Curso Introducción al mantenimiento en los Sistemas de Distribución .pdf

UNIVERSIDAD UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA VENEZUELA

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EXTENSIÓN FACULTAD DE INGENIERIA

Introducción al mantenimiento en los Sistemas de Distribución subterráneos.

Instructor: Ing. Nerio Ojeda Noviembre 2017


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Tabla de Contenido Tabla de Contenido .......................................................................................................................................... i Instructor ......................................................................................................................................................... 1 Introducción. ................................................................................................................................................... 2 Objetivos del Curso. ....................................................................................................................................... 3 Objetivo General .......................................................................................................... ................................................................................... ....................... 3 Objetivos Específicos. Espe cíficos. .......................................................... .................................................................................................. ........................................ 3 Sistemas de distribución de energía eléctrica............................................................... 5 Riesgo Eléctrico. ........................................................................................................................................... 42 Mantenimiento. ............................................................................................................................................. 63 Aislamiento. .................................................................................................................................................. 65 Degradación del aislamiento. ................................................. ......................................................................................................... ....................................................................... ............... 66 Ruptura dieléctrica en gases, líquidos y sólidos. .......................................................................................... 67 Ruptura dieléctrica en gases. ........................................................................................................................ 67 Ley de Paschen. ............................................................................................................................................ 68 CANAL PLASMÁTICO, RUPTURA DE RAETHER ......................................................... ................................................................................ ....................... 69 Efecto Corona. .............................................................................................................................................. 70 Ruptura dieléctrica en líquidos. .................................................................................................................... 71 Ruptura dieléctrica en sólidos. ...................................................................................................................... 73 Transformadores de Potencia........................................................................................................................ 75 Importancia de Transformadores de Potencia .............................................................................................. 75 Tipos de Transformadores de Potencia ......................................................................................................... 75 Transformadores secos encapsulados ........................................................................................................... 76

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Instructor

Ing. Nerio Ojeda.

Profesor adscrito al Departamento de Potencia. Escuela de Ingeniería Eléctrica. Facultad de Ingeniería. UCV. e-mail:

[email protected] [email protected]

Resumen Curricular. Ingeniero Electricista mención Potencia, graduado en el año 1993 de la Universidad Central de Venezuela (UCV). Entre 1993 y 1995 se desempeñó desempeñ ó como ingeniero de una empresa especialista en sistemas de puesta a tierra y protección contra descargas atmosféricas. Desde el año de 1995 es profesor de la UCV, adscrito al Departamento de Potencia, Escuela de Ingeniería Eléctrica, dictando materias como Sobretensiones Transitorias, Planta y Subestaciones, Canalizaciones y sistemas de distribución, Conversión Electromecánica, Sistemas de Puesta a Tierra y Laboratorios de Máquinas Eléctricas. En el año 2006 obtiene el título de Magíster Scientiarum en Ingeniería Eléctrica de la Universidad Central de Venezuela, ese mismo año es incorporado como profesor al Postgrado de la Escuela de Ingeniería Eléctrica. Ha participado como ponente en congresos como ALTAE, CVIE, SICEL y CODELECTRA, también ha sido expositor en Jornadas de la UCV y UNEXPO. Desde el año 2002 es considerado como árbitro de diversos congresos y revistas nacionales e internacionales. Dentro de las actividades de extensión se tienen más de 100 cursos dictados tanto dentro como fuera de la UCV, entre los cuales se encuentran:  Protecciones contra descargas Atmosféricas en edificios y casetas de telecomunicaciones.  Sistemas de Puesta a Tierra.  Calidad de Energía Eléctrica, Aspectos Teóricos.  Calidad de Energía Eléctrica, Mediciones.  Diseño de Instalaciones Eléctricas en Inmuebles.  Riesgo Eléctrico. También ha realizado asesorías en las áreas de Sistemas de Puesta a Tierra, Protecciones contra descargas Atmosféricas, Calidad de la Energía Eléctrica y Tasa de Salida en Líneas. Desde el año 2002, es miembro del Subcomité Técnico Sc-7, Instalaciones Eléctricas de CODELECTRA.

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Introducción. La intención primaria de este curso es indicar las características generales que deben considerarse para realizar el mantenimiento de los elementos importantes de un sistema de distribución.

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Objetivos del Curso. Objetivo General Establecer las estrategias para la realización del mantenimiento en un Sistema de Distribución Subterráneo.

Objetivos Específicos. Presentar las características más importantes de un Sistema de Distribución. Analizar la seguridad en trabajos de mantenimiento en Sistemas de Distribución Subterráneos. Presentar las características representativas de los materiales aislantes. Conocer los dispositivos de seguridad. Analizar los ensayos que se pueden realizar en muestras de aceite dieléctrico. Describir los factores que afectan al aceite dieléctrico. Describir los factores que afectan al aislamiento sólido. Presentar los ensayos a realizar en los transformadores de potencia. Analizar los ensayos de: medición de aislamiento, descargas parciales y tangente delta en transformadores.  Introducir los registros de termografía en el mantenimiento de transformadores.  Establecer las pruebas que se pueden realizar en los cables de una instalación         

TEMARIO  Sistemas de Distribución.  Elementos y equipos de un sistema de Distribución subterráneo.  Riesgo y seguridad eléctrica.  Materiales con aislamiento.  Pruebas eléctricas orientadas en el mantenimiento de los elementos del sistema de distribución subterráneos. CONTENIDO PROGRAMÁTICO  Sistemas de distribución, definición, tipos y clasificación.  Subestación de distribución. Bancadas, alimentadores, tanquillas, sótanos de transformación, casetas de transformación.  Transformadores, tipos, características constructivas más representativas, partes. Pruebas.  Interruptores, tipos, características constructivas más representativas, partes. Pruebas.  Cables en los Sistemas de Distribución, tipos, características constructivas más representativas, partes. Pruebas.  Riesgo Eléctrico. Aspectos Básicos. 3


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      

Corriente por el cuerpo humano. Parámetros vinculados con la corriente peligrosa. Representación Circuital del cuerpo. Procedimientos para realizar trabajos de mantenimiento eléctrico. Equipos vinculados con la protección de personas en el sistema de distribución subterráneo. Instrumentos de Medición: Medición de corriente, Voltaje, Continuidad, entre otros. Utilización de los equipos. Estrategias para el mantenimiento de un sistema de distribución subterráneos. Medición de Aislamiento. Normas relacionadas. Localización de fallas en cables subterráneos. Normas relacionadas. Ensayos en transformadores de distribución. Normas relacionadas.

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Sistemas de distribución de energía eléctrica. Los sistemas de distribución de la energía eléctrica son aquellos que se encargan de suministrar la energía al consumidor, haciendo la transferencia desde los sistemas de transmisión y subtransmisión. El sistema de distribución se divide en dos partes: redes de media tensión, que son las que operan a tensiones menores o iguales a 34,5kV y redes de baja tensión, que son las que operan a tensiones menores o iguales a 1000V.

Figura Sistema de Distribución

Sistema Primario. En la distribución de energía eléctrica, se suele designar con el nombre de voltajes primarios a las tensiones de nivel intermedio que preceden inmediatamente a las tensiones de utilización o tensiones secundarias. Las tensiones usadas en el sistema primario se encuentran en una gama entre 2,4 y 25 kV Tomando referencia a CADAFE el sistema de distribución incluye todas las instalaciones hasta 34,5 kV, se origina en las salidas de una subestación de producción 115/34,5 y 13,8 kV y termina en el sistema de mediciones del cliente. En otra definición tenemos como concepto de sistema de distribución: un conjunto de elementos encargados de suministrar la energía desde una subestación de potencia hasta el usuario

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Definiciones principales. Subestación: Conjunto de equipos utilizados para dirigir el flujo de energía en un sistema de potencia y garantizar la seguridad del sistema por medio de dispositivos automáticos. Subestaciones de Maniobra: lugar donde se orienta o distribuye el flujo de potencia a diferentes áreas del sistema. Interruptores: Dispositivo electromecánico que tiene por función principal conectar y desconectar el circuito eléctrico entre contactos separables bajo condiciones normales o de falla. Tanquillas: Pequeño recinto en un sistema subterráneo, con la finalidad de instalar, operar o mantener equipo o cable, provisto de una abertura para el acceso al personal. Sótanos de Transformación: Recinto al cual se accede por una abertura en un sistema subterráneo y por la que pueden entrar personas designadas para instalar cables, transformadores, cajas de empalmes y otros dispositivos y para hacer conexiones y pruebas. Caseta de Transformación: Recinto superficial o sobre tierra donde se encuentran transformadores, cables y donde se alojan los tableros de baja tensión y control de los sistemas de alumbrado público. Transformadores de medida: Aquellos elementos destinados a reducir las tensiones y corrientes a magnitudes acordes a los equipos de protección y medida. Protecciones: Conjunto de dispositivos capaz de eliminar cualquier perturbación en el sistema eléctrico para evitar la destrucción de equipos e instalaciones por causa de una falla que podría iniciarse de manera simple y después extenderse sin control en forma encadenada. Coordinación de Protección: Aplicación sistemática de los dispositivos de protección que en respuesta de una falla o sobrecarga, sacará de servicio sólo una mínima cantidad de equipos. Función de un sistema de distribución La función de la red de distribución es tomar de la fuente la energía eléctrica en bloque y distribuirla a los usuarios en los niveles de tensión normalizados y en las condiciones de seguridad exigidas por los reglamentos. Las tensiones de distribución generalmente utilizadas por CADAFE son 34,5 kV y 13,8 kV. Los sistemas de distribución se presentan en varias configuraciones: radial, anillo cerrado, anillo abierto. La configuración que generalmente presentan los circuitos de CADAFE es radial, pero los mismos se interconectan por medio de seccionadores de operación normalmente abiertos (NA). Estructura de un circuito de distribución: Definiciones. Un circuito de distribución está compuesto por los siguientes elementos: Subestación de distribución: son en general subestaciones reductoras de tensión de la cual derivan los alimentadores de distribución. Las relaciones de transformación que manejan las subestaciones de distribución de CADAFE son en su gran mayoría 115 / 34,5 /13,8 kV y 34,5 / 13,8 kV. 6


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Alimentadores de distribución: es todo el circuito eléctrico que transmite la energía desde la subestación de distribución hasta los puntos de consumo. Circuito primario: es la parte del alimentador que opera en la misma tensión que la barra secundaria de la subestación de distribución (generalmente 13,8 kV). Circuito secundario: es la parte del alimentador de distribución que opera en baja tensión desde los trasformadores de distribución hasta las acometidas de los suscritores. Troncal del alimentador: se define como troncal de un circuito o alimentador de distribución a la ruta o camino de mayor kVA de carga por metro lineal de recorrido. Ramal del alimentador : es una derivación directa, trifásica o bifásica del circuito troncal y se entiende por las rutas secundarias de una zona o sector. Clasificación de los sistemas de distribución en media tensión. [4] Básicamente los sistemas de distribución de la energía eléctrica se clasifican en tres tipos:  Líneas Aéreas. 

Líneas subterráneas.

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Líneas mixtas (algunos tramos aéreos y otros subterráneos).

Líneas Aéreas. Son aquellas en donde los conductores van instalados por encima del nivel del suelo. Para mantener los conductores a la distancia mínima especificada en el reglamento, se utilizan apoyos, pudiendo ser estos de acero, hormigón o madera. Sobre estos apoyos se colocarán otros soportes denominados crucetas, en posición horizontal, donde se montarán los diferentes herrajes y piezas que han de sostener y aislar al cable. Los conductores de las redes aéreas pueden ser de dos tipos, desnudos o aislados, desnudos cuando el conductor es metálico en su parte exterior y no lleva ningún material aislante, y asilado aquel que posee una cubierta exterior que protege de posibles descargas por contacto. La elección del tipo de conductor vendrá condicionada por el tipo de instalación. A su vez los conductores pueden disponerse en red tensada o en red posada. Las línea aéreas poseen la ventaja de que el importe inicial por montaje y los gastos de mantenimiento son muy inferiore s a los de las líneas subterráneas, pero poseen como inconveniente el riesgo de electrocución de personas y animales al tratarse de conductores sin aislamiento y del impacto ambiental y visual que produce a l discurrir tanto por medios urbanos como por zonas forestales o agrícolas. Líneas subterráneas. Son aquellas en las que el conductor va situado por debajo del nivel del suelo. Sus costes de instalación y mantenimiento son superiores a los de las líneas aéreas, dado que es necesario ejecutar la construcción de 7


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zanjas, señalización, conductores especiales, sin embargo presentan la ventaja de que es menos peligroso y no rompe la armonía del espacio donde discurre la línea. Dadas estas características la instalación de líneas subterráneas se reserva para instalaciones en ciudades o centros industriales, mientras que las líneas aéreas son más utilizadas en zonas abiertas fuera de los núcleos urbanos o rodeando a éstos. Las líneas subterráneas, así mismo, pueden instalarse en tres modos diferentes: Directamente enterrados. Bajo tubo o conducto. En galerías de servicio.

Líneas mixtas Son una combinación de las líneas subterráneas y aéreas. Criterios básicos de diseño de redes de distribución utilizados por la EDC. Para el diseño óptimo del sistema de distribución eléctrico, el proyectista debe fijar o definir cuáles son los criterios fundamentales que van a guiar o restringir su actividad creativa. Para esto deberá considerar las comparaciones entre los diferentes tipos de esquemas tomando en cuenta aquellos factores de diseños de las cuales las más importantes son:  Seguridad  Calidad del servicio  Confiabilidad  Economía  Flexibilidad  Reserva  Operación y mantenimiento  Accesibilidad y simplicidad de operación El orden en que se presentan estos lineamientos básicos de diseño es el que naturalmente debe tener un proyecto en el promedio de las situaciones. En ciertos casos, el orden expuesto puede ser alterado con excepción de los tres primeros renglones, puesto que se trata de exigencias que preceden a las demás por razones evidentes. Seguridad. La seguridad a las personas y a la propiedad tiene prioridad absoluta y está garantizada por la observancia del Código de Seguridad Eléctrica (FONDONORMA 0734:2004) y otras normas aplicables, como son las que puedan exigir otras instituciones o servicios. Una adherencia a los requerimientos del Código Eléctrico Nacional (2004) asegurará una instalación eléctrica inicialmente segura, en el sentido de minimizar la posibilidad de fuego y daños accidentales. El Código establece fuertes requisitos, recomendaciones y sugerencias, y constituye la normalización mínima para cualquier proyecto eléctrico. 8


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Calidad del servicio Se incluye aquí aquellos aspectos del servicio eléctrico que garantizan su confiabilidad. Los más importantes son:  Frecuencia  Límites aceptables de tensión  Límites de fluctuación  Desbalance de tensiones (sistemas trifásicos)  Distorsión Armónica Confiabilidad Se entiende por ello la garantía de continuidad del servicio eléctrico. Esta continuidad se mide, generalmente, en términos de la frecuencia probable con que ocurrirán las interrupciones de servicio y, por otro lado, de la duración y tiempo de restablecimiento que ellas exijan. El requerimiento de un grado determinado de confiabilidad de servicio depende de la índole del proceso cuando se trata de una industria o de la importancia de las actividades del usuario, cuando se trata de zonas residenciales, institucionales o de otros servicios públicos, y/o por la magnitud de la carga (mayores a 500 kVA). En ciertos casos, es posible o imperativo que la confiabilidad del servicio a una carga específica deba lograrse a través de medios propios de generación de energía. Economía El costo del diseño del Sistema de Distribución está muy asociado con el grado de confiabilidad del servicio que se desee y con el tipo de construcción (aérea y subterránea). Es obvio que, por esta razón, el proyectista tiene que enfrentar primero una decisión acerca del tipo de Esquema de Servicio que por lo general no responde a su propio arbitrio, sino está impuesto por requerimientos del propio usuario o propietario, o del ordenamiento urbano de la zona. Generalmente, los costos altos están asociados con los sectores con alta densidad de población y con el género de actividades, es decir, la índole de la carga servida (500kVA 2000 kVA). De forma que, cuando hablemos de costos, los marcos generales (donde se sitúa el costo del proyecto) ya están definidos en gran parte por causas que escapan generalmente al criterio del proyectista. Fiabilidad Significa, simplemente, la facilidad de adaptación a los cambios que puedan surgir. En este caso no se trata sólo de cambios en la magnitud de la demanda, lo cual estaría cubierto en la previsión de reserva. La fiabilidad se logra, en general, con la previsión del cubrimiento total del área servida en forma estratégica, la cual incide, lógicamente, en el costo del diseño. 9


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Reservas En todo proyecto de distribución eléctrica, debe contemplarse reserva en el diseño, de una manera u otra, para prever el futuro crecimiento de la carga. Se trata de algo conque están familiarizados los profesionales dedicados a proyectos de esta naturaleza. Los criterios de reserva tienen una importancia capital por cuanto exigen una inversión adicional al costo de construcción, que debe justificarse económica o estratégicamente. En general existen tres formas de hacerlo, que pueden ocurrir por separado o conjuntamente: Reserva en capacidad de carga Reserva en canalizaciones (en redes subterráneas se instalan ductos adicionales) Reserva en espacio físico (es prever espacio para futuras líneas o nuevas unidades de transformadores y/o equipo de distribución). Operación y Mantenimiento Este factor es de suma importancia en la elección de equipos, prácticas de construcción y esquemas de servicio eléctricos, que deberán ser manejados y mantenidos por un personal calificado que tendrá su cargo la responsabilidad de garantizar la continuidad del servicio eléctrico, cuando éste se vea afectado por fallas o en su condición normal de mantenimiento. Las tareas de mantenimiento y operación requieren, además de equipos y esquemas adecuados, prever los espacios suficientes en las estructuras aéreas y subterráneas. Además de los aspectos citados, debe pensarse en un compromiso aceptable cuando se eligen equipos y sistemas sofisticados que luego serán difíciles de reparar o sustituir, o que requieran un alto grado de calificación por parte del personal bajo el cual estarán a cargo. Esto incluye además la simplificación del ¨ stock ¨ de repuestos. En cierto sentido, la normalización de prácticas de construcción y de los tipos de equipamiento tiene un efecto directo en los costos de operación y mantenimiento, que deben ser tomados en cuenta muy seriamente. Accesibilidad y simplicidad de operación Todo sistema eléctrico debe ser diseñado de forma que haya fácil acceso al sistema y a sus equipos, para mantenimiento y reparación de estos últimos y para cualquier posible modificación o alteración del sistema. Además, la simplicidad de operación es un factor importante en la operación confiable del sistema. Deben evitarse operaciones complicadas y peligrosas, sobre todo en condiciones de emergencia. Estos dos factores están muy relacionados con el mantenimiento, bien sea correctivo o preventivo, que se ejecute. La empresa debe especificar al usuario, además del área que requiere para los equipos, la ubicación física de dicha área con respecto al resto de la edificación. Esto debe hacerse por medio de planos bien detallados que deben ser partes del proyecto de la compañía. De igual forma ésta debe solicitar y dejar constancia,

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por escrito, del acceso que debe garantizar el usuario a cuartos de transformación, interruptores, etc., cuando por razones de emergencia o mantenimiento se deban ejecutar trabajos en los mismos.

Criterio de capacidad de diseño de los conductores de distribución Todo circuito primario debe tener un porcentaje máximo de carga igual al 67% o dos tercios (2/3) de su Capacidad de Emergencia, ya que cualquier circuito en estado de falla debe ser respaldado por al menos dos circuitos adyacentes; en otras palabras todo circuito debe tener la capacidad para respaldar en un tercio (1/3) de su capacidad de emergencia a otro circuito adyacente fallado. Capacidad de emergencia o sobrecarga Es la carga máxima que puede soportar un conductor sin sufrir daños irreversibles. Al igual que en la capacidad nominal del troncal, ésta depende de otros factores como la cantidad de ductos ocupados en la bancada donde se encuentra el conductor, etc. Para conductores cubiertos se considera que el 100 por ciento de la capacidad de emergencia equivale aproximadamente al 120 por ciento de la capacidad nominal y para conductores desnudos se asume que la capacidad de emergencia es igual a la capacidad nominal. Criterio de pérdidas técnicas Las pérdidas técnicas en un circuito primario no deben superar el 3% de la demanda máxima coincidente que presenta el mismo. Con este criterio la empresa disminuye los costos de distribución de la energía y evalúa si es conveniente o no colocar compensadores en las líneas para disminuir las pérdidas. Tensiones normalizadas en el sistema de distribución de la EDC. Tensión Nominal: Es el valor asignado a un circuito o sistema para designar su clase de tensión. La tensión real a la cual funciona el circuito varía dentro de una banda que permite un funcionamiento satisfactorio de los equipos a él instalados Tensión Máxima: Es el mayor valor de la tensión que aparece en cualquier instante y en cualquier punto del sistema en condiciones normales de funcionamiento. Este valor excluye las variaciones momentáneas de la tensión, tales como aquellas debidas a maniobras en el sistema, causas accidentales o cambios bruscos del régimen de carga. Tensión Mínima: Es el menor valor de la tensión que aparece en cualquier instante y en cualquier punto del sistema en condiciones normales de funcionamiento. Este valor excluye las variaciones momentáneas de la tensión, tales como aquellas debidas a maniobras en el sistema, causas accidentales o cambios bruscos del régimen de carga. Variación de Tensión: Es el valor, en unidades de tensión, en cualquier instante, de la diferencia entre la tensión máxima y la tensión mínima en un punto del sistema, con respecto a la tensión nominal. Este valor se puede expresar en tanto por ciento con su signo, con relación a la tensión nominal del sistema. 11


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Caída de Tensión: Es el valor en unidades de las diferencias entre la tensión en un punto cualquiera del sistema con la de otro punto más cercano a la fuente, tomado como referencia u origen, debido a la impedancia del circuito eléctrico. Este valor se puede expresar en tanto por ciento con relación a la tensión nominal del sistema. Zona A: Es la gama de tensiones comprendidas entre los límites establecidos para el punto de medición de la energía suministrada por la empresa de servicio de electricidad en condiciones normales de funcionamiento. Zona B: Es la gama de tensiones por encima y por debajo de los límites establecidos en la Zona A, que resulta de las maniobras o emergencias en los sistemas de suministro de energía eléctrica.

Criterio de caída de tensión máxima Los límites de tensión permitidos por caída de tensión, para circuitos primarios, tanto aéreos como subterráneos se muestran en la tabla. Tabla Caída de tensión máxima permitida

Descripción de un Cable El Cable Eléctrico aparenta ser un dispositivo eléctrico simple, pero en realidad, el cable es un sistema de componentes eléctricamente sofisticado. Para entender esto, se pueden examinar dichos componentes y sus operaciones básicas. Por simplicidad se analizará un conductor unipolar, sin embargo este análisis también aplica para cables tripolares. ● Cable sin Apantallamiento 12


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Existen dos componentes básicos en el cable sin apantallamiento: el conductor y el aislamiento eléctrico o también llamado dieléctrico. Un tercer componente usado en algunos cables es una chaqueta externa.

Figura Cable sin Apantallamiento

El Conductor El conductor puede ser de cobre o aluminio con sección sólida o trenzada. La diferencia entre estos dos tipos de secciones es la flexibilidad que proporcionan al cable, los conductores trenzados pueden ser comprimidos, compactados o divididos en segmentos para obtener la flexibilidad, el diámetro y la densidad de corriente deseados.  El Aislamiento El dieléctrico o aislamiento debe proveer propiedades físicas y eléctricas adecuadas entre el conductor energizado y la conexión a tierra más cercana para prevenir descargas. En cables de 600 voltios o de menor voltaje, el espesor del dieléctrico no es mayor que lo necesario para proteger al cable de daños físicos.  La Chaqueta Para aplicaciones especiales, una chaqueta debe ser colocada sobre el dieléctrico. Para ello, existen diferentes materiales que pueden ser utilizados como chaquetas, los cuales proveen la protección química, física y térmica necesaria de acuerdo a la aplicación que se le va dar al cable. 

Cable con Apantallamiento La diferencia entre cables sin apantallamiento y cables con apantallamiento son los componentes semiconductivos que posee este último.

Figura Cable con Apantallamiento 13


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El conductor Los conductores usados en cables con apantallamiento poseen las mismas características que los conductores usados en cables sin apantallamiento.  Pantalla del Conductor La pantalla del conductor es normalmente un material semiconductivo aplicado sobre su circunferencia. Su función es la de uniformizar el esfuerzo de los campos eléctricos, y también provee de una superficie lisa y compatible para la aplicación del dieléctrico. También facilita la realización de empalmes.  El Aislamiento La diferencia entre el aislamiento para cables con apantallamiento y sin apantallamiento son: el material utilizado, la tecnología del proceso y las pruebas que se le realizan. En este caso, el espesor del aislamiento va a depender principalmente del voltaje de operación del cable.  Pantalla del Aislamiento La pantalla del aislamiento es un sistema compuesto de dos partes: una pantalla auxiliar y una pantalla primaria. La pantalla auxiliar usualmente es de un material no metálico semiconductivo sobre la circunferencia del dieléctrico, debe ser lisa, compatible con el aislamiento y en ella debe haber una aceptable caída de bajo voltaje. Y la llamada primaria, es una pantalla metálica en forma de alambre o cinta que se encuentra sobre la superficie de la pantalla auxiliar, la cual debe ser capaz de conducir las corrientes de fuga hacia la conexión a tierra más cercana con una considerable caída de voltaje, y en algunos casos de conducir corrientes de falla.  Chaqueta o Cubierta El cable debe tener un componente que lo proteja del ambiente. Este componente puede ser una chaqueta externa de material sintético, envoltura metálica o una combinación de ellos 

Aislamientos Para la fabricación de cables se usan varios tipos de aislamiento, los cuales están clasificados en termoplásticos y termoestables. Los materiales termoplásticos tienden a perder su forma después de cierta temperatura y no vuelven a su estado original, mientras que los termoestables si recuperan su estado original. Dentro de la gama de aislamientos se pueden encontrar desde el Cloruro de Polivinilo hasta el Polietileno Reticulado con Retardante de Arborescencia. Polietileno (PE) El PE es un material termoplástico, el cual es producido por la polimerización del etileno bajo alta o baja presión. Se caracteriza por su bajo costo, proceso, resistencia química y a la humedad, por sus propiedades eléctricas y su flexibilidad a baja temperatura. Es fabricado a baja, mediana y alta densidad, mientras más alta es la densidad mayor es su dureza, rigidez y resistencia química y térmica. Valores típicos: Resistividad 14


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mayor de 1016 ohm-cm, Constante Dieléctrica igual a 2,3, Factor de disipación de 0,0002 y Absorción de agua menor de 0,1%. Una desventaja del PE es que, como la mayoría de los plásticos, es susceptible a la degradación por efecto corona y también puede degradarse debido a la arborescencia. Polietileno Reticulado (XLPE) El XLPE es un material termoestable compuesto por polietileno o un copolímero de etileno y acetato vinil (EVA) con un agente reticulante que usualmente es un peróxido orgánico. El término “vulcanizado” o “curado” también se usa para designar reticulación. La ventaja del XLPE es que los cables con este tipo de

aislamiento pueden operar a más altas temperaturas que los cables con aislamientos termoplásticos o polietileno no reticulado, por ejemplo, pueden operar en régimen permanente a 90°C y a 130°C en condiciones de emergencia. También poseen buenas propiedades en baja temperatura y mayor resistencia al efecto corona que los materiales termoplásticos; además de tener resistencia a la abrasión y al estrés ambiental. El XLPE también puede presentarse como TR-XLPE, que es el mismo XLPE pero con resistencia a la degradación por arborización. Goma de Etileno Propileno (EPR) El EPR es un material termoestable sintetizado del etileno, propileno y de un tercer monómero, en donde el peróxido es el agente predominante de reticulación entre ellos. Mientras el XLPE es considerado un material altamente cristalino, el EPR se puede encontrar desde amorfo hasta semi-cristalino. El EPR puede ser usado para temperaturas hasta 90°C en régimen permanente o hasta 130°C en condiciones de emergencia. A esto se le suman otras características como lo son las buenas propiedades elásticas, junto con una buena resistencia a bajas temperaturas y al ambiente. Para aplicaciones en media tensión los valores típicos para sus propiedades son: Resistividad de 1016 ohmcm, Factor de Disipación igual a 0,008 y una Constante Dieléctrica de 3,2. Cloruro de Polivinilo (PVC) El PVC, también llamado Vinilo, es un material termoplástico. Los componentes del Vinilo son mezclas mecánicas de resina de PVC, plastificantes, rellenos, estabilizantes y modificadores. Posee una rigidez dieléctrica alta y es intrínsecamente resistente al fuego, humedad y a la erosión. También posee una adecuada resistencia a los ácidos, alcoholes y otros solventes, al igual que puede impartir resistencia a aceites y gasolina. Las máximas temperaturas que puede soportar son 60°C en régimen permanente y 103°C en condiciones de emergencia. Una de las desventajas del PVC es que posee una constante dieléctrica y un factor de disipación altos Polietileno Clorosulfonado (CSP) El CSP es un material termoestable y se obtiene de agregar grupos de cloro y azufre en el polietileno. Esta clase de polietileno cambia la rigidez del plástico a un polímero de goma, el cual puede ser reticulado de diferentes maneras.

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Debido a que el CSP contiene un halógeno, es intrínsecamente retardante al fuego, está clasificado en 90°C. Y tiene excelentes propiedades mecánicas tales como rigidez tensil y resistencia a la erosión, al igual que resistencia química, ambiental y a la humedad

Capacidad de Carga Factores que influyen en la Capacidad de Corriente La capacidad de carga de los sistemas de cables es función de la temperatura máxima que permite el aislante y de las condiciones de la instalación en particular. Los datos o hipótesis aplicados en cada caso se señalan a continuación: Temperatura Máxima en el Cobre y en el Aluminio Esta temperatura está determinada por el tipo de aislante, en el caso de cables aislados. Cuando se trata de líneas aéreas con conductores desnudos, la temperatura en el conductor (cobre o aluminio) se limita, conservadoramente a 75°C, en razón de que a 100°C comienza el proceso de recocido del conductor, con lo cual se pierde parcialmente la resistencia original a la tensión mecánica. Los valores de temperaturas máximas para operación normal de los cables aislados de uso normal, o instalados en nuestras redes son los siguientes: Tabla Temperatura Máxima en el Cobre en Operación Normal. Temperatura máxima en el Aislante cobre Operación normal PVC 600V Goma PVC 600V Polietileno convencional 600V Polietileno vulcanizado 600V Papel plomo 5kV Goma Butyl 5Kv Goma Butyl 10kV Polietileno convencional 5 o 10 kV Polietileno vulcanizado 5 o 15 kV Polietileno Reticulado (15kV) XLPE

60°C 75°C 75°C 90°C 85°C 85°C 85°C 75°C 90°C 90°C

Temperatura Ambiente La temperatura máxima registrada en el valle de Caracas (Observatorio Cajigal) es aproximadamente de 30°C a la sombra. En circuitos aéreos, es recomendable adoptar un valor de temperatura ambiente 10°C mayor que el anterior, para tomar en cuenta así la elevación de temperatura adicional ocasionada por la radiación solar.

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En el caso de cables instalados en ductos subterráneos, la temperatura ambiente a profundidad de enterramiento de las tuberías, es inferior en algunos grados a la temperatura ambiente máxima del aire. En ausencia de medidas reales, se adoptará, en forma tentativa, un valor de 25°C. En cuanto a los conductores instalados en sótanos de transformación (cables de conexión de transformadores) se supondrá una temperatura ambiente de 40°C, que corresponde según normas, a la máxima temperatura alcanzada en un sótano con buena ventilación.

Conductores La C.A. La Electricidad de Caracas utiliza para sus instalaciones en Media y Baja Tensión conductores cuyos calibres son los siguientes: Tabla Calibres de Conductores para Media Tensión Uso Material Media Tensión Cobre 6 AWG, 2 AWG, 2/0 AWG Líneas Aéreas Aluminio 4 AWG, 1/0 AWG, 4/0 AWG, 394.5 kcmil Cobre 2 AWG, 2/0 AWG, 250 kcmil, 500 kcmil, 750 kcmil Líneas Subterráneas Aluminio No se usa

Esquemas de Servicio Normalizado Se define ¨ Esquema de Servicio ¨ el diagrama unifilar y características de operación de un punto de transformación de cualquier capacidad, en donde quedan establecidos el tipo de arreglo y equipamiento en el lado primario y secundario del transformador. Estos esquemas se aplican tanto a cargas concentradas como a distribuidas. La normalización de esquemas que establece esta norma implica a su vez la de sus partes y componentes, como se verá más adelante. Algunos esquemas aplicarán solamente a cargas concentradas en razón de la alta confiabilidad de servicio que ellas exigen y por su gran magnitud en la demanda (superiores a los 500 kVA). Dentro de los diferentes Esquemas Universales existentes y aplicados en el sistema de distribución por varias Empresas Eléctricas podemos citar algunos de ellos:  Primario radial  Primario en Anillo  Primario Mallado  Primario Selectivo  Primarios Múltiples  Secundario Selectivo 17


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Secundario Radial A) Radial simple B) Radial ramificado C) Radial mallado  Secundario Mallado A) Network Secundario: Utilizados en cargas distribuidas. B) Spot Network: Aplicado en cargas concentradas de gran magnitud 

Criterios de seccionamiento. En la operación de sistemas de distribución es necesario aislar tramos para la localización y reparación de fallas, y para la ejecución de trabajos programados de construcción o de mantenimiento. El grado de recuperación de un alimentador de distribución, dependerá de su conectividad (interconexión) y segmentación. Considerando los criterios de seccionamiento planteados en se permitirá los siguientes resultados:  La transferencia de carga entre alimentadores, en condiciones normales y de emergencia, buscando reducir las pérdidas.  Liberar capacidad entre alimentadores para diferir inversiones.  Localizar y aislar fallas para recuperar las partes sanas del alimentador y así reducir el tiempo de interrupción del servicio y los costos y penalizaciones asociados.

Segmentación en líneas aéreas En alimentadores urbanos se secciona el troncal cada 500kVA de carga instalada, o cada 250kVA de demanda, o cada un kilómetro. En alimentadores rurales se secciona cada 300kVA de carga instalada, o cada 150kVA de demanda, o cada dos kilómetros.  Se secciona el troncal cada 25%, 50% y 75% de carga instalada con equipos rompe carga.  Cuando un ramal tenga una carga instalada mayor a 300kVA o una longitud mayor a 500m, debe colocarse un seccionamiento al comienzo del mismo.  En zonas rurales esto debe realizarse cuando la carga instalada sea mayor a 150kVA.  Los puntos de transformación con capacidad instalada mayor o igual a 500kVA deben estar conectados al alimentador por dos o más seccionadores.  En transiciones de cables subterráneos a aéreos se coloca un seccionador en la parte del tramo aéreo, y si esa transición es en un troncal o tramo desconectado el seccionador tiene que ser del tipo rompe carga. Interconexión en líneas aéreas  Para las interconexiones se utiliza equipos rompe carga.  Cada alimentador debe cumplir con el Criterio de Capacidad de Carga. 18


COORDINACIÓN DE




Una interconexión debe garantizar que la recuperación de la carga sea la máxima posible.

Salida de Subestaciones de líneas aéreas  Salidas subterráneas: cuando exista un circuito doble copa, es decir que dos alimentadores salgan del mismo interruptor de la subestación se instalará un interruptor cuatro vías preferiblemente dentro de la subestación con el fin de seccionar las dos copas del alimentador. Allí se deben instalar indicadores de falla que a la vez tengan comunicación con el Centro de Control de Operaciones (CCO).  Salidas aéreas: cuando exista un circuito doble copa, es decir que dos alimentadores salgan del mismo interruptor de la subestación se instalará en el primer poste del alimentador un seccionador tipo rompe carga con indicadores de falla con conexión con el CCO.  Los indicadores de falla tienen que ir en lugares visibles y accesibles al personal de la empresa. BANCADAS DE TUBOS DE PVC Canalización subterránea por medio de bancadas de tubos de PVC, se puede tomar como referencia las Normas de Construcción para Sistemas de Distribución Subterráneos de CADAFE 64-87.

Bancada de tubos de PVC A4C-5’’ En la figura se puede observar el tipo de bancadas de tubos de PVC, conformada por cuatro (4) tubos de PVC con un diámetro de cinco (5) pulgadas para alta tensión con envolvente de concreto. Los conductores deberán estar identificados indicando la tensión y las condiciones en que son instalados, cumpliendo con los requisitos mínimos.

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COORDINACIÓN DE


DUCTOS RÍGIDOS DE PVC El diámetro exterior del conductor monopolar XLPE de 15 kV de calibre AWG 2/0 es de 26,90 mm, se determina el área de un conductor monopolar y teniendo en cuenta que son tres conductores por fase que formaría un circuito, se determina el área que ocupan.

 26,90 mm ACONDUCTOR = π × ( 2 ) = 568,32 mm ACIRCUITO = 3 × 568,32 mm = 1704,96 mm

Se determina el área de un ducto rígido de PVC de cinco (5) pulgadas para calcular la ocupación de los conductores en el mismo.

 127 mm ADUCTO PVC = π × ( 2 ) = 12667,69 mm

Se determina el área de ocupación máxima que debe tener cada tubo de PVC:

AMX OCUPCION = 40100% × 12667,69 mm = 5067,07 mm

Ya con estas áreas determinadas, se tiene que el área de ocupación de un circuito cumple con el área máxima de ocupación en un ducto rígido de PVC, con un 13,46 % de ocupación. Para concluir, se utilizará un calibre AWG 2/0 y un tubo rígido de PVC, de 5 pulgadas, con una ocupación máxima de tres conductores.

TANQUILLAS DE PASO Las tanquillas de paso se utilizarán a lo largo de la canalización debido a su distancia de separación entre ambos puntos. Para las tanquillas se toma como referencia principal las Normas de Construcción para Sistemas de Distribución Subterráneos de CADAFE 72-87 donde nos indica las especificaciones que se deben de tener para la construcción de tanquillas.

Figura1 Tanquilla de Paso

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COORDINACIÓN DE


Estas tanquillas se utilizan debido a que es una distancia muy larga y es recomendable instalarla cada 50 metros como máximo a lo largo de su trayecto, de manera que sea más cómoda la instalación o reemplazo de los conductores. También se deberá crear una pequeña pendiente o inclinación que permita el drenaje de la tubería cuando el recorrido es totalmente horizontal entre dos tanquillas de paso y la parte más alta de la pendiente, tendrá una distancia mínima de 450 mm con respecto a la superficie como se muestra en la figura, cumpliendo con las Normas de Construcción para Sistemas de Distribución Subterráneos de CADAFE.

Figura Pendiente entre Dos Tanquillas de Paso

Principales causas de interrupciones en los sistemas de distribución primario de 13,8 kV. La clasificación incluye las siguientes causas: árboles, lluvias, rayos, contaminación, vandalismo, envejecimiento, etc. Estas pueden ocasionar rotura del conductor. Las interrupciones se deben también a la falta de mantenimiento a las líneas, otro aspecto más técnico es que las interrupciones se hacen mucho mayores por la falta de una coordinación adecuada de las protecciones de sobrecorriente, lo que limita la selectividad de los esquemas de protecciones, esto hace que algunas interrupciones que son transitorias se conviertan en efectivas. Fallas en sistemas de distribución primarios de 13,8 kV. El camino normal de la corriente eléctrica está limitado por el aislamiento, el cual puede deteriorarse. El deterioro hace que la corriente altere su recorrido normal y tome un camino desviado, esto es lo que conocemos por falla (cortocircuito). Se debe tener presente que un cortocircuito es una falla, pero una falla no es necesariamente un cortocircuito. Una falla en un conductor es una deterioración parcial o total en la aislación o en la continuidad del mismo. También se puede definir como una falla como el cambio brusco de impedancia en un sistema de potencia. Por otra parte, otra de definición para falla seria [4]: perturbación que se produce en los parámetros eléctricos de un sistema de potencia que trae como consecuencia un cambio brusco en la impedancia de la red, ya sea por causas de los elementos que conforman el propio sistema, por errores de operación o por agentes externos ajenos a la misma. Una falla sobre un sistema de potencia es una condición transitoria y su efecto será eliminado seccionando la misma.

Tipos de fallas eléctricas sobre un sistema trifásico de distribución 21


COORDINACIÓN DE


• • • •

Trifásicas y Trifásicas a Tierra con una incidencia del 20% (falla sobre las tres líneas). Bifásicas con una incidencia del 20% (fallas de línea a línea). Bifásicas a Tierra con una incidencia del 5% (falla línea a línea – tierra). Monofásica a tierra con una incidencia con una incidencia del 55% (falla línea a tierra).

Efectos de los cortocircuitos. El efecto de los cortocircuitos son de dos clases: efecto térmico y efecto dinámico. Efecto térmico: este efecto es debido al calor generado por la circulación de altas corrientes, que tiende a producir fusión y combustión de los materiales. Efecto dinámico: es producido por las fuerzas de reacción electromagnéticas entre los conductores que portan las corrientes de cortocircuito, que tiende a romper la estructura mecánica del equipo o circuito

Sistemas de protección Los sistemas de protección poseen importancia dentro de los sistemas de potencia, dado que ellos son los encargados de mantener el servicio eléctrico de una forma estable, resguardando a los equipos de las fallas. La necesidad de los sistemas de protección en los sistemas de potencia es tan importante como lo pueden ser los generadores o transformadores, ya que no es posible operar un sistema de potencia sin un adecuado sistema de protecciones. Los sistemas de protección son los dispositivos, adecuadamente ajustados y coordinados, encargados de detectar la falla, localizarla, y retirar rápidamente del sistema la parte fallada, permitiendo que el resto del sistema continué prestando un buen servicio. Por otra parte los sistemas de protección también son definidos de la siguiente forma: los sistemas de potencia están dotados con dispositivos que permiten reconocer, localizar e iniciar el proceso de remoción o despeje de una falla u otra condición anormal, a fin de evitar los graves daños que se les puede ocasionar a los equipos que integran el sistema de potencia. Este conjunto de dispositivos conforman el sistema de protección de la red, garantizando la confiabilidad y seguridad del sistema.

Funciones específica de los sistemas de protección Para despejar cualquier falla, se realizan funciones específicas, que identifican a los equipos necesarios y suficientes para reconocer, localizar y procesar el despeje de una falla u otra condición anormal de operación. Las funciones son reductoras: función reductora, detectora, interruptora y restablecedora, y las funciones especiales.

Función reductora: capta los parámetros eléctricos en que se encuentran los valores en que opera el sistema de potencia y los reduce a los niveles de operación de los equipos detectores que conforman el

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COORDINACIÓN DE


sistema de protección. Estos valores reducidos pasan a formar la imagen del sistema eléctrico en valores secundarios, tratando de que los mismos sean una réplica fiel de las cantidades primarias medidas. Función detectora: procesa la información secundaria procedente de la función reductora de acuerdo a un patrón de referencia interna y decide si debe de dar orden de accionamiento o no al dispositivo de interrupción correspondiente. Función interruptora y restablecedora: está formada por los elementos que se encargan de interrumpir el paso de la corriente, cuando ocurre un cortocircuito y luego devolver de nuevo el paso de la misma, una vez despejada la falla. Los equipos que cumplen con esta función son los interruptores de potencia, fusibles, reconectadores y seccionalizadores. Funciones auxiliares: están representados por las fuentes de poder independientes, baterías, el cableado secundario de los transformadores de corriente y de tensión, el cableado de corriente continua de control, etc.

Características funcionales especiales que debe poseer la protección. Los sistemas de protección deben cumplir con una serie de características para permitir una operación segura del sistema de potencia en condiciones normales y de falla. Entre las características tenemos:

Confiabilidad: se requiere que ninguno de los equipos de protección presente fallas propias o anomalías de funcionamiento, las protecciones deben de estar dispuesta para el momento que se requieran, y actuar en su debido momento. Para lograr estas características se deben cumplir con las siguientes pautas: diseño correcto, instalación correcta y mantenimiento adecuado. Selectividad: debe operar para lo que se requiere. Las protecciones deberán ser capaces de localizar la falla para despejarla, retirando del sistema únicamente la parte afectada, en otras palabras la falla debe ser despejada por los dispositivos que la limitan y no otros. Seguridad y estabilidad: el sistema de protección debe de ser capaz de soportar cargas máximas o cortocircuito externo a la zona protegida sin que opere. Sensibilidad: el sistema de protección deberá ser capaz de detectar pequeños valores o variaciones de la magnitud actuante que afecten el sistema en cualquier lugar. Debe de ser sensibles para los valores mínimos de cortocircuitos y los niveles máximos de desbalance. El sistema de protección debe trabajar con el mínimo nivel de cortocircuito a tierra o fase, también debe de ser capaz de detectar la menor de las fallas. Velocidad o rapidez: menor será el daño del equipo mientras más rápidamente se despeja la falla, como también se evita daños a otros equipos y personas cercanas al equipo con la perturbación, favoreciendo la estabilidad del sistema. Zonas de protección. 23


COORDINACIÓN DE


Se define como zona de protección a las áreas físicas dentro del sistema eléctrico limitadas por elementos que realizan la función interruptora. Una buena zonificación debe tomar en cuenta que ningún punto del sistema eléctrico quede desprotegido; cualquier falla dentro de la zona (incluyendo el borde) debe ser visto por los elementos detectores apropiadamente, cualquier otra falla exterior a la zona no debe ser visto por sus dispositivos detectores. Cuando ocurre una falla en cualquiera de las zonas de protección, el sistema de protección debe emitir la orden de disparo a todos los dispositivos pertenecientes al área donde ocurrió la falla, con la finalidad de eliminar todas a las alimentaciones a la falla. Equipos de protección presentes en un sistema de distribución Los equipos de protección presentes en un sistema de distribución aéreo son:   

Reconectadores Fusibles Seccionadores

Reconectadores. Un reconectador es un aparato de desconexión automática el cual cumple las funciones de detección de falla, interrupción y reconexión del circuito fallado. Es utilizado en circuitos de distribución en 13,8 kV y 34,5 kV. Los reconectadores seccionan el circuito en varias partes a lo largo del trayecto que va desde la subestación hasta el final del circuito. En el momento que ocurre una falla, el reconectador detecta la sobrecorriente y la interrumpe, después de transcurrido el intervalo de reconexión este reconecta automáticamente la línea. Esta operación se repite tantas veces como operaciones posea el reconectador. Si después de la última operación la falla persiste se produce la apertura definitiva del dispositivo, requiriendo de una operación manual para cerrar el reconectador nuevamente. Estos equipos están localizados generalmente en los siguientes puntos: • • •

En S/E como protección principal del alimentador. A lo largo de líneas para seccionar largos alimentadores. En derivación a ramales importantes.

Fusibles. Un fusible es un dispositivo utilizado para proteger equipos eléctricos contra corrientes de falla. Si se presenta una falla permanente, el fusible colocado en el lado de la falla se funde, dejando el circuito abierto durante la penúltima operación del dispositivo de respaldo, si éste está perfectamente coordinado con el fusible. De esta manera es aislada la falla por la apertura del fusible y del dispositivo de respaldo, el cual

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COORDINACIÓN DE


volverá a su posición original (normalmente cerrado), restableciendo el servicio en todo el circuito, con excepción del tramo fallado. Los fusibles se emplean indistintamente en alta y baja tensión, también como protección de trasformadores de distribución, en derivación de líneas de distribución donde se utilizan para proteger ramales.

Coordinación de protecciones. Se define como coordinación de protecciones en seleccionar las características y ajustes de los equipos para que el sistema de protección realice su función cumpliendo con las características funcionales especiales de sus equipos.

Coordinación entre reconectadores y fusibles. Se pueden distinguir dos casos, reconectador-fusible y fusible-reconectador. En ambos, se usa el método de trazado de curvas del reconectador y del fusible, con el fin de obtener el rango de corrientes de cortocircuito en que existe coordinación. • Coordinación de reconectador con fusible en el lado carga (reconectador-fusible): en este caso el reconectador deberá detectar las fallas ocurridas en su zona y también las de la zona del fusible. Por lo tanto, el fusible debe operar después de la característica rápida y antes de la lenta del reconectador. • Coordinación de reconectador con fusible en el lado fuente (fusible-reconectador): el fusible en este caso, protege el sistema de fallas internas en el transformador, o en la barra de la subestación, que no pueden ser detectadas por el reconectador.

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COORDINACIÓN DE


En la tabla se puede mostrar la escogencia de la capacidad en amperio del Protector de Red estándar en relación a la capacidad del transformador según el voltaje en baja tensión. En la empresa EdeC son muy utilizados los protectores de Red de la marca y modelo Cutler Hammer- Westinghouse, General Electric para condiciones subterráneas e intemperie. A manera de guía, es conveniente fijar el protector de red aproximadamente entre 130% y 150% del valor nominal del transformador. Los protectores de red son dispositivos fijados al máximo, mientras que los transformadores tienen una considerable capacidad de sobrecarga. Amperio de los Fusibles del Protector de Red (Amp) 600 800 1200 1600 1875 2000 2250 2500 2825 3000 3500

Amperios de los valores nominales de interrupción (Icc) 30.000 30.000 30.000 30.000 30.000 60.000 60.000 60.000 60.000 60.000 60.000

Valores nominales del Transformador (kVA) 125Y/216V

277Y/480V

347Y/600V

200 200 300 400 500 500 600 600 750 750 1000

500 750 1000 1000 1000 1250 1250 1500 1750 2000

500 750 1000 1250 1250 1500 1750 2000 2250 2500

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COORDINACIÓN DE


DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA CUC Se describe de forma general como están compuestas las redes de distribución primarias que conforman el sistema eléctrico de la Ciudad Universitaria de Caracas (CUC), desde sus respectivas fuentes de alimentación hasta los transformadores de baja tensión de cada una de las dependencias de la Universidad Central de Venezuela (UCV), así como una referencia de los elementos que las componen y las cargas a servir por cada red. Dicho sistema está conformado por dos redes radiales en distintos niveles de tensión, la más grande de ellas es la correspondiente al nivel de 4,8 kV y la otra al nivel de 12,47 kV.

Red Primaria en 4,8 kV La red de distribución primaria en 4,8 kV es en su totalidad una red de distribución radial. Se origina en la S/E Chaguaramos propiedad de CORPOELEC, la cual se encuentra en las cercanías de la UCV. A continuación se describen las subestaciones, las canalizaciones subterráneas y los puntos de transformación que componen esta red.

S/E Chaguaramos La S/E Chaguaramos es la que suministra la energía eléctrica a la red primaria en 4,8 kV. Está constituida por una barra seccionada con interruptor de enlace normalmente cerrado, donde una de las secciones tiene conectado 3 unidades de transformación y la otra solamente una unidad. Tabla Características nominales de los transformadores de la S/E Chaguaramos Relación de Tipo de Impedanci SNom SForzada transf. [kV] conexión a Xcc [%] [kVA] [kVA] Chaguaramos 1 6,5 Chaguaramos 2 8,26 28,8/4,8 Delta-delta 3000 3750 Chaguaramos 3 8,26 Chaguaramos 4 6,55

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COORDINACIÓN DE


La subestación está compuesta a su vez por 8 circuitos correspondientes a 8 celdas tipo intemperie, cada una con un interruptor extraíble en aceite, así como todos los equipos necesarios para su funcionamiento y operación. De los 8 circuitos, 5 son los que suministran energía en ergía a la CUC, siendo estos últimos identificados como A4, A5, A6, A7 y A8. Los alimentadores correspondientes a los circuitos A6 y A8 van directamente a un centro de distribución dentro de la CUC llamado S/E UCV, donde son recanalizados para alimentar las diversas dependencias de la UCV. Por su parte, los otros 3 alimentadores (A4, A5 y A7) suministran directamente la energía ene rgía eléctrica a zonas específicas dentro de la UCV. Por ejemplo, el A4 y el A5 suplen la carga correspondiente al Hospital Clínico Universitario (HCU), siendo el A4 el alimentador principal y el A5 el alimentador de respaldo dentro del esquema de primario selectivo contemplado para el HCU. Del alimentador A5 se desprende una derivación (A5C1) destinada a alimentar la carga correspondiente a la Facultad de Ciencias de la UCV. Y finalmente el alimentador correspondiente correspondie nte al circuito A7 es el responsable de suplir la carga compuesta por las Facultades de Ingeniería y Arquitectura junto con la Parroquia Universitaria.

3000 kVA 28.8/4.8 kVA 6.5 %

3000 kVA 28.8/4.8 kVA 8.26 %

3000 kVA 28.8/4.8 kVA 8.26 %

3000 kVA 28.8/4.8 kVA 6.55 %

NC

A1

A2

A3

A4

A5

(U.C.V.) (U.C.V.) Hospital Hospital Universitario Universitario y Fac. de Ciencias

A6

A7

A8

(U.C.V.) S/E U.C.V.

(U.C.V.) Ingeniería

(U.C.V.) S/E U.C.V.

Figura Unifilar de la S/E S/E Chaguaramos 28


COORDINACIÓN DE


S/E UCV La S/E UCV es en sí, un centro de distribución de cargas cuya función principal es recibir la energía eléctrica y recanalizarla a los distintos puntos de consumo dentro de la CUC. Se ubica en la zona norte de la CUC, al lado de la Escuela de Medicina Tropical en donde se encuentra también la sala de bombas. Dicha subestación carece de unidades de transformación y está constituida por dos barras con interruptor de enlace normalmente abierto. La Barra I de la S/E UCV está conectada al alimentador A8 que llega a través de las bancadas subterráneas desde la S/E Chaguaramos, pasando por un seccionador manual en aceite de 4 vias y llegando finalmente a un panel eléctrico de 8 celdas. De dicho panel se derivan 6 circuitos denominados A8C1, A8C2, A8C3, A8C4, A8C5 y A8C6; de los cuales el circuito A8C1 se encuentra desincorporado. Estos circuitos son los que suministran la energía eléctrica a la gran mayoría de las dependencias de la UCV. La Barra II de la S/E UCV está conectada al alimentador A6 que, al igual que el A8, llega a través de las bancadas subterráneas directamente a un seccionador manual de 3 vias que hace las veces de barra. De ella se derivan dos circuitos denominados A6C1 y A6C2 y al igual que sus similares del alimentador A8, son los que suministran la energía eléctrica al resto de las dependencias. Tipo: RAC 15kV 600 A ID-115 ID-11535 35 ID-115 ID-11536 36 ID-115 ID-11537 37 ID-115 ID-11538 38 OF F ON

A8

ID-21217 Tipo:GRAL-M 7,5kV GRAL 354M 400 A

ID-11534 Tipo: TRAM-M TRA21-376M-40M 15kV 600 A

ON

OFF

ON

600 A

ON

ON

600 A

400 A

CD1256 CD0414

CD 0407

CD1429

CD4218

S/E Santa Rosa A6-C2

ENTRADAS

A6-C1 CD4219 ENTRADAS A6

A8 CD4180

Barra II de 4.8 kV S/E U.C.V. Circuitos de Distribución Internos de la Ciudad Universitaria

P

C1

C2

C3

C4

C5

C6

Barra I de 4.8 kV S/E U.C.V.

Figura Diagrama unifilar de de la S/E UCV UCV 29


COORDINACIÓN DE


El panel eléctrico de distribución conectado al alimentador A8 posee internamente una protección contra fallas a tierra y las protecciones de cada circuito están basadas en la utilización de relés magnéticos de sobrecorriente por fase. Tabla Características nominales de la Barra I de la S/E UCV Número de fases: 3 Tensión nominal de operación: 4.8 [kVRMS] Nivel básico de aislamiento: 95 [kV pico] Corriente nominal: 1200 [ARMS] Capacidad simétrica de cortocircuito: 44 [kARMS]

Canalizaciones Subterráneas Las canalizaciones subterráneas de la red primaria en 4,8 kV están compuestas por diferentes tipos de conductores, los cuales difieren no solo en su calibre sino también en su tipo de aislamiento y configuración (monopolar o tripolar). En general, todos los circuitos radiales que componen la red están concebidos bajo la premisa de que el conductor troncal es el de mayor calibre y a medida que se vaya dejando carga o haciendo derivaciones, estas son de menor calibre que el troncal. De esta manera se reducen los costos asociados a la compra de conductores en comparación a usar el mismo conductor en cualquier tramo del circuito, sin embargo, debido a los problemas comunes que se presentan en estos casos como la disponibilidad de los distintos calibres o los cambios de emergencia que se deben hacer en los tramos debido a las fallas en los conductores a lo largo del tiempo, hacen que la combinación de los tipos de conductores en los circuitos no corresponda a lo antes expuesto.

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COORDINACIÓN DE


Tabla Tipos de conductores entre tanquillas para el año 2000 Circuito Tipo de Conductor Tanquillas 500 PLT 15kV AT- 134;135 250 PLT 15kV AT- 125;126;128 250 PVC 15kV AT- 125B A4 AT- 130;132;133 #2 PLT 15kV ST- 22;23 #2 PVC 15kV AT- 129;137 250 PVC 15kV AT- 110 AT- 84;85;85c;85d 4/0 PVC 15kV CT- 43 2/0 PVC 15kV AT- 109;112;113;114;115;116;117 ST- 42 2/0 PVC 5kV AT- 87 A5-C1 AT- 118;119;120;121 #6 PVC 5kV ST- 41 AT- 88;111;117b;117c #2 PVC 15kV CT- 28;42;44 #2 PLT 5kV AT- 86 250 PLT 15kV AT- 125;126;128;134;135 250 PVC 15kV AT- 125B;129 AT- 130;132;133 A5-C2 #2 PLT 15kV ST- 22;23 #2 PVC 15kV AT- 137 #2 PLT 15kV AT- 68;82;83 AT- 65;66;67 AE #2 PVC 15kV ST- 24

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COORDINACIÓN DE


Circuito A6-C1

A6-C2

A7

A8-C2

Tipo de Conductor 500 PP 5kV ATAT250 PVC 15kV CT4/0 PP 5kV AT250 PVC 15kV AT250 PVC 5kV CTAT250 PP 5kV ST4/0 PVC 5kV STAT4/0 PP 5kV STAT4/0 PLT 5kV STAT1/0 PP 5kV STAT250 PVC 15kV ST250 PLT 5kV ATAT2/0 PLT 15kV ST2/0 PVC 5kV STAT1/0 PP 5kV STAT#2 PPP 5kV CTATST#2 PLT 5kV CT500 PP 5kV AT250 PVC 5kV ATAT4/0 PP 5kV ST-

Tanquillas 2;54;55;56 57;58;78;78b;107;108 37 59;60;61;62;63;64 19;94;95 8 13 6 35;36 2;3;14;20;22;92 7 93 38 23;24;25;26;27;28 9 43;92 16;17 44;45;135;136;137;138;139;140;141 7;40;41 37 48;49 18;19 46;47 33 104;105 32 43 54;55;56 63 58;71;81 26

32


COORDINACIÓN DE


2/0 PLT 15kV 2/0 PVC 15kV 1/0 PP 5kV

Circuito A8-C2

59;60 57;61 62;64;72;73;74;75;76;77;78 20;21;24;30

ATSTCTATATATSTATSTSTATATSTCTATSTATSTCTATATSTATSTATCTPTST-

Tanquillas 79;80;106 21A;25 36 65;66;67 13 2;3;14;15;19;20;28;29;30 2;7 92;93 6;38 6;7 94;95 16;17;18;28b;29;30;30B1;30B2 9 6 99;101 40 99;101;102 40;13 7;40 2;4 3;6;8;40;41;70;89 4;15 5;7 27 51;52 39 31 3

Tipo de Conductor #2 PVC 15kV #2 PP 5kV 250 PVC 15kV 4/0 PP 5kV 4/0 PVC 5kV 2/0 PLT 15kV 2/0 PVC 15kV

A8-C3 1/0 PP 5kV #2 PLT 15kV #2 PVC 5kV 250 PVC 15kV 4/0 PP 5kV

A8-C4

ATATATST-

4/0 PVC 5kV 2/0 PVC 15kV #2 PP 5kV #2 PLT 5kV #2 PVC 15kV

33


COORDINACIÓN DE


A8-C5

#6 PVC 5kV 500 PVC 15kV 350 PVC 15kV

A8-C6

250 PVC 15kV 4/0 PP 5kV

Circuito

ATSTATATATCTAT-

2 2 2;3 4 7;8;9;10 39 5;6

Tipo de Conductor 2/0 PVC 15kV

A8-C6

2/0 PVC 5kV #2 PVC 15kV #2 PVC 5kV

Tanquillas ATSTATSTSTATCT-

40 12;14 11 5 3;4;37 69;70 38

Los números en negrita cursiva significan que el conductor que termina en esa tanquilla (AT), sótano (ST) o caseta (CT) es tripolar.

Puntos de Transformación Los transformadores de distribución de la red primaria en 4,8 kV se encuentran en las cercanías de sus centros de consumo, esto con el fin de disminuir las pérdidas asociadas a los conductores debido al efecto Joule. Los puntos de transformación en nuestro caso son de 3 tipos: (a) Sótano de Transformación, (b) Caseta de Transformación y (c) Poste de Transformación.

Sótano de Trasformación (ST): es cuando el transformador se encuentra en un emplazamiento subterráneo al cual se accede a través de una rejilla normalmente a nivel del piso. Los

34


COORDINACIÓN DE


transformadores que se encuentran en estos sótanos deben ser sumergibles ya que debido a las lluvias estos emplazamientos tienden a inundarse.

Caseta de Transformación (CT): es cuando el transformador se encuentra dentro de una construcción pequeña a la cual se accede a través de una puerta. Los transformadores que se encuentran en estas casetas no necesariamente son sumergibles ya que la caseta no tiene peligro de inundarse y el techo de la caseta los protege de la lluvia.

Poste de Transformación (PT): es cuando el transformador se encuentra en lo alto de un poste a la intemperie. En nuestro caso solo una dependencia tiene su transformador ubicado en un poste y se trata del Edif. de Fluidos o también conocido como el Edif. de Hidráulica de la Facultad de Ingeniería. Los transformadores de la red primaria en 4,8 kV son en su totalidad con delta en el lado de alta y estrella sólidamente puesta a tierra en el lado de baja. Tabla Transformadores de la red de distribución primaria en 4,8 kV Potencia Nombre Nominal Circuito Carga (kVA) Medicina Tropical T_ST20 300 Inmunología T_ST21 750 Escuela de Medicina T_ST24A 150 Inst. Inv. Oncológicas T_ST25 150 A8-C2 Odontología T_ST26 750 T_ST30A 150 Lavanderia y Calderas T_ST30B 150 Sierra Maestra T_CT36 3(100)

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COORDINACIÓN DE


Nombre T_ST6 T_ST7 T_ST13 T_ST38 T_ST40 T_ST43 T_CT6 T_CT7 T_CT40 T_ST3A T_ST3B T_ST4 T_ST27A T_ST27B T_ST15 T_CT39H T_PT31 T_ST2B T_ST3C T_ST5 T_ST12A T_ST12B T_ST12C T_ST14 T_ST39 T_CT38 T_CT39Q T_ST2A T_CT37A T_CT37B T_ST9 T_ST35

Potencia Nominal (kVA) 500 300 500 3(100) 500 300 75 112,5 300 300 300 3(167) 500 500 75 3(100) 3(167) 75 500 75 300 300 300 500 300 3(100) 750 300 750 750 300 750

Circuito

A8-C3

Carga Trabajo Social (R1) y Com. Social (R2) Estadística, Artes (R3) y Comedor Humanidades Bioanálisis Ciencias Políticas Jardín Botánico Alumbrado Público Canchas de Tenis Galpones de Química Aplicada y CP Aula Magna Medicina Experimental

A8-C4

A8-C5

A8-C6

A6-C1 A6-C2

Farmacia Iluminación Pasillo de Ingeniería Ingeniería Sanitaria Ingeniería Hidráulica Sala de Bombas Aula Magna Ingeniería Mecánica D.T.I.C. Rectorado Edif. Comunicaciones y F.C.U. Biblioteca Central Instituto Anatómico Galpones de Farmacia Laboratorio de Química Sala de Bombas Administración y Educación Dirección de Deportes Economía 36


COORDINACIÓN DE


T_ST36 T_CT8

750 3(75)

Potencia Nombre Nominal Circuito (kVA) T_ST16 750 T_ST17A 3(50) T_ST17B 150 T_ST18 500 T_ST19A 225 A7 T_ST19B 150 T_ST32 300 T_ST37 3(100) T_CT33 100 T_CT43IM 3(100) T_ST41 300 T_ST42 750 T_CT28A 3(37,5) T_CT28B 250 A5-C1 T_CT28C 150 T_CT42 750 T_CT43C 100 T_CT44 3(100) T_ST22A 500 T_ST22B 500 T_ST22C 500 A4 Y A5-C2 T_ST23A 500 T_ST23B 500 T_ST24B 500

Casona y Gimnasio Cubierto

Carga Ing. Química, Petróleo, Eléctrica e Hidráulica Ingeniería Eléctrica y Lab. de Química Laboratorio de Química Arquitectura y Urbanismo Ingeniería Básica Centro de Procesamiento de Datos Laboratorio de Química Decanato Biblioteca, Auditórium y Química Parroquia Universitaria I.M.M.E Zoología Tropical Escuela de Química Carpintera Lab. de Ciencias Facultad de Ciencias Física y Matemática

Hospital Clínico Universitario

Decanato de Medicina

37


COORDINACIÓN DE


Red Primaria en 12,47 kV Al igual que la anterior, la red de distribución primaria en 12,47kV es radial y se origina en la S/E Granada, la cual se ubica en las cercanías del terminal La Bandera en la Av. Nueva Granada; en el Anexo 1 se muestran todo los diagramas unifilares correspondientes a esta red de distribución. A continuación se hace una descripción breve de la subestación, las canalizaciones subterráneas y los puntos de transformación que componen esta red.

S/E Granada La S/E Granda propiedad de la EDC es alimentada por la S/E Panamericana en 69 kV y es la que suministra la energía eléctrica a la red de distribución primaria en 12,47 kV. Está constituida por una barra seccionada con interruptor de enlace normalmente abierto, cada sección de barra tiene conectada una unidad de transformación.

Tabla Características nominales de los transformadores de la S/E Granada Relación de Tipo de Impedancia S Nom SForzada transf. [kV] conexión Xcc [%] [kVA] [kVA] Granada 1 7,53 67/12,47 Delta-estrella 15000 28000 Granada 2 7,42 La subestación está compuesta por 8 circuitos correspondientes a 8 celdas tipo intemperie, cada una con un interruptor de potencia, así como todos los equipos necesarios para su funcionamiento y operación; de los 8 circuitos, 3 son los que suministran energía a la CUC, siendo estos últimos identificados como A2, B1 y B2.

38


COORDINACIÓN DE


Granada 1 67/12,47 15 MVA 7,53%

Granada 2 67/12,47 15 MVA 7,42%

NA

A1

A2

A3

A4

Instituto de Higiene e Ingeniería Metalúrgica

B1

B2

B3

B4

Estadios de Beisbol y Olímpico

Figura Unifilar de la S/E Granada La CUC no posee en 12,47 kV un centro de distribución de carga que reciba estos alimentadores y los recanalice hacia sus respectivos puntos de consumo. Por tanto, los alimentadores llegan directamente a los puntos de consumo desde la subestación, lo que implica que de ser necesaria una interrupción del servicio eléctrico, esta debe hacerse desde la S/E Granada. En este nivel de 12,47 kV se utilizó la topología de primario selectivo para todas las dependencias alimentadas bajo este nivel de tensión, en la cual al alimentador que se encuentra conectado se le denomina principal y al otro se le denomina respaldo o emergencia. Los alimentadores A2 y B1 son los responsables de alimentar las dependencias del Instituto Nacional de Higiene y la Escuela de Ingeniería Metalúrgica y Ciencias de los Materiales. Por su parte, los estadios Olímpico y de Beisbol son alimentados por los alimentadores B1 y B2.

Canalizaciones Subterráneas

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COORDINACIÓN DE


Al igual que en la anterior, esta red está compuesta por diversos tipos de conductores. En este caso son cuatro tipos de conductores comenzando desde la S/E Granada con un conductor 500 MCM, continuando después de cierta distancia con 250 MCM y finalizando en los centros de consumo con un conductor 2/0 o en el caso de la Escuela de Ingeniería Metalúrgica con un #2 y todos ellos monopolares y con un aislamiento tipo PVC de 15 kV.

Tabla Calibres de la red de distribución primaria en 12,47 kV Circuito Tipo de Conductor Longitud [m] Dependencia 500 PVC 15kV 1362 250 PVC 15kV 1157 A2C1 2/0 PVC 15kV 80 INSTITUTO NACIONAL DE HIGIENE 500 PVC 15kV 2102 250 PVC 15kV 938 B1C1 2/0 PVC 15kV 104 500 PVC 15kV 1362 A2C2 ESCUELA DE INGENIERIA 250 PVC 15kV 521 METALURGICA Y CIENCIAS 500 PVC 15kV 1968 DE LOS MATERIALES B1C2 #2 PVC 15kV 40 500 PVC 15kV 2272 250 PVC 15kV 370 B1C3 2/0 PVC 15kV 16 ESTADIO OLIMPICO 500 PVC 15kV 2010 250 PVC 15kV 162 B2C1 2/0 PVC 15kV 20 Circuito Tipo de Conductor 500 PVC 15kV 250 PVC 15kV B1C4 2/0 PVC 15kV 500 PVC 15kV 250 PVC 15kV B2C2 2/0 PVC 15kV

Longitud [m] 2272 370 408 2010 162 418

Dependencia

ESTADIO DE BEISBOL

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COORDINACIÓN DE


Puntos de Transformación También los transformadores de la red de distribución primaria en 12,47 kV se encuentran en las inmediaciones de sus centros de consumo y en el caso de los estadios de Beisbol y Olímpico la mayoría de ellos se encuentran en unas casetas a los pies de las torres de iluminación de dichos estadios.

Tabla Transformadores de la red de distribución primaria en 12,47 kV Potencia Nombre Nominal Circuito Carga (kVA) A2C1 y Instituto Nacional de Higiene 1000 T_ST1 B1C1 A2C2 y Ing. Metalúrgica y Ciencias de los Materiales 1000 T_AT12 B1C2 Torre A T_CT1 750 Torre B T_CT2 300 B1C3 y Torre C T_CT3 300 B2C1 Pizarra T_CT4 750 Torre D T_CT5 1000 Nombre T_CT6 T_CT7 T_CT8 T_CT9 T_CT10 T_CT11 T_CT12 T_CT13 T_CT14

Potencia Nominal (kVA) 225 225 225 500 225 225 500 300 500

Circuito

B1C4 y B2C2

Carga Torre A Torre B Torre C Torre D Torre E Torre F Torre G Torre H Cargas Internas

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COORDINACIÓN DE


Riesgo Eléctrico. La gran difusión industrial y doméstica de la corriente eléctrica, unida al hecho de que no es perceptible por los sentidos, hacen caer a las personas en una rutina, despreocupación y falta de prevención en su uso. Por otra parte dada su naturaleza y los efectos, muchas veces mortales, que ocasiona su paso por el cuerpo humano, hacen que la corriente eléctrica sea una fuente de accidentes de tal magnitud que no se deben regatear esfuerzos para lograr las máximas previsiones contra los riesgos eléctricos. Datos indicativos de accidentes de origen eléctricos:  0,30% del total de los accidentes de trabajo con baja.  1% de los accidentes que provocan una incapacidad permanente. En empresas dedicadas a la producción y transporte de energía eléctrica.  3% de los accidentes que causan baja.  50% de los accidentes mortales. Elemento Principal determinante del accidente. 1º - Descuido. 2º - Instalaciones peligrosas de toma permanente. 3º - Instalaciones con defectos temporales. 4º - Debidos a otra persona. 5º - Olvido de normas o peligro 6º - Ignorancia. 7º - Falta de vigilancia. 8º - Error. 9º - Otros casos. El 15% de los accidentes eléctricos son mortales.

Definiciones Tensión: La diferencia de potencial eficaz (rms) entre dos conductores cualesquiera o entre un conductor y tierra. Las tensiones son expresadas en valores nominales a menos que se indique otra cosa. La tensión nominal de un sistema o circuito es el valor asignado para un sistema o circuito de una clase de tensión dada con el propósito de una designación conveniente. La tensión de funcionamiento del sistema puede variar dentro de ciertos límites por encima y por debajo de éste valor. Efectos directos: Los que mantienen relación de causalidad directa con el evento. Efectos indirectos: Los derivados de los efectos directos. 42


COORDINACIÓN DE


Elementos expuestos (Vulnerables): Es el contexto social, material y ambiental representado por las personas y por los recursos y servicios que pudieran verse afectados con la ocurrencia de un evento. Corresponden a las actividades humanas, todos los sistemas realizados por el hombre tales como edificaciones, líneas vitales o infraestructura, centros de producción, servicios, la gente que los utiliza y el medio ambiente. Evaluación del riesgo: Determinación de las posibles consecuencias sociales, económicas y ambientales asociadas a uno o varios eventos como resultado de relacionar la amenaza y la vulnerabilidad de los elementos expuestos. Evento: Es la descripción y registro en el tiempo y el espacio de la manifestación de un fenómeno natural, tecnológico o provocado por el hombre en términos de sus características, magnitud, ubicación y área de influencia. Gestión de riesgos: Capacidad de desarrollar y conducir una propuesta de intervención consciente, concertada y planificada, para prevenir o evitar, mitigar o reducir el riesgo en una localidad o en una región, para llevarla a un desarrollo sostenible. Mitigación: Es toda acción orientada a disminuir el impacto de un evento generador de daños en la población y en la economía. Preparación: Conjunto de medidas y acciones para reducir al mínimo la pérdida de vidas humanas y otros daños, organizando oportuna y eficazmente la respuesta y la rehabilitación. Prevención: Conjunto de medidas cuyo objeto es impedir o evitar que eventos naturales o generados por la actividad humana causen desastres. Riesgo: Es la probabilidad de ocurrencia de consecuencias económicas, sociales o ambientales en un sitio particular y durante un tiempo de exposición determinado. Se obtiene de relacionar la amenaza con la vulnerabilidad de los elementos expuestos. Vulnerabilidad: Es la susceptibilidad a la pérdida o daño de un elemento o grupo de elementos ante una amenaza específica. Factores a consideran en un posible contacto con la Energía Eléctrica El cuerpo humano puede conducir una corriente eléctrica, la cual estará limitada por la impedancia que pueda tener una persona. I



V R

Factores.  Intensidad.  Resistencia.  Frecuencia.  Tiempo de contacto.

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COORDINACIÓN DE


Recorrido de la corriente a través del cuerpo.  Capacidad de reacción de la persona. El cuerpo humano y la corriente eléctrica. En el momento que el cuerpo humano se pone en contacto con alguna superficie o parte metálica con un nivel de tensión o potencial distinto de cero, circulará a través del mismo una corriente eléctrica, los efectos de esta corriente en su paso por las partes vitales del cuerpo humano dependerán de: la frecuencia, la magnitud y la duración. Frecuencia. Uno de los parámetros fundamentales de las variables eléctricas es la frecuencia. En nuestros sistemas eléctricos el valor de la frecuencia es de 60 Hz. Se ha determinado que el cuerpo puede tolerar corrientes de frecuencias de 25 Hz, al igual que a valores de frecuencias entre 3000 – 10000 Hz, o incluso superiores. Entre los 25 y 3000 Hz las investigaciones continúan. Magnitud. Si se considera únicamente la magnitud de la corriente, manteniendo un valor constante de frecuencia (60 Hz), se puede indicar que los efectos fisiológicos de la corriente eléctrica en el cuerpo se pueden resumir en: percepción de la corriente, contracción muscular, inconsciencia, fibrilación del corazón, bloqueo nervioso respiratorio y quemadura. Otro resultados de los problemas o accidentes que puede producir la circulación de corriente por una persona son los siguientes: lesión traumática por caída, lesión traumática por contracciones musculares violentas, muerte por fibrilación ventricular, lesiones o muerte provocadas por quemaduras internas, muerte o lesiones permanentes provocadas por acción tóxica de quemaduras y lesiones permanente por deterioro del tejido nervioso. Se considera como el umbral de percepción un valor de corriente de aproximadamente 1 mA, en otras palabras, la persona puede detectar un ligero hormigueo en las manos. Entre 1 – 3 mA, no produce peligro alguno y su contacto puede ser mantenido. A medida que la corriente va aumentando, en el orden de 9 a 25 mA, se empieza a producir pérdida del control muscular, teniendo como consecuencias: contracciones musculares, dificultad de separarse del punto de contacto, ligeras quemaduras y aumento de la tensión sanguínea. Para corrientes mayores, entre 60 y 100 mA, las contracciones musculares pueden producir problemas respiratorios, estos pueden llegar a producir asfixia (parada de los músculos respiratorios) si se prologan la duración de la misma. También puede ocurrir la muerte debido a un fenómeno cardiaco denominado fibrilación ventricular. La fibrilación ventricular son contracciones anárquicas del corazón que se producen por el paso de la corriente eléctrica de una cierta intensidad y duración a través del corazón. Para su tratamiento se requiere de personal altamente capacitado. Debido a la peligrosidad de este fenómeno es importante determinar el umbral de fibrilación ventricular. 

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COORDINACIÓN DE


Basados en experimentos realizados en animales, el umbral de fibrilación se ha fijado en aproximadamente 100 mA durante 3 s. Magnitudes entre 75 y 3000 mA pueden ocasionar parálisis total de respiración y fibrilación ventricular irreversible. Valores mayores de 3A pueden producir fibrilación ventricular y grandes quemaduras.

Duración. De los experimentos realizados se determinó que el cuerpo humano puede tolerar corrientes relativamente altas sin que se presente fibrilación, en períodos de tiempo muy cortos, (entre 0,03 y 3 s). Los valores aproximados de corriente para que produzca fibrilación ventricular son:  15 mA durante 2 minutos.  20 mA durante 1 minuto.  30 mA durante 35 s.  100 mA durante 3 s.  500 mA durante 0,10 s.  1 A durante 0,03 s Valor de corriente crítica. Estudios realizados por Dalziel desarrollo una expresión donde se considera las características de peso de la persona y el tiempo que una magnitud efectiva de corriente a 60 Hz circularía: IB

Donde; IB = t=

SB =



SB t

Máximo valor de corriente eficaz que puede soportar el cuerpo humano en [A]. Tiempo de duración de la corriente a través del cuerpo en segundos [s]. Es considerado como el tiempo de duración de la falla en la subestación. Se recomienda un tiempo máximo de 3 s para asegurar la validez de la ecuación. Constante de energía determinada empíricamente. Esta constante se encuentra asociada a la energía en el momento del choque eléctrico que puede ser soportada por el 99,5 % de las personas adultas con un peso aproximado de 50 kg, obteniéndose el valor de SB = 0,0135.

De esta expresión se deduce que la corriente máxima tolerable por el cuerpo humano para tiempos menores a tres (3) segundos será. IB

0,116 

t

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COORDINACIÓN DE


Se debe destacar que los parámetros asociados a las expresiones anteriores son la magnitud de la corriente, la duración y el peso de la persona. Para personas con diferentes pesos la constante SB se modifica ligeramente, por ejemplo para una persona de 70 kg se tiene: IB

0,157 

t

Tipos de accidentes eléctricos. Contacto directo. Se llaman así, aquellos en que la persona entra en contacto con una parte activa de la instalación. - Contacto con dos conductores activos. - Contacto con un conductor activo y masa o tierra. - Descarga por inducción. Se llama parte activa al conjunto de conductores y piezas conductoras bajo tensión en servicio normal. Las descargas por inducción son aquellos accidentes en los que se produce un choque eléctrico sin que la persona haya tocado físicamente parte metálica o en tensión de la instalación. Protección contra contactos directos Pueden lograrse de tres formas: - Alejamiento de las partes activas - Interposición de obstáculos - Recubrimiento de las partes activas Trabajos sin tensión  Aislar la parte en que se vaya a trabajar de cualquier posible alimentación mediante la apertura de los aparatos de seccionamiento más próximos a la zona de trabajo.  Bloquear en posición de apertura cada uno de los aparatos de seccionamiento colocando en su mando un letrero con la prohibición de maniobra.  Comprobar mediante un verificador la ausencia de tensión.  Señalizar adecuadamente la prohibición de restituir tensión debido a la realización de trabajo.  No se establecerá el servicio al finalizar los trabajos sin comprobar que no existe peligro alguno. En el propio lugar de trabajo.  Verificación de la ausencia de tensión.  En el caso de redes aéreas se procederá a la puesta en cortocircuito.  Delimitar la zona de trabajo señalizándola adecuadamente. 46


COORDINACIÓN DE


Trabajos con tensión  Colocarse sobre objetos aislantes (alfombras, banquetas, escaleras aislantes, etc.).  Utilizar cascos, guantes aislantes, gafas protectoras, herramientas aisladas y ropas apropiadas sin accesorios metálicos.  Aislar previamente los demás conductores en tensión, próximos al lugar de trabajo, incluso el neutro.  Cuando se realice el trabajo de instalar un contador con tensión, además del equipo de protección personal, es necesario comprobar la correspondencia de los bornes de entrada y salida de cada fase. También se comprobará si la instalación del abonado está cortocircuitada, verificándose si hay tensión de retorno antes de conectar cada nuevo hilo de salida. Material de seguridad. Además del equipo de protección individual (lentes, cascos, calzado, etc.) se considera como material de seguridad para los trabajos en instalaciones de baja tensión el siguiente:  Guantes aislantes de baja tensión.  Banquetas o alfombras aislantes.  Báinas y caperuzas aislantes.  Comprobadores o discriminadores de tensión.  Herramientas aisladas.  Material de señalización (discos, barreras, banderines, etc.).  Lámparas portátiles.  Transformadores de seguridad a 24V.  Transformadores de separación de circuitos. PROTECCIÓN PERSONAL Cualquier tipo de protección individual debe reunir una serie de características:  Debe ser fácil de manejar.  Deberá permitir la realización del trabajo, sin suponer una merma en las posibilidades de actuación.  Debe ser cómodo procurando si es posible que siente bien. CLASIFICACIÓN DEL MATERIAL DE PROTECCIÓN PERSONAL Según la zona del cuerpo que va a proteger distinguiremos los siguientes tipos de equipos:  La ropa de trabajo.  Protección de la cabeza.  Protección del aparato visual. 47


COORDINACIÓN DE


Protección del sistema respiratorio  Protección de extremidades superiores.  Protección de extremidades inferiores.  Cinturón de seguridad. 

La ropa de trabajo. Los vestidos de trabajo proporcionan una protección indudable contra manchas, polvos, productos corrosivos, etc. Debe cuidarse que la ropa de trabajo esté limpia y es buenas condiciones de conservación, sin roturas que puedan ser motivo de enganches con la máquina provocando el accidente. Existen ropas especiales para trabajos especiales tales como:  Los vestidos ignífugos que protegen contra los riesgos de inflamación.  Los vestidos de caucho para proteger contra las radiaciones.  Vestidos de amianto para trabajos próximos a fuentes de calor. Protección de la cabeza. La necesidad de llevar un casco protector, resulta de la gravedad que conllevan los accidentes producidos por caídas de objetos. En cuanto a la forma existen cascos con rebordes más o menos salientes, hasta aquellos que no tienen más que una visera. Los primeros protegen las orejas, el cuello y parte de la cara, empleándose especialmente en trabajos de perforación, canteras, etc, siendo los segundos más comunes en trabajo de fábricas, industrias, etc. A fin de completar la acción protectora del casco, pueden añadirse otros accesorios suplementarios tales como pantallas, cubrenuca o cascos contra ruido procurando en todo momento conjugar eficacia con comodidad. Protección de aparato visual. Los accidentes de ojos pueden ser evitados mediante el uso de gafas o caretas protectoras. Cualquier gafa de seguridad debe reunir una serie de requisitos:  Se han de limpiar con facilidad por lo que no deben tener pliegues ni ranuras de difícil acceso.  Deben tener un campo de visión amplio.  No han de estar construidas con material inflamable.  No debe producir irritaciones ni ningún otro tipo de molestia al usuario. Protección del aparato auditivo. La O.G.S.H.T (Ordenanza General de Seguridad e Higiene en el Trabajo) en su artículo nº 147 establece:

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COORDINACIÓN DE


Cuando el nivel de ruido en un puesto o área de trabajo sobrepase los 80 (db) decibelios será obligación el uso de elementos o aparatos individuales de protección auditiva.  Para los ruidos de muy alta intensidad se dotará a los trabajadores que hayan de soportarlos de auriculares con filtro, orejeras de almohadillas, discos anti ruidos o dispositivos similares.  La protección de los pabellones del oído se combinará con la del cráneo y la cara por los medios vistos anteriormente.  Los elementos de protección auditiva serán siempre de uso individual. 

Protección de extremidades superiores. La protección generalmente aceptada por su eficacia es el guante independientemente de la existencia de manguitos, dediles, cremas, etc,... que pueden emplearse en casos especiales. Suelen fabricarse en goma, caucho y cuero. Según el trabajo a desarrollar utilizaremos los siguientes tipos de guantes:  De tejido. Son adecuados para trabajos que requieran una protección ligera (Sector de la construcción).  De cuero. Son resistentes a las chispas, al calor y a los objetos rugosos proporcionando además amortiguación a los choques. (Soldaduras).  De amianto. Aíslan del calor y son incombustibles protegiendo contra quemaduras. Presentan el inconveniente de deteriorarse con facilidad. (Bomberos).  De caucho. Son utilizados cuando sea necesario el aislamiento eléctrico. Presentan el inconveniente de no permitir la transpiración ni proteger contra la acción mecánica.  De materia plástica. Son utilizados en la industria química por resistir a los productos químicos corrosivos, así como a los disolventes industriales.  De cota de malla. Son indicados para trabajos con elementos cortantes.( carniceros ). La protección de manos y brazos contra productos agresivos puede realizarse mediante pastas, pomadas o cremas especiales que forman una película protectora sobre la piel sin reducir la sensibilidad táctil del usuario. Protección de extremidades inferiores. La protección puede lograrse mediante calzado con puntera de acero, para prevenir la caída de material pesado sobre los dedos. También se suelen utilizar plantillas metálicas que impidan las heridas cortantes o punzantes en la planta de los pies. Para completar dicha protección es aconsejable utilizar botas que protejan los tobillos. La protección de las extremidades inferiores puede completarse con rodilleras, polainas, etc. Protección del aparato respiratorio. Para proteger el aparato respiratorio se debe seguir un procedimiento que debe incluir los siguientes puntos: 49


COORDINACIÓN DE


1º - Identificar la sustancia contra la que se necesita protección. 2º - Valorar el riesgo que conlleva cada una de las sustancias identificadas estableciendo su grado de peligrosidad. 3º - Determinar las condiciones de exposición a esos riesgos tales como proximidad con los puntos de alta concentración, existencia o falta de oxígeno, etc,... 4º - Estudiar la posibilidades personales de utilización del equipo. La clasificación de los aparatos de protección respiratoria la podemos establecer en dos grandes grupos, son los siguientes: Aparatos con provisión de aire - Autónomos. - Con tubo flexible. 

Aparatos con filtro - Filtro mecánico. - Filtro químico. - Combinación de filtro mecánico y químico. 

Cinturones de seguridad. Constituyen un elemento básico de protección y debe ser obligatorio en los trabajos que presenten riesgo de caída. Deben estar homologados. Equipos de protección Antes de iniciar las labores asegúrese de contar con todos los equipos, las herramientas y materiales necesarios y en buen estado para el trabajo a ejecutar. Los equipos de protección personal son: - Casco dieléctrico. - Guantes dieléctricos. - Calzado de seguridad. - Anteojos de seguridad. - Uniforme de trabajo. Entre los equipos de protección colectiva están: - Conos de seguridad. - Cinta amarilla de seguridad. - Tarjetas de seguridad. 50


COORDINACIÓN DE


-

Vallas de seguridad. Cubiertas protectoras aislantes. Radio de comunicaciones.

Todas y cada una de las personas involucradas en el procedimiento deben usar casco dieléctrico de seguridad, guantes de alta tensión con protectores y calzado de seguridad. También se usarán lentes de seguridad, con el fin de evitar daños a los ojos a consecuencia de arcos.  Utilizar sólo materiales, equipos y herramientas normalizados por la empresa, así como el uniforme y el carnet de identificación, de acuerdo a la normativa vigente.  Revisar las condiciones de los equipos de protección personal, observando visualmente su estado físico y verificando la vigencia de la certificación de pruebas periódicas.  Los equipos de puesta a tierra temporal deben mantenerse protegidos y en perfectas condiciones y bajo ninguna circunstancia deben retirarse sus componentes (grapas, cables, conectores y otros).  Se debe revisar el estado de todas las grapas de conexión y de los hilos del conductor a través del aislante transparente. Hilos rotos o puntos negros serán razón de rechazo del cable.  El funcionamiento del verificador de ausencia de tensión debe ser probado antes y después de su uso. Guantes. Los guantes dieléctricos son la primera línea de defensa del personal para protegerse de contacto con líneas energizadas. Clasificación de guantes dieléctricos, IEC 60903:2014. Tensión de Máximo Tensión de Clase Color Prueba AC Utilización en AC 00 Beige 2.500 500 0 Rojo 5.000 1.000 1 Blanco 10.000 7.500 2 Amarillo 20.000 17.000 3 Verde 30.000 26.500 4 Naranja 40.000 36.000 Con respecto a los guantes, OSHA 1910.303 establece que el trabajador deberá evitar contacto con líneas energizadas con 50 Volt o más, a menos que utilice guantes de aislamiento que satisfagan los requerimientos de la norma ASTM D120 (Standard Specification for Rubber Insulating Gloves). El conjunto completo de guantes se compone de un mínimo de dos partes: el guante de goma y un guante de cuero de protección. En servicio, el protector de cuero se coloca sobre el exterior del guante de goma y lo protege de daños físicos. A veces la combinación de guantes incluirá un inserto de algodón que sirve 

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COORDINACIÓN DE


para absorber la humedad y hace más agradable el uso de los guantes. Los guantes de goma nunca debe ser usado sin protectores de cuero, excepto en ciertas situaciones específicas. 1. Norma ASTM D120 establece los requerimientos técnicos y de manufactura para el guante de goma. 2. Norma ASTM F696 establece los requerimientos técnicos y de manufactura para el guante de cuero. 3. Norma ASTM F496 específica los requerimientos que necesitan los guantes en servicio. 4. Norma ASTM F1236 es una guía para la inspección visual de los guantes, mangas, así como de otros equipos de protección de goma. Los guantes de goma están disponibles en seis clases de tensión básicos de la clase 00 a clase 4 (ver gráfica), y dos diferentes tipos: los tipos I y II (tipo I es NO resistente al ozono y tipo II es resistente al ozono). El ozono es una forma de oxígeno que se encuentra en el aire que rodea a un conductor en altos voltajes. Puede causar grietas peligrosas en productos de caucho, incluidos guantes aislantes, haciéndolos inseguros. Los guantes tipo I también pueden verse afectados negativamente por la luz UV, así que deben se debe tener el cuidado para almacenar los guantes apropiadamente e inspeccionarlos. Los guantes de Tipo II no son tan susceptibles a los rayos UV y ozono, sin embargo, no son tan flexibles como los tipo I, y por tanto, más incómodos para trabajar.

Longitud del guante, IEC 60903:2014. Medidas estándar de los guantes, IEC 60903:2014. Clase Longitud Estándar (mm) 00 280 360 800 0 280 360 410 460 800 1 360 410 460 800 2 360 410 460 800 3 360 410 460 800 4 410 460 800 OSHA 1910.137 establece "equipo de aislamiento deberá ser inspeccionado antes de cada uso diario e inmediatamente después de un incidente que razonablemente pudiera ser sospechoso de haber causado daños. A los guantes aislantes se dará una prueba de aire, junto con la inspección visual. 52


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Los daños más comunes son:  Objetos extraños insertados (piezas de metal, astillas).  Agujeros, perforaciones, desgarres o cortes.  El daño del ozono (grietas finas).  Hinchazón, ablandamiento, pegajosos o endurecimiento.  Daños causados por productos químicos. También, los guantes deben ser almacenados de tal manera que no se dañen. Los siguientes elementos pueden causar daño:  Las temperaturas extremas  Daños por UV (luz solar)  El exceso de humedad  El ozono (rayos UV, arcos)  Los materiales ajenos (aceites, productos derivados del petróleo, crema de manos, talco para bebé) Recomendaciones del fabricante (SPERIAN):  Guardar los guantes en un lugar seco y oscuro donde la temperatura oscile entre los 10°C y 21°C.  Cuando los guantes están sucios, hace falta lavarlos con agua y jabón a temperatura inferior a 65°C, secarlos completamente y espolvorearlos con talco.  Si restos de componente como alquitrán o pintura siguieran todavía pegado a los guantes, limpie inmediatamente las partes afectadas, con un disolvente apto, evitando una utilización excesiva, y vuelva a lavar y tratar los guantes según lo indicado en el párrafo anterior, No debe utilizar gasolina, parafina o White Spirit (Thinner) para eliminar tales componentes.  Después de usar los guantes deben secarse a una temperatura que no exceda los 65°C.  Los guantes que se usan frecuentemente se les deben realizar nuevas pruebas a intervalos no superiores a los seis meses. Los guantes utilizados ocasionalmente necesitan nuevas pruebas después de la utilización, y, de todas formas, a intervalos que no superen los doce meses. Los guantes almacenados en las condiciones adecuadas deben ser probados a intervalos que no superen los doce meses.

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Guantes marca SPERIAN.

Esquemático para realizar la prueba según IEC 60903:2014

Anteojos de seguridad. Norma COVENIN 955-76 PROTECTORES OCULARES Y FACIALES Esta norma contempla las características que deben cumplir los protectores para los ojos y lacara contra riesgos físicos y químicos. PROTECTORES CLASE 4 (ANTEOJOS CUBRE LENTES) Estos deberán ser diseñados para ser usados sobre anteojos. Serán de monturas rígidas o no pero cubrirán toda el área alrededor de los ojos y deberán estar equipados con banda de cabeza ajustable u otro dispositivo adecuado. 54


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Los lentes o placas para esta clase de protectores podrán ser integrados o reemplazables. Si son reemplazables la estructura del protector deberá ser de tal forma que retenga en forma segura los lentes o placas del tamaño especificado. Clase 4 (a) Este tipo de protector deberá presentar ventilación adecuada. Clase 4 (b) Las aberturas de ventilación serán diseñadas de tal forma que exista un efecto de ventilación indirecta en forma de pantalla o burlador que prevenga el paso directo de polvo o líquido al interior de la copa. Clase 4(c) El conjunto de este protector excluirá toda radiación peligrosa o desagradable al usuario. Las radiaciones que pueden pasar a través de los lentes de filtro son gobernadas por su densidad. Para estos protectores se usaran materiales aislantes de calor para la construcción de todas sus partes de tal forma que pasen las pruebas de deformación de calor, desinfección, flamabilidad y absorción de agua. Botas Dieléctricas Normativa Nacional para las Botas Dieléctricas. Bajo la norma venezolana COVENIN 39-2003, se define como Calzado para riesgo eléctrico. Aquel manufacturado con propiedades aislantes en el piso y ofrece protección contra contactos accidentales con equipos, partes, circuitos y conductores energizados eléctricamente. La resistencia debe ser superior a 1000 M. Nota2: se entiende que este tipo de calzados son una fuente secundaria de protección contra contactos accidentales en condiciones secas. La capacidad de aislamiento eléctrico disminuirá en la medida que el calzado se va desgastando con el uso continuo de este. Nota 3: los ojetes metálicos, plantillas de protección, cambrillón metálico, remaches y cualquier otro componente metálico pueden formar parte integral del calzado manufacturado para riesgo eléctrico. Bajo la norma Europea entra entre el grupo de los aislantes Categoría III. Con la norma adicional de calzado aislante de baja tensión UNE EN 50321:2000. Normas Internacionales que rigen el calzado dieléctrico American Society of Testing Material (ASTM) ASTM F2412-11 ASTM F2413-11 ASTM F1116-03 ASTM F1117-03 American National Standards Institute (ANSI)  ANSI -Z41 Norma Técnica Colombiana (NTC) NTC5529 55


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Norma ASTM F1116-03 Esta norma describe el método de prueba estándar para determinar la rigidez dieléctrica del calzado dieléctrico. Recomienda el agua como medio para los electrodos para asegurar la cobertura completa de las superficies del calzado. Norma ASTM F2412-11 Está norma presenta los métodos de prueba estándar para protección de los pies. Estos métodos de ensayo miden la resistencia del calzado a una variedad de peligros que potencialmente puede causar lesiones.  La resistencia al impacto (I)  Resistencia a la compresión (C)  La resistencia al impacto metatarsiano (Mt)  Resistencia a la conductividad eléctrica (Cd)  Resistencia a riesgos eléctricos (EH)  El rendimiento disipativo estático (SD)  La resistencia a la punción (PR) A continuación se describen dos. Sección 8: Resistencia a la conductividad eléctrica (Cd) La base del calzado se coloca sobre una placa de electrodo y el segundo electrodo está incrustado en una capa de esferas metálicas que llenan el interior del calzado. La resistencia eléctrica se mide después de aplicar la tensión especificada para un tiempo determinado. Procedimiento: 1. Coloque el calzado en la placa de acero (electrodo exterior al calzado). 2. Insertar las esferas metálicas conductores al interior del calzado. 3. Aplicar la tensión y tomar las medidas de resistencia dentro de un plazo máximo de 30 s. 4. Informe de la prueba: Reportar la resistencia eléctrica. Sección 9: Calzado resistente al riesgo eléctrico (EH) El calzado se coloca sobre un electrodo de malla metálica; un segundo electrodo se conforma de una capa de pequeñas esferas metálicas al interior del calzado. El voltaje se aplica al calzado en el electrodo de malla metálica para un tiempo determinado. La resistencia de AC se determina mediante la medición de la corriente a través del calzado. Procedimiento: 1. Mantener el electrodo interno al potencial de tierra. 2. Aplicar la tensión de prueba para el electrodo exterior en un nivel bajo (cerca de 0 V). 3. Elevar el voltaje a razón de 1 kV/s hasta 18 kVrms a 60Hz y mantener esta tensión para un minuto.

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4. Medir la tensión con un voltímetro en conjunto con un transformador de potencial calibrado conectado directamente a través del circuito de alta tensión. 5. Medir la corriente con un amperímetro AC o resistencia shunt y un voltímetro, conectado en serie con la muestra. 6. Informe de la prueba – Reportar la corriente de fuga en mA para cada calzado. Pruebas o ensayos: Ensayo dieléctrico no destructivo. Este método de prueba tiene la intención de aplicar un voltaje determinado a cada tipo de calzado. Transcurrido el tiempo preestablecido, se mide y se registra la corriente de fuga. Ensayo de Aislamiento Eléctrico Corriente Continua “DC” y el Ensayo de Aislamiento Eléctrico Corriente Alterna “AC”.

Representación del cuerpo humano según la norma IEC IEC 60479 de 2005 – “Efectos de la corriente eléctrica circulando a través del cuerpo humano” Como se indicó previamente, esta norma se utiliza para definir las tensiones máximas de contacto para las personas que por una u otra razón puedan tener alguna unión con una estructura energizada y conectada a tierra sin que esté n protegidas para ello, esto se evidencia en los diferentes parámetros que son tenidos en cuenta para evaluar dichas tensiones. Inicialmente esta norma presenta diversas curvas tiempo vs. Corriente, donde se relaciona el tiempo durante el cual el cuerpo humano está expuesto a una corriente con la respectiva corriente que podrá soportar sin salirse de determinado efecto, por ejemplo sin entrar en estado de fibrilación. Norma Venezolana COVENIN 815:1999 CASCOS DE SEGURIDAD PARA USO INDUSTRIAL Esta norma establece los requisitos mínimos que deben cumplir los cascos de protección personal para uso industrial y cascos para protección eléctrica con el fin de proteger la cabeza de los usuarios. De acuerdo con las características de protección se clasifican en: Clase A: Son aquellos destinados a reducir la fuerza de impacto de objetos cayendo, además de reducir el peligro de contacto con conductores expuestos de bajo voltaje. Una muestra representativa de esta clase de casco es probada a un voltaje de 2.200V. NOTA 1: Este Voltaje no es una indicación del voltaje al cual el casco protege al usuario. Clase B: Son aquellos destinados a reducir la fuerza de impacto de objetos cayendo, además de reducir el peligro de contacto con conductores expuestos de alto voltaje. Una muestra representativa de esta clase de casco es probada a un voltaje de 20.000V. NOTA 2: Este Voltaje no es una indicación del voltaje al cual el casco protege al usuario. Según la norma, se establece lo siguiente: Aislamiento Eléctrico

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Los requisitos exigidos de aislamiento eléctrico se muestran en la tabla y deben cumplirse cuando la muestra sea sometida al ensayo descrito.

Aislamiento Eléctrico Equipo e instrumentos  Recipiente con agua potable, de tamaño suficiente para que la cúpula de un casco invertido sea sumergida hasta 12mm del punto de unión del ala corrida con la cúpula.  Cordel, no conductor de electricidad o similar para suspensión de la muestra en agua  Puentes de 30.000 V, 20.000 V y 2.200 V de corriente alterna y 60 Hz de frecuencia.  Soporte metálico, con terminales para la aplicación del voltaje a través de la cúpula de la muestra.  Voltímetro, de suficiente capacidad.  Amperímetro, de suficiente capacidad. Procedimiento  La muestra de ensayo consiste en la cúpula de un casco  Se coloca la cúpula hacia arriba y se introduce en el recipiente  Se llena de agua potable hasta 12mm del punto de unión de ala corrida para prevenir la llamarada del voltaje al realizar la prueba.  Se conectan el voltímetro y el miliamperímetro como se muestra en la figura 2.  Se debe mantener seca la parte no sumergida de la cúpula, de tal manera que no se establezca un arco eléctrico al aplicarle el voltaje.  Clase A: se aplica el voltaje aumentándolo hasta 2.200V y se mantiene así durante 1 min. Se anota la corriente de fuga.  Clase B: se aplica el voltaje aumentándolo hasta 20.00V y se mantiene así durante 3 min. Se anota la corriente de fuga. Luego se incrementa el voltaje a un ritmo de 1000V por segundo hasta el momento de rotura. Se anota el voltaje de rotura. Informe El informe debe contener: a) Resultados obtenidos b) Fecha y nombre del analista 58


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c) Norma Venezolana COVENIN d) Observaciones Norma Para Cascos ANSI Z89.1-2003 American National Standars Institute Esta norma proporciona el funcionamiento y requisitos de prueba para cascos industriales. La norma Z89.1-1997 estableció los tipos y clases de cascos protectores, dependiendo del peligro y riego. Las tres clases que indican el grado de aislamiento eléctrico de los cascos, son: Los cascos tipo G (Generales), se prueban con 2.200 voltios, la clase tipo E (eléctrica) se prueba para soportar 20.000 voltios y la clase C (Conductora) no proporciona ninguna protección eléctrica. Representación del Cuerpo Humano según normas IEC El Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE) toda instalación eléctrica, debe contar con un sistema de puesta a tierra con el fin de disponer de un mecanismo que garantice condiciones de seguridad a los seres vivos y proporcione un camino rápido para el despeje de fallas. Para cumplir con unos de sus principales objetivos, proporcionar seguridad a los seres humanos que de alguna forma entren en contacto con dichas instalaciones, este reglamento específica “No se deben superar los valores dados en la Tabla, que corresponden a la máxima tensión de contacto aplicada al ser humano (con una resistencia equivalente de 1000 Ω), la cual está dada en función del tiempo de despeje de la falla a tierra, de la resistividad del suelo y de la corriente de falla”

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Representación circuital del cuerpo humano. a. Resistencia del Cuerpo Humano. Una persona parada sobre el terreno de una subestación, en el momento de una falla a tierra, puede estar en presencia de tensiones o potenciales a su alrededor y establecer a través de su cuerpo una vía para la circulación de corriente. Para la frecuencia de 60 Hz, el cuerpo humano puede ser representado por parámetros resistivos, siendo las trayectorias a considerar las siguientes: b. De una mano a los pies. c. De un pie al otro. Debido a los diversos factores involucrados, los valores exactos son difíciles de establecer. Para muchos de los cálculos se considera que la resistencia del tejido interno del cuerpo, sin incluir la piel, es aproximadamente de 300 , mientras que si la piel es considerada el valor puede oscilar entre 500 y 3000 . Adicionalmente, se indica que los valores de resistencia de contacto del zapato y/o de la mano son despreciables. Un valor de 1000  es recomendado para los cálculos, definiendo en parte la resistencia del cuerpo como: R B = 1000  Circuito equivalente. De las ecuaciones es posible determinar el valor de corriente que el cuerpo puede soportar en un momento determinado, sin llegar al umbral de fibrilación, con este valor y los parámetros resistivos adecuados se puede establecer un valor de tensión tolerable entre dos puntos del cuerpo. Para el circuito equivalente se pueden definir los siguientes parámetros: IB = Máximo valor de corriente eficaz que puede soportar el cuerpo humano en [A]. IA = Corriente a través del circuito a considerar. Se indica que esta corriente en el cuerpo se presenta de forma accidental. R A = Resistencia efectiva total del circuito. Por lo que se ha establecido se entiende que IA < IB , esta relación impone un límite de seguridad. Si la resistencia del cuerpo se asume constante, mantener la relación anterior es equivalente a no alcanzar el umbral de fibrilación. La resistencia del circuito R A es una función de resistencia R B y la resistencia R F (resistencia de tierra justo debajo de los pies). Para los efectos del análisis, se recomienda representar los pies como dos discos metálicos en la tierra y depreciar el calzado de las personas. Se pueden determinar los valores de resistencias propios y mutuos

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de dos discos metálicos de radio b, separados una distancia dF en una superficie homogénea de resistividad , por las siguientes expresiones: R foot =  / (4 . b) R Mfoot =  / (2 .  . dF) R foot = Resistencia propia de cada pie a un punto remoto []. R Mfoot = Resistencia mutua entre los pies a un punto remoto []. b = Radio equivalente de un pie [m]. dF = Distancia de separación entre los pies [m]. La resistencia de la tierra debajo de los pies in serie o paralelo se pueden determinar por las siguientes expresiones: R 2Fs = 2 . (R foot - R Mfoot) R 2Fp = (R foot + R Mfoot)/2 Donde, R 2Fs = Resistencia de los dos pies en serie. R 2Fp = Resistencia de los dos pies en paralelo. La figura muestra el circuito equivalente entre los dos pies. El valor de la tensión U es la máxima diferencia de potencial entre dos puntos que se encuentran en la superficie de la tierra, con una separación de un paso. La resistencia del circuito equivalente considerando la diferencia de potencia entre los pies será: R A = R B + 2 . (R foot - R Mfoot)

Diferencia de potencial entre los pies, circuito equivalente. La figura muestra el circuito equivalente en el momento de hacer contacto con una estructura. La resistencia del circuito equivalente considerando la diferencia de potencia entre una mano y los pies será: 61


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R A = R B + (R foot + R Mfoot)/2

Diferencia de potencial entre los pies, circuito equivalente. Una aproximación puede ser realizada en las ecuaciones y expresarlas en función de la resistividad del terreno quedando como: R 2Fs = 2 . () R 2Fp = 3 . ()/2

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Mantenimiento. Para iniciar las consideraciones sobre Mantenimiento podemos partir de la definición: 1. m. Acción y efecto de mantener o mantenerse. 2. m. Conjunto de operaciones y cuidados necesarios para que instalaciones, edificios, industrias, etc., puedan seguir funcionando adecuadamente. Esto plantea un conjunto de decisiones para cumplir con la actividad. En primer lugar se plantea que los responsables deben tener información actualizada de la instalación, por ejemplo:  Diagrama unifilar, diagrama de conexión de los equipos.  Operación de los equipos.  Actividades en la planta.

Mantenimiento. Mantenimiento Preventivo. En las operaciones de mantenimiento, el mantenimiento preventivo es el destinado a la conservación de equipos o instalaciones mediante realización de revisión y reparación que garanticen su buen funcionamiento y fiabilidad. El mantenimiento preventivo se realiza en equipos en condiciones de funcionamiento, por oposición al mantenimiento correctivo que repara o pone en condiciones de funcionamiento aquellos que dejaron de funcionar o están dañados. El primer objetivo del mantenimiento es evitar o mitigar las consecuencias de los fallos del equipo, logrando prevenir las incidencias antes de que estas ocurran. Las tareas de mantenimiento preventivo incluyen acciones como cambio de piezas desgastadas, cambios de aceites y lubricantes, etc. El mantenimiento preventivo debe evitar los fallos en el equipo antes de que estos ocurran. Algunos de los métodos más habituales para determinar que procesos de mantenimiento preventivo deben llevarse a cabo son las recomendaciones de los fabricantes, la legislación vigente, las recomendaciones de expertos y las acciones llevadas a cabo sobre activos similares. Mantenimiento Predictivo. El mantenimiento predictivo es la serie de acciones que se toman y las técnicas que se aplican con el objetivo de detectar fallas y defectos de maquinaria en las etapas incipientes para evitar que las fallas se manifiesten en una falla más grande durante la operación, evitando que ocasionen paros de emergencia y tiempos muertos, causando impacto financiero negativo.

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El requisito para que se pueda aplicar una técnica predictiva es que la falla incipiente genere señales o síntomas de su existencia, tales como; alta temperatura, ruido, ultrasonido, vibración, partículas de desgaste, alto amperaje, etc. Las técnicas para detección de fallas y defectos en maquinaria varían desde la utilización de los sentidos humanos (oído, vista, tacto y olfato), la utilización de datos de control de proceso y de control de calidad, el uso de herramientas estadísticas, hasta las técnicas de moda como; el análisis de vibración, la termografía, la tribología, el análisis de circuitos de motores y el ultrasonido. Efectividad del mantenimiento predictivo. Para que un programa de mantenimiento predictivo se considere efectivo este debe incrementar la confiabilidad (reliability) y el desempeño operacional de la maquinaria mientras que al mismo tiempo se reducen costos de producción incluyéndose los costos de mantenimiento. Para diseñar e implementar un programa de mantenimiento predictivo efectivo es necesario determinar en qué; Equipos, Máquinas o Procesos se justifica la implementación del programa tanto técnica como económicamente. Para lograr esto se requiere; Primero- conocer los diferentes modos de falla y los efectos negativos que estos causan sobre la maquinaria (Análisis RCM). Segundo- conocer las ventajas y limitaciones de las diferentes técnicas de mantenimiento predictivo para así seleccionar la técnica más aplicable y justificable económicamente. Tercero- contar con un equipo de técnicos altamente competentes en las técnicas de mantenimiento predictivo. Cuarto- Cambiar la cultura de mantenimiento reactivo a cultura de mantenimiento proactivo.

Mantenimiento Correctivo. Se denomina mantenimiento correctivo, aquel que corrige los defectos observados en los equipamientos o instalaciones, es la forma más básica de mantenimiento y consiste en localizar averías o defectos y corregirlos o repararlos. Históricamente es el primer concepto de mantenimiento y el único hasta la Primera Guerra Mundial, dada la simplicidad de las máquinas, equipamientos e instalaciones de la época. El mantenimiento era sinónimo de reparar aquello que estaba averiado. Este mantenimiento que se realiza luego que ocurra una falla o avería en el equipo que por su naturaleza no pueden planificarse en el tiempo, presenta costos por reparación y repuestos no presupuestadas, pues implica el cambio de algunas piezas del equipo.

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Aislamiento. En un sistema de potencia las líneas de transmisión tiene el aire como aislamiento, pero, prácticamente todos los equipos vinculado con la generación, transformación y uso presenta principalmente un aislamiento sólido. El rol del aislamiento es separar las partes activas o conductoras de otras partes activas y/o carcaza o tierra. En el proceso de fabricación los equipos son sometidos a diversa pruebas para garantizar su buen funcionamiento. Se puede establecer que en ese momento el valor del aislamiento es máximo

Aislamiento externo. Es la distancia en aire y la superficie de los aislamientos sólidos en contacto con el aire libre de un equipo del cual está expuesto a esfuerzos dieléctricos y a los efectos de la atmósfera y otras condiciones externas como la contaminación, humedad, insectos, etc. Aislamiento interno. Son las partes internas de un aislamiento sólido, líquido o gaseoso de un equipo el cual está protegido de los efectos de la atmósfera y otras condiciones externas como la contaminación, humedad, insectos, etc. Aislamiento autorestaurable. Es el aislamiento que recupera completamente sus propiedades aislantes después de una descarga disruptiva causada por la aplicación de una tensión de prueba; el aislamiento de este tipo es generalmente, pero no necesariamente, aislamiento externo. Aislamiento no autorestaurable. Es el aislamiento que pierde sus propiedades aislantes o no las recupera totalmente, después de una descarga disruptiva causada por la aplicación de una tensión de prueba. El aislamiento de este tipo es generalmente, pero no necesariamente, aislamiento interno. Descarga Descarga disruptiva. Se refiere a la falla de un aislamiento sometido a esfuerzo dieléctrico, en donde la descarga puentea completamente el aislamiento bajo ensayo, reduciendo la tensión entre electrodos a cero voltios o prácticamente a cero voltios. Esta definición se aplica a la ruptura dieléctrica de sólidos, líquidos y gases. Descarga Parcial.

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Es aquel tipo de descarga que no logra puentear completamente el aislamiento entre electrodos; por ejemplo, el efecto corona que se produce alrededor de los conductores de las líneas aéreas. Perforación. Es la descarga disruptiva que ocurre en un medio sólido; este tipo de descarga produce una pérdida permanente de la rigidez dieléctrica. Flashover o contorneo. Es la descarga disruptiva que ocurre sobre la superficie de un dieléctrico sólido en un medio líquido o gaseoso. Sparkover. Es la descarga disruptiva que ocurre en un medio dieléctrico líquido o gaseoso.

Degradación del aislamiento. El aislamiento eléctrico se degrada con el paso del tiempo debido a las distintas fatigas que se le imponen durante su vida normal de trabajo. El aislamiento está diseñado para resistir a esas fatigas por un periodo de años que se considera como la vida útil. La fatiga anormal puede llevar a un incremento en este proceso natural de envejecimiento que puede acortar severamente la vida. Durante el uso y operación de los equipos el valor del aislamiento cambia, principalmente por:  Utilización.  Sobre carga de corriente.  Elevación de temperatura.  Uso en condiciones nominales afectado por el tiempo.  Variación de las condiciones ambientales.  Contaminación.

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Ruptura dieléctrica en gases, líquidos y sólidos. Uno de los aspectos más importantes en el estudio de las sobretensiones en cualquier nivel de tensión es el proceso de ruptura del medio dieléctrico.

Ruptura dieléctrica en gases. En ausencia del campo eléctrico, los gases son excelentes aislantes. Todos los gases presentan características dieléctricas, dado que la conductividad de los mismos a bajas intensidades del campo eléctrico es muy pequeña. Por ejemplo, el aire en condiciones normales presenta una conductividad de 1016 – 10-17 A/cm2. La principal explicación para que el elemento no sea un aislante perfecto se encuentra en la presencia de partículas ionizadas en el gas. El aire puede contener un promedio de 1000 iones de ambas polaridades por 1 cm3. Si no las hubiera, la rigidez dieléctrica del gas sería teóricamente infinita. La presencia de las partículas o elementos cargados pueden ser originadas por diferentes factores por ejemplo: rayos cósmicos, u otro fenómeno o sustancia radioactiva presente en la corteza de la tierra y/o en la atmósfera. De forma general, cualquier otra fuente que sea capaz de suministrar suficiente energía a los electrones para arrancarlos de sus órbitas. Existen distintas formas de ionizar un elemento, los mecanismos principales son:  Ionización por choque es producida por los electrones al ganar éstos una energía cinética mayor que la necesaria para ionizar la molécula de gas. En otras palabras, una partícula de masa m que se desplaza a la velocidad V, puede, por medio de un choque inelástico, suministrar a un átomo o molécula toda su energía cinética. Si la energía cinética de la partícula excede la energía de ionización, ocurre ionización por choque.  Fotoionización se realiza cuando la energía del fotón es mayor que la necesaria para la ionización de la molécula. También, cuando una radiación electromagnética de frecuencia f alcanza a un átomo, este puede que se ionice. La luz visible no ioniza ya que la longitud de la onda es grande.  Ionización térmica se produce cuando la energía cinética de las partículas, incrementada por la temperatura, es mayor que la necesaria para ionizar la molécula de gas. La ionización por choque de electrones es, por la alta fuerza o intensidad del campo, el proceso más importante que guía a la ruptura de los gases En los gases se distinguen dos tipos de ionización: volumétrica y superficial. La volumétrica tiene efecto en la masa del gas, mientras que la superficial se realiza en la superficie del metal de los electrodos. La ionización volumétrica del gas puede deberse a los siguientes factores: a. Choque de los electrones e iones con las moléculas neutra del gas (ionización por choque). b. Efecto ionizante de las radiaciones sobre las moléculas del gas (fotoionización).

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c. Choque de las moléculas del gas entre sí debido a la energía cinética comunicada por el incremento de temperatura (termoionización). La ionización superficial es producida por la superficie del metal de los electrodos mediante la emisión electrónica. La ionización superficial puede ser ocasionada por los siguientes factores: a. Calentamiento del metal (emisión electrónica). b. Energía del campo eléctrico (emisión fría o electrostática). c. Radiación (emisión fotoelectrónica). El movimiento de un electrón o partículas se encuentra asociado a diversos factores, uno de ellos es la aceleración que pueden obtener por la existencia de un campo eléctrico. Los iones pueden formarse en la masa volumétrica del gas o en la superficie de los electrodos. En condiciones normales las partículas presentan un movimiento desordenado, además se puede encontrar situaciones en que se produzca la ionización y la recombinan logrando un equilibrio. Si la intensidad del campo eléctrico es pequeña, la velocidad de las partículas es pequeña y la velocidad de recombinación de la misma será grande. En campos de alta intensidad las partículas cargadas podrían ganar suficiente energía entre colisiones y causar ionización por impacto o choque a las moléculas neutras. - Primer coeficiente de ionización de Townsend. En ausencia del campo eléctrico la rata de generación de electrones o iones positivos en un gas ordinario es contrabalanceado o compensado por el e l proceso de decaimiento o degenerativo y un estado de equilibrio existente. Este estado de equilibrio será derribado con la aplicación de un campo suficientemente alto. La variación de la corriente medida en el gas entre dos electrodos electrod os de placas paralelas fue lo primero estudiado como función de la tensión aplicada por Townsend. Townsend encontró que la corriente primeramente se incrementa proporcionalmente con la tensión aplicada y entonces se mantiene constante en un valor io el cual corresponde a la corriente de saturación, o si el átomo fue irradiado con una luz ultravioleta, io dada fotocorriente emitida. Una tensión aun mayor incrementa la corriente por encima del valor io en una rata exponencial.

Ley de Paschen. En 1889 F. Paschen publicó un artículo en el cual precisó lo que se conoce como la ley ley de Paschen. Esta ley indica que la tensión disruptiva de un determinado gas contenido entre dos placas paralelas a cierta distancia y sometidos a distintas presiones, es función del producto de la presión del gas por la distancia entre dichas placas: Ud = f(p*d), donde p es la presión y d es la distancia entre placas. La ley de Paschen establece la relación entre la presión y el gradiente eléctrico en el proceso de ruptura de un gas. La tensión de ruptura del espacio interelectródico depende del producto pd, ya que una variación 68


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de la presión trae consigo una variación del recorrido o trayecto libre medio, dicha variación puede ser compensada por una variación acorde del espacio interelectródico o del gradiente eléctrico. La ley de Paschen indica esencialmente que la tensión es constante mientras producto de la presión del gas por la distancia entre las placas sea constante. Ud

Umín

pd

Comportamiento de la rigidez del gas. En la zona de baja presión se obtiene una disminución de la rigidez dieléctrica del gas, a esta zona se le conoce como zona de ruptura inmediata, mientras que para presiones mayores se han podido determinar experimentalmente desviaciones en la zona de ruptura distante. Para el aire, y espacios en el orden de un mm, la ruptura r uptura es función lineal de la longitud del boquete donde V = 30pd + 1.35 kV, donde d está en [cm] y p en [atmósfera]. En el estado de descarga independiente, la descarga se hace autosostenida, es decir, se lleva a cabo sin la intervención de energía por parte del medio exterior. Para alcanzar dicho estado, la diferencia de potencial entre cátodo y ánodo debe alcanzar cierto valor, denominado tensión de ruptura La ley de Paschen refleja el mecanismo en gases, una conexión en cascada de la ruptura de Townsend de los electrodos secundarios emitidos por colisiones en el boquete. El parámetro significativo es el Paladio, el producto de la distancia del boquete y la presión.

CANAL PLASMÁTICO, RUPTURA DE RAETHER La ruptura de Raether permite la explicación cualitativa del proceso de formación del canal plasmático entre dos electrodos, (en particular cuando éstos se encuentran bastante distantes). Así pues, si la intensidad del campo eléctrico es elevada, es decir, coeficiente de ionización también elevado, o si el recorrido de las partículas es grande, el proceso de descarga conocido hasta ahora ahor a degenera en una especie de canal plasmático. El cual logra la ruptura de la rigidez dieléctrica del espacio interelectródico. La descarga, hasta que se presente la ruptura, puede entonces ser resumida de la siguiente forma: 1 Formación de una avalancha o nube electrónica, hasta alcanzar la amplificación crítica del proceso de descarga. 2 La concentración de cargas eléctricas en el espacio interelectródico provoca una fuerte distorsión del gradiente eléctrico y el potencial imperante, en vista de lo cual los fenómenos se intensifican. 69


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3 Se observa como consecuencias de las avalanchas sucesivas, una reacción en cadena formándose un canal plasmático en dirección al ánodo y otro en dirección al cátodo. Ambos constituyen el canal de descarga previa. La formación de los canales en dirección opuesta se ve acompañada de una radiación intensiva. 4 La ionización progresiva en el gas libera una gran cantidad de fotones los cuales pueden dar origen a nuevas avalanchas. La fotoionización contribuye a la propagación de los canales catódico y anódico. 5 Las avalanchas sucesivas van contribuyendo a la formación del canal de ruptura según Raether. En el espacio interelectródico se observa la formación de una manguera luminosa denominada en términos científicos canal plasmático. A través de este canal, debido a su fuerte ionización y, en consecuencia, baja impedancia, ocurrirán todas las descargas sucesivas. La ruptura del medio dieléctrico, como consecuencia de la formación de este e ste canal, se ve acompañada de una fuerte radiación.

Efecto Corona. El efecto corona es un fenómeno característico de los sistemas de Alta Tensión que ocurre en la superficie de los conductores cuando la intensidad del campo eléctrico excede la rigidez dieléctrica del aire. Entre los factores que lo afectan están: Nivel de tensión, temperatura, densidad relativa del aire, lluvia, neblina, rocío, (son causa de gotas de agua en la superficie del conductor, reduciendo el valor del campo crítico). Este fenómeno se puede percibir por:  El sonido característico, como chisporroteo.  La vista debido a la luminiscencia de penachos azulados.  El olfato como consecuencia de la formación de ozono o ácido nitroso. Como principales consecuencias del efecto corona se tiene: Pérdidas en la línea, ruido electromagnético, ozono. Este fenómeno es considerado como descarga parcial. Este fenómeno o efecto es característico de los sistemas de alta tensión y se observa cuando el potencial de un conductor sobrepasa la rigidez dieléctrica del medio gaseoso que lo circunda. El caso más frecuente de las líneas de transmisión aéreas éste fenómeno ocurre a partir de 21,10 kV/cm kV/cm (Valor eficaz) o 29,80 kV/cm (Valor pico) (En condiciones normales).

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Ruptura dieléctrica en líquidos. Características aislantes. Características de protección: humedad, aire, transmiten calor por convección. Principales características:

Propiedades físicas: Densidad, Coeficiente de dilatación, conductividad térmica, calor específico, Viscosidad, constante dieléctrica. Propiedades dieléctricas: Rigidez dieléctrica, depende de las impurezas o sustancias disueltas en el líquido. Requerimientos:  Garantizar una larga vida de servicio y una gran estabilidad química.  Proveer una alta resistencia eléctrica.  Permitir una buena transferencia de calor.  Tener baja viscosidad.  Tener bajo punto de fusión.  Tener alto punto de inflamación.  Evitar la corrosión de los materiales. Generalidades, influencia de la pureza de los líquidos en la ruptura. Los líquidos, por lo general, denotan una rigidez dieléctrica mayor que la de los gases. La obtención de los líquidos absolutamente puros es sumamente difícil y en éstos la ruptura de la rigidez dieléctrica obedece a la presencia de impurezas como agua, gases, sólidos en suspensión. Las teorías acerca de la ruptura en líquidos se aplican para aislante depurados. Así en las inclusiones gaseosas ocurre un recalentamiento del líquido, que conlleva al desprendimiento de burbujas fáciles de ionizar. Este proceso conduce con frecuencia a la ruptura del medio. El agua, por su parte no se mezcla a temperatura normal con el aceite, sino que se mantiene suspendida en forma de gotas muy pequeñas y aisladas. El campo eléctrico puede fácilmente polarizar estas gotas, formándose así un ordenamiento de las mismas que en la práctica no es otra cosa que una cadena de conductancia elevada, la cual conduce a la ruptura del medio. Los aislantes líquidos encuentran numerosas aplicaciones prácticas y sus propiedades convectivas o refrigerantes desempeñan un papel muy importante tanto en los transformadores con aceite como en los propios interruptores. Lamentablemente el aceite es combustible. 71


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Importancia de la humedad y de las impurezas en el aceite. Se ha comprobado que las propiedades eléctricas de los aparatos que trabajan sumergidos en aceite descienden siempre en servicio a lo largo del tiempo. La causa principal reside en la humedad que el aceite absorbe del aire ambiente. Esta humedad se incorpora gracias al proceso de respiración de los transformadores, es decir, por efecto de las dilataciones y contracciones térmicas sucesivas del aceite, que provienen de las variaciones de carga o de la temperatura exterior. Tal efecto se hace perceptible, con aceite por demás inalterado, ante la presencia de la más insignificantes cantidades de agua, y se hace extraordinario si la humedad incorporada llega a ser notable, o cuando el aceite presenta ya un cierto grado de envejecimiento o de acidez, así como el caso de los elementos sólidos en suspensión, polvo, partículas metálicas o aislantes, lo cual ocurre con frecuencia en los transformadores. El aceite a 20º C no puede contener mucho más del 1 % de agua. A 60º C, la cantidad puede llegar al doble. Las diversas clases de aceite mineral se comportan distintamente desde este punto de vista.

Fibras. La rigidez dieléctrica del aceite húmedo es aproximadamente un 30 % inferior al aceite seco. Desciende, sin embargo, a una fracción muy inferior si, como siempre suele suceder además del agua se encuentran presentes fibras en suspensión. Ruptura térmica. Cuando la intensidad del campo eléctrico alcanza un valor determinado en una burbuja gaseosa, ésta se ioniza en la forma descrita y la superficie líquida envolvente se calienta. A determinada tensión, motivada por la variación del gradiente eléctrico, el líquido comienza a hervir, e ntrando en proceso de ebullición, con lo cual la burbuja aumenta de tamaño. El gas ionizado va así incrementando su volumen hasta que ocurre la ruptura dieléctrica del medio. Los aceites contaminados denotan una rigidez dieléctrica de 40 kV/cm, mientras que los puros o depurados oscilan entre 200 y 250 kV/cm.

Ruptura eléctrica. La ruptura eléctrica se puede resumir de la siguiente manera: el agua, al igual que otras sustancias contenidas en el aceite, no se mezcla o diluye en el mismo a temperatura normal de servicio. Estos elementos se mantienen entonces en forma de suspensión.

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El campo eléctrico predominante polariza entonces estas gotas, las cuales se ordenan en el sentido de las líneas del campo formando así una cadena de elevada conductancia. Las fibras en suspensión, las cuales pueden ser el producto de la descomposición de celulosa u otros materiales aislantes sólidos, éstas fibras crean entonces zonas de elevado gradiente eléctrico, con cuyos efectos se ordenan en el espacio intereléctrodico, formando un canal conductor. Este último conduce finalmente a la ruptura dieléctrica del medio. El canal conductor que se forma aumenta la temperatura debido al paso de la corriente, efectuándose entonces el proceso de ruptura térmica:

Ruptura dieléctrica en sólidos. Los materiales sólidos se emplean fundamentalmente cuando además de efectuar una función aislante, también tienen que cumplir simultáneamente una función mecánica. Esta puede ser la suspensión de un conductor (cadena de aisladores), el apoyo de una barra de tensión (aislador de soporte en una subestación) o simplemente la sujeción y el amarre de piezas sostenidas a diferentes potenciales. La determinación experimental de la ruptura de la rigidez dieléctrica en los sólidos tropieza con una gran dificultad práctica: con frecuencia la rigidez del medio sólido es superior a la del aire, de allí que al aplicar al primero una diferencia de tensión, la ruptura puede ocurrir a través del aire circundante. Si bien existen las diferentes teorías acerca de la ruptura de los sólidos, aquí sólo se describen aquellas que han encontrado amplia aceptación práctica, diferenciando a los medios homogéneos de los no homogéneos, y a la ruptura electrotérmica de la electroquímica. - Comportamiento térmico. Por debajo de la temperatura crítica el suministro de electrones, requeridos para el proceso de perforación del medio, depende fundamentalmente de la intensidad del campo predominante, denotando algunas características comunes con las teorías establecidas para la ruptura de los gases y de los líquidos. Por encima de la temperatura en cuestión, los aislantes sólidos empiezan a mostrar una fuerte dependencia de los procesos térmicos. - Perforación termoeléctrica. La perforación eléctrica es un aspecto que en la práctica no se observa, pues el calentamiento del medio asume, por la conducción del gradiente eléctrico, el proceso final de la perforación, tratándose de un fenómeno termoeléctrico. - Perforación electroquímica.

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Cuando la temperatura del medio aislante es elevada y la humedad del aire circundante alta, los procesos electrolíticos que se desarrollan en estas circunstancia conducen a una disminución irreversible de la resistencia del aislante. En vista que el dieléctrico va perdiendo lenta y paulatinamente sus propiedades físicas, suele hablarse de envejecimiento del material aislante. Este fenómeno conduce finalmente a una perforación permanente. La cual lleva el nombre de perforación electroquímica.

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Transformadores de Potencia Importancia de Transformadores de Potencia El Transformador es una máquina eléctrica estática destinada a funcionar con corriente alterna que permite transformar la energía eléctrica, con unas magnitudes de tensión y corrientes determinadas, a otras con valores en general diferentes, manteniendo la frecuencia. La importancia de los Transformadores se debe a que gracias a ellos ha sido posible el enorme desarrollo en la utilización de la energía eléctrica, haciéndose factible la realización práctica y económica del transporte de la energía a grandes distancias. Los Transformadores permiten conciliar de una forma idónea estas necesidades opuestas, de tal forma que para reducir las pérdidas en la línea se realiza una primera transformación que eleva la tensión de salida de los alternadores a valores a los cuales se realiza el transporte de energía; existiendo en los centros receptores otros Transformadores que realizan el proceso inverso, reduciendo la tensión hasta los niveles que se consideren convenientes para la distribución y consumo de esta energía. Por cumplir con esta función específica, resulta que el Transformador de Potencia es el equipo más grande, más pesado, complejo y también más costoso de los equipos usados en una subestación eléctrica. Los Transformadores de Potencia son de vital importancia en la red de Distribución y Transmisión. En ocasiones pueden explotar y/o sufrir de incendios. Cuando se presentan tales fallas catastróficas, los daños y las consecuencias financieras para la empresa de electricidad y la comunidad afectada son a menudo considerables, por ello, y considerando la gran cantidad de aceite que contienen en contacto con elementos de alta tensión, los Transformadores de Potencia se consideran los equipos eléctricos de mayor cuidado.

Tipos de Transformadores de Potencia Existen dos grandes tipos de Transformadores de acuerdo al medio de refrigeración: Transformadores secos y Transformadores sumergidos en líquido aislante. En los Transformadores secos el circuito magnético y los arrollamientos no están sumergidos en algún líquido aislante. Estos tipos de Transformadores se emplean en los Sistemas de Distribución y se caracterizan por ser muy compactos y necesitar muy poco mantenimiento. Los secos más empleados en los Sistemas de Distribución son los Transformadores secos encapsulados en un aislamiento sólido puesto que tienen una gran resistencia al cortocircuito y son fáciles de instalar. Por otra parte, los Transformadores sumergidos en líquido aislante, tal como su nombre lo indica, tienen sumergidos en líquido aislante su circuito magnético y arrollamientos. Este tipo de Transformadores se suele emplear en los Sistemas de Transmisión y por lo general, utilizan el aceite mineral como líquido aislante (COVENIN 536 y COVENIN 1128). Por ser los Transformadores sumergidos en aceite aislante

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los empleados en los Sistemas de Transmisión, el presente estudio se enfocará en este tipo de Transformadores.

Transformadores secos encapsulados Partes principales de un Transformador seco encapsulado Los Transformadores secos son medioambientalmente seguros, proporcionan un excelente comportamiento a los cortocircuitos y robustez mecánica, sin peligro de ningún tipo de fugas de líquidos, sin peligro de fuego o explosión y son apropiados para aplicaciones interiores o exteriores. En muchos países es obligatorio instalar Transformadores secos cuando las subestaciones están situadas en edificios públicos. Los Transformadores secos más empleados en Venezuela son los Transformadores tipo encapsulados, se llaman de esta manera puesto que sus arrollados están encapsulados en un aislante sólido, el cual, por lo general, es una masa de resina con carga mineral. Los Transformadores de tipo seco encapsulado al vacío están diseñados a prueba de humedad y son adecuados para funcionar en ambientes húmedos o muy contaminados. A continuación se presentan las características principales de este tipo de Transformadores. Circuito magnético. Se realiza con chapa magnética laminada de grano orientado con bajas pérdidas, recubierta en ambas caras por una fina capa de aislamiento inorgánico. Bobinado de Baja Tensión. Formado por láminas de aluminio con bandas aislantes pre-impregnadas en resina para la adhesión de las espiras o conductores, proporcionando de esta manera una gran resistencia a los esfuerzos desarrollados durante un cortocircuito. Bobinado de Alta Tensión. Realizado sobre la base de bobinas de bandas de aluminio con lámina aislante con resina colocada al vacío. Terminales de Baja Tensión. Se encuentran situados en la parte superior del Transformador. Bornes de Alta Tensión. Se encuentran situados en el frente del Transformador. Distanciadores elásticos. Están destinados a disminuir las vibraciones entre el circuito magnético y los bobinados. Contribuyen con un funcionamiento silencioso del Transformador. Marco de fijación, chasis y ruedas. Permiten el desplazamiento longitudinal y transversal del Transformador. Aislamiento en resina epoxi. El aislamiento en resina epoxi se caracteriza por ser insensible a la humedad, ecológico, difícilmente inflamable y auto-extinguible Características principales de los Transformadores secos encapsulados  Auto-extinguibles. En caso de fuego externo al Transformador, éste arde con mucha dificultad y con llama débil, la cual se extingue rápidamente al cesar el foco generador de fuego.  Inercia térmica elevada 76


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Debido a que tienen una mayor masa que los Transformadores equivalentes sumergidos en líquido aislante, puede soportar mejor las sobrecargas de corta duración. Compactos Debido a que sus únicos elementos son el circuito magnético, las bobinas y los elementos de fijación, su diseño es muy compacto, resultando un conjunto robusto y a prueba de vibraciones. Gran resistencia al cortocircuito Como consecuencia del encapsulado que rodea a los conductores, la resistencia a los esfuerzos electrodinámicos generados en un cortocircuito es muy alta. Mantenimiento reducido Solamente se requiere alguna limpieza del polvo en las superficies si éste llegara a producirse. Es ideal para lugares con alto nivel de contaminación. Facilidad de instalación La instalación de este tipo de Transformadores es sencilla y práctica.

Partes principales de los Transformadores. Tal como se explicó anteriormente, los Transformadores utilizados en Venezuela en el área de Distribución son los Transformadores sumergidos en aceite aislante.  Principales partes de un Transformador de Potencia sumergido en aceite aislante.  Núcleo.  Bobinas de baja tensión.  Bobinados de alta tensión  Terminales de derivación.  Aisladores de baja tensión.  Aisladores de alta tensión  Vigas de prensado del Núcleo.  Conmutador de derivación con carga.  Accionamiento motorizado (asociado al cambiador de tomas).  Tanque principal.  Radiadores. Tanque El Tanque de un Transformador generalmente está construido de acero soldado y suele tener forma redonda, ovalada, elíptica o rectangular. Las funciones principales que desempeña son las siguientes:  Provee protección mecánica al conjunto núcleo-bobina. 77


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Ayuda a contener el líquido refrigerante/aislante.  Protege al aceite del aire, humedad y contaminación externa.  

Permite que el Transformador “respire”.

Pasatapas (Bushing) La función de los pasatapas en un Transformador es de llevar o transportar de una manera segura los conductores de los devanados a través del Tanque y hacia el exterior. Los pasatapas están diseñados para: soportar las tensiones de operación normal y anormal, mantener la humedad fuera del Transformador y resistir los esfuerzos mecánicos debido al peso y tensión de los conductores conectados a ellos. Para cumplir con lo anterior existen diferentes tipos de pasatapas en un Transformador de Potencia, entre los cuales se tienen:  De cerámica sólida – alúmina (hasta 25 kV).  De Porcelana rellena de aceite (entre 25 kV y 69 kV).  De Porcelana rellena con compuesto epóxico.  De Porcelana rellena de papel protegido con resina sintética (entre 34,5 kV y 115 kV) Los pasatapas son de forma cilíndrica, cubiertos con un esmalte especial para evitar la adherencia de humedad y contaminantes. Están provistos de “faldas” con el objeto de aumentar la distancia de fuga y así

reducir la posibilidad de un arco debido a sobre-voltajes. Por otra parte, es importante destacar que los pasatapas de Alta Tensión y de Baja Tensión en un Transformador se distinguen por su altura, siendo tanto más altos cuanto mayor es la tensión. Núcleo y devanados Los dos tipos fundamentales de diseño de la parte activa de un Transformador son el Tipo Núcleo, en el cual dos grupos de devanados abrazan a un núcleo único y el Tipo acorazado, en el cual el flujo que atraviesa a un único grupo de devanados está compuesto, al menos, por dos componentes existentes en circuitos magnéticos en paralelo. El diseño del Tipo de Núcleo es usado en Transformadores de Potencia con valores de corriente y kVA bajos, mientras que el Tipo Acorazado es usado en Transformadores con potencias iguales o mayores a 50 MVA. Núcleo El Núcleo de un Transformador está formado por chapas, las cuales están hechas con una aleación de hierro de grano orientado y silicio (con esta aleación se reducen las pérdidas por histéresis y corrientes parásitas). Las chapas que forman el Núcleo están aisladas eléctricamente unas de otras con un revestimiento a prueba de aceite (tradicionalmente barniz) para reducir las pérdidas por corrientes parásitas. El Núcleo con sucesivas chapas alternadas se usa en Transformadores de poca potencia, mientras que el núcleo con entrehierros oblicuos se usa en Transformadores de gran potencia. En los entrehierros se suele

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colocar hojas de cartón especiales para disminuir el ruido que es originado por efectos de la fuerza cortante de valor variable que se produce entre ambas caras de una y otra parte. Devanados Las bobinas del Transformador pueden presentar diversas formas de secciones. Para secciones de cobre de hasta 4 mm2, la sección del conductor tiene forma circular. Para secciones mayores se usa la sección rectangular con doble encintando de algodón. Para secciones muy grandes se usan varios conductores con un aislamiento de dos capas. La primera capa es de menor rigidez dieléctrica que la primera pero es más fuerte mecánicamente. Los bobinados de un Transformador previo a su montaje son sometidos a procesos de secado en hornos y eliminación de la humedad mediante vacío, para luego ser impregnados con aislante líquido. Este tratamiento requiere de ambientes muy especiales, libres de polvo y manejo de todos los elementos con delicadeza. Es de práctica común colocar la bobina de baja tensión más próxima al núcleo. La forma cilíndrica se prefiere para las bobinas de baja tensión, mientras que las de tipo plana son preferidas para las bobinas de alta tensión. Se inmovilizan los conjuntos de bobinas con relación al Núcleo. Esto se realiza mediante adecuadas piezas de madera, apoyadas sobre perfiles de acero. Una ventaja del uso de piezas de madera como separadores es la formación “ductos” por donde puede circular el aceite y de esta forma maximizar la Transferencia de calor. Aislamiento en el Transformador. El sistema de aislamiento tiene como función aislar los devanados del Transformador entre sí y de tierra, es decir, los elementos de este sistema aíslan las partes conductoras de corriente del Núcleo y de las estructuras de acero. El sistema de aislamiento de un Transformador en aceite consta principalmente de dos tipos de materiales aislantes: aceite y papel. Aislamiento Líquido – El Aceite La misión del aceite en el Transformador es la de conformar, junto con el papel y otros sólidos, el aislamiento de las partes activas del Transformador, además de transferir el calor hacia el exterior (calor originado en el interior del Tanque por las pérdidas propias del Transformador). El aceite comúnmente usado en los Transformadores (aceite mineral), desempeña básicamente cuatro funciones:  Aislar eléctricamente todos los componentes del Transformador.  Proveer de refrigeración eficiente al Transformador.  Prevenir la acumulación de lodo en el Transformador.  Proteger al conjunto Núcleo-Bobinas de algún daño químico. Las ventajas principales de los aceites aislantes minerales aislantes de uso general empleados en los Transformadores son:

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Viscosidad reducida: La viscosidad de un aceite es relevante para sus propiedades de refrigeración. ref rigeración. Cuanto menor sea la viscosidad, mejor será la refrigeración.  Alta rigidez dieléctrica: Necesaria para que los devanados queden suficientemente aislados con el núcleo, el Tanque y entre sí, evitando fallas eléctricas en el Transformador.  Por otra parte, como desventajas se pueden señalar:  Bajo punto de inflamación, lo que implica un alto riesgo de incendio. El punto de inflamación se alcanza cuando el aceite libera gases suficientes para hacer que la mezcla de gases sobre el aceite entre en ignición ante una llama abierta.  Baja estabilidad ante la oxidación. Todos los aceites contienen una pequeña cantidad de aire air e y junto a la presencia de oxígeno trae como consecuencia el proceso de oxidación. Aislamiento Sólido – Papel Papel (celulosa). Los principales aislantes sólidos empleados en los Transformadores sumergidos en aceite mineral son el papel usado para el aislamiento de los conductores y el cartón que es usado para el aislamiento principal y para los soportes de los arrollamientos. arrollamientos. El principal componente de estos aislantes es la celulosa, en algunas ocasiones se le añaden sustancias como el polipropileno o el polietileno con el fin de que adquiere determinadas características. Para conformar el aislante se suelen prensar varias capas de papel o cartón de alta calidad, de esta manera se consigue mejorar su resistencia mecánica. Los aislantes sólidos celulósicos empleados en Transformadores normalmente van impregnados en líquidos dieléctricos. Los aislantes de papel impregnados constituyen uno de los sistemas de aislamiento más antiguos utilizados en equipos eléctricos de potencia y siguen constituyendo uno de los métodos más seguros de aislamiento disponibles. Una adecuada impregnación del papel posibilita la eliminación de las cavidades rellenas de gas en el aislante, por lo tanto elimina la posibilidad de la ocurrencia de descargas parciales que inevitablemente llevan al deterioro y rotura del sistema de aislamiento. El líquido que impregna al papel comúnmente es aceite mineral o fluido sintético. El papel Kraft, usado generalmente como papel aislante en los Transformadores, debe desempeñar principalmente tres funciones:  Soportar los esfuerzos eléctricos producidos por los voltajes en condiciones normales y anormales durante la operación del Transformador.  Soportar los esfuerzos mecánicos y térmicos que acompañan a un cortocircuito.  Prevenir una acumulación excesiva de calor. 

Equipo Cambiador de Tomas La mayoría de los Transformadores están equipados con un Equipo Cambiador de Tomas, el cual permite pequeños cambios en la relación de voltaje de la unidad. El devanado de Alta Tensión es el que

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generalmente se construye con derivaciones (tomas). (to mas). Al pasar de una derivación a otra, este equipo provee una manera de cambiar la relación de vueltas del Transformador y con ello, el nivel de voltaje del mismo. Los cambios de Tomas pueden ser hechos sólo si el Transformador está desenergizado desener gizado (Equipo Cambiador de Tomas desenergizado o sin carga) o mientras la unidad está con carga (Equipo Cambiador de Tomas bajo Carga). Dichos cambios pueden ser realizados de forma manual o de forma automática. El E l Equipo cambiador de Tomas bajo Carga es el más utilizado en los Transformadores de Potencia. Los Equipos para cambiar de Tomas son diseñados tanto para operar dentro del Transformador o montados externamente en un pequeño gabinete con aceite. Equipos Auxiliares Medidores de Temperatura Con 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. Medidores de Nivel El indicador de nivel de aceite señala el nivel del líquido aislante contenido en el Tanque principal del Transformador o en compartimientos asociados. En los Transformadores con Tanque de conservación, el medidor de nivel se encuentra instalado a un costado del mismo. En los Transformadores sellados, el medidor de nivel es instalado a un costado del Tanque, justo a la altura del nivel de aceite. Medidores de Presión/Vacío El Medidor de Presión/Vacío, también llamado manovacuometro, es instalado en los Transformadores Tipo Sellado. Este dispositivo proporciona la presión de nitrógeno que posee el Transformador o la cantidad de vacío a la que se está sometiendo el Transformador. Sistemas de Refrigeración. Radiadores, Ventiladores y Bombas de circulación Los Transformadores en aceite poseen diferentes métodos de ventilación con el objeto de mantener sus temperaturas de operación dentro de valores normales (no excediendo los 55°C o 65°C sobre la temperatura ambiente – más más adelante se explicará en detalle estos valores). Para el efecto, en cada método se utilizan accesorios como radiadores, ventiladores, intercambiadores de calor, bombas bomb as de circulación, etc, los cuales se encuentran instalados generalmente en el Tanque del Transformador y son usados de forma individual o en conjunto. Sistemas de refrigeración más comunes en los Transformadores Transformador es de Potencia sumergidos en aceite aislante. La Nomenclatura empleada es la sugerida por la Norma IEC 60076.  ONAN (Oil Natural circulation Air Natural Circulation) Refrigeración mediante circulación natural del aceite y del aire en los Radiadores. Consiste básicamente en Radiadores dispuestos en e n grupos y fijados al Tanque Principal.  ONAF (Oil Natural circulation Air Forced circulation)

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Refrigeración mediante circulación natural del aceite y circulación forzada de aire a través de los radiadores. Válvula para hacer vacío Esta es una válvula que se encuentra localizada en la cubierta del Transformador, a un costado del Tanque, en su parte superior. Normalmente es de tipo diafragma y a ella deberá conectarse el ducto para hacer vacío de la máquina de tratamiento de aceite. Esta válvula es de accionamiento manual mediante volante. Válvula combinada para drenaje, filtrado y muestreo. Esta es una Válvula de tipo compuerta que se encuentra ubicada en la parte inferior, a un costado del Tanque. Dispone de una pequeña válvula que debe accionarse mediante una llave de boca apropiad. Válvula para Filtrado y muestreo de aceite. Esta es una Válvula de diafragma que se encuentra encu entra localizada en la parte par te superior, a un costado del Tanque. Dispone de una pequeña válvula para muestreo de aceite de la parte superior del Tanque, similar a la descrita en la válvula combinada inferior.

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ACEITE DIELÉCTRICO Los aceites dieléctricos se obtienen a partir de bases nafténicas de bajo punto de fluidez, libres de ceras y sometidas a proceso de refinación de extracción por solventes y de tratamiento con hidrógeno. El aceite dieléctrico es capaz de resistir un gradiente de potencial eléctrico, lo que le confiere propiedades aislantes. Es generalmente un aceite altamente refinado que es estable a altas temperaturas, y entre sus funciones esta principalmente aislar, suprimir corona y el arco, pero también servir como refrigerante y evacuar eficazmente el calor generado por el transformador.

Uso de los aceites dieléctricos. Refrigeración Una de las funciones más importante que debe desarrollar un aceite dieléctrico es la de enfriamiento y disipación del calor generado durante la operación de los transformadores. Para cumplir de una forma eficaz con este propósito, el aceite debe poseer no solo una buena fluidez, sino también excelente estabilidad térmica y a la oxidación que le permita circular libremente sin dejar depósitos. Para esto se requiere un aceite de baja viscosidad cuidadosamente refinado para prevenir la formación de lodos.  Aislamiento La función eléctrica de un aceite para transformador es prevenir la formación de arco entre dos conductores con una diferencia de potencial grande. Solamente con un aceite que esté esencialmente libre de contaminantes y permanezca así a través de todo el periodo de su vida de servicio pueden cumplirse totalmente los requisitos de aislamiento eléctrico. Para ser un excelente aislante el aceite debe tener baja viscosidad, buenas propiedades dieléctricas y buena capacidad de disipar el calor.  Lubricación El aceite debe proveer una película químicamente inerte y de naturaleza apolar que asegure la protección de las partes metálicas y de los otros materiales presentes en un transformador, sin reaccionar con ellos. El aceite dieléctrico es utilizado además de transformadores de potencia y distribución, en cables, cajas de maniobra, en condensadores, interruptores de potencia, etc. 

Tipos de aceites dieléctricos  Aceites Minerales: Los aceites dieléctricos de origen mineral se obtienen de un derivado secundario del petróleo en cuya composición predominan los hidrocarburos nafténicos. Las 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 Isoparafínicos: 45 a 55% - Hidrocarburos Nafténicos: 50 a 60% 83


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Aceites Sintéticos: La aplicación de aceites sintéticos como aislantes eléctricos ha sido muy limitada. Recientemente se han empleado fluidos sintéticos a base de silicona y ésteres de ftalato en aplicaciones especiales donde un alto grado de seguridad y muy amplio tiempo de servicio es requerido. También, últimamente, se están ensayando aceites dieléctricos de naturaleza predominantemente parafínica. Las pruebas y su interpretación son prácticamente las mismas para un aceite sintético a base de silicona que para un aceite mineral. El test de oxidación no se requiere para las siliconas debido a que este material no se oxida (no forma lodos). 

Características de los Aceites Dieléctricos. Para que un aceite dieléctrico cumpla adecuadamente con su trabajo debe tener ciertas características físicas, químicas y eléctricas. Propiedades Físicas  Viscosidad: Por definición, la viscosidad de un fluido es la resistencia que dicho fluido presenta al moverse o deslizarse sobre una superficie sólida. Mientras más viscoso mayor será la resistencia que ofrecerá a moverse dentro del transformador y se dificulta la 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: 100°C ………….………………….. 3 cSt. 40°C ……………………………….12 cSt. 0°C ……………………………..,,...76 cSt.

Punto de Fluidez: Se 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 en las cuales predominan los hidrocarburos isoparafínicos. 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. 

Punto de Inflamación: Se 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. 

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Tensión Interfacial: Conviene 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. 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. 

Punto de Anilina : Temperatura 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 y 86°C corresponden a un buen dieléctrico. El punto de anilina aceptado para aceites dieléctricos, evaluado mediante el método ASTM D611, es de 63 a 84°C. 

Color: Esta prueba cualitativa se expresa con un valor numérico y está basada en una comparación por luz transmitida del aceite con una serie de vidrios de color estándar. La 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. No existe una correlación directa entre el cambio de color del aceite y un problema específico del equipo, sin embargo los cambios de color proporcionan una indicación del deterioro y/o contaminación del aceite. 

Propiedades Eléctricas  Factor de Potencia: El 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: 25°C…………………………………..0,05% 100°C……………………………….…0,3%

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Rigidez Dieléctrica: La rigidez dieléctrica de un aceite aislante es el mínimo voltaje en el que un arco eléctrico ocurr e 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 (filtroprensa) o de centrifugación. Para el análisis de la rigidez dieléctrica se utilizan los métodos estandarizados ASTM 1816- y D877 / IEC 156. 

Propiedades Químicas  Estabilidad a la Oxidación : Los 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. Clasificación de los aceites dieléctricos. 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 I y tipo II. Los aceites dieléctricos tipo I se definen como aceites para equipos eléctricos donde se requiere una resistencia normal a la oxidación, y los de tipo II para aquellas aplicaciones donde la resistencia a la oxidación debe ser mayor. Tipo I Este tipo de aceites tolera condiciones no muy severas y es usado para valores de tensión bajos y transformadores de distribución. Posee entre sus componentes compuesto Inhibidor de oxidación con un valor de 0,08%.

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Tipo II Este debe poseer 0,3 % de inhibidores de oxidación. Debe tener una rigidez dieléctrica de menos 29,9 kV y son usados en su mayoría para transformadores de media y alta tensión. Cifras típicas de los aceites tipo I y II.

Proceso de degradación de los Aceites Dieléctricos El proceso de oxidación de los aceites dieléctricos depende, entre otros, de los siguientes factores:  La naturaleza o composición del aceite.  La cantidad de oxígeno disponible para la reacción de oxidación.  La presencia del agua y otros catalizadores de oxidación, tales como partes de cobre.  El nivel de temperatura al cual es sometido el aceite dieléctrico durante el servicio. El oxígeno disponible para las reacciones de oxidación proviene: a) Del aire que normalmente está disuelto en dicho aceite. b) De las electrólisis del agua presente en el equipo. A mayor cantidad de oxígeno presente en el aceite, las reacciones de oxidación son más completas y frecuentes. El agua, además de aportar oxígeno para las reacciones de oxidación que ocurren en el aceite, es un buen catalizador para éstas mismas y sobre todo para aquellas que afectan a los metales ferrosos presentes en el equipo (corrosión de la carcasa y del núcleo del transformador). Conviene recordar que el hierro, el cobre y cualquier otro metal en contacto con el aceite son también catalizadores de las reacciones de oxidación que afectan a éste.

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El nivel de temperatura a que normalmente opera el equipo es un factor muy importante en la velocidad de oxidación del aceite dieléctrico y mientras más alta sea dicha temperatura, más rápida será la degradación del aceite. Temperatura de operación del equipo como factor en la vida útil del aceite dieléctrico.

. Las pruebas ya reseñadas y la frecuencia promedio con que pueden realizarse dichas pruebas se muestran en las tablas siguientes: Tiempo promedio en el que pueden realizarse las pruebas en los aceites dieléctricos

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Pruebas que se realizan frecuentemente en los aceites dieléctricos. Pruebas de Laboratorio: Ensayos de Rutina Determinación del color Determinación del número de neutralización Determinación de agua en aceite método Karl Fisher Análisis Cromatográfico de gases disueltos Determinación de factor de potencia y constante dieléctrica Determinación de la tensión interfacial Determinación de la tensión de ruptura usando electrodos esféricos Determinación de la tensión de ruptura usando electrodos de discos Determinación de la gravedad específica

COVENIN 3362 2879 1182 1180 2283 1403

ASTM D1500 D974 D4928 D3612 D924 D971 D1816 D877 D1298

Ensayos Rutinarios Inspección Visual y Color. Las pruebas de inspección visual y color, dan una estimación durante una inspección de campo, del color y la condición (libre de agua o sedimentos como partículas de metal, lodos insolubles, carbón, fibras, suciedad, etc.) de una muestra de líquido aislante. La observación de nubosidad, partículas de aislamiento, productos de corrosión del metal, u otros materiales indeseables en suspensión, así como cualquier cambio inusual en el color, deben ser objeto de un examen y análisis de laboratorio para un diagnóstico adecuado. Si contaminantes insolubles están presentes en un líquido aislante, información valiosa concerniente a la condición del transformador y sus componentes puede ser obtenida por el filtrado del líquido aislante e identificación de residuos. El color es usado para indicar el cambio relativo de un líquido aislante durante su uso y expresado por un valor numérico o descripción del color basado en comparación con una serie de colores estándar. No debería haber una correlación directa entre el cambio del color del líquido aislante y un problema específico dentro del equipo. Los cambios ocurren normalmente por largos periodos de tiempo. Un número cada vez mayor podría ser un indicativo de un dramático cambio en la condición de operación del equipo y generalmente precede a otras indicaciones de un problema. Un alto número del color ocurre en combinación con la presencia de deterioro del líquido aislante o contaminación, o ambos. La prueba de inspección visual es una prueba de observación, mientras que la prueba de color requiere de un análisis de laboratorio. Los procedimientos específicos para tomar las muestras de líquidos aislante y realizar las pruebas de inspección visual y color, se presentan en las normas ASTM D1524 y ASTM D1500 respectivamente.

Condiciones relativas del aceite mineral basadas en color. 89


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Número Comparativo ASTM Color. del color. 0,0 a 0,5 Claro. 0,5 a 1,0 Amarillo pálido. 1,0 a 2,5 Amarillo. 2,5 a 4,0 Amarillo Brillante. 4,0 a 5,5 Ámbar. 5,5 a 7,0 Marrón. 7,0 a 8,5 Marrón oscuro. a. Repita la prueba antes de desechar el aceite.

Condición del aceite mineral. Nuevo Bueno Cierto tiempo de servicio. Deteriorado. Dañado. Severo( recuperar) Extremo(chatarra)a

Determinación del número de neutralización También denominado índice de acidez y es la prueba química más importante. Consiste en cuantificar el grado de oxidación del aceite que es la causa de la formación de ácidos que deterioran el sistema de aislamiento solido la pérdida de capacidad dieléctrica del aceite y la oxidación del núcleo magnético. Su valores deben estar entre 0.02 mg a 0.06 mg KOH/g. Determinación de agua en aceite La prueba de contenido de humedad nos determina la cantidad de mg/kg de agua existente en el aceite, el método más utilizado para la realización de esta prueba es el Karl Fischer que con una pequeña muestra determina la trazas de agua utilizando una valoración culombimétrica o volumétrica para. Análisis cromatógrafo de gases disueltos El análisis de los contenidos de gases aislantes que realiza el estudio de cromatografía a partir de la extracción de una muestra de aceite constituye una poderosa herramienta para lograr la identificación de fallas incipientes en el equipo eléctrico provocadas por: Arqueo, Descargas parciales, Chisporroteo, Sobrecalentamiento, Fallas térmicas de alta y baja temperatura entre al gunos otros que permiten anticiparse a las fallas del equipo eléctrico con acciones preventivas, asegurando de esta forma la continuidad de operación además de eliminar los excesivos gastos derivados de reparaciones y paros inesperados. Determinación del factor de potencia y constante eléctrica Se realiza la medición de las pérdidas dieléctricas y por lo tanto, de la cantidad de energía disipada como calor en el aceite aislante a dos temperaturas diferentes y predeterminadas, con la que muy sensiblemente se pueden determinar y valorar los cambios que sufre el aceite en servicio, como resultado de su deterioro o como el grado de contaminación del fluido aislante por partículas polares solubles y sólidas ante la presencia de un campo eléctrico de corriente alterna. Este valor de temperatura puede ser 2,6 a 25°C. Determinación de la tensión interfacial Mide la tensión superficial que el aceite mantiene frente al agua, detectando en forma sensitiva la presencia de los contaminantes polares solubles y los productos de la oxidación, que son indicativos de la degradación del aceite. Un valor bajo en la prueba es indicativo de presencia de contaminantes polares no 90


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deseados por el contrario un aceite con alta tensión Interfacial (40-45 mN/m) nos indica ausencia de contaminantes polares por lo que este aceite será capaz de mantener elevados valores de Rigidez Dieléctrica aunque este incorpore agua.

Tensión de Ruptura Dieléctrica. La tensión de ruptura del líquido aislante indica la capacidad de éste para soportar tensión eléctrica sin fallar. Es la tensión a la que se produce ruptura entre dos electrodos bajo condiciones de prueba preestablecidas. La prueba de tensión de ruptura dieléctrica determina la tensión de ruptura del líquido dieléctrico envejecido. Esta prueba sirve principalmente para indicar la presencia de contaminantes conductores de la electricidad en el líquido aislante, tal como el agua, la suciedad, fibras celulósicas húmedas, u otras partículas. La contaminación y productos de deterioro general reducen la rigidez dieléctrica del líquido aislante. Una alta rigidez dieléctrica no indica la ausencia de contaminantes. No debería haber una relación entre una tensión de ruptura y una falla, excepto en casos extremos. Esta prueba puede desarrollarse satisfactoriamente en campo, pero es más controlable en un entorno de laboratorio. Una prueba visual se debe realizar para verificar que la muestra no contiene agua libre o burbujas de aire causada por la agitación durante el transporte. El procedimiento específico para realizar esta prueba, se indican en las normas ASTM D1816 cuando se emplean electrodos esféricos y ASTM D877 cuando se utilizan electrodos de disco. Valores de ruptura dieléctrica para líquidos aislantes nuevos y con tiempos de servicio por clase voltaje.

Método de prueba.

Clase de tensión en kV.

Rigidez dieléctrica mínima en kV. Aceite Ester LFH b. Silicón c. a mineral . natural d.

ASTM 1816 1mm gap. Líquido aislante nuevo y equipo nuevo.

≤69 ˃69˂230 ≥230

------25 30 32 35 ---23 28 30

20 25 -------------23 -----------

-------------------------------

------25 30 32 35 ---23 28 30

≤34,5 ˃34,5

-------

40 50

-------

-------

≤34,5 ˃34,5 ≤69 ˃69˂230 ˃230˂340 ≥340

No especificado. Líquido aislante con tiempo de servicio. ASTM 1816 2mm gap Líquido aislante nuevo y equipo nuevo.

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≤69 ˃69˂230 ≥230

45 52 55 60 ---40 47 50

------------34 ----------

-------------------------

45 52 55 60 ---40 47 50

No especificado.

----

30

30

----

No especificado.

----

24

25

----

≤69 ˃69˂230 ˃230˂340 ≥340

No especificado. Líquido aislante con tiempo de servicio. ASTM D877 Líquido aislante nuevo y equipo nuevo. Líquido aislante con tiempo de servicio. a.

Ver IEEE Std C57.106-2006. Ver IEEE Std C57.121-1998. c. Ver IEEE Std C57.111-1989. d. Ver IEEE Std C57.147-2008.

b.

Determinación de la gravedad especifica La gravedad especifica de un aceite aislante, es la relación de los pesos a igual volumen de aceite y agua a 60 °F. La gravedad específica es pertinente para confirmar las características del aceite usado versus el nuevo. Ensayos Especiales Determinación del punto de anilina Determinación del punto de inflamación por copa abierta Determinación del punto de inflamación por copa cerrada Determinación del contenido de inhibidor (DBPC) Determinación de la viscosidad cinética y dinámica Determinación del contenido de PCB

COVENIN ASTM 3458 3361 3345 1406 3627 US EPA SW- 846 Method 9079

Ensayos especiales Determinación del punto de anilina Según la norma COVENIN 3458:1999 es la temperatura en °C registrada en el momento en que las primeras burbujas aparecen en el cuerpo de la mezcla, cuando es calentada bajo condiciones normalizadas. Determinación del punto de inflamación por copa cerrada y/o abierta 92


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Según la norma COVENIN 3345:1997 se debe calentar lentamente a una tasa constante con agitación continua en una copa cerrada o abierta por una cubierta. Una pequeña llama se debe colocar sobre una abertura en la copa a intervalos regulares de temperatura con interrupción simultánea de la agitación. El punto de inflamación es la temperatura más baja a la cual la aplicación de la llama causa que el vapor por encima de la muestra inflame.

Determinación del líquido inhibidor Determiancion de la viscosidad cinematica y dinámica La viscosidad cinemática es el tiempo que tarda en fluir una cantidad exacta de líquido a través de un capilar normal por efecto de la gravedad, bajo condiciones controladas, esta característica no es afectada significativamente por el deterioro o contaminación del aceite. La viscosidad tiene una importante influencia sobre las características de transferencia de calor de un aceite. Esta propiedad es una característica necesaria en transformadores, en donde el calor generado en los devanados y núcleo debe removerse eficientemente, por la transmisión del calor a través del aceite y enseguida al medio ambiente. Sus valores deben estar menor a 35cST a 40°C y menos a 7 cST a 100 °C. Determinación del contenido PCB La gravedad especifica es significativa en la determinación de la solubilidad para su uso en ciertas aplicaciones; en climas fríos, hielo puede formarse en equipos expuestos a temperaturas de congelación. Se utiliza la Cromatografía de Gases como método para detectar Bifenilos Policlorados en el aceite se realiza para detectar si el aceite está contaminado con los aroclores. Líquidos PCB. En la década de 1970, los transformadores montados en interiores usaban bifenil policlorinatado, o líquidos de PCB (por sus siglas en inglés), con fines de refrigeración. Se compone de varios átomos de cloro unidos a anillos benceno, este último es un carcinógeno. Grandes piezas de equipamiento siguieron utilizando líquidos PCB hasta diciembre del 2000. Este aceite era un agente de enfriamiento ideal para transformadores cerrados debido a su alto punto de ebullición, sus propiedades aislantes eficaces y su estabilidad química. Según la Agencia de Protección Ambiental, los líquidos de PCB se prohibieron en Estados Unidos en 1979 Pruebas de Campo: Determinación del color Determinación del número de neutralización Análisis de gases disueltos por espectrometría Determinación del contenido de humedad por espectrometría Determinación de la tensión de ruptura usando electrodos esféricos Determinación de la tensión de ruptura usando electrodos de discos Determinación del contenido de PCB

Contenido de humedad: Este método estandarizado ASTM D-1533 de prueba determina el contenido de humedad de1 aceite aislante mediante un titulador coulométrico automático Karl Fischer. Se inyecta una muestra de aceite en el dispositivo, el cual añade reactivos de forma automática hasta alcanzar el punto 93


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final. Este se determina mediante electrodos que perciben las condiciones eléctricas en el recipiente de reacción. El contenido de humedad del aceite se presenta en partes por millón (ppm) (miligramos de humedad por kilogramo de líquido aislante). Tensión interfacial: La tensión interfacial entre el aceite aislante y el agua, es una medida de la fuerza de atracción molecular entre las moléculas y se expresa en dinas por cm. La prueba proporciona un medio de detectar contaminantes polares solubles y productos de deterioro. Los contaminantes solubles y los productos de degradación del aceite, generalmente producen una baja tensión interfacial. El método de este ensayo esta normalizado en ASTM D-971. Número de neutralización: El número de neutralización de un aceite nuevo no debería exceder 0,025 mgKOH/g. Aceites con valores de TAN del orden de 0,5 mgKOH/g son considerados inaceptables para el servicio. Es importante aclarar que un TAN bajo no descarta la presencia de contaminantes en el aceite, ya que puede tratarse de un material de tipo alcalino. Un caso encontrado con alguna frecuencia es la contaminación del aceite con silicato de sodio, que es un material empleado por los fabricantes de transformadores en el aislamiento. Rigidez dieléctrica: El voltaje asociado con la rigidez dieléctrica, es una medida importante de los esfuerzos dieléctricos que el aceite dieléctrico podrá soportar sin que llegue a fallar. La realización de los ensayos deberá realizarse en estricto apego a los estándares .El Std. ASTM D- 877, especifica una cuba de pruebas equipado con electrodos planos esparcidos 0,001 de pulgada .ASTM D-1816 específica una cuba de pruebas equipado con electrodos esféricos esparcidos entre sí 0,008 de pulgada. Este método exige agitación y es muy sensitivo a pequeñas cantidades de contaminares y primariamente se debiera usar en aceites nuevos y usados cuando se requiere de una mayor precisión en los resultados. Factor de potencia: La prueba de comprobación del factor de potencia del liquide en el aceite del transformador, se realiza, por lo general, a dos temperaturas: 25 °C y 100 °C. La razón es que las dos lecturas cómo se modifican en el tiempo pueden ser de suma utilidad diagnosticar cuál es la causa de un elevado factor de potencia (humedad, oxidación del aceite o contaminación). Además, el valor a 100 °C, en muchas ocasiones, es más sensible a los pequeños cambios que se presenten en las características del aceite. Por lo general, los valores del factor de potencia del líquido son números pequeños (en los Estados Unidos se decidió presentarlo como un porcentaje). Como ejemplo, en el aceite recién instalada en un transformador nuevo de tensión primaria menor de 230 kV el factor de potencia de ese aceite a 25 °C no debería ser mayor de 0,0005 (0,05%), que es el límite recomendado para este valor en las pruebas ANSI/IEEE C57.106-2002. Con frecuencia, en instalaciones nuevas el factor de potencia del líquido medido a 23 °C es mucho menor. Color y aspecto: El significado primario del color es la de observar una tasa de cambio a lo largo del tiempo en un transformador. Obscurecimientos del aceite en un período de tiempo, indica tanto la contaminación como el deterioro del aceite. Un color oscuro, sin haber cambios significativos en el número de neutralización ó de la viscosidad, usualmente indican contaminación con materiales extraños. El color de un aceite aislante, es determinada mediante una luz trasmitida y se expresa mediante un valor numérico comparado contra valores estándares en una tabla circular contenida dentro del equipo. El método de este ensayo esta normalizado en ASTM D-1500.

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Análisis de gases disueltos: Cromatografía de gases Método ASTM D-3613: La cromatografía de gases es una técnica cromatográfica en la que la muestra se volatiliza y se inyecta en la cabeza de una columna cromatográfica. La elución se produce por el flujo de una fase móvil de gas inerte. A diferencia de los otros tipos de cromatografía, la fase móvil no interacciona con las moléculas del analito; su única función es la de transportar el analito a través de la columna. Con base en lo anterior, los principales objetivos del uso de esta técnica son: a) Monitorear los transformadores en servicio y obtener un aviso anticipado de una falla. b) Supervisar una unidad en operación que se presume tiene una falla incipiente hasta sacarla de servicio para su reparación o reemplazo. c) Indicar la naturaleza y localización de la falla. d) Asegurarse que un transformador recientemente adquirido no presente ningún tipo de falla durante el período de garantía Espectroscopia Infrarroja foto acústica: Representa una nueva generación de equipos de prueba para análisis de gases disueltos en el aceite. Estos equipos denominados PDGA ( Portable Disolved gas Analyzers) utilizan la tecnología avanzada espectroscopia infrarroja Fotoacústica Son capaces de detectar 7 gases claves y la humedad directo en el campo en una operación que no dura más de 20 minutos. Fabricantes de aceites dieléctricos 

Locales  Puramin, Puramin AD-66. Empresa Venezolana ubicada en el estado Falcón. Aceite aislante para transformadores e interruptores de potencia. Cumple con las normas de calidad COVENIN 1128 / ASTM D-3487 / IEC 296 / NTC 1465.  ELECTRA 77, Empresa Venezolana ubicada en el estado sucre es un aceite dieléctrico fabricado con bases minerales nafténicas bajo las normas internacionales ASTM-3487 e IEC-296, tanto para aceites Inhibidos como para aceites No Inhibidos.



Internacionales     

Venoco, VENOELECTRIC M 100. Shell Lubricants Oelheld Repsol Texaco

VENOCO VENOELECTRIC M 100, es un aceite altamente refinado elaborado a partir de bases minerales de alta calidad. Sus excelentes cualidades aislantes y refrigerantes y su formulación que minimiza la formación de peróxidos alargando su vida útil, aseguran la mayor confiabilidad de operación del transformador. Es un aceite clasificado como inhibido, no polar, de baja viscosidad y de alta resistencia dieléctrica; es 95


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compatible con todos los elementos que conforman un transformador y con otros aceites dieléctricos minerales.

Propiedades y características de VENOELECTRIC M 100  Cumple con la norma Venezolana COVENIN 1128  Satisface los requerimientos de la industria eléctrica, de acuerdo con la Norma ASTM D-3487 (TIPO II), IEC 60296.  Tiene excelente fluidez a baja temperatura.  Está libre de humedad y partículas.  Tiene alta resistencia eléctrica y gran estabilidad térmica.  No corrosivo.  Prolonga la vida útil del aceite en el equipo debido a su mínima formación de ácidos y lodos durante el servicio.  No contiene PCB’s (bifenilos policlorinados)  Compatible con otros aceites minerales. El VENOELECTRIC M 100 es un aceite seguro y apto para ser utilizado en transformadores de alta potencia y tensión. Está recomendado como aislante para ser utilizado toda clase de aparatos eléctricos de transformación y potencia, tales como transformadores inmersos en aceite de alta potencia, arrancadores, circuitos de interruptores y fusibles.

CARACTERISTICAS TIPICAS (VENOELECTRIC M 100) Propiedades Físicas COVENIN 1128 Apariencia Visual Clara y brillante Viscosidad a 100°C 3 máximo Viscosidad a 40°C 12 máximo Viscosidad a 0°C 76 máximo Gravedad Específica 15/15°C 0,91 máximo Punto de inflamación, °C 145 mínimo Tensión Interfacial, dinas/cm 40 mínimo Punto de Fluidez,°C -30 máximo Punto de Anilina, °C 63mín. – 84 máx. Color ASTM 0,5 máximo

Valores Típicos Clara y brillante 2,5 10,2 70 0,853 157 46 -33 82 L 0,5

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Propiedades Eléctricas Tensión de ruptura dieléctrica a 60 Hz Electrodo de disco, kV Electrodos VDE, kV Separación 0,04 pulg (1,02 mm) Factor de Potencia, % 25°C 100°C

COVENIN 1128 30 mínimo

Valores Típicos 54

28 mínimo

35

0,05 máximo 0,30 máximo

0,02 0,07

Propiedades Químicas Azufre corrosivo en plata Contenido de agua, ppm Número de Neutralización Contenido de Inhibidor de oxidación (2,6 di-iso-butil para cresol), % en peso

COVENIN 1128 No corrosivo 35 máximo 0,02 máximo 0,30 máximo

Valores Típicos No corrosivo 10 0,01 0,28

Contenido de PCB’s (bifenil

No contiene

<1


0,05 0,01


0,10 0,30

195 mínimo

300

policlorados), ppm Prueba de lodo ácido 72 horas % en peso de lodo Número de acidez total, mg/KOH Prueba de lodo ácido 164 horas % en peso de lodo Número total de acidez, mg KOH/gr Estabilidad a la oxidación, minutos

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Aceites dieléctricos vegetales FABRICANTES Origen

ABB INC BIOTEMP COPPER POWER FR3 MIDEL 7131 Aceite Vegetal a base Basado en un Éser Natural Basado en un éster de Girasol ( aceite vegetal) sintético Biodegradabilidad 97% en 21 días 100% Rigidez (kV) 48 kV 56 @ 25°C 75 Punto de combustión 360°C 357°C Punto de inflamación 330°C 328°C Densidad relativa 0.91 0.92@ 25°C 0.97 40 °C= 45 40 °C= 33 40 °C= 29 Viscosidad 100°C= 10 100°C= 7.9 Punto de Fluidez (°C) -15 -21 -60 Aceite desde el punto de vista del fabricante de transformadores Desde el punto de vista del fabricante se presentan las características. Las cuales han evolucionado con el tiempo. En Venezuela se puede citar la siguiente referencia.

CAIVET ACEITE El aceite dieléctrico con que se llenan los transformadores, recibe un tratamiento final en CAIVET y cumple con la norma COVENIN 1128 (ACEITES MINERALES AISLANTES CON INHIBICION DE OXIDACION), equivalente a la ASTM D3487. El proceso de llenado es semiautomático e incluye un período de vacío, aplicado a cada transformador antes de ser llenado con aceite. Los transformadores de gran capacidad, son sometidos posteriormente a un proceso adicional de recirculación por medio de equipos que, mediante calor y alto vacío, extraen la humedad residual. NORMAS DE FABRICACION Y ENSAYOS Durante el proceso de fabricación se realizan continuos controles de calidad que culminan con los ensayos que se efectúan, según normas, sobre los transformadores terminados. Nuestro laboratorio de pruebas es el más completo del país y los ensayos se certifican oportunamente según las normas y de acuerdo con el cliente. Norma Básica  COVENIN 536, equivalente a IEC 76 y ANSI/IEEE C57.12.00 Normas Específicas para Productos: 98


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COVENIN 537 equivalente a la ANSI/IEEE C57.12.20, para Transformadores Monofásicos de Distribución tipo Intemperie.  COVENIN 781, para Transformadores Trifásicos del tipo Sumergible (Subway).  COVENIN 2284, equivalente a la ANSI/IEEE C57.12.96, para Transformadores Trifásicos tipo Pedestal (Pad-Mounted).  COVENIN 3254, para Transformadores Monofásicos del tipo Sumergible (Subway). 

Ensayos de Rutina  Relación de Transformación, Polaridad, Aislamiento, Pérdidas e Impedancia. Ensayos de Tipo  Impulso onda completa (verificación del BIL), Elevación de Temperatura.

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Prueba de rigidez dieléctrica del aceite Esta prueba al aceite es una de las más frecuentes y más recomendables, ya que el conocer la tensión de ruptura que un aceite soporta es muy importante, ya que junto con el papel y cartón dieléctrico forman la estructura aislante del transformador, además, esta prueba revela cualitativamente la resistencia momentánea de la muestra del aceite al paso de la corriente y el grado de humedad, suciedad y cantidad de sólidos conductores en suspensión. Procedimiento de la prueba. La prueba se efectúa en un aparato que consiste en un transformador de potencial, un regulador de tensión, un voltímetro indicador, un interruptor y la copa estándar patrón de la prueba. Esta copa patrón, consiste en un recipiente de bakelita o de vidrio refractario, dentro de la cual, se alojan dos electrodos en forma de discos de 25,4 mm de diámetro, separados una distancia entre sí de 2,54 mm con las caras perfectamente paralelas. Diagrama de los principales componentes de un probador de rigidez dieléctrica

La prueba se lleva a cabo llenando la copa con aceite hasta que los discos o electrodos queden cubiertos completamente. Posteriormente, se cierra el interruptor del aparato, el cual previamente se habrá conectado a una fuente de 120 V. Luego se va incrementando gradualmente la tensión en el aparato con el regulador, aproximadamente a 3 kV/s, hasta que en el aceite se produzca un arco. Mientras se va incrementando el potencial, el operador irá observando las lecturas en kV alcanzadas hasta que ocurra la ruptura de aislamiento, con lo que la prueba concluye y el operador anotará en su registro el valor en kV más alto alcanzado. Al vaciar la muestra de aceite en la copa de prueba, ésta deberá dejarse reposar durante unos tres minutos antes de probarlo, con el objeto de que se escapen las burbujas de aire que puedan contener.

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A cada muestra se le efectuarán cinco pruebas de ruptura, agitando y dejando reposar la muestra un mínimo de un minuto, después de cada prueba. Los valores obtenidos se promediarán y el valor obtenido del promedio será representativo de la muestra. Este promedio es válido siempre que ninguna prueba sea diferente en más de 5 kV, si existe una variación mayor deberán efectuarse más pruebas con nuevas muestras. Cuando se prueba aceite muy sucio deberá lavarse la copa con un buen solvente y secarla perfectamente, posteriormente, tener la precaución al obtener una muestra de enjuagar la copa dos o tres veces con el mismo aceite por muestrear. Normalmente una rigidez dieléctrica de 18 kV es considerada como baja, 25 kV ó mayor como buena para transformadores en servicio y para transformadores nuevos una rigidez dieléctrica mayor de 30 kV es aceptable. Un aceite sin humedad, limpio y nuevo soporta normalmente 35 kV ó más de este valor.

Pruebas de evaluación diagnóstica a un transformador. Para llevar a cabo la evaluación diagnóstica de un transformador se realizan diversos ensayos, los cuales permiten determinar si cada uno de los elementos que conforman a éste presenta las características y/o propiedades de operación requeridas.

Pruebas realizadas al líquido aislante. El enfoque de la presentación tiene por objeto exponer las características más resaltantes de un líquido aislante; para ello se indicara de manera descriptiva, en qué consisten las pruebas, su aplicación y los posibles resultados que se pueden inferir de ellas

Pruebas Físico-Químicas El análisis físico químico del aceite es uno de los aspectos más relevantes en las inspecciones de transformadores y resulta determinante a la hora de realizar el diagnóstico. Con este tipo de pruebas se procura obtener información sobre las propiedades funcionales (físicas, eléctricas y químicas) del acei te mineral aislante utilizado en equipos eléctricos y así poder determinar el estado del sistema de aislamiento del transformador. Las pruebas que se realizan para recabar la información son las siguientes: • Tensión interfacial: Una disminución en el valor de TI indica la acumulación de contaminantes, productos de oxidación o ambos. Se basa en la Norma ASTM D971. • Rigidez dieléctrica: Un valor bajo, indica generalmente la presencia de contaminantes tales como agua, suciedad u otras partículas conductivas en el aceite. La Norma ASTM D877 nos indica los valores aceptables. • Contenido de humedad: Un contenido bajo de agua es necesario para obtener y mantener una rigidez dieléctrica aceptable, y pérdidas dieléctricas bajas en el sistema de aislamiento. La Norma ASTM D1533 es la que se toma como base de análisis. • Color: Está regido por la Norma ASTM D1524.

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• Factor de potencia: un alto valor de factor de potencia indica presencia de contaminación o de productos

debido al deterioro, tales como la humedad, carbón u otras materias conductivas. Está regida por el IEEE Std 62-1995. • Contenido de inhibidor : El aceite dieléctrico nuevo contiene normalmente pequeñas cantidades de inhibidores naturales, estos retardan la oxidación del aceite hasta que son consumidos en su totalidad. En el momento que los inhibidores se agotan, la tasa de oxidación y el proceso de deterioro del aceite aumentan. La prueba es regida por la Norma ASTM D 2668. • Número de neutralización: La oxidación de un aceite dieléctrico se lleva a cabo por medio de complejas reacciones en las que están involucradas el agua y el oxígeno; el número de neutralización es utilizado como una medida de la cantidad de ácidos orgánicos formados en el aceite debido a dicho proceso de oxidación. La Norma ASTM D974 nos indica los valores aceptables.

Factor de Disipación. Esta prueba determina el factor de disipación de líquidos aislantes nuevos y envejecidos. Esta es un medio útil para mantener la integridad de la muestra, además es un indicador en los cambios de la calidad como resultado de la contaminación y deterioro durante el tiempo de servicio o como resultado de su manipulación. El factor de disipación es la relación de la potencia disipada en el líquido aislante en vatios entre el producto del voltaje y la corriente efectivos en voltio-amperios, cuando el ensayo se realiza con una fuente sinusoidal bajo condiciones preestablecidas. Esta prueba debería ser realizada para indicar las pérdidas dieléctricas en líquidos aislantes así como también la energía disipada en forma de calor. Un bajo factor de disipación indica bajas pérdidas dieléctricas. Un alto factor de disipación puede ser causado por la presencia de agua libre, lo que podría ser peligroso para el funcionamiento del transformador. Siempre que exista un alto valor de factor de disipación en el líquido, la causa debe ser investigada. La oxidación, el agua libre, partículas húmedas, la contaminación, e incompatibilidades en el material son las posibles fuentes de un alto factor de disipación. Los altos niveles de del factor de disipación en el líquido son motivo de preocupación ya que los contaminantes pueden acumularse en las zonas de alta tensión eléctrica y concentrarse en las bobinas, resulta difícil realizar la limpieza de los transformadores al igual que cambiar el material protector de los bobinados. Los límites del factor de disipación dados para un líquido aislante se basan en el entendido de que el factor de disipación es una prueba indicadora de contaminación por exceso de agua (en combinación con partículas) o materiales polares o iónicos en el líquido.

Muestras de líquidos aislantes que son defectuosas a menudo pasan otras pruebas eléctricas estándar y pruebas químicas, sin embargo fallan esta prueba. Esta prueba se puede realizar satisfactoriamente en campo, así como en un entorno de laboratorio. Se debe realizar una prueba visual para verificar que la muestra no contiene burbujas de aire debido a la agitación durante el transporte. 102


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El procedimiento específico para realizar esta prueba se presenta en la norma ASTM D924.

Número de Acidez. La prueba de número de acidez determina los componentes de degradación ácida del líquido aislante envejecido. Esta prueba puede ser usada para indicar el cambio relativo de un líquido aislante durante su uso bajo condiciones de oxidación. La acidez es medida por el número de ácido (neutralización), expresada como el número de miligramos de hidróxido de potasio requeridos para neutralizar el ácido en un gramo de líquido aislante. De acuerdo a la clasificación del transformador el líquido aislante contiene solo ciertos niveles del ácido componente cuando es nuevo; el número de acidez incrementa con la degradación del líquido aislante. Un líquido aislante usado presenta un alto número de acidez, lo cual indica que el líquido aislante se ha oxidado o contaminado con materiales como barniz, pintura, u otra materia. En algunos líquidos aislantes esta condición puede ser un indicativo de formación de lodos. No existe una relación directa entre el número de ácido y la tendencia corrosiva del líquido aislante hacia metales en equipos eléctricos de potencia. Los ácidos de cadena corta son perjudiciales para los sistemas de aislamiento y pueden producir oxidación de los metales cuando la humedad está también presente. Los cambios ocurren durante largos periodos de tiempo. Niveles elevados no son indicativos de problemas en el equipo, pero si una amenaza potencial para los componentes internos del equipo. El procedimiento específico para la realización de ésta prueba se indica en la norma ASTM D974. Tensión interfacial. (TI) Este método cubre la medición, en condiciones de no equilibrio, de la tensión superficial que un fluido aislante mantiene contra el agua. La TI es una medida de las fuerzas de atracción entre moléculas de dos fluidos. Se expresa en mili-Newtons por metro (mN/m). Esta prueba es un excelente medio de detección de contaminantes polares solubles en aceite y productos de oxidación en aceites aislantes. Esta prueba determina la TI del líquido aislante envejecido contra el agua. Existe una relación única entre la TI y el número de ácido, mientras el número de ácido del líquido aislante aumenta, la TI disminuye a medida que el líquido se oxida. Hasta cierto punto, la TI es una medida de la vida útil restante del líquido aislante, por debajo de ésta puede ser recuperado. Disminución de los niveles no son un indicativo de un problema en el equipo, pero si una potencial amenaza para la condiciones de funcionamiento a largo plazo del equipo. Esta prueba se puede realizar satisfactoriamente en campo, así como en un entorno de laboratorio. El procedimiento específico para realizar esta prueba se presenta en la norma ASTM D971. Contenido de Humedad. Cierta cantidad de humedad siempre está presente en un transformador. Adicionalmente el papel en el sistema de aislamiento tiene gran afinidad por el agua, la mayor parte de la humedad está presente en el papel. La rigidez dieléctrica del papel es muy sensible a la presencia de la humedad, así como la del líquido aislante. Por lo tanto, es importante que el contenido de humedad sea conocido y sea controlada su concentración. 103


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El agua puede migrar entre el sólido y el líquido aislante en un transformador con cambios en la carga, debido a cambios en la temperatura. En consecuencia, la concentración de agua en el líquido aislante expresada en mg / kg (ppm) por sí sola, no proporciona información suficiente para obtener una adecuada evaluación de la sequedad en el sistema de aislamiento. La saturación relativa proporciona una mejor evaluación en una amplia gama de condiciones de funcionamiento y temperaturas. Incluso el uso de la saturación relativa para evaluar la sequedad del sistema de aislamiento tiene algunas posiciones inherentes, debido al hecho de que el agua nunca alcanza el equilibrio entre el aislamiento sólido y líquido. El procedimiento específico para realizar esta prueba se presenta en la norma ASTM D1533.

Contenido de Partículas. La prueba de contenido de partículas determina el número y tamaño de partículas presentes en el aceite mineral aislante. Las partículas en el aceite mineral pueden tener un impacto sobre la resistencia dieléctrica o sobre el factor de potencia del aceite aislante. La fuente de las partículas puede ser de materiales internos del equipo, tales como carbón, fibras de celulosa, metales, y degradación del aceite. Otras fuentes externas son posibles cuando contaminantes se introducen al procesar el aceite o cuando el equipo está abierto al medio ambiente. El conteo de partículas proporcionara en sentido general el grado de la contaminación y puede ser utilizado para determinar la eficacia de la filtración del aceite. Agua en el aceite mayor que 10 ppm pueden contribuir a aumentar el recuento de partículas. El recuento de partículas puede llevarse a cabo para ayudar en la determinación de la causa de la degradación del aceite estándar. La IEEE no ha establecido una guía con los límites para el recuento de partículas de aceite aislante. El conteo de partículas ha evolucionado con el tiempo y una interpretación de los métodos actuales utilizados es esencial para asegurar la correcta interpretación de los resultados reportados. El método preferido que se emplea para el análisis de esta prueba es conocido como Conteo Automático de Partículas por sus siglas en ingles A.P.C. este método se desarrolla de acuerdo a lo establecido en la norma ISO 11171:2010. Contenido de Bifeniles Policlorados. P.C.B. Esta prueba determina el contenido de PCB en líquidos aislantes con cierta edad de servicio. Los bifeniles policlorados (PCB) son una familia de hidrocarburos aromáticos clorados sintéticos, que tienen excelentes propiedades térmicas y eléctricas, además de una excelente estabilidad química. Estas propiedades los hicieron muy adaptables en innumerables aplicaciones comerciales. Dado su inmenso éxito en el campo operacional, se transformaron de la noche a la mañana en una pesadilla ambiental de gran magnitud, después de más de 60 años de fabricación a nivel mundial, prácticamente sin regulación alguna. Debido a que su estabilidad química y resistencia a la biodegradación no fueron evaluadas oportunamente. Esta característica de gran estabilidad, los transformaron en un gran agente contaminante no biodegradable bajo condiciones ambiéntales normales, pudiendo circular libremente en el medio ambiente, sin cambiar

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en lo absoluto su composición, solo cambian de estadio al pasar del agua, al ambiente y al suelo, es decir de líquido a gaseoso y viceversa. El procedimiento específico para realizar esta prueba se presenta en la norma ASTM D4059.

Condición de Sludging (Lodo). La prueba de condición sludging cubre la determinación de un pentano insoluble, un tipo de lodo presente en el líquido aislante envejecido. Para el aceite mineral, esta prueba generalmente no se realiza a menos que la tensión interfacial sea ˂ 26 mN / m, o el número de ácido sea > 0,15 mg de KOH / g líquido.

Este lodo es una resina, sustancia polimérica que es parcialmente conductiva, higroscópico, y un aislante del calor. Si hay agua en el transformador, ésta es atraída por dicho lodo. La presencia de éste podría ser un indicación de deterioro del líquido aislante, la presencia de contaminantes, o ambos. Esta prueba sirve como una advertencia para indicar la formación de sedimentos. El procedimiento específico para realizar esta prueba se presenta en la norma ASTM D1698.

Gases Disueltos. Esta prueba determina los componentes de los gases disueltos en líquidos aislantes envejecidos. La presente debería ser usada para determinar la cantidad de gases específicos generados por el volumen de líquido de un transformador con cierto tiempo de servicio. Los materiales aislantes dentro del transformador en particular el aceite mineral, se descompone para dar paso a la liberación de gases dentro de la unidad. La distribución de esos gases se correlacionan con el tipo de falla eléctrica, y la tasa de generación de estos gases indica la severidad de la falla. La identificación de esos gases es de particular importancia en cualquier programa de mantenimiento proactivo (preventivo y predictivo) eléctrico en cualquier planta industrial ó instalación comercial. Esta técnica de análisis de posibles fallas en un transformador ha sido por décadas muy útil en todas las plantas industriales. Después de determinar la cantidad de gases clave disueltos en la muestra usando el procedimiento adecuado se prescribe una rutina de diagnóstico, para facilitar la interpretación del análisis se debería seguir lo expuesto en la norma IEEE C57.104-2008. Puede ser difícil determinar si un transformador está funcionando normalmente si no tiene una historia precedente de gas disuelto. Además, existen considerables diferencias de opinión para que sea considerado un "transformador normal" con concentraciones aceptables de los gases. Muchas técnicas para la detección y medición de los gases se han establecido. Sin embargo, se debe reconocer que el análisis de estos gases y la interpretación de su significado en este momento no son una ciencia exacta, sino un arte sujeto a variabilidad. El procedimiento específico para realizar esta prueba se presenta en la norma ASTM D3612. Compuestos Furánicos. Los compuestos furánicos se generan por la degradación de materiales celulósicos utilizados en los sistemas de aislamiento sólidos de los equipos eléctricos. Los compuestos furánicos que son solubles en aceite en un grado apreciable migrarán al líquido aislante. La presencia de altas concentraciones de compuestos furánicos es significativa, en algunos casos esto puede ser una indicación de la degradación de la celulosa a partir del envejecimiento o condiciones de fallo incipientes. Las pruebas para compuestos 105


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furánicos por cromatografía líquida de alta resolución (HPLC) se pueden usar para complementar la prueba de gases disueltos en el análisis del aceite. El procedimiento específico para realizar esta prueba se presenta en la norma AST.M D5837.

Cromatografía. La cromatografía es un proceso físico de separación mediante el cual se separa una mezcla en sus componentes individuales, a través de una fase móvil y una fase estacionaria. La fase estacionaria consta, según el procedimiento, de materia sólida o un líquido, y la fase móvil de un líquido o gas.

La cromatografía describe un procedimiento químico en el que se separa una mezcla en sus componentes individuales mediante una fase móvil y una fase estacionaria. La fase estacionaria consta, según el procedimiento, de materia sólida o un líquido, y la fase móvil de un líquido o gas. La cromatografía usa diferentes procedimientos, que según el campo de aplicación tiene sus ventajas y desventajas. Los procedimientos más importantes son la cromatografía en papel, cromatografía en capa fina, la cromatografía en columna y la cromatografía de gases.  Cromatografía de gases. En la cromatografía de gases se usan dos procedimientos diferentes. 1. La cromatografía de gas líquido. 2. La cromatografía de gas sólido El procedimiento más usado es la cromatografía de gas líquido. En este caso se introduce el material portador (por ejemplo, aceite de silicona) en un tubo espiral con un diámetro de 0,1 a 5 mm y una longitud de hasta 5 metros. El gas a analizar fluye junto al gas portador (nitrógeno, helio, argón) a través de la espiral. En un extremo de la espiral un detector de conductividad térmica mide las oscilaciones de temperatura. Según las oscilaciones de temperatura es posible determinar los componentes de la mezcla.

Procedimiento específico para realizar la cromatografía de gases. La cromatografía de gases es una técnica muy utilizada para separar los diferentes compuestos volátiles de una muestra. La fase móvil es un gas inerte, (nitrógeno o helio) que transporta la muestra volatilizada en el inyector a través de la columna cromatografía. La fase estacionaria generalmente está constituida por una columna de metil polisiloxano, o derivados de éste. Los diferentes compuestos se separan en función 106


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de su grado de volatilidad (punto de ebullición, peso molecular) y su afinidad por la fase estacionaria. Entre los detectores más utilizados caben mencionar el detector FID (ionización de llama) que por su alta versatilidad, hace posible la detección de un elevado tipo de compuestos. Para realizar una separación mediante cromatografía de gases se utiliza un equipo denominado cromatógrafo de gases. En este se inyecta una pequeña cantidad de la muestra a separar en una corriente de gas inerte a elevada temperatura; esta corriente de gas atraviesa una columna cromatografía que separa los componentes de la mezcla por medio de mecanismos de partición (cromatografía gas líquido), de adsorción (cromatografía gas sólido) o, en muchos casos, por medio de una mezcla de ambos. Los componentes separados, emergerán de la columna a intervalos discretos y pasaran a través de algún sistema de detección adecuado, o bien serán dirigidos hacia un dispositivo de recogida de muestras.

Cromatografía de gases aplicada en el análisis del aceite de los transformadores. Las dos principales causas de formación de gases dentro de un transformador en operación son debidas a perturbaciones térmicas y eléctricas. Las pérdidas en los conductores debido a la carga producen gases por la descomposición térmica asociada al aceite y al sólido aislante. Los gases también son producto de la descomposición del aceite y el aislamiento expuesto a las altas temperaturas ocasionadas por los arcos eléctricos. Cuando los gases de descomposición se forman principalmente por bombardeo iónico, asociado con descargas de baja energía y descargas parciales, existe poca presencia de calor o en su defecto no está presente. La descomposición térmica del aislamiento de celulosa impregnado de aceite produce óxidos de carbono (CO, CO2) y algunos hidrógenos o metano (H2, CH4) debido a la presencia del aceite. La velocidad a la cual estos son producidos depende exponencialmente de la temperatura y directamente del volumen del material a esa temperatura. Debido al efecto del volumen, un gran volumen de aislamiento calentado a una temperatura moderada producirá la misma cantidad de gases, que un pequeño volumen a altas temperaturas. Aceites minerales de transformadores son mezclas de muchas moléculas de hidrocarburos diferentes, y los procesos de descomposición de estos hidrocarburos debido a fallas térmicas o eléctricas son complejos. Los procesos fundamentales son la ruptura de los enlaces carbono-hidrógeno y carbono-carbono, lo cual causa la formación de átomos activos de hidrógenos y fragmentos de hidrocarburos. Estos radicales libres se pueden combinar entre sí para formar gases, hidrógeno molecular, metano, etano, etc., o pueden recombinarse para formar nuevas moléculas condensables. Además, la descomposición y los procesos de reordenamiento conducen a la formación de productos tales como etileno y acetileno, y en un caso extremo, de forma modesta carbón hidrogenado en forma de partículas. Los materiales aislantes dentro del transformador en particular el aceite mineral, se descompone para dar paso a la liberación de gases dentro de la unidad. La distribución de esos gases se correlacionan con el tipo de falla eléctrica y la tasa de generación de esos gases indica la severidad de la falla .La identificación de esos gases es de particular importancia en cualquier programa de mantenimiento (preventivo y predictivo) eléctrico en cualquier planta industrial ó instalación comercial. Esta técnica de análisis de posibles fallas en un transformador ha sido por décadas muy útil en todas las plantas industriales.

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Las causas que originan las fallas, pueden ser divididas en 3 categorías: corona o descargas parciales, pirólisis ó calentamiento térmico y arcos eléctricos. Esas 3 categorías difieren principalmente en la intensidad de energía que liberan en por unidad de tiempo y por unidad del volumen de la falla .La intensidad de la energía va de menor a mayor partiendo con la corona y siendo más alto en el arqueo. Una lista parcial de los gases que podemos encontrar dentro del transformador son mostrados en los siguientes 3 grupos: 1.

Hidrógeno e hidrocarbonos.     

2.

Metano CH4 Etano C2H6 Etileno C2H4 Acetileno C2H2 Hidrógeno H2 Óxidos de Carbono.

 

3.

Monóxido de Carbono CO Dióxido de Carbono CO2 Gases no ocasionando fallas

 

Nitrógeno N2 Oxigeno O2

Como un resultado de las fallas presentes, los gases se acumulan en el aceite y también en la cámara de nitrógeno en el caso de los transformadores herméticos. Los gases y sus cantidades presentes, son una función de la naturaleza de los materiales aislantes involucrados en la falla y por supuesto también dependen de la falla en sí misma. Podemos categorizar los gases presentes con las sigui entes tipos de falla: 1.

Corona a. Aceite H2 b. Celulosa H2 , CO , CO2

2.

Pirólisis. a. Aceite.

Baja temperatura CH4, C2H6 Alta temperatura C2H4, H2 (CH4, C2H6) 108


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b. Celulosa. Baja temperatura CO2 (CO) Alta temperatura CO (CO2) 3.

Arco eléctrico H2, C2H2 (CH4, C2H6, C2H4)

Termografía. Nuestros ojos son detectores diseñados para detectar la radiación electromagnética en el espectro de luz visible. Cualquier otro tipo de radiación electromagnética, como la infrarroja, es invisible para el ojo humano. El astrónomo Sir Frederick William Herschel descubrió la existencia de la radiación infrarroja en el año 1800. Su curiosidad por la diferencia térmica entre los distintos colores de la luz le llevó a dirigir la luz solar a través de un prisma de cristal para crear un espectro y, a continuación, midió la temperatura de cada color. Descubrió que dichas temperaturas crecían en progresión desde la parte del violeta hacia la del rojo. Tras revelar este patrón, Herschel midió la temperatura del punto inmediatamente más allá de la porción roja del espectro, en una región sin luz solar visible. Y, para su sorpresa, halló que esa región era la que mostraba la temperatura más alta. Los infrarrojos están a medio camino entre el espectro visible y las microondas del espectro electromagnético. La fuente principal de radiación de infrarrojos es el calor o la radiación térmica. Cualquier objeto con una temperatura superior al cero absoluto (-273,15 ºC o 0 Kelvin) emite radiación en la región infrarroja. Hasta los objetos más fríos que podamos imaginar, como los cubitos de hielo, emiten rayos infrarrojos. Todos los días estamos expuestos a rayos infrarrojos. El calor de la luz solar, del fuego o de un radiador son formas de infrarrojos. Aunque nuestros ojos no los vean, los nervios de nuestra piel los perciben como calor. Cuanto más caliente es un objeto, más radiación de infrarrojos emite. La termografía infrarroja se podría definir brevemente como una técnica que permite, a través de la radiación infrarroja que emiten los cuerpos, la medida superficial de la temperatura. El instrumento que se usa en termografía para medir, es la cámara termográfica de infrarrojos. La principal ventaja de la medida de temperatura mediante termografía infrarroja, es que representa una técnica de medición no intrusiva; es decir, que no se requiere contacto físico entre el objeto analizado y el equipo de medición, por lo que no afectará a las condiciones de funcionamiento y operación de los objetos, equipos o elementos observados. Esta cualidad la hace especialmente apropiada en el control y mantenimiento de elementos energizados; y a la vez, no pone en riesgo al personal que realiza las mediciones. Por lo tanto, la termografía infrarroja es una técnica que permite, a distancia y sin contacto, medir la distribución de temperaturas en la superficie de un cuerpo con precisión. Para ello se hace uso de detectores de infrarrojo, que permiten extraer una imagen cuantificable en temperatura mediante cálculos, llamada termograma. A cada píxel de esta imagen o termograma se le asocia un color o nivel de gris, el cual representará una temperatura dada de acuerdo a una escala predeterminada. Los instrumentos de detección térmica infrarroja son usados para medir y registrar, sin contacto, las temperaturas superficiales de una amplia variedad de objetos. Esto se realiza a través de la medición de 109


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energía radiante, en la porción infrarroja del espectro electromagnético, emitida por la superficie del objeto y convirtiendo esta medición a su equivalente de temperatura Si bien la termografía no es una tecnología nueva, ya que han existido equipos termográficos desde hace décadas, si es cierto que su uso se ha popularizado en los últimos años debido a los avances técnicos en miniaturización electrónica que han dado lugar a la aparición de equipos de prestaciones mejoradas con una reducción importante en su tamaño y precio. Esta situación está dando lugar a un incremento del uso de la termografía de forma general y de forma particular en la inspección de sistemas de distribución eléctrica. A nivel técnico, la aplicación de la termografía va a permitir visualizar los patrones de temperatura de los sistemas e instalaciones eléctricas. En este sentido, hay que tener en cuenta que una causa de fallo en los sistemas eléctricos es un exceso de temperatura provocado por diferentes motivos:  Incremento de resistencia en puntos de conexión de acuerdo a la Ley de Joule. Es decir, un incremento de la resistencia de contacto da lugar a un incremento de la potencia disipada en dicho contacto, lo cual se traduce, en condiciones normales, en un incremento de su temperatura dando lugar a un “punto caliente”, el cual se puede detectar de una forma precisa con una cámara termográfica.

Este incremento de la resistencia de contacto puede deberse a un fenómeno de oxidación o corrosión, tornillos que se aflojan o una presión insuficiente en los contactos móviles.  Fallos en los sistemas de refrigeración . El calor que se genera, por ejemplo en los transformadores de potencia, debe ser evacuado al exterior a través de los sistemas de refrigeración en los intercambiadores de calor. Si esta extracción de calor se reduce o falla, debido por ejemplo a una obstrucción en los tubos del intercambiador o un fallo en los ventiladores en caso de tratarse de una ventilación forzada, el transformador se va a calentar en exceso lo cual puede dar lugar en última instancia al fallo del mismo.  Corrientes de fuga en sistemas aisladores. La reducción de la resistencia de aislamiento debido a suciedad o contaminantes puede dar lugar a la aparición de corrientes de fuga y arcos que dan lugar al calentamiento de los equipos y por lo tanto a su deterioro. Con una cámara termográfica el técnico de mantenimiento va a poder examinar cada uno de los elementos que componen el sistema de distribución eléctrica en busca de patrones de calentamiento, lo cual le va a permitir detectar y resolver un posible problema antes de que dé lugar a un fallo o interrupción en la línea.

Factores que se deben tener en cuenta a la hora de realizar una medición termográfica. Para interpretar una medición termográfica correctamente, el operador necesita conocer los distintos materiales y circunstancias que influyen en las lecturas de temperatura de la cámara termográfica. Algunos de los factores más importantes que influyen en las lecturas de temperatura son los siguientes: Conductividad térmica: es una característica propia de cada material. Por ejemplo, el aislamiento se suele calentar lentamente, mientras que los metales suelen calentarse rápidamente. La diferencia en la conductividad térmica de dos materiales puede provocar importantes diferencias de temperatura en ciertas situaciones. 110


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Emisividad: para interpretar adecuadamente la medida realizada por la cámara termográfica, hay que tener en cuenta la “emisividad” del objeto bajo estudio. La emisividad como ya se mencionó es una parámetro

que especifica lo bien que una superficie emite radiaciones. El valor varia de 1.0 a 0.0, donde 1.0 es un emisor perfecto y 0.0 es un reflector perfecto.; el valor de ésta depende en gran medida de las propiedades de los materiales. Reflexión: algunos materiales reflejan la radiación térmica del mismo modo que un espejo refleja la luz visible. Entre estos están los metales no oxidados, especialmente si se han pulido. Las reflexiones pueden provocar una interpretación incorrecta de la termografía. Así, por ejemplo, la reflexión de la radiación térmica del propio operador podría indicar falsos puntos calientes. Por lo tanto, el operador debe elegir cuidadosamente el ángulo desde el que la cámara termográfica apunta al objeto, con el fin de evitar dichas reflexiones. Condiciones meteorológicas: la temperatura ambiente puede tener una gran influencia en las lecturas de temperatura. Una elevada temperatura ambiente puede ocultar puntos calientes al calentar todo el objeto, mientras que una temperatura ambiente baja podría enfriar los puntos calientes hasta una temperatura inferior a un umbral determinado previamente. Como es obvio, la luz solar directa también puede tener una gran influencia, no obstante, tanto la luz solar directa como las sombras pueden influir en el patrón térmico incluso varias horas después de que haya terminado la exposición a la luz solar. Estos patrones provocados por la luz solar no se deben confundir con los patrones generados por transferencia de calor. Otro factor meteorológico que se debe tener en cuenta es el viento. Los flujos de aire refrigeran el material de la superficie, reduciendo las diferencias de temperatura entre las áreas calientes y las frías. Otra causa evidente que puede inutilizar la inspección por termografía es la lluvia, que enfría el material de la superficie. Incluso cuando acaba de llover, la evaporación del agua enfría el material de la superficie. Como es lógico, esto puede provocar patrones térmicos incorrectos. Sistemas de calefacción y ventilación: los sistemas de calefacción crean diferencias de temperatura que pueden generar patrones térmicos incorrectos. Los flujos de aire frío de ventiladores o sistemas de aire acondicionado pueden tener el efecto contrario, refrigerar el material de la superficie mientras los componentes situados por debajo de la superficie permanecen calientes, lo que puede provocar que no se detecten posibles defectos.

Empleo de la termografía Infrarroja para mantenimiento predictivo en transformadores. Las cámaras termográficas para inspecciones de mantenimiento predictivo son potentes herramientas no invasivas para la supervisión y el diagnóstico del estado de componentes e instalaciones eléctricas y mecánicas. Con una cámara termográfica se pueden identificar problemas en una fase temprana, de forma que se pueden documentar y corregir antes de que se agraven y resulten más costosos de reparar. Los Centros de Transformación son la porción de un sistema eléctrico que se encargada de transformar la media tensión en baja tensión para su utilización por parte de los usuarios finales, normalmente a tensiones de línea de 480 V en sistemas industriales y tensiones de línea de 230 V a nivel comercial y residencial. Los transformadores se podrán aislar de la instalación gracias a los seccionadores e interruptores instalados en la acometida del primario. Sus potencias pueden variar dependiendo de la instalación, pudiéndose encontrar potencias de 250, 400, 750, y 1000 kVA, etc. Finalmente la salida de los transformadores se distribuye a través de diferentes salidas protegidas por fusibles ó interruptores termomagnéticos. 111


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Considerando la descripción anterior, durante una inspección termográfica en un centro de transformación se deberán inspeccionar todos los puntos de unión de la instalación, por ejemplo, los contactos de aisladores, seccionadores, fusibles e interruptores; prestando especial atención a aquellos puntos calientes provocados por una presión inadecuada en los contactos móviles. Igualmente se deberán revisar las conexiones del transformador, tanto en los bornes enchufables en alta como en los bornes de baja. Un calentamiento excesivo de uno de los bornes será una indicación de que el contacto no es correcto, por lo que se deben inspeccionar dichas conexiones enchufables o en tal caso las respectivas abrazaderas con tuercas empleadas para establecer una conexión sólida. Adicionalmente a los puntos de conexión o unión, es recomendable inspeccionar el cuerpo de los transformadores para detectar cualquier anomalía interna. Evidentemente las cámaras termográficas no pueden ver el interior del transformador, pero lo que sí pueden detectar es el efecto del calentamiento interno en la superficie del mismo, pudiendo constatar asimetrías en los patrones de calor que exterioricen un problema interno.

Principios Físicos bajo los cuales se rige la Termografía Infrarroja. Energía Interna: es toda la energía interna que pertenece a un sistema mientras está estacionario (es decir ni se traslada ni rota), incluidas la energía nuclear, la energía química y la energía de deformación (como un resorte comprimido o estirado), así como la energía térmica. Energía Térmica: es la parte de la energía interna que cambia cuando cambia la temperatura del sistema. La transferencia de la energía térmica es la transferencia de energía producida por una diferencia de temperatura entre el sistema y los alrededores, la cual puede o no cambiar la cantidad de energía térmica del sistema. Mecanismos de Transferencia de calor. La transferencia de calor es el paso de energía desde un cuerpo de mayor temperatura a otro de menor temperatura. Cuando un cuerpo, por ejemplo, un objeto sólido o un fluido, está a una temperatura diferente de la de su entorno u otro cuerpo, la transferencia de energía térmica, también conocida como transferencia de calor o intercambio de calor, ocurre de tal manera que el cuerpo y su entorno alcancen equilibrio térmico.  Conducción: es la transferencia de energía debido al movimiento molecular dentro de un material, sin movimiento del material; es la transferencia de energía térmica de un objeto a otro mediante el contacto directo. Este mecanismo ocurre en los objetos sólidos siempre que exista una diferencia de temperatura, la transferencia de energía se da desde el elemento de mayor temperatura al elemento de menor temperatura.  Convección: es transferencia de calor por movimiento de una masa de fluido de una región del espacio a otra. Como ejemplos conocidos tenemos los sistemas de calefacción domésticos de aire caliente y de agua caliente, el sistema de enfriamiento de un motor de combustión y el flujo de sangre en el cuerpo. Si el fluido circula impulsado por un ventilador o bomba, el proceso se llama convección 112


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forzada; si el flujo se debe a diferencias de densidad causadas por expansión térmica, como el ascenso de aire caliente, el proceso se llama convección natural o convección libre.  Radiación: La radiación es la transferencia de calor por ondas electromagnéticas como la luz visible, el infrarrojo y la radiación ultravioleta. Todos hemos sentido el calor de la radiación solar y el intenso calor de un asador de carbón, o las brasas de una chimenea. Casi todo el calor de estos cuerpos tan calientes no nos llega por conducción ni por convección en el aire intermedio, sino por radiación. Habría esta transferencia de calor aunque sólo hubiera vacío entre nosotros y la fuente de calor.

Cuerpo Negro o Cuerpo Ideal. Un cuerpo negro o radiador ideal es aquel que absorbe toda la energía incidente sobre él; además, un cuerpo negro emite toda la energía que es posible para un cuerpo de su tamaño, forma y temperatura. Todos los cuerpos radian y absorben energía en forma de ondas electromagnéticas. Un cuerpo que está más caliente que sus alrededores irradia más energía que la que absorbe, en tanto que un cuerpo que está más frio que sus alrededores absorbe más energía que la que irradia. Los cuerpos reales reflejan radiación térmica en la misma forma en que la absorben y la transmiten. Los metales muy pulidos son buenos reflectores de la radiación térmica.

Ley de Distribución Espectral de Planck. Esta ley establece que la energía irradiada por una longitud de onda λ desde un cuerpo negro a una

temperatura T, viene expresada por la siguiente expresión. E(λ,T)= (2*h*c2*10-6))/(λ 5*(e((h*c)/(λ*K*T))-1))

Donde: E: es la energía irradiada en (W*m2)/μm h: constante de Plank = 6,63*10-34 J*s. K: constante de Boltzmann = 1,38*10-23 J/K c: velocidad de la luz = 3*108 m/s T: temperatura del cuerpo en grados Kelvin. λ: longitud de onda en μm.

Ley de Stefan-Boltzmann. Esta ley expresa que la tasa a la cual un objeto emite energía radiante es proporcional a la cuarta potencia de su temperatura absoluta y se expresa en forma de ecuación como: P= σ*A*ε*T4

Donde: 113


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P: es la potencia irradiada por el cuerpo en vatios (W). σ: es una constante igual a 5.6696 * 108 W/(m2*K 4 ) A: es el área de la superficie en metros cuadrados. T: es la temperatura en grados Kelvin. ε: es la constante denominada emisividad el valor varía entre cero y la unidad y depende de las propiedades de la superficie.

Ley de desplazamiento de Vien. Al aumentar la temperatura de un cuerpo negro, la cantidad de energía que emite aumenta y se desplaza a longitudes de ondas más cortas. La ley de desplazamiento de Vien indica cómo cambia el color de la radiación cuando varía la temperatura de la fuente emisora, y ayuda a entender cómo varían los colores aparentes de los cuerpos negros. Los objetos con una mayor temperatura emiten la mayoría de su radiación en longitudes de onda más cortas; por lo tanto parecerán ser más azules. Los objetos con menor temperatura emiten la mayoría de su radiación en longitudes de onda más largas; por lo tanto parecerán ser más rojos. Además, en cualquiera de las longitudes de onda, el objeto más caliente irradia más (es más luminoso) que el de menor temperatura. La ley de Vien establece que la longitud de onda para la cual es máxima la emisión del cuerpo negro es inversamente proporcional a su temperatura absoluta. λmax=

K/T

Donde: λmax: es la longitud de onda máxima. T: es la temperatura absoluta en grados Kelvin. K: es una constante igual a 2,898*10-3 m*K.

Termografía Práctica. Posible Procedimiento de Medida. A continuación se van a describir los aspectos más destacados que intervienen a la hora de realizar una inspección termografía. a. Rango de medición. La escala. El rango de medición de una cámara termográfica indica la temperatura de máxima que puede llegar a medir. Las temperaturas medidas en una inspección termográfica se equiparan con los colores de la escala. La función de auto escalado del equipo de medición posibilita la adecuación automática de la escala a los valores actuales en el momento de la toma de datos. El valor de la temperatura medida más baja y más alta se ajustan como los valores límite de la escala, la cual se actualiza constantemente. De este modo, la imagen

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que se obtiene en tiempo real está en constante modificación para mostrar siempre la imagen virtual coloreada más óptima. Otra opción es ajustar el límite inferior, así como el límite superior de la escala de forma que solo se muestren en el visualizador las temperaturas entre ambos límites, de modo que se observen mejor los detalles de los objetos medidos. En cierto modo, está opción permite obviar zonas u objetos irrelevantes para la medición.

b. Representación virtual en paleta de colores. La forma más sencilla de identificar la radiación infrarroja en una imagen es representarla con diferentes colores o paletas. La escala de grises es una de las escalas más figurativas pero de difícil interpretación, debido a la falta de contraste. La paleta de colores suele utilizarse, ésta se representa utilizando los mismos colores por los que pasa el hierro cuando se funde, por lo que resulta más intuitiva, destacando los colores más claros los puntos de temperatura más elevada. c. Parámetros del objeto-superficie de medición. Cuando se realiza una medición termográfica, siempre se debe medir en objetos o puntos a los cuales se les conozca su emisividad. En algunos casos se pueden encontrar, metales con superficies pulidas y brillantes; normalmente, su emisividad es baja y se ve alterada si la temperatura del objeto que medimos también cambia. Para poder medir correctamente, se debe colocar algún recubrimiento que corrigiese los problemas que genera una emisividad tan baja. d. Determinación de la emisividad. La emisividad expresa una medida de la capacidad de la superficie para emitir radiación infrarroja. Si no se conoce, no se puede medir correctamente con una cámara termográfica. Para determinar la emisividad de la superficie del objeto que se desea inspeccionar existen varios procedimientos. A continuación se exponen tres de los más habituales. Basarse en una tabla de emisividad. Teniendo en cuenta que estos valores tan solo sirven como referencia. Medición comparativa con un termómetro de contacto. Se mide primero la temperatura de la superficie del objeto con un termómetro de contacto y posteriormente se miden los objetos con la cámara termográfica teniendo la emisividad ajustada a uno. La diferencia en temperatura que se obtiene se debe al valor de emisividad al cual se había ajustado la cámara, es decir, se seleccionó demasiado alta (ε=1). Por lo cual, se debe ajustar la emisividad gradualmente hasta que la temperatura detectada por la cámara corresponda con la del termómetro de contacto. Medición comparativa con la cámara misma. Se adhiere un trozo de cinta adhesiva con una emisividad conocida (ε=0,95) al objeto a medir. Conociendo la emisividad de la cinta adhe siva y tras un breve periodo

de adaptación se puede medir la temperatura del objeto apuntando a la cinta. Este valor sirve como temperatura de referencia. Entonces se ajusta la emisividad hasta que la cámara muestre la misma temperatura en una zona sin cinta que en una zona con la cinta de emisividad conocida.

e.

Determinación de la temperatura de la radiación reflejada. 115


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Supóngase que se está midiendo la temperatura de las paredes de una habitación con una cámara termográfica. En dicha estancia también hay un radiador encendido. El radiador emite calor radiante en todas direcciones, también hacia la pared que se inspecciona; esta pared refleja el calor de ese radiador. Como consecuencia esta temperatura reflejada influye en el resultado de la medición. Tal y como ocurría con la emisividad, se debe determinar y ajustar dicha temperatura en la cámara con que se mide. En muchos casos, la temperatura reflejada coincide con la temperatura ambiente. Sin embargo, hay factores como el radiador o la radiación celestial fría que interfieren en el lugar de la medición, por lo que se debe determinar esta temperatura reflejada mediante un radiador Lambert. Un radiador Lambert es un objeto que refleja la radiación incidente con la difusión óptima, es decir, con la misma intensidad en todas direcciones. Se puede calcular la temperatura reflejada manualmente por aproximación con la ayuda de un radiador Lambert improvisado, lo que se necesita es una lámina de aluminio arrugada y aislada. Se sitúa esta lámina cerca o sobre el objeto a medir; a continuación se registra la temperatura de la lámina con la emisividad ajustada a 1 en la cámara. La temperatura medida estará bastante cerca de la temperatura real reflejada por lo que el valor emitido se debe ajustar en la cámara para poder obtener valores de medición correctos.

f. Condiciones ambientales. Para efectuar correctamente una medición con la cámara termográfica se deben tener en cuenta las siguientes condiciones ambientales: Temperatura ambiente, la temperatura ambiente influye en la temperatura reflejada. En muchos casos tan solo hay unos pocos grados de diferencia entre la temperatura ambiente y la temperatura reflejada. “Radiación celestial fría”- sol, la radiación infrarroja irradiada por el sol se conoce coloquialmente como “radiación celestial fría”. En días despejados, el objeto a medir normalmente refleja la “radiación celestial fría” y la radiación solar cálida. Por lo tanto, un cielo con nubosidad presenta las

condiciones ideales para que se pueda medir en exteriores, debido a que no influye la radiación celestial fría. Humedad, la humedad relativa debe ser baja para prevenir la condensación en el objeto a medir, en el filtro protector de la lente o en la lente misma. Corrientes de aire, una corriente de aire puede afectar al objeto medido puesto que la convección arrastra el calor de un objeto cálido y lo transfiere a un objeto frío hasta que las temperat uras del aire y del objeto se hayan igualado. Polución ambiente, algunas materias suspendidas, como el humo, el hollín o el polvo muestran gran emisividad y apenas permiten el paso o la transmisión de la radiación infrarroja. Las partículas mismas de la contaminación emiten rayos caloríficos, también detectados por la cámara. Consecuentemente, la radiación infrarroja del objeto medido solo llega a la cámara parcialmente. Esta interferencia puede llegar a causar problemas hasta el punto de no permitir efectuar la medición de manera correcta. Fuentes de luz, la luz no tiene un impacto significativo en la medición con una cámara termográfica. En principio, también se pueden efectuar mediciones en la oscuridad. No obstante, algunas fuentes

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de luz emiten radiación infrarroja y por tanto afectan a la temperatura de los objetos. Por tanto, no se recomienda efectuar mediciones cerca de bombilla incandescentes. g. Reflexiones, las reflexiones muy a menudo pueden ser una fuente de error que se deben considerar. La radiación siempre se refleja en el mismo ángulo con el que incide en la superficie. Ángulo de incidencia = Ángulo de reflexión. Si la radiación infrarroja se refleja equitativamente, por ejemplo. En un cristal entonces se produce la reflexión especular. Por el contrario, si los rayos infrarrojos inciden en superficies irregulares, se reflejan en varias direcciones. Esta reflexión difusa provoca que no se pueda crear ninguna reflexión especular. Para evitar los reflejos puntuales se debe de tomar en cuenta las siguientes:  No situarse directamente en frente del objeto, el operador debe evitar su propia reflexión.  Moverse alrededor del objeto, si el punto caliente también se mueve se trata de un reflejo.  Procurar que el ángulo de incidencia y el de salida sean iguales con el objetivo de determinar la fuente y así poder evitarla.  Buscar puntos del objeto con alta emisividad, estas muestran menos reflejos y una temperatura aparente más cercana a la real.

Termografía en instalaciones eléctricas y Mecánicas Toda falla electromecánica antes de producirse se manifiesta con la generación de calor. Este calor o elevación de temperatura puede generarse de forma súbita, pero en general, dependiendo del objeto, la temperatura comienza a generarse lentamente. Las causas de las anomalías eléctricas más frecuentes son: incremento de resistividad por malos contactos, elevado consumo, armónicos, desequilibrio de fases, etc. En cuanto a fallos mecánicos se puede señalar: rozamientos por defectos constructivos, falta de lubricación, desgaste de material, factores del entorno, un mantenimiento inadecuado, sobrecarga mecánica, etc. Una inspección (o auditoría energética) de una instalación, analiza numerosos aspectos relativos a la condición del sistema, resaltando los problemas de índole energética debidos a fallos de diseño, construcción o materiales, localización de fugas térmicas, sobrecarga de circuitos eléctricos, localización de aislamientos térmicos mal instalados, dañados o húmedos, etc. La inspección termográfica electromecánica en la industria se puede aplicar a:  Cuadros eléctricos.  Centros de transformación, subestaciones eléctricas, etc.  Líneas eléctricas de alta tensión.  Líneas de producción: Maquinaria.  Motores, rodamientos y bombas.

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Objetivos

El objetivo de una cámara termográfica es un sistema óptico que incorpora varias lentes individuales. Estas lentes definen el campo de visión en el que la cámara puede detectar la radiación infrarroja. La lente también cumple la misión de hacer llegar la cantidad adecuada de radiación infrarroja al detector (sensor). Como ya se ha mencionado, el tipo de objetivo determina el campo de visión de la cámara termográfica. En termografía, se distingue habitualmente entre objetivo angular y teleobjetivo. El objetivo angular de los testo 875 y 881 (32° x 23°), es particularmente adecuado para medir objetos o superficies grandes termográficamente, porque de un solo vistazo se obtiene una imagen bastante amplia. El teleobjetivo de los testo 875 Y 881, por el contrario, tiene un campo de visión de 9° x 7° y por tanto se centra en una sección pequeña de la imagen. Los detalles se identifican mucho mejor con un teleobjetivo. Especialmente en termografía edilicia, las imágenes térmicas se pueden tomar incluso a grandes distancias.

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Como ocurre con casi todas las cámaras termográficas, las lentes de los testo 875 y 881 están fabricadas en germanio, uno de los pocos materiales que es muy permeable a (capaz de transmitir) la radiación infrarroja. No obstante, este material es muy sensible y se ralla con facilidad, por lo que las lentes se deben tratar con sumo cuidado.

Resolución Resolución es la palabra usada para definir la habilidad del sensor de reproducir ciertos detalles de imagen muy pequeños. La resolución se indica como el número total de píxels o el número de filas y columnas del FPA. Las pantallas de los testo 875 y 881 tienen 160 x 120 píxeles, para un total de 19,200 píxeles. Exactitud La exactitud indica la cercanía del resultado de la medición al valor verdadero del parámetro. La exactitud de los testo 875 y 881 es de ±2 °C o ±2 % de la lectura, lo que sea mayor. Por tanto, si medimos una superficie con una temperatura real de 100 ºC con los testo 875 ó 881, los resultados de medición obtenidos no diferiran en más de 2 °C. NETD - Sensibilidad térmica La NETD (noise equivalent temperature difference - diferencia de temperatura equivalente a ruido) describe la menor diferencia en temperatura entre dos píxeles que la cámara puede medir. La NETD también se conoce como sensibilidad térmica. A menor NETD, mayor exactitud en las termografías. La sensibilidad térmica del testo 881 es inferior a 50 mK a una temperatura ambiente de 30 °C. ((Diferencia de temperatura equivalente al ruido (NETD) El ruido nominal de un detector FPA IR especifica la cantidad de radiación necesaria para producir una señal de salida equivalente al ruido de los propios detectores (debido al calor interno del componente). Por lo tanto, es una expresión de la diferencia de temperatura mínima detectable. En general, se requieren dispositivos de refrigeración del detector para limitar su propio nivel de ruido y mejorar el valor NETD.))) Marcas de medición y distancia: FOV, IFOV, IFOVmeas Para obtener una lectura correcta y determinar la distancia de medición apropiada (z), se deben tener en cuenta varios parámetros. Rango de medición

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El rango de medición de una cámara termográfica indica las temperaturas de los objetos que puede llegar a medir. Fuera del rango establecido, normalmente no se puede asegurar la exactitud de las lecturas. Testo 875 tiene un rango de medición de -20ºC a +280ºC y testo 881 un rango de -20ºC a +350ºC. Para su óptima utilización, el rango de medición de las cámaras se ha dividido en dos rangos más, de -20 °C a +100 °C y de 0 °C a +350 °C (+280 ºC para testo 875). Escala Las temperaturas medidas en una termografía se emparejan con los colores de la escala. La función de auto escalado de los testo 875 y 881 posibilita la adecuación automática de la escala a los valores actuales. El valor de temperatura medido más bajo y más alto se ajustan como los valores límite de la escala, que se actualiza constantemente. De este modo, la imagen que se obtiene en tiempo real con los testo 875 y 881 está en constante modificación para mostrar siempre la imagen virtual coloreada más óptima. No obstante, en determinadas aplicaciones es necesario ajustar la escala manualmente, opción también disponible en los testo 875 y 881. El usuario puede ajustar tanto el límite inferior como el límite superior de la escala de forma que solo se muestren en el visualizador las temperaturas entre ambos límites y se vean mucho mejor los detalles de los objetos medidos. En cierto modo, es un método para obviar zonas u objetos irrelevantes para la medición. En las ilustraciones del ejemplo de la derecha la escala se ha ajustado manualmente. En la secuencia de termografías de arriba a abajo el valor límite inferior se ha incrementado gradualmente, por lo que la taza fría no se ve en la termografía inferior. En cambio, la distribución de temperaturas de la superficie de la taza caliente se ve mucho más claramente.

Representación virtual en colores / paletas

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Una manera sencilla de convertir la radiación infrarroja detectada en una imagen visual es representarla en varios miles de escalas de grises diferentes.

Imagen en escala de grises No obstante, el ojo humano solo puede distinguir varios cientos de escalas de grises frente al millón de colores que distingue. Por este motivo, las imágenes en escala de grises de la cámara se convierten en imágenes en color mediante colores virtuales, lo que facilita al ojo humano distinguir los detalles mucho más fácilmente. En los testo 875-881 se puede escoger entre 4/9 paletas diferentes según lo requerido, de las cuales dos las vamos a describir en detalle a continuación.

La paleta de hierro es una de las paletas más habituales. Imita una lógica que todos hemos aprendido de jóvenes. El hierro frio y sólido tiene un color oscuro. Incandescente, es rojo. Cuando se funde, el hierro tiene un color de amarillo a blanco. Por tanto, podemos establecer una regla general: a mayor temperatura, un color más claro. La paleta Hierro está pensada para interpretarse exactamente igual.

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Por el contrario, si la prioridad es enfatizar los contrastes, la paleta Arco iris es mucho más adecuada. Los colores en el arco iris están dispuestos de tal manera que a un color oscuro siempre sigue un color claro. Esto le da a la imagen un contraste especialmente intenso.

Normativas acerca de especificaciones técnicas Como ya sabemos por el diálogo, las normativas y directrices para la termografía se dividen en dos categorías. Las siguientes normativas y directrices describen los requisitos acerca de las especificaciones técnicas de las cámaras termográficas:  DIN EN 13187 – Normativa europea sobre el rendimiento térmico de los edificios y la detección de irregularidades térmicas en los cerramientos mediante métodos por infrarrojos. 

DIN 54191 – Normativa alemana sobre la comprobación no destructiva de instalaciones eléctricas mediante comprobaciones por termografía.

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VdS Requisitos mínimos para cámaras termográficas – El VdS Schadenverhütung GmbH establece estos requisitos mínimos que las cámaras termográficas deben cumplir para asegurar una investigación termográfica efectiva en equipamiento eléctrico.

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CNPP Especificaciones Técnicas de las Cámaras por Infrarrojos – descripción de los requisitos técnicos mínimos para cámaras termográficas por el French Centre National de Prévention et de Protection (Centro Nacional Francés para la Prevención y Protección).

Normativas acerca de cualificación y certificación Las siguientes normativas describen las especificaciones para la formación y cualificación de los operarios que trabajan en el campo de la termografía.  DIN EN 473 – Normativa europea sobre comprobaciones no destructivas - Cualificación y certificación de personal relacionado con la NDT (non destructive testing - comprobacionesno destructivas).

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DIN 54162 – Normativa alemana sobre comprobaciones no destructivas - Cualificación y certificación de personal relacionado con la comprobación mediante termografía - Principios generales y específicos para los niveles 1, 2 y 3.

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ASNT SNT-TC-1A – Normativa americana de la American Society for Nondestructive Testing (Sociedad Americana para las Comprobaciones No Destructivas), sobre las comprobaciones no destructivas, la cualificación y la certificación de personal relacionado con la comprobación mediante termografía.

Termografía en diagnóstico Desde 1965 se utilizan cámara termográfica comercial para inspecciones de cables de alimentación de alta tensión y mantenimiento predictivo en aplicaciones industriales Desde entonces, la tecnología termográfica ha evolucionado. Las cámaras termográficas se han convertido en sistemas compactos con el aspecto de una cámara de vídeo o de fotos digital. Son fáciles de usar y producen imágenes nítidas de alta resolución en tiempo real. Al detectar anomalías que suelen ser invisibles a simple vista, la termografía permite realizar correcciones antes de que se produzcan costosos fallos en el sistema. Al descubrir puntos calientes con una cámara termográfica, se puede llevar a cabo una medida preventiva. De este modo, es posible evitar costosas averías o, aún peor, incendios.

Sistemas eléctricos Componentes que se suelen inspeccionar El calentamiento anómalo asociado con una alta resistencia o con un flujo de corriente excesivo es la principal causa de muchos de los problemas de los sistemas eléctricos. La termografía por infrarrojos nos permite ver estas curvas térmicas invisibles que advierten de daños inminentes antes de que se produzcan. Cuando la corriente fluye a través de un circuito eléctrico, parte de la energía eléctrica se convierte en energía térmica. Esto es normal. Sin embargo, si existe una resistencia anormalmente alta en el circuito o se produce un flujo de corriente anormalmente alto, se genera un calor anormalmente alto, lo que supone pérdidas, daños potenciales y un funcionamiento anómalo. La ley de Ohm (P=I2R) describe la relación entre la corriente, la resistencia eléctrica y la potencia o la energía térmica generada. Utilizamos una alta resistencia eléctrica para obtener resultados positivos como el calor de una tostadora o la luz de una bombilla. Sin embargo, en ocasiones se genera un calor no deseado que provoca costosos daños. Los conductores insuficientes, las conexiones sueltas o un flujo excesivo de corriente pueden provocar un alto calentamiento anómalo no deseado que genera circuitos eléctricos peligrosamente calientes. Los componentes pueden calentarse literalmente tanto como para fund irse. Las cámaras termográficas nos permiten ver las curvas de calor asociadas con una alta resistencia eléctrica mucho antes de que el circuito se caliente lo suficiente como para provocar un corte de tensión o una explosión. Existen dos patrones térmicos básicos asociados con los fallos eléctricos: 1) una alta resistencia provocada por un contacto deficiente de la superficie y 2) un circuito sobrecargado o un problema de desequilibrio multifásico. 124


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Problemas de contacto El calor se produce debido al flujo de corriente a través de un contacto con alta resistencia eléctrica. Este tipo de problema suele estar asociado a contactos de conmutadores y conectores. A menudo el punto real de calentamiento puede ser muy pequeño, inferior a 1/6 cm en la ubicación donde se inicia. A continuación se incluyen varios ejemplos detectados con la cámara de infrarrojos SnapShot durante demostraciones a clientes. El termograma A) corresponde a un controlador de motores de un ascensor en un gran hotel. Una de las conexiones trifásicas estaba suelta, lo que provocaba un aumento de la resistencia en el conector. El calentamiento excesivo generaba un aumento de temperatura de 50 °C (90 °F). El termograma B) corresponde a una instalación de fusibles trifásicos en la que un extremo de un fusible presenta un contacto eléctrico deficiente con el circuito. El aumento de la resistencia de contacto provocaba una temperatura 45 °C (81 °F) más caliente en esta conexión que en las demás conexiones del fusible. El termograma C) corresponde a un portafusibles en el que uno de los contactos tiene una temperatura superior en 55 °C (99 °F) con respecto a los demás. Por último, el termograma D) corresponde a un enchufe de pared bifásico en el que las conexiones de cable estaban sueltas, lo que provocaba que la temperatura de los terminales fuese 55 °C (100 °F) superior a la temperatura ambiente.

A) Controlador B) Fusible trifásico C) Portafusibles D) Enchufe de pared Estos cuatro ejemplos suponían problemas serios y precisaban atención inmediata. El termograma B) muestra un principio interesante utilizado en la interpretación de los patrones térmicos de un circuito eléctrico. El fusible solamente está caliente en un extremo. Si el fusible estuviese caliente en ambos extremos, el problema se interpretaría de forma diferente. Un circuito sobrecargado, un desequilibrio de fase o un fusible insuficiente provocarían el sobrecalentamiento de ambos extremos del fusible. El calentamiento en un único extremo sugiere que el problema se debe a una alta resistencia de contacto en el extremo caliente. El enchufe de pared del termograma D) estaba seriamente dañado, como se puede apreciar en la imagen visual siguiente; sin embargo, siguió funcionando hasta que se reemplazó.

Problemas de circuito sobrecargado Los siguientes termogramas muestran circuitos sobrecargados. El termograma E) muestra un cuadro de interruptores en el que el disyuntor principal en la parte superior presenta un sobrecalentamiento de 75 °C 125


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(135 °F) por encima de la temperatura ambiente. Este cuadro completo está sobrecargado y precisa atención inmediata. Los termogramas E) y F) muestran todos los disyuntores de circuito estándar sobrecalentados. Su temperatura se situaba a 60 °C (108 °F) por encima de la temperatura ambiente. A pesar de que en el termograma los cables se muestran en color azul, también están calientes, entre 45 y 50 °C (entre 81 y 90 °F). Es necesario recomponer el sistema eléctrico completo.

E) Cuadro de interruptores F) Cuadro de interruptores G) Controlador H) Transformador de corriente El termograma G) muestra una línea de un controlador con un temperatura 20 °C (36 °F) superior a las demás. Se precisa una investigación más detallada para determinar por qué razón solamente uno de los cables está mucho más caliente que los demás y para determinar la reparación necesaria. El termograma H) muestra un transformador de corriente con una temperatura superior en 14 °C (25 °F) a los otros dos transformadores de una instalación de servicio trifásica. Esto indica un grave desequilibrio del servicio o un transformador de corriente defectuoso que puede afectar de manera importante a la factura eléctrica del cliente. Requisitos de carga Lleve a cabo la inspección en los picos de carga o en el "peor de los casos", o bien cuando la carga esté al menos en el 40% (conforme a NFPA 70B). El calor generado por una conexión suelta aumenta al cuadrado de la carga; cuanto mayor es la carga, más fácil será que aparezcan problemas.

Únicamente temperaturas de superficie Las cámaras de infrarrojos no pueden ver a través de armarios eléctricos ni bandejas de bus de metal. Siempre que sea posible, abra las carcasas de forma que la cámara pueda ver directamente los circuitos eléctricos y sus componentes. Si detecta una temperatura anormalmente alta en la superficie exterior de una carcasa, tenga la certeza de que la temperatura será incluso mayor, y por lo general mucho mayor, en el interior. A continuación se incluyen algunos termogramas realizados en la carcasa de un bus que identifican un grave problema de los buses eléctricos en el interior de la carcasa. Los puntos calientes presentaban en torno a 10 °C (50 °F) por encima de la temperatura ambiente y 6 °C (43 °F) por encima de la temperatura de las demás piezas de la carcasa del bus. Carcasas de bus:

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I) J) K) L) Distribución eléctrica Un sistema eléctrico puede contener literalmente cientos de diferentes componentes. Comienzan con la producción de suministro eléctrico, distribución de alta tensión, plantas de distribución y subestaciones, y finaliza con transformadores de servicio, cuadros eléctricos, disyuntores, analizadores, distribución local y paneles de electrodomésticos. Muchas compañías eléctricas han adquirido las cámaras FlexCam® o SnapShot® como ayuda para las tareas de mantenimiento. Además, prácticamente en todos los tipos de sectores se han adquirido cámaras de Infrared Solutions como ayuda para el mantenimiento de su extremo del sistema de distribución eléctrica. El termograma M) corresponde a un transformador de servicio que presenta fugas de aceite de enfriamiento, lo que provoca que las bobinas situadas cerca de la parte superior estén peligrosamente sobrecalentadas. Una conexión presentaba una temperatura 160 °C (288 °F) por encima de la temperatura ambiente. Este transformador debía ser reemplazado de inmediato, pero la empresa deseaba retrasar la reparación un mes, de forma que se pudiese llevar a cabo durante un apagado total programado de la planta. Utilizaron una cámara de infrarrojos SnapShot para supervisar el estado del transformador y pudieron retrasar la reparación sin ningún problema. El termograma N) corresponde a un transformador de servicio montado en poste con una conexión que presenta una temperatura 30 °C (54 °F) superior a la temperatura ambiente. Este estado precisa mantenimiento en la siguiente oportunidad posible. El termograma O) muestra una conexión principal caliente en un interruptor de una subestación en México. Se detectó que la conexión tenía una temperatura 14 °C (25 °F) superior a la temperatura de los demás. Se consideró que era un problema que precisaba atención. El termograma P) muestra una conexión sobrecalentada en una subestación de Perú. La diferencia de temperatura era superior en menos de 10 °C (18 °F) a la temperatura ambiente, por lo que no suponía un problema inmediato.

M) Transformador

N) Transformador

O) Interruptor

P) Conexión

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Medición de Aislamiento. Esta puede ser considerada la primera prueba para verificar el aislamiento de los equipos. Fue presentada bajo patente en los últimos años del siglo 19. Conocida en el mundo técnico como Megado. Inicialmente. Aunque su ejecución y consideración ha cambiado después de 100 años de aplicación, se reconoce como la prueba más sencilla de todas de las que se pueden aplicar en la actualidad. Para la realización de la misma se utiliza un equipo que es capaz de medir alta resistencia. Dependiendo de la marca se puede encontrar equipos con distintas características, siendo el nivel de tensión el más representativo, (los valores típicos son: 500, 1000, 2500, 5000 V). En el año 2001, después de la revisión de la norma IEEE 43, se planteó aumentar los niveles de tensión a más de 5 kV. Se hace énfasis en la necesidad de mejorar las prácticas para adecuarse a los cambios y mejoras en materiales de aislamiento y en la ventaja de realización de pruebas a valores de tensión más altos, que revelan fallas que de otra manera no serían advertidas. Se destaca de la norma los siguientes aspectos:  Se recomiendan aplicar valores de tensión de prueba de hasta 10 kV para devanados especificados para más de 12 kV.  Se recomiendan tanto la prueba de resistencia de aislamiento como la del índice de polarización.  Los resultados de la prueba se deben comparar con valores históricos para identificar los cambios.  En lugar de los registros históricos, para ambas pruebas se indican valores mínimos aceptables (basados en el tipo de equipo).  Dependiendo de la especificación de la máquina, las lecturas para una de las pruebas o ambas deberían superar los valores mínimos aceptables.  Si las lecturas están por debajo de los valores mínimos aceptables, no se recomiendan las pruebas de sobretensión ni la operación con el devanado. Al realizar las mediciones con estos equipos se debe recordar, que aunque se medirá una resistencia el aislamiento presenta también una característica capacitiva, por lo que el comportamiento de la corriente no es un valor constante. Cuando consideramos una instalación en Baja Tensión tomamos la referencia FONDONORMA 159:2008¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., que nos establece que serán equipos y sistemas cuya tensión será menor o igual a 1000 V. En estos niveles de tensión encontramos los siguientes equipos:  Transformadores.  Máquinas rotativas (máquinas DC, sincrónicas y asincrónicas).  Interruptores.  Cables. Como punto de partida, se considerará que un buen aislamiento tendrá un valor de resistencia muy alto, recordando que estos elementos no son ideales, conlleva a que pueden presentar un valor de corriente muy pequeña. La prueba de Medición de Aislamiento consistirá en medir estos altos de resistencia, por lo que en una primera aproximación de representar el aislamiento. Dentro de las pruebas que se pueden realizar al aislamiento, este tipo de ensayo se considera no destructivo 128


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Con el estudio más detallado y de los resultados de las mediciones realizadas se obtuvo un cambio de esta representación. Pero para los efectos prácticos seguimos considerando un valor resistivo. Para entender estos cambios podemos partir de los reportes e información técnicas del fabricante de equipos de medición Megger. (El primer equipo de medición fue patentado en 1889, y la marca Megger nace en 1903. El nombre de la marca se relaciona con las características del equipo de poder medir valores en el orden de los Mega Ohm. Actualmente las escalas de algunos equipos pueden ser de en kW, MW, GW incluso TW). Al realizar una medición de aislamiento se presenta un comportamiento variable de la corriente que inyecta el equipo.

Comportamiento de la corriente, tomado de la página de Megger Este comportamiento se vincula a que la representación del asilamiento no es solo una resistencia, sino que adicionalmente presenta un parámetro capacitivo. La corriente que se produce al realizar la Medición de Aislamiento de un equipo es el resultado de la contribución de varias componentes en distintos instantes de tiempo.

Corriente de absorción. Corriente que aparece como consecuencia del proceso de polarización del material aislante (orientación de cargas en el sentido del campo eléctrico), este fenómeno disminuye a medida que culmina el desplazamiento interno de cargas. Dicha corriente inicialmente es relativamente alta y luego decrece a un valor cercano a cero, depende del tipo y las condiciones del material usado en el sistema aislante. Los materiales aislantes se encuentran impregnados por moléculas orgánicas, tales como fibras epoxicas, poliéster y asfalto, estas tienden a cambiar su orientación en presencia de un campo eléctrico. Debido a que estas moléculas se encuentran bajo el efecto de las fuerzas atractivas de otras moléculas, usualmente tarda varios minutos después de la aplicación del campo eléctrico para que dichas moléculas adquieran una nueva orientación, y por consiguiente para que la corriente y energía suministrada para la polarización se reduzca cercana a cero. 129


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La corriente de absorción se divide a su vez en dos componentes. La primera se debe fundamentalmente a la orientación de las moléculas polares que constituyen el material aislante en la dirección del campo eléctrico creado al aplicar la tensión de ensayo, ya que las moléculas orgánicas tales como fibras epóxicas, poliéster y asfalto tienden a cambiar su orientación en presencia de un campo eléctrico. Al inicio es relativamente alta y luego decrece a un valor cercano a cero una vez que las moléculas se han orientado en la dirección del campo con un tiempo de caída que se asume por lo general de 10 minutos a partir del instante de aplicación de dicha tensión. Esto es debido a que estas moléculas se encuentran bajo el efecto de las fuerzas atractivas de otras moléculas y depende del tipo y de las condiciones del material aislante. La segunda componente se debe al flujo gradual de electrones e iones a través de la mayoría de materiales orgánicos, los cuales fluyen hasta ser atrapados en la superficie de las micas que se encuentran en los sistemas de aislamiento de las máquinas rotativas.

Corriente capacitiva geométrica. Es una corriente circulante de carga de alta magnitud en el instante inicial, la cual se produce como consecuencia de la capacidad eléctrica a tierra del arrollamiento de la máquina cuando se aplica una tensión en continua. Esta decae exponencialmente a cero en un tiempo muy corto, el cual se asume menor a los 10 segundos después de haberse aplicado la tensión y depende de la resistencia interna de los instrumentos de medición y de la capacitancia geométrica de los bobinados. Corriente de conducción. Es una corriente constante en el tiempo, tiene su origen en la existencia de contaminantes conductivos presentes en el aislamiento (humedad, soluciones salinas, polvo, etc.) y se divide en dos componentes que son: Corriente de conducción superficial o de fuga. Usualmente existe sobre la superficie de las vueltas finales de las bobinas del estator o entre conductores expuestos en el cuerpo del rotor y en el aislamiento de sus bobinas. Su magnitud depende de la temperatura y de la conductividad del material. Corriente de conducción volumétrica. Es una corriente constante en el tiempo que pasa a través del volumen del aislamiento, desde la superficie de tierra al conductor de alto voltaje, la cual depende del tipo de material del sistema de aislamiento. Su origen se debe a la circulación de iones y electrones en el volumen del material aislante. La circulación se debe mayormente a los iones los cuales se difunden debido a la presencia del campo eléctrico. La causa más importante de la absorción iónica es debida a la absorción de humedad por parte del aislante. También circulara cuando existan fisuras ya que se depositaran en su interior agentes contaminantes conductivos. Corriente capacitiva. Corriente que aparece como consecuencia de la carga del capacitor que intrínsecamente se forma por el material aislante que separa las partes energizadas entre si y entre las partes energizadas y la carcasa del 130


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equipo eléctrico. La corriente de carga capacitiva es función del tiempo y decrece a medida que este transcurre, es decir, esta corriente posee valores iniciales muy altos que disminuyen a medida que transcurre el tiempo y el aislamiento se ha cargado al voltaje pleno.

Corriente de fuga superficial. Es una corriente que aparece como consecuencia de la conducción existente en el aislamiento. Esta corriente circula por varios factores entre los que podemos mencionar: la contaminación y la humedad acumulada a través de la superficie del material por la cual pasa el campo eléctrico. Es una corriente que es constante en el tiempo. Corriente de conducción o corriente de fuga volumétrica. Es la corriente que fluye a través del volumen del material y es la corriente que se utiliza para evaluar las condiciones del aislante bajo prueba, se requiere que la inyección de tensión se aplique durante un tiempo determinado para poder medir esta corriente Es una corriente que es constante en el tiempo. Corriente de descarga parcial. También es conocida como la corriente por efecto corona o efecto punta. Estas típicamente se producen por tensiones eléctricas que aparecen alrededor de las puntas o esquinas del material conductor, sometido a un voltaje alto. También, pueden ser causadas por partículas conductoras/semiconductoras suspendidas en el dieléctrico que separan dos electrodos a diferentes potenciales. Como se puede observar en la característica de la corriente podemos establecer que el aislamiento presenta un comportamiento que combina la parte resistiva y capacitiva. Hoy día los equipos de medición utilizados suministran además de los valores de resistencia los valores de capacitancia y la corriente suministrada. En los primeros años de realización de la prueba se trabajaba con los valores de resistencia obtenidos , pero con el pasar del tiempo se constató que esto no era característico del comportamiento del aislamiento. Por lo que se desarrollaron los siguientes índices: Es recomendable que los valores de resistencia de aislamiento se han medidos periódicamente (durante el mantenimiento con el equipo desconectado) y registrados. Variaciones sustanciales en los registros de los valores de la resistencia de aislamiento debería ser causa de investigación. Cuando la resistencia de aislamiento es inferior a los valores bases, esto pueden ser, en la mayoría de los casos por un buen diseño y dónde no existe ningún defecto, o se ha alcanzado el nivel estándar de limpieza y secado del aparato. Una resistencia de aislamiento de cero o un valor muy bajo indica un bobinado a tierra, un bobinado cortocircuitado con otro bobinado, o una intensa presencia de carbono. Esta posibilidad debe ser confirmada por pruebas adicionales tales como índice de polarización, factor de potencia del aislamiento, o el contenido de humedad de líquido aislante.

Índice de Polarización.

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El índice de polarización es la relación entre el valor de la resistencia de aislamiento medida al transcurrir diez minutos de prueba, entre el valor de la resistencia de aislamiento medida al transcurrir un minuto de prueba. Una ventaja del índice de polarización es que todas las variables que pueden afectar a una solo lectura en mega-ohmios, tales como la temperatura y la humedad, son esencialmente los mismos tanto para las lecturas de un minuto y diez minutos.

     10 . =        . Índice de Polarización (IP). Es el cociente del valor de la resistencia de aislamiento en un tiempo t 2 entre el valor de la resistencia de aislamiento en un tiempo t1. Siendo el tiempo t1 cuando se alcanza 1 minuto y t2 al concluir la prueba usualmente a los 10 minutos. La polarización es la capacidad de los dipolos (cargas iguales y opuestas, separadas por una distancia) de un material para alinearse en presencia de un campo eléctrico. Mientras los dipolos se alinean, se crea una corriente de absorción que disminuye con el tiempo. Inicialmente, la corriente de absorción es intensa, pero disminuye mientras quedan menos y menos dipolos por alinearse con el campo aplicado. Así, una medición IR que se tome después de 1 segundo produciría una resistencia menos intensa que una medición IR que se tome después de, digamos, 60 segundos. De hecho, los tiempos de prueba más comunes son una prueba de 10 minutos, dividida en pruebas de 1 minuto. El resultado de la relación de las mediciones de prueba se conoce como el índice de polarización.

Índice de absorción. Es el cociente de la resistencia de aislamiento en un tiempo t 2 entre la resistencia de aislamiento en un tiempo t1. Siendo el tiempo t1 cuando se alcanza 30 segundos y t2 al alcanzar el tiempo de 30 segundos. Prueba de paso de voltaje (SV) MEGGER Al ser un buen aislamiento resistivo, un aumento en el voltaje de prueba tenderá a un aumento en la corriente, con el resultado que la resistencia permanece constante. Una desviación en la resistencia con un aumento del voltaje indica un problema con el aislamiento. Prueba de descarga dieléctrica (DD) MEGGER Capas defectuosas dentro del aislamiento son caracterizadas por corrientes de absorción altas. Si carga totalmente el aislamiento y continúa la medida en la fase de la descarga, las corrientes de fuga desaparecerán dentro de los primeros segundos. La capacitancia es descargada, sólo saliendo la corriente de absorción para el instrumento de prueba a medir. Si una capa del aislamiento está defectuosa, se esperaría mostrar una resistencia de fuga reducida, pero la misma capacitancia. La DD es el valor calculado de la corriente, capacitancia y voltaje de prueba y puede indicar problemas en capas individuales del aislamiento. 132


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-

Mide las corrientes de descarga 60 segundos después de completar una prueba de resistencia de aislamiento. La corriente de re-absorción permite verificar la condición del aislamiento. (Una re-absorción lenta es indicativo de problemas de aislamiento). El valor de DD es el valor de corriente que fluye después de 1 minuto (nA) DD = Corriente a 1 minuto / (Tensión de ensayo x Capacidad)

Equipos de Medición. Para realizar la Medición de Aislamiento se utilizan equipos que puedan registrar altos valores de resistencia. Se puede indicar que el origen se relaciona con la patente presentada por Sydney Evershed and Ernest Vignoles en el año de 1889 relacionada con un instrumento portátil para realizar mediciones de resistencia del orden de los Mega Ohm, conociéndose desde entonces como Megaohmetro. La marca Megger fue registrada en el año 1903 y tiene su referencia de MEGaohm meter .

Como características iniciales se tiene que se genera un valor de tensión de 500V por medio de un dinamo, las lecturas podían realizarse hasta 20.000 . 133


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Hoy día los modelos de algunos fabricantes pueden llegar hasta los 15 kV, llegando a registrar valores del orden de los Tera Ohm. Estos equipos presentan las siguientes características generales:  Registro del valor de resistencia en el tiempo que dure la prueba. Adicionalmente, la mayoría pueden reportar los valores de capacitancia y corriente.  Valores de prueba constante, o incremental tipo rampa.  Ajuste de los tiempos de la prueba.  Valor del Índice de polarización.  Valor del Índice de Absorción.  Descarga automática después de realizar la prueba.  Registro de las últimas mediciones en memoria.  Puerto de salida RS232, USB.  Software.

Megger digital (S1-5001): El S1-5001 es un instrumento compacto, automatizado de alto valor de tensión, accionado por pilas usado para llevar a cabo pruebas de índice de polarización, voltaje escalonado y descarga dieléctrica, así como pruebas de aislamiento por zonas. El S1-5001 tiene una capacidad medidora de resistencia de hasta 5 TΩ y una medición de corriente de fuga que permite medir resistencias de hasta 500 TΩ.

Pueden seleccionarse opciones de voltaje nominal fijo de 500 V, 1000 V, 2500 V y 5000 V. Un arreglo de tensión de salida variable aporta una gama de 25 V a 5000 V que puede incrementarse en pasos de 25 V. La modalidad de uso: Comprobación de la resistencia de aislamiento (R). Esta modalidad de prueba mide la resistencia de aislamiento continuamente a la tensión seleccionada. Las lecturas digitales más elevadas que pueden obtenerse son 500 GΩ a 500 V y 5 TΩ a 5000 V, por encima

de la cual puede esperarse que decaiga la especificada precisión. Sin embargo, la visualización del indicador analógico funciona a 1 TΩ a todas las tensiones. El resultado final de la prueba se da

secuencialmente con el correspondiente valor de corriente de fuga y capacitancia. 1. Usando las teclas de alcance ▲ ▼, mueva el cursor derecho hasta ’R’. 2. Acepte el tiempo por exclusión de 30 minutos o, usando las teclas selectoras ▲ ▼, mueva el cursor izquierdo hasta la posición, y luego fije la duración de la p rueba usando las teclas de alcance ▲ ▼.

La duración máxima de la prueba es de 90 minutos. 3. Usando las teclas selectoras ▲ ▼, mueva el cursor izquierdo hasta el voltaje de prueba requerido. 4. Empiece la prueba pulsando el botón de prueba rojo durante al menos un segundo. 5. Al terminarse, la medición de resistencia final se visuali za secuencialmente con la corriente de fuga correspondiente y el valor de capacitancia, cuando disponible. Esta visualización secuencial se repite hasta que se pulsa una tecla o funciona la desconexión automática. Medición de corriente de prueba (I) Esta modalidad de prueba mide el aislamiento continuamente a la tensión seleccionada, pero muestra el valor actual de fuga en vez del de resistencia. Esto permite la lectura de mayores resistencias, teniendo en cuenta que conforme la corriente de fuga se acerca a cero, disminuye la precisión de la lectura. Utilizando este método, teóricamente es posible medir resistencias hasta 500 TΩ

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a 5000 V, pero será necesario realizar una prueba de calibración del circuito abierto para establecer la corriente de desplazamiento del circuito de medición y fuga del cable de prueba (Esto es ±0,2 nA a temperaturas normales con cables de prueba nuevos y limpios). 1. Usando las teclas de alcance ▲ ▼, mueva el cursor derecho hasta ’I’, y observe los mismos procedimientos aplicables a la prueba de aislamiento ’R’. 2. Al terminarse, la medición de fuga de corriente final se visualiza secuencialmente con la resistencia y el valor de capacitancia, cuando disponible. Esta visualización secuencial se repite hasta que se pulsa una tecla o funciona la desconexión automática. Acondicionamiento de falla (Burn), esta característica de corriente baja se utiliza para realizar comprobaciones continuas bajo condiciones de interrupción. La modalidad de “Burn” desactiva el detector de ’Interrupción’ e indicador de aviso y por lo tanto, permite la comprobación continua bajo las condiciones de interrupción con una corriente de 2 mA (nominal). Uso del terminal G: es considerado un terminal de protección, su función es disminuir el efecto producido por las corrientes de fuga superficiales presentes en el aislamiento debido a la presencia de humedad o suciedad. Se utiliza normalmente a tensiones altas de comprobación. El terminal de protección se e ncuentra al mismo potencial que el terminal negativo.

Para medir el aislamiento con este equipo se realizaron los siguientes pasos:

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Conecte los cables de prueba al equipo aislado bajo prueba. Si se detecta una tensión interna mayor a 50 [V], aparecen los símbolos destellantes de alta tensión. Encender el equipo pulsando una vez el interruptor On/Off. Todos los segmentos LCD aparecen durante 5 segundos seguidos de la palabra CAL. Cuando desaparece la palabra CAL el instrumento está listo para su uso. Se selecciona el modo comprobación de resistencia de aislamiento (R) con el cursor de la derecha. Utilice el cursor de la izquierda para seleccionar el sincronizador y ajustar para una duración de la prueba de 10 minutos. Vuelva a utilizar el cursor de la izquierda para ajustar la tensión de prueba requerida. Inicie la prueba pulsando el botón rojo durante 1 segundo por lo menos. El LED rojo y los símbolos parpadeantes de alta tensión (HV) indican que se está llevando una prueba a cabo. Cuando se termina la prueba, el equipo bajo prueba se descarga automáticamente.

Asegurarse de que todos los cables están limpios y en buena condiciones.       

La prueba puede terminar cuando: Se alcanza el tiempo programado. El Aislamiento presenta una falla. Interferencia excesiva de ruido eléctrico (>2 mA a 5 kV). Se termina la batería. Se corta el FS2. Ocurre un fallo interno.

Cuando de termina la prueba la bajo ensayo se descarga automáticamente. Presenta desconexión automática después de un tiempo determinado

Equipos de seguridad. Para la realización de la medición se debe considerar los siguientes equipos de protección personal:  Casco dieléctrico.  Lentes y caretas para la protección de la cabeza, ojos y cara en caso de incendios o explosiones por cortocircuitos.  Guantes dieléctricos.  Ropa de algodón o ropa incombustible. Confeccionada en manga larga, 100% algodón. Doble costura cadena en unión de costados, hombro y mangas. Hilos 100% Poliéster.  Calzado dieléctricas. Todo el equipo de protección personal (PPE) debe quedar debidamente ajustado y debe ser lavado y guardado cuando no se utilice. Todo equipo y mecanismo de protección contra electricidad debe ser

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examinado regularmente para asegurar su adecuado funcionamiento, de acuerdo con las especificaciones técnicas de la normativa aplicada para tal fin.   

Banquetas aislantes. Para su utilización se situara lejos de las partes del entorno que están puestas a tierra (paredes, resguardos metálicos). El operario evitara asimismo contactos con dicha parte. Detector de ausencia de tensión. Tipo detector óptico-acústico, pueden llevar incorporado el dispositivo de comprobación de funcionamiento del detector. Pértigas aislantes: Tipo, pértigas interior y exterior, sus principales usos se dan en la ausencia de tensión, maniobras del seccionador, colocación y retirada de los equipos de puesta a tierra, limpieza de equipos.

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Medición de aislamiento en transformadores. Por lo general el transformador de potencia es el quipo primordial en un punto de transformación, por lo que representa el primer equipo a evaluar. Básicamente, con la Medición del Aislamiento se tratar de obtener información del aislamiento entre el devanado de Alta Tensión y el devanado de Baja Tensión, y adicionalmente se considera los resultados entre Alta Tensión y Carcaza o Tanque y entre Baja Tensión y Carcaza o Tanque. La normas base para realizar las mediciones son IEEE C57.12.90-2010 e IEEE C57.12.91-2011. La logística para desarrollar el procedimiento de medición dependerá del tipo de transformador. La medición de aislamiento para transformadores de distribución depende del diseño, sequedad y limpieza de los aislantes que envuelven al transformador. El procedimiento de prueba de aislamiento para transformadores se describe en la norma IEEE C57.12.90 Medición de aislamiento en transformadores. El procedimiento de prueba para la medición de la resistencia de aislamiento de un transformador está descrito en la norma IEEE C57.12.90 y contiene básicamente los siguientes puntos claves:  La temperatura de los devanados y del líquido aislante deben estar cercanos a 20° C.  Todos los devanados deben estar inmersos en el mismo líquido aislante.  Todos los devanados deben de estar cortocircuitados.  Todas las boquillas del transformador deben estar en su lugar.  Todas las terminales que no se consideran en la prueba así como la carcasa y el tanque deberán conectarse a tierra mientras se aplique el voltaje de prueba. Deben seguirse las indicaciones de cada instrumento de medición dependiendo del que se trate teniéndose como mínimas las siguientes: Primeramente se debe seleccionar el voltaje de prueba de acuerdo a la tabla que son las recomendaciones del fabricante ya que no se cuenta con normas publicadas que contengan una especificación más detallada: Tensión de prueba para diferentes valores de tensión de referencia. Tensión nominal de referencia (V) Tensión de prueba (V) Menos de 115 250 115 250 o500 230 500 460 500 o 1000 Las pruebas de resistencia de aislamiento deberán realizarse con los circuitos de igual voltaje conectados entre sí y los circuitos de diferente voltaje deberán ser probados por separado, por ejemplo:  Alta tensión vs. Baja tensión  Alta tensión vs. Tierra  Baja tensión vs. Tierra  Neutro vs. Tierra (En el caso de que el neutro no esté conectado directamente a tierra)

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Esta prueba se realiza con la finalidad de incrementar la exactitud del estado de prueba de los aislamientos de un transformador, y en el caso de que no sea suficiente con la prueba de resistencia de aislamiento, se recomienda la prueba de índice de polarización y prueba de índice de absorción. La prueba debe ser interrumpida inmediatamente si la lectura de la corriente comienza a incrementarse sin estabilizarse. Podrían presentarse descargas parciales durante las pruebas de resistencia de aislamiento que puedan causar al transformador bajo prueba y también arrojar resultados erróneos en los valores de las lecturas de medición, para este caso se deberá hacer una pausa y continuar posteriormente con la prueba. Después de que la prueba haya sido completada se deberán aterrizar por un periodo de tiempo suficiente para liberar cualquier carga que haya quedado atrapada.

Conexiones del Megger analógico para la medición de la resistencia de aislamiento de un transformador. 

Conexiones a las pruebas de resistencia de aislamiento entre los embobinados de alto y bajo voltaje sin ser afectados por una fuga a tierra.

Parámetros de seguridad Antes de realizar cualquier medición, se debe tener en cuenta los siguientes parámetros de seguridad:

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 

   

El circuito puesto a prueba debe estar apagado, desenergizado y aislado antes de que las conexiones para la medición de aislamiento sean hechas. Asegurarse también que el circuito no sea energizado mientras se realizan las mediciones. Las conexiones del circuito no deben ser tocadas mientras se realizan las pruebas. Después de completada la prueba, los circuitos con propiedades capacitivas deben ser completamente descargados antes de desconectar las puntas de prueba. Las descargas capacitivas pueden ser letales. Deberá tenerse mucho cuidado para evitar la desconexión de los circuitos capacitivos durante la prueba, dejando el circuito en estado cargado. Los cables de prueba deben estar en buenas condiciones, limpias y secas. Si cualquier parte del instrumento se encuentra dañado, no debe utilizarse el mismo. En el supuesto de que la toma del cable de alimentación no sea adecuado con el enchufe, no utilice un adaptador.

Medición de Resistencia de Aislamiento a Transformadores con el equipo Megger: a) Alta Tensión - Tierra o referencia. - Conectar las puntas de prueba al equipo. - Se deben cortocircuitar las boquillas de alta tensión

La temperatura de los devanados y del líquido aislante debe estar cercana a los 20 ° C. Todos los devanados deben estar inmersos en el mismo líquido aislante. 140


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Todos los devanados deben estar cortocircuitados. Todas las boquillas del transformador deben estar en su lugar. Todas las terminales que no se consideran en la prueba como la carcasa y el tanque deben estar conectadas a tierra mientras se aplique el voltaje de prueba. Dependiendo del instrumento se deben seguir las indicaciones del mismo.

Condiciones de ensayo Según la norma COVENIN 3172-95 establece ciertas condiciones ante la medición de resistencia de aislamiento para transformadores.      

La muestra debe estar un mínimo de diez (10) minutos de reposo. El circuito bajo prueba debe estar desconectado, desenergizado y aislado. El área de bornes de prueba debe mantenerse en estado limpio y seco. Las conexiones de los circuitos no deben tocarse durante la prueba. Evitar la desconexión de los circuitos capacitivos durante una prueba. Descargar los circuitos antes de desconectar los cables de prueba.

Procedimiento Prueba: Devanado de alta tensión-Carcasa. Transformador Monofásico. Según la norma COVENIN 3172-95 y los procedimientos establecidos por Norma COVENIN 2571-89 1.-Debe asegurarse de cumplir las condiciones de ensayo previamente descritas como medida de seguridad y a su vez con el propósito de obtener mediciones confiables. 2.-Cortocircuitar el devanado de baja tensión y el devanado de alta tensión. 3.-Conectar la pinza de prueba positiva del meghómetro (+) en el lado de alta tensión y la pinza de prueba negativa del meghómetro (-) en el terminal de referencia ubicado en la carcasa del transformador. 4.-Encender el megóhmetro y esperar a que el mismo calibre. 5.-Ajustar el tiempo de medición a 10 minutos 6.-Ajustar la tensión de prueba en 500Vdc para el primer ensayo y posteriormente a 1000Vdc para el segundo ensayo. 7.-Iniciar la medición pulsado el botón rojo del megóhmetro. 8.-Tomar lecturas de la resistencia para tiempos de 1min, 5min y 10 min.

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Esquema de Conexiones Devanado Alta-Tierra

Prueba: Devanado de alta tensión-Devanado de baja tensión. Transformador Monofásico. 1.- Debe asegurarse de cumplir las condiciones de ensayo previamente descritas como medida de seguridad y a su vez con el propósito de obtener mediciones confiables. 2.-Cortocircuitar el devanado de baja tensión y el devanado de alta tensión. 3.-Conectar la pinza de prueba positiva (+) en el lado de alta tensión y la pinza de prueba negativa (-) en el devanado de baja tensión. 4.-Encender el equipo y esperar a que el mismo calibre. 5.-Ajustar el tiempo de medición a 10 minutos 6.-Ajustar la tensión de prueba en 500Vdc para el primer ensayo y posteriormente a 1000Vdc para el segundo ensayo. 7.-Iniciar la medición pulsado el botón rojo del equipo. 8.-Tomar lecturas de la resistencia para tiempos de 30seg, 1min, 5min y 10 min.

Esquema de Conexiones Devanado Alta-Devanado Baja

Condiciones de ensayo.  El transformador a ensayar debe estar completamente desconectado tanto del lado de baja tensión como del lado de alta tensión.  La temperatura de los devanados y del líquido aislante debe estar próxima a la temperatura de referencia 20 °C.

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a) b)  



La tensión del ensayo no debe superar el valor cuadrático medio (RMS) de la tensión nominal del bobinado a ser probado. La duración de la prueba debería ser de un minuto. Cuando las mediciones son realizadas empleando tensiones DC que exceden el nivel RMS de la tensión de operación del bobinado involucrado (o 1000 V para un bobinado conectado en estrella sólidamente a tierra) se puede emplear un espacio o entrehierro como alivio para proteger el aislamiento. Para equipos de tensiones superiores a 1kV la tensión debe ser incrementada en pasos de 1kV a 5kV y se debe mantener durante un minuto mientras se toma la lectura respectiva. Tras ser mantenida por el tiempo especificado debe ser reducida gradualmente antes de abrir el circuito. En caso que la corriente se incremente sin estabilizarse, se debe interrumpir la prueba inmediatamente. El devanado que está siendo probado debe tener todas sus partes unidas entre sí y conectadas a la línea terminal positiva del equipo de prueba, el núcleo y tanque del transformador deben estar conectados a la terminal negativa del equipo. Una vez completada la prueba todos los terminales deben ser conectados a tierra por un tiempo suficiente para permitir que cualquier carga presente decaiga a un valor insignificante. Lo que se desea es descargar la energía almacenada en el aislamiento para garantizar la seguridad física del personal que realiza la prueba. En caso de transformadores sumergidos en líquido aislante todos los bobinados deben estar sumergidos en el líquido aislante, y todos los bushings en su lugar. La resistencia de aislamiento se puede medir usando los siguientes equipos: Una fuente de alimentación de voltaje DC variable equipada con medios para medir la tensión y la corriente (generalmente en microamperios o miliamperios). Un medidor de resistencia de aislamiento (megóhmetro). Los medidores de resistencia de aislamiento están comúnmente disponibles con tensiones nominales de 500, 1000 y 2500 Voltios de DC, se pueden encontrar equipos con tensiones mayores. Bajo ninguna circunstancia se debe realizar esta prueba con el transformador en vacío. La presencia de descargas parciales no debe estar presente durante las pruebas de resistencia de aislamiento porque pueden causar daño al transformador y además pueden generar errores en la medida. En caso de que el instrumento de prueba consista en un generador de manivela, es importante mantener una velocidad de arranque relativamente constante para la prueba por un periodo de un minuto.

Procedimiento. Para realizar esta prueba se deben realizar los siguientes pasos.  Cada bobina del lado de alta tensión bebe estar cortocircuitada en sus extremos, en caso de existir un grupo de bobinas para el lado de alta tensión deben estar cortocircuitadas entre sí.

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Cada bobina del lado de baja tensión bebe estar cortocircuitada en sus extremos, en caso de existir un grupo de bobinas para el lado de baja tensión deben estar cortocircuitadas entre sí. Realizar la medición entre el lado de alto voltaje y tierra. Terminal positivo del equipo al devanado de alta y terminal negativo a tierra (chasis del equipo). Realizar la medición entre el lado de bajo voltaje y tierra. Terminal positivo del equipo al devanado de baja y terminal negativo a tierra (chasis del equipo). Realizar la medición entre el lado de baja tensión y el lado de alta tensión. Terminal positivo del equipo al devanado de alta y terminal negativo al lado de baja. No realizar las pruebas si se evidencia la presencia de humedad en los equipos de medición, de seguridad o los equipos objetos de medición. Verificar que el equipo a medir, este desenergizado, es decir, no esté conectado a ninguna fuente. Durante la medición, evitar tocar el equipo al cual se le hace mediciones, debido a que las corrientes que se inyectan pueden ser de magnitudes peligrosas. Para el MEGGER, está prohibido intentar retirar las baterías o desconectar de la fuente de alimentación durante la prueba sin haber apagado el equipo y descargado previamente. No desconectar las puntas de medición durante la prueba (con el quipo encendido). Al finalizar la prueba verificar que el equipo objeto de medición quede descargado, debido a que por el efecto capacitivo del aislamiento, pueden quedar cargas acumuladas de magnitudes peligrosas.

Procedimientos: Los procedimientos descritos en la norma COVENIN 3172-1995, para la medición de la resistencia de aislamiento en transformadores de potencia, pueden interpretarse y ser aplicados a los ensayos que se describen a continuación: Devanado de alta tensión – carcasa (transformador Monofásico):  2.- Cortocircuitar el devanado de baja tensión y el devanado de alta tensión.  3.- Conectar la pinza de prueba positiva del Megger en el terminal de referencia ubicado en la carcasa del transformador y la pinza de prueba negativa en el lado de alta tensión, (figura 1).  Cortocircuitaron los bornes del lado de alta del transformador, luego los bornes del lado de baja y se conectaron los cables del equipo, tal como se muestra en la figura 1.  Los cables del equipo MEGGER se conectaron a este, con el equipo apagado, y luego al transformador. La IEEE Std C57.12.90™-2006 ¨IEEE Standard Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power, and

Regulating Transformers¨ recomienda un procedimiento para la medición de la resistencia de aislamiento de los transformadores sumergidos en aceite, según la norma en su sección 10.11 nos dice lo siguiente: Preparación para la prueba: Se deberán cumplir lo siguiente: a) Los devanados deben estar sumergidos en el líquido aislante 144


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b) Todos los devanados deben estar cortocircuitados c) Todos los bushing deben estar colocados d) La temperatura de los devanados y el líquido aislante deben estar cerca de 20 grados centígrados instrumentación

Diagrama de conexiones para medir el aislamiento entre los bornes de alta y baja del transformador con el equipo MEGGER S1-5001. Una vez que se tenía conectado el equipo al transformador, se procedió a realizar los siguientes pasos: - Encender el equipo de medición pulsando el botón ON/OFF. - Se seleccionó el modo de comprobación de resistencia de aislamiento (R) con el pulsador. - Seguidamente se ajustó el tiempo de duración de la prueba con los pulsadores del lado inferior izquierdo. Este tiempo fue de 10 minutos. - Luego se ajustó el nivel de tensión con el que se iba a realizar la prueba. En un principio se realizó a 250 V y luego a 500 V. - Una vez que se tenían todos los parámetros deseados y ajustados, se procedió a iniciar la prueba pulsando el botón de prueba durante 3 segundos. - Una vez finalizada la prueba, se procedió a apagar el equipo y luego, con un cable, se procedió a colocar a la misma referencia de tensión a las bobinas de alta y baja con el chasís, para así evitar riesgos.

Índice de absorción: Basado en la norma IEEE C57.12.90-1993, con la finalidad de incrementar la exactitud del estado de prueba de los aislamientos de un transformador y en el caso de que no sea suficiente con la prueba de resistencia de aislamiento y del índice de polarización (IP), se realiza la prueba de índice de absorción (relación de absorción dieléctrica “RAD”). Esta relación resulta al dividir la resistencia medida al Cabo de 60 segundos, entre la resistencia medida a los 30 segundos. Los criterios de aprobación de acuerdo a esta prueba, generalmente consideran que para un RAD alrededor de 2 ó superior, la condición del aislamiento es buena. Para el índice de absorción, se cumple que un valor entre 0 y 1,1 es peligroso, hasta 1,24 es riesgoso, entre 1,25 y 1,59 se considera aceptable y valores superiores a 1,6 permiten concluir que el aislamiento esta bueno.

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MEDICION DE AISLAMIENTO EN CABLES Tipos de Mediciones: 1. Comprobación de cable cortado: En un extremo del cable se hace un puente entre los 3 cables, hacia el otro extremo con el equipo de medición se hacen parejas de cables, si están bien, en todas las combinaciones el equipo marcara 0Ω y si algún cable se encontrase cortado el equipo marcaria ∞.

2. Comprobación de cable cortocircuitado: Se medirá con el equipo haciendo parejas de cables, si los cables se encuentran en perfecto estado todas las combinaciones deben marcar ∞, si alguna pareja marcase un valor en Ω, dicha se pareja se encontrara derivada entre ellas.

3. Comprobación entre conductores y tierra: La armadura normalmente va conectada a tierra, para realizar las medidas se debe desconectar, se puede hacer de dos formas: - En un extremo el positivo se conecta a la armadura y a todos los conductores exceptuando uno que se conectara al negativo, si existiese defecto marcara una baja resistencia, y se repite la prueba con los demás conductores. - Otra manera es hacerlo entre la armadura y conductor, si existiese poca resistencia es que el cable esta derivado a tierra, sino marcara una alta resistencia.

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Valores de resistencia de aislamiento para cables según su tensión nominal de red

Procedimiento de medida de aislamiento respecta a tierra:    

 

Se puentearan los conductores de fase y neutro. Los conductores de la fase (A, B, C) incluido el neutro (N), estarán aislados de su fuente de alimentación a la que están habitualmente conectados. Los conductores de la fase (A, B, C) incluido el neutro (N), estarán aislados respecto a tierra. El positivo del megohmetro, se colocara en el conductor de protección (CP/PE) y por ende en tierra, el negativo se conectara a cualquier conductor de fase, neutro o puente con el que se unieron los conductores. Se puentearan los conductores de fase y neutro. Una vez efectuada la medida se comprobara los valores con la Tabla 2.

La medición de aislamiento constituye un ensayo dieléctrico no destructivo de diagnóstico en corriente continua, estos ensayos se hacen necesarios ya que las solicitaciones electromecánicas de los sistemas aislantes tanto sólidos como líquidos reducen significativamente su rigidez dieléctrica y su resistencia mecánica.

Medición de aislamientos en cables. Según la norma IEEE 400.1-2007.

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Diagrama de Conexión para Cables Trifásicos.

Condiciones de ensayo.  Se recomienda que la prueba se realice a la temperatura ambiente.  Si el sistema de cables ha estado operando bajo carga suficiente para elevar su temperatura. Este debe ser enfriado a temperatura ambiente antes de aplicar la prueba de voltaje.  Se debe tomar en cuenta las condiciones de humedad y contaminación.  Los cables deben ser desconectados y conectados a tierra antes de comenzar cualquier prue ba. Se debe verificar que ningún cable este cargado antes de cualquier manipulación. 148


COORDINACIÓN DE


Al momento de realizar la prueba, uno o más extremos de los cables son alejados del lugar de la prueba; por lo tanto, los extremos del cable deben limpiarse.  Aunque las pruebas se realizan a tensión DC se debe tener cuidado con el efecto de la inducción de otros cables energizados, tanto para el resultado de la prueba como para seguridad del personal que la realiza.  La tensión máxima de la prueba para un sistema de tensiones línea a línea de 5kV y un BIL de valor de 75kV es igual 23kV DC fase a tierra. Indicado en la tabla 1 de la norma IEEE 400.1-2007.  De la tabla mencionada se aprecia que el cociente de la tensión de prueba en DC entre el valor del BIL oscila entre 0,3 y 0,4; se pudiera partir de este factor y conociendo el BIL del sistema donde se encuentra el conductor a ensañar, para determinar la tensión máxima de la prueba. 

Procedimiento.  Desenergizar completamente el cable y dejar transcurrir cinco minutos para que la temperatura disminuya.  Desconectar los terminales del cable y limpiar perfectamente, para evitar errores en la medición.  Se debe observar y revisar que exista una sólida conexión mecánica en las conexiones a tierra antes de comenzar cualquier prueba de alta tensión.  El conductor de tierra del equipo de prueba debe ser conectado a la tierra local del sistema, en ausencia de ésta se debe colocar al blindaje metálico del cable, el cual debe estar conectado a tierra.  Para terminaciones de cables no conectadas a tierra, el blindaje metálico debe ser conectado a una tierra local y a la tierra del equipo de prueba.  Conecte el cable de prueba del equipo al primer conductor o conductores a ser probados.  Retire cualquier tierra de seguridad, barras del conductor a ser probado.  Se da inicio a la prueba.  La aplicación de la tensión inicial no debe exceder 1,8 veces el valor RMS del voltaje fase a tierra del cable. La tensión puede ser incrementada continuamente o en pasos hasta el máximo valor de la prueba.  Se debe aplicar la tensión suficientemente lenta para evitar sobrecargas o disparos de la fuente de alimentación o rebasamiento del nivel de la prueba.  Si el voltaje es incrementado continuamente, la tasa de aumento debe ser aproximadamente uniforme y se puede alcanzar el máximo valor de la prueba en un periodo de tiempo no menor a 10 segundos y no mayor a sesenta segundos.  Si se emplea el método del aumento de la tensión por etapas, se desea un mínimo de cinco pasos. La duración en cada uno deben ser lo suficientemente larga para que la corriente alcance un valor constante (1 minuto sugerido). La corriente y la tensión se deben medir en cada etapa.  La tensión máxima de la prueba se debe mantener durante 15 minutos. Después de llegar a la tensión de prueba máxima la magnitud de la corriente se debe registrar al menos dos veces, una vez en aproximadamente dos minutos y luego al final de la prueba a los 15 minutos.  Luego de terminar la prueba se debe reducir la tensión gradualmente hasta cero y proceder a descargar el conductor que fue ensayado. 149


COORDINACIÓN DE


Cuando multi-conductores o cables tipo cinta se ponen a prueba cada conductor debe ser probado por separado con los conductores restantes y el blindaje metálico a tierra.  Al terminar la prueba se debe registrar la temperatura del cable para efectuar la corrección correspondiente. 

Medición del factor de Disipación-Capacitancia-Tangente Delta δ. La prueba eléctrica del factor de disipación va de la mano con las prueba de capacitancia. Para los propósitos de discusión, tanto el factor de potencia FP y el factor de disipación FD se consideran funcionalmente equivalente; sin embargo, hay diferencias en los cálculos de sí mismos. Por lo general en el análisis de aceite se utiliza el término FD mientras en las pruebas eléctricas al menos en América del Norte lo llaman FP. Se debe tener en cuenta que la tangente-delta es también otra forma común para referirse a estas pruebas funcionalmente equivalentes. Para casi todos los transformadores, FD, FP, y la Tangente-delta tienen el mismo valor. Por mucho tiempo el FP se ha conocido como uno de los métodos más efectivos para la evaluación de la condición general de un transformador y es fundamental para un programa de mantenimiento basado en la condiciones del transformador. La prueba en corriente alterna de la capacitancia es una sub-prueba de la prueba FP porque el valor de la capacitancia y la corriente de carga asociada son requeridas para calcular el FP. Ambos valores se evalúan rutinariamente juntos debido a su estrecha relación. De hecho, estos dos valores medidos deberían siempre ser analizados conjuntamente para asegurar que la condición del aislamiento del transformador está siendo evaluada correctamente. Pruebas de FP de transformadores pueden ayudar a determinar si el nivel de contaminación está por encima del valor normalizado o si hay una posibilidad de daño mecánico debido al movimiento del bloque de bobinas. El FP es uno de los métodos principales para la detección de humedad y la contaminación dentro de un transformador, pero también puede ser influenciado por el estado de los conectores (bushings) y condiciones del medio ambiente donde se realizan las pruebas. La medición de capacitancia (como parte de la prueba FP) puede ayudar a evaluar si ha habido un movimiento del bloque de bobinas o si una capa de aislamiento se ha cortocircuitado. Un programa de pruebas de FP ofrece diversos beneficios importantes. Las pruebas iniciales en equipos nuevos a su llegada de la fábrica permiten determinar la presencia de contaminantes y la calidad del material en general. Dependiendo del tipo de material, clase de tensión, y el líquido aislante, es posible tener diferentes criterios de aceptación para FP límites. Los usuarios finales pueden querer ajustar los criterios de aceptación y de campo para un funcionamiento aceptable según la importancia de la unidad y el rendimiento esperado. Pruebas periódicas realizadas durante la vida de servicio del equipo puede indicar que el aislamiento presenta un envejeciendo normal o se deteriora rápidamente. Las pruebas de diagnóstico en equipos dudosos o fallados pueden revelar la localización de una falla o la razón común de la falla. Pruebas de pérdidas dieléctricas proporcionan el mayor beneficio cuando se realizan periódicamente como parte de un completo programa de mantenimiento. 150


COORDINACIÓN DE


Los sistemas de aislamiento eléctrico dentro de un transformador se pueden generalizar a un simple condensador de placas paralelas ánodo y cátodo respectivamente. Tres variables generales contribuyen a los cambios en la capacitancia: constante dieléctrica, área de las placas y la distancia entre ellas. Cuando se utiliza una capacitancia como diagnóstico, el objetivo es notar el movimiento de las bobinas y cables dentro del transformador; Por lo tanto, el cambio en la constante dieléctrica no es relevante. Tampoco existen cambios en la constante dieléctrica significativos a menos que haya existido un cambio fundamental en la composición del aislamiento. Ambas bobinas y cables contienen un material dieléctrico (aislamiento) entre dos electrodos (conductores). La capacitancia depende de las características del material dieléctrico y de la configuración física de los electrodos. En los aparatos eléctricos, si la característica de los materiales aislantes varia o la configuración de los conductores cambian, una diferencia en la medida capacitancia se produce. Estos cambios son causados por el deterioro del aislamiento, contaminación o daños físicos. La causa principal de los cambios en la capacitancia es cambios en la distancia entre las superficie de las placas dentro del elemento capacitivo. La capacitancia se puede utilizar para ayudar a evaluar el transformador por deformación mecánica. Para analizar correctamente la capacitancia, se requiere un resultado de referencia. La primera prueba de capacitancia realizada sirve como punto de referencia. Pruebas posteriores siempre se comparan con los resultados de referencia. Para ayudar a asegurar que esta evaluación es válida, las condiciones de prueba deben ser coherentes. Cambios en conectores (bushing) o barras pueden cambiar la capacitancia de la prueba del arrollamiento, ya que se incluyen en la mayoría de los casos de prueba de campo. En el campo, los sistemas de aislamiento del transformador no deben cambiar más de un 5% de los resultados del índice de referencia. Si los resultados ofrecen cambio por encima del 5% y por debajo del 10%, debe realizarse una investigación para determinar la extensión o gravedad del problema. Si la capacitancia ha cambiado en más del 10%, el transformador no debe ser puesto en servicio. Factor de potencia para líquidos aislantes en transformadores de potencia. En condiciones nominales y con cierto tiempo de funcionamiento. Líquido Aislante.

kV

Condiciones Con tiempo de nominales (nuevo). funcionamiento. Factor límite. Factor límite. Aceite mineral. <230 0,5% 1% ≥230 Aceite mineral 0,4% 1% Ester natural. Todos 1,0% 1% Nota: Todos los factores son corregidos a 20°C excepto los de ester natural, los cuales al momento de la publicación la guía no había publicado la temperatura de corrección para las curvas.

Resumiendo se puede decir que la medición del factor de pérdidas se encuentra aplicada para el control de los aislamientos en los diversos pasos de su conformación o elaboración. También se emplea para evaluar su evolución en el tiempo, con el objetivo de anticiparse a fallas abruptas del equipo. 151


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Es importante destacar que los análisis derivados de este ensayo son del tipo comparativo, por lo que es fundamental contar con valores de referencia, con el fin de evaluar las tendencias en el tiempo. La desventaja de esta prueba es que sólo determina la condición promedio del aislamiento, es decir, no detecta el punto de peor condición. Su valor puede verse afectado por la humedad y suciedad en la superficie del aislamiento que permite una circulación de corriente a tierra a través de la superficie del mismo aumentando las pérdidas.

Conceptos generales sobre de medición del Factor de Pérdidas ó Tangente-Delta y Capacitancia. Aplicación. La medición del factor de pérdidas dieléctricas continúa siendo útil en lo que se refiere al control de calidad en la fabricación de los materiales que se utilizan como materia prima para el aislamiento de los elementos eléctricos (aparatos, conductores, aisladores, componentes, etc.). Con la medición de las pérdidas dieléctricas se obtienen valores globales de la muestra, que se ensaya. Por lo tanto es una medición de integración.

Modelo eléctrico de un Material Dieléctrico y Ecuación de Pérdidas. Antes de entrar de lleno a explicar el circuito básico empleado para la medición de la tangente δ, se explicara unos de los circuitos eléctricos empleados para modelar el comportamiento del material aislante. Los materiales aislantes se modelan por medio de un condensador en paralelo con una resistencia eléctrica, también se pueden modelar mediante un circuito serie; el uso especial del circuito paralelo se debe a que se conoce directamente la tensión a la cual es sometido el material. Circuito eléctrico empleado para modelar el material dieléctrico.

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COORDINACIÓN DE


Diagrama fasorial del circuito eléctrico paralelo. En el diagrama fasorial expuesto se evidencian dos ángulos, el primero es el ángulo tita “θ” este representa

el desfasaje entre la tensión aplicada y la corriente total del circuito se define como el ángulo del factor de potencia, el segundo es el ángulo delta “δ” éste representa el desfasaje entre la corriente capacitiva y la corriente total del circuito y se conoce como el ángulo de pérdidas. Para un dieléctrico ideal se desea que el ángulo θ se igual a 90°, lo cual origina un factor de potencia igual a cero, es decir, coseno (θ) = 0, este resultado implica que las pérdidas en e l material dieléctrico sean cero. Cuando el ángulo θ es 90° el ángulo δ es igual a 0°. Para el caso de aislantes reales el ángulo θ es diferente a 90°, pero sí de valores muy cercanos con el objeto de que las pérdidas sean lo menor posible; por esta razón el ángulo δ es cercano a 0°. La medición del ángulo de pérdidas o de la tangente δ representa un indicador de la calidad del aislante.

A partir del diagrama fasorial se pueden obtener una serie de ecuaciones que permiten determinar la potencia de pérdidas o pérdidas propiamente del material aislante. Si el ángulo de pérdidas “δ” es muy pequeño se puede realizar la siguiente aproximación:

tan = sin

Como los ángulos θ y δ son complementarios, es decir:

=90 Por lo cual:

 = 9 0 − ] 153


COORDINACIÓN DE


Entonces se obtiene que:

sin=cos Sustituyendo la ecuación se obtiene que:

tanδ=cos La tangente δ es igual a:

tan=  Por lo cual:

 =  ∗ tan

Aplicando ley de Ohm en el condensador se determina la corriente que circula por él:

 = 2 ∗  ∗  ∗  ∗  La potencia disipada en la resistencia viene dada por la siguiente expresión:

 =  ∗  Sustituyendo la ecuación se obtiene que:

 =  ∗ tan∗  = 2 ∗  ∗  ∗  ∗∗tan La ecuación anterior específica que las pérdidas en el material aislante son función de la capacitancia asociada y del ángulo de pérdidas.

Ecuación del Factor de Pérdidas en función de los parámetros del circuito paralelo. En este momento se empleará un diagrama de impedancias del circuito paralelo con el objetivo de determinar el valor de la tangente delta en función de los parámetros del circuito. Del diagrama de impedancias de deduce que la tangente δ viene dada por la siguiente relación:

 tan=   154


COORDINACIÓN DE


La impedancia del circuito capacitivo en paralelo bajo estudio viene dada por la siguiente expresión:

1  ∗  = 1    Simplificando la ecuación se obtiene que:

 −∗  =   ∗  ∗    1 Al sustituir los valores absolutos de la parte real y la parte imaginaría de la impedancia Z en la ecuación se obtiene que:

 tan= 

Circuito Básico empleado para medir la Tangente δ.

Se determinó la ecuación de pérdidas en el dieléctrico y la ecuación de la tangente delta; ahora se estudiara el circuito empleado para determinar la capacitancia y la tangente delta. El circuito básico empleado para determinar la tangente delta se conoce como el Puente de Schering. El cual está conformado por las siguientes impedancias.

1  =   1  =     La impedancia Z2 es variable en la parte imaginaria, es decir, en la capacitancia.

 =  La impedancia Z3 es variable.

 =

∗   +  155


COORDINACIÓN DE


Donde ZP es la impedancia del material que se desea conocer.

Esquema del Puente de Schering Cuando el puente se encuentra equilibrado, es decir, la corriente por el galvanómetro es cero, se cumplen las siguientes relaciones:

 =   =   ∗  =  ∗   ∗  =  ∗   =     ∗  =  ∗   =  ∗   =  ∗  tan= ∗∗ = ∗∗ 156


COORDINACIÓN DE


El puente de Schering estudiado permite determinar el valor de la capacitancia y resistencia del material aislante; de forma indirecta permita determinar la tangente delta o el ángulo de pérdidas, sustituyendo parte de esta información en la ecuación se pueden obtener las pérdidas en el material dieléctrico.

Prueba de Descargas Parciales. (PD) La DP en un sistema de aislamiento ocurre cuando se produce una descarga eléctrica que puentea o cortocircuita parcialmente el aislamiento entre los conductores, la cual crea una ruptura local del medio aislante y causa una redistribución transitoria de las cargas localizadas dentro del material dieléctrico. La ruptura debido a la descarga parcial generalmente es causada por el incremento de imperfecciones dieléctricas localizadas en campo, tales como vacíos en dieléctricos sólidos, superficies contaminadas por partículas, diseños que no soportan esfuerzos dieléctricos donde la DP ocurre en la interfaz del aislamiento líquido, o vapor de agua dentro del líquido aislante. Generalmente los eventos de descargas parciales de interés ocurren dentro del aislamiento en la ubicación de un vacío o material externo como el agua. Las DP también pueden iniciarse en una zona donde han ocurrido daños. Este tipo de descarga parcial puede causar mayores degradaciones del material aislante en la región donde se encuentra y conducir a una eventual falla del equipo de alto voltaje. Las descargas parciales generalmente son pulsos de corriente de baja amplitud, usualmente en el rango de los miliamperios, estas son de corta duración, usualmente en el rango de los microsegundos o incluso por debajo. Dos diferentes técnicas son usadas para detectar estas señales eléctricas. Una técnica de medida consiste en el uso de un medidor de radio interferencias, los niveles son medidos en micro-voltios y son tratados como señales de radio interferencia de voltaje. El otro método consiste en medidas con un detector de DP; estas señales son medidas en pico-coulombs. El método preferido para evaluar los niveles de descargas parciales en términos de pC usando el método de banda ancha para mediciones de cargas aparente se encuentra especificado en la norma IEEE C57.113-2010. La medición de DP proporciona información acerca de la ocurrencia de fallas locales dentro de un sistema aislante, esta es la diferencia radical que existe respecto de otros ensayos tales como medición de tangente delta, índice de polarización, etc. Los cuales brindan una información global del medio. Resumiendo se puede decir que una DP es un fenómeno de ruptura dieléctrica, se caracteriza por ser un pulso de corriente de alta frecuencia no estacionario, cuya atenuación completa es aproximadamente del orden de un microsegundo Este se produce en el seno de un material aislante como consecuencia de la anisotropía del mismo (presencia de impurezas y/u oclusiones internas) a niveles micro y macromolecular. Conceptos generales sobre la medición de Descargas Parciales.

Aplicación. A causa de la aparición de los aislantes de material sintético con un factor de pérdidas dieléctricas muy bajo, la medición del nivel de descargas parciales es un buen complemento, incluso en determinados casos es una buena alternativa a la medición del factor de pérdidas dieléctricas.

157


COORDINACIÓN DE


Para la evaluación de la calidad o el estado de aislamiento de elementos ya fabricados (producto final) y/o en servicio, la medición de las descargas parciales resulta más ventajosa, porque existen mayores posibilidades de localizar defectos o anomalías en puntos o zonas concretas (defectos discretos). Por lo tanto, permite poner en evidencia puntos débiles que hayan aparecido después de la fabricación y/o defectos de montaje. Al igual que la medición del factor de pérdidas dieléctricas, la medida del nivel de descargas parciales tiene como objetivo la estimación de la vida útil probable de los elementos y/o equipos de Alta Tensión en lo que se refiere a su aislamiento. A pesar de que las técnicas actuales de medición de las descargas parciales no proporcionan parámetros cuantitativos de la vida útil esperada, aportan datos cualitativos muy útiles sobre el estado de los aislamientos, que permiten la detección precoz de eventuales fallos o puntos débiles. Ahora bien, para la evaluación de la calidad o del estado de un aislamiento, tanto o más importante que el valor medido es su variación en el tiempo, es decir, su evolución temporal. La comparación del valor obtenido con las anteriores mediciones en las mismas condiciones de ensayo, indican la tendencia del aislamiento (estabilidad, empeoramiento, degradación). Para un adecuado control y/o vigilancia del estado de un aislamiento, es pues conveniente repetir la medición del nivel de descargas parciales, en intervalos de tiempo, que en cada caso pueden determinarse en función de los resultados de la comparación y/o análisis de los valores obtenidos.

Métodos empleados para la medición del nivel de Descargas Parciales. Método Eléctrico. El método eléctrico consiste en evaluar la llamada “carga aparente” o amplitud de la descarga, expresada

en coulomb (normalmente en pico-coulomb).

Método no Eléctrico o Método Acústico. Consiste en la captación y evaluación de las ondas de presión (básicamente en el dominio de los ultrasonidos) producidos por las DP. Desarrollo del Método Eléctrico y empleo de la Carga Aparente “q”.

Cuando en una cavidad del dieléctrico se produce una DP, una cierta parte de la energía que había en la cavidad se disipa en forma de carga eléctrica “q”. Ante tales efectos la cavidad puede considerarse como

un condensador. Como no es posible medir el valor de esta carga “q” que se ha originado debido a la ocurrencia del

fenómeno de la DP, ha sido necesario definir un valor que pueda medirse y que sea una imagen lo suficientemente buena de la energía disipada por la ocurrencia de la DP en el seno del dieléctrico. La carga aparente “q” de una descarga parcial es la carga que, si se inyectara instantáneamente entre los bornes del objeto a ensayar, cambiaría momentáneamente la tensión entre los mencionados bornes, en la misma medida que cuando se produce una descarga parcial. El valor absoluto “q” de la carga aparente se

llama habitualmente amplitud de la descarga. La carga aparente se expresa pues en coulomb. Normalmente es del orden de pico-coulombs. 158


COORDINACIÓN DE


La carga aparente así definida, no es igual al valor de la carga transferida efectivamente a través de la cavidad en el interior del dieléctrico donde se ha producido la DP pero se utiliza por ser un valor observable en los bornes del objeto ensayado y que es función del valor de la carga efectiva de la DP. Se trata por consiguiente de un valor que es posible medir. Los equipos de medidas de descargas parciales se componen básicamente de: a. Una fuente o generador de la tensión alterna a aplicar al objeto que se ensaya. Habitualmente es un transformador de salida en Alta Tensión. En lo que se refiere al ensayo, el objeto que se prueba se comporta como un condensador “Ct” con una capacidad que dependerá de entre qué puntos se le aplica la tensión. Un condensador “Ck” que se conecta en paralelo con el objeto que se ensaya. Se trata de un b. condensador de Alta Tensión, exento de descargas parciales. Su capacidad ha de ser mayor que la del objeto a ensayar. Se llama condensador de unión o de acoplamiento. Una impedancia de medida “Zm” conectada en serie con el condensador de unión “Ck ” o bien en c. serie con el objeto a ensayar (condensador “Ct”). d. Un instrumento de medida; o equipo de instrumentos de medida “M”, conectados a los bornes

de la impedancia de medida que se comporta por lo tanto como un shunt de medida. Lo que mide realmente el equipo de instrumentos “M” son las corrientes ocasionadas por las DP. Se trata de impulsos de corriente (“pulsos”) que se superponen a la onda sinusoidal de la corriente capacitiva que circula por el objeto a analizar (condensador “Ct”) cuando se le aplica la tensión alterna de prueba. Estos impulsos de corriente debidos a las DP tienen valores de cresta proporcionales a los valores de “q”

(carga aparente) y por lo tanto pueden calibrarse en picoCoulomb. Pueden visualizarse en la pantalla de un osciloscopio y de esta manera medir su amplitud, determinar su secuencia temporal y su correlación con el valor de la tensión alterna de prueba que se ha aplicado. Normalmente, este osciloscopio, que forma parte del equipo de instrumentos de medida “M”, visualiza los

impulsos sobre una base de tiempo elíptica (sincronizada con la tensión alterna de ensayo). Este equipo de instrumentos “M” puede medir tambié n:  

El valor de la mayor de las descargas que se producen en un cierto intervalo de tiempo, en escala calibrada en pico coulombs. El valor de la frecuencia de repetición de las descargas (número de descargas por unidad de tiempo), en función de la carga aparente “q”.

  

El valor medio de la corriente de las descargas. El valor efectivo de la corriente de las descargas. Adicionalmente indicación digital o analógica del valor de la carga aparente “q” que ha visualizado el osciloscopio.

Circuito de prueba para Descargas Parciales y gráficas de la corriente que circula por el condensador y las respectivas corrientes ocasionadas por las DP.

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e. Filtro para prevenir interferencias electromagnéticas de la propia fuente de alimentación o interferencias externas. Las perturbaciones o interferencias electromagnéticas son un reto importante en lo que se refiere a la medición de las DP, ya que pueden falsear en gran medida los valores medidos. Las perturbaciones se pueden clasificar en dos tipos: 

Perturbaciones en principio independientes de la tensión aplicada al objeto a ensayar. Son básicame nte las de procedencia exterior al equipo ensayado.



Perturbaciones ligadas a la fuente de la tensión de prueba. Son básicamente las que tienen su origen en el propio equipo de ensayo y generalmente crecen con el aumento de la tensión de ensayo.

Por lo tanto es preciso: 

Detectar estas perturbaciones, distinguiéndolas de las DP, es decir, sin confundir unas con las otras.

 Determinar su valor equivalente a una DP, o sea, medir el valor de la carga aparente “q” que tendrían

si fueran realmente DP. 

Eliminarlas totalmente o en la mayor parte posible, sin que esta eliminación afecte a la medición correcta de las DP. 160


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Los sistemas y métodos para eliminar estas perturbaciones son básicamente:

a.

Filtros pasa-banda (ancha o estrecha) intercalados en la conexión entre la impedancia de medida “Zm” y el equipo de instrumentos de medida “M”. Estos filtros “depuran” la señal captada en bornes de “Zm”.

Filtro de impedancia “Z” colocado a la salida de la fuente de alta tensión para amortiguar las b. perturbaciones procedentes de la fuente de alimentación. Filtro en la entrada de la tensión auxiliar al equipo de instr umentación umentación “M” para amortiguar las c. perturbaciones y/o armónicos procedentes procede ntes de la red de baja tensión. Una antena para captar las interferencias de radiofrecuencia (RF) y mediante circuitos lógicos d. determinar su naturaleza y eliminarlas de los circuitos de medida. Circuitos lógicos que según la polaridad de los impulsos en el condensador de acoplamiento “C k ” e. y en el objeto a probar (condensador “Ct”) determinan si son DP (polaridad diferente) o si son

perturbaciones (misma polaridad). Cuando se trata de DP de valores pequeños los recursos explicados para eliminar las perturbaciones e interferencias, pueden resultar insuficientes. En estos casos el ensayo se realiza dentro de un recinto blindado a manera de Jaula de Faraday con todas las masas conductoras conectadas a tierra. Eso además de los otros recursos nombrados, en especial el filtro “Z” amortiguador de las perturbaciones provenientes

de la fuente de alimentación de alta tensión.

Circuito de medidas de Descargas Parciales con Interferencias Típicas.

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Circuitos típicos para la medición de DP de ac uerdo a la ubicación de la impedancia “Zm”.

Circuito Calibrador para la medición de Descargas Parciales. El calibrador de descargas parciales está destinado para la simulación de la carga transferida transfer ida desde la fuente de las descargas parciales a los terminales del objeto de prueba. Este es requerido con el propósito de 162


COORDINACIÓN DE


generar artificialmente pulsos de descargas parciales. El calibrador esta generalmente equipado con un generador de pulsos conectada en serie con un condensador calibrado Co; el generador de pulsos produce rápidamente pasos de voltajes crecientes de conocida magnitud, Vo. Por lo tanto las cargas calibradas vienen dadas por la siguiente ecuación.

 =  ∗ 

El calibrador de descargas parciales debe cumplir principalmente los requerimientos de la norma IEC60270. Para ajustar la magnitud deseada de la carga del calibrador, q o, la magnitud del paso de voltaje Vo, y la capacitancia del condensador calibrado Co, pueden ser ajustadas respectivamente. El calibrador de carga podría ser ajustado entre 50 pC y 1000 pC. Estas magnitudes no deberían diferir más allá de ± 10% del valor nominal. El objetivo del procedimiento de calibración es para determinar el factor de escala, S f , el cual representa la relación entre la carga calibrada “qo” (denominada en párrafos anteriores como carga aparente “q”),

inyectada entre los terminales del objeto de prueba prue ba y la lectura, R o, del instrumento de medida de descargas parciales.

 =  Para evaluar el nivel de carga aparente, apa rente, “qa”, bajo condiciones de prueba de alta tensión, la lectura, R i, del

medidor de descargas parciales se multiplica por el factor de escala Sf .

 =  ∗   =  ∗  La carga “qa” representa el nivel de carga aparente, el cual, según la norma IEEE-C57.1113-2010, es el valor medio de la carga aparente de la descarga parcial medidas en formas de trenes de pulsos en unidades de pico-coulomb, por medio de instrumentos para medir DP.

Consideraciones sobre el método eléctrico. Se ha dicho antes que para el adecuado control del estado de un aislamiento, es conveniente repetir la medida de las DP en intervalos de tiempo a fin de comparar los valores obtenidos con los de medidas anteriores, por ejemplo la medición hecha en la fábrica al finalizar la construcción, y antes de la entrega. Esto quiere decir que las posteriores medidas de DP se harán cuando aquel elemento o aparato esté instalado y en servicio. En muchas ocasiones se trataría de hacer una medida en el lugar de la instalación (medida “in situ”). Ahora bien en la práctica, p ráctica, en muchos casos esta medida “in situ” es difícil o impo sible

de realizar.

163


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En efecto, requiere que el objeto a probar (transformador de potencia o de medida, aparato de maniobra, cable, etc.) esté fuera de servicio y además desconectado del resto de la instalación. Esto es cada vez más difícil debido a la creciente exigencia respecto a la continuidad del servicio. La desconexión y posterior reconexión puede ser en ocasiones especialmente laboriosa. En muchos casos se presentan problemas de espacio para colocar el equipo de medida en el lugar donde está instalado el objeto a probar, sea por las dimensiones del condensador de acoplamiento “Ck ” y/o de la fuente de tensión o bien por las distancias eléctricas necesarias a las otras partes de la instalación, ya que se trata de un ensayo en alta tensión. El ensayo en la fábrica o un laboratorio se puede hacer dentro de un recinto blindado, que permite obtener resultados más precisos. En las medidas “in situ”, las interferencias de d iversas procedencias, disminuyen la precisión de la medida

y pueden llegar a hacerla poco comparable con la hecha dentro de un recinto blindado. Para solventar estas dificultades, se ha desarrollado el procedimiento de evaluación del nivel de DP denominado procedimiento no eléctrico descrito en la norma IEC-270.

Análisis de respuesta en frecuencia. (FRA) El análisis de respuesta en frecuencia es una técnica de diagnóstico para detectar cambios en la geometría(s) relacionada a las características internas de un transformador de potencia. La medición del FRA produce una función de transferencia de los elementos resistivos, capacitivos e inductivos que están presentes en la geometría mecánica de un transformador de potencia. La detección de cambios mecánicos o daños en los bobinados del transformador es uno de los principales intereses de la prueba de medición del FRA. Tales cambios pueden resultar de diversos tipos de tensiones eléctricas o mecánicas (daños durante el transporte, fuerzas sísmicas, pérdidas de presión de sujeción, fuerzas causadas por cortocircuito, etc.). La medida es desarrollada sobre un amplio rango de frecuencias y los resultados son comparados con una referencia “muestra” o “patrones especiales”.

Hay diversas razones para realizar mediciones diagnósticas de un FRA: entre ellas.      

Después de la prueba de cortocircuito de fábrica. Traslado y validación de la puesta en marcha. Incidentes posteriores a: descarga atmosférica, fallas externas, cortocircuitos internos, eventos sísmicos, etc. Pruebas diagnósticas de rutina. Evaluación del estado de transformadores usados. Usado para la evaluación de transformadores de reserva.

El FRA también es conocido por ser útil en la detección de los siguientes modelos de falla: 

Deformación radial de los bobinados

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       

Elongación axial de los bobinados. Volumen general y localización de movimientos. Defectos del núcleo. Resistencia de contactos. Cortocircuito entre espiras. Bobinados en circuito abierto. Devanados flojos debido al transporte. Capas de aislamiento flotante.

Medición de continuidad. Medición de Bajas Resistencias Aplicaciones Fabricantes de interruptores, transmisores y conectores Verificar que la resistencia de contacto sea menor a los límites que deben ser preestablecidos. Esto puede lograrse al finalizar el testeo de la línea de producción, asegurando el control de calidad.  Fabricantes de cables  Instalación y mantenimiento de cables de energía, tableros y transformadores de toque de tensión  Fabricantes de motores eléctricos y generadores  Fabricantes de fusibles Principios de la Medición de Resistencias Métodos Método Amperímetro - Voltímetro Este método regresa a lo básico. Si usamos una batería como nuestra fuente de voltaje, un voltímetro para medir el voltaje y un amperímetro para medir la corriente en el circuito, podemos calcular la resistencia con una exactitud razonable. Si bien este método puede proveer buenos resultados de medición, no es una solución práctica para las necesidades diarias de medición.

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Existe una variedad instrumentos de medición de resistencia que calculan y muestran la resistencia automáticamente sin necesidad de intervención por parte del usuario. Estos instrumentos de medición emplean una técnica de medición de dos o cuatro cables. Puente Doble Kelvin El Puente Kelvin es una variación del Puente de Wheatstone que posibilita la medición de bajas resistencias. El rango de medición típicamente es de 1mΩ a 1kΩ con la menor resolución de 1µΩ. Las limitaciones del Puente Kelvin son: 1. Requiere balanceo manual. 2. Se requiere un detector sensible nulo o galvanómetro para detectar la condición de balance. 3. La medición actual debe ser razonablemente alta para alcanzar la suficiente sensibilidad. El Puente Doble Kelvin ha sido, generalmente, reemplazado por ohmímetros digitales.

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Localización de fallas en cables. En la actualidad la tendencia mundial está basada en la anticipación temprana de la etapa de un siniestro, mediante la aplicación de técnicas de diagnóstico basadas, entre otras, en la medición de descargas parciales y ensayos en baja frecuencia (VLF). Más del 90% de los puntos débiles en la aislación de cables de MT/AT, generan descargas parciales antes de convertirse en una falla. La elección correcta de un plan de diagnóstico depende siempre de los objetivos y expectativas, que en mayor medida comprenden la eliminación de problemas en el sistema, determinación del riesgo de potenciales fallas, y reducción de reclamos. Las nuevas técnicas para el diagnóstico de cables, permiten controlar desde la recepción del mismo, el tipo de falla a futuro que tendrá dicho cable cuando se constituya como tendido subterráneo, y además analizar metro a metro el estado de degradación ascendente o estable que sufra con el paso del tiempo. Estimar el grado de confiabilidad de un alimentador forma parte de la valoración de activos de una empresa distribuidora, posibilitando así determinar su real rentabilidad proyectada. Las técnicas aplicadas para la determinar la ubicación de las fallas o averías en instalaciones eléctricas subterráneas, son tan remotas como las instalaciones mismas, originándose y evolucionando en forma paralela con la distribución de la energía eléctrica. Por muchos años, la meta más codiciada en el rubro de la localización de fallas en cables, ha sido la de lograr un único método de medición, con el cual pueda llegar ser resueltos, todos los tipos de fallas. Antiguamente, hasta 1950 en los países desarrollados, y hasta 1960 en los países emergentes, la localización de fallas se efectuaba por métodos clásicos, con ayuda de puentes de medida, transformadores de quemado, o precarios equipos construidos para esas emergencias. La localización requería de horas, y a veces días, y en algunos casos no se lograba ningún resultado satisfactorio. Actualmente, se han desarrollado instrumentos, equipos y métodos, a tal punto que la prueba de cables, y la localización de fallas, constituyan un particular campo de especialización, dentro de las empresas que explotan el servicio público de electricidad, obteniéndose resultados muy competitivos. La premisa fundamental es, que por sobre todas las cosas, el método a utilizar para determinar la ubicación de las averías, no deberá producir nuevas fallas o degradar la aislación de las instalaciones bajo ensayo. Este no fue un tema de gran preocupación cuando las instalaciones utilizaban exclusivamente cables con aislación de papel impregnado en aceite. Pero en los últimos años, con la aparición de cables con aislaciones secas (PE o XLPE), deben extremarse los cuidados y no sobre exigir innecesariamente al cable, para no deteriorar la aislación de los tramos buenos, induciendo a fallas prematuras. Entre los tipos de fallas que pueden presentarse, las intermitentes y las de alta resistencias (que, por otra parte son las más frecuentes), son todavía consideradas como de muy difícil localización, y muchas veces insolubles si no se recurre al quemado o acondicionado de las mismas; este concepto, bastante generalizado, no se debe a la falta de recursos tecnológicos para resolverlas, sino más bien a las características del método utilizado – Reflectometría de alta energía – que requiere un profundo análisis de los resultados, en comparación con la reflectometría convencional tan difundida, y de muy fácil interpretación. 167


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La investigación permanente, y la introducción de la informática en la especialidad, han posibilitado proveer a la localización, de métodos de medición que no exigen innecesariamente al cable bajo ensayo, además de agilizar notablemente la tarea, y optimizar los métodos de interpretación. Por otra parte, la cantidad de productos disponibles en este mercado, hace que siempre exista el equipamiento ideal para todo tipo de empresas (grandes, medianas y pequeñas) con distintas estructuras de red a un costo razonable. Producto de los años de investigación, y de las nuevas técnicas de ensayos, se ha creado un moderno concepto referido al campo de la detección de fallas, dirigido a crear una nueva conciencia en cuanto al origen de las mismas: ante una falla o salida de servicio de un alimentador, generalmente aceptábamos que podría tratarse de una falla imprevista o simplemente espontánea; sin embargo, al existir medios de diagnóstico para su determinación temprana, ya no sería correcto considerarla como imprevista, sino más bien, como desatendida.

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Referencias. [1] Siegert Luis. Alta tensión y sistemas de transmisión, (Libro).México: Noriega Editores, 1997. [2] IEEE Std 80-1986, IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding [3] IEEE Std 80-2000, IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding. [4] IEEE Std 142-1991, IEEE Recommended Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems. [5] Norma CADAFE Nº 160-05. Servicios Auxiliares de Corriente Continua; Criterios para el diseño. [6] Norma CADAFE Nº 161-05. Servicios Auxiliares de Corriente Alterna; Criterios para el diseño. [7] IEEE Std 485-1997. Recommended Practice for Sizing Lead-Acid Batteries for Stationary Applications. [8] ALLAN GREENWOOD, ELECTRICAL TRANSIENTS IN POWER SYSTEMS, Willey Interscience, 1970. [9] IEEE Std 1313.1-1996, IEEE Standard for Insulation Coordination — Definitions, Principles, and Rules [10] IEEE Recommended Practices for Safety in High-Voltage and High – Power Testing. IEEE Std 510-1983. [11] IEEE Standard Techniques for High-Voltage Testing. IEEE Std 4-1995. [12] IEC 60270:2000 High-voltage test techniques - Partial discharge measurements. [13] FONDONORMA 159:2008, Tensiones Normalizadas de Servicio Eléctrico. [14] IEEE C57.12.90 -2010.Standard test code for liquid-immersed distribution, power, and regulating transformer. [15] IEEE C57.12.91-2013.Standard test code for dry-type distribution and power transformer. [16] IEEE 43-2013. Recommended practice for testing insulation resistance of rotating machinery. [17] IEEE 400.1-2007. Guide for field testing of laminated dielectric, shielded power cable system rated 5 kV and above with high direct current voltage. [18] IEEE 62.2-2004. Guide for Diagnostic Field Testing of Electric Power Apparatus — Electrical Machinery. [19] COVENIN 3172-1995. Transformadores de Potencia. Métodos de Ensayo. [20] COVENIN 2571-89 Materiales aislantes eléctricos. Determinación de la resistencia a las descargas superficiales. [21] COVENIN 536-1994. Transformadores de Potencia. Generalidades. [22] http://venoco.com/?product=venoelectric-m-100 [23] Fondonorma 1404:2013 Líquidos dieléctricos. Métodos de examen visual en campo. [24] Fondonorma 1180:2013 Líquidos dieléctricos. Determinación de la tensión interfacial contra el agua por el método del anillo. [25] Fondonorma 3362:2013 Líquidos dieléctricos. Determinación del color (Escala ASTM) [26] Fondonorma 3627:2013 Líquidos dieléctricos. Determinación de la viscosidad cinética y el cálculo de la viscosidad dinámica. [27] Fondonorma 3832:2013 Líquidos dieléctricos. Determinación de la permitividad relativa, factor de pérdidas dieléctricas y resistividad (en corriente continua). 169

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