Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

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UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE EL SALVADOR FACULTAD DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA. TRABAJO DE GRADUACIÓN: “DISEÑO DE MODELO DE MANTENIMIENTO MODERNO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA, APLICADO A TENSIONES DESDE 46KV HASTA 230KV CON POTENCIA HASTA 100MVA” PRESENTADO POR: MARCOS ALEXANDER ARGUETA MENDOZA EDWIN HERNÁN PALACIOS QUINTANILLA FRANCISCO MARCELO PEREIRA HERNÁNDEZ PARA OPTAR AL GRADO DE: INGENIERO ELECTRICISTA DICIEMBRE 2009 SAN SALVADOR, EL SALVADOR, CENTRO AMÉRICA

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Page 1: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE EL SALVADORFACULTAD DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA.

TRABAJO DE GRADUACIÓN:“DISEÑO DE MODELO DE MANTENIMIENTO MODERNO DE

TRANSFORMADORES DE POTENCIA, APLICADO A TENSIONES DESDE 46KVHASTA 230KV CON POTENCIA HASTA 100MVA”

PRESENTADO POR:MARCOS ALEXANDER ARGUETA MENDOZAEDWIN HERNÁN PALACIOS QUINTANILLA

FRANCISCO MARCELO PEREIRA HERNÁNDEZ

PARA OPTAR AL GRADO DE:

INGENIERO ELECTRICISTA

DICIEMBRE 2009SAN SALVADOR, EL SALVADOR, CENTRO AMÉRICA

Page 2: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

ING. ROBERTO LÓPEZ MEYERRECTOR

ING. JOSÉ RODOLFO MONTÚFARSECRETARIO GENERAL

ING. RAÚL ALBERTO GARCÍA AQUINODECANO DE LA FACULTAD

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JURADOS DEL TRABAJO DE GRADUACIÓN

“DISEÑO DE MODELO DE MANTENIMIENTO MODERNO DETRANSFORMADORES DE POTENCIA, APLICADO A TENSIONES DESDE 46KV

HASTA 230KV CON POTENCIA HASTA 100MVA”

ING. JULIO RIGOBERTO ARTEROASESOR

ING. MARCO TULIO AGUILARJURADO

ING. WALTER EDUARDO CARTAGENAJURADO

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RECONOCIMIENTOS Y AGRADECIMIENTOS

DEDICATORIAS

A Dios Todopoderoso

Porque su espíritu permanece en mí y su gracia no se aparta, la cual ha guiado mis

pasos para alcanzar el final de mi carrera.

A mis padres Marcelino Argueta Berrios y Melania de Argueta

Por su amor y apoyo cuando más lo necesitaba en mi carrera.

A mi hermana Ena Patricia Argueta Mendoza

Por su apoyo y comprensión en finalizar exitosamente mis estudios.

A mi primo Jorge Alberto Mendoza Coronado (Q.D.D.G.)

Por ser mi inspiración para ser cada día mejor y recordar los buenos momentos de la

vida donde seremos unos buenos ciudadanos.

Marcos Alexander Argueta Mendoza

Page 5: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

ii

AGRADECIMIENTOS

A Dios Todopoderoso

Por su amor y misericordia, por darme la oportunidad, la sabiduría y la fuerza de

finalizar ésta carrera profesional.

A mi madre Berta Lilian Quintanilla Aguilar

Por su Amor y comprensión, por sus oraciones y apoyo incondicional, por estar

siempre a mi lado.

A mi padre, Hernán Palacios Hernández (Q.D.D.G.)

Por su fuerza y apoyo incondicional, por enseñarme a desarrollar carácter y creer en

mí, y por ser mi inspiración para éste y futuros proyectos.

A mi hermano, Enrique Eduardo Palacios Quintanilla

Por su apoyo y colaboración que me brindó a lo largo del desarrollo de ésta tesis.

A mi hermana, Jessica Beatriz Palacios Quintanilla

Por su apoyo y cariño, por animarme y estar conmigo en el desarrollo de mi carrera

profesional

Edwin Hernán Palacios Quintanilla.

Page 6: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

iii

DEDICATORIAS

A Dios Todopoderoso

Por su inmenso amor en darme la vida, la salvación, sabiduría, paciencia y las

fuerzas para llegar a cumplir mis metas, sueños y anhelos de mi carrera.

A mi madre Margarita Hernández

Por su amor, cariño, comprensión, paciencia y apoyo incondicional en toda mi vida,

por sus consejos, cuidados y sus oraciones, por darme cada día el impulso para no

desmayar y seguir adelante en lograr mis sueños.

A mis Padrinos José Alfredo Linares López y Ana Mercedes de Linares

Por haberme cuidado desde mi niñez, demostrando su amor y apoyo en todo este

largo proceso, educándome y guiándome en el buen camino que Dios bendice.

A mi hermano José Roberto Pereira y cuñada Bessi de Pereira

Por demostrarme ese apoyo incondicional siendo un modelo de inspiración en cada

día de este proceso y ser mí esperanza en lograr el éxito de mí carrera.

A mis amigos y compañeros

Por estar conmigo en todo momento por creer en mí, por animarme, apoyarme e

impulsarme a seguir adelante en todo este proceso de aprendizaje que inicio desde

el colegio, aunque muchas veces sufrimos, lloramos, luchamos y triunfamos, siempre

existirá esa amistad como hermanos que me ayudará a terminar cualquier proyecto

en mi vida. Y en especial a esa persona que hizo que estos 8 meses de trabajo

fueran los más bonitos porque me daba de su amistad, apoyo, comprensión e

inspiración para culminar exitosamente este trabajo.

Francisco Marcelo Pereira Hernández

Page 7: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

iv

CONTENIDO PÁGINA

RECONOCIMIENTOS Y AGRADECIMIENTOS ...................................................... i

TABLA DE CONTENIDO.........................................................................................iv

LISTA DE TABLAS.................................................................................................xii

LISTA DE FIGURAS .............................................................................................xv

INTRODUCCIÓN ................................................................................................. xxii

OBJETIVOS ........................................................................................................ xxiv

CAPÍTULO I CONCEPTOS GENERALES DE TRANSFORMADORES DEPOTENCIA1.1 Introducción .................................................................................................... 25

1.2 Fundamentos electromágneticos de transformadores de potencia ............. 26

1.2.1 Generalidades ................................................................................... 26

1.3 Principio de funcionamiento del transformador ............................................... 37

1.3.1 Historia............................................................................................... 37

1.3.2 Definición de transformador de potencia ........................................... 37

1.3.3 Principio de operación de un transformador de potencia................... 38

1.3.4 Clasificación de los transformadores según su ambiente de

operación ................................................................................................... 39

1.3.5 Clasificación de los transformadores de potencia según su

capacidad .................................................................................................. 39

1.3.6 Clasificación de los transformadores según el número de fases ...... 40

1.4 Construcción de la parte activa de los transformadores de potencia .............. 41

1.4.1 Núcleo magnético ............................................................................. 42

1.4.2 Ruido del núcleo ................................................................................ 42

1.4.3 Fabricación y partes del núcleo ........................................................ 44

1.4.4 Aspectos constructivos del núcleo .................................................... 47

1.4.5 Tipo de núcleo de transformadores de potencia según su

construcción .............................................................................................. 48

1.4.6 Transformador tipo núcleo o de columnas ........................................ 48

1.4.6.1 Núcleo monofásico ......................................................................... 48

Page 8: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

v

1.4.6.2 Nucleo trifásico ............................................................................... 49

1.4.7 Transformador tipo acorazado........................................................... 50

1.4.8 Manufactura del núcleo ..................................................................... 51

1.4.9 Clasificación de devanados ............................................................... 53

1.4.10 Devanado de baja tensión ............................................................... 53

1.4.11 Devando de alta tensión .................................................................. 55

1.4.12 Manufactura de los devanados........................................................ 56

1.4.13 Disposición de los devanados ......................................................... 57

1.4.14 Montaje de los arrollamientos .......................................................... 58

1.4.15 Comparación del cobre y el aluminio ............................................... 60

1.5 Materiales aislantes utilizados en el transformador ........................................ 61

1.5.1 Aislamientos sólidos .......................................................................... 63

1.5.2 Clasificación del papel aislante .......................................................... 64

1.5.3 Aislantes líquidos ............................................................................... 65

1.5.4 Aislantes sintéticos ........................................................................... 66

1.5.5 Aceites derivados del petróleo .......................................................... 66

1.6 Componentes y accesorios del transformador de potencia..............................67

1.6.1 Boquillas ............................................................................................ 67

1.6.2 Pararrayos o Descargadores de tensión............................................ 68

1.6.3 Tanque principal ................................................................................ 69

1.6.4 Tanque conservador .......................................................................... 70

1.6.5 Radiadores ........................................................................................ 70

1.6.6 Ventiladores....................................................................................... 72

1.6.7 Indicador de nivel de aceite tipo magnético ....................................... 72

1.6.8 Relevador Buchholz........................................................................... 73

1.6.9 Válvula de sobrepresión .................................................................... 73

1.6.10 Indicador de temperatura de aceite ................................................. 74

1.6.11 Indicador de temperatura del devando ............................................ 74

1.6.12 Gabinete de control.......................................................................... 75

1.6.13 Transformador de corriente ............................................................. 75

1.6.14 Cambiador de derivaciones ............................................................. 76

Page 9: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

vi

1.6.15 Sistemas de preservación del aceite ............................................... 77

1.6.16 Bombas e indicadores de flujo ......................................................... 78

1.7 Sistemas de enfriamiento de los transformadores de potencia ....................... 79

1.7.1 Generalidades ................................................................................... 79

1.7.2 Métodos de enfriamiento de transformadores de potencia ................ 79

1.7.3 Liquidos refrigerantes y aislantes....................................................... 80

1.8 Conexiones más comúnmente usadas del transformador de potencia ........... 85

1.8.1 Características y aplicaciones de los diferentes grupos de conexión en

transformadores trifásicos........................................................................... 86

1.9 Protección del transformador de potencia ....................................................... 91

1.9.1 Protecciones propias del transformador de potencia ......................... 92

1.9.2 Protecciones eléctricas ...................................................................... 95

CAPÍTULO II PRUEBAS DE CAMPO A TRANSFORMADORES DE POTENCIA.2.1 Introducción .................................................................................................... 97

2.2 Prueba de resistencia de aislamiento a transformadores de potencia............ 99

2.3 Prueba de resistencia óhmica a transformadores de potencia ..................... 105

2.4 Prueba de impedancia de transformadores de potencia ............................... 109

2.5 Prueba de relación de transformacion a transformadores de potencia ......... 113

2.6 Prueba de factor de potencia del aislamiento de los transformadores.......... 117

2.7 Prueba de corriente de excitación a transformadores de potencia ............... 122

2.8 Pruebas de factor de potencia y capacitancia de boquillas (bushings)......... 125

2.9 Pruebas de componentes y accesorios de los transformadores. .................. 129

2.9.1 Prueba del relevador buchholz. ....................................................... 129

2.9.2 Prueba a termómetros de aceites y devanados............................... 133

CAPÍTULO III ANÁLISIS DE ACEITES A TRANSFORMADORES DE POTENCIA3.1 Introducción .................................................................................................. 137

3.2 Generalidades del aceite............................................................................... 138

3.2.1 Antecedentes históricos del aceite en transformadores................... 138

3.2.2 Tipos de aceite................................................................................. 138

3.3 Aceites sinteticos .......................................................................................... 138

3.3.1 Generalidades de los PCB’s ........................................................... 138

Page 10: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

vii

3.3.2 Uso de los PCB’s ............................................................................. 140

3.3.3 Peligros para la salud que originan las dioxinas y los PCB´s .......... 140

3.3.4 Aceites Siliconados.......................................................................... 141

3.4 Aceites minerales .......................................................................................... 142

3.5 Aceites paráfinicos y nafténicos ................................................................... 144

3.5.1 Diferencias de aceites paráfinicos y nafténicos ............................... 144

3.6 Aceite vegetal................................................................................................ 149

3.7 Propiedades físicas, químicas y eléctricas del aceite diélectrico................... 150

3.8 Tipos de aceites utilizados en transformadores de potencia ......................... 159

3.9 Toma de muestras del aceite aislante del transformador de potencia .......... 165

3.10 Pruebas del aceite en los transformadores de potencia.............................. 171

3.10.1 Rigidez diélectrica ASTM D-877 – D-1816 ................................... 172

3.10.2 Tensión interfacial ASTM D-971 ................................................... 176

3.10.3 Número de neutralización ASTM D-974 ...................................... 181

3.10.4 Contenido de humedad ASTM D-1533 ......................................... 183

3.10.5 Prueba de color del aceite ASTM D-1500 ..................................... 187

3.10.6 Prueba de factor de potencia ASTM D-924 .................................. 190

3.10.7 Contenido de inhibidor ASTM D-2668 ......................................... 193

3.11 Análisis de compuestos furánicos Método normalizado ASTM 5837 .......... 196

3.12 Grado de Polimerización Método normalizado ASTM D4243 ..................... 201

3.13 Análisis de gases disueltos en el aceite por cromatografía de gases ......... 205

3.13.1 Análisis de gases .......................................................................... 207

3.13.2 Métodos para diagnosticos de fallas ............................................ 213

3.13.3 Equipo utilizado para cromatografía de gases .............................. 225

3.13.4 Descripción de la prueba .............................................................. 231

CAPÍTULO IV FORMULACIÓN DEL DISEÑO DE MANTENIMIENTO MODERNO ATRANSFORMADORES DE POTENCIA.4.1 Introducción................................................................................................... 234

4.2 Generalidades del mantenimiento de transformadores de potencia ............. 235

4.2.1. Antecedentes .................................................................................. 235

4.2.2 Definición de mantenimiento............................................................ 237

Page 11: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

viii

4.3 Tipos de mantenimiento ................................................................................ 238

4.3.1 Mantenimiento correctivo ................................................................. 238

4.3.2 Mantenimiento preventivo ................................................................ 238

4.3.3 Mantenimiento predictivo ................................................................. 240

4.4 Implementación del diseño de modelo de mantenimiento............................. 241

4.5 Formularios ................................................................................................... 242

4.5.1 Instrucciones de llenado del formulario para la medición de

resistencia de aislamiento......................................................................... 242

4.5.2 Instrucciones de llenado del formulario para la medición

de impedancia de cortocircuito ................................................................ 244

4.5.3 Instrucciones de llenado del formulario para la medición de

resistencia óhmica del transformador ...................................................... 246

4.5.4 Instrucciones de llenado del formulario para la medición de

relación de transformación........................................................................ 248

4.5.5 Instrucciones de llenado del formulario para la medición de

factor de potencia del transformador ........................................................ 250

4.5.6 Instrucciones de llenado del formulario para la medición de

factor de potencia a boquillas del transformador ..................................... 252

4.5.7 Instrucciones de llenado del formulario para la medición de

corriente de excitación del transformador ................................................. 254

4.5.8 Instrucciones para el llenado del formulario del análisis

cromatográfico .......................................................................................... 256

4.5.9 Instrucciones para el llenado del formulario para pruebas físico

químicas del aceite aislante ..................................................................... 258

CAPÍTULO V CASO PRÁCTICO DE MODELO DE MANTENIMIENTO MODERNODE TRANSFORMADORES DE POTENCIA.5.1 Introducción .................................................................................................. 260

5.2 Caso 1 Pruebas eléctricas y análisis de gases realizados a uno de los

transformadores de potencia trifásico de la subestación de Santo Tomás ... 261

5.2. Antecedentes..................................................................................... 261

5.2.1 Pruebas Eléctricas .......................................................................... 262

Page 12: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

ix

5.2.2 Prueba de medición de resistencia óhmica ..................................... 263

5.2.3 Prueba de relación de transformación ............................................. 264

5.2.4 Prueba de impedancia de cortocircuito............................................ 265

5.2.5 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante ........ 266

5.2.5.1 Aplicación del método de Doermenburg ............................... 267

5.2.5.2 Aplicación del método de Roger ........................................... 268

5.2.5.3 Análisis de gases por el método de Duval ............................. 268

5.2.6 Conclusiones de pruebas del transformador de potencia caso 1 .... 269

5.3 Caso 2 Mantenimiento preventivo a uno de los transformadores de la

subestación de Central Hidroeléctrica 5 de Noviembre ............................ 270

5.3. Antecedentes..................................................................................... 270

5.3.1 Pruebas eléctricas .......................................................................... 271

5.3.2 Prueba de factor de potencia........................................................... 272

5.3.3 Prueba de Factor de potencia a boquillas de transformadores........ 273

5.3.4 Prueba de corriente de excitación de los devanados....................... 274

5.3.5 Prueba de relación de transformación ............................................ 275

5.3.6 Prueba de resistencia de aislamiento de devanados....................... 276

5.3.7 Prueba de resistencia óhmica.......................................................... 277

5.3.8 Conclusiones de pruebas del transformador de potencia caso 2 .... 277

5.4 Caso 3 Mantenimiento predictivo y análisis de gases disueltos en aceite al

transformador de potencia de la subestación nuevo nuscatlán ............... 278

5.4. Antecedentes..................................................................................... 278

5.4.1 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante ....... 279

5.2.4.1 Aplicación del método del gas clave ..................................... 280

5.4.2 Conclusión de pruebas del transformador de potencia caso 3 ...... 280

CAPÍTULO VI ANALISIS DE RESULTADOS AUTOMATIZADO DE PRUEBAS DELDISEÑO DE MANTENIMIENTO A TRANSFORMADORES DE POTENCIA.6.1 Introducción .................................................................................................. 281

6.2 Utilización del Software................................................................................. 282

6.3 Caso 1 Ingreso de datos de las pruebas realizadas en campo del

transformador de potencia de la subestación de Santo Tomás .................... 284

Page 13: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

x

6.3.1 Pruebas eléctricas .......................................................................... 286

6.3.2 Prueba de resistencia óhmica.......................................................... 287

6.3.3 Prueba de relación de transformación ............................................. 288

6.3.4 Prueba de impedancia de cortocircuito............................................ 289

6.3.5 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante ........ 290

6.3.5.1 Aplicación del método del total de gases combustibles ........ 291

6.3.5.2 Aplicación del método gas clave ........................................... 292

6.3.5.3 Aplicación de los métodos Doernenburg y Roger ................. 293

6.3.5.4 Aplicación del método de Duval ............................................ 294

6.3.6 Conclusiones de pruebas del transformador de potencia caso 1 .... 296

6.4 Caso 2 Ingreso de datos de las pruebas realizadas en campo del

transformador de potencia de la subestación de Central Hidroeléctrica

5 de Noviembre ........................................................................................ 297

6.4.1 Prueba de factor de potencia de devanados ................................... 298

6.4.2 Prueba de collares calientes a boquillas de transformadores.......... 299

6.4.3 Prueba de corriente de excitación de los devanados....................... 301

6.4.4 Prueba de relación de transformación ............................................ 302

6.4.5 Prueba de resistencia de aislamiento de devanados....................... 303

6.4.6 Prueba de resistencia óhmica.......................................................... 304

6.4.7 Conclusión de las pruebas del transformador de potencia caso 2... 304

6.5 Caso 3 Ingreso de datos obtenidos del mantenimiento predictivo al

transformador de potencia de la subestación de Nuevo Cuscatlán ......... 305

6.5.1 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante ....... 306

6.5.2 Método total de gases combustibles disueltos ................................ 308

6.5.3 Método del gas clave ...................................................................... 309

6.5.4 Método relaciones de Doernenburg................................................. 310

6.5.5 Método relaciones de Roger............................................................ 311

6.5.6 Conclusiones del caso práctico 3..................................................... 312

Conclusiones ...................................................................................................... 313

Recomendaciones .............................................................................................. 315

Bibliografía .......................................................................................................... 318

Page 14: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

xi

Anexos ................................................................................................................ 320

Manual de usuario y manual del administrador del sistema de mantenimiento

moderno de transformadores de potencia........................................................... 321

I. Descripción del contenido ................................................................................ 321

II. Requerimientos mínimos de software y hardware........................................... 322

III. Guía de instalación ........................................................................................ 323

IV. Accediendo al sistema ................................................................................... 326

Page 15: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

xii

LISTA DE TABLAS

N° TABLA. Pág

Tabla 1 Valores de potencia para transformadores de potencia…………………. 40

Tabla 2 Características y aplicaciones para tipos específicos de acero….…….. 47

Tabla 3 Comparación entre el cobre y el aluminio………………………………….. 60

Tabla 4 Materiales Aislantes…………………………………………………………. 61

Tabla 5 Designación del tipo de enfriamiento para transformadores

de potencia……………………………………………………………………………... 82

Tabla 6 Ejemplos de la clase de enfriamiento en la denominación IEEE

Std C57.12.00-1993………………………..………………………………………….. 82

Tabla 7 Coeficiente de corrección por temperatura…..…………………………… 102

Tabla 8 Valores normalmente permisibles………………………………………..... 102

Tabla 9 Conexiones para la medición de resistencia de aislamiento……………. 104

Tabla 10 Conexiones de la prueba de resistencia óhmica………………………... 107

Tabla 11 Fórmulas de relación……………………………………………………….. 114

Tabla 12.Materiales aislantes, factor de potencia y constante dieléctrica………. 120

Tabla 13 Conexiones de prueba……………………………………………………... 121

Tabla 14 Medición de la corriente de excitación………………………………….... 124

Tabla 15 Valores de micro interruptores……………………………………………. 134

Tabla 16 Viscosidades máximas en los aceites dieléctricos……………………… 151

Tabla 17 Factor de potencia máximo permisible en los aceites dieléctricos……. 154

Tabla 18 Ejemplo de valores limites de propiedades del aceite dieléctrico

VASTROL 65…………………………………………………………………………... 160

Tabla 19 Ejemplo de valores típicos de propiedades del aceite dieléctrico

SHELL DIALA....................................................................................................... 162

Tabla 20 Características químicas según norma ASTM D- 3487 - tipo II……….. 163

Tabla 21 Características típicas según norma ASTM D- 3487 - Tipo II…………. 164

Tabla 22 Valores aceptación de la prueba D1816 1mm…………………………... 174

Tabla 23 Valores aceptación de la prueba D1816 2mm………………………….. 174

Tabla 24 Clasificación de aceites según índice de Myers………………………… 179

Page 16: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

xiii

Tabla 25 Valores de tensión interfacial……………………………………………… 180

Tabla 26 Valores permitidos de la norma ASTM D1533………………………….. 184

Tabla 27 Valores de humedad residual aceptables……………………………….. 186

Tabla 28 Descripción de colores según norma ASTM D 1500…………………… 188

Tabla 29 Valores de color permitido…………………………………………………. 189

Tabla 30 Valores permisibles de la prueba de Factor de Potencia………………. 191

Tabla 31 Contenido de inhibidor de oxidación……………………………………… 194

Tabla 32 Vida útil del papel del transformador…………………………………...... 201

Tabla 33 Valores de las ecuaciones………………………………………………… 203

Tabla 34 Ventajas y desventajas para la vida del aislamiento del transformador

de potencia……………………………………………………………………………... 204

Tabla 35 Gases presentes en el aceite……………………………………………... 207

Tabla 36 Concentración de gases disueltos………………………………………... 215

Tabla 37 Diagnósticos aplicando el método de Doernenburg……………………. 218

Tabla 38 Diagnósticos aplicando el método de Rogers…………………………… 222

Tabla 39 Datos de placa del transformador de potencia N°1 de la subestación

de Santo Tomás……………………………………………………………………….. 262

Tabla 40 Datos de prueba de resistencia óhmica de transformador de potencia

(caso1)………………………………………………………………………………….. 263

Tabla 41 Datos de equipo de medición para la prueba de relación de

transformación del transformador de potencia (caso1)…………………………… 264

Tabla 42 Datos de prueba de relación de transformación (caso 1)…………….. 264

Tabla 43 Datos de equipo de medición de impedancia de cortocircuito

(caso1)………………………………………………………………………………….. 265

Tabla 44 Datos de prueba de impedancia de cortocircuito (caso 1)…………….. 265

Tabla 45 Datos generales para la prueba de análisis de gases (caso 1)……….. 266

Tabla 46 Datos obtenidos en la prueba de análisis de gases (caso 1)………….. 266

Tabla 47 Datos de placa del transformador de potencia N°1 de la subestación

5 de noviembre………………………………………………………………………… 271

Tabla 48 Datos de prueba de factor de potencia (caso2)………………………… 272

Page 17: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

xiv

Tabla 49 Datos de prueba de collar caliente (caso2)……………………………... 273

Tabla 50 Datos de prueba de corriente de excitación (caso2)…………………... 274

Tabla 51 Datos de prueba de relación de transformación (caso2)……………… 275

Tabla 52 Datos de prueba de resistencia de aislamiento de devanados

(caso2)………………………………………………………………………………….. 276

Tabla 53 Datos de prueba de resistencia óhmica (caso 2)………………………. 277

Tabla 54 Datos generales para el análisis de gases disueltos en aceite (caso

3)……………………………………………………………………………………….. 278

Tabla 55 Concentración de gases combustibles (caso 3)………………………… 279

Page 18: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

xv

LISTA DE FIGURAS.N° FIGURA Pág

Figura 1 Transformador ideal de 2 devanados sin pérdidas……………………… 26

Figura 2 Curva de Histéresis…………………………………………………………. 31

Figura 3 Ensayo de circuito abierto………………………………………………….. 32

Figura 4 Pérdidas en el hierro del ensayo de circuito abierto…………………….. 33

Figura 5 Ensayo de cortocircuito…………………………………………………….. 33

Figura 6 Pérdidas en el hierro del ensayo de cortocircuito……………………….. 34

Figura 7 Circuito equivalente del transformador para el ensayo de cortocircuito. 34

Figura 8 Diagrama fasorial de un transformador en vacio………………………… 35

Figura 9 Diagrama fasorial de las pérdidas en el núcleo………………………….. 36

Figura 10 Transformador real………………………………………………………… 38

Figura 11 Circuito equivalente……………………………………………………….. 38

Figura 12 Esquema general eléctrico de potencia (SEP)…………………………. 39

Figura 13 Vista de un transformador de potencia………………………………….. 41

Figura 14 Vista interna de la parte activa del transformador de potencia……….. 41

Figura 15 Núcleo magnético………………………………………………………….. 42

Figura 16 Parte activa de un transformador de potencia………………………….. 43

Figura 17 Circuito magnético de “columnas” monofásico (1 columna bobinada). 44

Figura 18 Circuito magnético de “3 columnas” trifásico…………………………… 44

Figura 19 Circuito magnético de “columnas” trifásico (5 columnas)……………... 45

Figura 20 Circuito magnético “acorazado” monofásico……………………………. 45

Figura 21 Circuito magnético “acorazado” trifásico………………………………... 45

Figura 22 Núcleo de transformador de potencia…………………………………… 46

Figura 23 Formas de núcleo de transformador…………………………………….. 46

Figura 24 Circuito magnético de 2 columnas bobinadas………………………….. 48

Figura 25 Transformador tipo “columnas” con bobinas cilíndricas………………. 49

Figura 26 Transformador tipo “acorazado…………………………………………... 50

Figura 27 Circuito magnético “acorazado” trifásico (7 columnas)………………... 50

Figura 28a Manufactura de núcleos…………………………………………………. 51

Page 19: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

xvi

Figura 28b Manufactura de bobinas…………………………………………………. 51

Figura 29 Fabricación del núcleo apilado…………………………………………… 52

Figura 30 Fabricación del núcleo apilado en pleno proceso……………………… 52

Figura 31 Transformador tipo “columnas” con bobinas rectangulares….……….. 52

Figura 32 Arrollamiento de baja tensión…………………………………………….. 54

Figura 33 Tipos de arrollamiento de alta tensión bobinas en serie………………. 55

Figura 34 Tipos de arrollamiento de alta tensión tipo disco o galleta……………. 55

Figura 35 Transformador tipo “columnas” con bobinas cilíndricas………………. 56

Figura 36 Transformador tipo “columnas”…………………………………………... 56

Figura 37 (a) Concéntricos simples, (b) Concéntricos dobles, (c) Alternados….. 57

Figura 38 Montaje de arrollamientos………………………………………………… 58

Figura 39 Devanado en capas……………………………………………………….. 58

Figura 40 Devanados en discos……………………………………………………… 58

Figura 41 Fabricación de bobinas para transformador de potencia……………… 59

Figura 42 Fase completa de transformador de potencia………………………….. 59

Figura 43 Encubado de un transformador de potencia……………………………. 59

Figura 44 Papel kraft…………………………………………………………………... 64

Figura 45 Cartón Prensado (pressboard)………………………………………….. 65

Figura 46 Boquillas tipo capacitivo…………………………………………………... 68

Figura 47 Boquillas no capacitivo……………………………………………………. 68

Figura 48 Pararrayos de A.T…………………………………………………………. 69

Figura 49 Pararrayos de B.T…………………………………………………………. 69

Figura 50 Tanque principal…………………………………………………………… 69

Figura 51 Tanque conservador………………………………………………………. 70

Figura 52 Radiadores tipo aleta……………………………………………………… 71

Figura 53 Ventiladores………………………………………………………………… 72

Figura 54 Indicador magnético de nivel de aceite…………………………………. 72

Figura 55 Relevador Buchholz……………………………………………………….. 73

Figura 56 Válvula de sobrepresión…………………………………………………... 73

Figura 57 Indicador de temperatura de aceite y de devanado…………………… 74

Page 20: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

xvii

Figura 58 Panel de control……………………………………………………………. 75

Figura 59 Transformador de corriente………………………………………………. 75

Figura 60 Cambiador de derivación OCTC…………………………………………. 76

Figura 61 Cambiador de derivaciones LTC………………………………………… 77

Figura 62 Sistema de preservación del aceite……………………………………… 78

Figura 63 Bombas e indicadores de flujo…………………………………………… 78

Figura 64 Diagrama de conexión Y-Y……………………………………………….. 87

Figura 65 Diagrama de conexión Y-……………………………………………….. 88

Figura 66 Diagrama de conexión -Y……………………………………………….. 89

Figura 67 Diagrama de conexión -……………………………………………….. 90

Figura 68 Relé diferencial…………………………………………………………….. 95

Figura 69 Esquema típico de protección de un transformador de potencia…….. 96

Figura 70 Diagrama de bloques de un sistema de pruebas del transformador

de potencia……………………………………………………………………………... 98

Figura 71 Prueba de resistencia de aislamiento…………………………………… 104

Figura 72 Equipo de medición marca Megger BM25……………………………… 104

Figura 73 Prueba de resistencia óhmica de devanados, Conexión delta-

estrella…………………………………………………………………………………... 106

Figura 74 Equivalente óhmico……………………………………………………….. 107

Figura 75 (a) Unidad de medida de resistencia de bobinados Unitronics (b)

MULTI-AMP………............................................................................................... 108

Figura 76 Diagrama de conexiones para prueba de transformadores de

potencia trifásicos……………………………………………………………………… 111

Figura 77 Unidad de medida de impedancia de cortocircuito UNITRONICS,

modelo UM5B………………………………………………………………………….. 112

Figura 78 Prueba TTR para un transformador estrella-delta; (a) Medición de

C1, (b) Medición de C2………………………………………………………………... 116

Figura 79 Equipo M4000 de DOBLE ENGINEERING……………………………. 116

Figura 80 Diagrama vectorial equivalente de un aislamiento bajo prueba……… 117

Figura 81 Circuito eléctrico equivalente de un aislamiento bajo prueba………… 118

Page 21: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

xviii

Figura 82 Esquema de aislamiento de un transformador de potencia…………... 120

Figura 83 Prueba del factor de potencia del aislamiento del transformador de

potencia…………………………………………………………………………………. 121

Figura 84 Medición de corriente de excitación (directa)…………………………... 124

Figura 85 Medición de corriente de excitación (inversa)………………………….. 122

Figura 86 Comportamiento de un bushing capacitivo……………………………... 125

Figura 87 Prueba C1-UST……………………………………………………………. 126

Figura 88 Prueba C2-GST guarda………………………………………………….. 127

Figura 89 Medición de collar-UST…………………………………………………… 128

Figura 90 Vista interna del relevador Buchholz……………………………………. 132

Figura 91 Indicador de temperatura de devanado…………………………………. 135

Figura 92 Indicador de la temperatura del aceite………………………………….. 136

Figura 93 Proceso general de fabricación del aceite mineral…………………….. 142

Figura 94 Estructura de un hidrocarburo parafínico……………………………….. 143

Figura 95 Estructura de un hidrocarburo nafténico monocíclico…………………. 143

Figura 96 Estructura de un hidrocarburo aromático……………………………….. 143

Figura 97 Curva de viscosidad de los aceites dieléctricos………………………... 151

Figura 98 Grafica de contenido de agua vrs temperatura………………………… 156

Figura 99 Valores típicos de las propiedades de los aceites……………………... 158

Figura 100 Equipo a utilizar en la toma de muestra……………………………….. 165

Figura 101 Válvula inferior del transformador………………………………………. 166

Figura 102 Presión positiva del trasformador………………………………………. 167

Figura 103 Jeringa con la manguera de vynil puesta en el transformador…….. 167

Figura 104 Drenando el aceite del transformador.……..……………………… 168

Figura 105 Toma de muestra de aceite del transformador……………………….. 168

Figura 106 Toma de la muestra de aceite mediante frasco………………………. 169

Figura 107 Rotulación de la muestra de aceite…………………………………….. 170

Figura 108 Protección de la jeringa………………………………………………….. 170

Figura 109 Protección de las muestras para que sean transportadas…………... 170

Figura 110 Valores de variación de tensión de ruptura…………………………… 173

Page 22: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

xix

Figura 111 Pruebas de rigidez dieléctrica ASTM 1816/877………………………. 175

Figura 112 Comportamiento de la tensión interfacial……………………………… 176

Figura 113 Guía para evaluar aceites de transformadores de potencia………… 177

Figura 114 Clasificación de aceites en función de la tensión interfacial………… 178

Figura 115 Ensayo de tensión interfacial…………………………………………… 180

Figura 116 Equipo para medir el número de neutralización………………………. 182

Figura 117 Equipo de prueba Karl Fischer…………………………………………. 184

Figura 118 Curvas de equilibrio en base al contenido de agua en el aceite 185

Figura 119 (a) Fracción parafínica y (b) muestra de nafténicas…………………. 188

Figura 120 Colorímetro con colores ASTM…………………………………………. 189

Figura 121 Grafica de factor de potencia del aceite dieléctrico…………………... 191

Figura 122 Ensayo de factor de potencia………………………………………… 192

Figura 123 Curvas de oxidación del aceite……………………………………….. 195

Figura 124 Enlace químico………………………………………………………….. 196

Figura 125 Componentes de furanos……………………………………………… 198

Figura 126 Comparación entre el GP y el contenido de 2-FAL………………….. 204

Figura 127 Comparación entre el GP y el contenido total de furanos…………... 204

Figura 128 Evolución de gases en función de temperatura y energía…………. 208

Figura 129 Proporción de gases al sobrecalentamiento en el aceite…………... 216

Figura 130 Proporción de gases a sobrecalentamiento en la celulosa…………. 216

Figura 131 Proporción relativa de gases por presencia de arco……………….... 217

Figura 132 Proporción relativa de gases por descargas parciales…………….... 217

Figura 133 Método gráfico de Doernenburg……………………………………... 218

Figura 134 Diagrama de flujo mostrando los pasos a seguir para un

diagnóstico según el método de las relaciones de Doernenburg………………. 219

Figura 135 Diagrama de flujo diagrama de flujo mostrando los pasos a seguir

para un diagnostico según el método de las relaciones de Rogers……………… 221

Figura 136 Método gráfico del Triángulo de Duval………………………………... 223

Figura 137 Cromatógrafo de gases del laboratorio de ETESAL………………… 225

Figura 138 Diagrama de un cromatógrafo de gases……………………………… 226

Page 23: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

xx

Figura 139 Cromatógrafo de gases portatil Transport X..………………………... 226

Figura 140 Inyector de muestras para un cromatógrafo de gases……………… 228

Figura 141 Columna capilar…………………………………………………………. 229

Figura 142 Transformador de potencia N°1 de la subestación de Santo

Tomás…………………………………………………………………………………… 261

Figura 143 Diagrama de conexión del transformador de potencia N°1 de la

subestación de Santo Tomás………………………………………………………… 262

Figura 144 Concentración en porcentaje de gases combustibles (caso 1)…….. 267

Figura 145 Triangulo de Duval (caso 1)…………………………………………….. 269

Figura 146 Transformador de potencia de la unidad 1 de la subestación 5 de

Noviembre………………………………………………………………………………. 270

Figura 147 Diagrama de conexión del transformador de potencia de la unidad

1 de la subestación 5 de Noviembre………………………………………………… 271

Figura 148 Concentración en porcentaje de gases combustibles (caso 3)…….. 280

Figura 149 Pantalla de acceso de usuarios ó administrador…………………….. 282

Figura 150 Pantalla de Bienvenida y de instrucciones del sistema……………... 283

Figura 151 Pantalla de captura de datos de placa del transformador…………… 284

Figura 152 Pantalla de Inicio de reporte…………………………………………….. 285

Figura 153 Pantalla de selección de pruebas eléctricas………………………….. 286

Figura 154 Pantalla de prueba de resistencia óhmica…………………………... 287

Figura 155 Pantalla de prueba de relación de transformación…………………. 288

Figura 156 Pantalla de prueba Impedancia de cortocircuito……………………… 289

Figura 157 Pantalla de registro de gases combustibles………………………… 290

Figura 158 Pantalla de método de total de gases combustibles…………………. 291

Figura 159 Pantalla del método de gas clave……………………………………… 292

Figura 160 Pantalla de relación de Doernenburg…………………………………. 293

Figura 161 Pantalla de relación de Roger…………………………………………. 293

Figura 162 Pantalla de método de Duval…………………………………………… 294

Figura 163 Pantalla resumen de las pruebas eléctricas…………………………. 295

Figura 164 Pantalla resumen de cromatografía de gases……………………….. 296

Page 24: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

xxi

Figura 165 Pantalla creación de registro……………………………………………. 297

Figura 166 Pantalla prueba de factor de potencia de los devanados……………. 298

Figura 167 Pantalla de registro de factor de potencia a boquillas de alta

tensión………………………………………………………………………………….. 299

Figura 168 Pantalla de registro de la prueba de factor de potencia a boquillas

de baja tensión…………………………………………………………………………. 300

Figura 169 Pantalla de registro de corriente de excitación……………………… 301

Figura 170 Pantalla de registro de prueba de relación de transformación…... 302

Figura 171 Pantalla de registro de la prueba de aislamiento…………………… 303

Figura 172 Pantalla de registro de prueba de resistencia óhmica…………….. 304

Figura 173 Pantalla de creación de registros……………………………………... 306

Figura 174 Pantalla de registros de gases combustibles………………………... 307

Figura 175 Pantalla de total de gases combustibles disueltos………………….. 308

Figura 176 Pantalla de método de gas clave……………………………………... 309

Figura 177 Pantalla de relaciones de Doernenburg……………………...………. 310

Figura 178 Pantalla de relaciones de Roger………………………………………. 311

Figura 179 Pantalla resumen de las pruebas de gases disueltos……………… 312

Page 25: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

xxii

.INTRODUCCIÓN

Los transformadores de potencia son los componentes más importantes dentro de

los sistemas de potencia (además de ser los de mayor costo económico), ya que la

continuidad del servicio depende en gran parte de ellos; es necesario que éste

equipo tenga una adecuada gestión de mantenimiento.

Los transformadores de potencia son generalmente unos equipos muy confiables.

Sin embargo, a medida que el transformador envejece y se aproxima al final de su

vida útil, sus componentes se deterioran y la probabilidad de falla crece.

Hoy en día los transformadores nuevos debido a la alta competitividad han bajado los

precios, pero también sus márgenes de seguridad han disminuido, por lo que se

requiere que sean monitoreados más continuamente. El presente trabajo tiene como

finalidad el determinar una gestión de mantenimiento moderno, para revisar con

cierto periodo el estado de operación del transformador y detectar a tiempo fallas

incipientes para ser corregidas, y evitar una falla franca o fatal que produzca la

desconexión y daño del transformador.

En este trabajo se desarrollara seis capítulos de investigación llamado “Diseño de

modelo de mantenimiento moderno de transformadores de potencia, aplicado a

tensiones desde 46 KV hasta 230 KV con potencia hasta 100 MVA”, los cuales se

detallan a continuación:

Capítulo I Conceptos Generales de Transformadores de Potencia. Este capítulo está

enfocado a aspectos generales y los fundamentos de los transformadores de

potencia.

Page 26: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

xxiii

Capítulo II Pruebas de Campo a Transformadores de Potencia. En este segundo

capítulo se trata de las pruebas eléctricas de campo que se realizan a los

transformadores de potencia.

Capítulo III Análisis de Aceite a Transformadores de Potencia. Aquí se enfoca el

análisis de aceites a los transformadores de potencia desde las pruebas físico

químicas realizadas al aceite dieléctrico hasta la cromatografía de gases

combustibles.

Capítulo IV Formulación del Diseño de Mantenimiento Moderno a Transformadores

de Potencia. En este capítulo se mostrará el diseño del modelo de mantenimiento al

transformador de potencia después de haber realizado previamente las pruebas de

campo y laboratorio para utilizarlo como una herramienta de diagnóstico.

Capítulo V Caso Práctico de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores

de Potencia. En este capítulo se mostrará el caso práctico de tres transformadores

de potencia trifásicos a los cuales se les realizaron diferentes pruebas de campo y

laboratorio mostrando sus resultados y diagnósticos de los ensayos efectuados.

Capítulo VI Análisis de Resultados Automatizado de Pruebas del Diseño de

Mantenimiento a Transformadores de Potencia. Finalmente en este capítulo se

presentara la automatización a través de la utilización del programa de

mantenimiento moderno de transformadores de potencia.

Page 27: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

xxiv

OBJETIVOS

Objetivo General

Mostrar la formulación del diseño de modelo de mantenimiento moderno de

transformadores de potencia con el fin de utilizarlo como herramienta de diagnóstico

para tener el equipo en condiciones de operación normales.

Objetivos Específicos

Describir los conceptos generales de transformadores de potencia.

Mostrar las pruebas de campo a los transformadores de potencia.

Mostrar la importancia que tiene el aceite dieléctrico en los transformadores

de potencia en el diagnóstico de un buen estado de funcionamiento y

disponibilidad de servicio del equipo.

Mostrar las pruebas de campo y laboratorio efectuadas en un caso práctico de

mantenimiento moderno de transformadores de potencia.

Mostrar la utilización del programa automatizado de sistema de mantenimiento

moderno de transformadores de potencia y su análisis de resultados a las

pruebas efectuadas en el caso práctico.

Page 28: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

25

CAPÍTULO I CONCEPTOS GENERALES DE TRANSFORMADORES DEPOTENCIA.1.1Introducción

En la primera parte de la investigación se propone reforzar, ampliar y mostrar las

generalidades, principios, componentes, diseño y construcción de un transformador

de potencia.

En este se desarrollan las generalidades del transformador a partir de sus

ecuaciones fundamentales para su análisis y estudio de funcionamiento, las cuales

servirán como una base teórica y a la vez práctica en las pruebas eléctricos de

campo que posteriormente se mencionarán. Luego se mostrará como está

constituido un transformador de potencia visto desde su parte activa, la construcción

del núcleo y tipos de bobinados.

Seguidamente se muestran los componentes y accesorios del transformador de

potencia usados en el sistema eléctrico de potencia de El Salvador.

Debido a que los transformadores se basan en la topología de construcción bajo las

normas y estándares internacionales, se mostrara cuales son las que se cumplen en

los materiales aislantes utilizados en el transformador, en los sistemas de

enfriamiento de los transformadores de potencia, protecciones eléctricas y

conexiones del transformador de potencia.

Page 29: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

26

1.2Fundamentos electromagnéticos aplicados a los transformadores depotencia1.2.1 Generalidades

Para el estudio del transformador es necesario el conocimiento de los circuitos

magnéticos y de las leyes que los rigen. En el análisis de los circuitos magnéticos

se emplean ecuaciones y fórmulas para la representación de los circuitos

equivalentes del transformador donde se aplica conceptos básicos del análisis

eléctrico y fundamentos electromagnéticos.

Un transformador está constituido por dos circuitos eléctricos acoplados mediante

un circuito magnético, es decir que tiene dos o más bobinas estacionarias

acopladas a través de un flujo mutuo.

Figura 1. Transformador ideal de 2 devanados sin pérdidas

Los componentes básicos de un transformador de potencia son el núcleo, el

devanado primario (N1) y el devanado secundario (N2).

La acción de un transformador se basa en la ley de inducción electromagnética

de Faraday1, de acuerdo con la cual un flujo variable en el tiempo eslabona una

bobina e induce una fuerza electromotriz (fem) en ella.

1La ley de inducción electromagnética de Faraday se basa en los experimentos que Michael Faraday realizó en 1831 y

establece que el voltaje inducido en un circuito cerrado es directamente proporcional a la rapidez con que cambia en el

tiempo el flujo magnético que atraviesa una superficie cualquiera cuyo perímetro es una trayectoria cerrada.

26

1.2Fundamentos electromagnéticos aplicados a los transformadores depotencia1.2.1 Generalidades

Para el estudio del transformador es necesario el conocimiento de los circuitos

magnéticos y de las leyes que los rigen. En el análisis de los circuitos magnéticos

se emplean ecuaciones y fórmulas para la representación de los circuitos

equivalentes del transformador donde se aplica conceptos básicos del análisis

eléctrico y fundamentos electromagnéticos.

Un transformador está constituido por dos circuitos eléctricos acoplados mediante

un circuito magnético, es decir que tiene dos o más bobinas estacionarias

acopladas a través de un flujo mutuo.

Figura 1. Transformador ideal de 2 devanados sin pérdidas

Los componentes básicos de un transformador de potencia son el núcleo, el

devanado primario (N1) y el devanado secundario (N2).

La acción de un transformador se basa en la ley de inducción electromagnética

de Faraday1, de acuerdo con la cual un flujo variable en el tiempo eslabona una

bobina e induce una fuerza electromotriz (fem) en ella.

1La ley de inducción electromagnética de Faraday se basa en los experimentos que Michael Faraday realizó en 1831 y

establece que el voltaje inducido en un circuito cerrado es directamente proporcional a la rapidez con que cambia en el

tiempo el flujo magnético que atraviesa una superficie cualquiera cuyo perímetro es una trayectoria cerrada.

26

1.2Fundamentos electromagnéticos aplicados a los transformadores depotencia1.2.1 Generalidades

Para el estudio del transformador es necesario el conocimiento de los circuitos

magnéticos y de las leyes que los rigen. En el análisis de los circuitos magnéticos

se emplean ecuaciones y fórmulas para la representación de los circuitos

equivalentes del transformador donde se aplica conceptos básicos del análisis

eléctrico y fundamentos electromagnéticos.

Un transformador está constituido por dos circuitos eléctricos acoplados mediante

un circuito magnético, es decir que tiene dos o más bobinas estacionarias

acopladas a través de un flujo mutuo.

Figura 1. Transformador ideal de 2 devanados sin pérdidas

Los componentes básicos de un transformador de potencia son el núcleo, el

devanado primario (N1) y el devanado secundario (N2).

La acción de un transformador se basa en la ley de inducción electromagnética

de Faraday1, de acuerdo con la cual un flujo variable en el tiempo eslabona una

bobina e induce una fuerza electromotriz (fem) en ella.

1La ley de inducción electromagnética de Faraday se basa en los experimentos que Michael Faraday realizó en 1831 y

establece que el voltaje inducido en un circuito cerrado es directamente proporcional a la rapidez con que cambia en el

tiempo el flujo magnético que atraviesa una superficie cualquiera cuyo perímetro es una trayectoria cerrada.

Page 30: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

27

Para esta investigación se partirá de un estudio de un transformador ideal, en el

que se supone que tanto las pérdidas en el circuito magnético, como las pérdidas

en los devanados sean nulas.

Si es el flujo magnético que enlaza el devanado de N1 vueltas, entonces su

voltaje inducido, e1, está dado por:= N ∅ (v) Ecuación 1

La dirección de e1 es tal que produce una corriente, la cual produce un flujo en

oposición al cambio de flujo ∅ (Ley de Lenz2).

En el transformador ideal, e1= v1, lo que significa que los valores instantáneos del

voltaje inducido y el voltaje en los terminales son iguales, en consecuencia a

partir de la ecuación 1 se tiene:

∅ = ∫ ( ) Ecuación 2

Debido a consideraciones matemáticas, donde la variación del tiempo de es

importante, se ignora la constante de integración de la ecuación 2 y combinándola

con la ecuación 1 queda lo siguiente:

∅ = ∅

El voltaje inducido en el devanado primario está dado por:

= ∅ w cos Ecuación 3

De manera similar el voltaje inducido en el secundario está dado por:

= ∅ w cos Ecuación 4

2 La Ley de Lenz nos dice que las fuerzas electromotrices o las corrientes inducidas serán de un sentido tal que seopongan a la variación del flujo magnético que las produjo.

Page 31: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

28

A partir con los valores eficaces se tiene:

= 4.44 ∅= 4.44 ∅Donde = es la frecuencia en Hz.

Tomando las ecuaciones 3 y 4, llegamos a lo siguiente:

=Que también puede escribirse en términos de valores rms, que da la relación

denominada relación de transformación o relación de espiras (vueltas):

= ≡ Ecuación 5

En el caso de que N2 > N1, se escribe convencionalmente 1⁄ ; por lo tanto la

relación de vueltas es siempre mayor que 1.

Si la resistencia óhmica de los devanados es nula y no hay flujo de dispersión, la

tensión aplicada es igual a la tensión inducida, por lo que se obtiene una

expresión muy importante en el estudio de las pruebas eléctricas a los

transformadores de potencia: = =Ecuación 6: 1° ley del transformador.

Debido a que el transformador es ideal, con características tales como:

Núcleo con permeabilidad magnética infinita esto es debido a que la

reluctancia ℜ = es nula y por lo tanto todo el flujo magnético está

confinado en el núcleo.

El material conductor de las bobinas es de conductividad infinita, esto es

debido a las resistencias propias de las bobinas son nulas.

Page 32: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

29

Como resultado de las consideraciones anteriores se tiene que la fem neta a lo

largo del circuito magnético debe ser cero, esto es si I1 e I2 son la corriente

primaria y secundaria respectivamente, entonces N1I1 – N2 I2 = 0

Si en el secundario existe una impedancia (carga) Z2, de acuerdo con la Ley de

Ampere3

− = = ℜ ( )Suponiendo que la reluctancia del circuito magnético es nula, entonces N1I1 = N2

I2, que en valores eficaces da lugar a la 2° expresión más importante en el estudio

de los transformadores de potencia:

= =Ecuación 7: 2° ley del transformador.

A partir de la ecuación 6 y ecuación 7, puede mostrarse que si una impedancia Z2

se conecta al secundario, la impedancia Z1 observada en el primario satisface la

siguiente expresión:

= ≡Ecuación 8: Relación de transformación para impedancias 4

3 La ley de Ampere, también conocida como efecto Oersted, relaciona un campo magnético estático con la causa que laproduce, es decir, una corriente eléctrica estacionaria, se utiliza en la inducción electromagnética y en la autoinducción enlos transformadores de potencia.

4 Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. IEEE Standard Dictionary of Electrical and Electronics Terms, IEEEStd. 100-1972.)

Page 33: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

30

Pérdidas reales en los transformadores.El transformador ideal está libre de pérdidas como ya se ha señalado

anteriormente, mientras que en un transformador real se consideran las

siguientes pérdidas:

Pérdidas con carga (Load Losses), efecto Joule:Estas pérdidas son generadas en los embobinados primarios y secundario,

los cuales están construidos por un material conductor de buena calidad

por lo general cobre con conductividad finita llegando a alcanzar una

resistencia nula.

El flujo de corriente en el conductor genera un sobrecalentamiento en los

embobinados de los transformadores, deteriorando irreversiblemente el

aislamiento de los conductores que además de reducir la vida útil de los

equipos y pueden producir fallas de aislamiento.

Pérdidas sin carga (No Load Losses) en el núcleo efecto histéresis:Estas pérdidas son debidas a que el núcleo del transformador se

encuentra ubicado dentro del campo magnético generado por el mismo y,

en consecuencia, se imanta.

Cuando un material ferro magnético, sobre el cual ha estado actuando un campo

magnético, cesa la aplicación de éste el material no anula completamente su

magnetismo, sino que permanece un cierto magnetismo residual. Para

desimantarlo será precisa la aplicación de un campo contrario al inicial, este

fenómeno se llama histéresis magnética

La figura 2 representa el llamado ciclo de histéresis de un determinado material

magnético. Se supone que una bobina crea sobre dicho material magnético una

intensidad de campo H, el cual induce un campo B.

Page 34: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

31

El punto S representa la saturación del núcleo magnético. Una vez saturado el

núcleo, B no puede aumentar por mucho que lo haga H.

Figura 2. Curva de Histéresis

Fórmula para calcular las pérdidas por histéresis:W = η B . f x 10Donde: W es la potencia de pérdida en un Kg. de núcleo, dada en Watts.

B es la inducción máxima que atraviesa el núcleo.

f es la frecuencia de operación Hz.

El coeficiente es el coeficiente de Steinmetz y depende del tipo de

hierro del núcleo.

Otras pérdidas del transformador potencia.Recordando que como toda máquina eléctrica un transformador está formado de

hierro y cobre, existen pérdidas en él y por ser estático no tiene pérdidas mecánicas.

Existen dos ensayos que se efectúan en fabrica de lo que nos van a permitir calcular

la magnitud de las pérdidas en el hierro y en el cobre, al mismo tiempo que nos

determinaran los parámetros básicos del circuito equivalente, con el objetivo de tener

las condiciones previas para realizar las pruebas eléctricas en campo a los

transformadores de potencia.

31

El punto S representa la saturación del núcleo magnético. Una vez saturado el

núcleo, B no puede aumentar por mucho que lo haga H.

Figura 2. Curva de Histéresis

Fórmula para calcular las pérdidas por histéresis:W = η B . f x 10Donde: W es la potencia de pérdida en un Kg. de núcleo, dada en Watts.

B es la inducción máxima que atraviesa el núcleo.

f es la frecuencia de operación Hz.

El coeficiente es el coeficiente de Steinmetz y depende del tipo de

hierro del núcleo.

Otras pérdidas del transformador potencia.Recordando que como toda máquina eléctrica un transformador está formado de

hierro y cobre, existen pérdidas en él y por ser estático no tiene pérdidas mecánicas.

Existen dos ensayos que se efectúan en fabrica de lo que nos van a permitir calcular

la magnitud de las pérdidas en el hierro y en el cobre, al mismo tiempo que nos

determinaran los parámetros básicos del circuito equivalente, con el objetivo de tener

las condiciones previas para realizar las pruebas eléctricas en campo a los

transformadores de potencia.

31

El punto S representa la saturación del núcleo magnético. Una vez saturado el

núcleo, B no puede aumentar por mucho que lo haga H.

Figura 2. Curva de Histéresis

Fórmula para calcular las pérdidas por histéresis:W = η B . f x 10Donde: W es la potencia de pérdida en un Kg. de núcleo, dada en Watts.

B es la inducción máxima que atraviesa el núcleo.

f es la frecuencia de operación Hz.

El coeficiente es el coeficiente de Steinmetz y depende del tipo de

hierro del núcleo.

Otras pérdidas del transformador potencia.Recordando que como toda máquina eléctrica un transformador está formado de

hierro y cobre, existen pérdidas en él y por ser estático no tiene pérdidas mecánicas.

Existen dos ensayos que se efectúan en fabrica de lo que nos van a permitir calcular

la magnitud de las pérdidas en el hierro y en el cobre, al mismo tiempo que nos

determinaran los parámetros básicos del circuito equivalente, con el objetivo de tener

las condiciones previas para realizar las pruebas eléctricas en campo a los

transformadores de potencia.

Page 35: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

32

A. Ensayo en circuito abiertoSupongamos que al primario del trasformador aplicamos una tensión alterna e1 al

mismo tiempo que mantenemos el secundario en circuito abierto.

Figura 3. Ensayo en circuito abierto

Al efectuar el ensayo se conecta un vatímetro al primario, lo cual nos registra una

potencia de entrada. Al estar en circuito abierto no entrega ninguna potencia de

salida es evidente que toda la potencia de entrada se perderá. Esta potencia perdida

será la suma de las pérdidas en el cobre y las pérdidas en el hierro.

1. Pérdidas en el cobre (en Req y el Leq).

Por lo que respecta al secundario debido a que está en circuito abierto

no estará recorrido por ninguna corriente. Esto nos dice que las

pérdidas en él serán nulas.

En cuanto al primario puesto que está recorrido por una corriente

pequeña iv las pérdidas en él pueden despreciarse.

Por tanto podemos afirmar que las pérdidas en el cobre (Pcv) son

despreciables en el ensayo en circuito abierto.

2. Pérdidas en el hierro (en Lm y Rp).

Son debidas a pérdidas por histéresis y por corrientes de Foucault,

ahora bien, aquellas para un transformador dado no depende más que

de la inducción máxima (y por tanto del voltaje aplicado) y de la

frecuencia.

La variación de las pérdidas en el hierro (PFe) con el voltaje es pequeña,

y podemos considerarlas constantes. Así pues podemos suponer que

las pérdidas en el hierro del transformador son las mismas para todas

las cargas, e iguales a la de la prueba de vacío.

32

A. Ensayo en circuito abiertoSupongamos que al primario del trasformador aplicamos una tensión alterna e1 al

mismo tiempo que mantenemos el secundario en circuito abierto.

Figura 3. Ensayo en circuito abierto

Al efectuar el ensayo se conecta un vatímetro al primario, lo cual nos registra una

potencia de entrada. Al estar en circuito abierto no entrega ninguna potencia de

salida es evidente que toda la potencia de entrada se perderá. Esta potencia perdida

será la suma de las pérdidas en el cobre y las pérdidas en el hierro.

1. Pérdidas en el cobre (en Req y el Leq).

Por lo que respecta al secundario debido a que está en circuito abierto

no estará recorrido por ninguna corriente. Esto nos dice que las

pérdidas en él serán nulas.

En cuanto al primario puesto que está recorrido por una corriente

pequeña iv las pérdidas en él pueden despreciarse.

Por tanto podemos afirmar que las pérdidas en el cobre (Pcv) son

despreciables en el ensayo en circuito abierto.

2. Pérdidas en el hierro (en Lm y Rp).

Son debidas a pérdidas por histéresis y por corrientes de Foucault,

ahora bien, aquellas para un transformador dado no depende más que

de la inducción máxima (y por tanto del voltaje aplicado) y de la

frecuencia.

La variación de las pérdidas en el hierro (PFe) con el voltaje es pequeña,

y podemos considerarlas constantes. Así pues podemos suponer que

las pérdidas en el hierro del transformador son las mismas para todas

las cargas, e iguales a la de la prueba de vacío.

32

A. Ensayo en circuito abiertoSupongamos que al primario del trasformador aplicamos una tensión alterna e1 al

mismo tiempo que mantenemos el secundario en circuito abierto.

Figura 3. Ensayo en circuito abierto

Al efectuar el ensayo se conecta un vatímetro al primario, lo cual nos registra una

potencia de entrada. Al estar en circuito abierto no entrega ninguna potencia de

salida es evidente que toda la potencia de entrada se perderá. Esta potencia perdida

será la suma de las pérdidas en el cobre y las pérdidas en el hierro.

1. Pérdidas en el cobre (en Req y el Leq).

Por lo que respecta al secundario debido a que está en circuito abierto

no estará recorrido por ninguna corriente. Esto nos dice que las

pérdidas en él serán nulas.

En cuanto al primario puesto que está recorrido por una corriente

pequeña iv las pérdidas en él pueden despreciarse.

Por tanto podemos afirmar que las pérdidas en el cobre (Pcv) son

despreciables en el ensayo en circuito abierto.

2. Pérdidas en el hierro (en Lm y Rp).

Son debidas a pérdidas por histéresis y por corrientes de Foucault,

ahora bien, aquellas para un transformador dado no depende más que

de la inducción máxima (y por tanto del voltaje aplicado) y de la

frecuencia.

La variación de las pérdidas en el hierro (PFe) con el voltaje es pequeña,

y podemos considerarlas constantes. Así pues podemos suponer que

las pérdidas en el hierro del transformador son las mismas para todas

las cargas, e iguales a la de la prueba de vacío.

Page 36: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

33

Una vez hechas estas consideraciones dibujemos el circuito equivalente y

calculemos PFe, Rp y Lm:

= . = . ==

Figura 4. Pérdidas en el hierro del ensayo de circuito abierto

= 1 = 1 = 1 → = 12 + − 1=

B. Ensayo en cortocircuito.

En este ensayo se coloca el secundario del transformador en cortocircuito. Al no

tener carga, la impedancia del secundario será muy pequeña lo cual puede dar lugar

a que circule por el transformador una corriente muy elevada que lo destruya.

Figura 5. Ensayo de cortocircuito

Para evitar esto ser regula la tensión de entrada, de tal forma que por el primario

circule una corriente i1 que es de valor de la corriente nominal. Esta tensión, que

denominaremos e1cc, será evidentemente mucho menor que la de funcionamiento

con carga conectada e1, debido precisamente a la menor impedancia que presentará

el circuito.

33

Una vez hechas estas consideraciones dibujemos el circuito equivalente y

calculemos PFe, Rp y Lm:

= . = . ==

Figura 4. Pérdidas en el hierro del ensayo de circuito abierto

= 1 = 1 = 1 → = 12 + − 1=

B. Ensayo en cortocircuito.

En este ensayo se coloca el secundario del transformador en cortocircuito. Al no

tener carga, la impedancia del secundario será muy pequeña lo cual puede dar lugar

a que circule por el transformador una corriente muy elevada que lo destruya.

Figura 5. Ensayo de cortocircuito

Para evitar esto ser regula la tensión de entrada, de tal forma que por el primario

circule una corriente i1 que es de valor de la corriente nominal. Esta tensión, que

denominaremos e1cc, será evidentemente mucho menor que la de funcionamiento

con carga conectada e1, debido precisamente a la menor impedancia que presentará

el circuito.

33

Una vez hechas estas consideraciones dibujemos el circuito equivalente y

calculemos PFe, Rp y Lm:

= . = . ==

Figura 4. Pérdidas en el hierro del ensayo de circuito abierto

= 1 = 1 = 1 → = 12 + − 1=

B. Ensayo en cortocircuito.

En este ensayo se coloca el secundario del transformador en cortocircuito. Al no

tener carga, la impedancia del secundario será muy pequeña lo cual puede dar lugar

a que circule por el transformador una corriente muy elevada que lo destruya.

Figura 5. Ensayo de cortocircuito

Para evitar esto ser regula la tensión de entrada, de tal forma que por el primario

circule una corriente i1 que es de valor de la corriente nominal. Esta tensión, que

denominaremos e1cc, será evidentemente mucho menor que la de funcionamiento

con carga conectada e1, debido precisamente a la menor impedancia que presentará

el circuito.

Page 37: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

34

Entonces:

1. Pérdidas en el cobre

Puesto que las pérdidas en el cobre dependen solamente de las corrientes y éstas

son las mismas que tendría el transformador trabajando en el régimen propuesto, la

potencia que midamos en este ensayo serán las pérdidas en el cobre (efecto Joule)

en dicho régimen.

2. Pérdidas en el hierro

Dado que, según hemos visto, la tensión del primario es muy pequeña, la inducción

será también muy pequeña, y por lo tanto, las perdidas en el hierro serán

despreciables. El circuito equivalente será ahora:

Figura 6. Pérdidas en el hierro del ensayo de corto circuito

O bien:

Figura 7. Circuito equivalente del transformador para el ensayo de corto circuito

Entonces: = . 121 = 12

1 = 12 11 2 − 122

34

Entonces:

1. Pérdidas en el cobre

Puesto que las pérdidas en el cobre dependen solamente de las corrientes y éstas

son las mismas que tendría el transformador trabajando en el régimen propuesto, la

potencia que midamos en este ensayo serán las pérdidas en el cobre (efecto Joule)

en dicho régimen.

2. Pérdidas en el hierro

Dado que, según hemos visto, la tensión del primario es muy pequeña, la inducción

será también muy pequeña, y por lo tanto, las perdidas en el hierro serán

despreciables. El circuito equivalente será ahora:

Figura 6. Pérdidas en el hierro del ensayo de corto circuito

O bien:

Figura 7. Circuito equivalente del transformador para el ensayo de corto circuito

Entonces: = . 121 = 12

1 = 12 11 2 − 122

34

Entonces:

1. Pérdidas en el cobre

Puesto que las pérdidas en el cobre dependen solamente de las corrientes y éstas

son las mismas que tendría el transformador trabajando en el régimen propuesto, la

potencia que midamos en este ensayo serán las pérdidas en el cobre (efecto Joule)

en dicho régimen.

2. Pérdidas en el hierro

Dado que, según hemos visto, la tensión del primario es muy pequeña, la inducción

será también muy pequeña, y por lo tanto, las perdidas en el hierro serán

despreciables. El circuito equivalente será ahora:

Figura 6. Pérdidas en el hierro del ensayo de corto circuito

O bien:

Figura 7. Circuito equivalente del transformador para el ensayo de corto circuito

Entonces: = . 121 = 12

1 = 12 11 2 − 122

Page 38: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

35

Análisis vectorial.Diagrama fasorial del transformador en vacío.Cuando un transformador está energizado en su devanado primario por una

fuente de voltaje y el devanado secundario está en circuito abierto, circula por su

devanado primario una corriente de excitación. Esta corriente es normalmente

inferior al 5% de la corriente plena carga, debido a que no circula corriente por el

devanado secundario, el primario se puede considerar como una bobina con una

reactancia de valor elevado debido al núcleo de hierro. Esto causa la circulación

de una corriente pequeña. Por otra parte, si se hace la suposición de que no hay

pérdidas en el transformador, la corriente en el primario sólo se usa para producir

el flujo en el núcleo y entonces en términos vectoriales se atrasa 90° con

respecto al voltaje aplicado.

La corriente pequeña IM estará en fase con el flujo en el hierro, si el hierro no se

satura y se puede establecer esto como una suposición válida, estas relaciones

se muestran en la siguiente figura 8:

Figura 8. Diagrama fasorial de un transformador en vacio.

Donde:

: Flujo mutuo

IM: Corriente de magnetización

V1: Voltaje aplicado

E1: Voltaje inducido en el primario

E2: Voltaje inducido en el secundario

Page 39: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

36

El voltaje inducido E1 en el devanado primario, debe ser igual y opuesto al voltaje

aplicado V1 y por lo tanto está desfasado 180° con respecto a éste. Aún cuando

no circula corriente por el secundario, se induce un voltaje E2 debido al flujo

mutuo , que induce también al voltaje E1, por lo tanto, están en fase y sólo

difieren en magnitud debido al número de espiras. Los voltajes terminales V1 y V2

se encuentran desfasados 180° también.

En la práctica en los transformadores, cuando se tiene un flujo variante en un

núcleo de material magnético, se presentan pérdidas. Una parte de estas

pérdidas son debidas a las corrientes circulantes en el núcleo magnético, y la otra

es debida al llamado efecto de Histéresis.

Estas dos pérdidas se combinan y se denominan en conjunto “Perdidas en el

núcleo”, cuando un transformador opera en vacío, estas pérdidas las suministra

solo el voltaje de alimentación. Considerando ahora la corriente de vacío con

estas dos componentes: = +Donde:

: Corriente de vacío

: Corriente de magnetización

: Corriente de Histéresis más corrientes circulantes

O: Factor de potencia de vacío

Figura 9. Diagrama fasorial de las pérdidas en el núcleo de un transformador

Page 40: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

37

1.3 Principio de funcionamiento del transformador1.3.1 HistoriaLa invención del transformador, data del año de 1884 para ser aplicado en los

sistemas de transmisión, que en esa época presentaban limitaciones técnicas y

económicas.

El primer sistema comercial de corriente alterna con fines de distribución de la

energía eléctrica que usaba transformadores, se puso en operación en 1886 en

Great Barrington, Massachussetts, en los Estados Unidos de América. En ese

año se transmitió a 2000 volts en corriente alterna a una distancia de 30

kilómetros, en una línea construida en Cerchi, Italia. A partir de estas pequeñas

aplicaciones iníciales, la industria eléctrica en el mundo, ha recorrido en tal forma,

que en la actualidad es factor de desarrollo de los pueblos, formando parte

importante en esta industria el transformador.

1.3.2 Definición de transformador de potencia

Se denomina transformador a una máquina eléctrica que permite aumentar o

disminuir el voltaje o tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna,

manteniendo la frecuencia. La potencia que ingresa al equipo, en el caso de un

transformador ideal, esto es sin pérdidas, es igual a la que se obtiene a la salida.

Los transformadores son dispositivos basados en el fenómeno de la inducción

electromagnética y están constituidos, en su forma más simple por dos bobinas

devanadas sobre un núcleo cerrado de hierro dulce o hierro silicio. Las bobinas o

devanados se denominan primarios y secundarios según correspondan a la

entrada o salida del sistema en cuestión respectivamente.

Page 41: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

38

1.3.3 Principio de operación de un transformador de potencia

Si se aplica una fuerza electromotriz alterna en el devanado primario, las

variaciones de intensidad y sentido de la corriente alterna crearán un campo

magnético variable dependiendo de la frecuencia de la corriente. Este campo

magnético variable originará, por inducción, la aparición de una fuerza

electromotriz en los extremos del devanado secundario. La relación entre la

fuerza electromotriz inductora (Ep), la aplicada al devanado primario y la fuerza

electromotriz inducida (Es), la obtenida en el secundario es directamente

proporcional al número de espiras de los devanados primario (Np) y secundario

(Ns).

Figura 10. Transformador real Figura 11. Circuito equivalente

= = =Donde:Vp = Voltaje aplicado al devanado primario.Np = Espiras del devanado primario.Ip = Corriente suministrada al devanado primario.Ep = Tensión inducida (tensión interna) en el devanado primario.

Iop = Corriente de excitación suministrada al devanado primario (de vacío).Iφmp = Corriente de magnetización del núcleo magnético.Ih+e = corriente de pérdidas en el núcleo por ciclo de histéresis y por corrientes de eddyVs = Voltaje en terminales del devanado secundario.Ns = Espiras del devanado secundario.Is = Corriente del devanado secundario.Es = Tensión inducida (tensión interna) en el secundario.

38

1.3.3 Principio de operación de un transformador de potencia

Si se aplica una fuerza electromotriz alterna en el devanado primario, las

variaciones de intensidad y sentido de la corriente alterna crearán un campo

magnético variable dependiendo de la frecuencia de la corriente. Este campo

magnético variable originará, por inducción, la aparición de una fuerza

electromotriz en los extremos del devanado secundario. La relación entre la

fuerza electromotriz inductora (Ep), la aplicada al devanado primario y la fuerza

electromotriz inducida (Es), la obtenida en el secundario es directamente

proporcional al número de espiras de los devanados primario (Np) y secundario

(Ns).

Figura 10. Transformador real Figura 11. Circuito equivalente

= = =Donde:Vp = Voltaje aplicado al devanado primario.Np = Espiras del devanado primario.Ip = Corriente suministrada al devanado primario.Ep = Tensión inducida (tensión interna) en el devanado primario.

Iop = Corriente de excitación suministrada al devanado primario (de vacío).Iφmp = Corriente de magnetización del núcleo magnético.Ih+e = corriente de pérdidas en el núcleo por ciclo de histéresis y por corrientes de eddyVs = Voltaje en terminales del devanado secundario.Ns = Espiras del devanado secundario.Is = Corriente del devanado secundario.Es = Tensión inducida (tensión interna) en el secundario.

38

1.3.3 Principio de operación de un transformador de potencia

Si se aplica una fuerza electromotriz alterna en el devanado primario, las

variaciones de intensidad y sentido de la corriente alterna crearán un campo

magnético variable dependiendo de la frecuencia de la corriente. Este campo

magnético variable originará, por inducción, la aparición de una fuerza

electromotriz en los extremos del devanado secundario. La relación entre la

fuerza electromotriz inductora (Ep), la aplicada al devanado primario y la fuerza

electromotriz inducida (Es), la obtenida en el secundario es directamente

proporcional al número de espiras de los devanados primario (Np) y secundario

(Ns).

Figura 10. Transformador real Figura 11. Circuito equivalente

= = =Donde:Vp = Voltaje aplicado al devanado primario.Np = Espiras del devanado primario.Ip = Corriente suministrada al devanado primario.Ep = Tensión inducida (tensión interna) en el devanado primario.

Iop = Corriente de excitación suministrada al devanado primario (de vacío).Iφmp = Corriente de magnetización del núcleo magnético.Ih+e = corriente de pérdidas en el núcleo por ciclo de histéresis y por corrientes de eddyVs = Voltaje en terminales del devanado secundario.Ns = Espiras del devanado secundario.Is = Corriente del devanado secundario.Es = Tensión inducida (tensión interna) en el secundario.

Page 42: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

39

1.3.4 Clasificación de los transformadores según su ambiente de operaciónSe refiere a las condiciones ambientales a las que será sometido el

transformador, las categorías son:

De intemperie: Sometido a las situaciones climáticas directamente.

De interior: Para ubicarse en subestaciones encapsulas o en recintos

ventilados.

1.3.5 Clasificación de los transformadores de potencia según su capacidadDe acuerdo a la potencia los transformadores se clasifican en tres grupos según

norma IEEE C57.12.00-2000:

De pequeña potencia con capacidades 500 a 7500KVA

De mediana potencia con capacidades de 7.5 a 10 MVA

De gran potencia con capacidades de 10 MVA y superiores.

Figura 12. Esquema general eléctrico de potencia (SEP)

Page 43: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

40

1.3.6 Clasificación de los transformadores de potencia según el número defases

Según estándar IEEE C57.12.00.2000 – (KVA de salida nominal de los

transformadores de potencia), los transformadores monofásicos y trifásicos se

clasifican en distintos valores de voltamperes según su construcción.

Tabla 1: Valores de potencia en volta amperes para transformadores monofásicos y trifásicos, estándarIEEE C57.12.00.2000-5.4

TRANSFORMADORESMONOFÁSICO (KVA)

TRANSFORADORESTRIFÁSICOS (KVA)

5 1510 3015 4525 75

37.5 112.550 15075 225100 300167 500250 750333 1000500 1500----- 2,000833 2,500

1250 3,7501667 5,0002500 7,5003333 10,000----- 12,000

5000 15,0006667 20,0008333 25,000

10,000 30,00012,500 37,50016,667 50,00020,000 60,00025,000 75,00033,333 100,000

Page 44: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

41

1.4 Construcción de la parte activa de los transformadores de potenciaUn transformador sustancialmente se puede decir que está constituido por un núcleo

de material magnético que forma un circuito cerrado, y sobre de cuyas columnas o

piernas se localizan los devanados, uno denominado “primario” que recibe la energía

y el otro “secundario”, donde se conecta la carga.

Figura 13. Vista de un transformador de potencia

Los devanados se encuentran eléctricamente aislados entre sí, un transformador de

potencia consta de dos partes esenciales según su construcción y esta es lo que

conforma la parte activa de este:

El núcleo magnético.

Los devanados.

Figura 14. Vista interna de la parte activa del transformador de potencia.

41

1.4 Construcción de la parte activa de los transformadores de potenciaUn transformador sustancialmente se puede decir que está constituido por un núcleo

de material magnético que forma un circuito cerrado, y sobre de cuyas columnas o

piernas se localizan los devanados, uno denominado “primario” que recibe la energía

y el otro “secundario”, donde se conecta la carga.

Figura 13. Vista de un transformador de potencia

Los devanados se encuentran eléctricamente aislados entre sí, un transformador de

potencia consta de dos partes esenciales según su construcción y esta es lo que

conforma la parte activa de este:

El núcleo magnético.

Los devanados.

Figura 14. Vista interna de la parte activa del transformador de potencia.

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1.4 Construcción de la parte activa de los transformadores de potenciaUn transformador sustancialmente se puede decir que está constituido por un núcleo

de material magnético que forma un circuito cerrado, y sobre de cuyas columnas o

piernas se localizan los devanados, uno denominado “primario” que recibe la energía

y el otro “secundario”, donde se conecta la carga.

Figura 13. Vista de un transformador de potencia

Los devanados se encuentran eléctricamente aislados entre sí, un transformador de

potencia consta de dos partes esenciales según su construcción y esta es lo que

conforma la parte activa de este:

El núcleo magnético.

Los devanados.

Figura 14. Vista interna de la parte activa del transformador de potencia.

Page 45: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

42

1.4.1 Núcleo MagnéticoUn núcleo magnético es básicamente un conjunto de laminaciones de acero al

silicio de baja reluctancia, con arreglo de trayectoria cerrada por donde circula el

flujo magnético. Este almacena el campo magnético producido por el devanado

primario, dirigiéndolo e induciendo corriente en el secundario.

Figura 15. Núcleo magnético

1.4.2 Ruido del NúcleoDebido al fenómeno que se da en el núcleo del transformador por la variación de

corriente eléctrica según la onda sinusoidal, el flujo magnético también lo hace a

través del núcleo magnetizado. Esta ligera contracción y expansión del laminado

del núcleo durante la magnetización y desmagnetización, medido en partes por

millón (micro pulgadas por pulgada de longitud de acero), ocurrida 120 veces por

segundo se llama magnetostricción.

Este movimiento periódico de contracción del núcleo 120 veces por segundo,

produce una vibración en el acero del núcleo, ocasionando ruido manifestado por

un zumbido.

El ruido del núcleo se puede caracterizar por dos parámetros:

La frecuencia (el tono) medido en ciclos por segundo

La intensidad (el volumen) que se refiere a la amplitud medida en

decibeles (dB) de nivel de presión sonora.

Page 46: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

43

Factores del núcleo que afectan su nivel de ruido:

Densidad de flujo (B)

Geometría del núcleo

Dimensiones del núcleo

Calidad de fabricación del núcleo

Ruido total del transformador de potencia:

Nivel de ruido del núcleo

Vibraciones de las estructuras de los conectores internos

Soportes del núcleo y estructuras de restricción de las bobinas

Vibraciones y resonancia del tanque

Bombas de aceite

Ventiladores de enfriamiento

Figura 16. Parte activa de un transformador de potencia

Page 47: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

44

1.4.3 Fabricación y partes del núcleo de transformadores de potenciaEl núcleo magnético en transformadores de distribución, media potencia y gran

potencia está formado básicamente por columnas y yugos cuyo arreglo describe

la trayectoria del circuito magnético.

Las columnas son las partes verticales pueden ser de diferente ancho

dependiendo del tipo de núcleo, son rodeadas por el devanado de baja

tensión y de alta tensión.

Los yugos corresponden a las partes horizontales, se denominan yugo

inferior y superior, conocidas como uniones del núcleo (tope y fondo) unen

las columnas y completan el circuito magnético

Las juntas del núcleo, donde las láminas de las columnas se unen a las láminas

de las uniones horizontales, deben estar cortadas en ángulo (45°) para facilitar el

paso del flujo magnético. Para reducir más aún la reluctancia de las uniones al

paso del flujo, las láminas típicamente se unen solapadas en escalón, resultando

en una reducción al nivel de ruido en el núcleo y una reducción en el número de

puntos calientes.

Figura 17. Circuito magnético de “columnas” monofásico (1 columna bobinada)

Figura 18. Circuito magnético de “3 columnas” trifásico

Page 48: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

45

Figura 19. Circuito magnético de “columnas” trifásico (5 columnas)

Figura 20. Circuito magnético “acorazado” monofásico

Figura 21. Circuito magnético “acorazado” trifásico

Page 49: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

46

El núcleo magnético está formado por laminaciones de acero que tienen

pequeños porcentajes de silicio (alrededor del 4%) y que se denominan

"laminaciones magnéticos", estas laminaciones tienen la propiedad de tener

pérdidas relativamente bajas por efecto de histéresis y de corrientes circulantes

(de remolino ó de eddy ).

Un aspecto importante de usar laminaciones de acero al silicio en los núcleos de

las máquinas eléctricas, es que el silicio aumenta la resistividad del material y

entonces hace disminuir la magnitud de las corrientes parásitas o circulantes y en

consecuencia las pérdidas.

Figura 22. Núcleo de transformador de potencia.

De acuerdo a la construcción del tipo de núcleo este debe tener una forma de

sección circular y no cuadrada, debido que la primera reduce las pérdidas

ocasionadas por el calor, una manera de tener núcleos con sección circular es

colocando chapas en forma escalonada y con canales de enfriamiento usando

listones de madera.

Figura 23. Forma del núcleo.

46

El núcleo magnético está formado por laminaciones de acero que tienen

pequeños porcentajes de silicio (alrededor del 4%) y que se denominan

"laminaciones magnéticos", estas laminaciones tienen la propiedad de tener

pérdidas relativamente bajas por efecto de histéresis y de corrientes circulantes

(de remolino ó de eddy ).

Un aspecto importante de usar laminaciones de acero al silicio en los núcleos de

las máquinas eléctricas, es que el silicio aumenta la resistividad del material y

entonces hace disminuir la magnitud de las corrientes parásitas o circulantes y en

consecuencia las pérdidas.

Figura 22. Núcleo de transformador de potencia.

De acuerdo a la construcción del tipo de núcleo este debe tener una forma de

sección circular y no cuadrada, debido que la primera reduce las pérdidas

ocasionadas por el calor, una manera de tener núcleos con sección circular es

colocando chapas en forma escalonada y con canales de enfriamiento usando

listones de madera.

Figura 23. Forma del núcleo.

46

El núcleo magnético está formado por laminaciones de acero que tienen

pequeños porcentajes de silicio (alrededor del 4%) y que se denominan

"laminaciones magnéticos", estas laminaciones tienen la propiedad de tener

pérdidas relativamente bajas por efecto de histéresis y de corrientes circulantes

(de remolino ó de eddy ).

Un aspecto importante de usar laminaciones de acero al silicio en los núcleos de

las máquinas eléctricas, es que el silicio aumenta la resistividad del material y

entonces hace disminuir la magnitud de las corrientes parásitas o circulantes y en

consecuencia las pérdidas.

Figura 22. Núcleo de transformador de potencia.

De acuerdo a la construcción del tipo de núcleo este debe tener una forma de

sección circular y no cuadrada, debido que la primera reduce las pérdidas

ocasionadas por el calor, una manera de tener núcleos con sección circular es

colocando chapas en forma escalonada y con canales de enfriamiento usando

listones de madera.

Figura 23. Forma del núcleo.

Page 50: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

47

1.4.4 Aspectos constructivos del núcleo del transformador de potenciaLa característica principal del núcleo es presentar una baja reluctancia al paso del

flujo magnético, que se traduce en un bajo consumo de corriente de

magnetización y de pérdidas.

El material que satisface estos requisitos es acero al silicio laminado en frío y

recocido de manera especial para orientar los cristales de hierro en el sentido del

laminado proporcionándole alta permeabilidad, se cubre con un material

denominado CARLITE que aísla eléctricamente una lámina con respecto a la otra.

Tabla2 Características y aplicaciones para tipos específicos de acero (eléctrico)5

TipoNo, AISI

%SILICIO CARACTERÍSTICAS APLICACIONES

M-4

M-52.8-3.5

Altas propiedades magnéticasMuy bajas pérdidas en el núcleo y altapermeabilidad.

Alta eficiencia en transformadores de potenciay distribución con bajo peso por KVA.

M-7 2.8-3.5 Granulación orientada, las propiedadesson menos direccionales

Generadores grandes y transformadores depotencia.

M-14 4-5Baja pérdida en el núcleo, altapermeabilidad en baja inducción, bajaen alta inducción frágil.

Transformadores de distribución y de potenciay de potencia, máquinas rotatorias de altaeficiencia.

M-15 2.8-5Las características dependen de cuálde los dos procesos de templado quese use

Donde haya perforación y se requiere bajaspérdidas, excelente permeabilidad en baja ymoderada inducción.

M-22 2.5-3.5 Dúctil, propiedades relativamentebuenas.

Núcleos de alta reactancia, estatores de altaeficiencia equipo eléctrico rotatorio,transformadores de trabajo intermitente yelectroimanes.

Generalidades núcleo de hierro (circuito magnético): Formado por columnas y culatas. Chapas ferromagnéticas eléctricamente aisladas. Material, grano orientado. Tratamiento "CARLITE"6

Empalmes de columnas y culatas a 45°

5 La norma AISI/SAE (también conocida por SAE-AISI) es una clasificación de aceros y aleaciones de materialesno ferrosos. AISI es el acrónimo en inglés de American Iron and Steel Institute (Instituto americano del hierro y elacero), mientras que SAE es el acrónimo en inglés de Society of Automotive Engineers (SociedadNorteamericana de Ingenieros Automotores).

6 Las chapas utilizadas, en todos los casos presentan aislación eléctrica en ambas caras a través de una delgada películade material inorgánico (conocida comercialmente como “carlite”), la cual presenta alta resistencia mecánica a los aceitesminerales y a las altas temperaturas.

Page 51: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

48

1.4.5 Tipo de núcleo de transformadores de potencia según suconstrucción

Los transformadores de potencia pueden ser monofásicos y trifásicos, desde el

punto de vista de su construcción hay básicamente dos tipos de núcleos de

hierro:

El tipo núcleo.

El tipo acorazado.

1.4.6 Transformador tipo núcleo o de columnasExisten dos tipos de núcleos de columna, que se caracterizados por la posición

relativa de las columnas y de los yugos, las cuales son:

Nucleo monofásico.

Nucleo Trifásico.

1.4.6.1 Núcleo monofásico.Se tienen dos columnas unidas en las partes inferior y superior por medio de un

yugo, en cada una de estas columnas se encuentran incrustados la mitad del

devanado primario y la mitad del devanado secundario.

Figura 24. Circuito magnético de 2 columnas bobinadas

48

1.4.5 Tipo de núcleo de transformadores de potencia según suconstrucción

Los transformadores de potencia pueden ser monofásicos y trifásicos, desde el

punto de vista de su construcción hay básicamente dos tipos de núcleos de

hierro:

El tipo núcleo.

El tipo acorazado.

1.4.6 Transformador tipo núcleo o de columnasExisten dos tipos de núcleos de columna, que se caracterizados por la posición

relativa de las columnas y de los yugos, las cuales son:

Nucleo monofásico.

Nucleo Trifásico.

1.4.6.1 Núcleo monofásico.Se tienen dos columnas unidas en las partes inferior y superior por medio de un

yugo, en cada una de estas columnas se encuentran incrustados la mitad del

devanado primario y la mitad del devanado secundario.

Figura 24. Circuito magnético de 2 columnas bobinadas

48

1.4.5 Tipo de núcleo de transformadores de potencia según suconstrucción

Los transformadores de potencia pueden ser monofásicos y trifásicos, desde el

punto de vista de su construcción hay básicamente dos tipos de núcleos de

hierro:

El tipo núcleo.

El tipo acorazado.

1.4.6 Transformador tipo núcleo o de columnasExisten dos tipos de núcleos de columna, que se caracterizados por la posición

relativa de las columnas y de los yugos, las cuales son:

Nucleo monofásico.

Nucleo Trifásico.

1.4.6.1 Núcleo monofásico.Se tienen dos columnas unidas en las partes inferior y superior por medio de un

yugo, en cada una de estas columnas se encuentran incrustados la mitad del

devanado primario y la mitad del devanado secundario.

Figura 24. Circuito magnético de 2 columnas bobinadas

Page 52: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

49

1.4.6.2 Núcleo trifásico.Se tienen tres columnas dispuestas en el mismo plano unidas en sus partes

inferior y superior por medio de yugos. Sobre cada columna se incrustan los

devanados primarios y secundarios de una fase. Las corrientes magnetizantes de

las tres fases son distintas entre sí, debido principalmente a que el circuito

magnético de las columnas externas es más largo que el correspondiente a la

columna central.

Este fenomeno, tomando en cuenta que la corriente de vacío7 es bastante baja,

tiene influencia solamente para las condiciones de operación en vacío.

Figura 25. Transformador tipo “columnas” con bobinas cilíndricas

7 Corriente de vacío o corriente de excitación, análisis del circuito equivalente de un transformador de potencia dela bobina de reactancia con núcleo de hierro.

Page 53: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

50

1.4.7 Transformador tipo acorazadoEste tipo de núcleo acorazado, tiene la ventaja con respecto al llamado tipo

columna, de reducir la dispersión magnética8, su uso es más común en los

transformadores monofásicos9. En el núcleo acorazado, los devanados se

localizan sobre la columna central, y cuando se trata de transformadores

pequeños, las laminaciones se hacen en troqueles. Las formas de construcción

pueden ser distintas y varían de acuerdo con la potencia.

Figura 26. Transformador tipo “acorazado

Figura 27. Circuito magnético “acorazado” trifásico (7 columnas)

8 La dispersión magnética donde los flujos de dispersión tienen que concentrarse dentro del espacio comprendidoentre los arrollamientos, y cuando más pequeño se dicho espacio, tanto menores serán los flujos y reactancias dedispersión.9 Reactancia de dispersión:-Es el valor numérico que toma en cuenta el flujo propio del devanado, que noeslabona al otro devanado , se conoce como flujo disperso y depende de la frecuencia del voltaje dealimentación

50

1.4.7 Transformador tipo acorazadoEste tipo de núcleo acorazado, tiene la ventaja con respecto al llamado tipo

columna, de reducir la dispersión magnética8, su uso es más común en los

transformadores monofásicos9. En el núcleo acorazado, los devanados se

localizan sobre la columna central, y cuando se trata de transformadores

pequeños, las laminaciones se hacen en troqueles. Las formas de construcción

pueden ser distintas y varían de acuerdo con la potencia.

Figura 26. Transformador tipo “acorazado

Figura 27. Circuito magnético “acorazado” trifásico (7 columnas)

8 La dispersión magnética donde los flujos de dispersión tienen que concentrarse dentro del espacio comprendidoentre los arrollamientos, y cuando más pequeño se dicho espacio, tanto menores serán los flujos y reactancias dedispersión.9 Reactancia de dispersión:-Es el valor numérico que toma en cuenta el flujo propio del devanado, que noeslabona al otro devanado , se conoce como flujo disperso y depende de la frecuencia del voltaje dealimentación

50

1.4.7 Transformador tipo acorazadoEste tipo de núcleo acorazado, tiene la ventaja con respecto al llamado tipo

columna, de reducir la dispersión magnética8, su uso es más común en los

transformadores monofásicos9. En el núcleo acorazado, los devanados se

localizan sobre la columna central, y cuando se trata de transformadores

pequeños, las laminaciones se hacen en troqueles. Las formas de construcción

pueden ser distintas y varían de acuerdo con la potencia.

Figura 26. Transformador tipo “acorazado

Figura 27. Circuito magnético “acorazado” trifásico (7 columnas)

8 La dispersión magnética donde los flujos de dispersión tienen que concentrarse dentro del espacio comprendidoentre los arrollamientos, y cuando más pequeño se dicho espacio, tanto menores serán los flujos y reactancias dedispersión.9 Reactancia de dispersión:-Es el valor numérico que toma en cuenta el flujo propio del devanado, que noeslabona al otro devanado , se conoce como flujo disperso y depende de la frecuencia del voltaje dealimentación

Page 54: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

51

1.4.8 Manufactura del núcleoLas laminaciones se obtienen a partir de un rollo de lámina de acero al silicio, el

primer corte es longitudinal (en el sentido del grano orientado). Se cortan los

tramos con cortes a 90° ó 45° según las dimensiones de altura de la columna ó

yugo.

El diseño de núcleo acorazado ofrece la ventaja de proporcionar un mejor soporte

mecánico y de permitir una mejor sujeción de las bobinas, los núcleos se pueden

construir de laminaciones cortadas de rollos de acero. la mayoría del material

tiene una aleación de aproximadamente un contenido de 3% de silicio y 97% de

hierro, de aquí la denominación de acero al silicio10, el contenido de silicio reduce

las pérdidas de magnetización, esta aleación hace al material un tanto

quebradizo, lo cual trae como consecuencia algunos problemas de manufactura,

por lo que hay un límite práctico en el contenido de silicio. Las laminaciones para

transformadores están cubiertas por una o varias capas de barniz para aislar

unas de otras.

Sobre una cama de madera se coloca la primera capa de tramos, la capa

siguiente se forma con tramos que cubren las unión de la primera y se repite

para armar el núcleo.

Figura 28 (a) Manufactura de núcleos Figura 28 (b) Manufactura de bobinas

10 Maquinas Electricas y Transformadores, Bhag S. Guru, Edición: Oxford University press

Page 55: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

52

El arreglo más común para formar las columnas es la de utilizar laminaciones de

anchos diferentes que originan secciones transversales cruciformes y

escalonadas.

Los yugos se sujeta firmemente por medio de canales de hierro y piezas roscadas

que reciben el nombre de opresores (posición horizontal). Las columnas se

flechan para formar un cuerpo compacto y evitar que se origine un exceso de

ruido bajo condiciones de carga.

Figura 29. Fabricación del núcleo apilado

Figura 30. Fabricación del núcleo apilado en pleno proceso Figura 31. Transformador tipo “columnas” conbobinas rectangulares

52

El arreglo más común para formar las columnas es la de utilizar laminaciones de

anchos diferentes que originan secciones transversales cruciformes y

escalonadas.

Los yugos se sujeta firmemente por medio de canales de hierro y piezas roscadas

que reciben el nombre de opresores (posición horizontal). Las columnas se

flechan para formar un cuerpo compacto y evitar que se origine un exceso de

ruido bajo condiciones de carga.

Figura 29. Fabricación del núcleo apilado

Figura 30. Fabricación del núcleo apilado en pleno proceso Figura 31. Transformador tipo “columnas” conbobinas rectangulares

52

El arreglo más común para formar las columnas es la de utilizar laminaciones de

anchos diferentes que originan secciones transversales cruciformes y

escalonadas.

Los yugos se sujeta firmemente por medio de canales de hierro y piezas roscadas

que reciben el nombre de opresores (posición horizontal). Las columnas se

flechan para formar un cuerpo compacto y evitar que se origine un exceso de

ruido bajo condiciones de carga.

Figura 29. Fabricación del núcleo apilado

Figura 30. Fabricación del núcleo apilado en pleno proceso Figura 31. Transformador tipo “columnas” conbobinas rectangulares

Page 56: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

53

1.4.9 Clasificación de DevanadosLos devanados de un transformador se pueden clasificar en baja y alta tensión.

Esta clasificación tiene importancia para los efectos de la realización práctica de

los devanados, debido a que los criterios constructivos para la realización de los

devanados de baja tensión son distintos a aquellos adoptados para la fabricación

de los de alta tensión.

Para un caso práctico según su construcción los arrollamientos podemos

clasificarlos por:

• Número de espiras.

• Forma circular.

• Tipos: cilíndricos y alternados.

1.4.10 Devanado baja tensiónSe construyen de una espira única de conductor redondo, el conductor redondo

se usa en los de pequeña potencia con conductores de diámetro hasta 3 –

3.5mm. el aislamiento de estos conductores puede ser algodón o papel, muy

raramente con esmalte, para mediana y gran potencia se usa más

frecuentemente el conductor tipo rectangular en forma de placa con aislamiento

de papel.

Este devanado, emplea cobre y aluminio (baja resistividad y economía), se

fabrican con cinta rectangular de cobre y alambre magneto con aislamiento de

barniz, forro de papel y cinta de algodón.

Page 57: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

54

La bobina cilíndrica de una ó dos secciones consta de una ó varias capas con

determinado número de espiras según el voltaje de operación.

El tipo de bobina es del tipo dona ó paquete, consta de varias capas y cada capa

de varias espiras de alambre magneto. Son de tres tipos : normales, con

derivaciones y sobre aisladas.

Generalidades de los arrollamientos de baja tensión:

Una o varias capas de espiras de conductor Redondo/Pletina.

Reparto de sección en varios conductores.

Del orden de 6 ó 12 conductores en paralelo ( permutados ).

Aislamiento entre espiras ( barniz y/o papel).

Figura 32. Arrollamiento de baja tension

Page 58: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

55

1.4.11 Devanado de alta tensiónEn los transformadores de potencia, los devanados de alta tensión con muchas

espiras y corriente relativamente baja, son conductores circulares con diámetros

máximos de 2.5 a 3.0mm. las bobinas de los devanados de alta tensión,

dependiendo de la técnica de fabricación usada y del nivel de tensión, se pueden

tener de dos tipos: el tipo helicoidal, con conductores en varias capas y el

discoidal, con bobinas tipo disco “o galleta”11.

Generalidades de los arrollamientos de alta tensión:

Bobinas en serie ( de pocas espiras por capa).

Figura 33. Tipos de arrollamiento de alta tensión bobinas en serie

Pletinas por capas de uno o varios conductores en paralelo.

Figura 34. Tipos de arrollamiento de alta tensión tipo disco o galleta

11 Maquinas Electricas y Transformadores, Bhag S. Guru, Edición: Oxford University press

55

1.4.11 Devanado de alta tensiónEn los transformadores de potencia, los devanados de alta tensión con muchas

espiras y corriente relativamente baja, son conductores circulares con diámetros

máximos de 2.5 a 3.0mm. las bobinas de los devanados de alta tensión,

dependiendo de la técnica de fabricación usada y del nivel de tensión, se pueden

tener de dos tipos: el tipo helicoidal, con conductores en varias capas y el

discoidal, con bobinas tipo disco “o galleta”11.

Generalidades de los arrollamientos de alta tensión:

Bobinas en serie ( de pocas espiras por capa).

Figura 33. Tipos de arrollamiento de alta tensión bobinas en serie

Pletinas por capas de uno o varios conductores en paralelo.

Figura 34. Tipos de arrollamiento de alta tensión tipo disco o galleta

11 Maquinas Electricas y Transformadores, Bhag S. Guru, Edición: Oxford University press

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1.4.11 Devanado de alta tensiónEn los transformadores de potencia, los devanados de alta tensión con muchas

espiras y corriente relativamente baja, son conductores circulares con diámetros

máximos de 2.5 a 3.0mm. las bobinas de los devanados de alta tensión,

dependiendo de la técnica de fabricación usada y del nivel de tensión, se pueden

tener de dos tipos: el tipo helicoidal, con conductores en varias capas y el

discoidal, con bobinas tipo disco “o galleta”11.

Generalidades de los arrollamientos de alta tensión:

Bobinas en serie ( de pocas espiras por capa).

Figura 33. Tipos de arrollamiento de alta tensión bobinas en serie

Pletinas por capas de uno o varios conductores en paralelo.

Figura 34. Tipos de arrollamiento de alta tensión tipo disco o galleta

11 Maquinas Electricas y Transformadores, Bhag S. Guru, Edición: Oxford University press

Page 59: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

56

1.4.12 Manufactura de los devanadosCon respecto a las características constructivas, se tienen variantes de fabricante

a fabricante, hay básicamente dos tipos, el llamado "tipo bobina" formados de

varias capas de conductores, estas bobinas tienen forma discoidal, estas bobinas

se conectan, por lo general, en serie para dar el número total de espiras de una

fase. El otro tipo es el llamado "de capas" constituido por una sola bobina con

varias capas, esta bobina es de longitud equivalente a las varias bobinas

discoidales que constituirían el devanado equivalente, por lo general, el número

de espiras por capa en este tipo de devanado; es superior al constituido de varias

bobinas discoidales.

Figura 35. Transformador tipo “columnas” con bobinas cilíndricas

Figura 36. Transformador tipo “columnas”

Page 60: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

57

1.4.13 Disposición de los devanadosLa disposición de los devanados en los transformadores debe de cumplir con

ciertas caracteristicas constructivas del aislamiento y la menor dispersión del flujo.

La primera requiere de la mayor separación entre devanados, en tanto que la

segunda requiere que el primario se encuentre los más cercano posible del

secundario. En la práctica se alcanza una solución conveniente del problema con

la disposición de los devanados dentro de los siguientes tipos:

Figura 37. (a) Concéntricos simples (b) Concéntricos dobles (c) Alternados

En el tipo concéntrico, cada uno de los devanados está distribuido a lo largo de

toda la columna, el devanado de tensión más baja se encuentra en la parte

interna (más cercana al núcleo), aislado del núcleo y del de tensión más

elevada,por medio de tubos aislantes (cartón baquelizado, baquelita, etc).

En la disposición de concéntrico doble el devanado de tensión más baja se divide

en dos mitades dispuestas respectivamente al interior y al exterior uno de otro.En

el llamado tipo alternado, los dos devanados están subdivididos cada uno en una

cinta número de bobinas que están dispuestas en las columnas en forma

alternada. La consideraciones que orientan desde el punto de vista de diseño, la

disposición de los devanados, son aquellos referentes al enfriamiento, el

aislamiento, la reactancia de dispersión y a los esfuerzos mecánicos.

El llamado concéntrico doble tiene la prerrogativa de dar lugar a la reactancia de

dispersión con valor de alrededor de la mitad de aquel relativo al concéntrico

simple. El tipo alternado en cambio permite variar tales reactancias, repartiendo

en forma distinta las posiciones de las bobinas de los dos devanados, permitiendo

que el transformador soporte mejor los esfuerzos mecánicos.

Page 61: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

58

1.4.14 Montaje de arrollamientos

Figura 38. Montaje de arrollamientos

Figura 39. Devanado en capasLos devanados en capas son más económicos, pero requieren más experticiapor parte del fabricante.

Figura 40. Devanados en discosLos devanados en discos son más costosos, porque requieren mayor cantidadde cobre.

58

1.4.14 Montaje de arrollamientos

Figura 38. Montaje de arrollamientos

Figura 39. Devanado en capasLos devanados en capas son más económicos, pero requieren más experticiapor parte del fabricante.

Figura 40. Devanados en discosLos devanados en discos son más costosos, porque requieren mayor cantidadde cobre.

58

1.4.14 Montaje de arrollamientos

Figura 38. Montaje de arrollamientos

Figura 39. Devanado en capasLos devanados en capas son más económicos, pero requieren más experticiapor parte del fabricante.

Figura 40. Devanados en discosLos devanados en discos son más costosos, porque requieren mayor cantidadde cobre.

Page 62: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

59

Figura 41. Fabricación de bobinas para transformador de potencia

Figura 42. Fase completa de transformador de potencia

Figura 43. Encubado de un transformador de potencia

Page 63: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

60

1.4.15 Comparación del cobre y el aluminio

Ventajas del cobre:

Baja resistividad eléctrica

Índice bajo de perdidas

Bajo calentamiento

Dureza

Resistencia a corto circuito

Desventajas:

En la actualidad el cobre tiene un elevado costo económico

Ventajas del Aluminio:

Bajo costo en el mercado

Manejable en sus condiciones físicas

Desventajas:

Resistividad eléctrica alta

Alto índice de perdidas

Ocupa más espacio

Alto calentamiento

Menor resistencia a la tracción

Tabla 3 Comparación entre el cobre y el aluminioPROPIEDAD ALUMINIO COBRE

Conductividad Eléctrica a 20°C 61% 100%

Peso en libras por pulgadacúbica a 20 °C 0.0975 0.322

Calor específico 0.226 0.092Punto de fundición 660 1083Conductividad térmica a 20°C

0.57 0.941

Cal/cm2 /cm/sec/CResistencia a la tensión 12 34

Costo Bajo Alto

Page 64: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

61

Factores a considerar:

Ambos son aceptados por las normas IEEE-ANSI12

Se observa la máxima temperatura de corto circuito para cobre 250°C y

aluminio 200°C

¿Qué decide la selección del conductor? La preferencia del cliente; La

economía por el de más bajo costo; Consideraciones del diseño (perdidas,

espacio, etc.); opciones de suministro.

Preferir el cobre al aluminio en la fabricación de los devanados.

Para la misma corriente, el conductor de aluminio será más grande, por lo

tanto los devanados serán más grandes.

1.5 Materiales aislantes utilizados en el transformadorBásicamente, el sistema aislante de un transformador está compuesto de papel

aislante impregnado en aceite, el cual tiene una alta rigidez dieléctrica. También se

utilizan aunque en menor proporción, otros materiales como la madera, la resina

epóxica con fibra de vidrio, la porcelana y los aceites sintéticos.

Los materiales aislantes se pueden clasificar de acuerdo a sus características

térmicas y se utilizan letras del alfabeto asociadas a la máxima temperatura que

pueden operar, como se muestra a continuación:

Tabla 4 Materiales Aislantes

CLASE DEAISLAMIENTO

MÁXIMATEMPERATURADE OPERACIÓN

[°C]Y 90A 105E 120B 130F 155H 180

12Standard General Requirements for Liquid-Immersed Distribution, Power, and RegulatingTransformers ANSI/IEEE C57.12.00-2000

Page 65: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

62

La humedad, la temperatura, la contaminación química, el efecto corona y los

esfuerzos dieléctricos y mecánicos, afectan seriamente el comportamiento de los

materiales aislantes y acortan su vida útil.

La calidad y condición del sistema aislante aceite-papel, determina la vida útil del

transformador y para su selección es importante considerar los siguientes factores:

a. Tipo de fabricación del transformador: Acorazado o Columna.

b. Aplicación; medio ambiente de operación: Potencia, elevador, o reductor,

intemperie o interior.

c. Sobre elevación de temperatura y tipo de enfriamiento: Sumergido en aceite,

con aire o aceite forzado, con respiración a la atmósfera con desecador de

silica gel, con tanque conservador o con tanque sellado con bolsa de

neopreno.

d. Nivel básico de impulso: En función del voltaje de operación de cada uno de

los devanados.

Page 66: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

63

1.5.1 Aislamientos sólidosLos materiales sólidos utilizados como aislamiento en los transformadores son

básicamente papel y pressboard. El papel es un producto natural que se obtiene

de celulosa. Algunos de los materiales aislantes utilizados:

Cartón prensado, Cartón kraft y soportes de madera de alta densidad e

impregnados con resina sintética. Se utilizan para proporcionar el aislamiento

entre el núcleo y las bobinas, y entre fases. La presentación del material es

en tubos cilíndricos o en láminas.

Revestimiento de barniz para la laminación de el núcleo, orgánico e

inorgánico.

Papel manila o papel pescado, que se utiliza en las transposiciones del

conductor de las bobinas del conductor de las bobinas.

Soportes de madera de maple, de micarta y de resina póxicol con fibra de

vidrio, que se utilizan como soportes de las bobinas y de otros ensambles del

transformador.

Papel Kraft y crepé se utilizan para el encintado de las bobinas y guías. Estos

papeles tienen excelentes propiedades dieléctricas y una buena

permeabilidad al aire, lo que facilita la evacuación del aire atrapado entre las

capas de los devanados. Son materiales vibroscopios que llegan a contener

entre el 5% y 10% de su peso en humedad.

Placas estáticas aislantes su objetivo es distribuir proporcionalmente las

tensiones de impulso por maniobra o descargas atmosféricas en el devanado.

Page 67: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

64

1.5.2 Clasificación del papel aislantePapel KraftEstá compuesto a 100% de pulpa de madera sulfatada y construida por una o

varias capas adheridas entre sí. Cuando el espesor de el papel es de 0.6mm o

menor, se utiliza un recubrimiento resistente a la acción de líquidos aislante.

Cabe mencionar que solo existe un tipo de papel Kraft de excelente calidad:

Tipo pm-100-compuesto al 100% de pulpa de madera sulfatada.

Figura 44. Papel kraft

Cartón Prensado (pressboard).Puede obtenerse con el 100% de pulpa de madera sulfatada, o bien con el 50%

de algodón y el resto de pulpa de madera sulfatada se construye con una o

varias capas entre sí.

En espesores mayores a 0.8mm se utiliza un pegamento resistentes a la acción

de líquidos aislantes existen dos tipos de este papel:

Tipo CM-100-compuesto al 100% de pulpa de madera sulfatada.

Tipo Cm-50-compuesto al 50% de algodón y 50% de pulpa de madera

sulfatada.

Page 68: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

65

Figura 45. Cartón Prensado (pressboard).

1.5.3 Aislantes líquidosEl aceite es un componente muy importante del aislamiento del transformador. El

aceite aislante debe tener una rigidez dieléctrica alta, un bajo factor de potencia,

una estabilidad química y física y de preferencia de bajo costo. Es un producto

natural que contiene una variedad de impurezas en diferentes cantidades.

Entre los tipos de aceites aislantes están: Los sintéticos y los derivados del

petróleo.

Page 69: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

66

1.5.4 Aceites sintéticosEstos aceites son llamados comúnmente bifenilos policlorados (PCB) y son

compuestos sintéticos anti inflamable, los cuales una vez descompuestos por

arqueo eléctrico producen mezclas gaseosas, son estables y difíciles de destruir,

son contaminantes ambientales y tóxicos. Además producen acné por contacto o

disturbios al hígado o riñones por inhalación de sus gases. Los más comunes son

el tricloro difenil, pentacloro difenil y el triclorobenceno.

Durante muchos años se ha utilizado PCB en transformadores de forma

irrestricta, y ahora es preciso proponer soluciones prácticas para eliminar los

PCB. Y además está considerado según el Programa de las Naciones Unidas

para el Medio Ambiente (PNUMA) como uno de los doce contaminantes más

nocivos fabricados por el ser humano, actualmente su uso está prohibido en casi

todo el mundo.

En la actualidad ya no se utiliza, además por su alta propiedad de inflamabilidad

no es comúnmente utilizada en instalaciones exteriores.

1.5.5 Aceites derivados del petróleoExisten dos clases de aceites derivados del petróleo: Aceite nafténico y aceite

parafínico.

Aceite nafténico: Se deriva de un crudo especial que tiene muy bajo contenido

de n-parafinas (ceras). Este aceite tiene un punto bajo de escurrimiento, no

necesita ser desparafinado (eliminar cera) y no requiere el uso de depresores de

escurrimiento.

Aceite parafínico: Se deriva de un crudo con alto contenido de n-parafinas

(ceras) naturales. Estas parafinas deben ser liberadas de los aceites. Para

alcanzar un nivel bajo de escurrimiento, se requiere añadir un depresor al aceite.

Page 70: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

67

1.6 Componentes y accesorios del transformador de potenciaEl transformador de potencia además de poseer su parte activa (núcleo y devanado)

comprende una serie de componentes y accesorios que cumplen una función en

particular, que ayudan al desempeño correcto y eficiente del mismo, cada uno de

éstos se describe a continuación:

1.6.1 Boquillas (Bushings ó Aisladores pasatapas)Su función es permitir la conexión eléctrica entre las terminales de los devanados

del transformador y la red eléctrica. Prácticamente se clasifican en dos tipos:

Tipo capacitivo

Tipo no capacitivo

Boquillas tipo capacitivoLas boquillas tipo capacitivo poseen un aislamiento principal que puede ser papel

impregnado en aceite (OIP), papel devanado con resina (RBP) y papel

impregnado en resina (RIP), el cual se devana alrededor del conductor, formando

un cilindro concéntrico para efectos de graduación capacitiva, con envolventes de

porcelana y hule silicón.

Este tipo de boquillas es el que se utiliza prácticamente en todos los

transformadores de transmisión y se han aplicado en sistemas de voltaje de 35

KV hasta 1500 KV.

Page 71: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

68

Boquillas tipo no capacitivoEstas boquillas se caracterizan por no tener capacitores concéntricos para

graduación de campo eléctrico. Se construyen con aislamiento sólido, aisladas

con aire o gas. Normalmente se utilizan para tensiones menores de 35 KV hasta

46KV.

Figura 46. Boquillas tipo capacitivo Figura 47. Boquillas no capacitivo

1.6.2 Pararrayos o Descargadores de tensiónSon dispositivos que protegen los transformadores contra los sobre voltajes que

producen las descargas eléctricas o las maniobras de operación. Los tipos de

pararrayos utilizados en los transformadores de potencia son:

Aislamiento de porcelana ANSI, clase estación, rango 4- 468 KV

Aislamiento de polímero directamente inyectado en molde ANSI, clase

estación, rango 3 - 240 KV.

Aislamiento en silicona inyectado en molde, clase intermedia, rango de 3 -

36 KV.

Aislamiento en silicona soporte aislado y inyección en molde, clase

distribución, rangos 3 – 36 KV

Normalmente en la actualidad se utilizan pararrayos tipo Oxido-Zinc ó

Metal Oxido, por su operación excelente en transformadores de potencia.

68

Boquillas tipo no capacitivoEstas boquillas se caracterizan por no tener capacitores concéntricos para

graduación de campo eléctrico. Se construyen con aislamiento sólido, aisladas

con aire o gas. Normalmente se utilizan para tensiones menores de 35 KV hasta

46KV.

Figura 46. Boquillas tipo capacitivo Figura 47. Boquillas no capacitivo

1.6.2 Pararrayos o Descargadores de tensiónSon dispositivos que protegen los transformadores contra los sobre voltajes que

producen las descargas eléctricas o las maniobras de operación. Los tipos de

pararrayos utilizados en los transformadores de potencia son:

Aislamiento de porcelana ANSI, clase estación, rango 4- 468 KV

Aislamiento de polímero directamente inyectado en molde ANSI, clase

estación, rango 3 - 240 KV.

Aislamiento en silicona inyectado en molde, clase intermedia, rango de 3 -

36 KV.

Aislamiento en silicona soporte aislado y inyección en molde, clase

distribución, rangos 3 – 36 KV

Normalmente en la actualidad se utilizan pararrayos tipo Oxido-Zinc ó

Metal Oxido, por su operación excelente en transformadores de potencia.

68

Boquillas tipo no capacitivoEstas boquillas se caracterizan por no tener capacitores concéntricos para

graduación de campo eléctrico. Se construyen con aislamiento sólido, aisladas

con aire o gas. Normalmente se utilizan para tensiones menores de 35 KV hasta

46KV.

Figura 46. Boquillas tipo capacitivo Figura 47. Boquillas no capacitivo

1.6.2 Pararrayos o Descargadores de tensiónSon dispositivos que protegen los transformadores contra los sobre voltajes que

producen las descargas eléctricas o las maniobras de operación. Los tipos de

pararrayos utilizados en los transformadores de potencia son:

Aislamiento de porcelana ANSI, clase estación, rango 4- 468 KV

Aislamiento de polímero directamente inyectado en molde ANSI, clase

estación, rango 3 - 240 KV.

Aislamiento en silicona inyectado en molde, clase intermedia, rango de 3 -

36 KV.

Aislamiento en silicona soporte aislado y inyección en molde, clase

distribución, rangos 3 – 36 KV

Normalmente en la actualidad se utilizan pararrayos tipo Oxido-Zinc ó

Metal Oxido, por su operación excelente en transformadores de potencia.

Page 72: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

69

Figura 48. Pararrayos A.T. Figura 49. Pararrayos B.T.

1.6.3 Tanque PrincipalEl tanque cumple con la función de contener el aceite aislante y proteger las

partes energizadas del transformador. Sirve también como estructura de montaje

para los accesorios y equipo de control. La cubierta del tanque puede ser

empotrada o soldada al marco del tanque, el cual está diseñado en la mayoría de

casos para soportar la presión de la expansión térmica del aceite aislante. La

presión a la que puede ser sometido el tanque principal, no debe exceder 10 psi

de presión absoluta, para evitar deformaciones permanentes, fisuras o fracturas.

Figura 50. Tanque principal

69

Figura 48. Pararrayos A.T. Figura 49. Pararrayos B.T.

1.6.3 Tanque PrincipalEl tanque cumple con la función de contener el aceite aislante y proteger las

partes energizadas del transformador. Sirve también como estructura de montaje

para los accesorios y equipo de control. La cubierta del tanque puede ser

empotrada o soldada al marco del tanque, el cual está diseñado en la mayoría de

casos para soportar la presión de la expansión térmica del aceite aislante. La

presión a la que puede ser sometido el tanque principal, no debe exceder 10 psi

de presión absoluta, para evitar deformaciones permanentes, fisuras o fracturas.

Figura 50. Tanque principal

69

Figura 48. Pararrayos A.T. Figura 49. Pararrayos B.T.

1.6.3 Tanque PrincipalEl tanque cumple con la función de contener el aceite aislante y proteger las

partes energizadas del transformador. Sirve también como estructura de montaje

para los accesorios y equipo de control. La cubierta del tanque puede ser

empotrada o soldada al marco del tanque, el cual está diseñado en la mayoría de

casos para soportar la presión de la expansión térmica del aceite aislante. La

presión a la que puede ser sometido el tanque principal, no debe exceder 10 psi

de presión absoluta, para evitar deformaciones permanentes, fisuras o fracturas.

Figura 50. Tanque principal

Page 73: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

70

1.6.4 Tanque conservadorLa finalidad de este tanque es absorber la expansión térmica del aceite, que se

produce al incrementar la temperatura en el interior del tanque principal del

transformador, originada por un aumento de carga o de la temperatura ambiente.

La capacidad de este tanque debe ser entre el 10% y el 20% de la capacidad del

tanque principal.

Figura 51. Tanque conservador

1.6.5 RadiadoresEstos dispositivos permiten disipar el calor generado en el transformador. El

aceite se hace circular por convección natural o por circulación forzada del

mismo.

El aceite caliente ingresa en la parte superior de los radiadores, intercambia el

calor con el medio ambiente y retorna nuevamente al tanque, en la conexión

inferior de los radiadores con el tanque principal, existen tres tipos:

a. Tipo tubo

b. Tipo plato

c. Tipo aleta

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1.6.4 Tanque conservadorLa finalidad de este tanque es absorber la expansión térmica del aceite, que se

produce al incrementar la temperatura en el interior del tanque principal del

transformador, originada por un aumento de carga o de la temperatura ambiente.

La capacidad de este tanque debe ser entre el 10% y el 20% de la capacidad del

tanque principal.

Figura 51. Tanque conservador

1.6.5 RadiadoresEstos dispositivos permiten disipar el calor generado en el transformador. El

aceite se hace circular por convección natural o por circulación forzada del

mismo.

El aceite caliente ingresa en la parte superior de los radiadores, intercambia el

calor con el medio ambiente y retorna nuevamente al tanque, en la conexión

inferior de los radiadores con el tanque principal, existen tres tipos:

a. Tipo tubo

b. Tipo plato

c. Tipo aleta

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1.6.4 Tanque conservadorLa finalidad de este tanque es absorber la expansión térmica del aceite, que se

produce al incrementar la temperatura en el interior del tanque principal del

transformador, originada por un aumento de carga o de la temperatura ambiente.

La capacidad de este tanque debe ser entre el 10% y el 20% de la capacidad del

tanque principal.

Figura 51. Tanque conservador

1.6.5 RadiadoresEstos dispositivos permiten disipar el calor generado en el transformador. El

aceite se hace circular por convección natural o por circulación forzada del

mismo.

El aceite caliente ingresa en la parte superior de los radiadores, intercambia el

calor con el medio ambiente y retorna nuevamente al tanque, en la conexión

inferior de los radiadores con el tanque principal, existen tres tipos:

a. Tipo tubo

b. Tipo plato

c. Tipo aleta

Page 74: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

71

a) Tipo tuboEs básicamente un tubo de paredes delgadas (1mm o 2mm de espesor)

aplanadas, lo que reduce la cantidad de aceite en el radiador. Estos tubos son

soldados manualmente a un colector (cabezal) en ambos extremos.

b) Tipo platoEstá formado por dos láminas de acero delgado troqueladas de 1mm a

1.5mm. En este caso los colectores (cabezales) son colocados a presión

dentro de las obleas y luego son soldados manualmente por la parte interna.

c) Tubo con aletasEste tipo de radiadores permite obtener una mayor disipación del calor del

aceite, por medio del contacto del aire a través de las aletas. Debido a que las

aletas están en contacto con el tubo, absorben el calor del aceite circulante y

éstas a su vez disipan el calor al estar en contacto con el flujo de aire.

Figura 52. Radiadores tipo aleta

71

a) Tipo tuboEs básicamente un tubo de paredes delgadas (1mm o 2mm de espesor)

aplanadas, lo que reduce la cantidad de aceite en el radiador. Estos tubos son

soldados manualmente a un colector (cabezal) en ambos extremos.

b) Tipo platoEstá formado por dos láminas de acero delgado troqueladas de 1mm a

1.5mm. En este caso los colectores (cabezales) son colocados a presión

dentro de las obleas y luego son soldados manualmente por la parte interna.

c) Tubo con aletasEste tipo de radiadores permite obtener una mayor disipación del calor del

aceite, por medio del contacto del aire a través de las aletas. Debido a que las

aletas están en contacto con el tubo, absorben el calor del aceite circulante y

éstas a su vez disipan el calor al estar en contacto con el flujo de aire.

Figura 52. Radiadores tipo aleta

71

a) Tipo tuboEs básicamente un tubo de paredes delgadas (1mm o 2mm de espesor)

aplanadas, lo que reduce la cantidad de aceite en el radiador. Estos tubos son

soldados manualmente a un colector (cabezal) en ambos extremos.

b) Tipo platoEstá formado por dos láminas de acero delgado troqueladas de 1mm a

1.5mm. En este caso los colectores (cabezales) son colocados a presión

dentro de las obleas y luego son soldados manualmente por la parte interna.

c) Tubo con aletasEste tipo de radiadores permite obtener una mayor disipación del calor del

aceite, por medio del contacto del aire a través de las aletas. Debido a que las

aletas están en contacto con el tubo, absorben el calor del aceite circulante y

éstas a su vez disipan el calor al estar en contacto con el flujo de aire.

Figura 52. Radiadores tipo aleta

Page 75: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

72

1.6.6 VentiladoresEstos dispositivos están acoplados a un motor eléctrico y se utilizan para generar

un flujo de aire sobre la superficie de los radiadores e incrementar el nivel de

disipación del calor.

Figura 53. Ventiladores

1.6.7 Indicador de nivel de aceite tipo magnéticoEs un dispositivo que indica el nivel de aceite del tanque. Cuando existe un nivel

bajo de aceite, se activa una alarma. El principio de funcionamiento es la

transmisión magnética, entre imanes permanentes opuestos, herméticamente

separados, accionados por un flotador montado en una varilla.

Figura 54. Indicador de nivel de aceite tipo magnético

72

1.6.6 VentiladoresEstos dispositivos están acoplados a un motor eléctrico y se utilizan para generar

un flujo de aire sobre la superficie de los radiadores e incrementar el nivel de

disipación del calor.

Figura 53. Ventiladores

1.6.7 Indicador de nivel de aceite tipo magnéticoEs un dispositivo que indica el nivel de aceite del tanque. Cuando existe un nivel

bajo de aceite, se activa una alarma. El principio de funcionamiento es la

transmisión magnética, entre imanes permanentes opuestos, herméticamente

separados, accionados por un flotador montado en una varilla.

Figura 54. Indicador de nivel de aceite tipo magnético

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1.6.6 VentiladoresEstos dispositivos están acoplados a un motor eléctrico y se utilizan para generar

un flujo de aire sobre la superficie de los radiadores e incrementar el nivel de

disipación del calor.

Figura 53. Ventiladores

1.6.7 Indicador de nivel de aceite tipo magnéticoEs un dispositivo que indica el nivel de aceite del tanque. Cuando existe un nivel

bajo de aceite, se activa una alarma. El principio de funcionamiento es la

transmisión magnética, entre imanes permanentes opuestos, herméticamente

separados, accionados por un flotador montado en una varilla.

Figura 54. Indicador de nivel de aceite tipo magnético

Page 76: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

73

1.6.8 Relevador BuchholzEs un dispositivo que detecta el incremento súbito de la presión del aceite o la

generación de gases por una falla incipiente, para emitir una alarma o para

accionar un disparo provocando la desconexión de transformador. Normalmente

se instala entre el tanque conservador y el tanque principal del transformador.

Figura 55. Relevador Buchholz

1.6.9 Válvula de sobrepresiónEste accesorio tiene la función de aliviar cualquier sobre presión que se presente

en el interior del transformador, evitando daños o deformaciones en el tanque

principal, y se calibra para operar a una presión de 8 a 10 psi.

Figura 56. Válvula de sobrepresión

73

1.6.8 Relevador BuchholzEs un dispositivo que detecta el incremento súbito de la presión del aceite o la

generación de gases por una falla incipiente, para emitir una alarma o para

accionar un disparo provocando la desconexión de transformador. Normalmente

se instala entre el tanque conservador y el tanque principal del transformador.

Figura 55. Relevador Buchholz

1.6.9 Válvula de sobrepresiónEste accesorio tiene la función de aliviar cualquier sobre presión que se presente

en el interior del transformador, evitando daños o deformaciones en el tanque

principal, y se calibra para operar a una presión de 8 a 10 psi.

Figura 56. Válvula de sobrepresión

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1.6.8 Relevador BuchholzEs un dispositivo que detecta el incremento súbito de la presión del aceite o la

generación de gases por una falla incipiente, para emitir una alarma o para

accionar un disparo provocando la desconexión de transformador. Normalmente

se instala entre el tanque conservador y el tanque principal del transformador.

Figura 55. Relevador Buchholz

1.6.9 Válvula de sobrepresiónEste accesorio tiene la función de aliviar cualquier sobre presión que se presente

en el interior del transformador, evitando daños o deformaciones en el tanque

principal, y se calibra para operar a una presión de 8 a 10 psi.

Figura 56. Válvula de sobrepresión

Page 77: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

74

1.6.10 Indicador de temperatura del aceiteTiene como función medir la temperatura del aceite que se encuentra en la parte

superior del tanque principal. En esta sección existe un gradiente mayor de

temperatura, y es donde se localiza el sensor.

Figura 57. Indicador de temperatura del aceite y del devanado

1.6.11 Indicador de temperatura del devanadoMide incrementos de temperatura en los devanados provocado por el calor

generado en el núcleo y en los devanados a partir de una falla, ocasionando el

envejecimiento de los aislamientos.

Para medir esta temperatura y mantenerla en operación normal, se utiliza un

transformador de corriente conectado a una resistencia en derivación y a su vez a

un indicador de temperatura. La función de este indicador es medir a través de un

dispositivo de mando (imagen térmica) la temperatura de los devanados (Winding

Temperature Indicator).

74

1.6.10 Indicador de temperatura del aceiteTiene como función medir la temperatura del aceite que se encuentra en la parte

superior del tanque principal. En esta sección existe un gradiente mayor de

temperatura, y es donde se localiza el sensor.

Figura 57. Indicador de temperatura del aceite y del devanado

1.6.11 Indicador de temperatura del devanadoMide incrementos de temperatura en los devanados provocado por el calor

generado en el núcleo y en los devanados a partir de una falla, ocasionando el

envejecimiento de los aislamientos.

Para medir esta temperatura y mantenerla en operación normal, se utiliza un

transformador de corriente conectado a una resistencia en derivación y a su vez a

un indicador de temperatura. La función de este indicador es medir a través de un

dispositivo de mando (imagen térmica) la temperatura de los devanados (Winding

Temperature Indicator).

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1.6.10 Indicador de temperatura del aceiteTiene como función medir la temperatura del aceite que se encuentra en la parte

superior del tanque principal. En esta sección existe un gradiente mayor de

temperatura, y es donde se localiza el sensor.

Figura 57. Indicador de temperatura del aceite y del devanado

1.6.11 Indicador de temperatura del devanadoMide incrementos de temperatura en los devanados provocado por el calor

generado en el núcleo y en los devanados a partir de una falla, ocasionando el

envejecimiento de los aislamientos.

Para medir esta temperatura y mantenerla en operación normal, se utiliza un

transformador de corriente conectado a una resistencia en derivación y a su vez a

un indicador de temperatura. La función de este indicador es medir a través de un

dispositivo de mando (imagen térmica) la temperatura de los devanados (Winding

Temperature Indicator).

Page 78: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

75

1.6.12 Gabinete de controlEste gabinete tiene la finalidad de concentrar las conexiones de los dispositivos

de protección, indicación, señalización, las alarmas, los controles de los

ventiladores de enfriamiento, las señales de los transformadores de corriente y de

las resistencias calefactoras, entre otros.

Figura 58. Panel de control

1.6.13 Transformadores de corrienteGeneralmente tienen construcción tipo dona y se instalan en las

boquillas.(bushings). Su finalidad es proveer una señal de corriente proporcional a

la corriente del transformador para medición, protección y control.

Figura 59. Transformador de corriente

Page 79: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

76

1.6.14 Cambiador de derivacionesLa finalidad del cambiador de derivaciones es mantener constante el voltaje en el

secundario y esto es logra agregando o disminuyendo espiras internamente en el

lado primario ya que el voltaje primario no es constante, de acuerdo con lo

anterior existen dos tipos:

Cambiador de derivaciones con operación sin carga.

Conocidos también como Cambiadores de tomas sin tensión (OCTC - Off-

Circuit Tap Changers) opera manualmente con una manivela, cuando el

transformador se encuentra fuera de operación. Para evitar daños y

accidentes, tiene un seguro que impide operarlo cuando el transformador está

energizado.

Figura 60. Cambiador de derivaciones OCTC

Cambiador de derivaciones con operación con carga.

Conocido como Load Tap Changer (LTC) se puede operar en cualquier

condición de carga del transformador, estando energizado. La operación se

puede hacer con un control local o remoto, también puede operarse en forma

automática, si se fija el nivel de voltaje requerido. El cambiador bajo carga

también se puede operar manualmente.

Page 80: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

77

Figura 61. Cambiador de derivaciones LTC

1.6.15 Sistemas de preservación del aceiteSu función es evitar la oxidación del aceite provocada por la humedad, el polvo y

otros contaminantes sólidos que se encuentran en el medio ambiente. Los

sistemas más utilizados son:

Respiración a través del material deshidratante, usualmente sílica gel, que

es un material compuesto por aluminato de calcio con un indicador de

color.

Con sello de gas inerte (generalmente nitrógeno).

Con sello a través de una membrana o bolsa elástica (balón).

Page 81: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

78

Figura 62. Sistema de preservación del aceite

1.6.16 Bombas e indicadores de flujoEstos accesorios se utilizan para incrementar el flujo del aceite, a través de los

radiadores para acelerar la disipación de calor generado en el interior del

transformador. Este equipo tiene un indicador que permite observar la operación

de la bomba y el sentido del flujo.

Figura 63. Bombas e indicadores de flujo

78

Figura 62. Sistema de preservación del aceite

1.6.16 Bombas e indicadores de flujoEstos accesorios se utilizan para incrementar el flujo del aceite, a través de los

radiadores para acelerar la disipación de calor generado en el interior del

transformador. Este equipo tiene un indicador que permite observar la operación

de la bomba y el sentido del flujo.

Figura 63. Bombas e indicadores de flujo

78

Figura 62. Sistema de preservación del aceite

1.6.16 Bombas e indicadores de flujoEstos accesorios se utilizan para incrementar el flujo del aceite, a través de los

radiadores para acelerar la disipación de calor generado en el interior del

transformador. Este equipo tiene un indicador que permite observar la operación

de la bomba y el sentido del flujo.

Figura 63. Bombas e indicadores de flujo

Page 82: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

79

1.7 Sistemas de enfriamiento de los transformadores de potencia.1.7.1 Generalidades.Los medios refrigerantes más usuales en los transformadores son: el aire, el

aceite dieléctrico, el silicón, y el gas SF613. El más utilizado es el aceite

dieléctrico, por ser uno de los mejores medios refrigerantes con buenas

propiedades dieléctricas.

1.7.2 Métodos de enfriamiento de transformadores de potencia.El calor producido por las pérdidas en los transformadores afecta la vida de

los aislamientos, por esta razón es importante que este calor producido

disipe de manera que se mantenga dentro de los límites tolerables por los

distintos tipos de aislamiento. La transferencia del calor tiene las etapas

siguientes en los transformadores:

Conducción.

Convección.

Radiación.

a) Conducción.La conducción es un proceso por el cual se transmite el calor, debido a una

actividad molecular en una sustancia y su capacidad para conducir el calor,

se mide por la conductividad térmica.

b) ConvecciónLa transferencia de calor por convección es posible de dos maneras:

Convección Natural

Convección Forzada

13 Hexafloruro azufre (SF6)

Page 83: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

80

Convección Natural:Termo fusión es el fenómeno de circulación natural que presentan los

fluidos, debido a la diferencia de densidades que se origina al calentarse.

En el flujo por convección natural, las fuerzas debidas a las diferentes

densidades de los líquidos son muy pequeñas.

Convección Forzada:Con la finalidad de incrementar la eficiencia de transmisión del calor, se

utilizan medios externos, como un ventilador o una bomba para dirigir el

aceite a velocidades elevadas, sobre la superficie de los devanados.

c) Radiación.Es la emisión o absorción de ondas electromagnéticas que se desplazan a

la velocidad de la luz y representa en temperaturas elevadas un mecanismo

de pérdida de calor. En el caso de los transformadores, la transferencia del

calor a través del tanque y los tubos radiadores hacia la atmósfera es por

radiación.

1.7.3 Líquidos refrigerantes y aislantes.El calor producido por las pérdidas se transmite a través de un medio al

exterior, este medio puede ser aire o bien líquido.

La transmisión del calor se hace por un medio en forma más o menos

eficiente, dependiendo de los siguientes factores:

La densidad relativa.

Calor específico.

Conductividad Térmica

Viscosidad.

Page 84: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

81

La densidad relativa.La densidad relativa del aceite disminuye al aumentar la temperatura, tal

propiedad se aprovecha para el enfriamiento por convección y radiación

del transformador.

Calor específico.El calor específico y la conductividad térmica del aceite aislante,

dependen de la temperatura y están relacionados con la densidad del

aceite.

Conductividad Térmica.La conductividad térmica del papel aislante, impregnado con aceite

aislante es de alrededor de 1/3 a 1/4 de la conductividad térmica del

aceite y 0.05% de la conductividad térmica del cobre, referidos a la

misma temperatura.

Viscosidad.Al calentar el aceite aislante disminuye su viscosidad, lo cual permite que

fluya fácilmente y aumente la transmisión del calor. La temperatura entre

la superficie de una bobina, el aceite y la superficie del tanque

disminuye, a medida que el aceite fluye más rápidamente y disminuye la

diferencia de temperaturas, entre la parte superior e inferior del tanque.

Page 85: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

82

La selección del método de enfriamiento de un transformador es muy

importante, ya que la disipación del calor, como ya se mencionó antes influye

mucho en su vida útil y la capacidad de carga, así como en el área de su

instalación y su costo.

De acuerdo a las normas americanas (ASA C57-1948) se han normalizado

algunos métodos básicos de enfriamiento.

Tabla5 Designación del tipo de enfriamiento para transformadores de potencia.

1ra Letra 2da Letra 3ra Letra 4ta Letra

Medio Mecanismo Medio Mecanismo

Indica el medio de enfriamiento en Contacto de

los devanados.

Indica el medio de enfriamiento

externo

Tabla 6 Ejemplos de la clase de enfriamiento en la denominación IEEE Std C57.12.00-1993 y en

revisiones anteriores, y las correspondientes nuevas designaciones.

TIPO DE ENFRIAMIENTO DESCRIPCIÓN

Designación

anterior

Designación actual

OA ONAN Sumergido en líquido aislante, con

enfriamiento natural

OA/FA ONAN/ONAF Sumergido en líquido aislante con

enfriamiento natural y enfriamiento con aire

forzado.

OA/FOA/FOA ONAN/ODAF/ODAF Sumergido en líquido aislante con

enfriamiento natural/ aceite dirigido-aire

forzado/aceite dirigido –aire forzado.

FOA OFAF Sumergido en líquido aislante con

enfriamiento por aceite forzado y de aire

forzado

OW ONWN Sumergido en líquido aislante con

enfriamiento con agua.

FOW OFWF Sumergido en líquido aislante, con

enfriamiento de aceite forzado y

enfriadores de agua forzada.a

Page 86: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

83

ONAN: Sumergido en líquido aislante, con enfriamiento natural.En estos transformadores, el aceite aislante circula por convección natural

dentro de un tanque con paredes lisas o corrugadas, o bien provistos de

enfriadores tubulares o radiadores desmontables.

Por lo general, en transformadores mayores de 50 KVA, se usan tubos

radiadores o tanques corrugados, para disminuir las pérdidas. En capacidades

superiores a 3 MVA, se usan radiadores del tipo desmontable.

ONAN/ONAF: Sumergido en líquido aislante con enfriamiento natural yenfriamiento con aire forzadoEs básicamente un transformador ONAN, al cual se le han adicionado

ventiladores para aumentar la capacidad de disipación del calor en las

superficies que requieren enfriamiento.

ONAN/ODAF/ODAF: Sumergido en líquido aislante con enfriamientonatural/aceite dirigido aire forzado/aceite dirigido-aire forzado.El régimen de operación del transformador tipo ONAN en líquido aislante, se

incrementa cuando se emplea una combinación de bombas y ventiladores. El

incremento de la capacidad se realiza en dos pasos: primero se usa la mitad de

los radiadores y la mitad de las bombas para lograr un aumento de 1.333 veces

sobre el diseño ONAN.

OFAF: Sumergido en líquido aislante, con enfriamiento por aceite forzadoy por aire forzado.Este tipo de transformadores se usa con los ventiladores y las bombas de

aceite trabajando al mismo tiempo, tales condiciones absorben cualquier carga

pico a plena capacidad.

Page 87: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

84

ONWN: Sumergido en líquido aislante con enfriamiento por agua.En estos transformadores, el agua de enfriamiento se conduce a través de

serpentines, los cuales están en contacto con el aceite aislante del

transformador y se drena por gravedad o por medio de una bomba

independiente.

OFWF: Sumergido en líquido aislante, con enfriamiento de aceite forzadocon enfriadores de agua forzada.

El transformador es prácticamente igual que el OFAF, sólo que el cambiador de

calor es del tipo agua-aceite, y por tanto el enfriamiento de aceite se hace por

medio de agua sin tener ventiladores.

Page 88: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

85

1.8 Conexiones más comúnmente usadas del transformador de potenciaLos transformadores de potencia pueden conectarse según diversas disposiciones,

unas simétricas y otras asimétricas.

Si la conexión es simétrica, cada fase del primario es igual que las otras dos, y lo

mismo ocurre con las fases del secundario.

Si la conexión es asimétrica, no existe identidad, desde el punto de vista eléctrico,

magnético y constructivo, entre las tres fases. Un ejemplo notable es cuando se

emplea dos de las tres fases de un transformador trifásico, cuando una de ellas

queda fuera de servicio.

Las conexiones simétricas son:

Estrella – estrella (Yy)

Delta - delta (Dd)

Estrella - delta (Yd)

Delta - estrella (Dy)

Estrella - zig zag (Yz)

Delta - zig zag (Dz)

La conexión estrella consiste en unir los terminales de igual polaridad (de primario o

secundario) para formar el punto neutro de la estrella. La conexión delta consiste en

unir los extremos de polaridad opuesta de fases adyacentes para formar un triángulo.

La conexión zig zag (sólo se emplea en el lado de menor tensión) consiste en

subdividir en dos partes iguales los devanados secundarios, se forma un neutro y se

conectan en serie, a cada rama de la estrella, las semi bobinas invertidas de las

fases adyacentes en un cierto orden cíclico.

Page 89: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

86

Consideraciones:A cada tipo de conexión trifásica se le asigna un subíndice numérico (entre 0 y 12)

que indica porque el múltiplo de 30º, el fasor voltaje del lado secundario atrasa al

fasor voltaje del primario. Esto se denomina desplazamiento angular de la conexión.

Los bornes sacados al exterior, se designan con las letras H1, H2 y H3, para el

primario y X1, X2 y X3 para el secundario (según normas americanas ANSI/IEEE

C57.12.00).

En cuanto al desplazamiento angular, se aceptan sólo dos grupos de conexiones:

Grupo N°1: Con un desplazamiento angular de cero grados, obtenido con

transformadores conectados en estrella-estrella ó delta-delta.

Grupo N°2: Con un desplazamiento angular de 30°, en que el lado de baja tensión

atrasa 30° al lado de alta. Este se obtiene con conexiones estrella-delta ó delta

estrella.

1.8.1 Características y aplicaciones de los diferentes grupos deconexión en transformadores trifásicos

En términos generales, puede decirse que en transformadores pequeños o medianos

con tensiones elevadas o muy elevadas (arrollamientos previstos para intensidades

de corriente pequeñas), se prefiere utilizar la conexión estrella. Tratándose de

potencias elevadas y tensiones moderadas (arrollamientos previstos para

intensidades de corriente elevadas), se prefiere utilizar la conexión delta.

Page 90: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

87

Conexión estrella (Y) – estrella (Y)

Figura 64. (Conexión Y-Y)

En una conexión Y - Y, el voltaje primario de cada fase se expresa por VFP=VLP /√3.

El voltaje de la primera fase se enlaza con el voltaje de la segunda fase por la

relación de espiras del transformador. El voltaje de fase secundario se relaciona,

entonces, con el voltaje de la línea en el secundario por VLS =√3 * VFS. Por tanto, la

relación de voltaje en el transformador es

VLP / VLS = (√3 * VFP) / (√3 * VFS) = a

Aplicaciones:Se emplea en sistemas con tensiones muy elevadas, ya que disminuye la capacidad

de aislamiento. Esta conexión tiene dos serias desventajas.

Si las cargas en el circuito del transformador están desbalanceadas, entonces

los voltajes en las fases del transformador se desbalancearan seriamente.

No presenta oposición a los armónicos impares (especialmente el tercero).

Debido a esto la tensión del tercer armónico puede ser mayor que el mismo

voltaje nominal.

De estas técnicas de corrección, una u otra deben usarse siempre que un

transformador Y-Y se instale. En la práctica muy pocos transformadores de estos se

usan, pues el mismo trabajo puede hacerlo cualquier otro tipo de transformador

trifásico.

Page 91: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

88

Conexión estrella (Y) - delta ()

Figura 65. (Conexión Y-)

En esta conexión el voltaje primario de línea se relaciona con el voltaje primario de

fase mediante VLP = √3 * VFP, y el voltaje de línea secundario es igual al voltaje de

fase secundario VLS = VFS. La relación de voltaje de cada fase es

VFP / VFS = a

De tal manera que la relación total entre el voltaje de línea en el lado primario del

grupo y el voltaje de línea en el lado secundario del grupo es:

VLP / VLS = (√3 * VFP) / VFS

VLP / VLS = (√3 * a)

La conexión Y - no tiene problema con los componentes del tercer armónico en sus

voltajes, ya que ellos se consumen en la corriente circulatoria del lado delta (). Está

conexión también es más estable con relación a las cargas desbalanceadas, puesto

que la delta () redistribuye parcialmente cualquier desbalance que se presente.

Esta disposición tiene, sin embargo, un problema. En razón de la conexión delta (),

el voltaje secundario se desplaza 30º con relación al voltaje primario del

transformador. El hecho de que un desplazamiento de la fase haya ocurrido puede

causar problemas al conectar en paralelo los secundarios de dos grupos de

transformadores.

Page 92: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

89

Los ángulos de fase de los transformadores secundarios deben ser iguales si se

supone que se van a conectar en paralelo, lo que significa que se debe poner mucha

atención a la dirección de desplazamiento de 30º de la fase, que sucede en cada

banco de transformadores que van a ser puestos en paralelo.

Aplicación:

Se usa en los sistemas de transmisión de las subestaciones receptoras cuya función

es reducir el voltaje.

Conexión Delta () – estrella (Y)

Figura 66. (Conexión -Y)

En una conexión -Y, el voltaje de línea primario es igual al voltaje de fase primario,

VLP=VFP, en tanto que los voltajes secundarios se relacionan por VLS = √3*VFS, por

tanto la relación de voltaje línea a línea de esta conexión es:

VLP / VLS = VFP / (√3 * VFS)

VLP / VLS = a /√3Esta conexión tiene las mismas ventajas y el mismo desplazamiento de fase que la

conexión en Y - . Esta conexión hace que el voltaje secundario atrase el primario

en 30º.

Aplicación:Se usa en los sistemas de transmisión en los que es necesario elevar tensiones de

generación. En sistemas de distribución industrial, su uso es conveniente debido a

que se tiene acceso a dos tensiones distintas, de fase y línea.

Page 93: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

90

Conexión Delta () – delta ()

Figura 67. (Conexión -)

En una conexión de estas, el voltaje de línea primario es igual al voltaje de fase

primario y el voltaje de línea secundario es igual al voltaje de fase secundario:

VLP = VFP

VLS = VFS

Así que la relación entre los voltajes de línea primario y secundario es:

VLP / VLS = VFP / VFS = a

Aplicación:Se suele usar en baja tensión (buen comportamiento frente a desequilibrios), donde

no se necesita neutro.

Page 94: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

91

1.9 Protección del transformador de potencia.La protección de los transformadores debe contemplar tres áreas bien

diferenciadas:

a. Protección contra perturbaciones de origen externo: sobretensiones,

cortocircuitos, sobrecargas, etc.

b. Protección contra defectos internos del propio transformador:

cortocircuitos entre espiras, puestas a masa, descargas internas,

“puntos calientes”, etc.

c. Detección de defectos incipientes: mediante la observación de la

evolución de determinados parámetros fundamentales de los

elementos aislantes.

Métodos de protección.El requerimiento básico exigible a todo sistema de protección es de que en

todo momento, sea capaz de discriminar entre las condiciones normales y

anormales de servicio.

Son varios los principios operativos de los métodos ó sistemas de

protección. Unos actúan directamente para reducir las perturbaciones a

valores por debajo de los límites de seguridad, y otros miden la magnitud

característica de la falla: corriente, temperatura, cantidad de gas, etc.,

dando una alarma ó aislando el transformador de la línea mediante el

disparo del interruptor correspondiente.

Las protecciones de los transformadores de potencia se clasifican en dos

grandes ramas las cuales son:

Protecciones Propias.

Protecciones Eléctricas.

Page 95: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

92

Dado que la aparición de fallos en los transformadores sumergidos en

aceite suele generar gases, es posible detectar estos fallos mediante

procedimientos de tipo mecánico o químico (en la norma ANSI/IEEE

C57.104 se realiza un análisis exhaustivo de la magnitud del defecto en

relación a la concentración de gases).

1.9.1 Protecciones propias del transformador de potenciaRelevador de Presión Súbita o Válvula de Sobré presión SPR (ANSI 63P)para transformadores de potencia con tanque principal sellados.Estos relés son aplicables en transformadores sumergidos en aceite, operan

ante cambios súbitos de presión del aceite, que se originan durante fallas

internas.

Este relé no opera por presiones estáticas o cambios de presión resultantes

de la operación normal del transformador, que pueden ocurrir ante cambios

de carga y de temperatura. Son usados generalmente para dar disparo con

los contactos en paralelo con el relé diferencial, aunque también pueden ser

utilizados para dar solo alarma si se prefiere.

Relevador Buchholz (ANSI 63) para tanque conservador.El relevador Buchholz es una de las protecciones propias del transformador

y se utiliza ampliamente en la protección de transformadores sumergidos en

aceite, esté es una combinación de acumulador de gas y relé de aceite y es

instalado entre el tanque principal y el tanque conservador. Sirve para

detectar fallas internas, cortocircuitos, arcos eléctricos y bajo nivel de

aceite. La protección “buchholz” detecta:

Cortocircuitos entre espiras

Descargas a tierra

Descargas de poca energía (descargas parciales)

Puntos calientes

Page 96: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

93

Relevador de Imagen Térmica (ANSI 49)Este relevador determina la temperatura de los devanados con base en la

corriente que circula por ellos y con la temperatura previa del aceite del

transformador.

Consiste de una resistencia inmersa en el aceite del transformador y que

está conectada a los transformadores de corriente ubicados en las boquillas

del transformador; el calentamiento de esta resistencia es medida con un

sensor de temperatura para dar alarma, disparo o control del mecanismo de

enfriamiento de los transformadores.

Detector de Nivel de Aceite. (ANSI 71)Opera cuando el nivel de aceite no es el requerido cerrando unos contactos

que accionan alarma y disparo del interruptor que protege al transformador.

Detector de temperatura del aceiteConsisten en termómetros, que indican la temperatura del aceite, es una

protección del transformador, ya que al subir la temperatura se accionan los

contactos que activan el sistema de enfriamiento y/o alarma y/o disparo del

transformador.

Protección contra incendiosDeterminadas averías pueden provocar la rotura violenta de los bornes, e

incluso producir fisuras en la cuba ó tapa del transformador, dejando

escapar aceite en ignición.

La protección tiene dos objetivos fundamentales: en primer lugar, sofocar el

incendio para evitar su propagación a otras partes de la instalación, y el

segundo, limitar los daños al propio transformador.

Page 97: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

94

Dos son los sistemas más comúnmente utilizados:

Sistema de vaciado de aceite y rellenado de nitrógeno.Consiste en el vaciado rápido del aceite del transformador para inyectar

nitrógeno por la parte inferior del transformador, de forma que el gas logre

formar burbujas a través del aceite se acumula en la parte superior de la

cuba desplazando al aire y creando una cámara inerte, con lo cual se

consigue eliminar el comburente y que el incendio se extinga por si solo,

además de evitar la entrada de agentes contaminantes, con lo que se

cumple con los dos objetivos propuestos.

El sistema atiende tanto a la prevención de explosión como a la extinción

del incendio interior y está formado por los siguientes elementos:

Botella de nitrógeno.

Tanque para vaciado del aceite.

Obturador automático del aceite del conservador.

Tuberías y válvulas de comunicación del equipo en el

transformador.

Detectores de incendio.

Cabina de control automático.

Ducha de agua a presión sobre el transformador.Es un sistema simple y bastante eficaz para reducir el incendio, pero solo

cumple el primero de los objetivos propuestos. Consta de una serie de

tuberías con proyectores que rodean convenientemente al transformador a

la altura de la tapa. El sistema puede ser accionado manualmente y de

forma automática al ser activado el sistema mediante una serie de

detectores dispuestos convenientemente.

Page 98: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

95

1.9.2 Protecciones eléctricasRelevador diferencial (ANSI 87T)

Una protección diferencial del transformador, es una protección contra

cortocircuitos o fallas a tierra internas al transformador, se conecta a los

circuitos secundarios de los transformadores de corriente (TC’s) situados

en las boquillas de ambos lados del transformador y su principio se basa

en comparar la magnitud y ángulo de fase de las corrientes que entran y

salen del transformador de potencia por medios de sus TC’s de alta y baja.

En condición normal de operación siempre habrá igualdad de magnitudes

de corrientes en donde las corrientes que llegan al ajuste de operación se

anulan dando cero corriente en su bobina de operación, es decir no habrá

diferencia de corriente que hagan operar a la protección diferencial.

Figura 68. Relé diferencial

La protección diferencial es muy adecuada para detectar las fallas que se

producen tanto en el interior del transformador como en sus conexiones

externas hasta los transformadores de corriente asociados con esta

protección.

95

1.9.2 Protecciones eléctricasRelevador diferencial (ANSI 87T)

Una protección diferencial del transformador, es una protección contra

cortocircuitos o fallas a tierra internas al transformador, se conecta a los

circuitos secundarios de los transformadores de corriente (TC’s) situados

en las boquillas de ambos lados del transformador y su principio se basa

en comparar la magnitud y ángulo de fase de las corrientes que entran y

salen del transformador de potencia por medios de sus TC’s de alta y baja.

En condición normal de operación siempre habrá igualdad de magnitudes

de corrientes en donde las corrientes que llegan al ajuste de operación se

anulan dando cero corriente en su bobina de operación, es decir no habrá

diferencia de corriente que hagan operar a la protección diferencial.

Figura 68. Relé diferencial

La protección diferencial es muy adecuada para detectar las fallas que se

producen tanto en el interior del transformador como en sus conexiones

externas hasta los transformadores de corriente asociados con esta

protección.

95

1.9.2 Protecciones eléctricasRelevador diferencial (ANSI 87T)

Una protección diferencial del transformador, es una protección contra

cortocircuitos o fallas a tierra internas al transformador, se conecta a los

circuitos secundarios de los transformadores de corriente (TC’s) situados

en las boquillas de ambos lados del transformador y su principio se basa

en comparar la magnitud y ángulo de fase de las corrientes que entran y

salen del transformador de potencia por medios de sus TC’s de alta y baja.

En condición normal de operación siempre habrá igualdad de magnitudes

de corrientes en donde las corrientes que llegan al ajuste de operación se

anulan dando cero corriente en su bobina de operación, es decir no habrá

diferencia de corriente que hagan operar a la protección diferencial.

Figura 68. Relé diferencial

La protección diferencial es muy adecuada para detectar las fallas que se

producen tanto en el interior del transformador como en sus conexiones

externas hasta los transformadores de corriente asociados con esta

protección.

Page 99: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

96

Protección de sobre corriente (ANSI 50/51)Es un relevador de sobrecarga / cortocircuito. Este relé permite detectar

condiciones de cortocircuito o sobrecarga mediante mecanismos de respuesta

instantánea o diferida ajustada a curvas de tiempo inverso.

A continuación se muestra un esquema de protección de un transformador

de potencia:

Figura 69. Esquema típico de protección de un transformador de potencia

Donde:

• Relevador de sobrecorriente de fase instantáneo (50)

• Relevador de sobrecorriente de tierra instantáneo (50G)

• Relevador de sobrecorriente residual instantáneo (50N)

• Relevador de sobrecorriente de fase de tiempo inverso (51)

• Relevador de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso (51G)

• Relevador de sobrecorriente residual de tiempo inverso (51N)

96

Protección de sobre corriente (ANSI 50/51)Es un relevador de sobrecarga / cortocircuito. Este relé permite detectar

condiciones de cortocircuito o sobrecarga mediante mecanismos de respuesta

instantánea o diferida ajustada a curvas de tiempo inverso.

A continuación se muestra un esquema de protección de un transformador

de potencia:

Figura 69. Esquema típico de protección de un transformador de potencia

Donde:

• Relevador de sobrecorriente de fase instantáneo (50)

• Relevador de sobrecorriente de tierra instantáneo (50G)

• Relevador de sobrecorriente residual instantáneo (50N)

• Relevador de sobrecorriente de fase de tiempo inverso (51)

• Relevador de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso (51G)

• Relevador de sobrecorriente residual de tiempo inverso (51N)

96

Protección de sobre corriente (ANSI 50/51)Es un relevador de sobrecarga / cortocircuito. Este relé permite detectar

condiciones de cortocircuito o sobrecarga mediante mecanismos de respuesta

instantánea o diferida ajustada a curvas de tiempo inverso.

A continuación se muestra un esquema de protección de un transformador

de potencia:

Figura 69. Esquema típico de protección de un transformador de potencia

Donde:

• Relevador de sobrecorriente de fase instantáneo (50)

• Relevador de sobrecorriente de tierra instantáneo (50G)

• Relevador de sobrecorriente residual instantáneo (50N)

• Relevador de sobrecorriente de fase de tiempo inverso (51)

• Relevador de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso (51G)

• Relevador de sobrecorriente residual de tiempo inverso (51N)

Page 100: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

97

CAPITULO 2. PRUEBAS DE CAMPO A TRANSFORMADORES DE POTENCIA

2.1 IntroducciónLos transformadores de potencia son uno de los componentes más importantes de

los sistemas de potencia. La falla de un transformador implica asumir elevados

costos, no solo por el reemplazo de la unidad sino que también el lucro cesante ante

la imposibilidad de abastecer consumos.

El diagnóstico y mantenimiento preventivo a los Transformadores de Potencia es una

tarea sistemática que realizan las empresas eléctricas así como la industria en

general que cuenta con este tipo de dispositivos, con la finalidad de mantener en

condiciones de operación óptima los equipos, así como de identificar posibles

condiciones de operación críticas, presentadas éstas incluso como fallas incipientes.

La detección oportuna de una falla mediante un mantenimiento preventivo previo es

importante para su corrección y de esta manera evitar una posible falla catastrófica

en el transformador. La medición de parámetros del Transformador como el Factor

de Potencia, Corriente de Excitación, Impedancia, Relación de Transformación, entre

otros, permite detectar oportunamente una condición de operación crítica del mismo.

Las operaciones de mantenimiento moderno deben estar orientadas en asegurar la

eficiencia del aislamiento mediante acciones preventivas y predictivas, de manera de

alcanzar el ideal de operación sin fallas a lo largo de la vida útil.

En el presente capitulo se describen los fundamentos de los principales ensayos

(recomendados por las normativas de referencia mundial en la materia) y se realiza

un análisis conceptual de los resultados posibles, de forma de contribuir en el

diagnóstico del estado del aislamiento del transformador y poder de esta forma,

prevenir fallas incipientes.

Page 101: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

98

Figura 70. Diagrama de bloques de un sistema de pruebas del transformador de potencia

98

Figura 70. Diagrama de bloques de un sistema de pruebas del transformador de potencia

98

Figura 70. Diagrama de bloques de un sistema de pruebas del transformador de potencia

Page 102: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

99

2.2 Prueba de resistencia de aislamiento a transformadores de potencia (IEEEC57.12.90-1999 - IEEE 43-2000)

En qué consiste la medición.La medición de resistencia de aislamiento es la medición comúnmente utilizada para

determinar las condiciones de los aislamientos de un transformador de potencia.

Que detecta la mediciónEsta medición ayuda a determinar la detección de la humedad, la presencia de

contaminantes, la evaluación de las condiciones aislantes del aceite y la detección de

daños o envejecimiento del aislamiento. Además, permite obtener información rápida

y confiable de las condiciones del aislamiento total que integra el transformador de

potencia bajo medición.

Lo que se logra con esta prueba es verificar que los aislamientos del transformador

bajo prueba cumplen con la resistencia mínima soportable bajo la operación a la que

serán sometidos, así como de comprobar que no exista conexión entre sus

devanados y tierra.

Con los valores obtenidos en ésta prueba, se calcula el índice de polarización, que

se relaciona con la cantidad de humedad presente en el aceite y que será

complementaria a las pruebas físico-químicas efectuadas a una muestra de aceite.

Existen tres componentes de corriente de que pueden ser medidos en esta prueba:

Corriente capacitivaLa corriente que circula durante la prueba tiene un valor inicial alto y decrece a

medida que se carga la capacitancia del aislamiento y alcanza un valor despreciable

de un tiempo máximo de 15 seg. Debido a esto, la resistencia inicial del aislamiento

tiene un valor bajo. Es decir, cuando se aplica un voltaje de corriente directa, la

resistencia de aislamiento inicia con un valor bajo y aumenta gradualmente con el

tiempo, hasta estabilizarse.

Page 103: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

100

Corriente de absorción dieléctricaLa corriente que circula durante la prueba decrece gradualmente en minutos, desde

un valor relativamente alto a un valor cercano a cero y varía exponencialmente.

Generalmente, los valores de resistencias obtenidos en los primeros minutos de una

prueba, están determinados por ésta corriente de absorción dieléctrica. Dependiendo

del volumen y tipo de aislamiento, ésta corriente puede tardar minutos u horas en

alcanzar un valor despreciable. Generalmente, 10 minutos después de iniciada la

prueba se desprecia cualquier variación que se presente

Corriente de fugaLa corriente de fuga es pequeña y fluye sobre la superficie del aislamiento. Ésta

corriente permanece constante y permiten analizar las condiciones del aislamiento

El índice de polarización (ip)Se expresa como la relación entre el valor de resistencia de aislamiento a los 10

minutos y de la medición de la resistencia de aislamiento a 1 minuto a partir de la

aplicación del voltaje. = 101Este índice se presenta debido al cambio en la corriente de absorción dieléctrica con

respecto al tiempo y permiten medir la variación de la resistencia eléctrica de los

aislamientos, en función del tiempo al aplicarles un voltaje de corriente directa.

También es considerado como un método indirecto para determinar el contenido de

humedad en los aislamientos.

Para transformadores de potencia el índice de polarización si el IP<1.0 el aislamiento

es malo si el valor de IP está entre 1.1 y 1.3 el aislamiento esta aceptable y si el

IP>1.3 el aislamiento en buenas condiciones, en general un valor alto indica un buen

estado de aislación. Valores por debajo de 1.0 indican que se deben tomar acciones

correctivas en el equipo.

Page 104: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

101

Factores que afectan la medición de resistencia de aislamiento.Los factores que afectan a la medición de resistencia de aislamiento y que no son

atribuibles al equipo de medición, son los siguientes:

Conexiones inadecuadas o erróneas

Efectos de la condición de la superficie del aislamiento

Efecto de la humedad

Efecto de la temperatura

Potencial de prueba aplicado

Efecto de la duración de aplicación de voltaje de prueba

Efecto de la carga residual

Efecto de la temperaturaEn la mayor parte de los materiales aislantes, la resistencia de aislamiento varía

inversamente con la temperatura. Para comparar apropiadamente las mediciones

periódicas de resistencia de aislamiento, es necesario efectuar las mediciones a la

misma temperatura, o convertir cada medición a una misma base. Esta conversión

se efectúa utilizando la siguiente ecuación:= ∗Donde:

Rc : Resistencia de aislamiento corregida a la temperatura base (MΩ)

Kt : Coeficiente de corrección por temperatura.

Rt : Resistencia de aislamiento a la temperatura que efectuó la prueba

Page 105: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

102

La base de temperatura recomendada por la Norma ANSI/IEEE C57.12.00- 2000

para transformadores de potencia es de 20°C. En la siguiente tabla se presentan

factores de corrección para una temperatura de 20°C.

Tabla 7 (Coeficiente de corrección por temperatura)Temperatura

°CCoeficiente de

corrección0 0.255 0.36

10 0.5020 1.0025 1.4030 1.9835 2.8040 3.9545 5.6050 7.8555 11.2060 15.8565 22.4070 31.7575 44.70

Potencial de prueba aplicadoLa medición de resistencia de aislamiento es, en sí, una prueba de potencial. Por lo

tanto, el voltaje aplicado debe restringirse a valores apropiados, los cuales

dependerán de la tensión nominal de operación del equipo bajo medición y de las

condiciones de su aislamiento. Si la tensión de prueba es alta, se puede provocar

fatiga en el aislamiento. En la siguiente tabla aparecen valores de voltaje de prueba

recomendados de acuerdo con la tensión nominal del equipo.

Tabla 8 (Valores normalmente permisibles)Voltaje clasificado en

bobina (V)Voltaje directo de laprueba de resistenciade aislamiento (V)

<1000 5001000-2500 500-10002501-5000 1000-25005001-12000 2500-5000

>12000 5000-10000

Page 106: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

103

Las lecturas de resistencias de aislamiento disminuyen normalmente al utilizar

voltajes altos. Si al aumentar el voltaje de prueba se reducen significativamente los

valores de resistencia de aislamiento, esto puede indicar que existen imperfecciones

o fracturas en el aislamiento, posiblemente agravados por suciedad o humedad

Recomendaciones.Según el efecto debido a la presencia de una carga capacitiva en el aislamiento por

medio de una carga residual, afecta las mediciones de resistencia de aislamiento, se

deben descargar los aislamientos mediante su conexión a tierra antes de efectuar las

mediciones.

Procedimiento para las medicionesEl procedimiento de prueba para la medición de la resistencia de aislamiento de un

transformador de potencia está descrito en la norma IEEE std 62-1995 numeral

6.1.5.2

El tiempo de duración para cada medición es de diez minutos. Se toman las lecturas

a los 30 y 60 segundos de iniciada la prueba, después se toman lecturas a cada

minuto, es decir, a los 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 y 10 minutos de iniciada la prueba. En la

medición, se debe aplicar el máximo voltaje de prueba del medidor de resistencia de

aislamiento, tomando en consideración el voltaje nominal del devanado del

transformador bajo medición. Se toman las lecturas de temperatura del aceite y del

ambiente y de humedad relativa, para corregir los valores a una misma base de

referencia.

La forma de evaluar con cierta seguridad las condiciones del aislamiento de un

devanado, es mediante el análisis de la tendencia de los valores obtenidos en las

pruebas periódicas a que se somete el aislamiento.

Page 107: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

104

Figura 71. Prueba de resistencia de aislamiento

Tabla 9 conexiones para la medición de resistencia de aislamiento

PRUEBA CONEXIONESMIDEL G T

1 H - X+Tq RH+RHX2 H Tq X RHX3 X - H+Tq RX+RHX

Donde:H: Devanado de alta tensiónX: Devanado de baja tensiónRH: Resistencia de aislamiento del devanado de alta tensiónRHX: Resistencia de aislamiento de devanados de alta bajaRX: Resistencia de aislamiento del devanado de baja tensiónTq: Tanque aterrizado

Equipo de medición.En esta ocasión para medir la resistencia de aislamiento de un transformador de

potencia se utilizará el instrumento de medición Megger BM25 de la marca AVO.

Figura 72. Equipo de medición marca Megger BM25

104

Figura 71. Prueba de resistencia de aislamiento

Tabla 9 conexiones para la medición de resistencia de aislamiento

PRUEBA CONEXIONESMIDEL G T

1 H - X+Tq RH+RHX2 H Tq X RHX3 X - H+Tq RX+RHX

Donde:H: Devanado de alta tensiónX: Devanado de baja tensiónRH: Resistencia de aislamiento del devanado de alta tensiónRHX: Resistencia de aislamiento de devanados de alta bajaRX: Resistencia de aislamiento del devanado de baja tensiónTq: Tanque aterrizado

Equipo de medición.En esta ocasión para medir la resistencia de aislamiento de un transformador de

potencia se utilizará el instrumento de medición Megger BM25 de la marca AVO.

Figura 72. Equipo de medición marca Megger BM25

104

Figura 71. Prueba de resistencia de aislamiento

Tabla 9 conexiones para la medición de resistencia de aislamiento

PRUEBA CONEXIONESMIDEL G T

1 H - X+Tq RH+RHX2 H Tq X RHX3 X - H+Tq RX+RHX

Donde:H: Devanado de alta tensiónX: Devanado de baja tensiónRH: Resistencia de aislamiento del devanado de alta tensiónRHX: Resistencia de aislamiento de devanados de alta bajaRX: Resistencia de aislamiento del devanado de baja tensiónTq: Tanque aterrizado

Equipo de medición.En esta ocasión para medir la resistencia de aislamiento de un transformador de

potencia se utilizará el instrumento de medición Megger BM25 de la marca AVO.

Figura 72. Equipo de medición marca Megger BM25

Page 108: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

105

2.3 Prueba de resistencia óhmica a transformadores de potencia (IEEE Std 62-1995 numeral 6.1.1.1.2)

En qué consiste la medición.La resistencia óhmica es la resistencia eléctrica que se opone al paso de la corriente

en un circuito eléctrico cerrado. Consiste en medir la resistencia óhmica de los

devanados.

Que detecta la mediciónEsta prueba permite detectar falsos contactos entre conductores y terminales,

espiras cortocircuitadas o alta resistencia de contacto en cambiadores de derivación.

Por lo general, estas condiciones producen puntos calientes en el devanado y

pueden generar gases en el aceite.

Equipo de medición.Para medir la resistencia óhmica de los devanados, se usa generalmente un puente

de alta precisión, siendo los más comunes:

Puente de Wheatstone

Puente de kelvin

Correcciones en la mediciónExiste un método utilizado para los fabricantes y es el método de la ley de ohm,

porque esto permite obtener los valores de la resistencia de los devanados útiles

para medir las pérdidas de cada uno devanados del transformador. De acuerdo con

los fabricantes, la temperatura de referencia es igual a la elevación de temperatura

del devanado (55°C o 65°C) más 20°C (lo que daría 75°C u 80°C).

Sin embargo en campo, los valores medidos deben ser corregidos a una temperatura

de 75°C. La fórmula empleada para realizar esta conversión es la siguiente:=

Page 109: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

106

Donde:Rs: Resistencia a la temperatura de referencia

Rm: Resistencia medida

Ts: Temperatura de referencia

Tm: Temperatura del devanado durante la medición

Tk: Constante equivalente a 234.5 para el cobre y 225 para el aluminio

Comparación de valoresLa tolerancia permisible de la medición en campo con respecto a las efectuadas en

fábrica debe ser ± 2%

Una resistencia medida en los devanados ligeramente mayor al valor aceptable de

variación, puede deberse a un falso contacto interno.

Un valor de resistencia alto puede deberse a bobinas abiertas o conexiones abiertas

internamente.Diagrama de conexión

Figura 73. Prueba de resistencia óhmica de devanados, conexión delta-estrella

106

Donde:Rs: Resistencia a la temperatura de referencia

Rm: Resistencia medida

Ts: Temperatura de referencia

Tm: Temperatura del devanado durante la medición

Tk: Constante equivalente a 234.5 para el cobre y 225 para el aluminio

Comparación de valoresLa tolerancia permisible de la medición en campo con respecto a las efectuadas en

fábrica debe ser ± 2%

Una resistencia medida en los devanados ligeramente mayor al valor aceptable de

variación, puede deberse a un falso contacto interno.

Un valor de resistencia alto puede deberse a bobinas abiertas o conexiones abiertas

internamente.Diagrama de conexión

Figura 73. Prueba de resistencia óhmica de devanados, conexión delta-estrella

106

Donde:Rs: Resistencia a la temperatura de referencia

Rm: Resistencia medida

Ts: Temperatura de referencia

Tm: Temperatura del devanado durante la medición

Tk: Constante equivalente a 234.5 para el cobre y 225 para el aluminio

Comparación de valoresLa tolerancia permisible de la medición en campo con respecto a las efectuadas en

fábrica debe ser ± 2%

Una resistencia medida en los devanados ligeramente mayor al valor aceptable de

variación, puede deberse a un falso contacto interno.

Un valor de resistencia alto puede deberse a bobinas abiertas o conexiones abiertas

internamente.Diagrama de conexión

Figura 73. Prueba de resistencia óhmica de devanados, conexión delta-estrella

Page 110: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

107

En la conexión delta, el valor de la resistencia implica la medición de una fase en

paralelo con la resistencia en serie de las otras dos fases. Por lo que al realizar la

medición, en las tres fases se obtienen valores similares.

Figura 74. Equivalente óhmico

En conexión estrella, el valor de la resistencia es similar en las tres fases. Por lo que

se puede determinar con precisión si existe fase fallada.

Para las dos condiciones anteriores según la norma IEEE std 62-1995

numeral.1.1.1.2 establece los parámetros a seguir.

Tabla 10 Conexiones de la prueba de resistencia óhmica

Nota: Para la conexión delta se considera el equivalente serie.

PRUEBAPUNTAS DE PRUEBA

MEDICIÓN CONEXIÓN(1) (2)

1 H1 H0 H1-H0 1 Estrella2 H2 H0 H2-H0 2 Estrella3 H3 H0 H1-H0 3 Estrella4 X1 X3 X1-X3, X1-X2+ X2-X3 4, 5+6 Delta5 X2 X1 X1-X2, X1-X3+ X3-X2 5, 6+4 Delta6 X3 X2 X2-X3, X3-X1+ X1-X2 6, 4+5 Delta

107

En la conexión delta, el valor de la resistencia implica la medición de una fase en

paralelo con la resistencia en serie de las otras dos fases. Por lo que al realizar la

medición, en las tres fases se obtienen valores similares.

Figura 74. Equivalente óhmico

En conexión estrella, el valor de la resistencia es similar en las tres fases. Por lo que

se puede determinar con precisión si existe fase fallada.

Para las dos condiciones anteriores según la norma IEEE std 62-1995

numeral.1.1.1.2 establece los parámetros a seguir.

Tabla 10 Conexiones de la prueba de resistencia óhmica

Nota: Para la conexión delta se considera el equivalente serie.

PRUEBAPUNTAS DE PRUEBA

MEDICIÓN CONEXIÓN(1) (2)

1 H1 H0 H1-H0 1 Estrella2 H2 H0 H2-H0 2 Estrella3 H3 H0 H1-H0 3 Estrella4 X1 X3 X1-X3, X1-X2+ X2-X3 4, 5+6 Delta5 X2 X1 X1-X2, X1-X3+ X3-X2 5, 6+4 Delta6 X3 X2 X2-X3, X3-X1+ X1-X2 6, 4+5 Delta

107

En la conexión delta, el valor de la resistencia implica la medición de una fase en

paralelo con la resistencia en serie de las otras dos fases. Por lo que al realizar la

medición, en las tres fases se obtienen valores similares.

Figura 74. Equivalente óhmico

En conexión estrella, el valor de la resistencia es similar en las tres fases. Por lo que

se puede determinar con precisión si existe fase fallada.

Para las dos condiciones anteriores según la norma IEEE std 62-1995

numeral.1.1.1.2 establece los parámetros a seguir.

Tabla 10 Conexiones de la prueba de resistencia óhmica

Nota: Para la conexión delta se considera el equivalente serie.

PRUEBAPUNTAS DE PRUEBA

MEDICIÓN CONEXIÓN(1) (2)

1 H1 H0 H1-H0 1 Estrella2 H2 H0 H2-H0 2 Estrella3 H3 H0 H1-H0 3 Estrella4 X1 X3 X1-X3, X1-X2+ X2-X3 4, 5+6 Delta5 X2 X1 X1-X2, X1-X3+ X3-X2 5, 6+4 Delta6 X3 X2 X2-X3, X3-X1+ X1-X2 6, 4+5 Delta

Page 111: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

108

Medidor trifásico de resistencia de devanadosUno de los instrumentos muy prácticos y exactos para medir la resistencia de los

devanados es la unidad UNITRONICS UM3B la cual está diseñada para medir bajas

resistencias en transformadores. Para esto la unidad proporciona una corriente

necesaria para magnetizar el bobinado y estabilizar la medida, asegurando la

repetitividad de la misma. Para el cálculo de los resultados, el software toma en

cuenta el grupo de conexión y la temperatura para ofrecer los valores de resistencia

óhmica simples y compuestos de cada uno de los devanados y en base a una

temperatura de referencia.

Con la unidad UNITRONICS UM3B se puede detectar problemas como:

Falsos contactos en conexiones

Cortocircuitos entre espiras

Puntos calientes en el bobinado

La prueba es sencilla, automática y guiada por el software de la unidad

UNITRONICS UM3B. En la siguiente figura 71(b) se muestra otro equipo de medición

utilizado para la resistencia óhmica marca multi-amp.

Figura 75. (a) Unidad de medida de resistencia de Figura 75. (b) Unidad de medida de resistenciade bobinados de la firma UNITRONICS, modelo UM3B bobinados de la firma MULTI-AMP

Page 112: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

109

2.4 Prueba de impedancia de transformadores de potencia ( IEEE Std 62-1995Numeral 6.1.4)

La impedancia de cortocircuito (%Z) de los transformadores de potencia medida se

debe comparar con el valor de placa o los valores de prueba de fábrica. Cualquier

diferencia entre estos valores, puede ser indicio de deformaciones en los devanados.

Que detecta la medición.Detecta variaciones o cambios en la geometría de los devanados. Indicio de

deformaciones en los devanados. Las deformaciones en los devanados se producen

debido los esfuerzos mecánicos, provocados por corrientes de falla en los circuitos

alimentadores o por daño mecánico durante la transportación y/o instalación.

Normalmente, las mediciones son efectuadas en cada fase y un cambio mayor al 3%

de la impedancia de cortocircuito (%Z), debe ser considerado significante.

En qué consiste la medición.Este método consiste en aplicar un voltaje al devanado del cual se desea medir su

impedancia, teniendo el otro devanado cortocircuitado. Se conecta un wáttmetro, un

amperímetro y un voltímetro en el devanado para medir la potencia, la corriente y la

caída de tensión en él. Para ésta prueba generalmente se utiliza una fuente de

voltaje (440 V ó 220 V) de corriente alterna trifásica, el cual debe ajustarse hasta

obtener una corriente en el devanado igual a la nominal. Una vez alcanzada dicha

condición, se toman lecturas de voltaje, corriente y potencia con los equipos de

medición instalados en el circuito de prueba (ver figura 76).

El valor de %Z del transformador trifásico es dado por la siguiente ecuación:

% = 160 + + ( )

Page 113: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

110

En donde:

%Z: Es la impedancia de cortocircuito del transformador.

E12,E23,E31: Son las tensiones medidas (V).

Im: Es la corriente de prueba medida (A).

KVA3r : Es la capacidad trifásica (KVA).

KV1r: Es la tensión nominal de línea a línea de los devanados energizados

(KV).

Preparativos de la pruebaAntes de realizar la prueba, es necesario tomar en cuenta las siguientes

consideraciones:

a) Desenergizar el equipo a evaluar, o bien, si se trata de un equipo nuevo o que

se encuentre en mantenimiento, debe retirarse cualquier conexión externa de

la boquilla.

b) Verificar que el tanque se encuentre aterrizado.

c) Verificar que el neutro se encuentre aterrizado.

d) Colocar el cambiador de derivaciones en la posición superior, nominal, o en la

que se encuentre conectado el transformador de acuerdo a lo indicado en la

placa de datos.

e) Determinar la temperatura de los devanados con suficiente precisión.

f) Los conductores utilizados para realizar el cortocircuito en los devanados,

debe tener una sección transversal igual o mayor a la sección transversal de

la boquilla del transformador.

g) La frecuencia de la fuente de prueba empleada debe estar dentro del ±0.5%

del valor nominal.

Page 114: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

111

Circuito de conexiónEn la siguiente figura se muestra el diagrama de conexión para la medición de

impedancia en transformadores trifásicos, independientemente si el tipo de conexión

es delta o estrella.

Figura 76. (Diagrama de conexiones para prueba de transformadores trifásicos)

111

Circuito de conexiónEn la siguiente figura se muestra el diagrama de conexión para la medición de

impedancia en transformadores trifásicos, independientemente si el tipo de conexión

es delta o estrella.

Figura 76. (Diagrama de conexiones para prueba de transformadores trifásicos)

111

Circuito de conexiónEn la siguiente figura se muestra el diagrama de conexión para la medición de

impedancia en transformadores trifásicos, independientemente si el tipo de conexión

es delta o estrella.

Figura 76. (Diagrama de conexiones para prueba de transformadores trifásicos)

Page 115: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

112

Equipo requeridoPara realizar la medición de impedancia se requiere el siguiente equipo:

a) Fuente de alimentación (de 220 V de preferencia)

b) Amperímetro de escala múltiple

c) Voltímetro de escala apropiada a la fuente

d) Vatímetro

Medidor trifásico de impedancia de cortocircuitoUno de los instrumentos muy prácticos y exactos es el UM5B de la marca Unitronics,

el cual es un equipo de medida de impedancia de cortocircuito de transformadores

de potencia. Este instrumento aplica para medidas de impedancia una tensión en el

bobinado de alta del transformador, teniendo en cortocircuito el devanado de baja de

tensión midiendo la tensión y la corriente que circula por el devanado de alta tensión,

obteniendo con éstos parámetros el ángulo de desfase entre ellos.

Figura 77. Unidad de medida de impedancia de cortocircuito de la firma UNITRONICS, modelo UM5B.

Criterios de aceptaciónCuando se detecta una variación mayor al ±3% en la impedancia medida con

respecto a la calculada se debe investigar la causa.

Page 116: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

113

2.5 Prueba de relación de transformación a transformadores de potencia (IEEEStd 62-1995. Numeral 6.1.2.3)

DefiniciónLa relación de transformación en un transformador es la relación entre el número de

vueltas del devanado primario con el número de vueltas del devanado secundario.

En qué consiste la mediciónLa relación de transformación en un transformador es aquella que se obtiene de la

medición ya sea del número de vueltas de los devanados, la relación entre voltaje

primario y secundario o la relación entre corrientes de los devanados.

Que detecta la mediciónEsta prueba detecta cortocircuitos o circuitos abiertos en el enrollamiento de los

devanados, problemas con las conexiones del cambiador de taps, y además sirve

para confirmar las relaciones de los datos de placa.

Ecuaciones para cálculosLa ecuación fundamental de la relación de transformación entre el devanado primario

y secundario de un transformador relaciona corrientes y voltajes:

= = =Donde es la relación de espiras del transformador.

En los transformadores trifásicos conectados en delta-delta o estrella-estrella, el

desplazamiento angular es de 0°. En transformadores con conexión delta-estrella o

estrella delta, el desplazamiento angular es de 30°.

Page 117: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

114

De acuerdo con la norma (IEEE std 62-1995. Numeral 6.1.5.2), el devanado de alta

tensión tiene un desplazamiento angular adelantado de 30° con respecto al

devanado de baja tensión, sin importar que las conexiones sean estrella-delta o

delta-estrella.

En la siguiente tabla, se muestran las fórmulas de relación de transformación para

transformadores con conexión delta-estrella y estrella-delta-

Tabla 11 Fórmulas de relaciónConexión

Primario/SecundarioRelación

entre espiraVoltaje

secundarioDelta/Estrella = 1.73 VV = 1.73 VEstrella/Delta = V1.73V = V1.73

Interpretación de resultados

Una vez registrados todos los valores de las relaciones de transformación

experimentales y las teóricas, se calcula el porcentaje de error entre los valores

obtenidos y los datos teóricos. El porcentaje de error de la relación de transformación

debe de estar dentro del rango de ± 0.5 % del valor de placa del transformador, para

cada derivación o tap (según norma IEEE std 62-1995. Numeral 6.1.5.2). Estas

pruebas se deben de realizar en todas las derivaciones del transformador, para

constatar que los valores obtenidos están acorde a la placa de datos del

transformador.

Para interpretar los resultados, es necesario calcular el porciento de diferencia entre

la relación teórica y la relación medida, según la siguiente ecuación:

% = − x 100

Page 118: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

115

Donde:

%DIF: Porcentaje de diferencia entre la relación teórica y la medida

RT: Relación teórica

RM: Relación Medida

Equipo de medición1. Medidor de relación de transformación (TTR), el cual proporciona directamente

la relación de transformación de cada fase en forma individual y de un solo

paso, los equipos más comunes son monofásicos y requieren probar cada

fase individualmente.

2. Equipo para la medición de TTR mediante la aplicación de alta tensión con

niveles de hasta 10 KV, por ejemplo el medidor M4000 marca doble, este

emplea un capacitor auxiliar y la prueba consiste en efectuar la medición de la

capacitancia de este dispositivo auxiliar en forma independiente (C1), y su

capacitancia aparente (C2) cuando es conectado en el lado del devanado de

menor tensión. y mediante una simple relación entre las capacitancia (C1) y

(C2) se obtiene la relación de transformación buscada.

El nivel de tensión aplicado dependerá del nivel que soporta el devanado en su

operación normal a voltaje nominal, principalmente por el nivel de aislamiento que

pueden soportar los devanados del Transformador.

Es importante mencionar que la diferencia entre ambas pruebas principalmente

estriba en el nivel de tensión aplicado ya que una corriente de fuga entre espiras de

un devanado no podrá ser detectada por el equipo de baja tensión utilizado en la

primera prueba, sin embargo al aplicar alta tensión es posible que estos arqueos de

corriente estén presentes y sean detectados al momento de la prueba.

Page 119: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

116

La Figura78, muestra el diagrama esquemático de la conexión del transformadorpara la prueba de TTR en alta tensión.

(a)

(b).Figura 78. Prueba de TTR para un transformador estrella-delta; (a) Medición de C1, (b) Medición de C2

Equipo de medición M4000 marca doble además proporciona de una manera precisa

los resultados de los ensayos realizados en cada una de las pruebas (factor de

potencia y corriente de excitación) de diagnóstico a los transformadores de potencia.

Figura 79. Equipo de medición M4000 marca doble

116

La Figura78, muestra el diagrama esquemático de la conexión del transformadorpara la prueba de TTR en alta tensión.

(a)

(b).Figura 78. Prueba de TTR para un transformador estrella-delta; (a) Medición de C1, (b) Medición de C2

Equipo de medición M4000 marca doble además proporciona de una manera precisa

los resultados de los ensayos realizados en cada una de las pruebas (factor de

potencia y corriente de excitación) de diagnóstico a los transformadores de potencia.

Figura 79. Equipo de medición M4000 marca doble

116

La Figura78, muestra el diagrama esquemático de la conexión del transformadorpara la prueba de TTR en alta tensión.

(a)

(b).Figura 78. Prueba de TTR para un transformador estrella-delta; (a) Medición de C1, (b) Medición de C2

Equipo de medición M4000 marca doble además proporciona de una manera precisa

los resultados de los ensayos realizados en cada una de las pruebas (factor de

potencia y corriente de excitación) de diagnóstico a los transformadores de potencia.

Figura 79. Equipo de medición M4000 marca doble

Page 120: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

117

2.6 Pruebas de factor de potencia del aislamiento de los transformadores depotencia (IEEE Std 62-1995. Numeral 6.1.6 )

El Factor de Potencia de un aislamiento es una cantidad a dimensional normalmente

expresada en por ciento, que se obtiene de la resultante formada por la corriente de

carga de pérdidas que toma el aislamiento al aplicarle una corriente de un voltaje

determinado.

El factor de potencia de un aislamiento se define como el coseno del ángulo entre el

vector del voltaje aplicado y el vector de la corriente total que circula por el

aislamiento bajo prueba = cos θ

Figura 80. Diagrama vectorial equivalente de un aislamiento bajo prueba

Debido a la situación de no ser aislantes perfectos, además de una corriente de

carga puramente capacitiva (Ic), siempre los atravesará una corriente que está en

fase con el voltaje aplicado (IR), a esta corriente se le denomina de pérdidas

dieléctricas. Sin embargo, cuando el transformador es energizado en el lado del

secundario, la corriente resistiva es muy pequeña y prácticamente limita las pérdidas

dieléctricas. En estas condiciones, el factor de potencia es muy bajo y la corriente

total está compuesta casi solo por el componente capacitivo. Por consiguiente, se

puede representar el factor de potencia como la relación entre la corriente resistiva y

la corriente capacitiva (muy parecida a la total).

117

2.6 Pruebas de factor de potencia del aislamiento de los transformadores depotencia (IEEE Std 62-1995. Numeral 6.1.6 )

El Factor de Potencia de un aislamiento es una cantidad a dimensional normalmente

expresada en por ciento, que se obtiene de la resultante formada por la corriente de

carga de pérdidas que toma el aislamiento al aplicarle una corriente de un voltaje

determinado.

El factor de potencia de un aislamiento se define como el coseno del ángulo entre el

vector del voltaje aplicado y el vector de la corriente total que circula por el

aislamiento bajo prueba = cos θ

Figura 80. Diagrama vectorial equivalente de un aislamiento bajo prueba

Debido a la situación de no ser aislantes perfectos, además de una corriente de

carga puramente capacitiva (Ic), siempre los atravesará una corriente que está en

fase con el voltaje aplicado (IR), a esta corriente se le denomina de pérdidas

dieléctricas. Sin embargo, cuando el transformador es energizado en el lado del

secundario, la corriente resistiva es muy pequeña y prácticamente limita las pérdidas

dieléctricas. En estas condiciones, el factor de potencia es muy bajo y la corriente

total está compuesta casi solo por el componente capacitivo. Por consiguiente, se

puede representar el factor de potencia como la relación entre la corriente resistiva y

la corriente capacitiva (muy parecida a la total).

117

2.6 Pruebas de factor de potencia del aislamiento de los transformadores depotencia (IEEE Std 62-1995. Numeral 6.1.6 )

El Factor de Potencia de un aislamiento es una cantidad a dimensional normalmente

expresada en por ciento, que se obtiene de la resultante formada por la corriente de

carga de pérdidas que toma el aislamiento al aplicarle una corriente de un voltaje

determinado.

El factor de potencia de un aislamiento se define como el coseno del ángulo entre el

vector del voltaje aplicado y el vector de la corriente total que circula por el

aislamiento bajo prueba = cos θ

Figura 80. Diagrama vectorial equivalente de un aislamiento bajo prueba

Debido a la situación de no ser aislantes perfectos, además de una corriente de

carga puramente capacitiva (Ic), siempre los atravesará una corriente que está en

fase con el voltaje aplicado (IR), a esta corriente se le denomina de pérdidas

dieléctricas. Sin embargo, cuando el transformador es energizado en el lado del

secundario, la corriente resistiva es muy pequeña y prácticamente limita las pérdidas

dieléctricas. En estas condiciones, el factor de potencia es muy bajo y la corriente

total está compuesta casi solo por el componente capacitivo. Por consiguiente, se

puede representar el factor de potencia como la relación entre la corriente resistiva y

la corriente capacitiva (muy parecida a la total).

Page 121: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

118

En este caso, la ecuación sería: = =Donde: ≈

Figura 81. Circuito eléctrico equivalente de un aislamiento bajo prueba

El ángulo complementario a es delta () como se indica en el gráfico anterior. El

valor de la tangente de dicho ángulo se define como el factor de disipación. Este

factor es aproximadamente igual al factor de potencia y esta dado por:ó ( ) = tan =Tanto el factor de disipación, como el de potencia deben ser valores bajos, pues

representan pérdidas indeseables en el aislamiento que pueden diagnosticar

presencia de cavidades en esta y por ende aparición de descargas parciales.

Ecuación para cálculo de FPEl factor de potencia es la relación de las pérdidas del dieléctrico (watts, miliwatts),

entre la carga que demanda el aislamiento bajo prueba (mili-amperes, milivolt-

ampere), manejado en porciento para facilidad de referencia.

El porciento de factor de potencia (%FP) es calculado usando la pérdida en watts de

la corriente total medida.

= ( é )(100)( )( )118

En este caso, la ecuación sería: = =Donde: ≈

Figura 81. Circuito eléctrico equivalente de un aislamiento bajo prueba

El ángulo complementario a es delta () como se indica en el gráfico anterior. El

valor de la tangente de dicho ángulo se define como el factor de disipación. Este

factor es aproximadamente igual al factor de potencia y esta dado por:ó ( ) = tan =Tanto el factor de disipación, como el de potencia deben ser valores bajos, pues

representan pérdidas indeseables en el aislamiento que pueden diagnosticar

presencia de cavidades en esta y por ende aparición de descargas parciales.

Ecuación para cálculo de FPEl factor de potencia es la relación de las pérdidas del dieléctrico (watts, miliwatts),

entre la carga que demanda el aislamiento bajo prueba (mili-amperes, milivolt-

ampere), manejado en porciento para facilidad de referencia.

El porciento de factor de potencia (%FP) es calculado usando la pérdida en watts de

la corriente total medida.

= ( é )(100)( )( )118

En este caso, la ecuación sería: = =Donde: ≈

Figura 81. Circuito eléctrico equivalente de un aislamiento bajo prueba

El ángulo complementario a es delta () como se indica en el gráfico anterior. El

valor de la tangente de dicho ángulo se define como el factor de disipación. Este

factor es aproximadamente igual al factor de potencia y esta dado por:ó ( ) = tan =Tanto el factor de disipación, como el de potencia deben ser valores bajos, pues

representan pérdidas indeseables en el aislamiento que pueden diagnosticar

presencia de cavidades en esta y por ende aparición de descargas parciales.

Ecuación para cálculo de FPEl factor de potencia es la relación de las pérdidas del dieléctrico (watts, miliwatts),

entre la carga que demanda el aislamiento bajo prueba (mili-amperes, milivolt-

ampere), manejado en porciento para facilidad de referencia.

El porciento de factor de potencia (%FP) es calculado usando la pérdida en watts de

la corriente total medida.

= ( é )(100)( )( )

Page 122: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

119

Los valores obtenidos de factor de potencia deben ser referenciados a una

temperatura de 20°C de tal manera que se pueda evaluar a una misma temperatura

y su tendencia en futuras mediciones.

Que detecta la mediciónLa prueba del factor de potencia es otra manera de evaluar las condiciones del

aislamiento de los devanados de transformadores, es una indicación de sus pérdidas

por unidad de volumen, un incremento del valor de FP puede indicar: humedad,

suciedad envejecimiento, contaminación, fallas, esfuerzos dieléctricos.

Método de pruebaLa prueba consiste en aplicar un potencial determinado (10 KV) al aislamiento que se

desea probar, medir la potencia en watts que se disipa a través de él y medir la carga

del mismo en volta-amperios.

Los cuidados a tomar en cuenta para ejecutar la prueba es des energizar los

terminales externas a las boquillas, desconectar el neutro del devanado, se debe

conectar en cortocircuito cada devanado en las terminales de sus boquillas y además

verificar que la superficie de las boquillas debe de estar limpia y seca.

Valores o límites recomendadosLos valores según la (IEEE std 62-1995. Numeral 6.1.6), para un FP<0.5% (20°C) se

considera excelente estado si el valor se encuentra entre 0.5% y 1.0% (20°C) son

aceptables y si el valor supera el 1% (20°C) es motivo de preocupación.

Se deberán realizar pruebas adicionales para investigar la causa del valor alto. Por lo

que deberían probarse los aisladores pasatapas y el líquido aislante para ver si ellos

contribuyen al valor alto de factor de potencia.

Page 123: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

120

ConsideracionesPara la interpretación de resultados de prueba, es necesario el conocimiento de

valores básicos de factor de potencia de materiales aislantes. Como referencia, se

presentan valores de factor de potencia y constantes dieléctricas de algunos

materiales.Tabla 12. Materiales aislantes, factor de potencia y constante dieléctrica de interpretación de resultados.

MATERIAL %FP A 20°C CONST. DIELECTRICAAire 0.0 1.0

Aceite 0.1 2.1Papel 0.5 2.0

Porcelana 2.0 7.0Hule 4.0 3.6

Barniz Cambray 4.0-8.0 4.5Agua 100.0 81.0

Equipo de mediciónEl equipo que se utilizan para realizar la prueba, es un medidor de factor de potencia,

existen varios tipos y marcas en el mercado, como por ejemplo el modelo M4000 de

doble.

Diagrama esquemático de los aislamientos de un transformador

Figura 82. Esquema de aislamiento de un transformador de potencia

Los aislamientos representados como CH (devanado de alta), CX (devanado de

baja) y CHX (devanado de alta-baja), son respectivamente los aislamientos entre el

devanado de alta tensión y tierra, entre el devanado de baja tensión y tierra, y el

aislamiento entre los devanados de alta y baja tensión. Estos aislamientos aunque

actúan distribuidos a lo largo de los devanados, se muestran como un solo capacitor

para mayor simplicidad.

Page 124: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

121

Prueba del factor de potencia del aislamiento

Figura 83. Prueba del factor de potencia del aislamiento del transformador de potencia

Tabla 13 Conexiones de pruebaPRUEBA CONEXIONES DE PRUEBA MIDE

(A) (B) MODO1 H X Ground CH+CHX2 H X Guarda CH3 X H Ground CX+CHX4 X H Guarda CX5 H X UST CHX

UST: Prueba de espécimen no puesto a tierra

121

Prueba del factor de potencia del aislamiento

Figura 83. Prueba del factor de potencia del aislamiento del transformador de potencia

Tabla 13 Conexiones de pruebaPRUEBA CONEXIONES DE PRUEBA MIDE

(A) (B) MODO1 H X Ground CH+CHX2 H X Guarda CH3 X H Ground CX+CHX4 X H Guarda CX5 H X UST CHX

UST: Prueba de espécimen no puesto a tierra

121

Prueba del factor de potencia del aislamiento

Figura 83. Prueba del factor de potencia del aislamiento del transformador de potencia

Tabla 13 Conexiones de pruebaPRUEBA CONEXIONES DE PRUEBA MIDE

(A) (B) MODO1 H X Ground CH+CHX2 H X Guarda CH3 X H Ground CX+CHX4 X H Guarda CX5 H X UST CHX

UST: Prueba de espécimen no puesto a tierra

Page 125: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

122

2.7 Prueba de corriente de excitación a transformadores de potencia (IEEE Std62-1995. Numeral 6.1.3)

La corriente de excitación es la que se genera en el transformador cuando se aplica

voltaje en los terminales del devanado de alta tensión, cuando el devanado de baja

tensión se encuentra abierto o sin carga.

Que detecta la medición.Detecta numerosos problemas tales como los daños o cambios en la geometría de

núcleo y devanados; así como espiras en cortocircuito, y juntas o terminales con

mala calidad.

En qué consiste la medición.Las pruebas de corriente de excitación se realizan con el medidor de factor de

potencia que se disponga. Consiste en medir la corriente (en miliamperios) que toma

un devanado de alta tensión al aplicar un nivel de voltaje de prueba de 10Kv a 60 Hz

manteniendo el transformador en vacio, es decir el devanado de baja tensión abierto.

La magnitud de la corriente de excitación, depende del voltaje aplicado, del número

de vueltas y de las dimensiones del devanado, cuando un devanado tiene una o

varias espiras en corto, estas espiras se convierten en un devanado adicional que se

encuentra en corto circuito incrementando las perdidas. Estas pérdidas originan que

la corriente de excitación se incremente.

También el exceso de corriente se puede deber a efectos dentro del circuito

magnético, como por ejemplo, cuando el núcleo presenta multi-aterrizamientos,

incrementan las pérdidas debido a la existencia de fallas en el aislamiento de los

tornillos de sujeción que aterrizan al núcleo con el yugo. Otro daño en el circuito

magnético consiste en el desplazamiento de las láminas del núcleo y la falla en su

aislamiento, lo cual incrementa sus pérdidas.

Page 126: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

123

En los transformadores conectados en estrella, la corriente de excitación se logra

medir aplicando un voltaje independiente a cada una de las fases y conectando un

amperímetro en serie entre el neutro y tierra. En este caso la corriente de excitación

medida en la pierna central es menor a la medida en las otras dos fases. Esto se

debe a que el flujo retorna por las dos piernas adyacentes. Luego de obtener los

resultados se compara con otros registros de otras unidades similares.

Preparativos de la pruebaAntes de realizar la prueba, es necesario tomar en cuenta las siguientes

consideraciones:

a) Todas las pruebas de corriente de excitación deben efectuarse en el devanado

de mayor tensión.

b) Cada devanado debe medirse en dos direcciones, es decir, primero se

energiza una terminal, se registran sus lecturas y enseguida se energiza la

otra terminal registrando también sus lecturas.

c) Tanto la prueba que se esté realizando ya sea en estrella no debe de exceder

el voltaje nominal de línea a neutro del transformador, y si la prueba que se

realice es en delta no debe de exceder el voltaje nominal de línea a línea del

transformador.

Calculo de la corriente de excitación.Cuando los valores obtenidos se comparan con valores históricos, o con mediciones

de otras fases o con las mediciones directas e inversas de la misma fase, se

considera como aceptable una variación de ±5%.

Las variaciones se calcularan de la siguiente forma:

% = − 100

Page 127: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

124

Cuando las variaciones entre los valores de corriente de excitación exceden él 5%,

(IEEE Std 62-1995. Numeral 6.1.6) se debe investigar las causas una de ellas es que

el núcleo se encuentre magnetizado.

Equipo a utilizarEquipo a utilizar para la medición de la corriente de excitación es el M4000 de

DOBLE ENGINEERING

Circuito de conexión

Figura 84. Medición de corriente de excitación en un Figura 85. Medición de corriente de excitaciónen un Tx conectado en estrella. (Medición directa) Tx conectado en estrella. (Medición inversa).

Tabla 14 Medición de la corriente de excitación en un transformador conectado en estrella.

TIPO DEMEDICIÓN

TERMINALA

ENERGIZAR

TERMINALDE

MEDICIÓNTERMINALESFLOTADAS

TERMINALESATERRIZADAS

CORRIENTE DEEXCITACIÓN(IE)

DirectaH1 H0 H2,H3,X1,X2,X3 X0* H1-H0H2 H0 H1,H3,X1,X2,X3 X0* H2-H0H3 H0 H1,H2,X1,X2,X3 X0* H3-H0

InversaH0 H1 H2,H3,X1,X2,X3 X0* H0-H1H0 H2 H1,H3,X1,X2,X3 X0* H0-H2H0 H3 H1,H2,X1,X2,X3 X0* H0-H3

124

Cuando las variaciones entre los valores de corriente de excitación exceden él 5%,

(IEEE Std 62-1995. Numeral 6.1.6) se debe investigar las causas una de ellas es que

el núcleo se encuentre magnetizado.

Equipo a utilizarEquipo a utilizar para la medición de la corriente de excitación es el M4000 de

DOBLE ENGINEERING

Circuito de conexión

Figura 84. Medición de corriente de excitación en un Figura 85. Medición de corriente de excitaciónen un Tx conectado en estrella. (Medición directa) Tx conectado en estrella. (Medición inversa).

Tabla 14 Medición de la corriente de excitación en un transformador conectado en estrella.

TIPO DEMEDICIÓN

TERMINALA

ENERGIZAR

TERMINALDE

MEDICIÓNTERMINALESFLOTADAS

TERMINALESATERRIZADAS

CORRIENTE DEEXCITACIÓN(IE)

DirectaH1 H0 H2,H3,X1,X2,X3 X0* H1-H0H2 H0 H1,H3,X1,X2,X3 X0* H2-H0H3 H0 H1,H2,X1,X2,X3 X0* H3-H0

InversaH0 H1 H2,H3,X1,X2,X3 X0* H0-H1H0 H2 H1,H3,X1,X2,X3 X0* H0-H2H0 H3 H1,H2,X1,X2,X3 X0* H0-H3

124

Cuando las variaciones entre los valores de corriente de excitación exceden él 5%,

(IEEE Std 62-1995. Numeral 6.1.6) se debe investigar las causas una de ellas es que

el núcleo se encuentre magnetizado.

Equipo a utilizarEquipo a utilizar para la medición de la corriente de excitación es el M4000 de

DOBLE ENGINEERING

Circuito de conexión

Figura 84. Medición de corriente de excitación en un Figura 85. Medición de corriente de excitaciónen un Tx conectado en estrella. (Medición directa) Tx conectado en estrella. (Medición inversa).

Tabla 14 Medición de la corriente de excitación en un transformador conectado en estrella.

TIPO DEMEDICIÓN

TERMINALA

ENERGIZAR

TERMINALDE

MEDICIÓNTERMINALESFLOTADAS

TERMINALESATERRIZADAS

CORRIENTE DEEXCITACIÓN(IE)

DirectaH1 H0 H2,H3,X1,X2,X3 X0* H1-H0H2 H0 H1,H3,X1,X2,X3 X0* H2-H0H3 H0 H1,H2,X1,X2,X3 X0* H3-H0

InversaH0 H1 H2,H3,X1,X2,X3 X0* H0-H1H0 H2 H1,H3,X1,X2,X3 X0* H0-H2H0 H3 H1,H2,X1,X2,X3 X0* H0-H3

Page 128: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

125

2.8 Pruebas de factor de potencia y capacitancia de boquillas (bushings). IEEEStd 62-1995. Numeral 6.2

Un bushing, es esencialmente una serie de capacitores concéntricos entre el

conductor central y el conector del soporte de tierra.

Figura 86. Comportamiento de un bushing capacitivo

La figura 86 se muestra un típico diseño de un condensador capacitor. Iguales

capacitancias, CA a través de C1, producen igual distribución de voltaje desde el

conductor central energizado hasta la capa y brida del condensador aterrizado.

Que detecta la medición.Esta prueba se realiza con el medidor de factor de potencia (M-4000).el cual detecta

el deterioro de la graduación capacitiva de los bushings, que se manifiesta en un

incremento en el valor de la capacitancia nominal, así como también de las perdidas

del sistema dieléctrico (papel-aceite), y malformación del mismo (porcelana) del

bushing.

En qué consiste la medición.Las pruebas del factor de potencia y capacitancia a los bushings. Se realizan con el

medidor de factor de potencia.

125

2.8 Pruebas de factor de potencia y capacitancia de boquillas (bushings). IEEEStd 62-1995. Numeral 6.2

Un bushing, es esencialmente una serie de capacitores concéntricos entre el

conductor central y el conector del soporte de tierra.

Figura 86. Comportamiento de un bushing capacitivo

La figura 86 se muestra un típico diseño de un condensador capacitor. Iguales

capacitancias, CA a través de C1, producen igual distribución de voltaje desde el

conductor central energizado hasta la capa y brida del condensador aterrizado.

Que detecta la medición.Esta prueba se realiza con el medidor de factor de potencia (M-4000).el cual detecta

el deterioro de la graduación capacitiva de los bushings, que se manifiesta en un

incremento en el valor de la capacitancia nominal, así como también de las perdidas

del sistema dieléctrico (papel-aceite), y malformación del mismo (porcelana) del

bushing.

En qué consiste la medición.Las pruebas del factor de potencia y capacitancia a los bushings. Se realizan con el

medidor de factor de potencia.

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2.8 Pruebas de factor de potencia y capacitancia de boquillas (bushings). IEEEStd 62-1995. Numeral 6.2

Un bushing, es esencialmente una serie de capacitores concéntricos entre el

conductor central y el conector del soporte de tierra.

Figura 86. Comportamiento de un bushing capacitivo

La figura 86 se muestra un típico diseño de un condensador capacitor. Iguales

capacitancias, CA a través de C1, producen igual distribución de voltaje desde el

conductor central energizado hasta la capa y brida del condensador aterrizado.

Que detecta la medición.Esta prueba se realiza con el medidor de factor de potencia (M-4000).el cual detecta

el deterioro de la graduación capacitiva de los bushings, que se manifiesta en un

incremento en el valor de la capacitancia nominal, así como también de las perdidas

del sistema dieléctrico (papel-aceite), y malformación del mismo (porcelana) del

bushing.

En qué consiste la medición.Las pruebas del factor de potencia y capacitancia a los bushings. Se realizan con el

medidor de factor de potencia.

Page 129: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

126

Las mediciones que se realizan son:

Medición capacitiva en C1

Medición capacitiva en C2.

Medición con collar caliente.

Medición capacitiva en C1.Esta medición permite determinar la capacitancia entre el conductor principal y el tap

capacitivo de la boquilla. El valor obtenido se compara con el valor indicado en la

placa de datos. El valor aceptable para C1 es del 0.5% corregido a una temperatura

del 20°C.

Si la medición indica una diferencia del 5% se deberá investigar la causa con una

diferencia del 10% de debe de retirar de servicio. Para investigar la causa se

recomienda realizar pruebas adicionales del laboratorio, cromatografía de gases,

pruebas físico químicas al aceite etc.

Figura 87. Prueba C1-UST.

126

Las mediciones que se realizan son:

Medición capacitiva en C1

Medición capacitiva en C2.

Medición con collar caliente.

Medición capacitiva en C1.Esta medición permite determinar la capacitancia entre el conductor principal y el tap

capacitivo de la boquilla. El valor obtenido se compara con el valor indicado en la

placa de datos. El valor aceptable para C1 es del 0.5% corregido a una temperatura

del 20°C.

Si la medición indica una diferencia del 5% se deberá investigar la causa con una

diferencia del 10% de debe de retirar de servicio. Para investigar la causa se

recomienda realizar pruebas adicionales del laboratorio, cromatografía de gases,

pruebas físico químicas al aceite etc.

Figura 87. Prueba C1-UST.

126

Las mediciones que se realizan son:

Medición capacitiva en C1

Medición capacitiva en C2.

Medición con collar caliente.

Medición capacitiva en C1.Esta medición permite determinar la capacitancia entre el conductor principal y el tap

capacitivo de la boquilla. El valor obtenido se compara con el valor indicado en la

placa de datos. El valor aceptable para C1 es del 0.5% corregido a una temperatura

del 20°C.

Si la medición indica una diferencia del 5% se deberá investigar la causa con una

diferencia del 10% de debe de retirar de servicio. Para investigar la causa se

recomienda realizar pruebas adicionales del laboratorio, cromatografía de gases,

pruebas físico químicas al aceite etc.

Figura 87. Prueba C1-UST.

Page 130: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

127

Medición capacitiva en C2.Esta medición permite determinar la capacitancia entre el tap capacitivo y la brida de

la boquilla. Se recomienda la realizar la prueba a 500V, el valor obtenido se compara

con el valor de la capacitancia o datos anteriores.

Figura 88. Prueba C2-GST guarda.

Medición con collar caliente.Esta medición se debe realizar a boquillas llenas de aceite o compound y el collar

caliente se coloca en el primer faldón superior. Con esta medición se verifica el nivel

aceite, humedad interna, así como las fisuras del aislamiento externo. Los valores

obtenidos en la medición deben ser ≤ 0.1W. a 10 Kv. Si al realizar la medición los

resultados se encuentran fuera del rango de aceptación, se debe de realizar la

medición de con collar caliente múltiple (esta medición se realiza colocando el collar

faldón por faldón).

Page 131: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

128

Interpretación de resultados.Las lecturas de la prueba de factor de potencia en bushings pueden depender de

ciertos factores como la temperatura y humedad. Para los valores prácticos se debe

corregir referenciado a una temperatura estándar (20°C), se consideran normales

valores de factor de potencia por debajo de 0.5%.

Figura 89. Medición de collar - UST

Page 132: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

129

2.9 Pruebas de componentes y accesorios de los transformadores de potencia.

2.9.1 Pruebas del relevador buchholzGeneralidadesRecordando que el relevador buchholz es una protección para transformadores con

tanque conservador. Este relevador actúa en consecuencia de los defectos.

Fallas a tierra entre elementos bajo tensión y núcleo de hierro o cuba

Cortocircuito entre espiras

Fuga de aceite continua

Entrada de aire en el sistema

Es importante que el relevador responda solamente a los defectos que pueden surgir

en el transformador. Influencias externas por ejemplo, fuertes vibraciones como

terremotos o otras provocadas por las condiciones de funcionamiento no deben

provocar el funcionamiento del relevador buchholz; por esa razón, este tipo de

relevador es insensible a las vibraciones y soporta choques hasta cinco veces la

aceleración de la gravedad.

DescripciónEl relevador buchholz consta de los siguientes elementos: su caja de soporte, juego

de contactos y la tapa. Para verificar el funcionamiento de los contactos, existen dos

ventanas en cada lado de la caja, si es necesario realizar la fijación de las ventanas

se realiza por medio de tornillos de aprieto, en la parte más baja de la caja existe un

tapón de vaciamiento.

El juego de contactos, el grifo de purga, el interruptor de ensayo, dos soportes y los

terminales de conexión están fijados en la tapa. Los terminales de conexión y el

terminal de tierra se encuentran en la caja de terminales que forma una sola pieza de

fundición con la tapa del relevador.

Page 133: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

130

Los elementos de protección y disparo son los siguientes:

El sistema de alarma, superior, que comprende: el flotador superior con imán

permanente, y interruptor magnético.

El sistema de disparo, inferior, que comprende: el flotador inferior con imán

permanente, interruptor magnético y válvula de retención ajustable.

De los cuatro terminales de conexión, los cables de los terminales 1 y 2 se conectan

al dispositivo de disparo y los cables de los terminales 3 y 4 al dispositivo de alarma.

FuncionamientoEn estado de reposo los dos flotadores se encuentran en la posición superior por

acción del impulso ejercido por el aceite existente en el relé. Si ocurre una fuga de

aceite continua, el nivel de aceite en el relé baja y, con él, el flotador superior baja a

la posición inferior. A medida el aceite continúa fugándose el imán acoplado

mecánicamente al flotador pasa por el interruptor magnético, que hace actuar un

contacto eléctrico. Esta actuación provoca una señal de alarma, en éste caso el nivel

del líquido indica un valor menor que 300 cm³ en la escala del visor.

Si después de la alarma, sigue habiendo pérdida de líquido, el nivel en el relé bajará

aún más, lo que provocará que baje el flotador interior. Entonces, el imán inferior

acoplado mecánicamente al flotador inferior, pasará por el interruptor magnético que

hace actuar también un contacto eléctrico, se dará entonces el corte del aparato a

proteger. Esta operación tiene lugar antes que el nivel del líquido llegue a la parte

inferior del diámetro interior de la tubería.

Page 134: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

131

Cuando ocurre un defecto eléctrico en el transformador, existe siempre la formación

de gases, conforme el defecto sea grande o pequeño así será abundante o diminuta

la formación de gases. El gas formado sube en el transformador y llega al relé por

medio de la tubería.

En el relevador buchholz, el gas sube también y se aloja, en un espacio previsto

especialmente para eso, por encima del flotador superior. El aceite es desplazado

por el gas y el flotador superior baja, acompañando el nivel del aceite. Habrá

entonces una alarma por perdida de aceite. Desde éste nivel, si la formación de gas

es pequeña, el gas pasará directamente hacia el conservador y no hace actuar el

flotador inferior. Sin embargo si la falla es grande, la formación de gas será muy

grande y en este caso, el gas provocará un fuerte flujo de aceite hacia el

conservador.

En el relevador Buchholz esta corriente de aceite empuja la válvula de retención,

colocada próximo a la entrada, en dirección del desplazamiento del aceite. De esta

forma el imán pasa también por el interruptor magnético inferior, actuando el

respectivo contacto eléctrico. Así se consigue el corte para protección del

transformador.

Ajuste de la válvula de retenciónEn el relé con dos flotadores, es posible ajustar la válvula de retención-acoplada al

flotador inferior desde la velocidad de evacuación de 65 cm/s hasta 150 cm/s. Se

suministra ajustada en 100 cm/s, para modificar el valor del ajuste es necesario

vaciar el Buchholz, abrirlo y después de desapretar el tornillo de fijación, ajustar la

válvula de retención para el valor pretendido he indicado en la escala.

Ensayo de funcionamiento del flotador de alarma con la bomba de ensayoSe adapta una bomba de ensayo, tipo bomba de bicicleta, al grifo de purga. Se abre

el grifo y, con la bomba, se introduce aire en el relé hasta que el contacto sea

actuado por el descenso del flotador superior.

Page 135: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

132

Prueba de funcionamiento del flotador de alarma y del flotador de disparo pormedio del interruptor de prueba.

Cuando se aprieta el interruptor de ensayo, baja primero el flotador superior y

después el inferior. De esta forma se simula el funcionamiento en caso de falta de

aceite. La posición de los flotadores puede ser observada por las ventanas de la

caja. El funcionamiento eléctrico puede ser determinado por el buen funcionamiento

de los componentes que el relevador buchholz acciona (alarma, disparo). Antes de

poner el transformador en servicio, es necesario hacer un ensayo de funcionamiento

del relevador buchholz lleno de aceite.

Figura 90. Vista interna del relevador buchholz

Page 136: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

133

2.9.2 Pruebas a termómetros de aceites y devanado

GeneralidadesCon la finalidad de que el personal encargado de la operación y mantenimiento del

transformador pueda conocer la temperatura del líquido aislante, devanados, así

como la del transformador, los fabricantes del mismo instalan medidores de

temperatura en el tanque del transformador, y es necesario por lo tanto realizar un

mantenimiento a estos componentes, a continuación mostraremos las pruebas a

termómetros de aceite y devanados.

Comprobación de calibraciónPara comprobar la calibración hay que colocar el bulbo en agua hirviendo (100°C) o

en baño de agua con temperatura homogénea y utilizando un termómetro para

controlar la temperatura.

Medir la temperatura después de transcurridos 15 minutos. Si fuera necesario,

ajustar la aguja girando con cuidado el tornillo de la aguja. Si el error es mayor que

5°C hay que referirse al distribuidor o fabricante.

Ajuste de los micro interruptoresEl ajuste del micro-interruptor es para calibran en fábrica, pero se puede ajustar cada

micro-interruptor de forma independiente utilizando la escala del micro-interruptor de

la siguiente manera:

Se afloja el tornillo situado en la aguja roja

Se sujeta el tornillo y se gira la escala hasta que la aguja roja, situada debajo

del tornillo, se situé sobre el punto de contacto elegido

Se aprieta el tornillo en ésa posición.

Para comprobar que la posición de contacto es correcta, se gira lentamente el

eje de la escala, de tal forma que la aguja indicadora de la temperatura apunte

a valores de la escala más alta.

Page 137: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

134

No se debe girar el eje de la escala en la otra dirección, ya que se puede des

calibrar el indicador. Para efectuar la comprobación, el indicador debe estar

colocado en posición vertical

Los micro-interruptores, cuyos contactos se cierran cuando aumenta la temperatura,

tienen los siguientes valores de corte y cierre (Para modelo de termómetro AKM serie

34 para temperatura de aceite y el serie 35 temperatura de devanado):

6 A 250 VC.A.2 A 250 V C.C

Tabla 15. Valores de micro interruptores

Indicador de la temperatura del devanado (WTI)

El indicador de temperatura de devanado (tiene la misión de medir la temperatura en

el punto más caliente del devanado de un transformador. Como es difícil medir

directamente la temperatura del mismo se ha ideado un instrumento que permite

reproducir indirectamente la temperatura y vigilarla.

El indicador tiene un dispositivo sensor (1) situado en una cavidad llena de aceite

existente en la tapa de la caja del transformador. Este sensor está conectado a la

caja del instrumento mediante una conducción capilar (2). El tubo capilar está unido

al fuelle de medida (3) del instrumento.

El sistema de medida está lleno de un líquido que cambia de volumen al variar la

temperatura. Un fuelle de compensación actúa sobre el fuelle de medida mediante la

transmisión 4, con lo que se compensan las variaciones de temperatura ambiente.

Page 138: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

135

Figura 91. Indicador de temperatura de devanado

Indicador de la temperatura del aceite (OTI)El indicador de temperatura de aceite cumple las funciones de medición y protección

del transformador.

Medición:a) Permite medir la temperatura de la capa superior de aceite.

b) Registra la temperatura máxima alcanzada por el transformador.

2 Tubo capilar3 Fuelle de medida4 Fuelle de compresión6 Conductores de conexión7 Mecanismo de transmisión8 Aguja9 Eje10 Conmutador de mercurio11 Tambor graduado12 Bloque de terminales15 Prensaestopas para los cables18 Aguja19 Tornillo de fijación

1 Cavidad llena de aceite2 Tubo capilar5 Resistencia de calentamiento16 Transformador de intensidad

principal17 Unidad de adaptación AKM 44677 o

44678

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Figura 91. Indicador de temperatura de devanado

Indicador de la temperatura del aceite (OTI)El indicador de temperatura de aceite cumple las funciones de medición y protección

del transformador.

Medición:a) Permite medir la temperatura de la capa superior de aceite.

b) Registra la temperatura máxima alcanzada por el transformador.

2 Tubo capilar3 Fuelle de medida4 Fuelle de compresión6 Conductores de conexión7 Mecanismo de transmisión8 Aguja9 Eje10 Conmutador de mercurio11 Tambor graduado12 Bloque de terminales15 Prensaestopas para los cables18 Aguja19 Tornillo de fijación

1 Cavidad llena de aceite2 Tubo capilar5 Resistencia de calentamiento16 Transformador de intensidad

principal17 Unidad de adaptación AKM 44677 o

44678

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Figura 91. Indicador de temperatura de devanado

Indicador de la temperatura del aceite (OTI)El indicador de temperatura de aceite cumple las funciones de medición y protección

del transformador.

Medición:a) Permite medir la temperatura de la capa superior de aceite.

b) Registra la temperatura máxima alcanzada por el transformador.

2 Tubo capilar3 Fuelle de medida4 Fuelle de compresión6 Conductores de conexión7 Mecanismo de transmisión8 Aguja9 Eje10 Conmutador de mercurio11 Tambor graduado12 Bloque de terminales15 Prensaestopas para los cables18 Aguja19 Tornillo de fijación

1 Cavidad llena de aceite2 Tubo capilar5 Resistencia de calentamiento16 Transformador de intensidad

principal17 Unidad de adaptación AKM 44677 o

44678

Page 139: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

136

Protección:Al subir la temperatura y alcanzar los valores previamente establecidos cierra los

contactos de:

a) 1º etapa – arranque de ventiladores.

b) 2º etapa – arranque de ventiladores.

c) Señalización de alarma.

d) Desconexión.

El instrumento está compuesto por una caja estanca, de aluminio, con un visor de

policarbonato, tras el cual se aprecian el indicador de temperatura y las escalas. Por

la parte inferior de la caja sale un tubo capilar flexible con su correspondiente sonda.

El sistema detector de la temperatura es del tipo de expansión (sin mercurio).

El tubo capilar de cromo niquel con acabado galvanoplástico de estaño está

protegido por una cubierta de PVC. Las temperaturas recomendadas para el ajuste

de los contactos de alarma y desenganche en el termómetro AKM 34 son los

siguientes:

Alarma: 85ºC

Disparo: 95ºC

Figura 92. Indicador de la temperatura del aceite.

1 Indicador máximo deagua

2 Escala

3 Indicador

4 Escala

5 Tubo capilar

6 Sensor

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Protección:Al subir la temperatura y alcanzar los valores previamente establecidos cierra los

contactos de:

a) 1º etapa – arranque de ventiladores.

b) 2º etapa – arranque de ventiladores.

c) Señalización de alarma.

d) Desconexión.

El instrumento está compuesto por una caja estanca, de aluminio, con un visor de

policarbonato, tras el cual se aprecian el indicador de temperatura y las escalas. Por

la parte inferior de la caja sale un tubo capilar flexible con su correspondiente sonda.

El sistema detector de la temperatura es del tipo de expansión (sin mercurio).

El tubo capilar de cromo niquel con acabado galvanoplástico de estaño está

protegido por una cubierta de PVC. Las temperaturas recomendadas para el ajuste

de los contactos de alarma y desenganche en el termómetro AKM 34 son los

siguientes:

Alarma: 85ºC

Disparo: 95ºC

Figura 92. Indicador de la temperatura del aceite.

1 Indicador máximo deagua

2 Escala

3 Indicador

4 Escala

5 Tubo capilar

6 Sensor

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Protección:Al subir la temperatura y alcanzar los valores previamente establecidos cierra los

contactos de:

a) 1º etapa – arranque de ventiladores.

b) 2º etapa – arranque de ventiladores.

c) Señalización de alarma.

d) Desconexión.

El instrumento está compuesto por una caja estanca, de aluminio, con un visor de

policarbonato, tras el cual se aprecian el indicador de temperatura y las escalas. Por

la parte inferior de la caja sale un tubo capilar flexible con su correspondiente sonda.

El sistema detector de la temperatura es del tipo de expansión (sin mercurio).

El tubo capilar de cromo niquel con acabado galvanoplástico de estaño está

protegido por una cubierta de PVC. Las temperaturas recomendadas para el ajuste

de los contactos de alarma y desenganche en el termómetro AKM 34 son los

siguientes:

Alarma: 85ºC

Disparo: 95ºC

Figura 92. Indicador de la temperatura del aceite.

1 Indicador máximo deagua

2 Escala

3 Indicador

4 Escala

5 Tubo capilar

6 Sensor

Page 140: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

137

CAPÍTULO III ANÁLISIS DE ACEITES A TRANSFORMADORES DE POTENCIA

3.1 Introducción

En este capítulo su enfoque es reforzar, ampliar y mostrar los ensayos y el análisis

de aceites utilizados en los transformadores de potencia, se muestran las pruebas

realizadas en el laboratorio de pruebas de aceite dieléctrico del transformador las

cuales servirán como un marco histórico para un análisis se podrá diagnosticar su

estado actual para garantizar el funcionamiento óptimo del transformador de

potencia.

Debido a que los transformadores se basan en la topología de construcción bajo las

normas y estándares internacionales (ANSI IEEE), mostraremos cuales son los que

se cumplen en el aceite aislante utilizado en el transformador de potencia.

Formularemos seguidamente el diseño de modelo de mantenimiento de

transformadores de potencia de acuerdo a las pruebas de campo y del análisis de

muestras de aceite, previamente para mostrar al usuario los datos que le permitirán

diagnosticar efectivamente las fallas del transformador y optimizar su continuidad de

servicio.

Page 141: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

138

3.2 Generalidades del aceite3.2.1 Antecedentes históricos del aceite en transformadoresLos primeros transformadores no empleaban el aceite como medio aislante, si no

que utilizaban el aire como medio dieléctrico. En cuanto a los diseños de

transformadores presentaban grandes pérdidas de energía, esto debido a que

generaban una gran cantidad de calor en el núcleo y las bobinas. El aire no era

suficientemente efectivo para disipar el calor, por lo que se limitó la utilidad del

transformador a diseños de muy baja capacidad. Elihu Thomson patentó el uso

del aceite mineral en 1887 y aproximadamente cinco años más tarde, se utilizaba

el aceite como aislante dieléctrico en el ámbito comercial.

3.2.2 Tipos de aceitesEl aceite es un componente muy importante del aislamiento del transformador. El

aceite aislante debe tener una rigidez dieléctrica alta, un bajo factor de potencia,

una estabilidad química y física, y de preferencia de bajo costo. Existen diferentes

tipos de aceites aislantes, los cuales podemos clasificar en: sintético, los

derivados del petróleo y vegetales.

3.3 Aceites sintéticos3.3.1 Generalidades de los PCB´sEstos aceites son comúnmente llamados bifenilos policlorados (PCB´s) también

conocidos como askareles o PCD´s son compuestos químicos formados por

cloro, carbono e hidrógeno. Fueron sintetizados por primera vez en 1881 por

SCHMITT-SCHULZ en Alemania.

Los PCB´s son sustancias con fórmula general C12H10-nCln. El número y posición

de los átomos de cloro determina las propiedades biológicas y su comportamiento

ambiental de cada uno de los bifenilos policlorados (PCB´s)

Page 142: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

139

En 1929, la empresa Monsanto (EE.UU.) inició la producción industrial. El PCB es

resistente al fuego, muy estable, no conduce electricidad, tiene baja volatilidad a

temperaturas normales, son insolubles en agua, químicamente estables,

altamente aislantes, con el punto de ebullición a alta temperatura, y no

inflamables (+170º C).

Muchos experimentos de laboratorio y otros estudios han intentado determinar los

efectos que producen los PCB´s en la salud de los seres humanos, los PCB´s

pueden ingresar en el cuerpo a través del contacto de la piel, por la inhalación de

vapores o por la ingestión de alimentos en la cadena alimenticia que contengan

residuos del compuesto.

Pero el principal riesgo ocurre si los transformadores explotan o se prenden

fuego, en ese caso el PCB se transforma en un producto químico denominado

dioxina, estas son las sustancias más dañinas que se conocen. Suele ser más

tóxico que el cianuro y se ha comprobado que son cancerígenos.

El PCB es considerado un "contaminante orgánico persistente", es decir que

permanece en el medio ambiente por largos períodos. En 1972, La Ley sobre

dictaminación y fabricación de sustancias químicas prohibió en principio la

producción, la importación y la utilización de los bifenilos policlorados.

En 1976 la Organización mundial para la salud (OMS) recomendó la prohibición

de la fabricación, comercialización y uso de los PCB’s a nivel mundial. En 1978 la

Organización de Naciones Unidas (ONU), recomendó la destrucción de los

PCB’s, mediante su incineración a altas temperaturas.

Page 143: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

140

3.3.2 Usos de los PCB’sDebido a su gran estabilidad térmica, química y biológica, así como por su

elevada constante dieléctrica, los PCBs se usaron anteriormente como aislantes

para equipos eléctricos como transformadores, capacitores y termostatos.

Por sus características anti-inflamables la mayoría de los aceites dieléctricos con

PCB´s se usaron fundamentalmente en áreas con alto riesgo de incendio, tales

como plantas industriales, en transporte colectivo de tracción eléctrica (tranvías) y

en la industria petroquímica.

3.3.3 Peligros para la salud que originan las dioxinas y los PCB’sLa Organización Mundial de la Salud comprobó, que el PCB es cancerígeno y las

dioxinas generadas por la explosión e incendio de los transformadores producen:

Leucemias

Mal de Párkinson

Diabetes

Malformaciones

Chloracné: una condición dolorosa que desfigura la piel, con manchas de

color rojizo y eczemas.

Daños al hígado y páncreas.

Anemias crónicas.

Irritación en las mucosas.

Hoy existen alternativas al PCB mucho más seguras como los aceites de silicón o

ciertos tipos de aceite mineral dieléctricos.

Page 144: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

141

3.3.4 Aceites SiliconadosEste tipo de aceite o fluido Siliconado (Polímero de Dimetilsiloxano nombre

químico) es una base de silicona dimetílica, en la actualidad es uno de los

compuestos menos peligrosos y uno de los mejores sustitutos de los PCB´s. Este

tipo de aceite es altamente estable, con una capacidad de resistencia al fuego

más alta que los aceites minerales y además es un refrigerante dieléctrico y no

contaminante.

Si a un transformador proyectado para aceite mineral o PCB´s se lo refrigera con

aceite siliconado, la potencia del transformador se reduce en 5-10% debido a su

mayor viscosidad.

Recientemente se han empleado fluidos sintéticos a base de silicona en

aplicaciones especiales donde un alto grado de seguridad y muy amplio tiempo

de servicio es requerido. Las pruebas a los aceites sintéticos a base de silicona

son prácticamente las mismas que se realizan a un aceite mineral. El test de

oxidación no se requiere para las siliconas debido a que este material no se oxida

(no forma lodos).

Page 145: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

142

3.4 Aceites mineralesLos aceites dieléctricos de origen mineral se obtienen de derivados del petróleo,

que posee propiedades eléctricas aislantes.

El proceso de fabricación involucra la destilación del crudo y su posterior

refinación mediante tratamientos por ácidos, extracción por solventes o

hidrogenación.

Figura 93. Proceso general de fabricación del aceite mineral

El aceite mineral se encuentra formado por compuestos de hidrocarburos y no-

hidrocarburos. A continuación, se presenta de forma breve la composición

química del aceite mineral.

HidrocarburosPor definición, los hidrocarburos son compuestos químicos que contienen solo

hidrógeno y carbono. Los compuestos de hidrocarburos son el mayor

constituyente del aceite mineral y pueden ser divididos en tres grandes grupos:

• Parafínicos

• Nafténicos

• Aromáticos

142

3.4 Aceites mineralesLos aceites dieléctricos de origen mineral se obtienen de derivados del petróleo,

que posee propiedades eléctricas aislantes.

El proceso de fabricación involucra la destilación del crudo y su posterior

refinación mediante tratamientos por ácidos, extracción por solventes o

hidrogenación.

Figura 93. Proceso general de fabricación del aceite mineral

El aceite mineral se encuentra formado por compuestos de hidrocarburos y no-

hidrocarburos. A continuación, se presenta de forma breve la composición

química del aceite mineral.

HidrocarburosPor definición, los hidrocarburos son compuestos químicos que contienen solo

hidrógeno y carbono. Los compuestos de hidrocarburos son el mayor

constituyente del aceite mineral y pueden ser divididos en tres grandes grupos:

• Parafínicos

• Nafténicos

• Aromáticos

142

3.4 Aceites mineralesLos aceites dieléctricos de origen mineral se obtienen de derivados del petróleo,

que posee propiedades eléctricas aislantes.

El proceso de fabricación involucra la destilación del crudo y su posterior

refinación mediante tratamientos por ácidos, extracción por solventes o

hidrogenación.

Figura 93. Proceso general de fabricación del aceite mineral

El aceite mineral se encuentra formado por compuestos de hidrocarburos y no-

hidrocarburos. A continuación, se presenta de forma breve la composición

química del aceite mineral.

HidrocarburosPor definición, los hidrocarburos son compuestos químicos que contienen solo

hidrógeno y carbono. Los compuestos de hidrocarburos son el mayor

constituyente del aceite mineral y pueden ser divididos en tres grandes grupos:

• Parafínicos

• Nafténicos

• Aromáticos

Page 146: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

143

a) Parafínicos: Los parafínicos son generalmente considerados

hidrocarburos saturados, caracterizados por una estructura de enlaces

rectos.

Figura 94. Estructura de un hidrocarburo parafínico

b) Nafténicos: Los nafténicos son clasificados como compuestos de enlaces

en forma de anillo, los nafténicos pueden ser monocíclicos, bicíclicos, etc.

Figura 95. Estructura de un hidrocarburo naftenico monocíclico

c) Aromáticos: Los compuestos aromáticos, poseen uno o más anillos

aromáticos, los cuales pueden ser unidos con anillos acíclicos.

Figura 96. Estructura de un hidrocarburo aromático

143

a) Parafínicos: Los parafínicos son generalmente considerados

hidrocarburos saturados, caracterizados por una estructura de enlaces

rectos.

Figura 94. Estructura de un hidrocarburo parafínico

b) Nafténicos: Los nafténicos son clasificados como compuestos de enlaces

en forma de anillo, los nafténicos pueden ser monocíclicos, bicíclicos, etc.

Figura 95. Estructura de un hidrocarburo naftenico monocíclico

c) Aromáticos: Los compuestos aromáticos, poseen uno o más anillos

aromáticos, los cuales pueden ser unidos con anillos acíclicos.

Figura 96. Estructura de un hidrocarburo aromático

143

a) Parafínicos: Los parafínicos son generalmente considerados

hidrocarburos saturados, caracterizados por una estructura de enlaces

rectos.

Figura 94. Estructura de un hidrocarburo parafínico

b) Nafténicos: Los nafténicos son clasificados como compuestos de enlaces

en forma de anillo, los nafténicos pueden ser monocíclicos, bicíclicos, etc.

Figura 95. Estructura de un hidrocarburo naftenico monocíclico

c) Aromáticos: Los compuestos aromáticos, poseen uno o más anillos

aromáticos, los cuales pueden ser unidos con anillos acíclicos.

Figura 96. Estructura de un hidrocarburo aromático

Page 147: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

144

No- HidrocarburosEl petróleo, del cual se deriva el aceite usado en transformadores, también

contiene compuestos que no son hidrocarburos. Dichos compuestos presentan

una estructura semejante a la de los hidrocarburos, con la salvedad de que los

átomos de carbono son reemplazados por uno, dos, tres o más átomos de azufre,

oxigeno o nitrógeno.

Los compuestos no-hidrocarburos en el aceite mineral pueden ser ácidos

nafténicos, ésteres, alcoholes, entre otros.

3.5 Aceites parafínicos y nafténicosExisten fundamentalmente dos tipos de crudos básicos para la obtención del aceite

aislante mineral, los de base nafténica y los de base parafínica.

Puesto que el aceite mineral es una mezcla de hidrocarburos, se denomina de base

parafínica cuando la proporción de hidrocarburos parafínicos son mayores que los

hidrocarburos nafténicos. Y caso contrario se denominan de base nafténica cuando

la proporción de hidrocarburos nafténicos son mayores que los hidrocarburos

parafínicos.

3.5.1 Diferencias de aceites parafínicos y nafténicosHasta el año 1920, el aceite aislante parafínico tenía amplio uso, pero su punto de

fluidez no era lo suficientemente bajo para que pudiese ser utilizado en aparatos

eléctricos instalados en la intemperie, en regiones cuyo invierno es riguroso.

Entonces fue substituido por el aceite nafténico, porque su punto de fluidez (-40

ºC) permitía su utilización en aparatos sometidos a temperaturas muy bajas. Las

materias primas del petróleo se están volviendo cada vez más escasas y por eso,

la utilización del aceite parafínico se vuelve cada vez más imperiosa. Tal hecho

motivó a la realización de investigaciones, para obtener un aceite parafínico con

características adecuadas para ser utilizado en aparatos eléctricos.

Page 148: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

145

S. D. Myers tercera edición (“A Guide to Transformer Maintenance”), cita las

siguientes diferencias de los aceites parafínicos y nafténicos:

1. Precipitación de partículas de carbón.

En los aceites parafínicos, la precipitación de las partículas de carbón es

lenta en cambio en los aceites nafténicos es rápida.

2. Comportamiento en temperaturas bajas.

El aceite parafínico puede formar cera parafínica a 0 ºC, a no ser que sea

muy bien descerado. El aceite nafténico se comporta muy bien a –40 ºC.

3. Formación de ácidos

Hay indicaciones de que los ácidos formados en los aceites parafínicos

son más fuertes que de los que se forman en los aceites nafténicos.

4. Liberación de gases

El aceite parafínico libera el hidrogenado gaseoso, que es desaconsejable.

Los aceites nafténicos absorben el hidrogenado gaseoso.

5. Punto de anilina y recuperación

Los aceites parafínicos tienen un punto de anilina más elevado (de 79 ºC a

84 ºC) que los nafténicos (de 59 ºC a 82 ºC) y por eso su regeneración es

más difícil.

6. Rompimientos y Burbujeo

Durante el enfriamiento del aceite parafínico, puede haber formación de

burbujas o rompimiento de la corriente de flujo del aceite debido a su

contracción. Como consecuencia, la rigidez eléctrica de todo el sistema de

aislamiento queda reducida, pudiendo haber formación de descargas

parciales.

Page 149: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

146

7. Viscosidad del aceite

Con la baja temperatura, la viscosidad del aceite aumenta. La colocación

de un modificador de flujo en el aceite parafínico mejora su escurrimiento.

Datos conflictivosA. El envejecimiento de los aceites parafínicos tienden a producir mayor

cantidad de dióxido de carbono en papel aislante que los nafténicos. Se

concluye por lo tanto que el papel celulósico se deteriorara más rápido en

el aceite parafínico, lo que contradice con la creencia general de que el

envejecimiento de la aislación parece no depender del aceite.

B. Estudios realizados hasta ahora Indican que los aceites parafínicos,

mezclados con otros tipos de aceite, descerados y adicionados de

modificadores de escurrimiento, pueden ser comparados con los

tradicionales aceites nafténicos. Muchas autoridades en el asunto

reconocen que la mejor manera de probar el aceite aislante es colocarlos

en servicio y acompañar su comportamiento.

Composición de los aceites parafínicos y nafténicosLas propiedades de un buen aceite de transformador no son propias o no están

presentes, en forma exclusiva, en un determinado tipo de hidrocarburo, sino que

por el contrario se encuentran repartidas entre varios (Nafténicos, parafínicos y

aromáticos). Una composición típica de un buen aceite dieléctrico responde a las

siguientes proporciones:

Hidrocarburos Aromáticos: 4 a 7%

Hidrocarburos Parafínicos: 45 a 55%

Hidrocarburos Nafténicos: 50 a 60%

Page 150: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

147

Los contenidos de los diferentes tipos de hidrocarburos en un aceite varían según

el crudo empleado, y la cantidad total después del refinado variará de uno a otro

proceso. La variedad de los tipos de hidrocarburos que se encuentran en los

aceites de transformador dependerá de los destilados, del tipo de procesado y del

uso a que se destine el aceite: no inhibido o inhibido, etc.

Es importante tener en cuenta que, aunque todos estos aceites satisfacen las

normativas estándar de la actualidad, pueden presentar un comportamiento

bastante distinto cuando entran en servicio.

Características de los hidrocarburos.

Parafínicos

Tienen menor tendencia a la formación de gases, lo cual es muy

conveniente para la operación de los transformadores.

Buena estabilidad a la oxidación.

Nafténicos

Buena estabilidad a la oxidación.

Excelente fluidez a baja temperatura.

Baja tendencia a la formación de gases y carbones ante descargas

eléctricas.

Aceptable coeficiente de expansión.

Alta tensión interfacial.

Page 151: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

148

Aromáticos

Bajo coeficiente de expansión, que dificulta la disipación de calor y con ello

la función de refrigeración o enfriamiento que le corresponde al aceite

dieléctrico, cuando están en exceso.

Baja estabilidad a la oxidación, pero forman compuestos químicos estables

que no presentan subsiguientes reacciones de oxidación, actuando como

"capturadores" de oxígeno.

Alto poder de solvencia frente a las lacas y resinas (bajo punto de anilina),

que puede fácilmente arruinar el aislamiento de los devanados,

dependiendo de las especificaciones de las lacas y resinas del

recubrimiento.

Conviene recordar que el lodo originado en la oxidación prematura de los

aromáticos, se acumula en los conductos por donde debe circular el aceite

y dificulta su función refrigerante. Sin embargo, algunos compuestos

aromáticos actúan como “inhibidores naturales” de oxidación, y por lo

tanto, su presencia en pequeña proporción es siempre deseable y

necesaria.

Hasta hace poco tiempo con sólo determinar el tipo básico, indicaba ya la calidad

del aceite, con esto se decía que el aceite nafténico era de mejor calidad y por lo

tanto se podía usar en equipo de alto voltaje y que el parafínico era de inferior

calidad y sólo podía usarse en equipo de bajo voltaje ó en transformadores de

distribución.

Se considera que es la forma de destilación y los aditivos aplicados lo que

proporciona la calidad del aceite, por lo que el análisis del mismo es el que

indicará si es ó no adecuado para el equipo de que se trate.

Page 152: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

149

Las características finales deseadas de un aceite aislante han sufrido

modificaciones, de acuerdo a la experiencia y conocimientos en el pasado, lo

único buscado y que decidía la calidad de un aceite era su estabilidad a la

oxidación, por lo tanto se desarrollaron numerosos métodos de prueba, más tarde

cambió este criterio en favor de propiedades físico-químicas, tales como el factor

de potencia y la tensión de ruptura.

En la actualidad la tendencia es relacionar las características de los aceites con

su composición química. De acuerdo a esto se han obtenido muchos procesos

para coordinar el uso de materias primas adecuadas con diferentes reactivos y

obtener el aceite de mejor calidad.

De esta manera el concepto de aceites malos y buenos ha desaparecido, ya que

las investigaciones actuales nos dicen que la mezcla de hidrocarburos permite un

mejor aprovechamiento de las propiedades de cada uno.

3.6 Aceite VegetalEs un refrigerante dieléctrico compuesto en éster natural basado en semillas

oleaginosas y aditivos de mejoría de desempeño de clase comestible. Se degrada

rápido y totalmente en el suelo y en ambientes acuáticos. El fluido se comporta

como no tóxico en ensayos de toxicidad acuáticos. Es de color verde para

destacar su perfil ambiental favorable y distinguirlo del aceite mineral.

El aceite vegetal tiene características importantes tales como alta rigidez

dieléctrica, un coeficiente de expansión, presenta características térmicas

mejoradas con una viscosidad más próxima del aceite de transformador

convencional, y excelente estabilidad química con el tiempo. Su excelente

desempeño fue confirmado en más de 20.000 instalaciones en el campo desde

199814.

14 Boletín B900-00092S, Informaciones del Producto, Junio 2007. COOPER Power Systems

Page 153: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

150

El aceite vegetal recibió la preferencia de adquisición del Gobierno Federal de

EE.UU. por el departamento de Agricultura (USDA) como material de base

biológica según publicación 7 CFR 2902, de 10 de febrero de 2005. Es una

excelente opción para norma ISO 14000 u otros programas ambientales similares

que fomentan el uso de materiales y procedimientos alternativos ambientalmente

agradables.

Para mantener las propiedades ideales del fluido para su utilización prevista como

fluido aislante eléctrico, la exposición al oxígeno, humedad y otros contaminantes

debe ser minimizada.

3.7 Propiedades físicas, químicas y eléctricas del aceite dieléctrico (Parafínicoy Nafténico).

Para que un aceite dieléctrico cumpla adecuadamente con su trabajo debe tener

ciertas características físicas, químicas y eléctricas, las principales son:

Propiedades físicas1. ViscosidadPor definición, la viscosidad de un fluido es la resistencia que dicho fluido

presenta al moverse o deslizarse sobre una superficie sólida. Mientras más

viscoso es el aceite, mayor será la resistencia que ofrecerá a moverse dentro del

transformador y será menos efectiva su función de refrigeración.

Por esta razón, los aceites dieléctricos deben tener una baja viscosidad para

facilitar la disipación del calor generado en la operación del transformador. Las

viscosidades máximas establecidas para aceites dieléctricos, a las diferentes

temperaturas de evaluación, mediante el método ASTM D- 445 o D-88, son:

Page 154: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

151

Tabla 16 Viscosidades máximas en los aceites dieléctricos100°C 3 cSt15.40°C 12 cSt.0°C 76 cSt.

La figura 97 ilustra el comportamiento típico de la viscosidad de un aceite

dieléctrico con las variaciones de temperatura.

Figura 97. Curva de Viscosidad vs. Temperatura de los aceites Dieléctricos

2. Punto de fluidezSe define como la temperatura a la cual el aceite deja de fluir, mientras se somete

a un proceso de enfriamiento progresivo. Este dato sirve para identificar

diferentes tipos de aceites aislantes. Un punto de fluidez igual o mayor que 0°C

indica la presencia dominante de hidrocarburos parafínicos, en tanto que puntos

de fluidez del orden de -10°C son propios de las fracciones de petróleo.

15 Centi Stokes Unidad de viscosidad

151

Tabla 16 Viscosidades máximas en los aceites dieléctricos100°C 3 cSt15.40°C 12 cSt.0°C 76 cSt.

La figura 97 ilustra el comportamiento típico de la viscosidad de un aceite

dieléctrico con las variaciones de temperatura.

Figura 97. Curva de Viscosidad vs. Temperatura de los aceites Dieléctricos

2. Punto de fluidezSe define como la temperatura a la cual el aceite deja de fluir, mientras se somete

a un proceso de enfriamiento progresivo. Este dato sirve para identificar

diferentes tipos de aceites aislantes. Un punto de fluidez igual o mayor que 0°C

indica la presencia dominante de hidrocarburos parafínicos, en tanto que puntos

de fluidez del orden de -10°C son propios de las fracciones de petróleo.

15 Centi Stokes Unidad de viscosidad

151

Tabla 16 Viscosidades máximas en los aceites dieléctricos100°C 3 cSt15.40°C 12 cSt.0°C 76 cSt.

La figura 97 ilustra el comportamiento típico de la viscosidad de un aceite

dieléctrico con las variaciones de temperatura.

Figura 97. Curva de Viscosidad vs. Temperatura de los aceites Dieléctricos

2. Punto de fluidezSe define como la temperatura a la cual el aceite deja de fluir, mientras se somete

a un proceso de enfriamiento progresivo. Este dato sirve para identificar

diferentes tipos de aceites aislantes. Un punto de fluidez igual o mayor que 0°C

indica la presencia dominante de hidrocarburos parafínicos, en tanto que puntos

de fluidez del orden de -10°C son propios de las fracciones de petróleo.

15 Centi Stokes Unidad de viscosidad

Page 155: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

152

Las fracciones de hidrocarburos nafténicos tienen puntos de fluidez entre -20 a

35°C y las fracciones de hidrocarburos aromáticos llegan a tener puntos de

fluidez del orden de los 40 a 60°C. Puntos de fluidez aceptables para aceites

dieléctricos, evaluado mediante el método ASTM D-97, es de 40°C a 50°C.

3. Punto de inflamaciónSe define como la mínima temperatura a la cual el aceite emite una cantidad de

vapores que es suficiente para formar una mezcla explosiva con el oxígeno del

aire en presencia de una llama. El punto de inflamación de los aceites dieléctricos

se ha fijado con un valor mínimo de 145°C y mientras más alto, será más segura

su utilización en transformadores e interruptores de potencia.

4. Tensión interfacialConviene recordar que la solubilidad de un líquido en otro y también la viscosidad

de ellos dependen, en buena parte, de su tensión superficial. Así por ejemplo,

cuando dos líquidos tienen una tensión superficial muy diferente son insolubles,

tal como sucede con el aceite y el agua. Ahora bien, en la interface o superficie

de contacto de dos líquidos insolubles, se sucede una interacción molecular que

tiende a modificar la tensión superficial de ambos líquidos en la zona de contacto;

en este caso se habla de tensión interfacial, la cual casi siempre es referida al

agua, como patrón de comparación.

Existen compuestos que se forman de la descomposición natural de los aceites

dieléctricos de origen mineral, que son igualmente solubles tanto en el agua como

en el aceite, modificando su tensión interfacial, causando un aumento

considerable de la humedad de saturación del aceite y haciéndolo más conductor

de la electricidad. La tensión interfacial mínima aceptada para aceites dieléctricos,

evaluada por el método ASTM D-971, es de 40 dinas/cm.

Page 156: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

153

5. Punto de anilinaTemperatura a la cual un aceite dieléctrico se disuelve en un volumen igual de

anilina. Sirve como parámetro de control de calidad, ya que un aceite dieléctrico

con alto contenido de aromáticos disuelve la anilina a menor temperatura.

Temperaturas de disolución entre 78°C y 86°C corresponden a un buen

dieléctrico. El punto de anilina aceptado para aceites dieléctricos, evaluado

mediante el método ASTM D-611, es de 63°C a 84°C.

6. ColorLa intensidad de color del aceite dieléctrico depende de los tipos de hidrocarburos

que predominen en dicho aceite. Así por ejemplo, las fracciones parafínicas e

isoparafínicas son blancas y transparentes, color agua. Las nafténicas varían de

amarillo claro a amarillo verdoso.

Las aromáticas poseen coloraciones que van desde el amarillo rojizo (naranja) al

marrón oscuro. Para los aceites dieléctricos se ha fijado un color máximo de 0,5

(amarillo claro), buscando que el aceite sea predominantemente nafténico. El

color se determina mediante el método ASTM D-1500.

7. DensidadLa densidad del aceite tiene un valor normalmente medida de 0,9 Kg/dm3 a 15 ºC.

El coeficiente de dilatación volumétrico es aproximado 0.00075 [1/ºC] δ=

δ0/(1+0.00075x(t-t0))

Page 157: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

154

Propiedades eléctricas para aceites dieléctricos (Parafínicos y Nafténicos)

8. Factor de potenciaEl factor de potencia mide las pérdidas de corriente que tienen lugar dentro del

equipo cuando se encuentra en operación. Estas pérdidas de corriente son

debidas a la existencia de compuestos polares en el aceite y a su vez son la

causa de los aumentos anormales de temperatura que se suceden en los equipos

bajo carga. El factor de potencia máximo permisible (%), evaluado mediante el

método ASTM D-924, es:

Tabla 17. Factor de potencia máximo permisible en los aceites dieléctricos

25°C 0,05%

100°C 0,3%

9. Rigidez dieléctricaLa rigidez dieléctrica de un aceite aislante es el mínimo voltaje en el que un arco

eléctrico ocurre entre dos electrodos metálicos. Indica la habilidad del aceite para

soportar tensiones eléctricas sin falla.

Una baja resistencia dieléctrica indica contaminación con agua, carbón u otra

materia extraña. Una alta resistencia dieléctrica es la mejor indicación de que el

aceite no contiene contaminantes. Los contaminantes que disminuyen la rigidez

dieléctrica pueden usualmente ser removidos mediante un proceso de filtración

(filtro prensa) o de centrifugación.

Page 158: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

155

Propiedades químicas para aceites dieléctricos (Parafínicos y Nafténicos)

10.Estabilidad a la oxidaciónLos aceites dieléctricos, en razón de su trabajo, están expuestos a la presencia

de aire, altas temperaturas y a la influencia de metales catalizadores tales como

hierro y cobre, lo cual tiende a producir en el aceite cambios químicos que

resultan en la formación de ácidos y lodos.

Los ácidos atacan el tanque del transformador y reducen significativamente la

capacidad aislante del aceite con las consecuentes pérdidas eléctricas. Los lodos

interfieren en la transferencia de calor (enfriamiento), haciendo que las partes del

transformador estén sometidas a más altas temperaturas, situación que también

conduce a pérdidas de potencia eléctrica.

Como resulta obvio, es importante reducir al mínimo posible la presencia de estas

sustancias perjudiciales (ácidos y lodos). Por esta razón es esencial el uso de

aceites refinados que posean óptima resistencia a la oxidación y estabilidad

química que garanticen amplios periodos de funcionamiento y alarguen la vida de

los equipos.

11.Contenido de aguaEl total de agua que el aceite es capaz de absorber depende de la temperatura y

de la cantidad de moléculas polares. En la Figura 98 podemos comprobar lo difícil

que resulta mantener bajo el contenido de agua del aceite almacenado en áreas

muy cálidas y húmedas. Asimismo resulta obvio que el solo calentamiento del

aceite no reducirá el total de agua cuando exista agua libre en el sistema, dado

que la solubilidad del agua aumenta con la temperatura.

Page 159: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

156

En cualquier caso, cuando haya presencia de agua libre, la menor viscosidad que

se obtiene al calentar el aceite proporciona una separación más rápida, pero

aumenta la cantidad de agua disuelta. En el mismo diagrama podemos también

observar que un mayor contenido aromático (polaridad) aporta un nivel de

saturación más alto para el agua.

Durante la oxidación del aceite se forma agua como producto derivado, siendo en

este caso una ventaja para el aceite el contar con una alta solubilidad, de modo

que no exista entonces agua libre. Los aceites con alto contenido de agua pueden

hacer espuma al ser des gasificados. No se trata de una espuma real. Puede

encontrarse.

Figura 98. Grafica de contenido de agua vrs temperatura

12.Número de neutralizaciónEn un aceite bien refinado, el valor de neutralización habrá de ser inferior a 0,01

mg KOH/g de aceite, aunque debido a que este método tiene una repetitividad de

0,03, el requisito mínimo es inferior a 0,03. En cualquier caso, este nivel es

demasiado alto para proporcionar indicación alguna sobre las propiedades del

aceite. Los aceites bien refinados no contaminados han de apuntar a un valor

objetivo inferior a 0,01.

156

En cualquier caso, cuando haya presencia de agua libre, la menor viscosidad que

se obtiene al calentar el aceite proporciona una separación más rápida, pero

aumenta la cantidad de agua disuelta. En el mismo diagrama podemos también

observar que un mayor contenido aromático (polaridad) aporta un nivel de

saturación más alto para el agua.

Durante la oxidación del aceite se forma agua como producto derivado, siendo en

este caso una ventaja para el aceite el contar con una alta solubilidad, de modo

que no exista entonces agua libre. Los aceites con alto contenido de agua pueden

hacer espuma al ser des gasificados. No se trata de una espuma real. Puede

encontrarse.

Figura 98. Grafica de contenido de agua vrs temperatura

12.Número de neutralizaciónEn un aceite bien refinado, el valor de neutralización habrá de ser inferior a 0,01

mg KOH/g de aceite, aunque debido a que este método tiene una repetitividad de

0,03, el requisito mínimo es inferior a 0,03. En cualquier caso, este nivel es

demasiado alto para proporcionar indicación alguna sobre las propiedades del

aceite. Los aceites bien refinados no contaminados han de apuntar a un valor

objetivo inferior a 0,01.

156

En cualquier caso, cuando haya presencia de agua libre, la menor viscosidad que

se obtiene al calentar el aceite proporciona una separación más rápida, pero

aumenta la cantidad de agua disuelta. En el mismo diagrama podemos también

observar que un mayor contenido aromático (polaridad) aporta un nivel de

saturación más alto para el agua.

Durante la oxidación del aceite se forma agua como producto derivado, siendo en

este caso una ventaja para el aceite el contar con una alta solubilidad, de modo

que no exista entonces agua libre. Los aceites con alto contenido de agua pueden

hacer espuma al ser des gasificados. No se trata de una espuma real. Puede

encontrarse.

Figura 98. Grafica de contenido de agua vrs temperatura

12.Número de neutralizaciónEn un aceite bien refinado, el valor de neutralización habrá de ser inferior a 0,01

mg KOH/g de aceite, aunque debido a que este método tiene una repetitividad de

0,03, el requisito mínimo es inferior a 0,03. En cualquier caso, este nivel es

demasiado alto para proporcionar indicación alguna sobre las propiedades del

aceite. Los aceites bien refinados no contaminados han de apuntar a un valor

objetivo inferior a 0,01.

Page 160: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

157

Clasificación de los aceites dieléctricos (norma ASTM D-3487)

Las propiedades y el comportamiento de los aceites dieléctricos son similares en

muchos aspectos a los aceites para turbinas. Ambos circulan a temperaturas de

medianas a altas (40 a 95°C) por largos períodos de tiempo y en continuo

contacto con aire y metales. Los aceites dieléctricos se caracterizan por ser de

color claro y de baja viscosidad. Las especificaciones de los aceites dieléctricos

han sido establecidas, a nivel internacional, por organismos oficiales y

asociaciones de profesionales e industriales con el objeto de garantizar:

a. Una calidad uniforme en su producción.

b. Un desempeño óptimo durante todo el tiempo de servicio que, en todo caso,

no debe ser menor de cinco (5) años, cuando se emplean racionalmente en

equipos de alta potencia.

Las especificaciones internacionales más conocidas y adoptadas son las de la

Sociedad Americana de Ensayos y Materiales (American Society of Testing and

Materials, ASTM), que clasifica los aceites dieléctricos, mediante la norma ASTM

D-3487, como aceites tipo 1 y tipo 2.

Los aceites dieléctricos tipo 1 se definen como aceites para equipos eléctricos

donde se requiere una resistencia normal a la oxidación, y los de tipo 2 para

aquellas aplicaciones donde la resistencia a la oxidación debe ser mayor.

Los aceites tipo 1 se conocen como aceites no inhibidos, porque solamente

contienen hasta 0,08% en peso de aditivo antioxidante, y el tipo 2 son aceites

inhibidos, en los que el inhibidor de oxidación llega hasta 0,3% en peso. Las cifras

típicas de los aceites tipo 1 y tipo 2 se muestran en la tabla siguiente:

Page 161: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

158

Figura 99. Valores típicos de las propiedades Fisicas, Quimicas y Electricas de los aceites tipo I y tipo II.NOTA: *BCP es el inhibidor de oxidación Butil P-Cresol

Las cuatro funciones del aceite del transformadorA medida que se ha desarrollado el uso, en general, de fluidos aislantes y en

particular el de aceite del transformador, debe cumplir cuatro funciones que

contribuyen a la operación del mismo.

Las cuatro funciones del aceite del transformador son:

1. El aceite proporciona rigidez dieléctrica; actúa como un material aislante y

dieléctrico.

2. El aceite se encarga de la transferencia de calor; actúa como medio de

enfriamiento.

158

Figura 99. Valores típicos de las propiedades Fisicas, Quimicas y Electricas de los aceites tipo I y tipo II.NOTA: *BCP es el inhibidor de oxidación Butil P-Cresol

Las cuatro funciones del aceite del transformadorA medida que se ha desarrollado el uso, en general, de fluidos aislantes y en

particular el de aceite del transformador, debe cumplir cuatro funciones que

contribuyen a la operación del mismo.

Las cuatro funciones del aceite del transformador son:

1. El aceite proporciona rigidez dieléctrica; actúa como un material aislante y

dieléctrico.

2. El aceite se encarga de la transferencia de calor; actúa como medio de

enfriamiento.

158

Figura 99. Valores típicos de las propiedades Fisicas, Quimicas y Electricas de los aceites tipo I y tipo II.NOTA: *BCP es el inhibidor de oxidación Butil P-Cresol

Las cuatro funciones del aceite del transformadorA medida que se ha desarrollado el uso, en general, de fluidos aislantes y en

particular el de aceite del transformador, debe cumplir cuatro funciones que

contribuyen a la operación del mismo.

Las cuatro funciones del aceite del transformador son:

1. El aceite proporciona rigidez dieléctrica; actúa como un material aislante y

dieléctrico.

2. El aceite se encarga de la transferencia de calor; actúa como medio de

enfriamiento.

Page 162: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

159

3. El aceite protege el aislamiento sólido; actúa entre una barrera entre el

papel y los efectos dañinos del oxigeno y la humedad.

4. El aceite puede probarse para conocer las condiciones internas del equipo;

actúa como una herramienta de diagnóstico para la evaluación del

aislamiento sólido.

3.8 Tipos de aceites utilizados en transformadores de potencia.

Aceite para transformadores de potencia “VASTROL 65”Son productos minerales especializados que requieren condiciones particulares

de manufactura, las cuales les confieren sus propiedades características para su

uso específico en el sector eléctrico. Han sido elaborados a partir de destilados

nafténicos de rangos de destilación muy ajustados, obtenidos en nuestra

operación de destilación al vacío.

Una vez obtenida la base nafténica apropiada se somete a un estricto proceso de

refinación por sulfonación, neutralización, extracción, adsorción, filtración y

secado al vacío, hasta obtener un producto final de óptimas condiciones.

Los aceites VASTROL 65 cumplen con las normas ASTM D- 3487, El VASTROL

65 I, es un aceite inhibido que contiene un aditivo antioxidante especial, y cumple

con los requisitos para un aceite tipo I, El VASTROL 65 IX, es un aceite inhibido

que contiene en mayor cantidad un aditivo antioxidante especial y cumple con los

requisitos para ser un aceite tipo 2. Y están diseñados para ser utilizados en

Transformadores de potencia y de distribución.

Page 163: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

160

Tabla 18 Ejemplo de valores limites de propiedades del aceite dieléctrico VASTROL 65

VALORES LIMITES METODO

INHIBIDO DENO INHIBIDO TIPO 1 TIPO 2 ENSAYO

FISICAS

Aspecto Visual Claro y brillante Claro y brillante Claro y brillante ASTM D 1 524

Color máximo 0.5 0.5 0.5 ASTM D 1 500

Punto de anilina ºC 63-84 63-84 63-84 ASTM D 611

Punto de inflamación, mínimo ºC 145 145 145 ASTM D 92

Punto de fluidez, máximo ºC -30 -30 -30 ASTM D 97

Tensión intefasial a 25 ºC, mínima, dinas/cm 40 40 40 ASTM D 971

Gravedad específica, 15 ºC/15 ºC 0.865- 0.910 0.865- 0.910 0.865-0.910 ASTM D 1 298

Viscosidad cinemática a 40 ºC, máximo, cst 12 12 12 ASTM D 445, D2 161

100 ºC 3 3 3 D 88

QUIMICAS

Azufre corrosivo No corrosivo No corrosivo No corrosivo ASTM D 1 275

Contenido de agua, máximo partes por millón 30 30 30 ASTMD 1533

Número de neutralización expresado como el

0.025 0.025 0.025 ASTM D 974Número de acidez total, máximo, mg KOH/g

De aceite

Contenido de inhibidor de oxidación, máximo,0.00 0.08 0.30 ASTM D 2668

% en peso

ELECTRICAS

Tensión de ruptura dieléctrica a 60 Hz

30 30 30 ASTM D 877Electrodos de disco, separación de los electrodos

De 2.54 mm, mínimo kV

Factor de potencia a 60 Hz máximo:

% a 100 ºC 0.30 0.30 0.30 ASTM D 924

% a 25 ºC 0.05 0.05 0.05

Page 164: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

161

Lubricantes Shell Diala para transformadores de potenciaLa familia Shell Diala son aceites dieléctricos con excelentes propiedades de

estabilidad a la oxidación, para aplicaciones en donde se requiere una rápida

transmisión de calor. Su campo de aplicación es, principalmente, en transformadores

de potencia y distribución, pero también pueden ser usados en interruptores de

potencia en baño de aceite.

Poseen buenas propiedades refrigerantes debido a su baja viscosidad, lo cual facilita

la disipación del calor generado en los transformadores. Poseen excelente

estabilidad química y a la oxidación, permitiendo amplios períodos de funcionamiento

debido a su resistencia a la formación de lodos y ácidos.

Un aspecto importante es que los aceites Shell Diala están libres de PCB

(polyclorinados Bifenilos), elemento altamente tóxico y contaminante al medio

ambiente. Los aceites Shell Diala cumplen y exceden los requerimientos de la norma

ANSI/ASTM 348.

Shell Diala A es un aceite tipo I que posee excelentes propiedades naturales contra

la oxidación, otorgándole un desempeño excepcional en equipos que no requieren

aceites inhibidos. Para condiciones más severas, que requieren una mayor

resistencia a la oxidación, se recomiendan los aceites tipo II, tal como Shell Diala AX

que contiene aprox. un 0.2% en peso de aditivo inhibidor y en ningún caso más del

0.3 %. La tabla muestra las cifras típicas de los aceites Shell Diala A y AX.

Page 165: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

162

Tabla 19 Ejemplos de valores típicos de propiedades del aceite dieléctrico SHELL DIALA

PRUEBAS METODO ASTM A AX

Densidad @ 15°C, Kg/l D-1298 0.885 0.885

Viscosidad @ 40°C, cSt. D-445 9.7 9.7

Viscosidad @ 100°C, cSt. D-445 2.3 2.3

Punto de inflamación (Copa abierta),°C D-92 148 148

Punto de fluidez,°C D-97 -50 -50

*Punto de anilina,°C D-611 74 74

Tensión interfacial @ 25°C, Dinas/cm D-971 46 46

**Tensión de impulso, Kv D-3300 186 186

***Tendencia formación de gases. Microl/min 80°C D-2300B 15.6 9.9

Valor de neutralización, mg KOH/g D-974 0.01 0.01

Lodos a las 164 h, %peso, máx. D-2440 0.2 0.2

Rigidez dieléctrica*, Kv D-1816 >56 >56

Factor de potencia a 60 Hz. @ 25°C D-924 0.01 0.01

Factor de potencia a 60 Hz. @ 100°C D-924 0.07 0.07

*Punto de anilina,°C ASTM D-611 =74: Este valor garantiza que el aceite puede ser

mantenido o procesado por los equipos auxiliares de transformadores sin

comprometer la pirolisis del papel que se encuentra dentro de los mismos, frente a

los aceites de la competencia cuyos valores de punto de anilina son mayores a 80°C.

**Tensión de impulso, Kv ASTM D-3300=186: Mayor a la de los aceites de la

competencia que se encuentra por el límite máximo de 165°C, lo anterior permite al

transformador mayor resistencia a la inducción de arco eléctrico por descargas

eléctricas bajo condiciones de tormenta.

***Tendencia formación de gases. Microl/min 80°C ASTM D-2300B=15.6(Shell

Diala A) =9.9 (Shell Diala AX): Es muy inferior a la reportada frente a las pruebas de

la Doble Eng/USA

Page 166: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

163

Aceites dieléctricos Transformer Oil y Transformer Oil Inhibited marca Texacopara transformadores de potencia.Son procesados a partir de bases nafténicas de alta calidad para cumplir con los

requerimientos de la industria eléctrica de acuerdo con lo especificado por la norma

ASTM D 3487, no contienen azufre, el cual resulta corrosivo. El nivel de humedad se

mantiene al mínimo y se han realizado pasos especiales en la refinación para

asegurar que se hayan removido todos los componentes solubles del crudo que

tienen características conductoras. El resultado es un producto que tiene una alta

resistencia eléctrica, térmicamente estable y resistente a la oxidación.

Los aceites Transformer Oil y Transformer Oil Inhibited marca Texaco son altamente

estables durante el servicio y son no corrosivos para el cobre. Su alto punto de

inflamación ofrece un margen de seguridad adicional. Su bajo punto de fluidez y su

baja viscosidad proporcionan una buena fluidez a bajas temperaturas ambientales y

asegura una adecuada transferencia de calor bajo prácticamente todas las

condiciones de operación de los transformadores.Tabla 20 Características químicas según norma ASTM D- 3487 - tipo II para aceite Transformer Oil

ENSAYOSQuímicos: METODO LIMITES TIPICOS

Estabilidad a la oxidación

72 hrs. Lodos, % masaNo de Neutralización, mg KOH/g

164 hrs. Lodos % masaNo de Neutralización, mg KOH/g

ASTM D 2440

0.10 max0.30 max

0.20 max0.40 max

0.050.015

0.100.34

Estabilidad a la Oxidación, bombarotativa, minutos

ASTM D 2112 195 min 280

Contenido de Inhibidor de Oxidación% masa

ASTM D 2668 0.30 max 0.28

Contenido de azufre corrosivo ASTM D 1275 No corrosivo No corrosivo

Contenido de agua, ppm ASTM D 1533 35 max 12 PPM

No de Neutralización, mg KOH/g ASTM D 0974 0.03 max 0.008

Contenido de PCB (bifenil policlorinado) ASTM D 4059 No detectable No detectable

Page 167: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

164

Tabla 21 Características típicas según norma ASTM D- 3487 - Tipo II para aceite Transformer Oil

ENSAYOSFísicos: METODO LIMITES TIPICOS

Punto de Anilina, ºC ASTM D 0611 63 – 84 81

Color ASTM D1500 0.5 max < 0.5

Punto de Inlamación ºC ASTM D 0092 145 min 160

Tensión Interfacial dinas/cm a 25ºC ASTM D 0971 40 min 49

Punto de Fluidez ºC ASTM D 0097 -40 max - 45

Gravedad Específica 15/15 C ASTM D 1298 0.91 max 0.87

Viscosidad Cinemática mm2/ s (cSt)a 40ºCa 100ºC

ASTM D 0445 12.0 max3.0 max

11.52.5

Aspecto Visual ASTM D 1524 Claro yBrillante

Claro yBrillante

Eléctricos:

Tensión de Ruptura dieléctrica a 60HzElectrodo de disco, kV

Electrodos VDE, kVSeparación 0.040 pulg (1.02 mm)Separación 0.080 pulg (2.03 mm)

ASTM D 877

ASTM D 1816

30 min

28 min56 min

47

3565

Tensión de Ruptura dieléctrica de impulso 25ºC,KV

ASTM D 3300 145 min >145

Tendencia a la gasificación, μL/min ASTM D 2300AASTM D 2300B

+ 15 max+ 30 max

NegativoNegativo

Factor de disipación, a 60Hza 25 ºCa 100 ºC

ASTM D 0924 0.05 max0.30 max

0.0030.08

Page 168: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

165

3.9 Toma de muestras del aceite aislante del transformador de potencia.Método de jeringa (NORMA ASTM D 3613).

El proceso de toma de muestra de aceite en transformadores busca extraer una

muestra representativa con el fin de diagnósticar la condición tanto del aceite como

del equipo.

Equipo a utilizar1. Acople para conexión a las válvulas de los equipos.

2. Herramienta para soltar y apretar componentes.

3. Recipiente para la recolección de desechos.

4. Paños absorbentes para el derrame de aceite y limpieza de válvulas.

5. Termómetro para medir la temperatura del aceite.

6. Termo hidrómetro para medir la temperatura y humedad relativa del ambiente.

7. Manguera de vynil resistente al aceite de 1/4,3/8,1/8,1/16 de pulgada.

8. Jeringa de vidrio para la recolección de la muestra de 50 y/o 20ml.

9. Frascos de vidrio de 1000, 500, y/o 120ml.

10.Contenedor de embalaje para la recolección y transporte de la muestra.

Figura 100. Equipo a utilizar en la toma de muestra.

Page 169: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

166

Se verifica que las condiciones ambientales sean optimas como lo son un día

soleado, humedad relativa del ambiente menor a 75%; el cuanto al personal debe de

poseer una vestimenta adecuada como lo es casco, botas de hule, guantes. Hay que

verificar que el transformador tenga un buen nivel de aceite para evitar que esta

acción saque de servicio al transformador.

Procedimiento de la toma del aceite.Primero es la recolección de datos en la planilla como lo son: temperatura ambiente,

humedad relativa, fecha, ubicación del transformador, numero se serie, potencia,

relación de transformación, volumen de aceite, además se relaciona el materia a

utilizar ya sea jeringa, frasco o ambos.

En el procedimiento de toma de aceite será siempre de la válvula inferior del aceite a

menos que se indique que es de otro punto.

Figura 101. Válvula inferior del transformador.

Verificación de la presión del aceite del transformador.Se coloca el respectivo acople para la conexión de la válvula y se coloca la

manguera de vynil, aproximadamente de 15cm, luego se le inyecta aceite aislante

con una jeringa, teniendo cerrada la válvula de el transformador; se quita la jeringa y

se abre la válvula de el transformador y se observa el sentido que toma el aceite si

es hacia afuera el transformador tiene una presión positiva y se podrá tomar la

muestra, de lo contrario tendrá una presión negativa y por consiguiente no se podrá

tomar la muestra.

Page 170: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

167

Figura 102. Presión positiva del trasformador

Proceso de drenaje de aceite en la válvula.Para hacer el sacado de una muestra representativa del transformador se debe

evacuar todo el aceite que se encuentra en la válvula.

Para saber la cantidad de aceite a drenar se toma la jeringa de vidrio de 50ml y se

conecta a la manguera de vynil a la válvula de 3 vías la cual debe de estar

apuntando a la jeringa, por la otra parte de la manguera se debe conectar otro trozo

de manguera de vynil de unos 5cm, de manera que se pueda introducir un

termómetro se abre la llave de la válvula del transformador cuando este fluyendo el

aceite por la manguera que contiene el termómetro se puede observar que éste

empieza a incrementar la temperatura hasta que el termómetro estabiliza su

temperatura y se debe anotar su valor en la hoja de datos, se podrá afirmar que la

muestra es representativa.

Figura 103. Jeringa con la manguera de vynil puesta en el transformador

Page 171: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

168

Toma de muestra con jeringa.En este proceso se recomienda que la jeringa se ponga en posición horizontal, se

abre lentamente la válvula del transformador y se mantiene un flujo adecuado para

la toma de la muestra.

Luego se gira 90° la llave de tres vías de tal manera que exista flujo de aceite hacia

la jeringa, teniendo cuidado que no se le introduzca burbujas de lo contrario se repite

la prueba, cuando se llene la jeringa de aceite aproximadamente de 40 a 50ml se

vuelve a girar la válvula de 3 vías otros 90° de tal manera que mire la jeringa es decir

en forma cerrada y se cierra la válvula de el transformador y se ubica la jeringa a la

sombra se recomienda que no pase expuesta a la intemperie por un tiempo no mayor

a 15 min. Para evitar que los rayos ultravioleta afecten la muestra

Figura 104. Drenando el aceite del transformador

Figura 105. Toma de muestra de aceite del transformador

Page 172: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

169

Toma de muestra con frasco.

Se introduce la manguera de vynil hasta el fondo del frasco y se abre lentamente la

válvula de el transformador hasta que el aceite haya alcanzado 1/4 del volumen total

del frasco, se cierra la válvula del transformador y se tapa el frasco suavemente para

hacer un lavado de este, el proceso se repite nuevamente con el fin de que el frasco

quede totalmente limpio e impregnado con el aceite del transformador; con el mismo

procedimiento anterior se toma la muestra de aceite del transformador con un flujo

lento asegurando que no exista turbulencia una vez se llena el frasco hasta que

rebose luego se quita la manguera y se verifica que quede un espacio de aire de

aproximadamente 1cm para evitar que el frasco se explote por cambios de

temperatura, finalmente se tapa el frasco, dependiendo que prueba realiza así se

utilizara dos métodos los cuales son jeringa(gases, humedad), y el otro frasco

(rigidez, y factor potencia).

Figura 106. Toma de la muestra de aceite mediante frasco

Identificación de la muestra.Una vez se toman las muestras del transformador ya sea en jeringa o en frasco, se

deben de identificar inmediatamente; con ello se cuentan con viñetas en donde se

colocan el nombre de la empresa y la ubicación de el transformador, este valor debe

de coincidir con el que se anotó en la hoja de datos del transformador, las jeringas y

los frascos por ser de vidrio deben de protegerse muy bien de los impactos durante

el transporte al laboratorio, se recomienda utilizar contenedores como cajas de

Page 173: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

170

plástico o nevera de icopor16, además deberá colocarse entre cada una de las

muestras pedazos de cartón térmico de tal manera que no permita movimiento y

roces entre muestras. Si al empacar la jeringa se observa alguna burbuja, no se debe

remover de la caja hasta llegar al laboratorio como se muestra en la figura 108 en la

esta se disuelve para ser el respectivo análisis; ya estando empacada se le agrega

una copia de la planilla donde se registro la información y se conserva también por

seguridad la planilla original.

Figura 107 Rotulación de la muestra Figura 108. Protección de la jeringade aceite

Figura 109. Protección de las muestras para que sean transportadas

16 Hielera térmica.

Page 174: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

171

3.10 Pruebas del aceite en los transformadores de potencia.Los aceites aislantes para transformadores de potencia requieren pruebas de

aceptación en el momento de la compra, dichas pruebas están encaminadas a

verificar que los aceites cumplan con dos objetivos fundamentales: ser un aislante

eléctrico y ser un refrigerante de núcleos y bobinas.

El aceite aislante de un transformador requiere pruebas de aceptación, con el

propósito de verificar que cumpla con dos objetivos fundamentales: ser un aislante

eléctrico y ser un refrigerante de núcleos y bobinas.

Un aceite de transformador contiene información sobre el estado del transformador.

Por ello, analizando el aceite en servicio pueden obtenerse tempranas indicaciones

de la degradación del papel, puntos recalentados, averías eléctricas y problemas con

piezas móviles tales como las bombas. Para evitar serios problemas, estos datos

pueden ser utilizados como guía de las medidas correctoras a tomar en el

transformador.

Las pruebas se clasifican en: físico-químicas, gases disueltos y contenido de furanos.

Describiremos cada una de ellas: su significado, valores límite, normas que aplican,

relación con otras pruebas, etc.

Pruebas Físico-Químicas.

Rigidez dieléctrica. (Frasco)

Tensión interfacial. (Frasco)

Contenido de humedad. (Jeringa)

Color. (Frasco)

Factor de potencia. (Frasco)

Contenido de inhibidor. (Frasco)

Número de neutralización. (Frasco)

Page 175: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

172

3.10.1 Rigidez dieléctrica (ASTM D-877 – D-1816).La rigidez dieléctrica de un aceite aislante es una medida de la habilidad que

posee el aceite para soportar los elevados esfuerzos eléctricos que existen en el

interior de un transformador sin que se produzca la falla del equipo.

Para esta prueba se utiliza un equipo denominado Medidor de Rigidez Dieléctrica,

en el cual, se aplica un voltaje AC con una tasa de crecimiento controlada, a dos

electrodos de bronce que pueden tener dos formas diferentes según la norma que

se aplique y que están inmersos en el fluido aislante a ser probado.

La separación entre electrodos es calibrada a una distancia especificada (de

acuerdo a la norma que se va aplicar). Cuando aparece un arco entre los

electrodos, el voltaje registrado en ese instante es el valor de la Rigidez

Dieléctrica de la muestra sometida a prueba.

Los métodos para la medición de la Rigidez Dieléctrica de los aceites aislantes de

origen mineral se rigen bajo las normas: ASTM D-877 y ASTM D-1816

A. Norma ASTM D-877

Este método utiliza una celda de prueba que tiene dos electrodos de discos con

caras planas, separados una distancia de 0.1”. La prueba se realiza sometiendo

los electrodos a un potencial eléctrico progresivo hasta que se produzca una

descarga de un electrodo a otro a través del líquido sometido a prueba, la tensión

de los electrodos se aplica con una tasa de crecimiento de 3 Kv/seg hasta que

ocurra la ruptura dieléctrica.

Page 176: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

173

La utilidad de ésta prueba ASTM D-877 es limitada, debido a que dicha prueba no

es sensible a la humedad, a menos que el contenido de humedad exceda el 60%

del nivel de saturación. Tampoco es sensible a los productos de oxidación del

aceite aislante envejecido en servicio. No obstante la prueba es un instrumento

válido siempre y cuando se reconozcan las limitaciones y la relativa falta de

sensibilidad de la prueba.

La figura 110 ilustra la variación de la tensión de ruptura con el contenido de

humedad.

Figura 110. Valores de variación de tensión de ruptura contra el contenido de humedad

Valor establecido por la norma ASTM D-877 para la rigidez dieléctrica:

Valor aceptable: 30 KV

Valor cuestionable: 25-29 KV

Valor inaceptable: <25 KV

B. Norma ASTM D-1816En este método se utiliza una celda con electrodos de caras semiesféricas y

cuenta con un medio de agitación para proporcionar una circulación lenta del

aceite.

173

La utilidad de ésta prueba ASTM D-877 es limitada, debido a que dicha prueba no

es sensible a la humedad, a menos que el contenido de humedad exceda el 60%

del nivel de saturación. Tampoco es sensible a los productos de oxidación del

aceite aislante envejecido en servicio. No obstante la prueba es un instrumento

válido siempre y cuando se reconozcan las limitaciones y la relativa falta de

sensibilidad de la prueba.

La figura 110 ilustra la variación de la tensión de ruptura con el contenido de

humedad.

Figura 110. Valores de variación de tensión de ruptura contra el contenido de humedad

Valor establecido por la norma ASTM D-877 para la rigidez dieléctrica:

Valor aceptable: 30 KV

Valor cuestionable: 25-29 KV

Valor inaceptable: <25 KV

B. Norma ASTM D-1816En este método se utiliza una celda con electrodos de caras semiesféricas y

cuenta con un medio de agitación para proporcionar una circulación lenta del

aceite.

173

La utilidad de ésta prueba ASTM D-877 es limitada, debido a que dicha prueba no

es sensible a la humedad, a menos que el contenido de humedad exceda el 60%

del nivel de saturación. Tampoco es sensible a los productos de oxidación del

aceite aislante envejecido en servicio. No obstante la prueba es un instrumento

válido siempre y cuando se reconozcan las limitaciones y la relativa falta de

sensibilidad de la prueba.

La figura 110 ilustra la variación de la tensión de ruptura con el contenido de

humedad.

Figura 110. Valores de variación de tensión de ruptura contra el contenido de humedad

Valor establecido por la norma ASTM D-877 para la rigidez dieléctrica:

Valor aceptable: 30 KV

Valor cuestionable: 25-29 KV

Valor inaceptable: <25 KV

B. Norma ASTM D-1816En este método se utiliza una celda con electrodos de caras semiesféricas y

cuenta con un medio de agitación para proporcionar una circulación lenta del

aceite.

Page 177: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

174

La separación de dichos electrodos puede ser de 0.04” o 0.08” y la tasa de

crecimiento de tensión tiene un valor de 0.5 Kv/seg. Este método es más sensible

a la humedad y a los compuestos polares, como por ejemplo los productos de la

oxidación del aceite.

En el año 2002, en la revisión de la norma IEEE C57.106 se incorporaron los

parámetros del método ASTM D 1816 y se favoreció el uso para probar aceites

nuevos y en servicio.

La clasificación para los resultados de tensión de ruptura dieléctrica según la

prueba D1816 depende de la clase de tensión primaria del equipo y se puede

observar en las siguientes tablas, para las dos separaciones establecidas.

Tabla 22. Valores aceptación de la prueba D1816 a 1mm (distancia de electrodos) de la Tensión de RupturaClase de tensiónDel equipo Aceptable (AC) Cuestionable(CU) Inaceptable(IN)

69Kv 23Kv <23Kv 18Kv <18Kv>69 Kv <230Kv 28Kv <28Kv 23Kv <23Kv 230Kv 30Kv <30Kv 25Kv <25Kv

Tabla 23. Valores aceptación de la prueba D1816 a 2mm (distancia de electrodos) de la Tensión de RupturaClase de tensiónDel equipo Aceptable (AC) Cuestionable(CU) Inaceptable(IN)

69Kv 40Kv <40Kv 35Kv <35Kv>69 Kv <230Kv 47Kv <47Kv 42Kv <42Kv 230Kv 50Kv <50Kv 45Kv <45Kv

Ejecución de la prueba

Se llena lentamente la celda del medidor de rigidez para evitar el atrapamiento

de aire. El llenado se realiza hasta un nivel no menor de 20 mm o 0.8 plg

sobre la parte superior de los electrodos. Se coloca la celda en el probador

del medidor de rigidez dieléctrica, permitiendo que el líquido repose por un

periodo de no menos de 2 minutos, pero no más de 3 minutos.

Page 178: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

175

Se aplica el voltaje de prueba con una tasa de crecimiento controlada, según

la norma que se aplique, hasta que ocurra la ruptura del aceite. Y se anota el

valor de rigidez obtenido.

Cuando se requiera determinar la rigidez dieléctrica de un aceite en base a

rutina, es necesario realizar cinco mediciones de rigidez dieléctrica con

intervalos de un minuto entre cada medición. El promedio de las cinco

mediciones será considerado como el valor de la rigidez dieléctrica del aceite.

Figura 111. Pruebas de rigidez dieléctrica ASTM D1816/877

175

Se aplica el voltaje de prueba con una tasa de crecimiento controlada, según

la norma que se aplique, hasta que ocurra la ruptura del aceite. Y se anota el

valor de rigidez obtenido.

Cuando se requiera determinar la rigidez dieléctrica de un aceite en base a

rutina, es necesario realizar cinco mediciones de rigidez dieléctrica con

intervalos de un minuto entre cada medición. El promedio de las cinco

mediciones será considerado como el valor de la rigidez dieléctrica del aceite.

Figura 111. Pruebas de rigidez dieléctrica ASTM D1816/877

175

Se aplica el voltaje de prueba con una tasa de crecimiento controlada, según

la norma que se aplique, hasta que ocurra la ruptura del aceite. Y se anota el

valor de rigidez obtenido.

Cuando se requiera determinar la rigidez dieléctrica de un aceite en base a

rutina, es necesario realizar cinco mediciones de rigidez dieléctrica con

intervalos de un minuto entre cada medición. El promedio de las cinco

mediciones será considerado como el valor de la rigidez dieléctrica del aceite.

Figura 111. Pruebas de rigidez dieléctrica ASTM D1816/877

Page 179: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

176

3.10.2 Tensión interfacial (ASTM D-971).Es un fenómeno fisicoquímico resultado de las fuerzas de atracción y cohesión

entre las moléculas de aceite y agua.

Si el agua y el aceite en el transformador se ponen en contacto, se separaran y

se creará una interfaz entre ambos líquidos. La interfaz entre el aceite y el agua

es una barrera real que obliga a ejercer cierta fuerza para mover un objeto de

una fase a otra a través de la interfaz. La resistencia que ejerce la barrera entre

el aceite y el agua se conoce con el nombre de tensión interfacial.

A medida que el aceite se envejece, se contamina de partículas diminutas y de

productos de la oxidación. Estos contaminantes se extienden a través de la

interfase agua/aceite debilitando la tensión entre los dos líquidos. La tensión

Interfacial es una medida de las fuerzas de atracción entre las moléculas de dos

fluidos inmiscibles y está dada en dynas/cm o en mN/m.

Un comportamiento típico de la tensión interfacial con los años de servicio del

aceite se ilustra en la figura 112.

Figura 112. Comportamiento de la tensión interfacial con los años de servicio del aceite

Page 180: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

177

La Prueba de Tensión Interfacial es excelente para detectar contaminantes

polares solubles en el aceite y productos de la oxidación. Se sabe que la

precipitación de lodo en el transformador comienza cuando la tensión interfacial

alcanza valores por debajo de las 22 dynas/cm.

Existen estudios que han mostrado una relación definida entre la tensión

interfacial y la acidez de un aceite dieléctrico. Un incremento en la acidez debe

estar acompañado de una reducción en la tensión interfacial.

La relación inversa entre la tensión Interfacial y la Acidez prácticamente elimina

de cierta forma los “errores” al evaluar el estado de un aceite dieléctrico. En los

rangos ácidos, los resultados de la prueba de Acidez se vuelven cuestionables ya

que dependen de la habilidad de la persona que realiza la prueba para emitir un

diagnostico.

En cambio la prueba de tensión Interfacial realizada con equipos de precisión,

constituye una excelente prueba de respaldo para la prueba de Acidez.

Figura 113. Guía para evaluar aceites de transformadores de potencia

177

La Prueba de Tensión Interfacial es excelente para detectar contaminantes

polares solubles en el aceite y productos de la oxidación. Se sabe que la

precipitación de lodo en el transformador comienza cuando la tensión interfacial

alcanza valores por debajo de las 22 dynas/cm.

Existen estudios que han mostrado una relación definida entre la tensión

interfacial y la acidez de un aceite dieléctrico. Un incremento en la acidez debe

estar acompañado de una reducción en la tensión interfacial.

La relación inversa entre la tensión Interfacial y la Acidez prácticamente elimina

de cierta forma los “errores” al evaluar el estado de un aceite dieléctrico. En los

rangos ácidos, los resultados de la prueba de Acidez se vuelven cuestionables ya

que dependen de la habilidad de la persona que realiza la prueba para emitir un

diagnostico.

En cambio la prueba de tensión Interfacial realizada con equipos de precisión,

constituye una excelente prueba de respaldo para la prueba de Acidez.

Figura 113. Guía para evaluar aceites de transformadores de potencia

177

La Prueba de Tensión Interfacial es excelente para detectar contaminantes

polares solubles en el aceite y productos de la oxidación. Se sabe que la

precipitación de lodo en el transformador comienza cuando la tensión interfacial

alcanza valores por debajo de las 22 dynas/cm.

Existen estudios que han mostrado una relación definida entre la tensión

interfacial y la acidez de un aceite dieléctrico. Un incremento en la acidez debe

estar acompañado de una reducción en la tensión interfacial.

La relación inversa entre la tensión Interfacial y la Acidez prácticamente elimina

de cierta forma los “errores” al evaluar el estado de un aceite dieléctrico. En los

rangos ácidos, los resultados de la prueba de Acidez se vuelven cuestionables ya

que dependen de la habilidad de la persona que realiza la prueba para emitir un

diagnostico.

En cambio la prueba de tensión Interfacial realizada con equipos de precisión,

constituye una excelente prueba de respaldo para la prueba de Acidez.

Figura 113. Guía para evaluar aceites de transformadores de potencia

Page 181: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

178

De la figura 114 se puede evaluar que una elevada tensión Interfacial significa

que el transformador está libre de lodo. Así mismo, un aceite con una elevada

acidez significa que esta deteriorado, al dividir el valor de Tensión Interfacial por

el de Número de Neutralización se obtendrá un número que es una excelente

medida para evaluar la condición del transformador. Este número es conocido

como el Índice de Myers o Índice de Calidad.

Índice de Myers =óú ó

Figura 114. Clasificación de los aceites en función del número de neutralización y la tensión interfacial

De la figura 114 se puede observar que existe una relación definida entre la

tensión interfacial y la acídez de un aceite dieléctrico, de tal forma que a medida

que disminuye la tensión interfacial de un aceite aumenta la acidez y la calidad

del aceite también disminuye, la tendencia de la curva se subdivide en rangos ó

franjas que identifica la calidad del aceite, por lo que siempre se debe mantener

el aceite en los rangos aceptables de acuerdo a los valores de tensión y acídez.

En la tabla 24 se índica el estado del aceite de acuerdo a su índice de calidad.

Page 182: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

179

Clasificación de los aceites según el índice de calidad

Tabla 24 Clasificación de aceites según índice de myersNúmero de

neutralizaciónTensión

interfacial Índice de calidad Estado del aceite

0.00 a 0.05 30.0 a 45.0 300 a 1.500 o más Aceite buenoAmarillo claro

0.05 a 0.10 27.1 a 29.9 271 a 600Aceite a ser tenido

en observaciónAmarillo

0.11 a 0.15 24.0 a 27.0 160 a 318 Aceite marginalAmarillo oscuro

0.16 a 0.40 18.0 a 23.90 45 a 159 Aceite maloAmbar

0.41 a 0.65 9.0 a 17.9 22 a 44 Aceite muy maloCafé

0.66 a 1.50 9.0 a 13.9 6 a 21

Aceiteextremadamente

maloCafé oscuro

1.51 - -Aceite en condición

pésimao más negro

Método del anillo según norma ASTM D-971El procedimiento de este método consiste en medir la cantidad de fuerza que se

requiere para mover un anillo de platino de dimensiones conocidas de la fase

agua a la fase aceite. Se necesita un tensiómetro de precisión para medir la

cantidad de fuerza y convertirla en una medida de tensión equivalente basada en

las dimensiones del anillo.

Se utiliza un tensiómetro revisando la calibración del dispositivo comparándola

con una muestra limpia de agua destilada y luego hacer flotar una muestra del

aceite. Para esto se utiliza un vaso de precipitado asentado sobre una plataforma

movible, el anillo del tensiómetro se inserta en el vaso de precipitado, debajo de

la interfaz en la fase agua. La plataforma se baja lentamente, lo cual hace que el

anillo se mueva de la fase agua a la fase aceite. El lento movimiento del anillo

distorsiona al interfaz lo que hace que el agua se extienda hacia el aceite.

Page 183: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

180

Finalmente, la extensión en la interfaz exceda la resistencia de la barrera y se

rompe la interfaz. El valor que aparece en la escala del tensiómetro, en el

momento de la ruptura es la lectura directa de la tensión interfacial

Figura 115. Ensayo de tensión interfacial.

Tabla 25. Valores de tensión interfacialAceptable Cuestionable Inaceptable

Tensión Interfacial(dina/cm) 32

< 32 28

< 28

Page 184: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

181

3.10.3 Número de neutralización (ASTM D-974)El Número de Neutralización (o Acidez de un aceite dieléctrico) es una medida de

los componentes ácidos existentes en el aceite. El contenido de acidez se

expresa como el número de miligramos de hidróxido de potasio (KOH), como

base, que se necesitan para neutralizar los ácidos existentes en un gramo de

muestra de aceite.

El aceite durante su operación normal sufre cambios en su composición química,

originándose peróxidos, aldehídos y ácidos orgánicos. La medida de acidez nos

indica el nivel de deterioro por oxidación en un aceite. Para un aceite nuevo se

considera como un buen valor el de 0.03mgKOH/g. de aceite. En transformadores

nuevos, el contenido de ácido es prácticamente nulo. Mientras más alto es el

número de neutralización, más ácido es el aceite.

La prueba se basa en las normas ASTM D-974, D-664 y D-1534, el cual consiste

en aplicar reactivos a la muestra del aceite y titularlos a temperatura ambiente

con una base alcohólica hasta un punto indicado por el cambio de color que

produce el reactivo utilizado.

El método ASTM D 664 es una prueba para el número de acidez. El método es

similar en cuanto a que se añade (KOH) en el recipiente de reacción mediante un

dispositivo de titulación automático.

El método ASTM D 974 es la prueba de laboratorio más utilizada que consiste en

la titulación manual. El punto final de la titulación se determina mediante un

cambio de color de un indicador acido/base colocado en el recipiente de reacción.

El indicador que se utiliza generalmente es de apariencia incolora cuando no hay

exceso de material alcalino (base) en el recipiente de la reacción.

Page 185: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

182

En presencia de exceso de hidróxido de potasio (KOH) cambia a rosado. El

dispositivo de titulación sigue añadiendo pequeñas cantidades de KOH hasta que

la mezcla de aceite y el indicador toma una coloración rosada. Luego, una

operación simple entre la cantidad de KOH utilizado como reactivo y el peso de la

muestra da como resultado el número de acídez.

Valor establecido por la norma ASTM D-974 para el número deneutralización.

Valor aceptable: ≤ 0.05

Valor cuestionable: 0.06 – 0.10

Valor inaceptable: > 0.10

Figura 116. Equipo para medir el número de neutralización utilizando la norma ASTM 664.

Page 186: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

183

3.10.4 Contenido de humedad (ASTM D-1533)El agua puede proceder del aire atmosférico o resultar de la degradación de

materiales aislantes. El agua presente en el aceite dieléctrico, en la celulosa del

papel y la madera presentes en el transformador, contribuyen a oxidar y degradar

dichos materiales, además de ser una sustancia corrosiva frente a la mayoría de

los metales. Es necesario que el aceite aislante posea un contenido bajo de agua

para obtener y mantener aceptable la rigidez dieléctrica y unas bajas pérdidas

dieléctricas en los sistemas aislantes.

Un alto contenido de agua acelera la degradación química del papel aislante y es

un indicio de malas condiciones de funcionamiento o de un mantenimiento que

necesita medidas correctivas, esta prueba es apropiada para usar en la

aceptación de especificaciones, en el control del procesamiento y en la

evaluación del líquido como dieléctrico durante el servicio.

Es importante recordar que el agua tiene las siguientes características que afecta

el aislamiento:

Es el solvente universal.

Actúa de manera directa en el proceso de oxidación.

Gran afinidad con el papel poca con el aceite.

Los productos de oxidación tienen un gran poder de absorción de agua.

Agua y sustancias polares acidas inducen a la ionización bajo esfuerzo

eléctrico

Agua libre: Va al fondo del transformador.

Agua en suspensión (cerca de la curva de saturación): es la que más

fácilmente interactúa con los productos de oxidación con preferencia por las

partes más frías del transformador.

En la celulosa a nivel químicamente necesaria. (Se puede perder con exceso

de temperatura)

Page 187: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

184

Método normalizado ASTM 1533Este método de prueba determina el contenido de humedad del aceite aislante

mediante un titulador automático Karl Fischer. Se inyecta una muestra de aceite

en el dispositivo, el cual añade reactivos de forma automática hasta alcanzar el

punto final. Este se determina mediante electrodos que perciben las condiciones

eléctricas en el recipiente de reacción. Al alcanzar el punto final, el dispositivo

detiene la sodificación y cálcula electrónicamente el contenido de humedad en el

aceite a partir del volumen de aceite inyectado y la cantidad de reactivo

consumido.

El contenido de humedad del aceite se presenta en partes por millón (ppm)

(miligramos de humedad por kilogramo de líquido aislante).

Los valores permitidos de acuerdo al tipo de la norma se muestran a

continuación:Tabla 26 Valores permitidos de la norma ASTM D1533

Figura 117. Equipo de prueba Karl Fischer para medir el contenido de humedad

Prueba Norma Valoraceptable

Valorcuestionable

Valorinaceptable

Contenidode agua

ASTMD1533<69 kV69 – 288 kV>345 kV

≤30≤20≤15

30 – 34.920 – 24.915 – 19.9

≥35≥25≥20

Page 188: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

185

Prueba de humedad residual (IEEE STD. 62-1995).La humedad dentro de un transformador afecta su comportamiento de la siguiente

manera:

Promueve descargas parciales.

Puede generar burbujas

Disminuye considerablemente la rigidez dieléctrica

Envejece prematuramente el aislamiento sólido.

Aunque la humedad del aceite es importante y debe mantenerse lo más baja que

sea posible, lo verdaderamente importante es la acumulación de agua en el

aislamiento sólido del transformador. Dichos aislamientos están compuestos

principalmente por papel, cartón y madera, siendo el predominante el papel Kraft

y Cartón prensado.

La humedad residual es la cantidad de agua expresada en porcentaje del peso

total de los aislamientos sólidos que permanece en ellos al final de un proceso de

secado. La figura 118 muestra curvas de equilibrio que relacionan el contenido

absoluto de humedad del aceite con el contenido de agua en el papel. La

utilización de estas curvas implica que el transformador se encuentra en equilibrio

térmico.

Figura 118. Curvas de equilibrio en base al contenido de agua en el aceite.

185

Prueba de humedad residual (IEEE STD. 62-1995).La humedad dentro de un transformador afecta su comportamiento de la siguiente

manera:

Promueve descargas parciales.

Puede generar burbujas

Disminuye considerablemente la rigidez dieléctrica

Envejece prematuramente el aislamiento sólido.

Aunque la humedad del aceite es importante y debe mantenerse lo más baja que

sea posible, lo verdaderamente importante es la acumulación de agua en el

aislamiento sólido del transformador. Dichos aislamientos están compuestos

principalmente por papel, cartón y madera, siendo el predominante el papel Kraft

y Cartón prensado.

La humedad residual es la cantidad de agua expresada en porcentaje del peso

total de los aislamientos sólidos que permanece en ellos al final de un proceso de

secado. La figura 118 muestra curvas de equilibrio que relacionan el contenido

absoluto de humedad del aceite con el contenido de agua en el papel. La

utilización de estas curvas implica que el transformador se encuentra en equilibrio

térmico.

Figura 118. Curvas de equilibrio en base al contenido de agua en el aceite.

185

Prueba de humedad residual (IEEE STD. 62-1995).La humedad dentro de un transformador afecta su comportamiento de la siguiente

manera:

Promueve descargas parciales.

Puede generar burbujas

Disminuye considerablemente la rigidez dieléctrica

Envejece prematuramente el aislamiento sólido.

Aunque la humedad del aceite es importante y debe mantenerse lo más baja que

sea posible, lo verdaderamente importante es la acumulación de agua en el

aislamiento sólido del transformador. Dichos aislamientos están compuestos

principalmente por papel, cartón y madera, siendo el predominante el papel Kraft

y Cartón prensado.

La humedad residual es la cantidad de agua expresada en porcentaje del peso

total de los aislamientos sólidos que permanece en ellos al final de un proceso de

secado. La figura 118 muestra curvas de equilibrio que relacionan el contenido

absoluto de humedad del aceite con el contenido de agua en el papel. La

utilización de estas curvas implica que el transformador se encuentra en equilibrio

térmico.

Figura 118. Curvas de equilibrio en base al contenido de agua en el aceite.

Page 189: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

186

Análisis de resultados.El objeto de esta prueba es la determinación del estado del aislamiento sólido del

transformador, en el aspecto de acumulación de humedad, es decir cuánta

humedad existe en el aislamiento sólido del transformador. Con la presencia de

humedad, la capacidad dieléctrica del aceite disminuye. Es un gran indicador de

la degradación de las propiedades mecánicas de la celulosa (componente

inherente de los aislantes sólidos).

El contenido de humedad de 0.2 a 0.3% es un buen valor de trabajo, humedad

residual debajo de 0.1% además de ser una condición difícil de obtener, no es

recomendable por los efectos en el papel mismo y la posible pérdida de vida del

aislamiento. En la tabla 27 se muestran los valores de % de humedad residual:

Tabla 27. Valores de humedad residual aceptables%MINIMO MÁXIMO Clase Mínimo (%) Máximo (%)

69 KV 0.40 0.50115 KV 0.30 0.40230 KV 0.20 0.30

Page 190: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

187

3.10.5 Prueba de color del aceite (ASTM D 1500)El color del aceite es un indicativo del estado del mismo. Dos son los elementos

principalmente responsables por el color del aceite: uno es el aceite base, el color

del aceite varía de un ámbar claro y brillante a un color pardo oscuro

dependiendo del corte de extracción y el origen del crudo refinado.

Los cambios en intensidad de color u oscurecencia generalmente están

asociados con el contenido de azufre y otras impurezas aromáticas; mientras

mayor sea el contenido de impureza más oscuro será el aceite; igualmente a

mayor viscosidad más oscuro se torna el color del aceite básico.

El otro factor importante es el paquete de aditivos utilizado. Los aditivos tienen

como función primordial fortalecer las propiedades del aceite y proteger las partes

del equipo a ser lubricado. Algunos de los aditivos que conforman el paquete son

determinantes en el color del aceite final, específicamente aquellos que contienen

azufre, como es el caso de los aditivos detergentes e inhibidores a la corrosión y

a la oxidación.

El color es expresado mediante un valor numérico (también de una descripción

del color) basada en una comparación con una serie de colores estándar. Sin

embargo no puede decirse que exista una directa correlación entre el cambio de

color y un problema en el aceite.

Un índice de color fuerte puede indicar degradación o contaminación del aceite,

además, por su aspecto visual se pueden poner en evidencia turbulencias y

sedimentos indicando la presencia de agua, lodos insolubles, carbón, fibras,

polvos, etc.; en aceites dieléctricos se utilizan las normas ASTM D-1524 para

definir el aspecto visual y ASTM D-1500 para determinar el color.

Page 191: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

188

Un número de color alto ocurre cuando existe presencia de contaminación o

deterioro o a su vez la presencia de ambos. Los valores con una descripción de

colores, se encuentran detallados en la siguiente tabla.

Tabla 28. Descripción de colores según norma ASTM D 1500

(a) (b)Figura 119. (a) muestra de una fracción parafínica son blancas y transparentes y (b) muestra de nafténicasvarían de color amarillo claro a amarillo verdoso.

NUMERO COMPARADOR

DE COLORCOLOR CONDICIÓN DEL ACEITE

0.0-0.5 claro Aceite nuevo

0.5-1.0 Amarillo pálido Aceite bueno

1.0-2.5 AmarilloAceite con tiempo de

servicio

2.5-4.0 Amarillo brillante Condiciones marginales

4.0-5.5 Ámbar Mala condición

5.5-7.0 MarrónCondición critica

(necesita regeneración)

7.0-8.5 Marrón oscuroCondición extrema

(necesita ser cambiado)

Page 192: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

189

Equipo utilizadoEl equipo utilizado se denomina colorímetro, el cual se compone de una fuente de

luz, lente de colores normalizados y un compartimiento para colocar en él la

muestra de aceite que será probada en la figura 120 se muestra un ejemplo de un

colorímetro donde se compara con la muestra del aceite obtenido del

transformador de potencia en el laboratorio.

Figura 120. Colorímetro con colores ASTM

Ejecución de la prueba.

Se coloca una cantidad del aceite de muestra en el tubo de ensayo hasta

obtener un nivel de aceite de por lo menos 50 mm de altura en el tubo.

Se coloca el tubo de ensayo con aceite en el compartimiento del colorímetro

para el efecto.

Se enciende una fuente de luz y con ayuda de ella se compara el color de la

muestra de aceite con los colores del colorímetro.

Los valores permitidos según el color es el siguiente:

Tabla 29. Valores de color permitidoAceptable Inaceptable3.5 >3.5

Page 193: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

190

3.10.6 Prueba de factor de potencia (ASTM D 924)El factor de potencia es una medida de las pérdidas dieléctricas que ocurren en

un líquido aislante cuando se usa dentro de un campo eléctrico y de la energía

disipada en forma de calor.

La prueba se realiza de la siguiente manera: se coloca el aceite en una celda de

prueba, la cual está formada por un cilindro interno y otro externo con una

pequeña separación entre ellos, la cual se llena de aceite.

Al energizar los dos cilindros con una tensión promedio de 1000 a 2500 Vac, la

delgada película de aceite se ve sometida al campo de CA, lo cual origina las

pérdidas dieléctricas que pueden ser medidas por el instrumento de medición (por

ejemplo el M4000 de doble y el delta 2000 de AVO).

La prueba de comprobación del factor de potencia del aceite del transformador,

se realiza, por lo general, a dos temperaturas a 25°C y 100°C. La razón es que

las dos lecturas y cómo se modifican en el tiempo pueden ser de suma utilidad

para diagnosticar cual es la causa de un elevado factor de potencia.

Un alto valor de factor de potencia indica presencia de humedad, oxidación del

aceite o contaminación. Los valores aceptables de Factor de Potencia para las

diferentes categorías de aceites se muestran a continuación.

Page 194: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

191

Tabla 30. Valores permisibles de factor de potencia en aceite en base a su condición

Tipo de aceite Voltaje(KV) %Factor de potencia a 20 °CAceite Nuevo 0.05

Aceite Nuevo recibido enequipo nuevo

0.15

Aceite Nuevo después delllenado y Reposado, antes de

la energización

<69 0.10

69-230 0.1

Aceite con tiempo de servicio-Aceite requiere solo

reacondicionamiento parafuturo servicio

<69 0.05

69–288 0.05

≥345 0.05

Aceite con tiempo de servicio-Aceite que requiere solo

reacondicionamiento parafuturo servicio

<69 0.05

69–288 0.05

≥345 0.03

Aceite con tiempo deservicio – Aceite en

mal estado

<69 1.0

69–288 0.7

≥345 0.3

La grafica de la prueba de factor de potencia en aceites no inhibidos es útil para

evaluar la continuidad en servicio de un aceite, de acuerdo con su factor de

potencia y el tiempo de oxidación.

Figura 121. Grafica de factor de potencia con respecto a tiempo de oxidación del aceite dieléctrico.

191

Tabla 30. Valores permisibles de factor de potencia en aceite en base a su condición

Tipo de aceite Voltaje(KV) %Factor de potencia a 20 °CAceite Nuevo 0.05

Aceite Nuevo recibido enequipo nuevo

0.15

Aceite Nuevo después delllenado y Reposado, antes de

la energización

<69 0.10

69-230 0.1

Aceite con tiempo de servicio-Aceite requiere solo

reacondicionamiento parafuturo servicio

<69 0.05

69–288 0.05

≥345 0.05

Aceite con tiempo de servicio-Aceite que requiere solo

reacondicionamiento parafuturo servicio

<69 0.05

69–288 0.05

≥345 0.03

Aceite con tiempo deservicio – Aceite en

mal estado

<69 1.0

69–288 0.7

≥345 0.3

La grafica de la prueba de factor de potencia en aceites no inhibidos es útil para

evaluar la continuidad en servicio de un aceite, de acuerdo con su factor de

potencia y el tiempo de oxidación.

Figura 121. Grafica de factor de potencia con respecto a tiempo de oxidación del aceite dieléctrico.

191

Tabla 30. Valores permisibles de factor de potencia en aceite en base a su condición

Tipo de aceite Voltaje(KV) %Factor de potencia a 20 °CAceite Nuevo 0.05

Aceite Nuevo recibido enequipo nuevo

0.15

Aceite Nuevo después delllenado y Reposado, antes de

la energización

<69 0.10

69-230 0.1

Aceite con tiempo de servicio-Aceite requiere solo

reacondicionamiento parafuturo servicio

<69 0.05

69–288 0.05

≥345 0.05

Aceite con tiempo de servicio-Aceite que requiere solo

reacondicionamiento parafuturo servicio

<69 0.05

69–288 0.05

≥345 0.03

Aceite con tiempo deservicio – Aceite en

mal estado

<69 1.0

69–288 0.7

≥345 0.3

La grafica de la prueba de factor de potencia en aceites no inhibidos es útil para

evaluar la continuidad en servicio de un aceite, de acuerdo con su factor de

potencia y el tiempo de oxidación.

Figura 121. Grafica de factor de potencia con respecto a tiempo de oxidación del aceite dieléctrico.

Page 195: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

192

Ejecución de la pruebaPara la ejecución de la prueba se sigue el siguiente procedimiento:

Se debe tener listo y en condiciones de prueba el equipo de medición de factor

de potencia.

Se Llena la celda de prueba con el aceite a ser probado hasta una altura

aproximada de ¾” del tope superior, para luego tapar la celda

apropiadamente.

Se coloca la celda en una superficie aislante plana, nivelada, evitando que la

superficie del líquido quede a desnivel, para luego dejar reposar la muestra

por un periodo de 5 minutos.

Se realiza las conexiones del equipo a la celda de prueba. Se conecta el

gancho del cable de alta tensión a la manija de la celda y el terminal de baja

tensión al cilindro metálico de la celda.

Una vez hechas las conexiones, se prepara los controles del equipo de

medición de factor de potencia y se energiza la celda de prueba que contiene

el aceite a probarse.

Luego se procede a leer los valores obtenidos de los voltios-amperios de

carga obtenidos y las perdidas en watts del aceite bajo prueba. Con estos

valores se calcula el factor de potencia de acuerdo a la siguiente fórmula:% = × 100

Figura 122. Ensayo de factor de potencia

Page 196: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

193

3.10.7 Contenido de inhibidor (ASTM 2668)Los aceites dieléctricos nuevos contienen pequeñas cantidades de ciertos

compuestos químicos que actúan como inhibidores de oxidación. Estas

substancias naturales retardan la oxidación del aceite hasta que se consumen. La

tasa de consumo de los inhibidores de oxidación en el aceite es dependiente de

la cantidad de oxigeno existente, de la cantidad de contaminantes existentes en el

aceite, de agentes catalíticos y de la temperatura del aceite.

A medida que la cantidad de inhibidor se reduce, la tasa de oxidación y de

deterioro del aceite se incrementa. La recuperación del aceite mediante procesos

químicos puede restablecer el aceite, de manera que casi recupere sus

características originales; sin embargo, estos procesos no tienen ningún efecto en

la restauración de la acción que realizan los inhibidores en el aceite. Para superar

esta situación, a un aceite recuperado se le debe añadir inhibidores de oxidación

sintéticos.

En los aceites para transformadores se utilizan como inhibidores de la oxidación

2-6-ditertiario-butil para-cresol (DBPC) y 2-6-ditertario-butil fenol (DBP). Por lo

general, el agotamiento del inhibidor es la primera indicación de que el aceite

necesita mantenimiento.

Existen dos métodos de prueba normalizados para el inhibidor de oxidación.

Ambos métodos detectan los dos componentes DBPC y DBP. El método D 2668

utiliza un espectrómetro infrarrojo para determinar el contenido de inhibidor,

mientras el D 4768 utiliza cromatografía de gases. Ambos métodos conducen a

resultados equivalentes. El contenido de inhibidor se presenta como un

porcentaje del peso del inhibidor en el aceite.

Page 197: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

194

El nivel optimo de para el inhibidor de oxidación es 0.3%. Los valores para el

contenido de inhibidor de oxidación (en porcentaje del peso) se muestra en la

tabla 31.

Tabla 31. Contenido de inhibidor de oxidación

Aceptable Cuestionable Inaceptable

0.2% 0.1%, <0.2% <0.1%

En la figura 123 se muestra la diferencia existente entre las curvas de oxidación

de un aceite no inhibido y otro inhibido. Como se puede ver, los inhibidores

artificiales de oxidación mantienen la acidez del aceite a un nivel más bajo que los

aceites sin inhibidor.

Ahora bien, cuando se agota el aditivo antioxidante en el aceite inhibido la

reacción de oxidación se acelera drásticamente y por tanto la curva toma forma

exponencial con una pendiente mayor que la del aceite no inhibido.

El control requerido sobre el nivel de acidez de un aceite dieléctrico inhibido, en

su período final de servicio, es muy exigente debido al cambio radical en el

comportamiento de su proceso oxidativo, lo cual podría dar origen a formación

excesiva de lodos en el transformador con las consecuentes fallas en su

funcionamiento.

Page 198: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

195

Figura 123.Curvas de oxidación del aceite.

De la figura 123 se interpreta que un aceite con inhibidor mantienen la acidez del

aceite a un nivel más bajo que los aceites sin inhibidor. Y La curva muestra una

comparación entre el valor de acidez y los años en servicio del transformador, A

medida aumente la acidez se acorta el tiempo de servicio del transformador debido a

la aparición de sedimentación lodosa, los valores aceptables oscila entre 0.03 mg.

KOH/gr y 0.07 mg. KOH/gr.

195

Figura 123.Curvas de oxidación del aceite.

De la figura 123 se interpreta que un aceite con inhibidor mantienen la acidez del

aceite a un nivel más bajo que los aceites sin inhibidor. Y La curva muestra una

comparación entre el valor de acidez y los años en servicio del transformador, A

medida aumente la acidez se acorta el tiempo de servicio del transformador debido a

la aparición de sedimentación lodosa, los valores aceptables oscila entre 0.03 mg.

KOH/gr y 0.07 mg. KOH/gr.

195

Figura 123.Curvas de oxidación del aceite.

De la figura 123 se interpreta que un aceite con inhibidor mantienen la acidez del

aceite a un nivel más bajo que los aceites sin inhibidor. Y La curva muestra una

comparación entre el valor de acidez y los años en servicio del transformador, A

medida aumente la acidez se acorta el tiempo de servicio del transformador debido a

la aparición de sedimentación lodosa, los valores aceptables oscila entre 0.03 mg.

KOH/gr y 0.07 mg. KOH/gr.

Page 199: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

196

3.11 Análisis de compuestos furánicos (Método normalizado ASTM 5837)El aislamiento sólido del transformador está formado por papel, el cual está

compuesto por numerosas fibras de celulosa extraídas de la madera principalmente,

cuya composición se muestra en la figura 124. La celulosa es un polímero de cadena

larga y recta cuyo monómero es una molécula de glucosa (azúcar de seis carbonos)

que se une mediante átomos de oxigeno conocidos como enlaces glucosídicos.

.Figura 124. Enlace químico.

Cuando el papel está nuevo, antes de su instalación en el transformador y su secado

en fábrica, la cadena promedio del polímero tiene una longitud de 1000 a 1200

moléculas de glucosa.

El proceso de instalación y secado del papel descompone en cierta medida la

celulosa; de manera que el papel nuevo en el transformador tiene cadenas de

polímeros ligeramente más pequeñas (alrededor de 800 a 1000 moléculas de

glucosa). La longitud promedio de la cadena de celulosa se denomina “Grado de

Polimerización” (GP) del papel.

A medida que el papel envejece, se produce una descomposición natural y gradual

de las cadenas de polímeros. A medida que se reduce el tamaño de dichas cadenas,

disminuye también la rigidez mecánica del papel. Si el grado de polimerización

disminuye hasta 200, el papel se debilita tanto que cualquier esfuerzo lo romperá y

producirá una falla.

196

3.11 Análisis de compuestos furánicos (Método normalizado ASTM 5837)El aislamiento sólido del transformador está formado por papel, el cual está

compuesto por numerosas fibras de celulosa extraídas de la madera principalmente,

cuya composición se muestra en la figura 124. La celulosa es un polímero de cadena

larga y recta cuyo monómero es una molécula de glucosa (azúcar de seis carbonos)

que se une mediante átomos de oxigeno conocidos como enlaces glucosídicos.

.Figura 124. Enlace químico.

Cuando el papel está nuevo, antes de su instalación en el transformador y su secado

en fábrica, la cadena promedio del polímero tiene una longitud de 1000 a 1200

moléculas de glucosa.

El proceso de instalación y secado del papel descompone en cierta medida la

celulosa; de manera que el papel nuevo en el transformador tiene cadenas de

polímeros ligeramente más pequeñas (alrededor de 800 a 1000 moléculas de

glucosa). La longitud promedio de la cadena de celulosa se denomina “Grado de

Polimerización” (GP) del papel.

A medida que el papel envejece, se produce una descomposición natural y gradual

de las cadenas de polímeros. A medida que se reduce el tamaño de dichas cadenas,

disminuye también la rigidez mecánica del papel. Si el grado de polimerización

disminuye hasta 200, el papel se debilita tanto que cualquier esfuerzo lo romperá y

producirá una falla.

196

3.11 Análisis de compuestos furánicos (Método normalizado ASTM 5837)El aislamiento sólido del transformador está formado por papel, el cual está

compuesto por numerosas fibras de celulosa extraídas de la madera principalmente,

cuya composición se muestra en la figura 124. La celulosa es un polímero de cadena

larga y recta cuyo monómero es una molécula de glucosa (azúcar de seis carbonos)

que se une mediante átomos de oxigeno conocidos como enlaces glucosídicos.

.Figura 124. Enlace químico.

Cuando el papel está nuevo, antes de su instalación en el transformador y su secado

en fábrica, la cadena promedio del polímero tiene una longitud de 1000 a 1200

moléculas de glucosa.

El proceso de instalación y secado del papel descompone en cierta medida la

celulosa; de manera que el papel nuevo en el transformador tiene cadenas de

polímeros ligeramente más pequeñas (alrededor de 800 a 1000 moléculas de

glucosa). La longitud promedio de la cadena de celulosa se denomina “Grado de

Polimerización” (GP) del papel.

A medida que el papel envejece, se produce una descomposición natural y gradual

de las cadenas de polímeros. A medida que se reduce el tamaño de dichas cadenas,

disminuye también la rigidez mecánica del papel. Si el grado de polimerización

disminuye hasta 200, el papel se debilita tanto que cualquier esfuerzo lo romperá y

producirá una falla.

Page 200: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

197

Cuando la cadena de celulosa se rompe y forma dos cadenas más cortas, se

separan una o más moléculas de glucosa y también se forma cierta cantidad de

agua, de monóxido y de dióxido de carbono. La molécula de glucosa cambia

químicamente durante éste proceso y forma un compuesto que contiene un anillo de

furano. Estos compuestos se forman en el papel pero emigran parcialmente al aceite

en donde es posible detectarlos mediante un análisis químico. Las temperaturas a

las cuales se producen la descomposición y la presencia de niveles de oxigeno y

humedad anormalmente elevados determinan los compuestos que se forman.

Las principales causas de degradación de la celulosa son:

a) Térmica, debido a temperaturas mayores de 200ºC.

b) Por hidrólisis, debido al contenido de humedad en el aceite. Éste tipo de

degradación es la más fuerte.

c) Por oxidación, debido al contenido de oxígeno libre en el aceite.

La degradación térmica genera, además, monóxido y óxido de carbono, no así las

otras dos. La glucosa se descompone en diferentes compuestos furánicos, sin

embargo, unos son más comunes que otros:

2-furaldehído, también denominado furfural o furfuraldehído. Éste es el

compuesto furánico que se encuentra con mayor frecuencia.

Se forma por sobrecalentamiento general de la celulosa o puede presentarse

como resultado de una condición de falla en el pasado.

Es uno de los compuestos furánicos más estables bajo las condiciones en el

interior del transformador. El resto de los compuestos furánicos se

descomponen y forman 2-furaldehído adicionales.

Page 201: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

198

2-furil alcohol, también se denomina furfural alcohol o furfurol. Éste

compuesto furánico se forma en presencia de gran contenido de humedad y

es la prueba de una condición de descomposición activa del papel debido a

elevados niveles de humedad en el aislamiento sólido.

2-acetil furano es el menos común de los compuestos furánicos que se

pueden encontrar en un transformador operativo. Se encuentra con mayor

frecuencia en transformadores averiados que han sufrido descargas eléctricas

por rayos, lo cual lleva a la conclusión preliminar de que la formación de éste

compuesto puede ser el resultado de elevados niveles de esfuerzo eléctrico.

5-metilo-2-furaldehído se forma como resultado de sobrecalentamientos

intensos y localizados de la celulosa y es la prueba de una condición que

supone falla por punto caliente a alta temperatura.

5-hidroximetilo-2-furaldehído se forma como resultado de la descomposición

del papel en presencia de grandes cantidades de oxigeno y es la prueba de la

oxidación del aislamiento sólido.

Figura 125. Componentes de furanos

198

2-furil alcohol, también se denomina furfural alcohol o furfurol. Éste

compuesto furánico se forma en presencia de gran contenido de humedad y

es la prueba de una condición de descomposición activa del papel debido a

elevados niveles de humedad en el aislamiento sólido.

2-acetil furano es el menos común de los compuestos furánicos que se

pueden encontrar en un transformador operativo. Se encuentra con mayor

frecuencia en transformadores averiados que han sufrido descargas eléctricas

por rayos, lo cual lleva a la conclusión preliminar de que la formación de éste

compuesto puede ser el resultado de elevados niveles de esfuerzo eléctrico.

5-metilo-2-furaldehído se forma como resultado de sobrecalentamientos

intensos y localizados de la celulosa y es la prueba de una condición que

supone falla por punto caliente a alta temperatura.

5-hidroximetilo-2-furaldehído se forma como resultado de la descomposición

del papel en presencia de grandes cantidades de oxigeno y es la prueba de la

oxidación del aislamiento sólido.

Figura 125. Componentes de furanos

198

2-furil alcohol, también se denomina furfural alcohol o furfurol. Éste

compuesto furánico se forma en presencia de gran contenido de humedad y

es la prueba de una condición de descomposición activa del papel debido a

elevados niveles de humedad en el aislamiento sólido.

2-acetil furano es el menos común de los compuestos furánicos que se

pueden encontrar en un transformador operativo. Se encuentra con mayor

frecuencia en transformadores averiados que han sufrido descargas eléctricas

por rayos, lo cual lleva a la conclusión preliminar de que la formación de éste

compuesto puede ser el resultado de elevados niveles de esfuerzo eléctrico.

5-metilo-2-furaldehído se forma como resultado de sobrecalentamientos

intensos y localizados de la celulosa y es la prueba de una condición que

supone falla por punto caliente a alta temperatura.

5-hidroximetilo-2-furaldehído se forma como resultado de la descomposición

del papel en presencia de grandes cantidades de oxigeno y es la prueba de la

oxidación del aislamiento sólido.

Figura 125. Componentes de furanos

Page 202: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

199

El cambio en el contenido furánico (la cantidad de compuestos furánico) es el

parámetro más importante para determinar si hay posibilidad de una falla en el

proceso que amerite atención.

Para un primer análisis, cuando no se tiene datos previos o cuando estos datos son

tan viejos que ya no tienen valor, se utilizan los patronos siguientes para interpretar

los resultados:

0 a 20 ppb total de furanos-inicial representa básicamente un transformador

nuevo.

21 a 100 ppb total de furanos-aceptable representa un ritmo de envejecimiento

normal.

101 a 250 ppb total de furanos- cuestionable, representa la probabilidad de un

ritmo acelerado de envejecimiento.

251 ppb total de furanos y mayores- inaceptables, representa un ritmo muy

acelerado de envejecimiento.

Además de los rangos aceptables, cuestionables, inaceptables se deben prestar

atención inmediatamente a los niveles muy elevados. Niveles por encima de 1000

ppb indican daños graves e irreversibles al aislamiento solido.

Este nivel se puede considerar el inicio de la “zona de peligro” pues es común que

los transformadores fallen cuando se encuentran en el rango de 1000 a 1500 ppb de

total de furanos.

Típicamente no se recomienda la recuperación o cualquier otro procedimiento de

mantenimiento del aceite para transformadores en los que del total de contenido de

furanos sobrepasa las 1000 ppb aproximadamente.

Page 203: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

200

La razón para utilizar los niveles de 100 ppb y 250 ppb como puntos límites es que

estos valores son consistentes con el resto del sistema de clasificación del aceite que

aquí se presenta.

Los limites superiores del rango aceptable que corresponde con el extremo de la

zona de operación “libre de lodos” en los parámetros de calidad del aceite. En éste

punto, los productos de la oxidación comienzan a causar daños en el papel.

Un total de contenido furánico de 100 ppb corresponde a una descomposición del

papel casi equivalente a una pérdida de vida útil del 10%, debido a la rigidez del

papel. Igualmente, el extremo del rango cuestionable es equivalente al punto en el

que ocurre un daño considerable y cuantificable al aislamiento solido.

Un total de contenido furánico de 250 ppb corresponde a una pérdida de vida útil de

casi 25%

Page 204: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

201

3.12 Grado de polimerización (Método normalizado D 4243)El grado de polimerización se puede obtener mediante la aplicación directa de una

prueba a una pequeña muestra del papel aislante del transformador. La muestra se

disuelve en una solución especial y luego se mide su viscosidad al hacer pasar el

papel disuelto por un pequeño orificio. La viscosidad medida en esta forma guarda

relación directa con el grado de polimerización del papel.

Sin embargo, existe una dificultad, el proceso exige que se realice una parada del

equipo, que se abra y hasta que se drene el aceite para obtener una muestra de

papel. El resultado de la prueba es el número de enlaces promedio del polímero de

celulosa. A medida que el papel envejece, la cadena se hace más corta. Por lo tanto,

el papel pierde su resistencia mecánica y la vida útil del transformador se reduce.

Diagnostico:Tabla 32. Vida útil del papel del transformador.

Nuevo GP = 1200

Fin de la vida útil GP = 200

Cálculo del Grado de Polimerización (GP) y vida remanente a partir de losresultados de los furanos utilizando el algoritmo de Chenndong.

El grado de polimerización se puede calcular a partir de los resultados del contenido

de furanos. Dado que es más fácil obtener una muestra de aceite que una muestra

del papel, y que el contenido de furanos en el aceite ofrece un mejor valor promedio

del grado de polimerización.

Al dividir la población de transformadores de potencia sumergidos en aceite, de

acuerdo al tipo de aislamiento, se discriminan dos tipos de transformadores:

1. Transformadores sin papel térmicamente enriquecido

2. Transformadores con papel térmicamente enriquecido.

Page 205: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

202

1. Transformadores sin papel térmicamente enriquecidoForman una concentración más elevada de furanos en comparación con los de

papel térmicamente enriquecido. Los transformadores sin papel térmicamente

enriquecido presuponen una elevación de temperatura de 55 ºC, manufacturados

en Norte América antes de los comienzos de los años sesenta y casi todos los

transformadores manufacturados fuera de Norte América.

2. Transformadores con papel térmicamente enriquecido.Recientemente, fabricantes de transformadores de Europa y Japón han ofrecido

equipo con papel térmicamente enriquecido y esto se mantiene como una opción

que el comprador tiene que solicitar específicamente. Transformadores con

elevaciones de temperatura de 55/65 ºC y 65 ºC, manufacturados en Norte

América desde los comienzos de los años sesenta, típicamente usan papel

enriquecido térmicamente.

Para aquellos transformadores que no cuentan con papel mejorado térmicamente, el

mejor estimado del Grado de polimerización se obtiene mediante el contenido de 2-

furaldehído (2FAL). Para aquellos transformadores que cuentan con papel mejorado

térmicamente, el cálculo se basa en el contenido total de furanos.

El grado de polimerización se obtiene a partir de las ecuaciones (1) y (2), es posible

calcular la vida usada (en porcentaje) haciendo uso de la ecuación (3). Los valores

de 2FAL y el total de furanos están en partes por billón (ppb). Estas ecuaciones se

actualizan periódicamente.

GP=[Log(2FAL 0.88)−4.51]/(−0.0035) (1)

GP=[Log(total furanos)−4.0355] /(−0.002908) (2)

%Vida Utilizada=[Log(DP)−2.903]/(−0.006021) (3)

Page 206: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

203

Una buena cantidad de laboratorios utilizan la relación (1), la cual es una

modificación de la ecuación Chendong. Aunque aparentemente adecuada para

transformadores sin papel térmicamente enriquecido, la correlación no es buena

cuando dicha ecuación es aplicada a datos pertenecientes a transformadores con

papel térmicamente enriquecido. La tabla 33 muestra los datos obtenidos al utilizar

las ecuaciones:

Tabla 33. Valores de las ecuaciones

Papel nomejorado

térmicamente2FAL (ppb)

Papel mejoradotérmicamente

Total de furanos(ppb)

Grado depolimerización(GP) calculado

Porciento de vidapromedio ya

usada (%)

58130292654

14641720202123742789327738514524531562457337

51100195381745852974

11131273145516641902217524872843

800700600500400380360340320300280260240220200

010213450545862667176818793

100

En las figuras, 126 y 127 se muestran una comparación entre el GP y el contenido de

2-FAL. Y de las distintas relaciones entre el GP y el contenido total de furanos.

Page 207: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

204

Figura 126. Comparación entre el GP y el Figura 127. Comparación entre el GP ycontenido de 2-FAL contenido total de furanos.

Ventajas y desventajas de los métodos utilizados para conocer la vida del aislamiento deltransformador de potencia

Tabla 34. Ventajas y desventajas para la vida del aislamiento del transformador de potencia

MÉTODO VENTAJAS DESVENTAJAS

GP(Muestreo papel)

Directo y el másinformativo

Muestreo no esrepresentativo de todo

el devanado

Es necesario que launidad sea abierta

GP(Furanos)

No es necesarioabrir el tanque

Informacióncomplementaria

al DGACorrelación con

GP

Los furanos soninestables a ciertos

valores de temperatura

Resultados dependende contenido de

oxigeno, humedad,temperatura y tipo de

aislamiento

204

Figura 126. Comparación entre el GP y el Figura 127. Comparación entre el GP ycontenido de 2-FAL contenido total de furanos.

Ventajas y desventajas de los métodos utilizados para conocer la vida del aislamiento deltransformador de potencia

Tabla 34. Ventajas y desventajas para la vida del aislamiento del transformador de potencia

MÉTODO VENTAJAS DESVENTAJAS

GP(Muestreo papel)

Directo y el másinformativo

Muestreo no esrepresentativo de todo

el devanado

Es necesario que launidad sea abierta

GP(Furanos)

No es necesarioabrir el tanque

Informacióncomplementaria

al DGACorrelación con

GP

Los furanos soninestables a ciertos

valores de temperatura

Resultados dependende contenido de

oxigeno, humedad,temperatura y tipo de

aislamiento

204

Figura 126. Comparación entre el GP y el Figura 127. Comparación entre el GP ycontenido de 2-FAL contenido total de furanos.

Ventajas y desventajas de los métodos utilizados para conocer la vida del aislamiento deltransformador de potencia

Tabla 34. Ventajas y desventajas para la vida del aislamiento del transformador de potencia

MÉTODO VENTAJAS DESVENTAJAS

GP(Muestreo papel)

Directo y el másinformativo

Muestreo no esrepresentativo de todo

el devanado

Es necesario que launidad sea abierta

GP(Furanos)

No es necesarioabrir el tanque

Informacióncomplementaria

al DGACorrelación con

GP

Los furanos soninestables a ciertos

valores de temperatura

Resultados dependende contenido de

oxigeno, humedad,temperatura y tipo de

aislamiento

Page 208: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

205

3.13 Análisis de gases disueltos en el aceite (AGD) por cromatografía de gases

A medida que los transformadores se ven sometidos a esfuerzos eléctricos

y térmicos se van generando gases combustibles en el transformador. Los

materiales aislantes, tanto el aceite como la celulosa, se descomponen

como consecuencia de tales esfuerzos y producen gases.

La presencia y cantidad de estos gases individuales, pueden ser colectados

en una muestra de aceite tomada apropiadamente (Norma ASTM D-3613), y

ser analizados por métodos muy sensitivos (Norma ASTM D-3612).

Es importante la tasa y cantidad de gas generado. El proceso de

envejecimiento normal genera gases; Sin embargo, estos se generan a una

tasa extremadamente lenta. Las condiciones de falla incipiente o de falla de

formación reciente ocasionan cambios inmediatos y observables en el

contenido de gases disueltos en el aceite del transformador.

La cromatografía de gases es el método más idóneo disponible para

identificar los gases combustibles. La cromatografía de gases supone tanto

un análisis cuantitativo como cualitativo de los gases disueltos en el aceite

del transformador.

El procedimiento consiste en la extracción y medición de los gases que

están disueltos en el aceite, incluyendo su identificación y medida, el rango

de medición se hace en partes por millón (ppm), la presencia y cantidad de

estos gases individuales, sacados del aceite y analizados, revelan el tipo y

grado de la anormalidad responsable de su generación.

Page 209: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

206

Objetivos de una cromatografía de gases disueltos

Los principales objetivos del uso de esta técnica se centran en:

1. Monitorear los transformadores en servicio y obtener un aviso anticipado

de una falla.

2. Supervisar una unidad en operación que se presume tiene una falla

incipiente hasta lograr poder sacar de servicio el transformador para su

reparación o reemplazo.

3. Indicar la naturaleza y localizador de la falla.

4. Asegurarse que un transformador recientemente adquirido no presente

ningún tipo de falla durante el tiempo de garantía que da el fabricante.

Page 210: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

207

3.13.1 Análisis de gasesCuando el aislamiento (aceite-papel) es sometido a condiciones anormales

tanto eléctricas como térmicas, por una parte el aceite se descompone

liberando pequeñas cantidades de gases de bajo peso molecular,

principalmente Hidrógeno, Metano, Etano, Etileno y Acetileno.

Adicionalmente el aislamiento sólido, papel (celulosa), también se afecta

liberando Monóxido y Dióxido de Carbono, los gases aquí mencionados, son

los denominados gases de falla, y son los que más comúnmente se analizan

para predecir fallas dentro de un transformador.

El tipo y la concentración de estos gases, dan claras muestras del estado

del aislamiento, ya que el envejecimiento normal, emite pequeñas

cantidades de dichos gases, pero, condiciones incipientes o fallas

declaradas generan grandes cantidades de éstos. La mayoría de las fallas

incipientes proporcionan evidencias, y por lo tanto, pueden detectarse

cuando el transformador está sujeto a análisis periódicos del aceite.

Los gases típicos generados por algunas fallas en transformadores de

potencia se muestran en el cuadro:

Tabla 35. Gases presentes en el aceiteTIPOS DE GASES PRESENTES EN EL ACEITE

GASESCOMBUSTIBLES SÍMBOLO OTROS

GASES SÍMBOLO

Monóxido de carbono CO Propano C3H8Metano CH4 Propileno C3H6Hidrógeno H2 Oxigeno O2Etileno C2H4 Nitrógeno N2Etano C2H6 Dióxido de

carbonoCO2

Acetileno C2H2

Page 211: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

208

En la figura 128 se muestran las relaciones comparativas de la evolución de

los gases generados en el aceite, en función de la energía disipada en el

proceso de fallas.

Figura 128. Evolución de gases en función de temperatura y energía.

Los gases referidos en la tabla anterior, se describen con más detalle a

continuación:

Hidrógeno (H2). Este gas se genera en cualquier falla incipiente, tanto con

descargas de baja o alta energía con electrólisis de agua. Normalmente se

genera a partir de los 100ºC. En descargas de alta energía, los principales

gases son acetileno e hidrógeno, normalmente en relación 1 a 2.

208

En la figura 128 se muestran las relaciones comparativas de la evolución de

los gases generados en el aceite, en función de la energía disipada en el

proceso de fallas.

Figura 128. Evolución de gases en función de temperatura y energía.

Los gases referidos en la tabla anterior, se describen con más detalle a

continuación:

Hidrógeno (H2). Este gas se genera en cualquier falla incipiente, tanto con

descargas de baja o alta energía con electrólisis de agua. Normalmente se

genera a partir de los 100ºC. En descargas de alta energía, los principales

gases son acetileno e hidrógeno, normalmente en relación 1 a 2.

208

En la figura 128 se muestran las relaciones comparativas de la evolución de

los gases generados en el aceite, en función de la energía disipada en el

proceso de fallas.

Figura 128. Evolución de gases en función de temperatura y energía.

Los gases referidos en la tabla anterior, se describen con más detalle a

continuación:

Hidrógeno (H2). Este gas se genera en cualquier falla incipiente, tanto con

descargas de baja o alta energía con electrólisis de agua. Normalmente se

genera a partir de los 100ºC. En descargas de alta energía, los principales

gases son acetileno e hidrógeno, normalmente en relación 1 a 2.

Page 212: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

209

Metano (CH4). Este gas se produce debido a descargas parciales o

descomposición térmica del aceite y no es común en transformadores con

corrientes altas. Sin embargo, en base a datos históricos es importante

determinar el grado de producción. Generalmente su aparición se empieza a

dar desde los 150ºC.

Etano (C2H6). Este gas normalmente se genera por descomposición

térmica del aceite. Se genera a partir de los 250ºC y tiene una amplia

concentración a partir de los 280ºC.

Etileno (C2H4). Es generado por temperaturas desde los 350ºC. Este gas

normalmente se genera por descomposición térmica del aceite o el

aislamiento.

Acetileno (C2H2). Este gas es generado por alta temperatura superior a

500 ºC y es causado por una falla con presencia de arco. Esto podría ser

razón de alarma, si la generación de gas resulta grande en un período corto

de tiempo. En algunos casos, transformadores con altas corrientes pueden

causar arcos en los componentes de acero, y un análisis total de los gases

se requiere antes de realizar cualquier trabajo.

Monóxido de carbono (CO). Este gas puede indicar envejecimiento térmico

o descargas en partículas de la aislación celulósica.

Dióxido de carbono (CO2). El dióxido de carbono se genera por

envejecimiento térmico o descargas en partículas del material aislante. Si la

relación de CO2 a CO es mayor de grande, algún sobrecalentamiento está

afectando el aislamiento celulósico.

Page 213: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

210

Totalidad de gases combustibles.La totalidad de gases combustibles se indica como porcentaje de la

totalidad de gases. Niveles aceptables varían con el tipo de transformador y

su ciclo de trabajo.

Por tanto, las tendencias son importantes, y son necesarios datos históricos

para determinar acciones a seguir. Niveles que exceden 5 % requieren

incrementar la frecuencia de extracción de muestras. Se aconseja en este

caso consultar al fabricante para una interpretación de algún dato

cuestionable.

La Totalidad de Gases Combustibles se calcula como la sumatoria de lodos

los gases combustibles del total de la muestra:

TGC = H + CH + C H + C H + C H + COUna vez obtenidas las concentraciones a través de la cromatografía de

gases se usan varias técnicas para diagnosticar la condición del

transformador, por ejemplo el método de diagnóstico a través de análisis

individuales y concentración total de gases disueltos (AGD).

Page 214: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

211

Definición del tipo de falla

En general las fallas que se pueden presentar en un transformador se las puede

agrupar en dos clases principales:

1) Fallas térmicas. (Sobrecalentamiento del papel o del aceite)

2) Fallas eléctricas. (Arco Interno o efecto corona).

Los gases de falla son generados por la degradación del aceite y del papel por

tres procesos principalmente: fallas térmica (aceite y celulosa), arco y descargas

parciales (corona), estos gases son producidos por la presencia de estas tres

clasificaciones debido a diferentes tipos de falla, unido al sobrecalentamiento el

cual es típicamente generado por procesos de degradación.

Sobrecalentamiento del aceite.

Los productos de descomposición que incluyen acetileno (C2H2), metano

(CH4), junto con etano (C2H6), y trazas de los demás gases.

Sobrecalentamiento del papel.

Cuando hay sobrecalentamiento del papel, se desprenden grandes cantidades

de monóxido y dióxido de carbono (CO y C02). Cuando la falla involucra una

estructura impregnada de aceite se detecta también la presencia de metano

(CH4) y etileno (C2H4).

Page 215: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

212

Arco interno.

Cuando se presenta este tipo de falla se generan grandes cantidades de

hidrógeno (H2) y acetileno (C2H2), con cantidades menores de metano (CH4)

y etileno (C2H4), como se menciono antes, si la celulosa está comprometida

se encontrará también monóxido y dióxido de carbono (CO y CO2).

Descargas parciales (gases producidos por efecto corona).

Se sabe que el efecto CORONA se manifiesta si se presentan descargas que

se forman alrededor de un conductor energizado cuando el campo eléctrico

sobrepasa un determinado valor.

Las descargas eléctricas de baja energía producen normalmente hidrógeno y

metano, con pequeñas cantidades de etano y etileno, cantidades comparables

de CO y C02 pueden aparecer por descargas en la celulosa.

Page 216: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

213

3.13.2 Métodos para diagnósticos de fallas

Existen varios métodos para determinar el tipo de falla que se puede estar

presentando, aquí se presentan las principales, los cuales se complementan entre

sí, ellos son:

1. Método de análisis de gases totales

2. Método del gas característico

3. Método de las relaciones de Dornenburg

4. Método de las relaciones de Rogers

5. Método de Duval

1. Método de análisis de gases totales

Los gases que son parte de la degradación del aceite y el papel son: el

hidrógeno, metano, etano, etileno, acetileno, monóxido de carbono y oxígeno. A

excepción del carbono y el oxígeno, todos estos gases son formados por la

degradación del aceite.

El monóxido de carbono, el dióxido de carbono y el oxígeno son formados por la

degradación del aislamiento de la celulosa (papel). Dióxido de carbono, oxígeno,

nitrógeno y la humedad, pueden ser absorbidos desde el aire si existe una

interfaz entre aceite – aire o a su vez si existe una fisura en el tanque.

Los tipos y cantidad de gases son determinantes cuando una falla ocurre en un

transformador y la severidad y energía del evento.

Page 217: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

214

Se han adoptado cuatro criterios para clasificar los riesgos de un transformador,

cuando no se dispone de una historia previa, para funcionamiento continuo con

distintos niveles de gases combustibles.

El criterio que se utiliza consiste en evaluar la concentración individual y total de

todos los gases combustibles como se indica en la tabla 36 (ANSI/IEEE C57.104-

1991), que muestra la concentración de gases combustibles en forma individual y

total de acuerdo con cuatro condiciones.

Condición 1:

Si la totalidad de gases combustibles se encuentra por debajo del límite se

considera que el transformador está funcionando en condiciones satisfactorias. Si

cualquier gas combustible individual supera los niveles indicados se debe realizar

una investigación adicional.

Condición 2:

Si la totalidad de gases combustibles se encuentra dentro del rango significa que

el nivel de gases combustibles es superior al normal. Cualquier gas combustible

individual que supere los niveles especificados se debe realizar una investigación

adicional.

Condición 3:

Si la totalidad de gases combustibles se encuentra dentro del rango significa un

alto nivel de descomposición. Cualquier gas combustible individual que exceda

los límites especificados se debe realizar una investigación adicional.

Probablemente se está en presencia de una o varias fallas.

Page 218: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

215

Condición 4:

Si la totalidad de gases combustibles se encuentra dentro del rango indica una

excesiva descomposición. Un servicio continuó podría provocar una falla del

transformador. Se debe proceder inmediatamente y con cautela.

Tabla 36. Concentración de gases disueltos según Std IEEE C57.104-1991, Numeral 4.3

RANGO LÍMITE DE CONCENTRACIÓN DE GASES DISUELTOS(PPM)H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO TGC

Condición1 100 120 35 50 65 350 720

Condición2

101-700

121-400

36-50

51-100

66-100

351-570

721-1920

Condición3

701-1800

401-1000

51-80

101-200

101-150

571-1400

1921-4630

Condición4 >1800 >1000 >80 >200 >150 >1400 >4630

Page 219: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

216

2. Evaluación por el método de “gas clave”

Consiste básicamente en la determinación cualitativa del tipo de falla partiendo

de los gases que son típicos o predominantes, para realizar este análisis se

deben sumar todos los gases combustibles que estén presentes en la muestra

y determinar qué porcentaje del total de gases, representa cada uno de los

gases encontrados y así poder emitir un diagnóstico, el valor encontrado con

la suma de dichos gases se conoce como TCG. Las siguientes figuras

muestran las proporciones relativas para las fallas que se presentan

generalmente.

GAS PRINCIPAL ETILENO.

Figura 129. Proporción relativa de gases debido a sobrecalentamiento en el aceite

GAS PRINCIPAL MONÓXIDO DE CARBONO

Figura 130. Proporción relativa de gases debido a sobrecalentamiento en la celulosa

Page 220: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

217

GAS PRINCIPAL ACETILENO

Figura 131. Proporción relativa de gases por presencia de arco

GAS PRINCIPAL HIDRÓGENO

Figura 132. Proporción relativa de gases por descargas parciales (corona)

Page 221: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

218

3. Método de relaciones de Doernenburg

Este método sugiere la existencia de tres tipos de fallas (degradación térmica,

corona y arco). Este método utiliza las concentraciones de los gases CH 4, H

2, C 2 H2, C2 H4 y C2H6 para el cálculo de las siguientes relaciones:

R1 = CH 4 / H2R2 = C2 H2 / C2 H4R3 = C 2 H2 / CH 4R4 = C2H6 / C 2 H2

Si las relaciones anteriores alcanzan ciertos valores se puede decir que el

transformador posee alguna falla o algunas fallas. Como en el caso del

método del gas característico, el método de las relaciones de Doernenburg no

proporciona un diagnostico cien por ciento seguro, simplemente es otra

herramienta más para analizar problemas en transformadores.Tabla 37. Diagnósticos aplicando el método de Doernenburg

DIAGNOSTICO R1 R2 R3 R4DESCOMPOSICIONTÉRMICA >1.0 <0.75 <0.3 >0.4

CORONA <0.1 Noaplica <0.3 >0.4

ARCO >0.1<1.0 >0.75 >0.3 >0.4

Figura 133. Método gráfico de Doernenburg.

Page 222: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

219

Figura 134 Diagrama de flujo mostrando los pasos a seguir para un diagnóstico según el método delas relaciones de Doernenburg

219

Figura 134 Diagrama de flujo mostrando los pasos a seguir para un diagnóstico según el método delas relaciones de Doernenburg

219

Figura 134 Diagrama de flujo mostrando los pasos a seguir para un diagnóstico según el método delas relaciones de Doernenburg

Page 223: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

220

4. Método de las relaciones de Rogers.

En las relaciones de Rogers se utilizan cinco gases claves: hidrógeno,

metano, etano, etileno y acetileno, los cuales se presentan de acuerdo al

incremento de la temperatura de descomposición, con las concentraciones de

estos gases se calculan cuatro relaciones, este método tiene un esquema más

preciso pues establece la severidad de condiciones de fallas incipientes.

El método de las relaciones de Rogers sigue el mismo procedimiento general

dado para el método de las relaciones de Doernenburg, excepto que en vez

de utilizar cuatro relaciones solo se utilizan tres R1, R2 y la relación C 2 H4 /

C2H6 a la que llamaremos R5.

Relaciones:

R1 = CH4/H2R2 = C2H2/C2H4R5 = C2H4/C2H6

El método de las relaciones de Doernenburg como el método de las relaciones

de Rogers no son herramientas para detectar fallas en transformadores, pero

si son herramientas para analizar qué tipo de falla está presente en un

transformador.

La IEEE hace dos recomendaciones sobre el uso de ambos métodos. La

primera recomendación sugiere que para que el diagnóstico en base al

método de las relaciones de Doernenburg sea valido los niveles de las

concentraciones de los gases deben ser significantes.

Page 224: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

221

Figura 135. Diagrama de flujo diagrama de flujo mostrando los pasos a seguir para un diagnosticosegún el método de las relaciones de Rogers

221

Figura 135. Diagrama de flujo diagrama de flujo mostrando los pasos a seguir para un diagnosticosegún el método de las relaciones de Rogers

221

Figura 135. Diagrama de flujo diagrama de flujo mostrando los pasos a seguir para un diagnosticosegún el método de las relaciones de Rogers

Page 225: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

222

La segunda recomendación sugiere que se use el método de las relaciones de

Rogers siempre y cuando las concentraciones de los gases excedan los

niveles normales.

Dentro de los métodos de las relaciones de Doernenburg o de Rogers no

existe la relación CO2/CO, sin embargo esta relación es muy útil para

determinar si alguna falla en el transformador está afectando al aislamiento de

celulosa.

Valores menores a 3 en dicha relación son indicativos de que el papel está

involucrado en una falla de tipo eléctrico (arco o chisporroteo), conjuntamente

con algo de carbonización del papel.

Valores normales de la relación CO2/CO están alrededor de 7. Valores

mayores a 10 generalmente son indicativos de una falla de tipo térmico que

involucra al papel. Hay que tener precaución al emplear esta relación, ya que

solo será válida si el CO2 proviene del interior del transformador y no a causa

de la degradación propia del papel debido al envejecimiento o por fugas en el

transformador o contaminación de la muestra a analizar.Tabla 38. Diagnósticos aplicando el método de Rogers

DIAGNOSTICO R1 R2 R5

Funcionamiento normal >0.1<1.0 <0.1 <1.0

Descarga de baja potencia(corona) <0.1 <0.1 <1.0

Descarga de alta potencia(arco)

0.1-1.0

0.1-3.0 >3.0

Descomposición térmica (bajatemperatura)

>0.1<1.0 <0.1 >1.0

<3.0Descomposición térmica <700 o

C >1.0 <0.1 1.0-3.0

Descomposición térmica >700 o

C >1.0 <0.1 >3.0

Page 226: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

223

5. Método de Duval

El triángulo de Duval proporciona un diagnóstico mediante la combinación de

tres gases: metano (CH4), etileno (C2H4) y acetileno (C2H2). Las

concentraciones de éstos gases se expresan como porcentajes del total (CH4

+ C2H4 + C2H2). El triangulo se subdivide en zonas de falla representadas

con una letra en un sistema de coordenadas triangulares en el gráfico

triangular.

La zona de falla se encuentra al trazar los valores de los porcentajes de los

tres gases en el triangulo de la combinación de las concentraciones de los tres

gases.

El método de Triángulo de Duval, como cualquier otro método de diagnóstico

DGA, debe aplicarse sólo cuando hay alguna sospecha de un fallo, sobre la

base de un aumento de gas combustible o algún otro síntoma sospechoso.

Donde:PD = Descarga Parcial

T1 = Falla Térmica bajo los 300°C

T2 = Falla Térmica entre 300°C y 700°C

T3 = Falla Térmica a mas de 700°C

D1 = Descarga de baja energía (Chispa)

D2 = Descarga de Alta energía (Arco)

DT = Falla Eléctrica y Térmica en

conjunto

Figura 136. Método gráfico del Triángulo de Duval

Page 227: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

224

Ejemplo: Supongamos que en un transformador se encuentran incrementos

de 45 ppm de CH4, 90 ppm de C2H4, y 15 ppm de C2H2. Este incremento

significativo en C2H4 y C2H2 es una justificación suficiente para sospechar de

algún problema y para aplicar el método del triangulo de Duval.

Calculando T = CH4 + C2H4 + C2H2 = 45 + 90 + 15 = 150.

CH4: 100 * CH4 / T = 100 * 45/150 = 30%

C2H4: C2H4 * 100 / T = 100 * 90/150 = 60%

C2H2: C2H2 * 100 / T = 100 * 15/150 = 10%

Para graficar en el triángulo de Duval se ubica en el eje porcentaje de métano

(%CH4) en el que es el 30%, luego se ubica el eje etileno (%C2H4) para un

60% y finalmente un 10% a través del eje acetileno (%C2H2), graficando estos

interceptos ubicamos el punto con la ayuda de las flechas junto a cada lado

del triángulo que muestran la dirección de cada eje. El punto de la

representación de nuestros datos de gas entra en la zona de falla T3, lo que

indica falla térmica a alta temperatura (T3).

Page 228: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

225

3.13.3 Equipo utilizado para cromatografía de gases

El equipo utilizado para realizar las pruebas de cromatografía de gases a los

aceites dieléctricos es el “cromatógrafo de gases”.

Figura 137. Cromatógrafo de gases del laboratorio de ETESAL

El cromatógrafo está compuesto por los siguientes elementos:

Fuente de gas portador (botella a presión)

Sistema de regulación de caudales (válvula reguladora y manómetro)

Bloque termostático de inyección de las muestras.

Columna termostática, conteniendo la fase estacionaria.

Detector termostático, con amplificador de señal y registro gráfico.

Caudalímetro de precisión.

Page 229: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

226

Figura 138. Diagrama de un cromatógrafo de gases

Figura 139. Analizador de gases disueltos portátil TRANSPORT X marca kelman

226

Figura 138. Diagrama de un cromatógrafo de gases

Figura 139. Analizador de gases disueltos portátil TRANSPORT X marca kelman

226

Figura 138. Diagrama de un cromatógrafo de gases

Figura 139. Analizador de gases disueltos portátil TRANSPORT X marca kelman

Page 230: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

227

Fase móvil

El gas portador es la fase móvil del sistema cromatográfico, consiste en un

gas inerte, generalmente helio, nitrógeno o argón, de elevado grado de

pureza. El caudal del mismo que pasa por la columna, ha de ser conocido y

controlado. La elección del gas portador se hace, frecuentemente, en función

del detector. El nitrógeno, helio y hidrógeno suele utilizarse con los detectores

de ionización de llama (FID). El argón con el detector de captura electrónica

(ECD). El helio e hidrógeno con el detector de conductividad térmica (TCD)

Sistema de inyección

El bloque de inyección, para introducir los solutos en la corriente de gas

portador y vaporizar las muestras cuando éstas no son gaseosas. Así, la

temperatura del bloque ha de ser superior a la del punto de ebullición del

componente de la mezcla menos volátil.

La muestra se introduce en el bloque de inyección con una microjeringa a

través de una membrana de caucho o silicona (septum). La cámara de

inyección es de acero inoxidable o níquel con un sistema de calefacción

eléctrico y un aislamiento térmico que permita mantener una temperatura

constante 50°C por encima del punto de ebullición del analito.

Page 231: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

228

Figura 140. Inyector de muestras para un cromatógrafo de gases

En las columnas de relleno, la cantidad de muestra líquida máxima es de 10

μl; en columnas capilares se utilizan muestras mucho más pequeñas, del

orden de 10 μl. El inyector para columnas capilares suele disponer de un

sistema de división de flujo (split/splitless) para que a la columna solamente

pase una pequeña fracción de la muestra, desechando el resto. Las muestras

gaseosas se inyectan mediante una válvula automática y en mayor cantidad

Fase estacionaria

La fase estacionaria de una columna cromatográfica ha de reunir una serie de

requisitos como:

Baja volatilidad, su punto de ebullición debe de ser por lo menos 100oC

superior a la temperatura máxima de operación de la columna.

Estabilidad térmica.

Inercia química.

Los valores del factor de capacidad (k´) y del factor de selectividad (α)

de los analitos deben estar dentro de los intervalos aconsejados.

228

Figura 140. Inyector de muestras para un cromatógrafo de gases

En las columnas de relleno, la cantidad de muestra líquida máxima es de 10

μl; en columnas capilares se utilizan muestras mucho más pequeñas, del

orden de 10 μl. El inyector para columnas capilares suele disponer de un

sistema de división de flujo (split/splitless) para que a la columna solamente

pase una pequeña fracción de la muestra, desechando el resto. Las muestras

gaseosas se inyectan mediante una válvula automática y en mayor cantidad

Fase estacionaria

La fase estacionaria de una columna cromatográfica ha de reunir una serie de

requisitos como:

Baja volatilidad, su punto de ebullición debe de ser por lo menos 100oC

superior a la temperatura máxima de operación de la columna.

Estabilidad térmica.

Inercia química.

Los valores del factor de capacidad (k´) y del factor de selectividad (α)

de los analitos deben estar dentro de los intervalos aconsejados.

228

Figura 140. Inyector de muestras para un cromatógrafo de gases

En las columnas de relleno, la cantidad de muestra líquida máxima es de 10

μl; en columnas capilares se utilizan muestras mucho más pequeñas, del

orden de 10 μl. El inyector para columnas capilares suele disponer de un

sistema de división de flujo (split/splitless) para que a la columna solamente

pase una pequeña fracción de la muestra, desechando el resto. Las muestras

gaseosas se inyectan mediante una válvula automática y en mayor cantidad

Fase estacionaria

La fase estacionaria de una columna cromatográfica ha de reunir una serie de

requisitos como:

Baja volatilidad, su punto de ebullición debe de ser por lo menos 100oC

superior a la temperatura máxima de operación de la columna.

Estabilidad térmica.

Inercia química.

Los valores del factor de capacidad (k´) y del factor de selectividad (α)

de los analitos deben estar dentro de los intervalos aconsejados.

Page 232: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

229

Generalmente, en columnas comerciales, la fase estacionaria se presenta

enlazada y entrecruzada para impedir su pérdida durante las operaciones de

elución o lavado. De ésta forma se obtiene una monocapa adherida

químicamente a la superficie de la columna. La reacción implicada suele ser la

adición de un peróxido al líquido a fijar, iniciándose una reacción por radicales

libres que tenga como resultado la formación de un enlace carbono-carbono

que además incrementa su estabilidad térmica.

Columnas

Es el lugar donde ocurre la separación, se dice que es el corazón de un

cromatógrafo; los materiales con los cuales generalmente se pueden elaborar

las columnas son: cobre, aluminio, acero inoxidable, vidrio ó teflón.

Las columnas pueden ser con relleno, en las que la fase estacionaria líquida

está retenida sobre un sólido inerte (soporte) y capilares ó semicapilares, en

las que la fase estacionaria se fija sobre las paredes interiores del capilar. La

temperatura de la columna depende de los puntos de ebullición de los

componentes de la mezcla.

Figura 141. Columna capilar

Detectores

Es un dispositivo para revelar la presencia de las sustancias eluídas a la salida

de la columna cromatográfica, el Detector es un dispositivo capaz de convertir

una propiedad física, no medible directamente, en una señal elaborable y

ofrecer información sobre la naturaleza y magnitud de la propiedad física.

Page 233: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

230

En cromatografía un detector funciona comparando una propiedad física entre

el gas portador puro y el mismo gas portador llevando cada uno de los

componentes que previamente se han separado en la columna; esta acción se

traduce en una señal tipo eléctrica, que posteriormente se amplificará

mediante un registrador gráfico o integrador permitiendo indicar el momento

que salen de la columna los componentes.

Detector de Conductividad Térmica (TCD).

Mide la conductividad térmica del gas portador, ocasionada por la presencia

de sustancias disueltas, una celda del detector contiene un filamento que se

calienta cuando se le aplica una corriente, cuando por la celda pasa el gas

portador conteniendo algún soluto se produce un cambio en la corriente del

filamento, el cambio en la corriente se compara contra la corriente en una

celda de referencia, esta diferencia se mide y se obtiene una señal,

usualmente el TCD está construido con cuatro filamentos de renio/ tungsteno.

Los gases detectados por este dispositivo son Hidrógeno, Oxigeno y

Nitrógeno.

Detector de Ionización por llama (FID).

Los compuestos son quemados en una llama de aire-hidrógeno, aquellos

compuestos que contienen Carbono producen iones que son atraídos hacia un

colector, el número de iones que golpean el colector son medidos y así se

genera una señal. Los gases detectados por este dispositivo son metano,

monóxido de carbono, dióxido de carbono, etileno, etano, acetileno, propano y

propileno.

Page 234: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

231

3.13.4 Descripción de la pruebaEl método de la prueba AST D3612 describe 3 métodos diferentes de

extracción:

Método A:Utiliza un procedimiento del laboratorio de extracción al vacío (figura 133),

este enfoque hace uso de un aparato de vidrio con un pistón de mercurio para

concentrar y retornar a presión atmosférica los gases extraídos en la parte

superior de la columna de vidrio.

Método B:Se conoce con el nombre de extracción de “columna” y es un método de

inyección directa. Utiliza un conjunto multi-puerto de válvulas del propio

Cromatógrafo de gases en donde se realiza la extracción

Método C:Se conoce como el análisis del espacio superior y fue aprobado en el año

2000. En este método la muestra se coloca en un frasco pequeño en el que

los gases disueltos se equilibran con el espacio para gases por encima de la

muestra.

Existen métodos similares de extracción de vacío que usan un dispositivo

mecánico, como por ejemplo un pistón de metal en lugar de mercurio para

igualar presiones.

Una secuencia típica para la extracción de gases del aceite consiste en los

siguientes pasos:

Page 235: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

232

1. Se inyecta la muestra de aceite de la jeringa en el aparato de extracción.

Se conecta la jeringa al matraz desgasificador.

2. Al ejecutar este paso, hay que asegurarse de eliminar toda burbuja de aire

y estar atento a la formación de espuma de gas.

Se lleva a ebullición el gas, en el matraz desgasificador, por 15 minutos

aproximadamente. Los gases se desprenden del aceite mediante la acción

de remover vigorosamente el aceite a alto vacio.

3. Se normalizan las presiones para una temperatura y presión normalizada

de 760 Torr (101,325 Kpa). Se utiliza un “pistón” de mercurio para

comprimir los gases a temperatura y presión normal.

4. Se mide el gas extraído (ml) en el tubo recolector. El porcentaje de gas en

el aceite se calcula a partir del volumen corregido del gas extraído.

5. Se inyectan los gases contenidos en la jeringa en el sistema

cromatográfico de gases.

Page 236: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

233

La separación de los compuestos de una mezcla se realiza en las siguientes

etapas:

1. Una vez elegida la columna y fase estacionaria, se ajustan las

temperaturas de la cámara de inyección, columna y detector, así como el

caudal de gas portador. Cuando la señal del detector es constante (sin

ruidos la línea base) se hace la inyección de la muestra.

2. Las muestras se inyectan en cantidades inferiores a 1 μl cuando son

líquidas y sobre 1 ml si son gaseosas; se introducen en la cámara de

inyección, donde se vaporizan, y son arrastradas hasta cabeza de

columna.

3. Los componentes se fijan en una pequeña zona de la columna; por

equilibrios sucesivos entre fase móvil y estacionaria cada componente se

desplaza por la columna a velocidades diferentes.

4. Finalmente, los solutos que salen de la columna, pasan al detector y se

obtiene el cromatograma.

Page 237: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

234

CAPITULO 4. FORMULACION DEL DISEÑO DE MANTENIMIENTO MODERNO ATRANSFORMADORES DE POTENCIA

4.1 IntroducciónEn este capítulo se presentará la formulación del diseño de mantenimiento moderno

a transformadores de potencia, para usarlo como herramienta de diagnóstico y que

sea de utilidad al personal que está a cargo de la operación, control y mantenimiento

de los transformador de potencia después de haber realizado previamente la

obtención de registro de datos de las pruebas eléctricas de campo y de análisis de

aceite mediante la cromatografía de gases.

Se mostrará cómo ha evolucionado él mantenimiento en función a lo que

anteriormente se realizaba como el mantenimiento tradicional, donde los

transformadores se diseñaban y se construían con factores de seguridad altos, por lo

que requerían un menor monitoreo. Sin embargo el grado de inspección y

mantenimiento necesarios para la buena operación de un transformador depende de

la importancia dentro del sistema eléctrico, del lugar de instalación en el sistema, de

las condiciones climatológicas y ambientales, y en general de las condiciones de

operación, por lo que se hace necesario la creación de un sistema moderno de

mantenimiento a transformadores de potencia, con el objeto de que dicho equipo

opere en forma satisfactoria, optimizando su continuidad de servicio y alargando su

vida útil.

Page 238: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

235

4.2 Generalidades del mantenimiento de transformadores de potencia4.2.1 AntecedentesAnteriormente el mantenimiento preventivo de los transformadores ha estado

basado en la determinación de la resistencia de su aislamiento junto con la

medición de la rigidez dieléctrica de su aceite. Sin embargo, hoy en día pruebas

como el factor de potencia del aislamiento, contenido de humedad, tensión

interfacial, acidez, el análisis por cromatografía de gases, entre otras, son muy

importantes para obtener un diagnóstico más acertado del estado del

transformador.

Recientemente, el análisis de gases generados en el interior del transformador

mediante cromatografía de gases se ha constituido en una herramienta poderosa

a la hora de monitorear el estado en que se encuentra el transformador, sin

necesidad de sacarlo de operación.

Pretendemos considerar al mantenimiento del transformador en términos de:

Los factores que influyen en el deterioro del sistema de aislamiento del

transformador.

Cuáles son las pruebas y actividades de rutina que permiten emitir un

criterio del estado del transformador.

Que significado tienen los resultados obtenidos en las pruebas de

diagnóstico.

Cuando deben realizarse las pruebas de diagnóstico.

Qué medidas correctivas deberán tomarse en el caso de que detecte

alguna anormalidad en el mantenimiento preventivo periódico.

Page 239: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

236

El propósito de la gestión moderna de mantenimiento predictivo va a permitir

detectar defectos ocultos, evitando una parada no programada o directamente la

falla del equipo. Estos transformadores tienen una vida útil esperada de 25 años

y que puede extenderse a 40 o hasta 50 años de servicio.

El diseño del modelo de mantenimiento moderno desarrollado mantiene

información del estado del transformador durante su vida, ayudando a detectar

los primeros síntomas de un defecto interno o simplemente aportando datos

históricos que permitan tomar mejores decisiones sobre una retirada de servicio

de vida útil.

El sistema de aislamiento de un transformador en aceite posee cuatro agentes

potenciales que provocan fallas, los cuales son:

La humedad

El calor

La oxidación

La contaminación externa.

La humedad y la contaminación externa están presentes desde el proceso de

fabricación del equipo. Al oxígeno se lo deberá tener en cuenta cuando el

transformador esta con aceite y el calor se vuelve un factor a considerar durante

la operación del equipo. Es muy importante comprender el daño que causan

estos cuatro agentes al sistema de aislamiento de un trasformador, de manera

que una vez conocida la presencia de ellos con niveles superiores a los normales,

se tomen las medidas necesarias para que dicho daño sea reducido al mínimo y

se prolongue la vida útil del equipo.

Page 240: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

237

4.2.2 Definición de mantenimientoSe define mantenimiento como el conjunto de todas las actividades

sistematizadas y programadas a tener los equipos o maquinarias en condiciones

de operación normales o rehabilitarlas a tales condiciones.

La finalidad del mantenimiento es conseguir el máximo nivel de efectividad en el

funcionamiento del sistema productivo y de servicios con la menor contaminación

del medio ambiente y mayor seguridad para el personal al menor costo posible.

Esta finalidad radica en lograr lo siguiente:

Evitar, reducir y llegado el caso, reparar las fallas sobre los bienes de la

organización.

Disminuir la gravedad de las fallas.

Evitar detenciones inútiles o paros de máquinas.

Evitar accidentes.

Evitar daños ambientales.

Evitar incidentes y aumentar la seguridad para las personas.

Conservar los bienes producidos en condiciones seguras y preestablecidas

de operación.

Balancear el costo del mantenimiento con el correspondiente al lucro

cesante.

Lograr un uso eficiente y racional de la energía.

Mejorar las funciones y la vida útil de los bienes.

Page 241: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

238

4.3 Tipos de Mantenimiento

4.3.1 Mantenimiento correctivo

El Mantenimiento correctivo es la intervención necesaria para poder solucionar un

defecto, o una falla ya ocurrida, en éste caso las instalaciones, máquinas o

equipos operan con deficiencia o directamente no funcionan.

El mantenimiento correctivo consiste en ir reparando las averías a medida que se

van produciendo. El personal encargado de avisar de las averías es el propio

usuario de las máquinas y equipos, y el encargado de realizar las reparaciones es

el personal de mantenimiento. El principal inconveniente con que nos

encontramos en este tipo de mantenimiento, es que el usuario detecta la avería

en el momento que necesita el equipo, ya sea al ponerlo en marcha o bien

durante su utilización. Sus principales características son:

• Está basada en la intervención rápida, después de ocurrida la avería.

• Conlleva discontinuidad en los flujos de producción y logísticos.

• Tiene una gran incidencia en los costos de mantenimiento por producción no

efectuada.

• Tiene un bajo nivel de organización.

4.3.2 Mantenimiento preventivo

El mantenimiento preventivo se basa en la programación de inspecciones, tanto

de funcionamiento como de seguridad, ajustes, reparaciones, análisis, limpieza,

lubricación, calibración, que deben llevarse a cabo en forma periódica con base a

un plan establecido y no a una demanda del operario o usuario; también es

conocido como mantenimiento preventivo planificado.

Page 242: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

239

Su propósito es prever las fallas manteniendo los sistemas de infraestructura,

equipos e instalaciones productivas en completa operación a los niveles y

eficiencia óptimos.

La característica principal de este tipo de mantenimiento es la de inspeccionar los

equipos y detectar las fallas en su fase inicial y corregirlas en el momento

oportuno.

En un buen mantenimiento preventivo se llevan los registros de los parámetros

más importantes del transformador de potencia tales como: voltaje, corriente, y

potencia funcionamiento de sus accesorios temperatura del aceite y del

devanado.

Ventajas del Mantenimiento Preventivo:• Confiabilidad los equipos operan en mejores condiciones de seguridad ya

que se conoce su estado y sus condiciones de funcionamiento.

• Disminución del tiempo muerto, tiempo de parada de equipos/máquinas.

• Mayor duración de los equipos e instalaciones.

• Disminución de existencias en almacén y por lo tanto sus costos puesto que

se ajustan los repuestos de mayor y menor consumo.

• Uniformidad en la carga de trabajo para el personal de mantenimiento debido

a una programación de actividades.

• Menor costo de las reparaciones.

Fases del Mantenimiento Preventivo:• Inventario técnico, con manuales, planos, características de cada equipo.

• Procedimientos técnicos, listados de trabajos a efectuar periódicamente,

• Control de frecuencias, indicación exacta de la fecha a efectuar el trabajo.

• Registro de reparaciones, repuestos y costos que ayuden a planificar.

Page 243: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

240

4.3.3 Mantenimiento predictivo

El mantenimiento predictivo es una técnica para pronosticar el punto futuro de

falla de un componente de una maquina, de tal forma que dicho componente

pueda reemplazarse con base en un plan justo antes de que falle. Así el tiempo

muerto del equipo se minimiza y el tiempo de vida del componente se maximiza.

Dentro de los objetivos del mantenimiento predictivo se pueden mencionar los

siguientes:

• Diagnostico de fallos:

Su objetivo es definir cuál es el problema específico.

• Pronóstico de la esperanza de vida:

Su objetivo es estimar cuánto tiempo más podría funcionar el transformador de

potencia sin riesgo de un fallo catastrófico.

Page 244: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

241

4.4 Implementación del diseño de modelo de mantenimiento

El objetivo de esta etapa es llevar un control de las unidades por medio de hojas

de formularios donde se elaborar un registro que contenga la información del

transformador tal como: fabricante, ubicación, datos de placa de servicio, etc.

El registro también, facilita el orden de ejecución de las rutinas de mantenimiento.

Esta parte del sistema está comprendida en el programa que se elaboró en

lenguaje java para llevar el registro de las pruebas y los análisis cromatográficos

desarrollados a cada mantenimiento efectuado de cada unidad. A continuación se

representan las hojas de formularios de las pruebas, y la base de datos que

maneja el programa que contiene información de cada unidad de los

transformadores.

Page 245: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

242

4.5 Formularios

4.5.1 Instrucciones de llenado del formulario de la medición de resistenciade aislamiento

1. Número de registro de control de calidad

2. Fecha de realización de la prueba

3. Datos técnicos del transformador

4. Condiciones de la prueba y climatológicas

5. Datos del equipo utilizado para la prueba

6. Dibujar el diagrama vectorial del equipo bajo prueba

7. Se indica la resistencia de aislamiento medida durante la prueba

8. Se indica la operación de multiplicar la resistencia de aislamiento durante la

prueba por el coeficiente de corrección a 20°C

9. Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o

tendencias de la medición.

10.Se escribe el nombre y la firma de la persona que realizó y aprobó la prueba.

Page 246: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

243

Registro N° : (1) Fecha: (2)

(3) (4)(3) (4)

(3) (4)

(3) (4)

(3)

(3)

(%Z) : (3) A MVA, KV

Tipo:

Equipo de medición utilizado: (5)

Modelo: (5) (6)

Marca: (5)

Medida Corr.

(7) (8) (7) (8) (7) (8)

Observaciones: (9)

(10) Aprobó: (10) Realizó:

10IP

IP: Indice de Polarización IP = RAISL a 10 min / RAISL a 1minValores aceptables según norma IEEE Std 62-1995 Item 6.1.5.2 :IP : <1.0 Aislamiento maloIP: 1.1 - 1.3 Aislamiento aceptableIP: >1.3 Aislamiento en buenas condiciones

Nombre y Firma. Nombre y Firma.

9

2

3

4

5

6

7

8

0.5

1

Lectura de pruebas de resistencia de aislamiento

Tiempo demedicion

(min.)

Alta-Tierra Baja-Tierra Alta-Baja

Fact. De Corr.a (20°C): Fact. De Corr.a (20°C): Fact. De Corr.a (20°C):

Medida Medida Corr. Medida Medida Corr. Medida

Dibujar diagrama vectorial

Voltaje (AT/BT): Condiciones climatológicas (4)Potencia (MVA): Soleado: Brisa:

Medio nublado:

FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO DE TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOSSUMERGIDO EN ACEITE

Datos del Transformador de Potencia Condiciones de Prueba (Equipo fuera de servicio)

Marca: Temp. Ambiente (°C):

Num. Serie: Humedad relativa (%):Año de Fabricación: Temp. Devanado (°C):Tipo de conexión: Temp. Aceite (°C):

Nublado:

Page 247: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

244

4.5.2 Instrucciones de llenado del formulario de la medición de impedanciade cortocircuito del transformador

1. Número de registro de control de calidad

2. Fecha de realización de la prueba

3. Datos técnicos del transformador

4. Condiciones de la prueba y climatológicas

5. Datos del equipo utilizado para la prueba

6. Indicar el voltaje eficaz de medición

7. Indicar la corriente eficaz de medición

8. Indicar la impedancia medida

9. Indicar la diferencia de la impedancia medida y la de dato de placa del

transformador

10.Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o

tendencias de la medición.

11.Se escribe el nombre y la firma de la persona que realizó y aprobó la prueba

Page 248: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

245

Registro N°: (1) Fecha: (2)

(3) (4)(3) (4)(3) (4)(3) (4)(3)(3)

(%Z) : (3) A MVA, KV

(5)Equipo de medición utilizado: (5) (5)

1

2 (7) (7) (9)

3

4

5

6

Observaciones: (10)

(11) Aprobó: (11) Realizó: Nombre y Firma. Nombre y Firma.

La norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.4 establece un limite de tolerancia del ±3%

(6) (8) (9) (6) (7) (8) (9) (6) (8)

Z (Ohm) %DIF Veff (v) Ieff (A) Z (Ohm)

Modelo:Marca:

Lectura de pruebas de Impedancia de corto circuito

N° TAPFASE A FASE B FASE C

Veff (v) Ieff (A) Veff (v) Ieff (A) Z (Ohm) %DIF%DIF

Num. Serie: Humedad relativa (%):Año de Fabricación: Temp. Devanado (°C):

FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE IMPEDANCIA DE CORTO CIRCUITO A TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOSSUMERGIDO EN ACEITE

Datos del Transformador de Potencia Condiciones de Prueba (Equipo fuera de servicio)Marca: Temp. Ambiente (°C):

Medio nublado:

Potencia (MVA): Soleado: Brisa:

Nublado:

Tipo de conexión: Temp. Aceite (°C):Voltaje (AT/BT): Condiciones climatológicas

Page 249: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

246

4.5.3 Instrucciones de llenado del formulario de la medición de resistenciaóhmica del transformador

1. Número de registro de control de calidad

2. Fecha de realización de la prueba

3. Datos técnicos del transformador

4. Condiciones de la prueba y climatológicas

5. Datos del equipo utilizado para la prueba

6. Dibujar el diagrama vectorial del equipo bajo prueba

7. Se indica el tap en que se realizó la prueba

8. Se indica la conexión a los terminales a realizar la medición del lado de alta y

baja tensión, además de señalar el tipo de conexión en estrella ó delta.

9. Se Indica la resistencia medida durante la prueba

10.Se indica la operación de multiplicar la resistencia óhmica durante la prueba

por el coeficiente de corrección a 75°C

11.Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o

tendencias de la medición.

12.Se escribe el nombre y la firma de la persona que realizó y aprobó la prueba.

Page 250: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

247247247

Page 251: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

248

4.5.4 Instrucciones de llenado del formulario de la medición de relación detransformación

1. Número de registro de control de calidad

2. Fecha de realización de la prueba

3. Datos técnicos del transformador

4. Condiciones de la prueba y climatológicas

5. Datos del equipo utilizado para la prueba

6. Dibujar el diagrama vectorial del equipo bajo prueba

7. Se indica el voltaje al que se realizará la prueba

8. Se indica la relación de transformación teórica

9. Se indica la relación de transformación medida

10.Se indica la diferencia entre la relación medida y la teórica

11.Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o

tendencias de la medición.

12.Se escribe el nombre y la firma de la persona que realizó y aprobó la prueba.

Page 252: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

249

Registro N°: (1) Fecha: (2)

(3) (4)(3) (4)(3) (4)(3) (4)(3)(3)

(%Z) : (3) A MVA, KV

(5) Tipo:(5)(5) (6)

(T-M)/Tx100[Max.0.5%]

(10)

Observaciones: (11)

(12) Aprobó: (12)

FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE RELACION DE TRANSFORMACION DE TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOSSUMERGIDO EN ACEITE

Datos del Transformador de Potencia Condiciones de Prueba (Equipo fuera de servicio)Marca: Temp. Ambiente (°C):

Tipo de conexión: Temp. Aceite (°C):Voltaje (AT/BT): Condiciones climatológicas

Num. Serie: Humedad relativaAño de Fabricación: Temp. Devanado

Potencia (MVA): Soleado:

Dibujar el diagrama vectorialmente

Lectura de medicion de la relacion de transformaion

Fase C%Error derelaciónPosicion

Derivacion RelacionNominal

[T]

Fase A%Error derelación Fase B %Error de

relación

Tap [KV] RelaciónMedida [M]

(T-M)/Tx100[Max.0.5%]

Brisa:

Nublado: Medionublado:

[Max.0.5%](T-M)/100

(10)

RelaciónMedida [M]

(9)

3

2 (7) (8) (9) (10) (9)

Nombre y Firma. Nombre y Firma.

4

La norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.2.3 establece un limite de tolerancia del 0.5%

Realizó:

Equipo de medición a utilizar :Modelo :Marca :

RelaciónMedida [M]

1

6

5

Page 253: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

250

4.5.5 Instrucciones de llenado del formulario de la medición de factor depotencia del transformador

1. Número de registro de control de calidad

2. Fecha de realización de la prueba

3. Datos técnicos del transformador

4. Condiciones de la prueba y climatológicas

5. Datos del equipo utilizado para la prueba

6. Dibujar el diagrama vectorial del equipo bajo prueba

7. Se indica el voltaje al cual se realizó la medición

8. Se indica la lectura de medición para miliamperes

9. Se indica la lectura en watts

10.Se indica el valor medido de capacitancia

11.Se indica el valor medido del porciento de factor de potencia

12.Se indica el factor de corrección a 20°C

13.Se indica el valor medido del porciento de factor de potencia corregido a 20°C

14.Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o

tendencias de la medición.

Page 254: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

251

(1) (2)

(3) (4)(3) (4)(3) (4)(3) (4)(3)(3)

(%Z) : (3) A MVA, KV

Tipo :(5)(5) (6)(5)

(12)

W

1 (9) (13)

2

3

4

5

6

Observaciones: (14)

(15) Aprobó: (15) Nombre y Firma. Nombre y Firma.

Soleado:

Nublado:

(10)

Baja-Alta UST CHX

Baja-Alta Guarda

FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE FACTOR DE POTENCIA DE TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOSSUMERGIDO EN ACEITE

Lectura de pruebas de Factor de Potencia

Temp. Ambiente (°C):Humedad relativa (%):Temp. Devanado (°C):Temp. Aceite (°C):Tipo de conexión:

Voltaje (AT/BT): Condiciones climatológicasPotencia (MVA):

Datos del Transformador de Potencia Condiciones de Prueba (Equipo fuera de servicio)Marca:

Fecha :Registro N°:

Num. Serie:Año de Fabricación:

Baja-Alta Ground CX+CHX

Conexiones paraPrueba

mA

Capacitancia (PF)

Modelo:Marca:

Alta-Baja UST

CX

Realizó:

N° Modo AislamientoProbado

Voltaje dePrueba

(KV)

CHX

Alta-Baja

Alta-Baja

La norma IEEE Std 62-1995. Numeral 6.1.6 establece valores aceptables de %F.P. < 0.5

(11)

Guarda CH

Brisa:

Ground CH+CX (7) (8)

LecturasEquivalentes

a 10 KV

Factor deCorr. a 20°C:

% F.P.

Medición Correccióna 20 °C

Medio nublado:

Diagrama Vectorial

Equipo de medición utilizado:

Page 255: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

252

4.5.6 Instrucciones de llenado del formulario de la medición de factor depotencia a boquillas del transformador

1. Número de registro de control de calidad

2. Fecha de realización de la prueba

3. Datos técnicos del transformador

4. Condiciones de la prueba y climatológicas

5. Datos del equipo utilizado para la prueba

6. Se indica el voltaje al cual se realizó la medición

7. Se indica la lectura de medición para miliamperes

8. Se indica la lectura en watts

9. Se indica el valor medido de capacitancia

10.Se indica el valor medido del porciento de factor de potencia

11.Se indica el factor de corrección a 20°C

12.Se indica el valor medido del porciento de factor de potencia corregido a 20°C

13.Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o

tendencias de la medición.

14.Se escribe el nombre y la firma de la persona que realizó y aprobó la prueba.

Page 256: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

253

Registro N°: (1) Fecha: (2)

(3) (4)(3) (4)(3) (4)(3) (4)(3)(3)

(%Z) : (3) A MVA, KV

Modelo: (5)Equipo de medición utilizado: (5) Marca: (5)

(11)

W

(8) (12)

Observaciones: (13)

(14) Aprobó: (15)

Modos de Prueba

GroundGround

GroundUST

GroundGround

USTGround

GroundUST

GroundGround

USTGround

CollarC1C2

CollarC1

C2Collar

C1C2

CollarC1

CollarC1C2

CollarC1

H1

H2

H3

X1C2

Nombre y Firma. Nombre y Firma. Realizó:

Ground

X2

X3

H0X0

C2CollarCollar

GroundUST

Ground

(6) (7) (9) (10)Ground

UST

Capacitancia (PF)

% F.P.Factor deCorr. a 20°C:

Medición Correccióna 20 °CmA

Lectura de pruebas de boquillas

Voltaje dePrueba

(KV)

LecturasEquivalentes

a 10 KV

Num. Serie: Humedad relativa (%):Año de Fabricación: Temp. Devanado (°C):

FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE FACTOR DE POTENCIA A BOQUILLAS DE TRANSFORMADORES DE DOSDEVANADOS SUMERGIDO EN ACEITE

Datos del Transformador de Potencia Condiciones de Prueba (Equipo fuera de servicio)Marca: Temp. Ambiente (°C):

Potencia (MVA): Soleado: Brisa:

Nublado: Medio nublado:

Tipo de conexión: Temp. Aceite (°C):Voltaje (AT/BT): Condiciones climatológicas

Page 257: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

254

4.5.7 Instrucciones de llenado del formulario de la medición de corriente deexcitación del transformador

1. Número de registro de control de calidad

2. Fecha de realización de la prueba

3. Datos técnicos del transformador

4. Condiciones de la prueba y climatológicas

5. Datos del equipo utilizado para la prueba

6. Dibujar el diagrama vectorial del equipo bajo prueba

7. Se indica el tap en que se realizó la prueba

8. Se indica el voltaje al que se realizará la prueba

9. Se indica el modo de prueba del equipo de medición (UST,GND,GST etc.)

10.Se realiza la prueba en medición directa y medición en inversa

11.Se indica la conexión a los terminales a realizar la medición del lado de alta

tensión, además de señalar el tipo de conexión en estrella ó delta.

12.Se Indica la corriente medida durante la prueba

13.Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o

tendencias de la medición.

14.Se escribe el nombre y la firma de la persona que realizó y aprobó la prueba.

Page 258: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

255

Registro N° : (1) Fecha : (2)

Marca: (3) (4)Num. Serie: (3) (4)Año de Fabricación: (3) (4)Tipo de conexión: (3) (4)Voltaje (AT/BT): (3)Potencia (MVA): (3)

(%Z) : (3) A MVA, KV

Tipo:Equipo de medición utilizado: (5)Modelo: (5) (6)Marca: (5)

HV

H1 H0 ó H3 ó H3 H1

H2 H0 ó H3 ó H3 H2

H3 H0 ó H3 ó H3 H3

Observaciones: (13)

Realizó: (14) Aprobó:

Condiciones climatológicas

FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN A TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOSSUMERGIDO EN ACEITE

Datos del Transformador de Potencia Condiciones de Prueba (Equipo fuera de servicio)Temp. Ambiente (°C):Humedad relativa (%):Temp. Devanado (°C):Temp. Aceite (°C):

H0

Medición en Directa (10) Medición en Inversa (10)

LV

Conexión de terminales de prueba (11) Corriente deexcitación

medida [mA]

Voltaje de prueba [KV] : Modo de prueba :(8) (9)(7)

(12)

Conexión de terminales de prueba (11)

Prueba de Corriente de excitación

H0

LVHV

(12)

Corriente deexcitación

medida [mA]

Pocisión del TAP :

H0

Nombre y Firma.(14)

Nombre y Firma.

La norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.3 considera aceptables las variaciones del 5% con los valores históricos, mediciones deotras fases o con las mediciones directa e inversa de la misma fase

Dibujar diagrama vectorial

Soleado: Brisa:

Nublado: Medio nublado:

Page 259: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

256

4.5.8 Instrucciones para el llenado del formulario del análisiscromatográfico

1 Número de registro del control de calidad

2 Nombre y dirección del laboratorio que realizará la medición

3 Información sobre la procedencia de la muestra de la muestra de aceite del

equipo y subestación donde se encuentra

4 Datos de placa del transformador

5 Fecha en que se efectuó el muestreo y fecha de recepción de la muestra

6 Número del análisis correspondiente

7 Porcentaje de gases disueltos y gases combustibles

8 Equipo utilizado para la detección de gases en el aceite

9 Tipo de gas detectado

10 Porcentaje en volumen de concentración en el gas

11 Concentración del gas por partes por unidad

12 Límites máximos y críticos para los gases detectados

13 Relaciones de Doernenburg y Roger obtenidas

14 Porcentaje de Duval obtenido

15 Se Indican las observaciones en base a los datos obtenidos

16 Indicar el nombre y firma de la persona que realizó, y aprobó la prueba

Page 260: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

257

(1)

Nombre del laboratorio : (2)

Dirección: (2)

Procedencia: (3) Subestación: (3)

(5)

(5)

(6)

(7)

(7)

Equipo utilizado: (8)

Modelo: (8) Marca: (8)

Hidrogeno

Metano (10)

Monoxido de carbono

Dióxido de carbono

Etileno

Etano

Acetileno

(14)

Observaciones: (15)

(16) Aprobó: (16)

Std. C57.104-1991 Tabla 1

(11)

Porcentaje de duval

(4)

(4)

100

Etileno / Etano (R5) :

% Metano :

% Etileno :

Acetileno / Etileno (R2):

120

350

2500

50

Etano / Acetileno (R4):

Metodo utilizado ASTM D3613, Norma IEEE C57.104

65

35

Nombre y Firma. Nombre y Firma.

Tipo de aceite:

Vol. Aceite :

% de gases combustibles

Realizó:

Metano / Hidrogeno (R1):

FORMATO PARA EL ANÁLISIS CROMATOGRÁFICO DE GASES DISUELTOS EN ACEITE AISLANTE

Datos del Transformador de Potencia

Marca: Fecha de Muestreo :

Num. Serie:

Registro N° :

Fecha de recepción :Año de Fabricación: N° de análisis :Voltaje (AT/BT): % de gases disueltos:Potencia (MVA):

Tipo de enfriamiento:

(4)

(4)

(4)

(4)

(4)

(4)

Relaciones Doernenburg y Roger (13)

%Acetileno

Metano+Etileno+Acetileno (ppm):

Concentración% en Vol.

Concentraciónppm (V/V)

Límites Máx (12)Gases(9)

Acetileno / Metano (R3):

Page 261: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

258

4.5.9 Instrucciones para el llenado del formulario de las pruebas físicoquímicas del aceite aislante:

1 Número de registro del control de calidad

2 Nombre y dirección del laboratorio que realizará la medición

3 Información sobre la procedencia de la muestra de la muestra de aceite del

equipo y subestación donde se encuentra

4 Datos de placa del transformador

5 Fecha en que se efectuó el muestreo y fecha de recepción de la muestra

6 Número de la prueba correspondiente

7 Sistema de preservación del aceite aislante

8 Equipo utilizado para la detección de gases en el aceite

9 Tipo de Prueba físico – química realizada

10 Porcentaje en volumen de concentración del aceite

11 Concentración del aceite por partes por unidad

12 Valores obtenidos detectados

13 Se Indican las observaciones en base a los datos obtenidos

14 Indicar el nombre y firma de la persona que realizó la prueba

15 Indicar el nombre y firma de la persona que aprobó la prueba

Page 262: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

259

(1)

Nom bre del laboratorio : (2)

Dirección: (2)

Procedencia: (3) Subes tación: (3)

(4) (5)

(4) (5)

(4) (6)

(4)

(4) (7)(4)

(4) Equipo utilizado: (8)

(4) Modelo: (8) Marca: (8)

Rigídez dieléctrica del aceite (10)

Tens ión interfacial (10)

Contenido de hum edad

Color del aceite

Núm ero de neutralización

Factor de potencia del aceite

Observaciones:

(14) Aprobó: (15)

(11)

(11)

Valor

FORMATO PARA LA PRUEBA DE PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DEL ACEITE AISLANTE

Regis tro N° :

Datos del Trans form ador de Potencia

Marca: Fecha de Mues treo :

Num . Serie: Fecha de recepción :Año de Fabricación: N° de prueba :Voltaje (AT/BT): Sistema de PreservaciónPotencia (MVA): del aceite:Tipo de enfriam iento:

Com entario

Tipo de aceite:

Vol. Aceite :

Pruebas(9)

Concentración% en Vol.

Concentraciónppm (V/V)

Valores Obtenidos (12)

Realizó: Nombre y Firma. Nombre y Firma.

(13)

Page 263: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

260

CAPÍTULO V CASO PRÁCTICO DE MODELO DE MANTENIMIENTO MODERNODE TRANSFORMADORES DE POTENCIA

5.1 Introducción

En este capítulo se presenta el caso práctico de tres transformadores de potencia

donde se realizaron pruebas eléctricas y de análisis cromatográfico de gases

combustibles, mostrando sus diferentes resultados y diagnósticos de los pruebas

realizados.

Se analizará el caso práctico de un transformador de potencia trifásico ubicado en la

subestación de Santo Tomás donde se revisará en detalle las pruebas realizadas

para ver su condición y evaluar el estado del transformador durante la falla ocurrida y

poder hacer un diagnóstico para realizar el mantenimiento correctivo. Seguidamente

se analizará el caso de un transformador de potencia trifásico ubicado en la

subestación de la Central Hidroeléctrica 5 de Noviembre propiedad de CEL, donde la

Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL) realizó un servicio de mantenimiento

preventivo como parte del programa anual de mantenimiento de la planta; y

finalmente mostraremos las pruebas del análisis de gases disueltos en aceite de un

transformador de potencia trifásico ubicado en la subestación Nuevo Cuscatlán,

donde se evalúa su estado y condición de operación, para emitir un diagnóstico

efectivo y de esta manera garantizar su continuidad de servicio.

Page 264: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

261

5.2 CASO 1: Pruebas eléctricas y análisis de gases realizados a uno de lostransformadores de potencia trifásico de la Subestación de Santo Tomás

AntecedentesDebido a la operación de la protección que provocó el disparo de los

interruptores asociados al transformador de la subestación de Santo Tomas, la

Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL), procedió a realizar pruebas al

transformador de potencia trifásico marca COEMSA ANSALDO de 75 MVA.

110/46KV.

Figura 142. Transformador de potencia de la subestación de Santo Tomás

El 4 de febrero del 2004 ocurrió una falla interna que activó la operación de la

protección diferencial, relevador buchholtz y relevador patrón del transformador

de potencia.

Page 265: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

262

Ante tales hechos ocurridos, se ejecutaron pruebas eléctricas de campo y

análisis de gases disueltos en el aceite dieléctrico, para investigar la causa de la

operación de los relevadores que provocaron el disparo de los interruptores

asociados a dicho transformador.

5.2.1 Pruebas eléctricas.Se obtuvieron los datos técnicos de placa del transformador de potencia, y de los

medidores se registraron valores que se muestran a continuación:

Tabla 39. Datos de placa del transformador de potencia N°1 de la subestación de Santo Tomás

Figura 143. Diagrama de conexión del transformador de potencia de la subestación de Santo Tomás

262

Ante tales hechos ocurridos, se ejecutaron pruebas eléctricas de campo y

análisis de gases disueltos en el aceite dieléctrico, para investigar la causa de la

operación de los relevadores que provocaron el disparo de los interruptores

asociados a dicho transformador.

5.2.1 Pruebas eléctricas.Se obtuvieron los datos técnicos de placa del transformador de potencia, y de los

medidores se registraron valores que se muestran a continuación:

Tabla 39. Datos de placa del transformador de potencia N°1 de la subestación de Santo Tomás

Figura 143. Diagrama de conexión del transformador de potencia de la subestación de Santo Tomás

262

Ante tales hechos ocurridos, se ejecutaron pruebas eléctricas de campo y

análisis de gases disueltos en el aceite dieléctrico, para investigar la causa de la

operación de los relevadores que provocaron el disparo de los interruptores

asociados a dicho transformador.

5.2.1 Pruebas eléctricas.Se obtuvieron los datos técnicos de placa del transformador de potencia, y de los

medidores se registraron valores que se muestran a continuación:

Tabla 39. Datos de placa del transformador de potencia N°1 de la subestación de Santo Tomás

Figura 143. Diagrama de conexión del transformador de potencia de la subestación de Santo Tomás

Page 266: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

263

5.2.2 Prueba de resistencia óhmicaSe efectuó la medición de resistencia óhmica al transformador de potencia de la

subestación de Santo Tomás, utilizando el equipo “Transformer Ohmmeter” de la

marca Megger modelo 830280, donde se obtuvieron los datos de medición y

posteriormente se ajustaron los valores a una temperatura de referencia de 75°C.

A continuación se presentan dichos valores:

Tabla 40. Datos de prueba de resistencia óhmica de transformador de potencia (caso1)

De acuerdo a la norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.1.1.2 para los valores

ajustados a una temperatura de referencia establece la tolerancia permisible no

debe exceder 5%, por lo tanto según los resultados obtenidos de la prueba, X2 -

X3 tiene una diferencia mayor que los valores obtenidos de X1-X2 y de X3-X1;

diagnosticando una posible existencia de un punto de apertura en la bobina X2-

X3.

Page 267: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

264

5.2.3 Prueba de relación de transformación.

Tabla 41. Datos de equipo de medición para la prueba de relación de transformación deltransformador de potencia (caso1)

Los datos obtenidos en la prueba de relación de transformación fueron lossiguientes:

Tabla 42. Datos de prueba de relación de transformación (caso 1)

De acuerdo a la norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.3 establece un límite de

tolerancia del 0.5%, para los valores obtenidos en la prueba los errores de

relación de transformación H0-H1/X1-X2 y H0-H3/X3-X1, no son aceptables

porque no se encuentran dentro del límite establecido, confirmando posibles

circuitos abiertos en el embobinado del transformador.

264

5.2.3 Prueba de relación de transformación.

Tabla 41. Datos de equipo de medición para la prueba de relación de transformación deltransformador de potencia (caso1)

Los datos obtenidos en la prueba de relación de transformación fueron lossiguientes:

Tabla 42. Datos de prueba de relación de transformación (caso 1)

De acuerdo a la norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.3 establece un límite de

tolerancia del 0.5%, para los valores obtenidos en la prueba los errores de

relación de transformación H0-H1/X1-X2 y H0-H3/X3-X1, no son aceptables

porque no se encuentran dentro del límite establecido, confirmando posibles

circuitos abiertos en el embobinado del transformador.

264

5.2.3 Prueba de relación de transformación.

Tabla 41. Datos de equipo de medición para la prueba de relación de transformación deltransformador de potencia (caso1)

Los datos obtenidos en la prueba de relación de transformación fueron lossiguientes:

Tabla 42. Datos de prueba de relación de transformación (caso 1)

De acuerdo a la norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.3 establece un límite de

tolerancia del 0.5%, para los valores obtenidos en la prueba los errores de

relación de transformación H0-H1/X1-X2 y H0-H3/X3-X1, no son aceptables

porque no se encuentran dentro del límite establecido, confirmando posibles

circuitos abiertos en el embobinado del transformador.

Page 268: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

265

5.2.4 Prueba de impedancia de cortocircuito

Tabla 43. Datos de equipo de medición de impedancia de cortocircuito (caso1)

Los datos obtenidos en la prueba de impedancia de cortocircuito son lossiguientes:

Tabla 44. Datos de prueba de impedancia de cortocircuito (caso1)

Los resultados obtenidos en esta prueba fueron los siguientes: H0-H1/ X1-X2=

6.24%, H0-H3/ X3-X1= 6.26% y H0-H2/ X2-X3= N/A. (Resultado fuera del

rango del equipo de prueba).

Esto confirma que el problema se encuentra en el devanado X2-X3 del lado de

baja tensión

265

5.2.4 Prueba de impedancia de cortocircuito

Tabla 43. Datos de equipo de medición de impedancia de cortocircuito (caso1)

Los datos obtenidos en la prueba de impedancia de cortocircuito son lossiguientes:

Tabla 44. Datos de prueba de impedancia de cortocircuito (caso1)

Los resultados obtenidos en esta prueba fueron los siguientes: H0-H1/ X1-X2=

6.24%, H0-H3/ X3-X1= 6.26% y H0-H2/ X2-X3= N/A. (Resultado fuera del

rango del equipo de prueba).

Esto confirma que el problema se encuentra en el devanado X2-X3 del lado de

baja tensión

265

5.2.4 Prueba de impedancia de cortocircuito

Tabla 43. Datos de equipo de medición de impedancia de cortocircuito (caso1)

Los datos obtenidos en la prueba de impedancia de cortocircuito son lossiguientes:

Tabla 44. Datos de prueba de impedancia de cortocircuito (caso1)

Los resultados obtenidos en esta prueba fueron los siguientes: H0-H1/ X1-X2=

6.24%, H0-H3/ X3-X1= 6.26% y H0-H2/ X2-X3= N/A. (Resultado fuera del

rango del equipo de prueba).

Esto confirma que el problema se encuentra en el devanado X2-X3 del lado de

baja tensión

Page 269: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

266

5.2.5 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante

Datos generales del transformador para la prueba de análisis de gases.

Tabla 45. Datos generales para la prueba de análisis de gases (caso1)

Se efectuó la prueba de cromatografía de gases, detectándose alta

generación de gases combustibles.

Tabla 46. Datos obtenidos en la prueba de análisis de gases (caso1)

266

5.2.5 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante

Datos generales del transformador para la prueba de análisis de gases.

Tabla 45. Datos generales para la prueba de análisis de gases (caso1)

Se efectuó la prueba de cromatografía de gases, detectándose alta

generación de gases combustibles.

Tabla 46. Datos obtenidos en la prueba de análisis de gases (caso1)

266

5.2.5 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante

Datos generales del transformador para la prueba de análisis de gases.

Tabla 45. Datos generales para la prueba de análisis de gases (caso1)

Se efectuó la prueba de cromatografía de gases, detectándose alta

generación de gases combustibles.

Tabla 46. Datos obtenidos en la prueba de análisis de gases (caso1)

Page 270: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

267

En la figura 144 se muestran los valores en porcentaje de los gases

combustibles por medio del gas clave.

Figura 144 Concentración en porcentaje de gases combustibles (caso 1)

En el análisis de gases disueltos se observa la presencia de altas

concentraciones de hidrógeno y acetileno, estos gases son evidencia de que

en el equipo se presento un arco de Alta Energía, el cual generó gran cantidad

de partículas de carbón.

5.2.5.1 Aplicación del método de DoernenburgDe los datos obtenidos de las concentraciones de los gases detectados por el

cromatógrafo se aplicó la relación de Doernenburg se obtuvieron los

siguientes resultados son:

Metano / Hidrógeno (R1): 0.429.

Acetileno / Etileno (R2): 0.4621

Acetileno / Metano: (R3): 0.8635.

Etano/Acetileno (R4): 0.2676.

0.00%

5.00%

10.00%

15.00%

20.00%

25.00%

30.00%

35.00%

H2

% C

OM

BUST

IBLE

S

267

En la figura 144 se muestran los valores en porcentaje de los gases

combustibles por medio del gas clave.

Figura 144 Concentración en porcentaje de gases combustibles (caso 1)

En el análisis de gases disueltos se observa la presencia de altas

concentraciones de hidrógeno y acetileno, estos gases son evidencia de que

en el equipo se presento un arco de Alta Energía, el cual generó gran cantidad

de partículas de carbón.

5.2.5.1 Aplicación del método de DoernenburgDe los datos obtenidos de las concentraciones de los gases detectados por el

cromatógrafo se aplicó la relación de Doernenburg se obtuvieron los

siguientes resultados son:

Metano / Hidrógeno (R1): 0.429.

Acetileno / Etileno (R2): 0.4621

Acetileno / Metano: (R3): 0.8635.

Etano/Acetileno (R4): 0.2676.

H2 CH4 CO C2H4 C2H6 C2H2

GASES

MÉTODO DEL GAS CLAVE

267

En la figura 144 se muestran los valores en porcentaje de los gases

combustibles por medio del gas clave.

Figura 144 Concentración en porcentaje de gases combustibles (caso 1)

En el análisis de gases disueltos se observa la presencia de altas

concentraciones de hidrógeno y acetileno, estos gases son evidencia de que

en el equipo se presento un arco de Alta Energía, el cual generó gran cantidad

de partículas de carbón.

5.2.5.1 Aplicación del método de DoernenburgDe los datos obtenidos de las concentraciones de los gases detectados por el

cromatógrafo se aplicó la relación de Doernenburg se obtuvieron los

siguientes resultados son:

Metano / Hidrógeno (R1): 0.429.

Acetileno / Etileno (R2): 0.4621

Acetileno / Metano: (R3): 0.8635.

Etano/Acetileno (R4): 0.2676.

C2H2

Page 271: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

268

Según los resultados de las relaciones de Doernenburg, estos no determinan

una falla concreta según tabla 37, por lo que el método no es aplicable y se

presumen que la falla se encuentra probablemente en algún accesorio del

transformador.

5.2.5.2 Aplicación del método de Roger

De los datos obtenidos de las concentraciones de los gases se aplico la

relación de Roger obteniendo los siguientes resultados son:

Metano / Hidrógeno (R1): 0.429.

Acetileno / Etileno (R2): 0.4621

Etileno / Etano (R5): 8.083

Según los resultados de las relaciones de Roger, estos no determinan una

falla concreta según tabla 37, por lo que el método no es aplicable y se

presumen que la falla se encuentra probablemente en algún accesorio del

transformador.

5.2.5.3 Análisis de gases por el método de Duval

Aplicando el método de Duval mediante la combinación de los tres gases:

Metano: 623 ppmEtileno: 1164 ppmAcetileno: 538 ppm

Calculando: = 4 + 2 4 + 2 2 = 623 + 1164 + 538 = 23254 = 100 ∗ 4 = 100 ∗ 6232325 = 26.79%

2 4 = 100 ∗ 2 4 = 100 ∗ 11642325 = 50.06%2 2 = 100 ∗ 2 2 = 100 ∗ 5382325 = 23.14%

Page 272: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

269

Donde:PD = Descarga Parcial.T1 = Falla Térmica bajo los 300°C.T2 = Falla Térmica entre 300°C y700°C.T3 = Falla Térmica a mas de 700°C.D1 = Descarga de baja energía(Chispa).D2 = Descarga de Alta energía(Arco).DT = Falla Eléctrica y Térmica enconjunto.

Figura 145. Triangulo de Duval (caso 1)

Al trazar los valores de los tres gases el punto de intersección se encuentra en la

zona de falla DT Falla eléctrica y térmica en conjunto. Por lo que es este método

confirma la existencia de un arco eléctrico en el interior del transformador de

potencia.

5.2.6 Conclusiones de pruebas del transformador de potencia (caso 1)

Con los resultados obtenidos de las pruebas eléctricas y análisis de gases se

determinó una presunta falla eléctrica y térmica del transformador, por lo que se

tomó la decisión de efectuar una inspección interna al transformador de potencia,

localizando la falla en el conmutador de voltaje sin carga 46-23 KV, en el lado de

baja.

269

Donde:PD = Descarga Parcial.T1 = Falla Térmica bajo los 300°C.T2 = Falla Térmica entre 300°C y700°C.T3 = Falla Térmica a mas de 700°C.D1 = Descarga de baja energía(Chispa).D2 = Descarga de Alta energía(Arco).DT = Falla Eléctrica y Térmica enconjunto.

Figura 145. Triangulo de Duval (caso 1)

Al trazar los valores de los tres gases el punto de intersección se encuentra en la

zona de falla DT Falla eléctrica y térmica en conjunto. Por lo que es este método

confirma la existencia de un arco eléctrico en el interior del transformador de

potencia.

5.2.6 Conclusiones de pruebas del transformador de potencia (caso 1)

Con los resultados obtenidos de las pruebas eléctricas y análisis de gases se

determinó una presunta falla eléctrica y térmica del transformador, por lo que se

tomó la decisión de efectuar una inspección interna al transformador de potencia,

localizando la falla en el conmutador de voltaje sin carga 46-23 KV, en el lado de

baja.

269

Donde:PD = Descarga Parcial.T1 = Falla Térmica bajo los 300°C.T2 = Falla Térmica entre 300°C y700°C.T3 = Falla Térmica a mas de 700°C.D1 = Descarga de baja energía(Chispa).D2 = Descarga de Alta energía(Arco).DT = Falla Eléctrica y Térmica enconjunto.

Figura 145. Triangulo de Duval (caso 1)

Al trazar los valores de los tres gases el punto de intersección se encuentra en la

zona de falla DT Falla eléctrica y térmica en conjunto. Por lo que es este método

confirma la existencia de un arco eléctrico en el interior del transformador de

potencia.

5.2.6 Conclusiones de pruebas del transformador de potencia (caso 1)

Con los resultados obtenidos de las pruebas eléctricas y análisis de gases se

determinó una presunta falla eléctrica y térmica del transformador, por lo que se

tomó la decisión de efectuar una inspección interna al transformador de potencia,

localizando la falla en el conmutador de voltaje sin carga 46-23 KV, en el lado de

baja.

Page 273: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

270

5.3 CASO 2: Mantenimiento preventivo a uno de los transformadores de laSubestación de la Central Hidroeléctrica 5 de NoviembreAntecedentes

La Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL) realizó mantenimiento

preventivo a uno de los transformadores de la subestación de la Central

Hidroeléctrica 5 de Noviembre, como parte del programa anual de

mantenimiento preventivo.

Figura 146. Transformador de potencia de la unidad 1 de la subestación 5 de Noviembre.

Page 274: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

271

5.3.1 Pruebas eléctricasSe obtienen datos generales del transformador a partir de la información de la

placa característica.

Tabla 47. Datos de placa del transformador de potencia de la subestación 5 de noviembre (caso2)

Figura 147. Diagrama de conexión del transformador de potencia de la unidad 1 de la subestación 5 deNoviembre (caso2)

271

5.3.1 Pruebas eléctricasSe obtienen datos generales del transformador a partir de la información de la

placa característica.

Tabla 47. Datos de placa del transformador de potencia de la subestación 5 de noviembre (caso2)

Figura 147. Diagrama de conexión del transformador de potencia de la unidad 1 de la subestación 5 deNoviembre (caso2)

271

5.3.1 Pruebas eléctricasSe obtienen datos generales del transformador a partir de la información de la

placa característica.

Tabla 47. Datos de placa del transformador de potencia de la subestación 5 de noviembre (caso2)

Figura 147. Diagrama de conexión del transformador de potencia de la unidad 1 de la subestación 5 deNoviembre (caso2)

Page 275: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

272

5.3.2 Prueba de factor de potenciaEn la prueba de factor de potencia al devanado se utilizó el equipo de

medición de factor de potencia de la marca Doble modelo M4000,

obteniéndose los siguientes resultados.

Tabla 48. Datos de prueba de factor de potencia. (caso2)

Los resultados de la prueba son aceptables de acuerdo con IEEE Std. 62-

1995 Numeral 6.1.6 que establece valores de %PF < 0.5

272

5.3.2 Prueba de factor de potenciaEn la prueba de factor de potencia al devanado se utilizó el equipo de

medición de factor de potencia de la marca Doble modelo M4000,

obteniéndose los siguientes resultados.

Tabla 48. Datos de prueba de factor de potencia. (caso2)

Los resultados de la prueba son aceptables de acuerdo con IEEE Std. 62-

1995 Numeral 6.1.6 que establece valores de %PF < 0.5

272

5.3.2 Prueba de factor de potenciaEn la prueba de factor de potencia al devanado se utilizó el equipo de

medición de factor de potencia de la marca Doble modelo M4000,

obteniéndose los siguientes resultados.

Tabla 48. Datos de prueba de factor de potencia. (caso2)

Los resultados de la prueba son aceptables de acuerdo con IEEE Std. 62-

1995 Numeral 6.1.6 que establece valores de %PF < 0.5

Page 276: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

273

5.3.3 Prueba de factor de potencia a boquillas de transformadores.Collar caliente en bushings

En la prueba de collar caliente a las boquillas se utilizó el equipo de medición

de marca Doble Instrument modelo M4000, obteniéndose los siguientes

resultadosTabla 49. Datos de prueba de collar caliente. (caso2)

En la tabla 48 no se registraron los valores de C1, C2 y FP ya que para la

prueba de collar caliente a las boquillas se representan los valores de

corriente y de potencia.

273

5.3.3 Prueba de factor de potencia a boquillas de transformadores.Collar caliente en bushings

En la prueba de collar caliente a las boquillas se utilizó el equipo de medición

de marca Doble Instrument modelo M4000, obteniéndose los siguientes

resultadosTabla 49. Datos de prueba de collar caliente. (caso2)

En la tabla 48 no se registraron los valores de C1, C2 y FP ya que para la

prueba de collar caliente a las boquillas se representan los valores de

corriente y de potencia.

273

5.3.3 Prueba de factor de potencia a boquillas de transformadores.Collar caliente en bushings

En la prueba de collar caliente a las boquillas se utilizó el equipo de medición

de marca Doble Instrument modelo M4000, obteniéndose los siguientes

resultadosTabla 49. Datos de prueba de collar caliente. (caso2)

En la tabla 48 no se registraron los valores de C1, C2 y FP ya que para la

prueba de collar caliente a las boquillas se representan los valores de

corriente y de potencia.

Page 277: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

274

Los resultados de la prueba son aceptables de acuerdo con procedimientos

doble M4000 instrument, que establece pérdidas menores a 0.2 watts, para

transformadores en servicio.

5.3.4 Prueba de corriente de excitación de los devanadosEn la prueba de corriente de excitación se utilizó el equipo de medición DELTA

2000 Instrument de marca AVO y se obtuvieron los siguientes resultados.

Tabla 50. Datos de prueba de corriente de excitación. (caso2)

Para este caso la prueba solo se realizó en medición directa. Los resultados

muestran valores aceptables de acuerdo con norma IEEE std 62-1995. El cual

establece que los valores de corriente en las dos piernas laterales de un

transformador trifásico deben de ser iguales y en la pierna central debe de ser

aproximadamente la mitad del valor, cuando los valores obtenidos se

comparan con valores históricos o con mediciones de otras fases o con las

mediciones directas e inversas de la misma fase, se considera como

aceptable una variación ±5%.

274

Los resultados de la prueba son aceptables de acuerdo con procedimientos

doble M4000 instrument, que establece pérdidas menores a 0.2 watts, para

transformadores en servicio.

5.3.4 Prueba de corriente de excitación de los devanadosEn la prueba de corriente de excitación se utilizó el equipo de medición DELTA

2000 Instrument de marca AVO y se obtuvieron los siguientes resultados.

Tabla 50. Datos de prueba de corriente de excitación. (caso2)

Para este caso la prueba solo se realizó en medición directa. Los resultados

muestran valores aceptables de acuerdo con norma IEEE std 62-1995. El cual

establece que los valores de corriente en las dos piernas laterales de un

transformador trifásico deben de ser iguales y en la pierna central debe de ser

aproximadamente la mitad del valor, cuando los valores obtenidos se

comparan con valores históricos o con mediciones de otras fases o con las

mediciones directas e inversas de la misma fase, se considera como

aceptable una variación ±5%.

274

Los resultados de la prueba son aceptables de acuerdo con procedimientos

doble M4000 instrument, que establece pérdidas menores a 0.2 watts, para

transformadores en servicio.

5.3.4 Prueba de corriente de excitación de los devanadosEn la prueba de corriente de excitación se utilizó el equipo de medición DELTA

2000 Instrument de marca AVO y se obtuvieron los siguientes resultados.

Tabla 50. Datos de prueba de corriente de excitación. (caso2)

Para este caso la prueba solo se realizó en medición directa. Los resultados

muestran valores aceptables de acuerdo con norma IEEE std 62-1995. El cual

establece que los valores de corriente en las dos piernas laterales de un

transformador trifásico deben de ser iguales y en la pierna central debe de ser

aproximadamente la mitad del valor, cuando los valores obtenidos se

comparan con valores históricos o con mediciones de otras fases o con las

mediciones directas e inversas de la misma fase, se considera como

aceptable una variación ±5%.

Page 278: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

275

5.3.5 Prueba de relación de transformación

En la prueba de relación de transformación se utilizó el equipo de medición

DELTA 2000 Instrument de marca AVO obteniéndose los siguientes

resultados:

Tabla 51. Datos de prueba de relación de transformación (caso2)

De acuerdo a la prueba realizada la diferencia de relación de transformación

se encuentra dentro de los limites ±0.5%, por lo que los valores son

aceptables según la norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.3.

275

5.3.5 Prueba de relación de transformación

En la prueba de relación de transformación se utilizó el equipo de medición

DELTA 2000 Instrument de marca AVO obteniéndose los siguientes

resultados:

Tabla 51. Datos de prueba de relación de transformación (caso2)

De acuerdo a la prueba realizada la diferencia de relación de transformación

se encuentra dentro de los limites ±0.5%, por lo que los valores son

aceptables según la norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.3.

275

5.3.5 Prueba de relación de transformación

En la prueba de relación de transformación se utilizó el equipo de medición

DELTA 2000 Instrument de marca AVO obteniéndose los siguientes

resultados:

Tabla 51. Datos de prueba de relación de transformación (caso2)

De acuerdo a la prueba realizada la diferencia de relación de transformación

se encuentra dentro de los limites ±0.5%, por lo que los valores son

aceptables según la norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.3.

Page 279: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

276

5.3.6 Prueba de resistencia de aislamiento de devanadosEn la prueba de resistencia de aislamiento se utilizó el equipo de medición

Megger de la marca AVO modelo BM25 obteniéndose los siguientes

resultados.Tabla 52. Datos de prueba de resistencia de aislamiento de devanados (caso2)

Los resultados obtenidos en ésta prueba son aceptables según IEEE Std. 62-

1995 6.1.5 que establece como aceptables valores de índice de polarización

entre 1.1 a 1.3; y valores mayores de índice de polarización indican una muy

buena condición del sistema de aislamiento.

276

5.3.6 Prueba de resistencia de aislamiento de devanadosEn la prueba de resistencia de aislamiento se utilizó el equipo de medición

Megger de la marca AVO modelo BM25 obteniéndose los siguientes

resultados.Tabla 52. Datos de prueba de resistencia de aislamiento de devanados (caso2)

Los resultados obtenidos en ésta prueba son aceptables según IEEE Std. 62-

1995 6.1.5 que establece como aceptables valores de índice de polarización

entre 1.1 a 1.3; y valores mayores de índice de polarización indican una muy

buena condición del sistema de aislamiento.

276

5.3.6 Prueba de resistencia de aislamiento de devanadosEn la prueba de resistencia de aislamiento se utilizó el equipo de medición

Megger de la marca AVO modelo BM25 obteniéndose los siguientes

resultados.Tabla 52. Datos de prueba de resistencia de aislamiento de devanados (caso2)

Los resultados obtenidos en ésta prueba son aceptables según IEEE Std. 62-

1995 6.1.5 que establece como aceptables valores de índice de polarización

entre 1.1 a 1.3; y valores mayores de índice de polarización indican una muy

buena condición del sistema de aislamiento.

Page 280: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

277

5.3.7 Prueba de resistencia óhmica

En la prueba de resistencia óhmica se utilizó el equipo de medición

Transformer Ohmmeter Megger de la marca AVO modelo BM25

obteniéndose los siguientes resultados.

Tabla 53. Datos de prueba de resistencia óhmica (caso2)

De acuerdo a la norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.1.1.2 establece la

tolerancia permisible no debe exceder 5%, por lo tanto según los resultados

obtenidos en la prueba, son normales y se encuentran en la tolerancia

aceptable.

5.3.8 Conclusión de las pruebas del transformador de potencia (caso 2)Con los resultados obtenidos de las pruebas eléctricas realizadas no se

determinó la existencia de alguna falla por lo que las condiciones de los

devanados son aceptables. El transformador de potencia se encuentra en

condiciones normales para seguir operando.

Page 281: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

278

5.4 CASO 3: Mantenimiento predictivo y análisis de gases disueltos en aceite altransformador de potencia de la Subestación Nuevo Cuscatlán

AntecedentesLa Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL), efectuó pruebas de aceite

y análisis cromatográfico de gases combustibles como parte de un

mantenimiento predictivo a una unidad de transformador de potencia trifásico

ubicado en la subestación de Nuevo Cuscatlán, obteniendo los siguientes datos

generales para la prueba de análisis de gases combustibles.

Tabla 54. Datos generales para el análisis de gases disueltos en aceite (caso3)

278

5.4 CASO 3: Mantenimiento predictivo y análisis de gases disueltos en aceite altransformador de potencia de la Subestación Nuevo Cuscatlán

AntecedentesLa Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL), efectuó pruebas de aceite

y análisis cromatográfico de gases combustibles como parte de un

mantenimiento predictivo a una unidad de transformador de potencia trifásico

ubicado en la subestación de Nuevo Cuscatlán, obteniendo los siguientes datos

generales para la prueba de análisis de gases combustibles.

Tabla 54. Datos generales para el análisis de gases disueltos en aceite (caso3)

278

5.4 CASO 3: Mantenimiento predictivo y análisis de gases disueltos en aceite altransformador de potencia de la Subestación Nuevo Cuscatlán

AntecedentesLa Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL), efectuó pruebas de aceite

y análisis cromatográfico de gases combustibles como parte de un

mantenimiento predictivo a una unidad de transformador de potencia trifásico

ubicado en la subestación de Nuevo Cuscatlán, obteniendo los siguientes datos

generales para la prueba de análisis de gases combustibles.

Tabla 54. Datos generales para el análisis de gases disueltos en aceite (caso3)

Page 282: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

279

5.4.1 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislanteSe efectuó la prueba de cromatografía de gases, detectándose los siguientes

resultados:

Tabla 55. Concentración de gases combustibles (caso3)

De la tabla 54 de los datos obtenidos de la concentración de los gases,

aplicando el método total de los gases combustibles se observa que se

encuentran en la condición 1 según norma IEEE Std C57.104-1991. Solo

existe una alta concentración de dióxido de carbono pero no excede el límite

máximo permitido.

En figura 148 se muestran los valores en porcentaje de los gases

combustibles por medio del método de gas clave.

279

5.4.1 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislanteSe efectuó la prueba de cromatografía de gases, detectándose los siguientes

resultados:

Tabla 55. Concentración de gases combustibles (caso3)

De la tabla 54 de los datos obtenidos de la concentración de los gases,

aplicando el método total de los gases combustibles se observa que se

encuentran en la condición 1 según norma IEEE Std C57.104-1991. Solo

existe una alta concentración de dióxido de carbono pero no excede el límite

máximo permitido.

En figura 148 se muestran los valores en porcentaje de los gases

combustibles por medio del método de gas clave.

279

5.4.1 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislanteSe efectuó la prueba de cromatografía de gases, detectándose los siguientes

resultados:

Tabla 55. Concentración de gases combustibles (caso3)

De la tabla 54 de los datos obtenidos de la concentración de los gases,

aplicando el método total de los gases combustibles se observa que se

encuentran en la condición 1 según norma IEEE Std C57.104-1991. Solo

existe una alta concentración de dióxido de carbono pero no excede el límite

máximo permitido.

En figura 148 se muestran los valores en porcentaje de los gases

combustibles por medio del método de gas clave.

Page 283: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

280

5.4.1.1 Aplicación del método del gas clave

Figura 148. Concentración en porcentaje de gases combustibles (caso 3)

En el análisis de gases disueltos se observa la presencia de altas

concentraciones de dióxido de carbono, estos gases son evidencia de que en el

equipo presenta un sobrecalentamiento del papel.

Debido a que las concentraciones de gases combustibles se encuentran por

debajo de los límites máximos, no son aplicables las relaciones de Doernenburg,

Roger y método de Duval.

5.4.2 Conclusión de pruebas del transformador de potencia caso 3.Del análisis de gases disueltos aplicando el método de los gases totales y gas

clave se determina que existe un sobrecalentamiento de papel celulosa.

280

5.4.1.1 Aplicación del método del gas clave

Figura 148. Concentración en porcentaje de gases combustibles (caso 3)

En el análisis de gases disueltos se observa la presencia de altas

concentraciones de dióxido de carbono, estos gases son evidencia de que en el

equipo presenta un sobrecalentamiento del papel.

Debido a que las concentraciones de gases combustibles se encuentran por

debajo de los límites máximos, no son aplicables las relaciones de Doernenburg,

Roger y método de Duval.

5.4.2 Conclusión de pruebas del transformador de potencia caso 3.Del análisis de gases disueltos aplicando el método de los gases totales y gas

clave se determina que existe un sobrecalentamiento de papel celulosa.

280

5.4.1.1 Aplicación del método del gas clave

Figura 148. Concentración en porcentaje de gases combustibles (caso 3)

En el análisis de gases disueltos se observa la presencia de altas

concentraciones de dióxido de carbono, estos gases son evidencia de que en el

equipo presenta un sobrecalentamiento del papel.

Debido a que las concentraciones de gases combustibles se encuentran por

debajo de los límites máximos, no son aplicables las relaciones de Doernenburg,

Roger y método de Duval.

5.4.2 Conclusión de pruebas del transformador de potencia caso 3.Del análisis de gases disueltos aplicando el método de los gases totales y gas

clave se determina que existe un sobrecalentamiento de papel celulosa.

Page 284: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

281

CAPITULO VI. ANÁLISIS DE RESULTADOS AUTOMATIZADO DE PRUEBAS DELDISEÑO DE MANTENIMIENTO A TRANSFORMADORES DE POTENCIA.

6.1Introducción

En ésta parte del capítulo se presenta la utilización del programa de sistema de

mantenimiento moderno de transformadores de potencia, el cuál es un software

de registro de datos de los mantenimientos realizados a transformadores y

además puede darnos un diagnóstico según el tipo de prueba realizada.

Por tanto el software el cuál lo denominamos “Sistema de mantenimiento

moderno de transformadores de potencia” es una herramienta más para llevar

registros de mantenimientos de transformadores de potencia de forma digital,

previo la toma de datos registrados en los formularios de las pruebas.

Page 285: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

282

6.2 Utilización del Software

Una vez instalado el software en una PC se puede utilizar el programa para el

ingreso de registros de mantenimientos. Al ejecutar el programa se presenta

una pantalla para poder ingresar con un nombre y contraseña, se debe

seleccionar el modo de ingreso (Usuario ó Administrador) y se da click en

botón “Ingresar”. Al ingresar como “Usuario” se tiene acceso a las diversas

pantallas de las pruebas para poder registrar los datos. Si se ingresa como

“Administrador” además del llenado de las pantallas de las pruebas, también

se puede ingresar a los registros finalizados y modificar si se desea algún

dato, también el “Administrador” tiene la facultad de otorgar nombre y

contraseña para otros usuarios.

Figura 149. Pantalla de acceso de usuarios ó administrador.

Page 286: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

283

Una vez se ingresa como usuario ó administrador se presenta una pantalla de

bienvenida en donde se describe instrucciones para el registro de los datos.

Para crear un registro nuevo se acciona el botón “Crear Registro” para

ingresar los datos del transformador que se quiere registrar. Si se acciona el

botón “Registros” se podrá ver los registros elaborados, con el botón

“Inspeccionar” se podrá revisar y modificar datos de los registros elaborados,

siempre y cuando se ingrese como “Administrador”.

Figura 150. Pantalla de Bienvenida y de instrucciones del sistema.

A continuación se presentan registros de transformadores cuyos datos de las

pruebas realizadas en campo se ingresaron al software. Los datos ingresados

son los casos prácticos vistos en el capítulo 5.

Page 287: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

284

6.3Caso 1: Ingreso de datos de las pruebas realizadas en campo deltransformador de potencia marca “COEMSA ANSALDO” de lasubestación de Santo Tomás

Se ingresaron los datos de placa del transformador en pantalla de “creación de

registros”, se guardaron los datos y se inicia el registro en botón “Iniciar

Reporte”

Figura 151. Pantalla de captura de datos de placa del transformador.

Page 288: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

285

Se procedió a llenar los campos del formulario para inicio de reporte y se

fueron seleccionando las pruebas que se realizaron.

Figura 152. Pantalla de Inicio de reporte.

Page 289: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

286

6.3.1 Prueba eléctricas.

Si seleccionamos el botón de “Pruebas Eléctricas” se despliega una pantalla

donde aparecen los tipos de pruebas eléctricas para el ingreso de los datos.

Figura 153. Pantalla de selección de pruebas eléctricas.

Page 290: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

287

6.3.2 Prueba de medición de resistencia óhmica.

Una de las pruebas indispensable que se realiza es la prueba de Resistencia

Óhmica, para poder determinar la condición de los devanados del

transformador. Para el caso que presentamos, se ingresaron los datos

obtenidos de la prueba en campo, para estimar el diagnóstico que mostro el

sistema.

Figura 154. Pantalla de prueba de resistencia óhmica

Page 291: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

288

6.3.3 Prueba de relación de transformaciónSe ingresaron los datos de la prueba de relación de transformación, donde el

resultado presentado en el diagnóstico excede el valor permitido según norma

IEEE Std 62-1995, lo que indica probable falla de espiras de la fase A y C.

Figura 155. Pantalla de prueba de relación de transformación

a

a

Page 292: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

289

6.3.4 Prueba de impedancia de cortocircuitoLos datos de la prueba de impedancia obtenidos se ingresaron al sistema,

donde el resultado obtenido en el diagnosticó excede el valor permitido según

norma IEEE Std 62-1995, lo que indica probable falla en el devanado de la

fase C.

Figura 156. Pantalla de prueba impedancia de cortocircuito

Page 293: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

290

6.3.5 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante

Si en pantalla de “Inicio de Reporte” se selecciona el botón de “Cromatografía de

gases” entonces se despliega la pantalla donde se ingresan los datos de los gases

detectados por el cromatógrafo. Se elige el método de prueba a emplear: Método de

gases totales, Método de Gas Clave, Relaciones de Doernenburg, Roger y Duval.

Figura 157. Pantalla de registro de gases combustibles

290

6.3.5 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante

Si en pantalla de “Inicio de Reporte” se selecciona el botón de “Cromatografía de

gases” entonces se despliega la pantalla donde se ingresan los datos de los gases

detectados por el cromatógrafo. Se elige el método de prueba a emplear: Método de

gases totales, Método de Gas Clave, Relaciones de Doernenburg, Roger y Duval.

Figura 157. Pantalla de registro de gases combustibles

290

6.3.5 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante

Si en pantalla de “Inicio de Reporte” se selecciona el botón de “Cromatografía de

gases” entonces se despliega la pantalla donde se ingresan los datos de los gases

detectados por el cromatógrafo. Se elige el método de prueba a emplear: Método de

gases totales, Método de Gas Clave, Relaciones de Doernenburg, Roger y Duval.

Figura 157. Pantalla de registro de gases combustibles

Page 294: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

291

6.3.5.1 Método del total de gases combustibles disueltosAl ingresar a pantalla de método “total de gases combustibles” se puede

observar que aparecen los resultados de los cálculos para determinar el

diagnóstico de la prueba.

Figura 158. Pantalla de método de total de gases combustibles

Page 295: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

292

6.3.5.2 Método gas claveAl ingresar a la pantalla del método “Gas clave” se puede observar que

aparecen los resultados de los cálculos para determinar el diagnóstico de

la prueba.

Figura 159. Pantalla del método de gas clave

Page 296: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

293

6.3.5.3 Métodos de Doernenburg y RogerLos métodos de las relaciones de Doernenburg y Roger no se cumplieron para

los valores de gases de éste caso, ya que una relación no se cumplió por lo

que no se logró determinar un buen diagnóstico.

Figura 160. Pantalla de relación de Doernenburg

Figura 161. Pantalla de relación de Roger

293

6.3.5.3 Métodos de Doernenburg y RogerLos métodos de las relaciones de Doernenburg y Roger no se cumplieron para

los valores de gases de éste caso, ya que una relación no se cumplió por lo

que no se logró determinar un buen diagnóstico.

Figura 160. Pantalla de relación de Doernenburg

Figura 161. Pantalla de relación de Roger

293

6.3.5.3 Métodos de Doernenburg y RogerLos métodos de las relaciones de Doernenburg y Roger no se cumplieron para

los valores de gases de éste caso, ya que una relación no se cumplió por lo

que no se logró determinar un buen diagnóstico.

Figura 160. Pantalla de relación de Doernenburg

Figura 161. Pantalla de relación de Roger

Page 297: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

294

6.3.5.4 Método de Duval

Al ingresar a la pantalla del método de Duval se muestra los porcentajes de

los gases combustibles y su diagnóstico donde se determina su estado y

condición de fallas del transformador de potencia

Figura 162. Pantalla de método de Duval

Page 298: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

295

Las pruebas que se realizan en un registro son presentadas en resumen en

pantalla de “Resumen de Pruebas Eléctricas”, “Resumen de Pruebas Físico-

químicas“ y “Resumen de las pruebas de cromatografía de gases y

compuestos furánicos”, donde se presentan las pruebas que se han registrado

y los resultados de las mismas, los diagnósticos en conjunto de las pruebas

realizadas ayuda a aplicar un criterio más amplio para determinar la condición

del transformador y emitir un diagnóstico general.

Figura 163. Pantalla Resumen de las pruebas eléctricas

Óh

Page 299: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

296

Figura 164. Pantalla Resumen de cromatografía de gases

6.3.6 Conclusiones de pruebas del transformador de potencia (caso 1)A partir de los datos obtenidos de las pruebas eléctricas y análisis de gases se

determinó una posible falla del transformador trifásico de potencia, por lo que

se tomó la decisión de efectuar una inspección interna al transformador de

potencia, localizando la falla en el conmutador de voltaje sin carga 46-23 KV,

en el lado de baja tensión.

Page 300: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

297

6.4 Caso 2: ingreso de datos de las pruebas realizadas en campo deltransformador marca “MITSUBISHI” de la subestación de 5 de noviembre.

Como parte del programa de mantenimiento preventivo anual de

transformadores, se realizaron pruebas eléctricas al equipo para determinar su

condición.

Fecha de la prueba: 01-06-2009

Subestación: 5 de Noviembre

Marca: Mitsubishi

Voltaje AT/BT: 120/13.2 KV

Potencia: 15/20/25 MVA

Año de fabricación: 1965

Los datos del transformador se ingresaron en pantalla de “cración de

registros”, se guardaron y se inicio el registro en el boton “Iniciar Reporte”.

Figura 165. Pantalla creación de registro

Page 301: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

298

6.4.1 Prueba de factor de potencia de devanadosSe ingresaron los datos de la prueba de factor de potencia y se obtuvo el

diagnóstico de acuerdo a los valores permitidos según norma IEEE std 62-

1995. Para éste caso los valores se encuentran dentro de los rangos

permitidos.

Figura 166. Pantalla prueba de factor de potencia de los devanados

Page 302: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

299

6.4.2 Prueba de collares calientes a boquillasLos datos obtenidos de la prueba de collar caliente realizado a las boquillas se

ingresaron al registro de factor de potencia de boquillas y se obtuvo el

diagnóstico de acuerdo a los valores permitidos.

Figura 167. Pantalla de registro de factor de potencia a boquillas de alta tensión

Page 303: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

300

Figura 168. Pantalla de registro de la prueba de factor de potencia a boquillas de baja tensión

Page 304: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

301

6.4.3 Prueba de corriente de excitaciónLos datos obtenidos de la prueba de corriente de excitación realizado al

transformador se ingresaron al “Registro de Corriente de Excitación” y se

obtuvo el diagnóstico de acuerdo a la norma IEEE std. 62-1995, para el caso

sólo se realizó la medición de corriente en directa y los resultados se

encuentran dentro de los valores aceptables, la norma permite una tolerancia

de 5% con los valores de las otras fases.

Figura 169. Pantalla de registro de corriente de excitación

Page 305: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

302

6.4.4 Prueba de relación de transformaciónLos datos obtenidos de la prueba de relación de transformación realizado al

transformador se ingresaron al “Registro de relación de transformación”, se

ingresó los valores de la relación teórica y la obtenida de la medición, se

guardaron los datos pulsando el botón “Guardar” y al pulsar el botón

“Diagnóstico” el sistema compara los datos y calcula la diferencia de ambos y

lo muestra en pantalla y emite un diagnóstico de acuerdo a la norma IEEE std.

62-1995 que establece como prueba aceptable una tolerancia del 5%, para

éste caso los resultados fueron aceptables.

Figura 170. Pantalla de registro de prueba de relación de transformación

Page 306: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

303

6.4.5 Prueba de resistencia de aislamiento

Los datos obtenidos de la prueba de resistencia de aislamiento realizado al

transformador se ingresaron al “Registro de resistencia de aislamiento”, y

seguidamente se guardan estos datos pulsando el botón “Guardar”, el sistema

automáticamente presenta los resultados en pantalla al pulsar el botón

“Diagnóstico”, el cual está regido a la norma IEEE std. 62-1995, que establece

como valor aceptable un índice de polarización mayor a 1.1, para el caso

sólo se obtuvieron valores aceptables de índice de polarización.

Figura 171. Pantalla de registro de la prueba de aislamiento

Page 307: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

304

6.4.6 Prueba de medición de resistencia óhmicaLos datos obtenidos de la prueba de resistencia de óhmica realizado al

transformador se ingresaron al sistema en pantalla de “Registro de

Resistencia Óhmica”, se guardan los datos pulsando el botón “Guardar”, para

obtener el diagnóstico se pulsa el botón “Diagnóstico” y el sistema

automáticamente lo presenta en pantalla. El diagnóstico mostrado es de

acuerdo a la norma IEEE std. 62-1995, que establece como valor aceptable

una diferencia menor del 5% entre las fases, para éste caso se obtuvieron

valores aceptables.

Figura 172. Pantalla de registro de prueba de resistencia óhmica

6.4.7 Conclusión de las pruebas del transformación de potencia (caso 2)Con los resultados obtenidos de las pruebas eléctricas realizadas no se

determinó ningún problema en los devanados. El transformador de potencia

trifásico Mitsubishi unidad 1 de la subestación 5 de Noviembre se encuentra

en condiciones normales para seguir operando.

Page 308: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

305

6.5 Caso 3: Ingreso de datos obtenidos del mantenimiento predictivo atransformador de potencia de la subestación Nuevo Cuscatlán, análisis degases disueltos en aceite

Como parte del programa de mantenimiento predictivo de transformadores, se

realizaron pruebas de análisis de gases disueltos en aceite del transformador

para determinar su condición.

Fecha de la prueba: 09-10-2008

Subestación: Nuevo Cuscatlán

Marca: Osaka

Voltaje AT/BT: 110/46 KV

Potencia: 30/40/50 MVA

Año de fabricación: 1977

Los datos del transformador se ingresaron al sistema en pantalla de “creación

de registros”, se guardan los datos pulsando el boton “Guardar” y se inicia el

registro pulsando el boton “Iniciar Reporte”

Page 309: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

306

6.5.1 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante

Figura 173. Pantalla de creación de registros

En pantalla de “Inicio de registro” aparece automáticamente campos de datos

del transformador que se ingresaron anteriormente, se digita la fecha de

elaboración del registro y se guardan los datos pulsando el botón “Guardar” y

se selecciona la prueba a ser registrada, para éste caso se pulsa el botón de

la prueba de “cromatografía de gases”

306

6.5.1 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante

Figura 173. Pantalla de creación de registros

En pantalla de “Inicio de registro” aparece automáticamente campos de datos

del transformador que se ingresaron anteriormente, se digita la fecha de

elaboración del registro y se guardan los datos pulsando el botón “Guardar” y

se selecciona la prueba a ser registrada, para éste caso se pulsa el botón de

la prueba de “cromatografía de gases”

306

6.5.1 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante

Figura 173. Pantalla de creación de registros

En pantalla de “Inicio de registro” aparece automáticamente campos de datos

del transformador que se ingresaron anteriormente, se digita la fecha de

elaboración del registro y se guardan los datos pulsando el botón “Guardar” y

se selecciona la prueba a ser registrada, para éste caso se pulsa el botón de

la prueba de “cromatografía de gases”

Page 310: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

307

En pantalla de “Registros de cromatografía de gases” se digitan los valores

de las concentraciones para cada gas combustible y se guardan los datos

ingresados en botón “Guardar”. Luego se puede acceder a los métodos

descritos: Método de gases totales, gas clave, relaciones de Doernenburg,

relaciones de Roger, y método de Duval.

Figura 174. Pantalla de Registros de Gases combustibles

307

En pantalla de “Registros de cromatografía de gases” se digitan los valores

de las concentraciones para cada gas combustible y se guardan los datos

ingresados en botón “Guardar”. Luego se puede acceder a los métodos

descritos: Método de gases totales, gas clave, relaciones de Doernenburg,

relaciones de Roger, y método de Duval.

Figura 174. Pantalla de Registros de Gases combustibles

307

En pantalla de “Registros de cromatografía de gases” se digitan los valores

de las concentraciones para cada gas combustible y se guardan los datos

ingresados en botón “Guardar”. Luego se puede acceder a los métodos

descritos: Método de gases totales, gas clave, relaciones de Doernenburg,

relaciones de Roger, y método de Duval.

Figura 174. Pantalla de Registros de Gases combustibles

Page 311: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

308

6.5.2 Método total de gases combustibles disueltosLa pantalla del método total de gases combustibles disueltos presenta el valor

de la suma de los gases que ingresaron y muestra de acuerdo al resultado la

condición del aceite del transformador según norma ANSI/IEEE C57.104-

1991. Para éste caso el resultado muestra un diagnóstico favorable y lo

clasifica en la condición 1 según norma.

Figura 175. Pantalla de total de gases combustibles disueltos

308

6.5.2 Método total de gases combustibles disueltosLa pantalla del método total de gases combustibles disueltos presenta el valor

de la suma de los gases que ingresaron y muestra de acuerdo al resultado la

condición del aceite del transformador según norma ANSI/IEEE C57.104-

1991. Para éste caso el resultado muestra un diagnóstico favorable y lo

clasifica en la condición 1 según norma.

Figura 175. Pantalla de total de gases combustibles disueltos

308

6.5.2 Método total de gases combustibles disueltosLa pantalla del método total de gases combustibles disueltos presenta el valor

de la suma de los gases que ingresaron y muestra de acuerdo al resultado la

condición del aceite del transformador según norma ANSI/IEEE C57.104-

1991. Para éste caso el resultado muestra un diagnóstico favorable y lo

clasifica en la condición 1 según norma.

Figura 175. Pantalla de total de gases combustibles disueltos

Page 312: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

309

6.5.3 Método del gas claveSi se selecciona el método del Gas Clave tal como se muestra en “Pantalla del

método del Gas Clave” se puede observar una alta concentración de

Monóxido de Carbono (CO) lo que da lugar a un diagnóstico de supuesto

sobrecalentamiento del papel celulosa.

Figura 176. Pantalla de método de gas clave

309

6.5.3 Método del gas claveSi se selecciona el método del Gas Clave tal como se muestra en “Pantalla del

método del Gas Clave” se puede observar una alta concentración de

Monóxido de Carbono (CO) lo que da lugar a un diagnóstico de supuesto

sobrecalentamiento del papel celulosa.

Figura 176. Pantalla de método de gas clave

309

6.5.3 Método del gas claveSi se selecciona el método del Gas Clave tal como se muestra en “Pantalla del

método del Gas Clave” se puede observar una alta concentración de

Monóxido de Carbono (CO) lo que da lugar a un diagnóstico de supuesto

sobrecalentamiento del papel celulosa.

Figura 176. Pantalla de método de gas clave

Page 313: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

310

6.5.4 Método de relaciones de DoernenburgSi se selecciona el método de relaciones de Doernenburg tal como se muestra

en “Pantalla del método de relaciones de Doernenburg” se puede observar

que los valores obtenidos no dan indicio de la existencia de alguna falla debido

a las concentraciones de los gases en cuestión, de acuerdo al Std. IEEE

C57.104-1991. Por lo que él método no es favorable en éste caso.

Figura 177. Pantalla de relaciones de Doernenburg

310

6.5.4 Método de relaciones de DoernenburgSi se selecciona el método de relaciones de Doernenburg tal como se muestra

en “Pantalla del método de relaciones de Doernenburg” se puede observar

que los valores obtenidos no dan indicio de la existencia de alguna falla debido

a las concentraciones de los gases en cuestión, de acuerdo al Std. IEEE

C57.104-1991. Por lo que él método no es favorable en éste caso.

Figura 177. Pantalla de relaciones de Doernenburg

310

6.5.4 Método de relaciones de DoernenburgSi se selecciona el método de relaciones de Doernenburg tal como se muestra

en “Pantalla del método de relaciones de Doernenburg” se puede observar

que los valores obtenidos no dan indicio de la existencia de alguna falla debido

a las concentraciones de los gases en cuestión, de acuerdo al Std. IEEE

C57.104-1991. Por lo que él método no es favorable en éste caso.

Figura 177. Pantalla de relaciones de Doernenburg

Page 314: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

311

6.5.5 Método de relaciones de RogerSi se selecciona el método de relaciones de Roger tal como se muestra en

“Pantalla del método de relaciones de Roger” se puede observar que los

valores obtenidos no dan indicio de alguna falla identificable debido a las

concentraciones de los gases en cuestión, de acuerdo a la norma Std. IEEE

C57.104-1991. Por lo que éste método no es favorable en éste caso.

Figura 178. Pantalla de relaciones de Roger

311

6.5.5 Método de relaciones de RogerSi se selecciona el método de relaciones de Roger tal como se muestra en

“Pantalla del método de relaciones de Roger” se puede observar que los

valores obtenidos no dan indicio de alguna falla identificable debido a las

concentraciones de los gases en cuestión, de acuerdo a la norma Std. IEEE

C57.104-1991. Por lo que éste método no es favorable en éste caso.

Figura 178. Pantalla de relaciones de Roger

311

6.5.5 Método de relaciones de RogerSi se selecciona el método de relaciones de Roger tal como se muestra en

“Pantalla del método de relaciones de Roger” se puede observar que los

valores obtenidos no dan indicio de alguna falla identificable debido a las

concentraciones de los gases en cuestión, de acuerdo a la norma Std. IEEE

C57.104-1991. Por lo que éste método no es favorable en éste caso.

Figura 178. Pantalla de relaciones de Roger

Page 315: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

312

El resumen de los resultados de los métodos empleados para el análisis de

gases en el aceite del transformador se muestra en pantalla “Resumen de

pruebas de cromatografía de gases y compuestos furánicos”. Para éste caso

se muestra los diagnósticos de los métodos aplicados.

Figura 179. Pantalla resumen de las pruebas de gases disueltos

6.5.6 Conclusiones del caso práctico 3Después de haber realizado el mantenimiento predictivo al transformador de

potencia de la subestación Nuevo Cuscatlán, donde el análisis de gases

disueltos en aceite fueron las únicas pruebas que se le efectuaron y con los

datos obtenidos de estas pruebas se determina que el transformador de

potencia trifásico OSAKA con voltaje de 110/46 KV y potencia 30/40/50 MVA

se encuentra operando en condiciones óptimas.

Page 316: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

313

CONCLUSIONES

La mayoría de las fallas en los transformadores de potencia son producidas por el

deterioro de su sistema de aislamiento. Para poder contrarrestar a los factores que

inciden en el deterioro del aislamiento del transformador, es necesario la

implementación de un buen programa de mantenimiento a los transformadores de

potencia para el alargamiento de su vida útil.

En el mantenimiento moderno realizado a transformadores de potencia es de gran

importancia realizar el análisis físico-químico al aceite dieléctrico porque nos permite

obtener información sobre la calidad del aceite, sus condiciones químicas, mecánicas

y eléctricas, además se requiere de un análisis de gases disueltos al aceite para

determinar el estado de operación del transformador e identificar las posibles fallas

que se presentan en su interior y estimar un diagnóstico preciso de su estado de

funcionamiento, integrando estos resultados con las pruebas eléctricas de campo

que forman parte de un mantenimiento tradicional.

La cromatografía de gases disueltos al aceite dieléctrico, nos permite identificar a

corto plazo y de una forma mucha más efectiva los cambios inmediatos en las

condiciones de operación del transformador, siguiendo según las metodologías de

gas clave, gases totales, relación de Rogers, relación de Doernenburg y relación de

Duval, permitiendo anticipar condiciones de falla que podrían afectar la operatividad

del transformador de potencia.

Page 317: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

314

Con la utilización del software de sistema de mantenimiento moderno de

transformadores de potencia, permitirá manejar una base de datos obtenidos en las

pruebas de campo y laboratorio, lo cual permitirá realizar después del respectivo

análisis un diagnóstico del mantenimiento de los transformadores basados en los

resultados de las diferentes pruebas, el sistema dará una información eficiente para

determinar el estado del equipo y prestar un mejor servicio.

Una vez analizadas y estudiadas las diferentes pruebas eléctricas, físicas y químicas

realizadas al sistema de aislamiento de un transformador de potencia se puede

concluir que, es como un hemograma completo de la sangre de una persona, el

análisis cromatográfico del aceite dieléctrico de un transformador constituye una

herramienta poderosa a la hora de emitir un diagnóstico del estado del

transformador, pasando a ser ésta prueba, la más importante dentro del

mantenimiento predictivo moderno de un transformador de potencia trifásico.

El diseño del prototipo de software como parte de un mantenimiento moderno tiene

como finalidad ser una herramienta para el control de registros de mantenimientos y

determinación de las condiciones del transformador de potencia.

Page 318: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

315

RECOMENDACIONES

Se recomienda realizar un estudio económico referente al mantenimiento de

transformadores con la finalidad de complementar al aspecto técnico presentado en

ésta tesis, de manera que él o los responsables a cargo del mantenimiento del

transformador puedan escoger la alternativa más conveniente.

Dentro del diseño del software para el mantenimiento moderno de los

transformadores de potencia se recomienda mejorar algunos aspectos del sistema

como por ejemplo:

Se pueden agregar algunas aplicaciones importantes de manera de mejorar el

software, una ellas puede ser la inclusión de comando de imprimir pantalla,

graficar tendencias etc.

El software inicialmente está diseñado para funcionar en una estación en

particular, pero se pueden realizar ajustes para compartir el programa con

otras estaciones en red y poder ser utilizado de diferentes puntos.

Diseñar una aplicación de selección de año antes del ingreso a pantalla

principal del sistema, de manera que los registros de mantenimientos se lleven

por año.

Diseñar una aplicación para registrar la velocidad de generación de gases por

día, ya que éste es uno de los criterios de apoyo más importantes y útiles para

Page 319: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

316

definir con alguna certeza la seriedad de una falla dentro tendencias

históricas.

Ampliar la base de datos de los transformadores existentes que oficialmente

se encuentran operando en el sistema eléctrico de potencia del país.

En el diseño del registro de prueba de impedancia y relación de

transformación se puede elaborar tabla para ampliar el ingreso a más

números de TAP’S, a fin de que se requiera registrar datos de la prueba

relacionados a éstos TAP’S.

En el diseño de pantalla de la presentación del método Duval poder graficar el

punto de intersección en el gráfico del triangulo de las proporciones de los tres

gases involucrados

Si en los análisis de resultados de las pruebas se determina un diagnóstico negativo,

se recomienda realizar un estudio de las alternativas para el tratamiento de la falla.

Para las pruebas de los transformadores presentadas en éste trabajo de

investigación, se hace referencia a la norma ANSI/IEEE, se recomienda comparar

otras normas para verificación de resultados de las pruebas en cuestión.

Page 320: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

317

Se recomienda realizar un programa periódico de inspecciones, que involucre

evaluaciones tanto para el aceite como para el transformador, adoptando un

mantenimiento correctivo con el objetivo de prolongar el tiempo de continuidad de

servicio, tomando una de las siguientes alternativas según sea la condición en que

se encuentre:

1. Secado del aceite.

2. Reacondicionamiento del aceite.

3. Cambio del aceite.

4. Secado del sistema dieléctrico.

5. Eliminación del lodo depositado en el transformador.

Los valores contenidos en las tablas de las normas correspondientes que sirven de

base para el diagnóstico del estado del transformador, no deberán ser tomados de

forma absoluta, ya que en ciertos casos se consideran criterios de experiencia en las

pruebas, como por ejemplo los límites de los valores de los gases disueltos (ppm) a

cada uno de los gases pueden ser creados en una forma empírica y con la evolución

del comportamiento del transformador y de la información que dé el fabricante, se

puede tener límites propios de cada transformador y pueden ser asumidos por cada

empresa, ya que estos valores vienen dados por su historial de mantenimientos

efectuados, por lo tanto se puede dejar al criterio del encargado del mantenimiento

realizar su propio análisis para establecer sus propios límites.

Page 321: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

318

BIBLIOGRAFÍA

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ANSI/IEEE C57.12.00.2000 IEEE Standard General Requirements for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers

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IEEE Std C57.104 – 1991. IEEE Guide for the Interpretation of GasesGenerated in Oil – Inmersed Transformers

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Page 322: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

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Manual de máquinas eléctricas y transformadores. Mcpherson, George,Ed. Barcelona Marcombo 2000.

Construcción de modelo de transformador, Rojas Yanini, María Helena,Ed. Oxford University press 1996.

Fundamentos de la cromatografía de gases. Storch De Gracia Y Asensio,J.M. Ed. Alambra

Principios de inteligencia artificial y sistemas expertos. Rolston, David W.Ed. Mc Graw will 1999.

Electrical Maintenance Hints Westinghouse Electric Co, 1976

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320320320

Page 324: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

321

MANUAL DE USUARIO Y MANUAL DEL ADMINISTRADOR DEL SISTEMA DEMANTENIMIENTO MODERNO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA

I DESCRIPCIÓN DEL CONTENIDOEn este manual el usuario encontrará de una forma rápida y didáctica, guía paso a

paso, la forma de utilizar el sistema, guía de instalación, acceso a la información y

captura de información.

En la guía de instalación del programa se describen los requisitos de software y

hardware indispensables para su instalación y que el sistema ejecute las operaciones

en forma eficiente y segura.

Se describen cada una de las pantallas que utiliza el sistema para la captura de

información, los procedimientos para que ésta se realice de forma ágil y sin errores.

OBJETIVOS DEL MANUAL DEL USUARIOOBJETIVO GENERALDesarrollar una herramienta de ayuda que permita dar a conocer los procedimientos

realizados por medio del software, donde se describen los diversos mantenimientos

realizados a transformadores de potencia.

Page 325: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

322

II REQUERIMIENTOS MINIMOS DE SOFTWARE Y HARDWARE.Para que el SISTEMA DE MANTENIMIENTO MODERNO DE

TRANSFORMADORES DE POTENCIA, opere en forma adecuada se deben tener en

cuenta los siguientes requerimientos:

HARDWAREPara la implementación del sistema se necesita un computador de las siguientes

características:

Procesador Pentium IV de 2.5 Ghz

Memoria RAM de 512M

D.D. 80Gb

Unidad CD 56x

Monitor de 15´´ o superior

Mouse, teclado,

Fuente de alimentación regulada.

SOFTWAREPara el desarrollo e implementación del proyecto, se debe contar con el software

necesario:

Un PC acondicionado con un sistema operativo desde Windows 2000 y los

programas de Netbeans 6.7.1, Microsoft Access 2003, Microsoft Excel 2003

Page 326: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

323

III GUIA DE INSTALACIÒNPara realizar la instalación de la SISTEMA DE MANTENIMIENTO MODERNO DETRANSFORMADORES DE POTENCIA

El usuario debe verificar si cuenta con los recursos de software y hardware para la

instalación del programa, una vez verificado debe ejecutar el siguiente

procedimiento:

Cargar la carpeta “datos” en disco (C:), la cual contiene los archivos del programa,

dentro de la carpeta se busca la subcarpeta proyectoTRAFO\dist que contiene el

acceso directo y se copia en el escritorio del sistema operativo.

PRESENTACIÓN Y EXPLICACIÓN DEL PROGRAMACARACTERÍSTICASEl programa está diseñado para ser utilizado para diferentes tipos de usuario, de

acuerdo a los permisos asignados a cada uno de ellos puede ejecutar acciones de

acuerdo a un orden jerárquico.

FUNCIONES DE USUARIOLa aplicación está diseñada para ser utilizada por dos perfiles de usuario. Cada

usuario tiene su password, debido a que no todos tendrán acceso a todas las formas

de pantallas.

ADMINISTRADOR: Este perfil es asignado para tener acceso a todas las formas del

sistema y poder realizar ajustes a otros registros existentes.

USUARIO: Este perfil está diseñado para la persona encargada de realizar el ingreso

de los datos a cada uno de los formularios del sistema y no tendrá la facultad de

realizar ajustes a otros registros.

Page 327: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

324

DESCRIPCIÓN DE BOTONESSe describe de forma breve la función de los botones más utilizados en el sistema:

Botón “Salir”Botón que le permite abandonar (salirse) la forma actual a la pantalla anterior.

Botón “Guardar”Este botón es muy importante, ya que le permite grabar o almacenar todos los

cambios que ha realizado en la pantalla. Grabar los cambios realizados, quiere decir

que los cambios quedarán definitivos en la Base de Datos. Mientras no haya

presionado este botón todos los cambios pendientes serán anulados al momento de

abandonar la forma.

Botón “Diagnosticar”Botón que ejerce un diagnóstico en base a los resultados de las pruebas y

operaciones realizados por el mismo sistema.

Page 328: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

325

IV ACCEDIENDO AL SISTEMAEl Sistema posee un acceso directo ubicado en el escritorio de Windows, tal como se

muestra en la figura N°1.

Figura N°1

Haciendo doble clic con el mouse sobre el ícono “TRAFO” se accesa al sistema.

Page 329: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

326

VALIDANDO USUARIOAl iniciar el sistema aparecerá una ventana para ingresar el usuario y la contraseña,

se elige el perfil de usuario como “Administrador” ó como “Usuario”, luego se

presiona el botón aceptar para poder ingresar al sistema, tal como se muestra en la

Figura No 2.

Figura N°2

NOTA: El usuario y Contraseña serán suministrados por el administrador de

Base de Datos.

Page 330: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

327

CONTROL DE USUARIOSSi se ingresa como administrador del sistema aparecerá cuadro de diálogo

preguntando si se desea ingresar al control de usuarios o ignorar éste paso y pasar

al menú principal, tal como se muestra en la figura N°3.

Figura N°3

Si se ingresa al control de usuarios (figura N°4) se digita nombre de usuario existente

para verificar contraseña o cambiarla, Además se puede crear un nuevo usuario

ingresando nombre y contraseña, se presiona botón crear y automáticamente se

registra la información en la base de datos.

Figura N°4

Page 331: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

328

PANTALLA PRINCIPAL Y MENÚ PRINCIPALDespués de ingresar el Usuario y Contraseña, aparecerá la forma Inicial del sistema

de mantenimiento moderno de transformadores de potencia y el menú principal,

como lo muestra la figura N° 5.

Figura N°5

En el menú principal se tiene las siguientes opciones:

Registros: Para poder ver los registros elaborados

Crear Registros: Para crear un registro nuevo

Inspeccionar: Acceso a los registros elaborados y poder realizar ajustes de datos

(solo para perfil de administrador)

Cerrar Sesión: Para salir de pantalla principal

Page 332: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

329

CREACIÓN DE REGISTROS

Si se elige la opción crear registro desde el menú principal, se despliega una pantalla

donde se captura la información descrita para la elaboración del registro, tal como se

muestra en la figura N°6

Figura N°6

El código de registro se autogenera de forma progresiva, según se elaboren los

registros de mantenimiento. Se llenan los campos de información requeridos y se

presiona botón “Guardar” para que la información sea almacenada, caso contrario

aparecerá mensaje de error. Posteriormente se presiona botón “Iniciar Reporte” para

iniciar el registro.

Page 333: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

330

INICIO DE REPORTEEn pantalla de Inicio de Reporte se presenta campos con información del registro a

llenar, se digita la fecha de inicio de Reporte. Se tienen las opciones de las pruebas

que se van a registrar al sistema

Figura N°7

Page 334: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

331

PANTALLA DE INSPECCIÓN FÍSICAAl seleccionar el botón de “Inspección Física” se despliega pantalla donde aparece

el formulario a llenar de la inspección realizada al transformador de potencia, tal

como se muestra en figura N°8. Los datos que se deben ingresar son los siguientes:

Fecha de inspección

Condición del equipo (En servicio ó fuera de servicio)

Estado de la pintura y aisladores

Temperatura y nivel del aceite aislante

Existencia de fugas

Observaciones

Después de ingresar la información se presiona el botón guardar para que la

información sea almacenada.

.

Figura N°8

Page 335: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

332

PANTALLA DE PRUEBAS ELÉCTRICAS

Al seleccionar el botón de “Pruebas Eléctricas” se despliega pantalla (figura N°9)

donde aparecen los tipos de pruebas eléctricas para el ingreso de los datos.

Figura N°9

Page 336: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

333

PRUEBA DE RESISTENCIA ÓHMICALos datos obtenidos de la prueba de resistencia óhmica del los devanados del

transformador se ingresan al registro del sistema, Los datos que se deben ingresar

son los siguientes:

Temperatura del devanado

Equipo de medición

Tipo de conexión

Posición del Tap

Resistencia medida de devanado de alta y baja tensión

Después de ingresar la información se presiona el botón guardar para que la

información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnosticar” para obtener los

resultados del diagnóstico de la prueba, tal como se muestra en la figura N°10.

Figura N°10

Page 337: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

334

PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTOLos datos obtenidos de la prueba de resistencia de aislamiento del transformador de

potencia se ingresan al registro del sistema, Los datos que se deben ingresar son los

siguientes:

Temperatura del devanado

Factor de corrección a 20°C

Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la

información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnosticar” para obtener los

resultados del diagnóstico de la prueba, tal como se muestra en la figura N°11.

Figura N°11

Page 338: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

335

PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓNLos datos obtenidos de la prueba de relación de transformación de los devanados del

transformador se ingresan al registro del sistema, Los datos que se deben ingresar

son los siguientes:

Equipo de medición

Tipo de conexión

Posición del Tap

Voltaje Alta Tensión

Voltaje Baja Tensión

Lecturas de relación medidas en fase A, Fase B y Fase C

Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la

información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnosticar” para obtener el

resultado del diagnóstico de la prueba, tal como se muestra en la figura N°12.

Figura N°12

Page 339: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

336

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DE DEVANADOSLos datos obtenidos de la prueba de factor de potencia de los devanados del

transformador se ingresan al registro del sistema, Los datos que se deben ingresar

son los siguientes:

Equipo de medición

Tipo de conexión

Temperatura del devanado

Factor de corrección a 20°C

Voltaje de prueba

Lecturas medidas en mA, W, Capacitancia y % factor de potencia

Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la

información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnosticar” para obtener los

resultados del diagnóstico de la prueba, tal como se muestra en la figura N°13.

Figura N°13

Nota: El diagnóstico del sistema es de acuerdo a la norma IEEE std 62-1995.

Page 340: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

337

PRUEBA DE COLLAR CALIENTE A BOQUILLASLos datos obtenidos de la prueba de collar caliente realizado a las boquillas se

ingresan al registro del sistema, Los datos que se deben ingresar son los siguientes:

Equipo de Medición

Tipo de conexión

Temperatura de la medición

Factor de corrección a 20°C

Voltaje de prueba

Lecturas medidas en mA, W, Capacitancia y % factor de potencia

Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la

información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnosticar” para obtener los

resultados del diagnóstico de la prueba, tal como se muestra en la figura N°14.

Figura N°14

Page 341: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

338

PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACIÓNLos datos obtenidos de la prueba de corriente de excitación realizado al

transformador se ingresan al registro del sistema, Los datos que se deben ingresar

son los siguientes:

Equipo de Medición

Tipo de conexión

Voltaje de medición

Posición del Tap

Valor medido en mA (medición en directa y en inversa)

Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la

información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnosticar” para obtener los

resultados de la prueba, tal como se muestra en la figura N°15.

Figura N°15

Nota: Si no se realiza medición en inversa se coloca “0” en valor medido.

Page 342: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

339

PRUEBA DE IMPEDANCIA DE CORTOCIRCUITO TRIFÁSICALos datos obtenidos de la prueba de impedancia trifásica realizados al transformador

de potencia se ingresan al registro del sistema, Los datos que se deben ingresar son

los siguientes:

Equipo de Medición

Posición del Tap

% Impedancia de placa

Tensión medida V12, V23, V31

Corriente medida Im

Capacidad trifásica KVA3r

Tensión nominal línea a línea KV1r

Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la

información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnosticar” para obtener el

resultado del diagnóstico del sistema, tal como se muestra en la figura N°16.

Figura N°16

Page 343: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

340

PRUEBA DE IMPEDANCIA DE CORTOCIRCUITO MONOFÁSICALos datos obtenidos de la prueba de Impedancia de cortocircuito monofásico

realizado al transformador de potencia se ingresan al registro del sistema. Los datos

que se deben ingresar son los siguientes:

Equipo de Medición

Posición del Tap

% Impedancia de placa

Voltaje medido en Fase A, Fase B y Fase C

Corriente medida en Fase A, Fase B y Fase C

Impedancia medida en Fase A, Fase B y Fase C

Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la

información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnosticar” para obtener el

resultado del diagnóstico del sistema, tal como se muestra en la figura N°17.

Figura N°17

Page 344: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

341

PANTALLA PRUEBA DE CROMATOGRAFÍA DE GASESAl seleccionar el botón de “Cromatografía de gases” se despliega pantalla para el

registro de los gases combustibles disueltos en aceite del transformador y un menú

de los métodos a aplicar para detección de fallas (figura N°17).

Los datos de los gases a ingresar son: Acetileno, Etileno, Hidrogeno, Etano, Metano

y Monóxido de Carbono

Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la

información sea almacenada, de lo contrario aparecerá mensaje de error.

Posteriormente se puede acceder a los métodos presionando el botón de la opción

que se elija: Gases totales, Gas clave, Metodología de Dornenburg, metodología de

Roger y método de Duval.

La aplicación de cada método nos dará el diagnóstico de acuerdo a su metodología y

determinará la condición del transformador de potencia.

Figura N°17

Page 345: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

342

MÉTODO TOTAL DE GASES COMBUSTIBLES DISUELTOSLa pantalla del método total de gases combustibles disueltos muestra los resultados

y diagnóstico formulado por éste método (figura N°18).

Figura N°18

Page 346: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

343

MÉTODO DEL GAS CLAVEEn Pantalla del método del Gas Clave se muestra los resultados y diagnóstico

formulado por éste método (figura N°19).

Figura N°19

Page 347: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

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MÉTODO DE DUVALEn Pantalla de Método de Duval se muestra los resultados y diagnóstico formulado

por éste método (figura N°20).

Figura N°20

Page 348: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

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MÉTODO DE RELACIONES DE DORNENBURGEn Pantalla de metodología de Dornenburg se muestra los resultados y diagnóstico

formulado por éste método (figura N°21).

Figura N°21

Page 349: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

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METODOLOGÍA DE ROGEREn Pantalla de metodología de Roger se muestra los resultados y diagnóstico

formulado por éste método (figura N°22).

Figura N°22

Page 350: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

347

Cuando los datos de los gases combustibles no excedan el valor límite permitido, los

métodos de Duval, Dornenburg y Roger no son aplicables, y el sistema muestra un

mensaje de la no aplicabilidad del método (figura N°23).

Figura N°23

PANTALLA DE PRUEBAS FÍSICO-QUÍMICOSEn pantalla de inicio de reporte al seleccionar pruebas de “Análisis Físico-Químicos”

se despliega pantalla para el registro de las pruebas físico-químicos del aceite

aislante. Los datos que se deben ingresar son los siguientes:

Tensión primaria del equipo

Valor de la prueba de rigidez dieléctrica

Valor de la prueba de factor de potencia

Valor de la prueba de Número de Neutralización

Valor de prueba del contenido de humedad

Valor de prueba del contenido de inhibidor

Valor de la prueba de color

Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la

información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnóstico” para obtener el

resultado del diagnóstico del sistema, tal como se muestra en la figura N°24.

Page 351: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

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Figura N°24

PANTALLA DE PRUEBA DE COMPUESTOS FURÁNICOS Y GRADO DEPOLIMERIZACIÓNEn pantalla de inicio de reporte al seleccionar pruebas de “Compuestos furánicos y

Grado de polimerización” se despliega pantalla para el registro de las pruebas (figura

N°25). Los datos que se deben ingresar son los siguientes:

Datos de los compuestos furánicos: 2FAL, 2FOL, 2ACF, 5M2F, 5H2F

Valor de GP si la prueba es viscosimétrica

Si la prueba de GP es por algoritmo de Chenndong se debe seleccionar el tipo

de papel (mejorado térmicamente ó no mejorado térmicamente

Después de ingresar la información se presiona el botón guardar para que la

información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnóstico” para obtener el

resultado del diagnóstico del sistema para ambas pruebas.

Page 352: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

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Figura N°25

Visualización de RegistrosSi se elige la opción “Registro” desde el menú principal, se despliega una pantalla

donde se muestra la información de todos los registros elaborados (figura N°26), el

sistema tiene forma de búsqueda según fabricante y subestación. Una vez elegido

un transformador se tiene opciones de botones de menú:

Pruebas: Al presionar éste botón muestra las pruebas de los registros de un

transformador en particular

Existencias: Muestra si existe registro de un transformador en particular.

General: Muestra todos los registros elaborados

Salir: sale de pantalla de “Registros”

Page 353: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

350

Figura N°26

INSPECCIÓN DE REGISTROSSi se elige la opción “Inspeccionar” desde el menú principal (solo para perfil de

administrador), se despliega pantalla similar a pantalla de “Creación de registros”

donde en campo de código de registro se digita el registro a inspeccionar y se

presiona botón buscar, aparece información del transformador en los campos que se

mostraban vacios (figura N°27), si no se despliega información es porque no existe

ése código de registro.

Page 354: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

351

Una vez que se identifica el registro a consultar se guardan los datos y se tiene las

siguientes opciones en los botones:

Resumen de Prueba: Al presionar éste botón se tiene acceso a pantalla de

Reporte final del registro, donde se presentan pantallas de resumen de las

pruebas realizadas en éste registro. Si no existe información en las pruebas es

porque no se realizaron.

Iniciar Reporte: Al presionar éste botón se ingresa a todas las pruebas,

donde se puede cambiar ó modificar datos.

Salir: Al presionar éste botón se sale a pantalla principal

Figura N°27

Page 355: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

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PANTALLA DE REPORTE DE PRUEBAS ELÉCTRICAS

Al presionar botón de “resumen de pruebas” se despliega una pantalla de “Reporte

final de pruebas”, el cual contiene información general del transformador que se

encuentra en el registro y tiene los botones para acceder a los resúmenes de las

pruebas realizadas (figura N°28).

Figura N°28

En pantalla de reporte final se tiene el botón “Ficha técnica”, el cual al presionarlo se

vincula a Microsoft Excel y abre un archivo donde se encuentra la información

característica del transformador de potencia.

Page 356: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

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RESUMEN DE PRUEBAS ELÉCTRICASLa pantalla de “Resumen de Pruebas Eléctrica” muestra todos los diagnósticos

realizados por el sistema en base a los resultados de las pruebas eléctricas

realizadas (figura N°29).

Además se tiene un área de texto para escribir observaciones en base a los

resultados obtenidos, se presiona botón “Guardar” para que se almacene la

información.

Figura N°29

Page 357: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

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RESUMEN DE PRUEBAS DE ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICOSLa pantalla de “Resumen de Análisis Físico-Químicos” muestra todos los

diagnósticos realizados por el sistema en base a los resultados de las pruebas físico-

químicos realizadas (figura N°30).

Además se tiene un área de texto para escribir observaciones en base a los

resultados obtenidos, se presiona botón “Guardar” para que se almacene la

información.

Figura N°30

Page 358: Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia

355

RESUMEN DE PRUEBAS DE CROMATOGRAFÍA DE GASES Y COMPUESTOSFURÁNICOSLa pantalla de “Resumen de Cromatografía de Gases y Compuestos Furánicos”

muestra todos los diagnósticos realizados por el sistema en base a los resultados de

las pruebas realizadas (figura N°31).

Además se tiene un área de texto para escribir observaciones en base a los

resultados obtenidos, se presiona botón “Guardar” para que se almacene la

información.

Figura N°31