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Elementos y Equipos Electricos

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2.- Aceites Minerales Aislantes Nuevos para Transformadores y Equipamiento de Maniobra

2.1.- NORMA IRAM 2026

La presente Norma cubre los requisitos para los aceites minerales aislantes nuevos, en el momento de la recepción, destinados a ser utilizados en transformadores, en equipamientos de maniobra y otros equipos eléctricos similares en los cuales el aceite se emplea como aislante o como fluido refrigerante. Estos aceites se obtienen por destilación y refinado del petróleo. Los aceites con y sin aditivos se encuentran dentro del alcance de esta Norma. Para los fines de la presente Norma se distinguen tres clases de Aceites: Clase A, Clase B y Clase C, basada en los valores de ciertas propiedades físicas, es decir el punto de inflamación, el punto de escurrimiento y la viscosidad a 40º C y a otra temperatura especificada mas baja. Para los aceites comprendidos en Clase A, pueden o no contener sustancias inhibidoras de oxidación, y para los comprendidos en las Clases B y C que no contiene sustancias inhibidoras de oxidación. Para los aceites Clases B y C que contiene sustancias inhibidoras de oxidación, se deben fijar por convenio previo especificaciones y ensayos especiales que no se incluyen en esta Norma. Esta Norma no se aplica a los aceites minerales aislantes utilizados para la impregnación de cables o capacitores, ni tampoco a los dieléctricos a base de hidrocarburos sintéticos. De acuerdo a su estado, los aceites aislantes se clasifican en:

a) En estado de suministro b) Secado, preparado para el llenado de los equipos c) Dentro de un equipo nuevo y preparado para el servicio.

De acuerdo al comportamiento a bajas temperaturas los aceites se clasifican en:

a) Aceite tipo I b) Aceite tipo II

Cuyas características están definidas por los requisitos de la siguiente tabla:

Características Unidad Requisitos Clase

A-B y C Método de Ensayo

Tipo I Tipo II

Viscosidad Saybolt Universal a 37,8º C

SSU 105 70 IRAM-IAP A 65-44

Punto de Inflamación Minino º C 150 140 IRAM-IAP A 65-55 Vaso Abierto

Punto de Escurrimiento Máximo º C -15 -24 IRAM-IAP A 65-55

Densidad Máxima a 15º C g/cm3 0,895 0,895 IRAM 6505

Índice de Neutralización Máximo KOHmg/g 0,05 0,05 IRAM-IAP A 65-35

Cenizas Máximo % 0,01 0,01 IRAM 6564

Materias Sólidas Extrañas - No contiene No contiene

Envases: Los envases en que se provea el aceite serán herméticos, de material inatacable por el aceite y resistente a la acción de los agentes atmosféricos y al manipuleo normal del transporte y el almacenamiento.


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ROTULADO: En todos los envases figurarán, además de lo que establezca las disposiciones legales vigentes, las indicaciones siguientes:

la marca registrada o el nombre y apellido o la razón social del fabricante o del responsable de la comercialización del producto, (representante, fraccionador, vendedor, importador, etc.).

b) la clase del aceite según la clasificación según esta norma: A, B ó C.

c) el tipo de aceite según la clasificación de esta norma: I ó II.

d) en los aceites tipo B y C que contuvieran sustancias inhibidoras del envejecimiento deberá figurar además: “contiene inhibidores del envejecimiento”.

e) el sello IRAM de Conformidad con norma IRAM, cuando fabricante haya tenido el derecho a usarlo. Nota: El sello IRAM de Conformidad con norma IRAM puede ser usado únicamente

por los fabricantes que han sido licenciados por el instituto IRAM bajo las condiciones del Estatuto del Sello IRAM de conformidad con Norma IRAM y de las reglamentaciones respectivas. La presencia del Sello IRAM sobre un producto asegura que el mismo ha sido fabricado para cumplir con las exigencias de la norma IRAM respectiva, y que esta sujeto a un sistema de supervisión control y ensayo. Este sistema incluye inspecciones periódicas o permanentes en la planta de fabricante y la extracción de muestras en el comercio para su ensayo. INSPENCION Y RECEPCIÓN Muestras Los envases para muestra serán frascos de vidrio de boca ancha, de color caramelo, que se cerrarán con un tapón de vidrio esmerilado. Los envases previamente deberán ser enjuagados con el mismo aceite que están destinados a contener, empleando dos muestras del aceite: recién una tercera muestra se considerará como representativas del aceite.

Se evitara la contaminación de las muestras con materiales o cuerpos extraños, con ambientes húmedos y se la protegerá de la luz.

La muestra se dividirá en 3 partes iguales: una se ensayará por el comprador, otra a ensayar por el vendedor y una tercera reservada para casos de discrepancia, la que también quedara en poder del comprador.

ACEITE EN ESTADO DE SUMINISTRO Y ACEITES SECADOS.

La muestra de aceite en estado de suministro se tomara del recipiente en que lo entrega el proveedor. La primera y la segunda muestra de aceite extraído según sea el recipiente que lo contenga, no se utilizarán; recién una tercera muestra se considerara como representativa del aceite. Las extracciones se repetirán hasta obtener la cantidad necesaria, se mezclaran en un recipiente de capacidad suficiente que se cerrara y se agitara en distintos sentidos para homogeneizar el producto. Se dejara reposar unos minutos y luego se destapara, procediendo a llenar los envases.

De tanques

En el caso de tanques cuya altura de liquido, medida a partir del fondo, exceda de 2,50 m, se procederá a extraer la muestra según se indica a continuación


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Para extraer las muestras de aceite se empleará un aparato saca muestras del tipo indicado en la figura 1, que consta de un recipiente de vidrio con abertura de diámetro de 35mm a 40mm, de próximamente de 1 dm3 de capacidad, que lleva un contrapeso que facilita su descenso, fijado por un anillo a una cuerda de longitud suficiente que permita al dispositivo llegar hasta el fondo del tanque o cisterna. Dicho frasco estará obturado con un tapón fuertemente tapado con una cuerda de próximamente de 15 cm de longitud, unida a la que sostiene todo el equipo. Se sumerge el frasco hasta el fondo del recipiente, se da luego un tirón brusco que al destaparlo permita que comience a llenarse y se sube al dispositivo de manera que se vaya llenando progresivamente con el producto de los distintos niveles.

FIGURA 1

De Camiones Tanques o Tanques Cuando el producto se entregue en camiones tanque o en vagones tanque, se extraerá por lo menos, una muestra de cada compartimiento independiente. De tambores Cuando el aceite esta almacenado en tambores, se podrá emplear para sacar muestras un tubo de vidrio o de hojalata de la forma y dimensiones indicadas en la figura 2. Se introducirá lentamente el tubo en posición vertical, manteniendo abierta la parte superior hasta tocar el fondo, operando de manera que el liquido llene el tubo con aceite de los distintos niveles y, al llegar al fondo, se apoyara el pulgar para obstruir el orificio superior, luego de lo cual se retirará el tubo.

De cada remesa se extraerá una muestra de uno de cada 10 tambores o fracción, tomados al azar; se mezclan las muestras con un recipiente de capacidad suficiente, que se cierra y se agita en distintos sentidos para homogeneizar el producto. Se dejara reposar unos minutos y luego se destapa, procediéndose a envasar la muestra.

1.1.1 FIGURA 2

1 dm 3


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ACEITES EN EQUIPOS

Las muestras se tomarán en el lugar indicado por el fabricante del equipo luego de dejar salir una cantidad adecuada de aceite que arrastre las impurezas que pudiera haber. Se operará muy cuidadosamente con personal entrenado para ello. RECHAZO Si la porción de muestra ensayada no cumpliera con uno o más requisitos establecidos y existiera, acuerdo con respecto con los valores experimentados obtenidos, se rechazara la remesa. Si no hubiera concordancia con respecto a los valores experimentados obtenidos, se repetirán el o los ensayos en cuestión sobre la porción de muestra reservada para los casos de discrepancia, la que será ensayado por las partes en forma conjunta o remitida a un árbitro, acuerdo a lo que convenga. Si algunos de los ensayos realizados sobre esta

porción no diera satisfactorio, se confirmara el rechazo.

2.2.-ACEITES DE TRANSFORMADORES CONTROL, ENSAYO y MANTENIMIENTO.

91

4

Diam. 9,5

Diam.

31,8


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Introducción

La supervisión y el mantenimiento de la calidad del aceite son esenciales para asegurar el buen funcionamiento de los equipos eléctricos, en los cuales el aceite trabajo como aislante y/o refrigerante. Un análisis del estado actual en que se encuentra el aceite puede revelar una variedad de perdidas de propiedades de la misma como aislante o refrigerante, puede ser uno o varios los análisis a realizar sobre una muestra del aceite, para determinar estas perdidas. Sin embargo, es posible comparar el valor y el significado de los ensayos normalizados del aceite y recomendar criterios uniformes de evaluación de los resultados de los ensayos. Las dificultades son mucho mayores, a la, hora al decidir la frecuencia con que se deben realizar los ensayos y de los niveles límites aceptables de degradación del aceite aislante en todas sus aplicaciones, teniendo en cuenta las diferencias de explotación, la confiabilidad exigida y el tipo de sistema eléctrico. Por ejemplo, las grandes empresas de energía eléctrica normalmente considerarían antieconómica la aplicación integral de un programa de ensayos a los transformaciones de baja potencia y tendrán que aceptar un riesgo de falla mas elevado. Por el contrario, si el usuario es industrial, cuyas actividades dependen de la confiabilidad del transformador, para la alimentación de la energía eléctrica, deseara aplicar una supervisión más frecuente y más severa de la calidad del aceite como un medio para prevenir cortes de electricidad. Cuando se excede un nivel de degradación del aceite se reducen los márgenes de seguridad y se deberá considerar el riesgo de un defecto prematuro. Aunque la evaluación del riesgo puede ser muy difícil, una primera etapa consiste en identificar los efectos potenciales de un deterioro acrecentado.

Generalidades de los Aislantes Líquidos Distinguiremos entre los materiales aislantes polares y no polares. Estos conceptos pueden aplicarse, en general a todos los materiales aislantes, pero en los aislantes líquidos es donde tienen mayor importancia. Un Material Aislante Polar esta caracterizado por un desequilibrio permanente de las cargas eléctricas dentro de la molécula, que se denomina dipolo, poseen dos centros simultáneos de distribución de cargas eléctricas uno positivo (+) y el otro negativo (-), que en presencia de un campo eléctrico tienden a girar, orientándose de manera que pierden rigidez dieléctrica. En algunos los líquidos aislantes polares existe una libre rotación de los dipolos, a ciertas temperaturas y frecuencias, lo que ha esos valores de temperatura y frecuencia, la formación de los mismos hacen que desaparezcan sus propiedades aislantes, provocando grandes perdidas dieléctricas. En un material no polar no existe desequilibrio permanente de carga, puesto que la molécula no puede ser distorsionada ante la aplicación de un campo eléctrico, por lo tanto no existe esa tendencia al giro. Los materiales no polares, están exentos de variación de las perdidas dieléctricas por la variación de temperatura y de la frecuencia, y cualquier variación de la constante dieléctrica o del factor de potencia, se produce gradualmente. Teniendo en cuenta su estructura química, se puede determinar si un material es polar o no polar. La mayoría de los hidrocarburos son no polares, y por consiguiente, los hidrocarburos líquidos y sus derivados serán los mejores aislantes líquidos, es decir, los que


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conservaran en forma permanente sus propiedades dieléctricas ante cualquier cambio de temperatura y frecuencia. Entre los materiales aislantes líquidos polares, hay algunos de excepcionales propiedades dieléctricas a determinados valores de temperatura y frecuencia. Estos no tienen una franja de funcionamiento, ni una aplicación tan amplia como los no polares, pues, como se dijo, las perdidas dieléctricas varían extraordinariamente con variaciones de temperatura y la frecuencia.

Desde el punto de vista electrotécnico, son más interesantes las materiales no polares como aislantes líquidos y a ellos, sobre todo, haremos referencia. Los líquidos que reúnen buenas condiciones dieléctricas y químicas son casi todos los aceites vegetales y los aceites minerales, convenientemente tratados. Para poder juzgar si un aceite, tiene buenas propiedades como aislante, deben tenerse en cuenta las siguientes características:

A) Escasa tendencia a la sedimentación. B) Casi nulas pérdidas por evaporación. C) Gran estabilidad química. D) Poca variación de su viscosidad ante diferentes valore de temperatura. E) Bajo peso específico y coeficiente de dilatación. F) Muy alta temperatura de inflamación. G) Muy baja temperatura de congelamiento. H) Casi nula absorción de humedad. I) Muy elevada rigidez dieléctrica. J) Resistividad eléctrica muy alta. K) Buena conductividad térmica. L) Bajo calor especifico.

Una de las principales ventajas de todos los aceites aislantes es su propiedad auto regenerativa, después de una perforación dieléctrica o de una descarga disruptiva, sin embargo hay que tener en cuenta, que esta propiedad no es independiente de la energía de la descarga y si esta es muy elevada, puede sobrecalentar el aceite provocando la combustión. La mayor desventaja de los aceites aislantes es que son inflamables y pueden provocar reacciones químicas por arcos eléctricos o por descargas estáticas, con desprendimiento de gases combustibles como hidrógeno o hidrocarburos livianos como metano que se vuelven explosivos al mezclarse con el aire. Existen algunas sustancias liquidas con buenas propiedades dieléctricas, aunque los fenómenos de oxidación (perdida de electrones libres) y de polimerización (aglomeración de varias moléculas en una sola), que se dan en presencia de oxigeno y de temperatura elevadas, hacen que las mismas pierdan interés en su uso. La oxidación, forma depósitos granulosos o de consistencia bituminosa, especie de barros que se deposita en el fondo de la cuba de los transformadores de Potencia. Estas alteraciones son más pronunciadas a mayores temperaturas, produciendo verdaderas adherencias sobre los arrollamientos o devanados de los transformadores, que están sumergidos en el aceite. Esta capa adherida a la parte metálica es mala conductora del calor, lo que acelera aún más la formación de depósitos bituminosos, generando una aceleración del proceso. La oxidación de un aislante líquido, se traduce ante todo en un aumento de viscosidad, de la temperatura de inflamación de los vapores y del contenido de ácidos, como consecuencia


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de estos fenómenos, los aislantes líquidos que también actúan como refrigerantes pueden hacer que queden fuera de uso los equipos eléctricos por obstrucción de los canales de circulación, deterioro en los devanados, etc. El fenómeno de polimerización o aglomeración de varias moléculas en una sola, se presenta en aquellos aislantes líquidos de composición química inestable, generalmente aceites de origen vegetal, volviendo al líquido más viscoso y disminuyendo su poder refrigerante. Los fenómenos de oxidación y polimerización están provocados por la presencia de oxigeno, altas temperaturas de funcionamiento, arcos eléctricos seguidos por la ionización, formando sustancias asfálticas que disminuyen su rigidez dieléctrica y poder refrigerante. Estos procesos progresan en el tiempo, provocando el envejecimiento de los aislantes líquidos, perdiendo progresivamente sus cualidades físicas, químicas y dieléctricas. Es indudable que la vida útil de un transformador está íntimamente relacionada con la de su sistema de aislación, liquido y sólida. Conociendo además, lo que le puede suceder al aceite aislante cuando esta en servicio, se pueden prevenir daños mayores en el mismo, cabe preguntarse qué es lo que se debe hacer y cuáles son los ensayos que proporcionan la mayor información posible sobre el particular. El punto crítico es reconocer el grado de deterioro del aceite aislante antes de que afecte al sistema que se encuentra en un recipiente cerrado, sin posibilidades de realizar inspecciones oculares en forma razonablemente sencilla. El aceite aislante de los transformadores en servicio sufre normalmente un deterioro progresivo, de acuerdo con las condiciones de uso a que sea sometido. El control del estado del aceite aislante es de gran importancia para el seguimiento y la estimación de la vida útil remanente del equipo. En casi todos los casos el aceite está en contacto con el aire y por lo tanto se producen reacciones químicas de oxidación que son aceleradas por la temperatura y por la presencia de sustancias catalizadoras tales como el hierro, el cobre, compuestos metálicos provenientes de los materiales con que se utilizan en la fabricación del transformador. Como resultado de estas reacciones de descomposición, se producen cambios de color y se forman productos ácidos y polares, de manera que el factor de pérdida puede incrementarse y, en estados avanzados de oxidación, se producen lodos que precipitan en el interior del transformador. En casos especiales, los cambios de las características del aceite son signos del deterioro anormal de alguno de los materiales utilizados en la construcción del equipo.

Todos estos cambios pueden afectar negativamente a la aislación e interferir con el correcto funcionamiento del equipo acortando su vida útil y en algunos casos aumentando las pérdidas en el vacío. Cualquier tipo de deterioro de un aceite aislante se pone en evidencia por la variación de una o más de sus características que se describirán a continuación. La aparición de olor y de cambios en su coloración, aunque no son decisivos para la toma de decisiones indican una tendencia de cambio, perdidas de propiedades, en el aceite aislante. Es de hacer notar que por lo general no basta con hacer un solo tipo de ensayo para determinar el estado de un aceite aislante. El control del estado del aceite permite seguir y estimar la vida útil remanente del equipo. 2.3.-Ensayos y su Significado

2.2.2.1.- Rigidez dieléctrica


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La rigidez dieléctrica disminuye con el tiempo debido a la contaminación del aceite. Este ensayo, quizás es el más frecuentemente utilizado. Permite detectar impurezas mecánicas, dicho de otro modo detectar material insoluble en el aceite, tales como fibras, pelusas provenientes del mismo transformador o agua libre. El valor de la rigidez dieléctrica es prácticamente independiente del estado químico del aceite, pero su influencia es directa sobre la seguridad del servicio de un transformador, debe ser considerada como uno de los ensayos principales cuando se trata de evaluar el estado dieléctrico de la aislación. En un ensayo convencional en el cual el valor medido de rigidez dieléctrica depende esencialmente del equipo y del procedimiento utilizado. Consiste en someter a una muestra de aceite contenida en un recipiente apropiado, a una prueba de tensión alterna, cuyo valor se va elevando en forma continua hasta que se produce la descarga disruptiva. El ensayo se efectúa sobre las muestras tal cual son extraídas, sin secado o desgasificación previa, como mínimo se extrae un litro de aceite o tres veces el volumen de la celda de ensayo, recipiente donde se coloca el aceite para su ensayo. Como los resultados obtenidos dependen del diseño de los electrodos utilizados, siempre conviene indicar en el informe respectivo de qué tipo de electrodo se trata o que se haga mención explícita de la norma bajo la cual fue realizado el ensayo. Antes de introducir el aceite a la celda de ensayo, se debe agitar el recipiente que contiene la muestra de manera que se asegure una distribución de las impurezas en el liquido, pero teniendo en cuenta de que no se formen burbujas de aire. Inmediatamente ante de comenzar con el ensayo se debe lavar las paredes internas de la celda, electrodos, agitador, termómetro y cualquier otro elemento que este en contacto con la muestra, con aceite de la misma muestra a ensayar. Inmediatamente después se mide la temperatura, 20 +/- 5 º C y se coloca la celda en el equipo de ensayo. La cantidad mínima de aceite empleada no debe ser menor a 0,25 litros y la distancia entre los electrodos 2,5 mm. y las paredes del recipiente no inferior a 12 mm. Al verter el aceite en el recipiente que previamente a sido lavado y secado, se procede de manera que el aceite descienda lentamente a lo largo de las paredes del mismo, con el objeto de evitar la formación de burbujas de aire. Luego se deja reposar durante 5 minutos antes de aplicar la tensión. La tensión se la aumenta en forma uniforme desde cero hasta que se produzca la descarga disruptiva a una velocidad de 2 +/- 0,2 Kv. por segundo, la tensión de ruptura es el valor máximo alcanzado justo al momento en el cual abre el circuito. En total se realizan seis rupturas sobre la muestra en ensayo, con intervalos de dos minutos entre cada aplicación de la tensión, se debe verificar que no existan burbujas de aire entre los electrodos antes de aplicar nuevamente la tensión. En caso de existencia se deben eliminar, para ello se puede utilizar una varilla de vidrio limpia o un agitador a hélice de dos palas don diámetro de 20 a 25 mm. y con una velocidad de 250 a 300 vueltas por minuto. Las pruebas o ensayos pueden realizarse de dos formas: Conservando la separación de los electrodos (2,5 mm.) y aumentando la tensión a aplicar, o conservando constante el valor de la tensión y variando la separación entre electrodos. La tensión es suministrada por un transformador, elevador de tensión alimentado por una corriente alterna de frecuencia comprendida entre 48 y 62 Hz y debe suministrar una tensión mínima de 30 KV., con una potencia de 250 KVA. En serie con el trayecto de la


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descarga se coloca una resistencia de 30 K ohms, para limitar la corriente de cortocircuito de manera de evitar una descomposición excesiva del aceite de la muestra, en el momento que se produce la ruptura. La corriente de corto circuito debe estar en una gama de 10 a 25 mA. para tensiones superiores a 15 Kv. El circuito primario debe poseer un dispositivo de interrupción que funcione con la corriente provocada por la ruptura dieléctrica de la muestra, interrumpiendo la tensión en un tiempo inferior a 20 ms. desde el momento que se produce la ruptura. Para cada prueba se realizan seis descargas, después de cada una se remueve el aceite por medio de una varilla de vidrio bien seca. La rigidez dieléctrica es el promedio aritmético de las seis descargas individuales expresadas en Kilo Volts.

Del siguiente gráfico se obtiene el valor del factor K, que corresponde a la distancia

entre los electrodos. La rigidez dieléctrica se obtiene de la siguiente manera: E = K x U (KV) / cm. donde U es la tensión aplicada con un crecimiento de dos kilovolt

por segundo y la frecuencia de estar entre los 40 y los 62 hertz.

pulsador

R 30 K

30 KV. Mínimo

Recipiente para

Aceite de la Muestra


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9 8 7 6 5

4 3 2 1 El fenómeno de perforación eléctrica, es decir la conversión de la elevada resistividad, característica de los materiales aislantes, en una perfecta conductividad, se supone que se debe a que el aceite se calienta entre los electrodos, formándose burbujas de gas por la que permite el paso de la corriente a través del gas La rigidez dieléctrica del aceite aislante mineral aumenta con la temperatura, hasta los 60 grados porque hasta dicha temperatura baja la viscosidad. A partir de los 60 grados aproximadamente la viscosidad permanece constante mientras que la rigidez dieléctrica comienza aumentar de valor. El máximo valor de la rigidez dieléctrica se obtiene aproximadamente entre los ochenta y noventa grados. Otras experiencias afirman que el máximo de rigidez dieléctrica se obtiene aproximadamente a los sesenta grados. 200 10 160 8 120 6 80 4 40 2 y la mínima rigidez dieléctrica se obtiene entre los menos veinte y el cero grado. La rigidez dieléctrica varía con el contenido de agua del aceite. Al llegar a los veinte kilo volts por cm. La rigidez se estabiliza a un valor prácticamente constante, debido a que con una proporción de agua tan elevada, las gotitas se reúnen formando gotas de mayor volumen, que se depositan en el fondo del recipiente

K

Distancia entre

Electrodos

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Grados

Viscosidad Rigidez

-20 0 20 40 60 80 100 120 140 160


30

140 120 100 80 40 20 2.3.2.- Índice de neutralización El índice de neutralización de un aceite es una medida de los componentes o agentes contaminantes ácidos en el aceite. En un aceite nuevo el valor del índice de neutralización es pequeño, pero aumenta entre otras razones como resultado del envejecimiento y por la oxidación. Mediante este ensayo se mide la acidez orgánica y se aporta parte de la información sobre el estado químico del aceite, permitiendo estimar la posibilidad de aparición de lodos en el interior del transformador. Los productos ácidos generados durante los procesos de oxidación del aceite, provocan el deterioro de la aislación sólida del equipo, por lo tanto esencial detectar a tiempo la aparición de acidez orgánica y controlar su variación en el tiempo. El índice de neutralización se define como los miligramos de hidróxido de potasio necesarios para neutralizar los ácidos libres contenidos en un gramo de aceite.

El método consiste en disolver la muestra en un solvente compuesto de alcohol benceno e indicador y valorar con solución alcohólica 0.1Normal de hidróxido de potasio hasta que se produzca el viraje del color azul a rojo. (Un buen aislante tiene un grado de acidez no superior a 0,05 KOH mg/g)

2.3.3.-Contenido de inhibidor

Contenido de agua

0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0.7 0,8 0,9

Aceite + Alcohol benceno +

Indicador

Color Azul Hidróxido de

Potasio

Rojo

Rigidez


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Esta determinación es de gran importancia y sin embargo su difusión es prácticamente nula en nuestro medio. Se realiza en aceites que contienen inhibidores de oxidación no naturales (es decir, que se adicionan durante el proceso de fabricación). Un ejemplo de este tipo de aceite es el aceite para Transformador 64 de YPF que contiene d-terbutil-para-cresol (DBPC o BHT) en una concentración de aproximadamente 0,3%. En estos aceites inhibidos, prácticamente no se producen fenómenos de oxidación, o se degradan más lentamente que los no inhibidos, siempre que el inhibidor activo este presente y que el aceite tenga respuesta. El grado de protección proporcionado por el inhibidor de oxidación es una función de la composición del aceite y de la concentración del aditivo. Cuando se consume el inhibidor el deterioro del aceite es mucho más veloz que en el caso de los aceites no inhibidos (por Ej. Transformador 65 de YPF) por lo que este ensayo indica la vida útil remanente del aceite o la necesidad de agregar nuevamente el inhibidor. Es conveniente hacer notar que en el caso de estos aceites, la aparición de acidez orgánica reciente tiene lugar una vez agotado el inhibidor o sea que la detección de la misma sólo sirve para indicar que ya es demasiado tarde para tomar otra decisión que no sea el cambio de aceite en forma urgente.

Existen dos métodos normalizados para la determinación de DBPC o BHT:

La norma ASTM especifica una extracción con un solvente (butilcellosolve) y luego

una reacción química con ácido fosfomolíbdico e hidróxido de amonio. La intensidad del color azul que se desarrolla se mide con un espectrofotómetro y es proporcional a la cantidad de inhibidor presente en el aceite.

La norma IEC se basa también en una extracción en solvente en este caso metanol, y luego se hace una cromatografía en capa fina que permite identificar y cuantificar el inhibidor.

2.3.4.- Factor de pérdida (o disipación o Tg delta) y Resistencia volumétrica

Permite detectar con mucha sensibilidad una variación química del aceite como por ejemplo el comienzo del envejecimiento o la detección de impurezas químicas debidas a la presencia de sustancias extrañas o materiales usados en la construcción del transformador. Sirve para detectar contaminaciones del aceite con otros derivados del petróleo durante el transporte o almacenamiento de tanques que contengan restos de gas oil, fuel oil, etc. Las variaciones se pueden detectar aún cuando la contaminación es tan pequeña que los métodos químicos no la pueden detectar. Los valores altos de un factor de disipación y/o valores bajos de la resistividad volumétrica del aceite pueden afectar a la resistencia de la aislación de los arrollamientos del transformador.

Color Azul

Espectrofotómetro

Acido Fosfomolibdico

+

Hidróxido de Amonio

Aceite +

Butilcellosolve


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Se puede obtener información útil simplemente midiendo la resistividad volumétrica y la tangente delta a la temperatura ambiente y a una temperatura mas elevada, por ejemplo 90 grados. Un resultado satisfactorio obtenido a los 90 grados asociado con un resultado insuficiente a una temperatura mas baja, indica presencia de agua o de productos de degradación precipitables en frió, pero en una concentración generalmente aceptable. Los resultados no satisfactorios obtenidos a ambas temperatura indican una contaminación más importante y el proceso de purificación no permitirá restablecer el estado del aceite a propiedades aceptables. Comparando los valores del factor de disipación con los valores de neutralización, se puede tener información sobre la posible causa del deterioro del aceite. Por ejemplo, un valor alto de factor disipación asociado con un valor bajo de índice de neutralización puede interpretarse como una contaminación del aceite no imputable al deterioro del mismo. Si bien no puede reemplazar a los ensayos destinados a la determinación de las características químicas, su especial y vital importancia para los sistemas de aislación que se encuentran sometidos a solicitaciones extremas, reside en el hecho de proveer información sobre la posibilidad de sobrecalentamiento dieléctrico y en casos de envejecimiento avanzado, representa una señal de alarma para una eventual ruptura térmica.

El factor disipación del aceite es el cociente de los componentes activa y reactiva de la

corriente estando el aceite sometido a una determinada tensión alterna. La corriente I

pasando a través del aislante y sus componentes cI(capacitiva) e WI

(activa) están representadas en la figura. Las pérdidas se expresan generalmente en términos del ángulo

de pérdidas delta que es la diferencia entre 90º y el ángulo de defasaje phi .

Para pequeños valores del ángulo el valor de I es muy cercano al de cIy también

costg . Por lo tanto el término “factor disipación” o tan y el término “factor potencia” o

cos pueden ser utilizados indistintamente. Un valor relativamente alto de tan = 0.10 ( =

5.7º) corresponde a un valor de cos = 0.0995 resultando en un error relativo menor que el 1%.

2.3.5.- Tensión superficial

Permite detectar los agentes contaminantes polares solubles en el aceite, lo que produce el inicio del envejecimiento del aceite y es un ensayo muy sensible.

El valor de la tensión superficial varía rápidamente durante la primera etapa de envejecimiento pero luego la tasa de variación decrece a medida que los valores absolutos

Iw

Ic I

I

Delta


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disminuyen. Por esta razón los resultados son difíciles de interpretar especialmente cuando el aceite está regularmente contaminado.

La superficie de un líquido tiene la tendencia natural a contraerse hasta un valor mínimo. Por esta razón se le atribuye una tensión superficial, que es la causa de la formación de gotas y del fenómeno de capilaridad. Las sustancias en disolución en aceite modifican la tensión superficial disminuyendo su valor. La tensión superficial de un aceite aislante se determina con relación a la del agua

Se toma la muestra de aceite y se la introduce con agua en un recipiente. Se coloca en la interfase agua-aceite un anillo plano de alambre de platino y se mide la fuerza necesaria para quitarlo, levantándolo desde la interfase agua-aceite. La fuerza así medida se corrige aplicando un factor empírico que depende de ésta, de las densidades del aceite y del agua, y de las dimensiones del anillo. Las mediciones se realizan bajo rigurosas condiciones normalizadas y se completan durante el primer minuto de la formación de la interfase aceite-agua.

2.3.6.- Sedimentos o lodos

Este ensayo permite hacer la distinción entre los sedimentos y los lodos precipitable, es decir depósitos insolubles en el aceite, mas depósitos que se precipitan heptano. Los materiales sólidos comprenden los productos de degradación o de oxidación insolubles de materiales aislantes sólidos o líquidos, de fibras de diversos orígenes, de carbón, de óxidos metálicos, etc. Que resultan de las condiciones de explotación del equipo. Las partículas sólidas en suspensión reducen la rigidez dieléctrica del aceite, y además si se depositan pueden limitar los intercambios térmicos, favoreciendo así la continua degradación del aceite. Este sencillo ensayo se refiere a los lodos que precipitan cuando se agrega una determinada cantidad de n-heptano al aceite. Consiste en agregar 100 ml. de n-heptano a 10 g de aceite aislante contenido en un recipiente de vidrio incoloro. Luego de mezclar, se deja en reposo en la oscuridad durante 18 a 24 horas. Transcurrido este lapso de tiempo, la presencia de turbidez o de sedimento es signo premonitorio de formación de lodos en el transformador, pues consiste de productos formados en un avanzado estado de oxidación. Es reconocida la gravedad que supone la formación de lodos en los transformadores en servicio. Esto sucede cuando los ácidos atacan el hierro, el cobre, barnices, pinturas, etc., y estos materiales se solubilizan en el aceite y luego se combinan para formar lodos. Estos eventualmente precipitan en forma de una sustancia que se adhiere a la aislación, a los costados de la cuba se instala en los conductos de circulación, de enfriamiento, etc. Se forman lodos también en las fibras de celulosa del sistema de aislación sólida lo que finalmente produce un encogimiento de la misma con la consiguiente pérdida de estabilidad mecánica y estabilidad dieléctrica.

2.7.3.- Contenido de Agua

El agua en el aceite de un transformador puede provenir del aire atmosférico o bien de resultar de la degradación de los materiales aislantes. Para contenidos de agua relativamente bajos, el agua permanece en solución y no modifica el aspecto del aceite. Por lo tanto el agua disuelta se debe detectar por medio de métodos químicos. El agua disuelta


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afecta las propiedades dieléctricas, y la solubilidad del agua en el aceite aumenta en función de la temperatura y del índice de neutralización. Cuando el contenido de agua supera un cierto nivel, que llega a la saturación, el agua no puede permanecer en solución y aparece el agua libre en forma de turbiedad o de gotitas, invariablemente el agua libre provoca una disminución de la rigidez dieléctrica y de la resistividad y un aumento del factor de disipación. En un transformador, la cantidad total de agua se reparte entre el papel y el aceite en una relación predominante del papel. Pequeña variaciones de temperatura modifican sensiblemente el contenido de agua del aceite pero levemente la del papel. Conociendo el contenido de agua en el aceite a una determinada temperatura, por medios gráficos disponibles es posible determinar la cantidad de agua retenida en el papel en condiciones de equilibrio. Un alto contenido de agua en el aceite aparte de afectar las propiedades del aceite, acelera la degradación química del papel y hace necesaria la aplicación de medidas correctivas. Su determinación adquiere gran importancia sobre todo en equipos de A. Tensión debido a su gran influencia sobre la rigidez dieléctrica. El ensayo permite determinar la cantidad de agua solubilizada y no solubilizada en el aceite, a diferencia de la rigidez dieléctrica que solamente detecta la presencia de agua no solubilizada en el aceite. La capacidad de disolución de agua del aceite aumenta a medida que envejece; el conocimiento de la cantidad disuelta permite prever el punto de saturación, momento en el cual comenzará a disminuir la capacidad dieléctrica. El equilibrio que existe entre la humedad contenida en el aceite y en la aislación sólida, está muy influenciado por la temperatura, por lo tanto, la muestra para una determinación de contenido de agua debe ser tomada mientras el transformador se encuentra a temperatura de servicio.

Se la hace reaccionar Iodo y SO2, que en presencia de agua libera SO3 y ácido Iodhídrico. Estos a su vez reaccionan con piridina y alcohol metílico. Midiendo la cantidad de SO3 se puede determinar el contenido de agua. Es muy sensible y se requieren cuidados especiales para evitar resultados erróneos por incorporación de vestigios de humedad provenientes de la atmósfera del laboratorio. 2.3.8.- Punto de inflamación

Un punto de inflamación bajo indica la presencia de sustancias volátiles combustibles en el aceite. La exposición prolongada de un aceite en condiciones de falla, puede producir suficientes cantidades de hidrocarburos de baja masa molecular como para causar la disminución del punto de inflamación del aceite. Durante la degradación del aceite se forman hidrocarburos livianos cuya presencia en cantidades apreciable, la cual puede detectarse mediante la medición del punto de inflamación, puede ser una indicación de falla incipiente en el equipo. El punto de inflamación es la temperatura mínima a la cual en condiciones normalizadas los vapores producidos en la superficie del líquido se inflaman al aproximarle una llama, sin que prosiga la combustión cuando se retira la llama. Para determinarlo se calienta una muestra en forma gradual y lentamente mientras se agita en forma continua. A intervalos regulares de tiempo se deja de agitar y se dirige una llama


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hacia la superficie del recipiente que contiene la muestra, tomándose como punto de inflamación la menor temperatura a la cual la llama provoca la ignición de los vapores sobrenadantes.

2.4.- Frecuencia del control del aceite en servicio.

La frecuencia de los controles a realizar dependen de la potencia, la carga, y de otras condiciones de servicio del equipo. Por lo tanto no es posible dar una regla general única aplicable a todos los tipos de transformador. En general, los ensayos pueden ser efectuados de acuerdo con los siguientes criterios:

a) Controlar periódicamente las características en los intervalos indicados en

la tabla, salvo indicación contraria por parte del fabricante del transformador.

b) Si existe alguna duda, controlar a intervalos más frecuentes aquellas características determinables en el lugar, que no requieran laboratorios especializados.

Si se observa un deterioro rápido o una aceleración en el proceso, se recomienda:

1. Confirmar el último valor obtenido mediante ensayos realizados sobre una

nueva muestra. 2. Informar al fabricante del transformador. 3. Controlar la condición del aceite con mayor frecuencia, de acuerdo con el

tamaño del transformador, su importancia relativa y el grado de deterioro observado.

Las decisiones a tomar en función del grado de deterioro del aceite, caben en las siguientes consideraciones:

a) Las características son normales: no hay acción necesaria. b) Solamente el valor de la rigidez dieléctrica es baja: eliminar el agua y las posibles

partículas insolubles mediante los tradicionales tratamientos de filtrado y secado al vacío y temperatura.

c) Una o más características del aceite varían rápidamente: efectuar ensayos

suplementarios en el aceite. d) Varias características son insatisfactorias: teniendo en cuenta los factores

económicos involucrados y las posibilidades y circunstancias locales, debe decidirse examinar el aceite más exhaustivamente, reprocesarlo o cambiarlo totalmente. El primer caso requiere el concurso de especialistas, en los dos últimos el transformador debe ser lavado perfectamente y enjuagado antes de volver a llenar, prestando especial atención a los bobinados para minimizar la contaminación de aceite nuevo con productos de degradación.

Criterios. Límites permisibles.

Los valores presentados en la tabla deben tomarse como guía y deben ser interpretados en función del tipo, tamaño e importancia del transformador, dependiendo de estas circunstancias, no es necesario realizar la totalidad de los ensayos considerados. Como regla general, para decidir una acción sobre el aceite, varias características deben ser desfavorables a menos que la rigidez dieléctrica se encuentre por debajo de los límites


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propuestos. En este caso, independientemente de los valores de las otras características, se impone efectuar la acción que corresponde. En la práctica, es necesario definir un número mínimo de ensayos y la elección de los mismos debe recaer sobre los que brindan mayor información o por la criticidad de la misma. Se considera que estos ensayos mínimos son rigidez dieléctrica, tangente delta a 90ºC y contenido de inhibidor. Este último debe ser reemplazado por la determinación de índice de neutralización en el caso de aceites no inhibidos. Los demás ensayos pueden agregarse en la medida que surjan dudas o valores no habituales en alguno de los considerados indispensables. Controles del aceite Aislante en Servicio En la presente tabla se nuestra una guía de los ensayos a realizar con que frecuencia y las medidas que se deben tomar ante los resultados

Ensayo Tensión (Kw.) Método Frecuencia Sugerida Valor limite Acción

Rigidez Dieléctrica

Menor de 132 Entre 66-132 Menor de66

IRAM 2341 Antes de Energizar

A los 3 meses anualmente

Menor 50 Menor 40 Menor 30

Reacondicionar

Índice Neutralización

todas IRAM 6635 Antes de Energizar

Cada dos años Menor 0,05

Recuperar o cambiar

Contenido Inhibidor

todas ASTM 1473 Antes de Energizar

Cada dos años Menor 0,05

Recuperar o cambiar

Factor de Perdida

todas IRAM 2340 Antes de Energizar

Cada dos años mayor 0,05 a

0,2 Recuperar o

cambiar

Tensión Superficial

todas Antes de Energizar

Cada dos años 5 x 103 Nm-1

Recuperar o cambiar

Sedimentos todas CEI 422 Cada tres años No detectar Recuperar o

cambiar

Contenido de Agua

Menor de 132 Entre 66-132

ASTM 1533 Antes de Energizar

Cada dos años Menor 20 ppm Menor 20 ppm

Reacondicionar

Punto de Inflamación

todas ASTM 1169 Antes de Energizar

Cada tres años 150 Grados

Recuperar o cambiar

Manipulación del aceite aislante

Para asegurar un servicio satisfactorio es esencial, tener un cuidado especial en el manipuleo del aceite. Los tambores utilizados para su transporte y almacenamiento deben ser mantenidos bajo techo. En la práctica debido a la contaminación de los tanques o tambores es difícil mantener la pureza del aceite. Una vez que un tanque de almacenamiento o un tambor han contenido aceite húmedo, es muy difícil de limpiar.

El equipo de transferencia, bombas, cañerías, válvulas deben ser cuidadosamente inspeccionados para asegurarse que está exento de suciedad y agua, debiendo ser enjuagado previamente con aceite limpio. Cuando se almacena en tambores estos deben ser colocados en una posición tal que no sea posible el ingreso de agua. Esto se consigue haciendo que siempre el nivel del aceite esté por encima de la boca del tambor (por Ej. acostarlo). A pesar de todo el almacenamiento no siempre es satisfactorio y se recomienda transferirlo al transformador a través de un equipo de tratamiento.

En el caso de transporte a granel es importante asegurarse de la limpieza previa del tanque pues la contaminación con otros derivados del petróleo (gas oil, fuel oil, etc.) es un camino sin retorno.


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2.5.- MÉTODOS DE REACONDICIONADO Y DE RECUPERACIÓN DE ACEITES AISLANTES ENVEJECIDOS EN SERVICIO.

Se denomina reacondicionamiento de aceite a la remoción de humedad y partículas sólidas mediante operaciones mecánicas y recuperación del aceite a la eliminación de contaminantes ácidos, coloides y productos de oxidación por medio de reacciones químicas o adsorción superficial.

2.5.1.- Reacondicionamiento

Si a causa del agua contenida, o de partículas sólidas en un aceite aislante, esta acusa un descenso apreciable de la rigidez dieléctrica, debe procederse a la eliminación de la o las mismas. El reacondicionamiento es un proceso que elimina por vía física las partículas sólidas y disminuye el porcentaje de agua en el aceite. Los medios físicos utilizados para la eliminación del agua y de partículas sólidas incluyen varios tipos de filtrado, centrifugado y procesos de secado en vacío. Uno de los sistemas es por calefacción directa, si no se utiliza el vacío, es aconsejable limitar la temperatura a 60 grados centígrados, para ello se utiliza calefacción por medio de resistencia o por insuflación de gases. El primer proceso es sencillo y eficaz pero de larga duración, además si las resistencias superan la temperatura indicada se produce una fuerte oxidación del aceite, si esta está en contacto con el aire. Se pierde una cantidad apreciable de aceite por evaporación, y el resto adquiere una mayor viscosidad, calentamiento debe prolongarse un largo tiempo hasta que se obtenga un secado satisfactorio. Es un proceso de bajo costo pero con los inconvenientes antes descriptos. El segundo método es similar al anterior, en este caso el calentamiento se realiza por medio de gases, se corre el riesgo producir calentamientos locales, debido a la mala conductividad térmica del aceite, produciendo descomposiciones que reducen la estabilidad química de la misma. Para mejorar las deficiencias de los métodos anteriores, se aplica el tratamiento del aceite en vacío, lo que permite utilizar temperaturas mas elevadas. Sin embargo a las presiones utilizadas, que van dese los 5 hasta los 100 Pa., con temperaturas que varían desde los 40 a 80 grados centígrados, conviene que la temperatura inicial no sea muy alta para evitar las perdidas de fracciones livianas del aceite. Si hubiese una información del aceite a tratar es conveniente no superar los 70 grados centígrados. El tratamiento en vacío y a temperaturas elevadas puede causar la perdida parcial de los inhibidores de oxidación, que generalmente son mas volátiles que el aceite mineral. También se puede deshidratar el aceite por centrifugación, para lo cual se coloca el aceite caliente, aproximadamente a 60 º C., en un tambor giratorio, por lo que el agua y las partículas sólidas que tienen mayor peso especifico que el aceite, se precipitan hacia la superficie del tambor pudiéndose separar del aceite. Como la diferencia de pesos específicos entre el agua y el aceite es muy pequeña, la centrifugación se debe realizar por un periodo de tiempo prolongado, hasta que el aceite quede libre de impurezas. Cuando se desea eliminar contaminantes sólidos o agua libre es conveniente realizar los tratamientos a temperatura ambiente, y si se desea eliminar agua disuelta o en suspensión los tratamientos son más eficientes si se realizan con el aceite en caliente y vacío


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Para eliminar agentes contaminates o agua en suspensión se suele realizar un filtrado, haciéndola pasar el aceite por sustancias hidroscopias tales como cloruro de calcio, y luego por arena calcinada para eliminar casi en forma total el agua contenida en el aislante, otra forma de deshidratar el aceite es hacerla circular por papel secante, es muy costoso si se desean obtener buenos resultados, se debe tener la precaución porque existe el riego de incorporar partículas fibrosas procedentes de la celulosa del papel. El problema queda industrialmente resuelto, mediante el empleo de una membrana filtrante, de un material especial, tratada con reactivos especiales y que actúan sobre el aceite por capilaridad. La entrada de la membrana se somete a la acción de cargas estáticas, si la pared del filtro tiene cargas estáticas del mismo signo que las partículas en suspensión existentes en el seno del aceite que se esta filtrando, estas ultimas quedan sometidas a una acción repelente y el liquido se clarifica.

Valores de Temperaturas y Presiones para purificar el Aceite Mineral Aislante

Temperatura (º C) Presión (Pa.)

40 5

50 10

60 20

70 40

80 100

También existen deshidratadores por vacío que además de reducir los contenidos de agua permiten la desgasificación del aceite en forma eficaz. Existen dos tipos de deshidratadores por vacío. Uno el aceite se efectúa por pulverización del aceite en una cámara de vacío, y el otro caso el aceite se escurre por delgadas capas sobre una serie de placas separadas ubicadas en zigzag dentro de una cámara de vacío. De esta manera se logra una deshidratación del aceite, desgasificación y la eliminación de los ácidos más volátiles. 2.5.2.- Recuperación

Este proceso elimina tanto los agentes contaminantes, productos de oxidación, tanto solubles como no solubles en el aceite. Se realiza por medios químicos y de absorción, contacto, además de medios mecánicos, percolación, esto se consigue mediante el uso de reactivos de manera que se produzca la absorción de las impurezas o de filtros de papel, tierras filtrantes. Cuando se utilizan tierras filtrantes, estas son arcillas naturales que poseen una alta actividad superficial. Pueden ser utilizadas en forma natural (previo secado, molienda y clasificación por tamaño) o puede ser calentada, lavada con agua, tratada con vapor de agua o tratada con ácidos, de manera de activarlas y hacerlas mas eficientes. Estos tratamientos mejoran las propiedades absorbentes del material pero lo encarecen. La alúmina activada es un absorbente eficiente, es mecánicamente muy estable y puede ser reactivada. En general, la recuperación se hace de acuerdo a dos sistemas de trabajo:

a) Percolación: a través de tierra filtrante granulada o filtros de papel se logran eliminar las partículas mas grandes cuyo tamaño nominal varia entre 1 y 10 micrómetro, Este método puede ser ejecutado por gravedad o presión para hacer pasar el aceite a través del manto filtrante.

b) Por contacto: utiliza tierra filtrante finamente dividida y temperatura de tratamiento

relativamente elevada.


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Percolación por Presión El aceite es forzado a atravesar el elemento filtrante a través de una bomba. Las instalaciones industriales varían en detalles mecánicos pero en todos los casos poseen un recipiente donde se instala una bolsa o cartucho conteniendo el elemento filtrante, el aceite se introduce desde el exterior y se la hace pasar por la bolsa o cartucho quedebe atravesar un determinado manto filtrante antes de abandonar la cámara de tratamiento.

Estas instalaciones pueden procesar grandes volúmenes de aceite en poco tiempo, esto se logra con presiones de (400 KN/m2). Como generalmente el elemento filtrante es pequeño con respecto al volumen de aceite que pasa, es necesario hacer frecuentes cambios de los filtros.

Para asegurar la continuidad del proceso, se usan varios cartuchos o bolsas en paralelo y provistos de un by-pass, de manera que cuando un filtro se encuentre muy contaminado se pase al siguiente, para mantener una calidad uniforme del aceite recuperado.

La ventaja de este método es que el filtro es más chico, tiene la posibilidad de recuperar mayor cantidad de aceite en igual tiempo que el método por gravedad, ya que se trabaja a presión. Este sistema es que se puede instalar sobre un camión o acoplado para ser utilizado directamente sobre el transformador cuyo aceite necesite tratamiento. En algunos casos, cuando los transformadores son de gran potencia y no se los pueden dejar fura por razones de servicio, estos equipos permiten hacer el tratamiento sobre transformadores en funcionamiento.

Percolación por Gravedad

En este caso el aceite es forzado a atravesar el manto de tierra filtrante por la presión hidrostática de una columna de aceite de aproximadamente 5 m.

Un sistema típico de percolación por gravedad está constituido por tres tanques a diferentes niveles. El tanque superior se utiliza como depósito del aceite deteriorado, el intermedio como cámara de filtrado y el inferior como cámara de recepción del aceite filtrado.

FILTRO

FILTRO

FILTRO

Aceite

contami-

nado

Bomba

Aceite recuperado


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La producción de un equipo de percolación por gravedad no es de calidad uniforme ya que comienza con un exceso de tratamiento y termina con aceite que ha atravesado el manto agotado. Para obtener un producto de calidad uniforme es necesario contar con un sistema de mezclado en el tanque inferior. Mediante este método el aceite puede ser recuperado con el grado de calidad que se desee. El rendimiento es 400 lts de aceite por m3 de manto filtrante.

Es un método barato, no requiere mano de obra especializada, solo se debe cuidar que el filtro no se sature

La elección de uno u otro método depende de cómo se encuentra distribuido el aceite a ser tratado. Grandes volúmenes de aceite concentrado en una distancia pequeña que permita un fácil traslado es más conveniente realizarlo por medio de la precolación por gravedad, que requiere un mínimo de equipamiento menor mano de obra especializada. Por el contrario si el aceite a tratar esta disperso en grandes distancia resulta más conveniente y económico un equipo portátil de tratamiento por presión que pueda ser utilizado sobre el mismo transformador, la ventaja que a la vez que se trata el aceite se limpia el transformador de lodos e impurezas. En todos los casos es importante tener las siguientes precauciones:

a) El aceite a recuperar no debe contener grandes cantidades de humedad para

evitar que se humedezca la tierra filtrante. El agua causa el taponamiento del manto filtrante, que deberá ser descartado.

b) El aceite recuperado debe ser tratado (después de pasar por el manto filtrante) para eliminar completamente la humedad. Esto es particularmente importante en el caso de trabajar sobre un equipo ya que si no se puede incorporar humedad a la aislación sólida del mismo.

Una indicación continua del contenido de agua del aceite que sale del filtro, es útil para determina la eficiencia del proceso, cuando se utilizan filtros de papel se debe tener en cuenta la calidad de los mismos de manera que no liberen fibras que puedan contaminar el aceite. Proceso por contacto:

Este proceso utiliza tierra filtrante finamente dividida (malla 200) y temperatura de tratamiento relativamente elevada. Es un proceso eficiente y produce aceite de calidad uniforme.

Tanque de aceite contaminado

Filtro de

Arcillas

Aceite

recuperado


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El aceite a recuperar se introduce en un recipiente mezclador, se agrega la cantidad de tierra filtrante necesaria para obtener un producto de buena calidad. Se agita la mezcla y se calienta durante 30 minutos a 100 grados centígrados, las partículas extrañas se adhieren a la arcilla, pasado este proceso se la deja reposar, y se la filtra usando una bomba para hacerlo fluir. Luego se hace un reacondicionamiento, se mezcla el aceite con agua y se centrifuga (lavado del aceite) El proceso no es continuo pero puede aplicarse sobre un transformador en servicio ya que la operación tarda alrededor de 45 minutos. Otros métodos de recuperación consisten realizar la mezcla del aceite con productos químicos Fosfato trisódico: El método consiste en agitar una mezcla de aceite y solución de fosfato trisódico durante 1 hora a 80 ºC. Luego se separa el fosfato, se lava el aceite con agua, se centrifuga y se le agrega tierra filtrante para eliminar los restos de fosfato. Esta mezcla se agita durante 15 minutos y luego se deja sedimentar durante varias horas. Finalmente se filtra y se seca Ácido sulfúrico-cal: implica el tratamiento del aceite con ácido sulfúrico concentrado (0,5 a 1% en peso), tratamiento con tierra filtrante y luego agregado de cal para neutralizar el exceso de ácido. Finalmente el aceite debe ser secado y filtrado Carbón activado silicato de sodio: Consta de los siguientes tratamientos:

a) tratamiento con 2% en peso de carbón activado. b) mezclado con 30% en volumen de una solución al 2% de silicato de sodio. c) tratamiento con 2% de tierra filtrante

Durante todo el proceso el aceite se mantiene a 85 ºC.

Agregado de inhibidor

El aceite aislante nuevo, contiene pequeñas cantidades de productos naturales que actúan como inhibidores de oxidación. Estos compuestos naturales retardan la oxidación hasta que son consumidos en el proceso normal de deterioro del aceite. Los procesos de recuperación pueden restaurar a los aceites en sus características iniciales pero no pueden regenerar los compuestos naturales que actúan como inhibidores de la oxidación. Por esta razón es necesario el agregado de inhibidores al aceite recuperado. Para esto se utiliza 2,6 diter-butil-

para-cresol también conocido como DBPC o BHT. Algunas ventajas de este inhibidor son:

a) Es estable y efectivo a bajas concentraciones. b) Se obtiene comercialmente con alto grado de pureza. c) Es muy soluble en aceite pero insoluble en agua. d) Los productos de oxidación del DBPC son solubles en el aceite y por lo tanto no

forman precipitaciones indeseables. e) No es afectado por la luz. f) Es insoluble en álcalis y no se elimina con los procesos normales de recuperación de

aceites que en los casos en que se filtre a través de tierra filtrante, se mantenga la temperatura por debajo de los 60ºC. El agregado de DBPC puede hacerse directamente sobre el aceite recuperado. En este caso es necesario calentar a 50 ºC y proveer agitación para asegurar la perfecta disolución del inhibidor.


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También puede agregarse en forma de solución concentrada en aceite (solubilidad 30% en peso) lo cual facilita la operación. El contenido final de inhibidores debe ser del 0,3% en peso.

BIBLIOGRAFÍA UTILIZADA: Publicación Técnica (Dr. Osvaldo Griot)

NORMAS IRAM

2.6.- Detección de fallas en transformadores mediante el análisis de los gases

disueltos en el aceite (Cromatografía gaseosa)

Como consecuencia de las solicitaciones térmicas y eléctricas que sufre un transformador en servicio, se produce una degradación de sus materiales aislantes, que se pone en evidencia con la producción de gases. La naturaleza, la cantidad y las proporciones de estos gases, dependen en parte del material aislante presente, en parte de la naturaleza del fenómeno responsable de la descomposición y en parte de los niveles de energía involucrados en el proceso.

Estos gases son solubles en el aceite aislante del transformador y el análisis de los mismos mediante técnicas cromatográficas, permite la detección de fallas mucho antes que su gravedad perjudique sustancialmente al equipo. Esta técnica es utilizada actualmente para verificar el estado interno de los transformadores de alta y muy alta tensión y es uno de los ensayos de recepción aceptados por usuarios y fabricantes de los mismos. El análisis por Cromatografía Gaseosa de los gases disueltos en el aceite aislante es una técnica relativamente moderna que permite detectar fallas incipientes y verificar el estado interno de los transformadores, sobre todo en los de alta y muy alta tensión. Los materiales aislantes utilizados en la construcción de transformadores sufren un proceso de envejecimiento que da lugar a la descomposición de esos materiales. Este proceso origina sustancias gaseosas que si bien son consideradas normales dentro de ciertos valores, pueden acelerarse notablemente cuando existen fallas internas en el equipo. Las descargas eléctricas y el sobrecalentamiento local excesivo dan lugar a la descomposición acelerada. El relé de protección de Buchholz es una de las formas de alarma para cuando esto sucede, pero su capacidad de detección es muy poco sensible y no permite anticipar fallas de baja energía. En el caso de fallas incipientes, los gases formados se disuelven en el aceite y los procesos de saturación y difusión hasta el relé son procesos muy lentos. La permanencia del transformador en funcionamiento en estas condiciones, puede ocasionarle daños de carácter grave, resultando entonces más costosa y problemática su reparación, sin contar con los inconvenientes que acarrea una salida de servicio no programada.

La detección de fallas incipientes es entonces de gran importancia tanto en equipos en explotación como para la recepción de nuevas unidades.

2.6.1.- Cromatografía en fase gaseosa El conocimiento de la cantidad de gases formados, la composición de la mezcla y la velocidad de formación de los gases, hace posible decidir sobre la presencia de fallas el tipo y la severidad de las mismas. Esto puede hacerse mediante técnicas de cromatografía gaseosa, previa extracción de los gases disueltos en el aceite del transformador.


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Tomada una muestra del aceite del transformador, bien representativa del estado del mismo, se separan los gases contenidos en la misma y luego son introducidos en un cromatógrafo que permite separar e identificar los componentes de la muestra. En base a los tipos de gases obtenidos y a su proporción, se puede predecir el tipo de falla, su temperatura, tipo de material en descomposición y por lo tanto su posible lugar dentro del transformador es decir es posible hacer el diagnóstico de fallas. Se puede adosar al cromatógrafo un equipo Registrador-Integrador, que nos entrega en forma gráfica y analítica las proporciones de los componentes de la mezcla de gases, además del orden de aparición de cada uno de ellos, facilitando el diagnóstico final, objeto del estudio. En los transformadores considerados como “sanos” también tienen lugar los procesos de envejecimiento, por lo que se considera normal la existencia de gases disueltos en el aceite aislante, en proporciones o concentraciones normalizas que se encuentran tabuladas. Los productos de descomposición de la aislación de transformadores tradicionales provienen del aceite mineral y del material celulósico, y son fundamentalmente: Hidrógeno, hidrocarburos livianos, monóxido de carbono y anhídrido carbónico. Es posible, entonces, adjudicar a cada tipo de falla la aparición de gases de descomposición. La mayoría de las fallas pueden sintetizarse en los siguientes casos:

a) Arcos o perforaciones eléctricas de alta intensidad de corriente. En ensayos donde se produjeron ex profeso fallas de éste tipo, se constató que cuando no interviene la aislación sólida, la composición de los gases es la siguiente:

Hidrogeno H2 60-80% en volumen

Acetileno C2 H2 10-25 % en volumen

Metano C H4 2- 2,5 en volumen

Etileno C2 H4 1 - 2 % en volumen

Cuando el arco tiene lugar a través de la aislación sólida (papel impregnado en aceite) los gases contienen gran proporción de hidrógeno y acetileno, pero también aparece monóxido de carbono (15 a 25% en volumen) y el metano aparece en mayor proporción que en el caso anterior.

Hidrogeno H2 40-60% en volumen

Acetileno C2 H2 10-15 % en volumen

Monóxido de Carbono 15-25% en volumen

Metano 5-7% en volumen

b) Descargas parciales en la aislación aceite-celulosa. En estos casos no se

produce acetileno porque los efectos de la temperatura no son importantes. Los gases formados son producto de procesos de ionización y contienen principalmente hidrógeno con algo de metano, monóxido de carbono y anhídrido carbónico.

Hidrogeno H2

Monóxido de Carbono

Metano

Anhídrido Carbónico

c) Descomposición térmica por sobrecalentamiento. Si se trata del aceite, la

descomposición comienza a notarse alrededor de los 150 ºC y aumenta con el aumento de la temperatura. Se forman hidrocarburos livianos que son muy solubles en el


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aceite. Las proporciones de los gases en la mezcla dependen de la temperatura de descomposición. A temperaturas superiores a los 600ºC la mezcla consiste casi exclusivamente de metano e hidrógeno. Cuando la descomposición térmica afecta también al papel impregnado en aceite, el producto principal es el anhídrido carbónico y en menor grado el monóxido de carbono. Si la temperatura supera los 500ºC también se forma hidrógeno.

2.6.2.- Toma de muestra para análisis de gases.

Normas para el muestreo El método empleado para la toma de muestras y su transporte hasta el laboratorio tienen fundamentalmente importancia para asegurar la representatividad de los resultados del análisis. En si no es difícil pero hay que cuidarse de que se cumplan dos o tres detalles básicos; la persona que efectué el muestreo puede ser cualquier operario cuidándose que haya sido previamente capacitado en las operaciones de dicha técnica o, en su defecto debe dejarse en manos del personal del laboratorio de análisis. Es de fundamental importancia que el aceite de la muestra no entre en contacto en ningún momento con el aire de la atmósfera para que no pierda su contenido de gases. Para ello se aplica una técnica especial. La muestra se toma en jeringas de vidrio (con pico de vidrio) de 50 ml, las cuales deben ser llenadas completamente y sin que queden burbujas. El movimiento del embolo compensara cualquier variación del volumen del aceite al variar su temperatura e impedirá que, al enfriarse, se forme una burbuja, tal como ocurriría si estuviera en un recipiente de volumen constante. La muestra nunca debe ser tomada en botellas. A la jeringa se le coloca una aguja de 10 décimas de mm de espesor (por ejemplo las denominadas comerciales 30/10 ó 25/10, donde el primer numero se refiere al largo y el segundo numero al espesor, es importante el segundo) se tapa, para evitar el derrame del contenido, clavando en la punta un tapón de corcho o, mejor aún, de goma o caucho resistente al aceite.

Conviene verificar la calidad de la jeringa observando si el ajuste de la aguja en el pico es bueno y que el ajuste del émbolo sea adecuado, que no quede flojo ni demasiado ajustado. Se puede probar si el cierre es hermético colocando la aguja y el tapón y tirando hacia fuera el émbolo. La muestra se toma del grifo ubicado en la parte inferior de la cuba, al cual se lo coloca un tapón de goma atravesado por un tuvo de PVC de unos 50 cm de largo y aproximadamente 1 cm de espesor. Conviene tener un surtido de tapones de goma de distinto diámetro para los distintos tamaños de grifos que se puedan presentar.


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Se abre la válvula, se purga dejando salir varios litros teniendo especial cuidado en eliminar todo tipo de burbujas (lo cual se puede observar gracias a la transparencia del caño plástico), y se toma una cantidad de aceite introduciendo el pico de la jeringa (sin la aguja puesta) en el extremo del tubo. Luego, sosteniendo la jeringa en posición vertical con el pico hacia arriba, se empuja el émbolo hasta el final para expulsar todo el aceite junto con toda la burbuja que pudiera haber. Inmediatamente se coloca nuevamente el pico de la jeringa en el extremo del caño plástico y se toma la muestra (a veces la presión del aceite empuja al émbolo y otras hay que tirar suavemente hacia fuera). Esto hay que hacerlo con mucho cuidado, evitando que se introduzca aire en la jeringa. Vaciar la jeringa y REPETIR LA TOMA DE MUESTRA SI ENTRA AIRE. Se carga hasta la marca de 50 ml y, manteniendo el pico hacia abajo para que no entre aire, se coloca la aguja, se la ajusta bien y se tapa con el tapón de goma. Se debe sacar la muestra por duplicado, es decir, dos jeringas de 50 ml. Se identifica la muestra pegando una tela adhesiva blanca en un extremo (ver dibujo) y escribiendo sobre ella la denominación del equipo. No hace falta agregar nada mas ni para que se sostenga el émbolo ni la aguja (si esta ultima se cae se ajusta bien ello se de a la mala calidad de la aguja o de la jeringa) El transporte se hace de forma horizontal, sosteniendo por la parte media y dejando libres y sin que sufran golpes los extremos (a veces, en esta posición se introducen burbujas de aire si la jeringa es de mala calidad y el émbolo no ajusta adecuadamente ). O bien en forma vertical sosteniendo también por la parte media, sin apoyar sobre la aguja, siempre que se tenga la seguridad de que esta no se va desprender Normas para la identificación Junto con las muestras se debe remitir al laboratorio una ficha con los datos identificatorios de cada transformador que haya sido muestreado. La ficha debe detallar lo siguientes: Empresa: Ubicación: (subestación X, planta ubicada en...., etc.) Denominación: Nº de serie: Marca: Potencia: Fecha de puesta en servicio: Aceite (marca): Cantidad: Temperatura del aceite: Si se da el caso de ....... presentado problemas añadir una breve doc-.

Los datos identificatorios deben ser remitidos junto con la primera muestra tomada del equipo.

2.6.- Métodos de secado del aceite de la cuba del transformador

Existen 5 procesos:

Tapón

Identificación


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Circulación de aceite Se usa todo el volumen de aceite a presión atmosférica. El aceite entra por la parte superior y se retira por la válvula inferior del transformador. El proceso se controla por la medición de las pérdidas dieléctricas, resistencia de

aislación y contenido de agua en el aceite.

Para presión < 5 Torr Temperatura < = 60 ºC.

Para presión > 5 Torr Temperatura < = 80 ºC.

Aplicación de vacío

La manguera de vacío es conectada a la parte superior de la tapa del transformador.

El transformador debe ser resistente y estanco a pleno vació

El vació debe alcanzar un valor inferior a 1 Torr.

Tiempo medio de aplicación va de 48 a 72 hs.

El proceso de realiza a temperatura ambiente.

El proceso es controlado por las mediciones del punto de rocío, rompiendo el vació con nitrógeno o aire seco, a presión de 0,2 Kg. / centímetro cuadrado realizándose la medición después de un período de 24 horas.

El tanque de expansión y los accesorios deben ser estancos al vacío.


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Circulación aceite caliente con la cuba bajo vacío

La circulación de aceite es realizada con el transformador con un volumen parcial

de aceite que debe cubrir la parte activa.

La bomba de vacío es conectada a la parte superior del transformador para no aspirar aceite.

Temperatura Ídem 1.para evitar destilación de fracciones livianas del aceite.

El aceite entra por una válvula conectada en la parte superior y sale por la parte inferior.

El control es realizado por mediciones de pérdidas de rigidez dieléctrica y resistencia de aislación cada 48 horas.

El transformador debe ser resistente y estanco a pleno vacío.

El tanque de expansión y accesorios no resistentes al vacío deben permanecer aislados. Las válvulas de los radiadores deben estar cerradas.

Ciclos de circulación de aceite caliente en vacío

La manguera de vacío es conectada a la parte superior de la tapa y la de entrada

a la válvula inferior.


Se debe tener un vacío < 1 Torr. Durante 24 horas. El aceite es tratado previamente en los tanques en que está almacenado.


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Colocar el aceite por la válvula inferior hasta un nivel que cubra la parte activa del transformador y no ahogue la bomba de vacío.

La temperatura de los arrollamientos y la circulación de aceite es mantenida

hasta la estabilización de la misma.

Retirar el aceite con inyección de nitrógeno seco y evaluar el proceso por la medición del punto de rocío.

El control del proceso es realizado por la medición de la rigidez dieléctrica, factor de pérdidas, y resistencia de aislación.

Repetir el ciclo en función de los valores obtenidos.

Circulación de aceite caliente con la cuba de bajo vacío


La circulación de aceite es realizada con el transformador con un volumen parcial de aceite que debe cubrir la parte activa.

La bomba de vacío es conectada a la parte superior del transformador para no aspirar aire.

Pulverización de aceite caliente con la cuba de bajo vacío (Hot Spray)


El proceso se realiza con volumen reducido de aceite (10 a 15% del volumen

total del transformador). Siempre que sea posible, el nivel de aceite no debe

sobrepasar la aislación de la parte inferior de los arrollamientos.

El aceite sirve como medio de calentamiento y absorción de humedad.


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La temperatura del aceite es de 80ºC.

El vacío de la cuba debe ser inferior a 1 Torr. establecido en la parte superior

del transformador. Debido a las condiciones de temperatura y vacío a que el

aceite es sometido durante este proceso se recomienda su no-utilización en el

llenado final. En caso de no ser posible esto, se deberá reducir la temperatura a

menos de 60ºC con lo que la eficiencia del proceso quedará reducida.

En la parte interna del transformador son dispuestos los pulverizadores de

modo de atomizar el aceite caliente en toda la superficie de las bobinas.

Los radiadores, el tanque de expansión y accesorios son aislados del circuito de

vacío.

Para evitar pérdidas de calor, el transformador puede ser revestido con mantas

y externamente con lonas impermeables.

Es preciso disponer de una bomba auxiliar en serie con el equipo para mantener

la circulación del aceite debido al vacío establecido en el tanque del

transformador y la poca altura de aspiración.

El control del proceso se realiza por la medición del punto de rocío, pérdidas

dieléctricas, análisis del contenido de humedad en el aceite de circulación y

volumen de agua condensada en la línea de vacío.

Observaciones generales:

Antes de iniciar un proceso de secado con utilización de vacío es conveniente la realización de ensayos de estanqueidad con presiones positivas y negativas del trafo, de modo de asegurar el buen desempeño del proceso.

El transformador no debe ser sometido a ensayos dieléctricos cuando esté sometido a vacío, pues los valores de los mismos resultan fuertemente alterados.

Para la medición del punto de rocío el N2 deberá permanecer por lo menos 24 hs, en el interior del transformador para el completo equilibrio con la humedad relativa de la superficie de las aislaciones.


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La medición debe ser realizada en períodos de poca variación de la temperatura ambiente (primeras horas de la mañana).

Aplicaciones Recepción de transformadores nuevos: Si se verifican alteraciones en el sistema de presurización, se recomiendan los procesos

1) y 2). En caso de averías del mismo, se recomiendan los procesos 3), 4) y 5). La elección del proceso será función de la evaluación de las condiciones de

contaminación a través de mediciones de punto de rocío y resistencia de aislación. Transformadores con aceite aislante contaminado Con humedad, puede utilizarse cualquiera de los procedimientos descriptos. Los mas

indicados son los que implican la aplicación de vacío por ser más efectivos. Transformadores con la parte activa contaminada a) Aislaciones con alta humedad relativa superficial. Recomiéndase el proceso de Hot

Spray 5). b) Bobinas contaminadas con barros. Se debe utilizar equipo con dispositivo de tierras

Fuller, para regenerar el aceite que limpia la parte activa. Transformadores con bobinas separadas Para los casos en que la parte activa fue expuesta por un largo período de tiempo al

aire, recomiéndase el proceso Hot Spray 5).

Tratamiento de aceite aislante

El aceite aislante debe ser sometido a tratamiento siempre que: Sea transportado para llenado de transportadores independientemente del medio de

transporte utilizado (tanque- tambores ). Presente en uso, alteraciones de sus características físico - químicas, o cuando la

cantidad de gases disueltos excedan los valores límites aceptables.

Tipos de proceso de tratamiento

a) Reacondicionamiento de aceite por proceso de termovacío y filtrado que

puede hacerse con transformador desenergizado o bien energizado.

El proceso consiste en la circulación del aceite por equipo que posee

dispositivos de calentamiento, filtrado y cámara de desgasificación y

deshidratación.

b) Regeneración del aceite con tierras activadas.

Con transformador desenergizado


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Recomendaciones:

Las condiciones de vacío y temperatura deben ser:

< 5 Torr. 60ºC

5 Torr. 80ºC

Aceites que durante su transporte presentan contenido de agua entre 20 y 30

ppm pueden ser tratados en la propia cuba del transformador a la que se

transfiere a través del equipo de tratamiento.

Aceites aislantes que durante el transporte o manipuleo presenten alto

contenido de agua y bajas características dieléctricas, recomiéndase que el

mismo sea tratado en los tanques auxiliares antes de ser colocado en el

transformador.

Usualmente durante este proceso se hace simultáneamente el secado del

transformador por circulación de aceite según 1).

El control del proceso se hace por mediciones de rigidez dieléctrica, pérdidas y

contenido de agua.

El proceso debe alcanzar los siguientes valores:

Unidad Norma Aceite Nuevo Aceite Usado

< 230 kV 230 kV < 230 kV 230 kV

Rigidez

dieléctrica

kV IRAM

2341

60 60 45 55

Factor de

Potencia

% ATSM

D-924

0.01 0.01 0.3 a 1 0.3 a 1

Contenido

de H2O

ppm Karl

Fischer

20 10 20 15

Contenido

de gases

% en V

V

2 0.5 0.5

Con transformador energizado


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La ventaja de este proceso es no interrumpir el suministro de energía.

Normalmente se usa un equipo de bajo caudal.

Recomendaciones:

Las condiciones de temperatura y presión son las mismas del caso anterior.

El caudal del equipo debe ser en torno de 2500 lts./h. (normalmente este

proceso se aplica a trafos grandes) a fin de evitar la formación de turbulencias

en el flujo de aceite dentro del transformador cuya consecuencia es la

formación de burbujas de aire y calentamiento.

La entrada y salida del aceite del transformador deben ser diametralmente

opuestas siendo respectivamente en la parte superior e inferior de la cuba. Si el

trafo no dispone de estas facilidades las mismas deberán ser adaptadas a fin de

permitir la ejecución del proceso correctamente.

El equipo de tratamiento debe ser colocado lo más próximo posible al

transformador, a fin de permitir que el conjunto equipo-transformador se

mantenga bajo observación constante.

Croquis de circuitos a emplear:

Deben hacerse 2 by-pass, uno interno del equipo y otro externo entre la entrada

y la salida del transformador, este último en lo posible debe hacerse con una

manguera transparente que permita observar la existencia de burbujas de aire

en el circuito, permitiendo su purga durante el comienzo del proceso,

posteriormente se anula.

Durante el proceso no hay necesidad de desactivación del relé Bucholz siendo

recomendable que el mismo sea drenado para eliminar eventuales depósitos de


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gas existentes. En caso de actuación del mismo durante el proceso, el equipo

debe ser desconectado para efectuar observaciones.

Durante el tratamiento deberá ser cuidada la elevación de temperatura del

aceite en relación a la carga y al ambiente, a fin de que el transformador trabaje

dentro de los límites establecidos. También debe ser observado el nivel de

aceite tanto en la cámara de vacío como en el tanque de expansión del

transformador, debiendo mantenerse dentro de los límites permitidos.

Este proceso presenta una gran ventaja, poder ser suspendido en cualquier

momento, permitiendo que durante la noche o fines de semana el tratamiento

pueda ser parado, reiniciándolo al otro día o semana siguiente. En estos casos,

deberá repetirse el proceso inicial con el circuito del By-pass externo.

El control del tratamiento se realiza mediante el ensayo de muestras

periódicamente retiradas en la entrada del equipo antes de pasar por el filtro y

cámara de vacío. Los ensayos son los mismos del caso anterior.

Elementos y Equipos Electricos - facultad.efn.uncor.edu · La presente Norma cubre los requisitos...

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