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FUNDAMENTO TEÓRICO
ACEITE DEL TRANSFORMADOR DEFINICION: El aceite de un transformador es por lo general mineral que se compone principalmente de hidrogeno y carbono en moléculas que tiene diferente geometría molecular Todos los aceites de transformador contienen moléculas aromáticas con una estructura molecular totalmente distinta de las moléculas parafínicas y nafténicas, tanto química como físicamente. La oxidación se ve influenciada por dos parámetros principales: oxígeno y temperatura. Es de notar que todos los aceites contienen una pequeña cantidad de aire, incluso después de la desgasificación (entre un 0.05 y un 0.25% de oxígeno por volumen). vo lumen). El calor acelera este deterioro. Los aceites parafínicos están formados por moléculas que pueden ser tanto de cadena lineal como ramificada. Los alcanos normales de tipo cadena lineal son conocidos como parafinas, si son enfriados se impide su libre flujo y se deben tomar precauciones para utilizarlos en un clima frío. Los aceites nafténicos también conocidos como ciclo alcanos están formados por moléculas con una estructura anular, presentan excelentes características a bajas temperaturas Los procesos de oxidación se producen por actividad de descargas parciales en micro burbujas, las que generan ozono, elemento especialmente activo en los procesos de oxidación. El proceso de oxidación se inhibe con aditivos denominados antioxidantes. Existen dos tipos de aceites en el mercado, inhibidos y no inhibidos. De hecho, todos los aceites son inhibidos, los inhibidos por la adición de fenol retardado (destrucción radical), y los no inhibidos con inhibidores naturales (destrucción por peróxido). La actividad de los antioxidantes dura un tiempo definido, llamado período de inducción, durante el cual previenen la formación de peróxidos con radicales libres. CONSERVACION Es importante mencionar que durante el almacenamiento y manipulación pueden verse modificadas ciertas propiedades para las prestaciones del aceite. Debido a su fácil contaminación, es necesario evitar riesgos tomando precauciones en lo relativo al proceso de manipulación, para lo cual el personal debe estar debidamente capacitado. Podemos mencionar que una de las sustancias más contaminante del aceite es el agua Las partículas interactúan con el agua, reduciendo la tensión de ruptura eléctrica, son extraídas al filtrarlas a través de filtros de partículas, los cuales forman parte de los filtros de desgasificación. Cuando se carguen aceites de transformador para su suministro a clientes finales, se deberá utilizar un filtro de 5 micrómetros o inferior. 1
ALTA TENSION 2014 Durante el transporte, manipulación o llenado del transformador pueden entrar en el aceite pequeñas cantidades de contaminantes químicos, provenientes de otros productos que hayan sido tratados con el mismo equipo.
FORMAS DE MANTENIMIENTO DE LOS ACEITES DE TRANSFORMADOR Generalidades El valor económico de un transformador es elevado, la supervisión de su funcionamiento a través del aceite resulta económica en comparación con los costos que ocasiona una avería y los provocados por la interrupción del suministro eléctrico. Por lo tanto para la elección de un aceite debe asegurar una larga vida en servicio, que las propiedades del aceite sean las requeridas por el equipo, teniendo en cuenta la tensión de servicio, tipo de carga, condiciones climáticas, etc. Se debe destacar que el aceite de un transformador contiene información acerca del estado del mismo. Haciendo controles y análisis del aceite se pueden obtener oportunas indicaciones del estado de degradación del papel, presencia de puntos calientes, fallas eléctricas, etc. Observaciones Debe ser realizado siguiendo estrictas recomendaciones, caso contrario los resultados del análisis pueden llevar a conclusiones falsas acerca de su estado, para ello es importante que quien toma las muestras tenga suficiente experiencia utilizando para ello equipos limpios, secos y adecuados, siguiendo las recomendaciones que indican las normas. El color y la apariencia externa como así también el olor proporcionan una información rápida y valiosa in situ. TENSIÓN DE RUPTURA CON CORRIENTE ALTERNA Permite evaluar la capacidad de un aceite para resistir el estrés eléctrico. Depende del contenido de agua y partículas en el aceite. Es esencial controlar la tensión de ruptura antes de poner en servicio un transformador nuevo, como así también para controlar el envejecimiento del aceite y el aislante de papel, debido a que durante este proceso se genera agua y partículas por degradación del papel. La norma IEC 156 especifica este ensayo, utilizando electrodos esféricos o semiesféricos a una distancia de 2.5 mm y además la modalidad de realización de la prueba, que consiste en incrementar la tensión de ensayo en pasos de 2 kV/s hasta que se produzca la descarga. Debido a la baja repetibilidad de cada prueba, el resultado es compendiado como una media de seis pruebas.
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ALTA TENSION 2014 FACTOR DE PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS (TANG D ) Y/O RESISTIVIDAD EN C.C. Estas características son muy sensibles tanto a los productos contaminantes como al envejecimiento. Tensión superficial Este es un análisis muy sensible y capaz de ofrecer, combinado con la medición de tang d , una pronta señal de alarma al iniciarse el deterioro del aceite. El aceite en servicio fuertemente deteriorado puede contar con valores de tensión superficial inferiores a 18 mN/m. Las cotas que recomiendo la norma IEC 422 sobre ajuste de los valores que han de presentar los aceites minerales ya cargados en transformadores nuevos se muestran en la tabla siguiente y se comparan con los requisitos de la IEC 296 que se refiere a aceites antes de ser cargados. Propiedades
Gama del transformador < 72.5 kV 72.5-170 > 170 kV kV
Color Contenido de agua (mg/kg) o (ppm) Tensión mín 35 superficial (mN/m) Tang d a 90 ºC máx. 0.015 Resistividad 90 mín. 60 ºC (Gohm m) Tensión de mín. 40 ruptura (kV)
máx. 15
máx. 10
mín 35
mín 35
máx. 0.015 mín. 60
máx.0.010
mín. 50
mín. 60
Requisitos IEC 296
máx. 30 a granel
44 para el aceite nuevo como valor típico máx. 0.005
mín. 60
mín. 30 antes de/ mín. 50 después tratamiento.
Para estas pruebas los aceites debe de ser separados de todo gas , La técnica consiste en calentar y tratar al vacío para originar la evaporación del agua, y filtrar el aceite a través de un filtro de partículas. Las partículas interactúan con el agua, reduciendo la tensión de ruptura eléctrica.
FRECUENCIA DE LAS PRUEBAS DEL ACEITE
Resulta muy difícil emitir recomendaciones generales sobre la frecuencia con que deberá examinarse un aceite de transformador en servicio, y el grado de deterioro a que se le puede permitir llegar. 3
ALTA TENSION 2014 Es probable que quienes utilizan grandes transformadores de energía eléctrica examinen con regularidad sus transformadores, mientras que para pequeños transformadores de distribución se asuman mayores riesgos. La valoración del riesgo no deberá basarse únicamente en el tamaño de la unidad, sino sobre todo en los efectos de una avería. En la IEC 422 se agrupan ocho clases diferenciadas en función de la tensión de servicio y de la carga, con distintas recomendaciones sobre la frecuencia de seguimiento. Es importante realizar un análisis de tendencia, como así también reunir experiencia acumulada con todo tipo de equipos bajo distintas condiciones de trabajo.
ACEITE EN OPERACION Compatibilidad La compatibilidad entre los distintos aceites ha sido siempre un tema muy discutido. Ello no obstante, cabe afirmar que los aceites que cumplen con la IEC 296 son miscibles entre sí. Viscosidad La viscosidad de un aceite es importante para la refrigeración del transformador; cuanto más baja es la viscosidad, mejor es la refrigeración. Las propiedades a baja temperatura son importantes en climas fríos, por lo que las especificaciones para estos casos, incorporan tanto el punto de fluidez como la viscosidad. En algunos países, entre ellos Suecia y Canadá, es objeto de debate la conveniencia de extender los requisitos, es decir, de especificar que el punto de turbiedad debiera ser igual o inferior al punto de fluidez para temperaturas de -40ºC o más bajas aún. El modelo térmico adoptado por ANSI C57.92 "Guía de carga para transformadores de potencia inmersos en aceite mineral", difiere del modelo adoptado por IREQ que incluye las variaciones de la viscosidad para temperaturas tan bajas como -40ºC y las variaciones de la carga térmica como resultado del cambio de resistividad del cobre y de las pérdidas adicionales en los devanados. La guía de carga IEEE C57.92 presenta tablas indicando el acortamiento de vida del transformador, que están limitadas intencionalmente para una temperatura ambiente de 0ºC, por las razones antes indicadas, es decir, variación de la viscosidad y resistividad. El modelo propuesto por IREQ representa el comportamiento de los transformadores de potencia funcionando a temperaturas ambientes bajas y resulta de utilidad para definir la capacidad de sobrecarga para climas muy fríos. El modelo de la guía de carga IEC 354 para calcular la temperatura final del punto caliente, para la refrigeración ON y OF, considera que las variaciones de la viscosidad con la temperatura se opone al efecto de variación de la resistencia óhmica del conductor, es decir, que tales efectos se anulan.
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ALTA TENSION 2014 Para la refrigeración OD considera que la variación de la viscosidad del aceite con la temperatura es despreciable. El efecto de variación de la resistencia óhmica debe ser considerado mediante un coeficiente de corrección.
PRUEBAS AL ACEITE DEL TRANSFORMADOR El aceite de los transformadores se somete por lo general a pruebas de rigidez dieléctrica, prueba de pérdidas dieléctricas y eventualmente análisis químico. Cuando se trata de pruebas de campo, la condición del aceite se puede determinar por dos pruebas relativamente simples. Una que compra el color de una muestra de aceite del transformador bajo prueba, con un conjunto o panel decolores de referencia que dan un indicación de la emulsificación que puede tener lugar. El r ecipiente en que se toma la muestra debe enjuagar primero con el propio aceite de la muestra ya debe ser tomado de la parte inferior del transformador de la válvula de drenaje. Cuando se usa un probador de color, al muestra de aceite se debe colocar en tubo de vidrio transparente que se introduce en una parte del probador diseñada ahora tal fin. Se tiene un pequeño disco que gira y que tiene distintos colores de referencia, cuando el color le disco es similar al de la muestra, aparece la designación numérica del color de la muestra de aceite. De hecho esta prueba sirve para verificar el grado de oxidación de la aceite y debe marcar 0.5 para aceites nuevos y 5 máximo para aceites usados. En el rango de color amarillo, naranja y rojo indican que el transformador puede tener daños severos.
PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE. La prueba se realiza en un recipiente especial denominado probador de rigidez dieléctrica del aceite´. En este caso, la muestra de aceite también se toma de la parte inferior del transformador, por medio de la llamada válvula de drenaje y se vacía en un recipiente denominado ³copa estándar´ que puede ser de porcelana o de vidrio y que tiene una capacidad del orden de ½ litro. En ocasiones el aceite se toma en un recipiente de vidrio y después se vacía a la copa estándar que tiene dos electrodos que pueden ser planos o esféricos y cuyo diámetro y separación está normalizada de acuerdo al tipo de prueba. El voltaje aplicado entre electrodos se hace por medio de un transformador regulador integrado al propio aparato probador. Después de llenada la copa estándar se debe esperar alrededor de 20minutos para permitir que se eliminen las burbujas de aire del aceite antes de aplicar el voltaje; el voltaje se aplica energizando el aparato por medio de un switch que previamente se ha conectado ya un contacto o fuente de alimentación común y corriente. El voltaje se eleva gradualmente por medio de la perilla o manija del regulador de voltaje, la tensión o voltaje se ruptura se mide por medio de un voltímetro graduado en kilovolts.
Existen de cuerdo distintos criterios de prueba, pero en general se puede afirmar que se pueden aplicar seis rupturas dieléctricas con intervalos de 10 minutos., el primero no se toma en cuenta, y el promedio de las otras cinco se toma como la tensión de ruptura o rigidez dieléctrica. Normalmente la rigidez dieléctrica en los aceites aislantes se debe comportar en la forma siguiente:
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ALTA TENSION 2014 ACEITES DIELECTRICOS EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA DE 10-30 kV
Se entiende que el aceite dieléctrico es un componente de suma importancia para la correcta operación del transformador, debido a sus propiedades de movilidad y de absorción de calor, remueve el calor que generan las bobinas y el núcleo magnético, para luego disiparlo al exterior, controlando así la temperatura de operación del trafo. Las funciones principales del aceite dieléctrico de los transformadores son la de refrigerar y aislar. Debe evitarse poner en contacto al aceite y el oxígeno atmosférico ya que es el encargado principal de su envejecimiento al combinarse con este. Existen dos grandes grupos de análisis de aceite de los transformadores según el objetivo que se persiga, estos pueden ser: a) Para determinar el estado de funcionamiento del transformador. Análisis de gases disueltos por cromatografía gaseosa. Análisis de compuestos furánicos. Contenido de metales. b) Para determinar el estado del aceite aislante. Contenido de humedad en el aceite. Contenido de humedad en sólidos. Índice de neutralización (acidez). Tensión interfacial. Tangente delta a 90°. Rigidez dieléctrica. Contenido de inhibidor de oxidación.
Análisis de contenido residual de P CB’S.
Contenido de compuestos polares. Contenido de lodos precipitables. Resistividad volumétrica a 90°. Determinación del color. Viscosidad. Densidad. Azufre corrosivo. Punto de inflamación. Grado de polimerización.
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ALTA TENSION 2014 Rigidez dieléctrica Se llama rigidez dieléctrica a la propiedad del material aislante de oponerse a ser perforado por la corr iente eléctrica. Su valor se expresa por la relación entre la transmisión máxima que puede apreciarse sin que el aislamiento se perfore (llamado tensión de perforación) y el espesor de la muestra aislante, esto es:
] [ Donde:
. .
Existen dos normas ASTM para la tensión de ruptura del aceite aislante, la D 877 y la D 1816. El objetivo de determinar la tensión de ruptura dieléctrica es de evaluar la capacidad del aceite para soportar los esfuerzos eléctricos. La contaminación del aceite por causa de elementos como fibras del aislamiento solido, son partículas conductoras, contaminación por elementos extraños, sucios y agua, afectan la tensión de ruptura dieléctrica. La ASTM D 877 mide la tensión de ruptura dieléctrica mediante una celda de prueba que tiene dos electrodos de disco plano separados 0.10in (2.5mm). La prueba de tensión de ruptura dieléctrica se realiza de la siguiente manera: Se someten a ambos electrodos a un potencial eléctrico progresivo estable hasta que se produzca una descarga de un electrodo a otro, a través del líquido sometido a prueba. Para la prueba D 877, la tensión en los electrodos se aumenta en 3000V, cada segundo hasta que ocurre la ruptura dieléctrica. Por lo general, en esta prueba las lecturas para aceite en servicio son de 30 kV a 60 kV aproximadamente. La utilidad de la prueba ASTM D 877 es limitada, debido a que dicha prueba no es sensible a la humedad, a menos que el contenido de humedad exceda 60% el nivel de saturación. Tampoco es sensible a los productos de oxidación del aceite aislante envejecido en servicio. No obstante, los resultados obtenidos con una prueba D 877 aun tienen valor y es un instrumento válido siempre y cuando se reconozcan las limitaciones y la relativa falta de sensibilidad de la prueba. El método D 877 todavía evidenciara la presencia de algunas clases de contaminación en transformadores inmersos en aceite. Además, la prueba ofrece información útil cuando se trata de equipos, distintos a los transformadores, que típicamente presentan un mayor contenido de humedad o pueden presentar partículas metálicas, o cuando se trata de equipos inmersos en fluidos distintos.
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Tabla N°1 valores aceptables ASTM D 877 La ASTM D 1816, utiliza electrodos de disco planos según normas alemanas VDE (Verband Deustscher Electrotechniker). El método se ejecuta en una de las dos separaciones establecidas, 0.04in (1mm), ó 0.08in (2mm). Este método para determinar la tensión de ruptura dieléctrica es más sensible a la humedad y a los compuestos polares, como por ejemplo los productos de la oxidación del aceite. Este método ofrece mayor consistencia en cuanto a la sensibilidad ante la presencia de ciertas partículas, en especial, las fibras provenientes del sistema de aislamiento solido. Debido a la mayor sensibilidad, la velocidad de incremento de tensión es menor (500 V por segundo). En un principio el método se creó estrictamente para equipos con tensión primaria igual o superior a 230 kV, en los que el aceite había sido procesado al vacio y filtrado antes de su instalación. Con el correr de los años, varios laboratorios comenzaron a usar el método para evaluar el aceite en servicio de quipos de clases de tensión menores a la estipulada.
Tabla N°2 valores aceptables ASTM D 1816 Determinación del Color y aspecto visual. Con la utilización del presente procedimiento puede ser estimada durante una inspección: la condición y el color de un espécimen de prueba de aceite; puede detectarse: la turbidez, partículas del aislamiento, productos de corrosión metálica u otros materiales suspendidos no deseables y el cambio de color. Para precisar esta determinación también se puede utilizar el método ASTM D 1500. El color del espécimen de prueba se determina visualmente comparando el color de una porción de muestra contra una serie de filtros artificiales de discos de color en un colorímetro específico.
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ALTA TENSION 2014 El aspecto visual del espécimen de prueba se determina observando en una probeta no graduada contra el reflejo de la luz la turbidez, la presencia de partículas extrañas y materia suspendida.
Es adecuado utilizar un comparador de color Orbeco-Hellige N° 607-OC. Discos de color N° 620C-53 y N° 620C-54 para aceite derivado del petróleo según ASTM 1500 y números de color del 0.5-5 y 5-8. Probeta graduada de vidrio claro de 120 ml.
Observar a través de la probeta no graduada como es el aspecto del espécimen a analizar y reportar según el caso si es claro, ligeramente oscuro y/u oscuro, sin sedimentos o si son regulares o densos. Un buen aceite deberá aparecer claro y brillante mientras que si se encuentra turbio denota presencia de humedad y lodos mas sin embargo si la rigidez dieléctrica es satisfactoria la turbidez puede ser causa de la presencia de productos de oxidación, situación que eleva el número de neutralización y decrece la tensión interfacial del aceite dieléctrico.
Tabla N°3 valores aceptables ASTM D 1524
Tabla N°4 escala de colores ASTM D 1500
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CUESTIONARIO
1. ¿Qué le indica un valor de 18 kV/2.5 mm de rigidez dieléctrica del aceite? Explique teniendo en cuenta las normas. Teniendo en cuenta la norma ASTM D 877, donde los electrodos están separados 0.1 in o 2.5 mm, por lo general en esta prueba las lecturas para aceite aislante en servicio son de 30 kV a 60 kV aproximadamente. Esto quiere decir que un valor de 18 kV esta en un rango inaceptable de tensión de ruptura. Normalmente la tensión de ruptura o rigidez dieléctrica en los aceites aislantes se debe comportar en la forma siguiente: Aceites degradados y contaminados Aceites carbonizados no degradados Aceites nuevos sin desgasificar Aceites nuevos desgasificado Aceites regenerados
de 10 a 28 kV de 28 a 33 kV de 33 a 40 kV de 40 a 50 kV de 50 a 60 kV
2. Teniendo en cuenta el resultado anterior ¿Cuáles serian sus recomendaciones para tener mayor confiabilidad operativa en el transformador? Sabemos que los transformadores utilizan aceite dieléctrico para su óptima operación y que también son una de los componentes más importantes de los sistemas de potencia. La falla de un transformador implica asumir elevados costos, por ende se recomienda controlar periódicamente en el aceite: aspecto, tensión de ruptura, contenido de agua, índice de neutralización, perdidas dieléctricas con las siguientes pruebas:
Contenido de humedad en el aceite. Contenido de humedad en sólidos. Índice de neutralización (acidez). Rigidez dieléctrica. Contenido de inhibidor de oxidación.
Análisis de contenido residual de P CB’S.
Contenido de compuestos polares. Resistividad volumétrica a 90°. Determinación del color. Viscosidad. Densidad. Azufre corrosivo. Punto de inflamación. 11
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Grado de polimerización.
3. ¿Qué le indica un color Marrón oscuro del aceite dieléctrico? El color de un aceite aislante se expresa con un número obtenido por comparación con una serie de colores normalizados. Un número de color elevado como el marrón oscuro puede indicar degradación o contaminación del aceite. Además del color, el aspecto del aceite puede mostrar turbidez o sedimentos que pueden indicar la presencia de agua libre, lodos insolubles, carbón, fibras u otros contaminantes. 4. ¿Qué valor es el óptimo deseado de las pruebas del aceite para que un transformador opere en forma segura y confiable? Explique teniendo en cuenta las normas. Como se observa en las tablas 1 y 2 los valores óptimos deseado en la prueba de rigidez dieléctrica son:
Para prueba de color de la muestra de aceite para aceites nuevos el valor optimo debe marcar 0.5 y 5 como máximo para aceites usados.
5. ¿haga un esquema de la prueba de rigidez del aceite?
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6. Conclusión y recomendación. a)El aceite dieléctrico en los transformadores de potencia realiza dos grandes funciones: Primero, sirve como elemento aislante para poder soportar los altos voltajes que se generan internamente dentro del transformador. Segundo, el aceite mineral tiene la función de servir de elemento trasmisor de calor para poder disipar el calor generado por los bobinados y núcleo del transformador. b)De tal manera, el aceite debe mantener excelentes propiedades eléctricas para poder soportar la degradación térmica y la oxidación c) Hay varias razones de importantes para realizar pruebas periódicas al aceite dieléctrico: primero las pruebas indicaran las condiciones internas del transformador. Cualquier síntoma de lodo permitirá retirarlo del transformador antes de que penetre y ocasione algún daño en los bobinados y las superficies interiores del transformador, prolongando su vida útil .Otra ventaja es la reducir las salidas no programadas, si se detecta algún problema, entonces se toman las medidas que impidan las interrupciones. d)Finalmente y basado en el hecho de que el aceite se degrada de una manera predecible, las pruebas periódicas ayudarán de una manera bastante segura para poder anticipar cualquier condición negativa del aceite dieléctrico, esto permite realizar comparaciones entre tasas de decremento normales y anormales.
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Bibliografía: http://www.buenastareas.com/ensayos/Pruebas-De-Aceite-Al-Transformador/1824817.html http://www.sgs.pe/es-ES/Trade/Commodity-Trading/Oil-Gas-and-Chemicals/LaboratoryServices/Transformer-Oil-Testing.aspx http://www.asing.es/diagnostico_transformadores.php http://www.novamiron.com.ar/analisis_aceite_transformadores.html http://www.leer-mas.com/lallave/news38/info2.php
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