



La botella de muestreo presenta las siguientesventajas:

- Evita el contacto o contaminación del aceite conel aire.

- Por su forma no permite la permanencia de bur-bujas dentro de la botella.

- Por su transparencia permite chequear el estadodel aceite dentro de la botella.

- Por su hermeticidad no permite el ingreso de ga-ses a través de sus paredes.

El conjunto conformado por la botella de muestreo,las mangueras y sus respectivas válvulas de sellodeben estar completamente limpias. Después detomada la muestra el conjunto es envuelto conpapel parafinado y acomodado apropiadamente encajas acolchadas para un transporte seguro, aúnpor vías en mal estado.

Las muestras de aceite deben ser tomadas, por logeneral, de la válvula principal de drenaje del trans-formador con el uso de un dispositivo de acople.Cuando un transformador está en operación, elaceite se mantiene en circulación dentro del tan-que a través de los radiadores y los gases genera-dos son difundidos y disueltos de manera unifor-me.

Ahora bien, si el transformador ha permanecidomucho tiempo fuera de servicio, por ejemplo des-pués de una falla, es conveniente tomar las mues-tras de aceite después de diez (10) minutos dehaber colocado en operación las motobombas decirculación forzada o los ventiladores, según el tipo.

Este método es recomendable solo para el análi-sis de equipos que tienen un gran volumen de aceite,tales como los transformadores de potencia.

9 Transformadores lubricacion

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