Métodos para interpretar la prueba de cromatografía de gases en transformadores de potencia

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(1)Departamento de Electroenergética. Métodos para interpretar la prueba de cromatografía de gases en transformadores de potencia Autores: Avilio Oscar Muñoz Ramírez Tutores: MSc.Título Leonardo delRodríguez trabajo Jiménez MSc. Título Agustíndel González Rodríguez trabajo.

(2) Este documento es Propiedad Patrimonial de la Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas, y se encuentra depositado en los fondos de la Biblioteca Universitaria “Chiqui Gómez Lubian” subordinada a la Dirección de Información Científico Técnica de la mencionada casa de altos estudios. Se autoriza su utilización bajo la licencia siguiente: Atribución- No Comercial- Compartir Igual. Para cualquier información contacte con: Dirección de Información Científico Técnica. Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas. Carretera a Camajuaní. Km 5½. Santa Clara. Villa Clara. Cuba. CP. 54 830 Teléfonos.: +53 01 42281503-1419.

(3) PENSAMIENTO Los hilos eléctricos, ¿qué son más, en su filamento central conductor, y en su envoltura protectora, que nuestros nervios? José Martí. Diccionario Martiano.

(4) AGRADECIMIENTOS A mis padres, por darme fuerzas en momentos oscuros y de incertidumbre, soy el más afortunado por tenerlos. A mi familia porque siempre están conmigo incondicionalmente, soy su fruto y continuidad. A Diana por su amor y paciencia. A mi tutor Leonardo. A mis amigos A la Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas y a su claustro de profesores que me apoyaron y contribuyeron en mi formación..

(5) TAREAS TÉCNICAS . Realización de un estudio sobre las características del aislamiento líquido en los transformadores de potencia.. . Familiarización con las técnicas más utilizadas para el análisis de gases disueltos (DGA) en transformadores de potencia.. . Caracterización de los métodos que existen para interpretar los resultados de la cromatografía de gases: a partir de las concentraciones de cada gas o por las relaciones entre gases.. . Elaboración de un informe donde se plasmen los resultados significativos de los métodos analizados..

(6) RESUMEN. RESUMEN La sociedad moderna reclama suministros cada vez más confiables y calidad de la energía eléctrica que se consume; en ello tienen especial responsabilidad los transformadores de potencia, por lo que un fallo de estos pudiese ocasionar consecuencias nefastas e irremediables, tanto en los sistemas eléctricos como en los centros de consumo. La presente investigación pretende brindar las herramientas necesarias para implementar un programa de mantenimiento preventivo y predictivo, con carácter periódico, a transformadores de potencia sumergidos en aceite. En la base investigativa del proyecto se precisan aspectos de los transformadores de potencia, como las clasificaciones, componentes principales, fallas incipientes más comunes y el sistema de aislamiento, fundamental en el período de vida útil del transformador. Se exponen las bases teóricas para el análisis de gases disueltos en el aceite aislante de los transformadores de potencia, mediante la prueba de Cromatografía de Gases, conjuntamente con los componentes principales de un cromatógrafo, y los métodos de interpretación del análisis cromatográfico. Además, se aplicaron los procedimientos para interpretar las pruebas de cromatografía de gases de cinco muestras de aceite de transformadores de potencia dañados, usando los métodos de Relaciones de Doernenburg, Relaciones de Rogers y Triángulo de Duval. Además se realiza una comparación entre los métodos empleados y en consecuencia el Triángulo de Duval se muestra más acertado, y siempre ofrece un diagnóstico, mientras que Doernenburg y Roger son ineficientes cuando las concentraciones de los gases no exceden los límites establecidos. Palabras Claves: Transformador de potencia, diagnóstico, Cromatografía de Gases, Doernenburg, Rogers, Duval..

(7) ÍNDICE. ÍNDICE. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 1 CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES. ......... 4 1.1 Clasificación de los transformadores ............................................................................. 5 1.2 Componentes del transformador de potencia ................................................................ 9 1.3 Sistema de Aislamiento ............................................................................................... 12 1.3.1 Degradación del sistema aislante ......................................................................... 13 1.4 Mantenimiento ............................................................................................................. 14 1.4.1 Mantenimiento correctivo ...................................................................................... 15 1.4.2 Mantenimiento preventivo ..................................................................................... 16 1.4.3 Mantenimiento predictivo ...................................................................................... 16 1.5 Principales fallas incipientes en el transformador ........................................................ 18 1.5.1 Efecto corona........................................................................................................ 19 1.5.2 Pirólisis del aceite.................................................................................................. 19 1.5.3 Descargas parciales ............................................................................................. 20 1.5.4 Punto caliente ....................................................................................................... 20 1.5.5 Pirólisis de la celulosa ........................................................................................... 21 1.6 Consideraciones finales del capítulo ........................................................................... 21 CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR. ............................................................................................................ 23 2.1 Cromatografía de gases .............................................................................................. 23 2.2 Componentes de un cromatógrafo .............................................................................. 24 2.2.1 Fase móvil ............................................................................................................ 25 2.2.2 Fase estacionaria.................................................................................................. 25 2.2.3 Columna cromatográfica ....................................................................................... 25 2.2.4 Horno .................................................................................................................... 26 2.2.5 Detectores ............................................................................................................ 26.

(8) ÍNDICE. 2.3 Cromatograma ............................................................................................................ 27 2.4 Normas relacionadas al análisis de gases disueltos en el aceite. ................................ 28 2.4.1 Norma IEEE 57.104 .............................................................................................. 29 2.4.2 Norma IEC 60599 ................................................................................................. 29 2.5 Métodos de interpretación del análisis cromatográfico ................................................ 31 2.5.1 Relaciones de Doernenburg ................................................................................. 32 2.5.2 Relaciones de Rogers ........................................................................................... 34 2.5.3 Triángulo de Duval ................................................................................................ 35 2.5.4 Método del Gas Clave .......................................................................................... 39 2.6 Consideraciones finales del capítulo ........................................................................... 41 CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES. ..................................................................................... 42 3.1 Descripción de las etapas ........................................................................................... 42 3.2 Interpretación de resultados y diagnósticos. ................................................................ 46 3.3 Análisis comparativo de los métodos de diagnóstico. .................................................. 61 3.4 Consideraciones finales del capítulo. .......................................................................... 61 CONCLUSIONES ................................................................................................................. 62 RECOMENDACIONES ......................................................................................................... 63 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................................... 64 ANEXOS............................................................................................................................... 66 Anexo #1. Hoja de informe de diagnóstico ........................................................................ 66 Anexo #2 .Guía rápida de diagnóstico ............................................................................... 68 Anexo #3. Control del historial de análisis de gases disueltos. .......................................... 69.

(9) INTRODUCCIÓN. INTRODUCCIÓN Los transformadores de potencia constituyen partes vitales dentro del funcionamiento de una subestación eléctrica. Su función principal es modificar los parámetros de la energía eléctrica variando su valor de tensión y corriente eléctrica. Durante su vida útil, los transformadores se ven expuestos a diferentes fenómenos que alteran su funcionamiento como pueden ser: descargas eléctricas, corrosión ambiental, altas temperaturas y esfuerzos eléctricos, díganse de gran magnitud y pequeña duración o de pequeña magnitud y de larga duración. Todos estos fenómenos afectan en menor o mayor medida el funcionamiento del transformador provocando fallas o salidas de servicio de los mismos. Para evitar este deterioro, el transformador cuenta con un sistema aislante que provee una barrera dieléctrica capaz de soportar las diferencias de potencial a que están sujetos sus componentes y así mantener el flujo de corriente principal por una trayectoria determinada, evitando trayectorias no deseadas (cortocircuitos). El aceite aislante funciona además como refrigerante, y brinda gran información sobre el estado de funcionamiento del equipo. Con el deterioro de este se forman gases que se van diluyendo en el aceite y que constituyen una clara señal de averías ya existentes o que pudiesen manifestarse. De forma periódica, se hace necesario determinar las condiciones en que se encuentra el aceite aislante perteneciente al sistema de aislamiento mediante un plan de mantenimiento predictivo y preventivo. Existen diversas pruebas con el objetivo de predecir fallas incipientes en el transformador, para las cuales dicho equipamiento no se muestra sensible, ya sea por la severidad de la misma o por el rigor de trabajo al cual se haya sometido el transformador. Una de las pruebas reconocidas internacionalmente como método efectivo, es el análisis de la prueba de cromatografía de gases (DGA, por sus siglas en inglés) al aceite aislante, la misma posibilita monitorear el estado en que se encuentra el equipo sin necesidad de sacarlo de operación. Esta prueba consiste en la realización de análisis periódicos sobre el aceite del transformador para determinar la concentración de un conjunto de gases que se generan en él; además permite monitorear el estado en que se encuentra el equipo sin necesidad de sacarlo de operación. La distribución de estos gases puede estar relacionada con un tipo de avería o falla y la tasa de generación del gas puede indicar su severidad..

(10) INTRODUCCIÓN. Teniendo en cuenta las diferentes sustancias que componen los gases disueltos en el aceite del transformador y su repercusión en el funcionamiento del mismo se establece como problema científico de este trabajo de investigación el siguiente: ¿Cómo establecer la condición de operación en transformadores de potencia a partir de la prueba de cromatografía de gases? Teniendo en cuenta la situación problemática, se trazó como objetivo general: Aplicar los métodos de interpretación del análisis de gases disueltos para establecer la condición de operación en trasformadores de potencia. Derivándose de este, los objetivos específicos siguientes: 1. Establecer los referentes teóricos acerca de los transformadores de potencia. 2. Describir los métodos para la interpretación de la cromatografía de gases disueltos en el aceite del transformador de potencia. 3. Diagnosticar el estado del trasformador a partir de la cromatografía de gases. Posibles impactos y aportes: Con este trabajo se pretende establecer las herramientas, teóricas y prácticas, necesarias para que el personal de mantenimiento de subestaciones eléctricas pueda realizar una interpretación adecuada de los reportes de análisis cromatográfico realizado al aceite dieléctrico de transformadores. Además, se pretende que el personal encargado sea capaz de supervisar y diagnosticar el estado de funcionamiento de los transformadores, identificando claramente el desarrollo de fallas incipientes. Con esto se evita la generación de una avería mayor que lleve a la salida de funcionamiento del equipo. Una vez que se analicen e interpreten los resultados contenidos en las pruebas de la cromatografía de gases es posible establecer un plan de mantenimiento preventivo para prevenir futuras fallas en los trasformadores de potencia y alargar la vida útil de los mismos. Aplicabilidad: . Proveer un recurso poco invasivo para determinar si existe o no la condición de una falla incipiente en el trasformador.. . Prevenir una interrupción inesperada a partir de la interpretación de los resultados de la cromatografía de gases en el transformador.. . Reducir el riesgo al transformador, y sobre todo, al personal que se encuentra monitorizando el mismo a partir de un plan mantenimiento concebido.. Métodos: Para el desarrollo de la investigación se emplearon los métodos de nivel teórico: históricológico, analítico-sintético, inductivo–deductivo y abstracto-concreto. Además, también se utilizaron métodos de nivel empírico como: la observación, la entrevista y el criterio de especialistas..

(11) INTRODUCCIÓN. El trabajo de investigación está estructurado por: introducción, tres capítulos de desarrollo, conclusiones, recomendaciones, referencias bibliográficas y anexos. Para ello se utilizará la plantilla estipulada para organizar los contenidos. Primeramente en la introducción se dejará definida la importancia, la actualidad y necesidad de tema que se aborda. En el primer capítulo se precisan los referentes teóricos acerca de los transformadores de potencia. En el segundo capítulo se exponen las bases teóricas para el análisis de gases disueltos en el aceite aislante de los transformadores de potencia. En el tercer capítulo se aplican los métodos para la interpretación de la Cromatografía de Gases. Finalmente se presentan las conclusiones recomendaciones para trabajos futuros.. de. la. investigación. realizada. y. las.

(12) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. CAPÍTULO 1. REFERENTES TRANSFORMADORES.. TEÓRICOS. ACERCA. DE. LOS. Con la evolución de la sociedad la demanda eléctrica ha aumentado vertiginosamente, por lo cual la industria eléctrica ve necesario elevar la tensión en los centros de generación para llevar a cabo la transmisión de energía y reducirla al llegar a los centros de consumo. El dispositivo idóneo para realizar esta tarea es el transformador, un dispositivo eléctrico capaz de transferir y convertir la energía eléctrica de uno o más circuitos, variando los niveles de tensión y corriente sin alterar la frecuencia. Está constituido por dos o más bobinas de alambre, aisladas entre sí eléctricamente y enrolladas alrededor de un mismo núcleo de material ferromagnético. La configuración básica del núcleo y los devanados de un transformador se muestra en la figura 1.1, en uno de los lados del núcleo se enrolla un devanado que recibe la energía y que se denomina primario (P) o de entrada, y en el opuesto, otro devanado que se denomina secundario (S), el cual puede o no presentar el mismo número de espiras que P. Su principio de funcionamiento se basa en el fenómeno de inducción electromagnética presente en sus bobinas. En la mayoría de los transformadores, los devanados de las bobinas se sitúan uno encima del otro, para conseguir mejorar el acoplamiento. La presencia de un acoplamiento débil disminuye el flujo Φm1 y reduce la tensión por secundario (E2); sin embargo, al acercar las dos bobinas se logra aumentar el flujo Φm1 que contribuye con el aumento de la tensión E2.. Figura 1.1. Transformador elemental. Dónde: Eg: fuente de alimentación de corriente alterna [V].

(13) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. E1: Tensión por primario [V] E2: Tensión por secundario [V] Im: Corriente de excitación [A] Φm1: Flujo de magnetización [Wb] Φf1: flujo de dispersión primario [Wb] Φf2: flujo de dispersión secundario [Wb] Bobinas con N número de vueltas o espiras.. 1.1 Clasificación de los transformadores Las formas en las que puede ser utilizado un transformador determinan las diferentes clasificaciones a las que puede estar sujeto, generalmente, en dependencia de su operación, construcción y aplicación. Se pueden fabricar transformadores monofásicos para formar un banco trifásico o pueden ser trifásicos en una sola unidad. También, pueden ser clasificados de acuerdo al medio ambiente en el que operan, por su capacidad o por la conexión de sus devanados. El transformador de potencia de acuerdo a su operatividad se caracteriza por tener una capacidad mayor a 500 KVA. Según [1], se muestran a continuación las clasificaciones a tener en cuenta referente a dichos transformadores: . Por la operación. . Por el número de fases. . Por su utilización. . Por la construcción o forma del núcleo. . En función de las condiciones de servicio. . En función a su instalación. . Tipo de enfriamiento. . Por su capacidad. . Por su aplicación. . Por la preservación del aceite. Por la operación: Se refiere a la energía o potencia modificada del sistema eléctrico. . Transformador de distribución: Tiene capacidad desde 5 hasta 500 kVA (monofásico y/o trifásico). . Transformador de potencia: Tiene capacidades mayores de 500 kVA..

(14) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. Por el número de fases: De acuerdo a las características del sistema al que se conectará. . Monofásico: Transformadores de potencia o distribución que son conectados a una línea (fase) y neutro (tierra). Tienen un solo devanado de alta tensión y uno de baja tensión. La simbología utilizada es 1Φ.. . Trifásico: Transformadores de potencia o distribución que son conectados a tres líneas (fases) y pueden estar o no conectados a un neutro común (tierra). Tienen tres devanados de alta tensión y tres de baja tensión. La simbología utilizada es 3Φ.. Por su utilización: De acuerdo a la función que cumplen dentro del sistema. . Transformadores para generación: Transformadores de potencia que se conectan a la salida del generador. Proporcionan la energía a la línea de transmisión.. . Transformadores de subestación: Transformadores de potencia que se conectan al final de la línea de transmisión para lograr reducir la tensión a nivel de subestación.. . Transformadores de distribución: Reduce la tensión de subtransmisión que llega a las zonas de consumo.. . Transformadores especiales: Son transformadores de potencia diseñados para aplicaciones no incluidas en las anteriores y que pueden ser: reguladoras de tensión, transformadores para rectificador, transformadores para horno de arco eléctrico, etc.. . Transformadores de instrumentación Son transformadores de potencial y transformadores de corriente. Se utilizan en la medición, la protección y en el control.. Por la construcción o forma del núcleo: De acuerdo con la posición que existe entre la colocación de las bobinas y el núcleo. . Núcleo acorazado: También se conoce como tipo “Shell”; el núcleo se encuentra cubriendo los devanados de baja y alta tensión, como se muestra en la figura 1.2.. Figura 1.2. Núcleo tipo acorazado o Shell..

(15) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. . Núcleo no acorazado: Conocido además como tipo columna o “Core”. Las bobinas abarcan una parte considerable del circuito magnético, como se muestra en la figura 1.3.. Figura 1.3. Núcleo tipo columna o Core.. En función de las condiciones de servicio: . Para uso interior.. . Para uso a la intemperie.. El diseño de la subestación determina el tipo de equipos que deben utilizarse. En el caso de transformadores de gran capacidad, en su mayoría todos son del tipo intemperie; mientras que los tipos caverna, utilizados en instalaciones subterráneas, son de gran capacidad y prácticamente iguales a los instalados a la intemperie. Por el tipo de enfriamiento: La selección del método de enfriamiento de un transformador es muy importante, ya que la disipación del calor influye mucho en su tiempo de vida y capacidad de carga, así como, en el área de su instalación y su costo. De acuerdo a [2] se han normalizado y definido algunos métodos básicos de enfriamiento, como son: La designación de la IEEE comprende las clasificaciones siguientes: Para transformadores sumergidos en el aceite aislante: . OA (enfriamiento natural): El aceite aislante circula por convección natural dentro de un tanque que tiene paredes lisas o corrugadas, o bien, provisto con tubos radiadores. Se adopta para transformadores de más de 50 kVA con voltajes superiores a 15 kV..

(16) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. . OA/FA (enfriamiento propio y enfriamiento por aire forzado): Constituye básicamente un transformador de tipo OA, pero con la adición de ventiladores para aumentar la capacidad de disipación de calor en las superficies de enfriamiento.. . OA/FOA/FOA (enfriamiento propio/con aceite forzado-aire forzado/con aceite forzado/aire forzado): El objetivo de este tipo de enfriamiento es incrementar el régimen de carga del transformador tipo OA mediante el empleo combinado de bombas y ventiladores.. El aumento de capacidad se realiza en dos pasos [3]: 1. Se utilizan la mitad de los radiadores y la mitad de las bombas para lograr aumentar en 1.33 veces la capacidad del tipo OA. 2. Se hacen trabajar la totalidad de los radiadores y bombas para aumentar 1.667 veces la capacidad del tipo OA. Se fabrican con capacidades de 10000 kVA monofásicos y 15000 kVA trifásicos. . FOA (enfriamiento por aceite forzado y de aire forzado): Estos transformadores pueden absorber cualquier carga pico a plena capacidad, ya que se utilizan con los ventiladores y las bombas de aceite trabajando simultáneamente.. . OW (enfriamiento por agua): El agua es conducida por serpentines, los cuales están en contacto con el aceite aislante del transformador y se drena por gravedad o por medio de una bomba independiente. El aceite circula alrededor de los serpentines por convección natural.. . FOW (enfriamiento de aceite forzado y con enfriadores de agua forzada): Este tipo de transformadores es prácticamente igual al tipo FO, sólo que el cambiador de calor es del tipo agua- aceite y se hace el enfriamiento por agua sin tener ventiladores.. Para transformadores secos: Este tipo de transformador se utiliza generalmente en sistemas de distribución de baja tensión donde parte de la carga tiene un voltaje diferente al suministrado por la distribución general. Pueden ser sistemas de iluminación, aire acondicionado, equipos médicos, etc. . AA (enfriamiento propio): No contienen aceite ni otros líquidos para su enfriamiento. El aire es el medio aislante que rodea el núcleo y las bobinas. Por lo general, se fabrican con capacidades inferiores a 2000 kVA y voltajes menores de 15 kV.. . AFA (enfriamiento por aire forzado): Se emplean para aumentar la potencia disponible de los transformadores tipo AA y su capacidad se basa en la posibilidad de disipación de calor que brinden los ventiladores o sopladores.. . AA/FA (enfriamiento natural y con enfriamiento por aire forzado): Básicamente es un transformador tipo AA al que se le adicionan ventiladores con el objetivo de aumentar su capacidad de disipación de calor..

(17) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. Existe otra designación dada por la IEC atendiendo al sistema de refrigeración. Los equipos de este tipo recogen el aceite caliente de la parte alta del tanque (mayor temperatura) y lo retornan a la parte baja del tanque (menor temperatura). La gestión de la refrigeración puede ser vista como dos circuitos térmicos independientes de aceite. Un circuito interno que transfiere las pérdidas de energía que se producen en la superficie de los enrollados hacia el aceite y un segundo circuito que evacúa esa energía desde el aceite hacia el exterior a través del tanque y este a su vez hacia el exterior a través del aire. Atendiendo a estas técnicas de refrigeración y combinación de las mismas se establecen los tipos de refrigeración siguientes [4]: . ONAN (aceite natural – aire natural). . ONAF (aceite natural – aire forzado). . OFAN (aceite forzado – aire natural). . OFAF (aceite forzado – aire forzado). . OFWF (aceite forzado – agua forzado). Por su aplicación: De acuerdo con su aplicación en los sistemas eléctricos, se clasifican en los siguientes tipos: . Elevadores.. . Reductores. . Para instrumentos.. . Reguladores.. Por la preservación del aceite: De acuerdo con el sistema que se utiliza para la preservación del aceite, se tienen los siguientes tipos: . Con tanque conservador: Los transformadores con tanque conservador, utilizan diferentes métodos para preservar las propiedades del aceite, aislándolo del medio ambiente y regulando la presión de salida de los gases.. . Sin tanque conservador: Estos equipos no cuentan con tanque conservador, pero utilizan métodos de respiración a través de silica gel o sellado con aire o nitrógeno para la preservación del aceite.. 1.2 Componentes del transformador de potencia Los transformadores están integrados por distintos componentes que cumplen con una función en particular. Estos se pueden ubicar en cuatro grandes grupos, que son: . Circuito magnético.

(18) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. . Circuito eléctrico. . Tanque junto con accesorios. . Sistema de aislamiento. En cuanto a los accesorios, se clasifican en aquellos que indican condiciones de operación y elementos de protección. La Figura 1.4 muestra un transformador de potencia con sus principales componentes y accesorios.. Figura 1.4. Elementos de un transformador de potencia.. A. Boquillas de alta tensión. B. Boquillas de baja tensión. C. Tanque conservador. D. Válvula de muestreo de aceite.. E. Relevador Buchholz. F. Tanque. G. Ventiladores. H. Radiadores.. Circuito magnético (núcleo) El núcleo está formado por láminas de acero al silicio de grano orientado y una alta permeabilidad magnética, la cual facilita la trayectoria del flujo magnético, presentando una baja reluctancia. En esencia, su función es conducir el flujo magnético, facilitando la concatenación magnética de los circuitos eléctricos del transformador. Circuito eléctrico (devanados) El circuito eléctrico está formado por bobinas conectadas en serie o en paralelo (devanados), en dependencia del nivel de tensión de operación o de la corriente requerida. Dichas bobinas están aisladas entre si y se fabrican de material conductor (cobre o aluminio). El transformador tiene un devanado primario que está conectado a la fuente de energía y un.

(19) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. devanado secundario conectado a la carga; la función del primario es crear un flujo magnético capaz de inducir en el secundario una fuerza electromotriz. De esta forma se transfiere la energía eléctrica del primario al secundario lo cual se denomina principio de inducción magnética. Tanques y accesorios Los transformadores deben construirse con un tanque hermético, con el objetivo de preservar en buen estado el aceite aislante y brindar protección a las zonas energizadas del transformador. Además, se utiliza como estructura de montaje para los accesorios y el equipo de control. Según [2], los accesorios requeridos para un transformador son: . Indicador magnético de nivel de aceite.. . Válvula de sobrepresión.. . Válvula de alivio.. . Relevador de presión súbita.. . Indicador de temperatura del aceite.. . Indicador de temperatura del devanado.. . Indicador de la temperatura máxima de operación (hot spot).. . Indicadores y registradores de temperatura remotos.. . Gabinete de control o centralizador.. . Transformadores de corriente.. . Cambiador de derivaciones.. . Relevador de flujo.. . Sistemas de preservación del aceite.. . Bombas e indicadores de flujo.. . Placa de datos.. . Empaques.. . Punto de conexión a tierra.. . Pintura.. Para el caso de transformadores de potencia se debe incluir: . Termómetros de contacto y sin contacto de alarma.. . Niveles de aceite con contacto y sin contacto de alarma.. . Relevador Buchholz..

(20) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. . Ventiladores.Sistema de aislamiento.. La función principal del sistema de aislamiento dentro del transformador es: . Aislamiento térmico: disipa el calor generado en el transcurso de la operación de la unidad.. . Aislamiento eléctrico: actúa como medio dieléctrico para prevenir la formación de arcos entre dos conductores con alta diferencia de potencial.. El sistema de aislamiento del transformador se puede dividir en sistema de aislamiento sólido y líquido. A continuación de se verán las principales características que tienen que cumplir los materiales aislantes que lo conforman.. 1.3 Sistema de Aislamiento Un estado adecuado del sistema de aislamiento garantiza en gran medida el buen funcionamiento y vida útil de un transformador, debido a que, en su gran mayoría, las fallas en los transformadores son responsabilidad de dicho aislamiento y, además, del deterioro de sus componentes. El sistema de aislamiento se encarga de aislar los devanados del transformador entre ellos y a tierra, además de las partes cercanas que conforman su estructura. La función principal que realiza el aislamiento es la de crear una barrera dieléctrica capaz de soportar las diferencias de potencial a las que es sometido el equipo. Entre los aislamientos sólidos más difundidos y utilizados se encuentran: madera (papel kraft, papel manila, cartón prensado, cinchos de papel, etc.), barnices, fibra vulcanizada, porcelanas, baquelita, plásticos y recubrimientos de polvo epóxico. Estos aislamientos solidos deben cumplir las funciones siguientes: . Cualidad para soportar las tensiones relativamente altas encontradas en servicio normal (esfuerzos dieléctricos).. . Cualidad para soportar esfuerzos mecánicos y térmicos, los cuales acompañan a un cortocircuito.. . Cualidad para prevenir excesivas acumulaciones de calor (transmisión de calor).. Entre los aislamientos líquidos más utilizados se pueden encontrar: los aceites aislantes minerales, los compuestos de silicón y los líquidos askareles (estos últimos están fuera de uso debido al alto poder tóxico que poseen). Los compuestos de silicón presentan gran estabilidad eléctrica y térmica, no representan riesgo alguno a la hora de manipularlos, pero su costo es considerable en comparación con los aceites minerales, que son más utilizados debido a que proporcionan resistencia dieléctrica entre los componentes del transformador y disipan el calor actuando como refrigerante. Entre los factores que con más frecuencia afectan la vida útil del sistema de aislamiento, destacan las altas temperaturas, la presencia de humedad y los campos eléctricos intensos..

(21) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. De hecho, lo que sucede realmente con los aislamientos, es que éstos intervienen en reacciones químicas propiciadas y aceleradas por los factores mencionados. Otros factores que afectan la vida de los aislamientos son las sobretensiones transitorias originadas por las maniobras y las descargas atmosféricas. Para que el aceite aislante del transformador cumpla con su función de aislante dieléctrico y refrigerante, debe contar con diferentes propiedades como: una rigidez dieléctrica suficientemente alta para resistir las demandas eléctricas que se presentan mientras se brinda servicio, una viscosidad adecuada para asegurar la circulación convectiva y facilitar la transferencia de calor, un punto de escurrimiento bajo que asegure la fluidez del aceite a bajas temperaturas, una buena estabilidad química, física y de preferencia, un bajo costo. La materia prima para fabricar aceites aislantes se basa en hidrocarburos parafínicos, nafténicos y aromáticos. Además, están presentes en concentraciones muy bajas compuestos de azufre, nitrógeno y oxígeno (compuestos polares) que proporcionan al aceite su inestabilidad a la oxidación. Los procesos para la obtención de aceites aislantes se han desarrollado para eliminar de las materias primas los componentes indeseables y conservar los deseables. Existen dos tipos de aceites aislantes: . Aceites artificiales (askareles): Compuestos sintéticos no flameables, que una vez descompuestos por arco eléctrico, solamente producen mezclas gaseosas no flameables y tratar de recuperar su calidad no sería nada económico. Son muy estables y difíciles de destruir, pero a su vez, son contaminantes ambientales y tóxicos. Los más comunes son el tricloro difenil, pentacloro difenil y triclorobenceno. Su problema fundamental al estar en operación es el agua, debido a que solo una pequeña porción se disuelve en el aceite y el resto flota sobre la superficie, ocasionando la rápida disminución de su resistencia dieléctrica. Un arco eléctrico severo reduce también la resistencia dieléctrica de los askareles produciendo su descomposición.. . Aceites derivados del petróleo: Dentro de ellos se encuentran los de base nafténica, que en general son de importación y tienen un bajo punto de congelación, ideales para utilizarlos en lugares donde la temperatura ambiente es muy baja; y los de base parafínica. Como derivados del petróleo, contienen azufre y compuestos de azufre, variando desde 1 hasta 20%, en dependencia de su origen. Estos compuestos de azufre influyen en las propiedades de los aceites y exigen que se realicen tratamientos en el proceso del crudo; ya que para evitar la corrosión del cobre (principal material utilizado en la construcción del equipo dieléctrico) se requiere la ausencia de dichos compuestos de azufre.. 1.3.1 Degradación del sistema aislante El aceite aislante se deteriora gradualmente por la absorción de la humedad del aire y de partículas extrañas que entran en el mismo, teniendo como principal efecto la oxidación. Esta.

(22) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. oxidación se acelera por el aumento de la temperatura del transformador y por el contacto con metales tales como el cobre, hierro, etc. Además de lo anterior, el aceite sufre una serie de reacciones químicas tales como la descomposición y la polimerización, que producen partículas que no se disuelven en él y que se precipitan en el núcleo y los enrollados. Estos sedimentos no afectan directamente la rigidez dieléctrica, pero los depósitos que se forman sobre los devanados impiden su normal refrigeración. Con el transcurso del tiempo, la oxidación provoca que el aceite empeore en cuanto a sus características aislantes y refrigerantes hasta llegar a su degradación total. El deterioro del sistema de aislamiento no solo se refiere a la degradación de la parte líquida. Se conoce que la vida de servicio del papel aislante depende de la estabilidad del aceite, por tanto, al afectarse las características del aceite aislante el papel también sufre alteraciones en su composición, acelerando la degradación de las fibras de la celulosa. Todo lo anterior, provoca la generación de diferentes tipos de gases, los cuales se convertirán en evidencia de que existe una o más fallas en el transformador. Debido a que, es muy difícil evitar la degradación del sistema aislante, se hace necesaria la importancia de vigilar su estado con la programación de mantenimientos en el transformador para una rápida detección y solución de las fallas que puedan presentarse, aun cuando estas se encuentren en estado incipiente.. 1.4 Mantenimiento La adquisición de transformadores requiere de una elevada inversión inicial, por lo que se necesita contar con las precauciones para hacer su vida útil más duradera. La vida útil del transformador se ve afectada por diferentes estados de cargabilidad, además de fenómenos naturales como descargas eléctricas, corrosión ambiental y fallas propias de operación que influyen inevitablemente en el grado de envejecimiento de los aislantes. De acuerdo a [5] la edad media para los transformadores es de 25 a 30 años. En la figura 1.5 se muestra la curva típica de vida-muerte de un transformador; en la cual se destacan tres etapas. Primeramente, en la que sufre de fallas inminentes; luego pasa al período de vida útil (estabilidad) y finalmente, llega a un período de envejecimiento donde el equipo será vulnerable a diversas fallas.. Figura 1.5.‐ Curva de vida‐muerte típica de un Transformador..

(23) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. De lo anterior se evidencia, el por qué implementar un programa de mantenimiento sobre el transformador en la búsqueda de garantizar la confiabilidad y continuidad del servicio eléctrico. Refiérase a un mantenimiento predictivo y preventivo con carácter sistemático que debe realizar la empresa eléctrica, y que implica reparación, reemplazo de piezas e identificación de posibles condiciones de operación crítica. El análisis de fallas en transformadores, históricamente ha arrojado que las operaciones de mantenimiento deben estar orientadas a mejorar el aislamiento. Estas operaciones deben realizarse en lapsos regulares de tiempo con vista a predecir fallas incipientes en el transformador y teniendo en cuenta la dependencia vida útil del equipo – estado del aislamiento. Las pruebas que exige el mantenimiento, económicamente no son comparables con la reparación o salida de servicio del transformador. En los sistemas de potencia es primordial llevar a cabo el mantenimiento a cada equipo en el menor tiempo posible (para lograr una interrupción breve) y realizarlo de forma programada. A partir de los resultados que se obtienen en las pruebas que se realizan al equipo, el personal responsable del mantenimiento tiene los argumentos suficientes para tomar la decisión de energizar o retirar de servicio un equipo que requiera mantenimiento. El mantenimiento debe considerar los siguientes aspectos: . Archivo histórico, análisis de resultados y tendencias obtenidas en inspecciones y pruebas.. . Condiciones operativas del equipo.. . Recomendaciones de los fabricantes.. . Determinar actividades con prioridad de mantenimiento para cada equipo en particular.. . Contar con personal especializado.. . Establecer métodos para su control.. Los tipos de mantenimientos aplicables al transformador son los siguientes: . Mantenimiento correctivo. . Mantenimiento preventivo. . Mantenimiento predictivo. 1.4.1 Mantenimiento correctivo Solo se actuará luego de que se presente una falla potencial en los equipos de la subestación. De no ocurrir una falla, el mantenimiento no se realizará..

(24) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. Este tipo de mantenimiento da lugar a las siguientes consecuencias: . Tener fuera de servicio el equipo.. . Interrupciones en el servicio debido a cargas de trabajo no programadas.. . Grandes costos.. . El equipo sigue en funcionamiento hasta la aparición de la falla.. . Impide el diagnóstico exacto de las causas que provocaron las fallas.. 1.4.2 Mantenimiento preventivo Tiene lugar antes de que ocurra una falla y se realiza cuando el personal a cargo estime conveniente. Además, el fabricante puede estipular el momento adecuado para el mantenimiento a través de los manuales técnicos. Este mantenimiento se caracteriza por: . Seguir un programa previamente elaborado.. . Implica reparación y reemplazo de piezas.. . Contar con una fecha programada (desde el inicio hasta el final).. . Contar con e l historial de todos los equipos y posibilitar la actualización de la información técnica de los mismos.. . Poseer un presupuesto aprobado que respalde las actividades a realizar.. 1.4.3 Mantenimiento predictivo Combina las ventajas de los dos tipos de mantenimiento anteriores, lo cual garantiza el máximo tiempo de operación del equipo. Para ello es necesario aplicar técnicas de revisión y pruebas más avanzadas, así como, controles rigurosos para su planeación y ejecución. Es imprescindible contar con un historial del equipo y reportes lo más completos y confiables posible. Los mantenimientos predictivos consisten en: . Análisis Cromatográfico. . Análisis físico-químicos. . Inspección exterior. . Medición de potencia. . Medición de voltajes. . Medición de corrientes.

(25) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. La presencia de una falla en algún elemento del transformador de potencia puede ser detectada por la operación de sus propias protecciones, que son: . Protección diferencial.. . Protección Buchholz.. . Protección por sobrepresión.. . Protección por sobretemperatura.. . Protección por sobrecorriente de fase.. . Protección por sobrecorriente de neutro.. El transformador de potencia en estado de falla deberá ser sujeto a una inspección visual externa detallada, que declare las protecciones eléctricas operadas. Luego, debe pasarse a la inspección física del transformador y con ello determinar sus condiciones externas, llámense fugas de aceite, deformaciones, sobrecalentamiento en el tanque, daños en la boquilla o en algún otro accesorio externo. También se debe revisar si hubo incendios o daños a equipos aledaños. Por último, deben realizarse pruebas eléctricas para determinar el tipo de falla, ubicarlas en el transformador de acuerdo a los resultados y hacer un análisis de las mismas. Estas pruebas son: . Resistencia de aislamiento.. . Pruebas de factor de potencia a devanados.. . Pruebas de factor de potencia a boquillas.. . Prueba de relación de transformación.. . Corriente de excitación.. . Rigidez dieléctrica del aceite.. . Factor de potencia del aceite.. . Cromatografía de gases disueltos en el aceite.. A partir de los resultados que se obtienen y su interpretación, se podrá determinar si existe falla de aislamiento entre devanados o entre cualquiera de ellos a tierra, falla entre espiras, desplazamientos internos, fallas en la boquilla y contaminación de aceite aislante. De ser satisfactorios los resultados, se deberá investigar si se manifestó una operación incorrecta de las protecciones. La cromatografía de gases se utiliza como prueba rutinaria e n la detección oportuna de fallas incipientes, antes de que estas hagan operar alguna de las protecciones con las que cuenta el transformador de potencia. La frecuencia de monitoreo del aceite está regida según al plan de mantenimiento previsto por la empresa, aunque pudiera tomarse como base la concentración del total de gases combustibles (TGC) en partes por millón (ppm), tal como se indica en la Tabla 1.1..

(26) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. Tabla 1.1. Frecuencia de muestrea en función del TGC.. TGC (ppm). Frecuencia de análisis. 0 - 600. Anual. 601 - 1500. Semestral. 1501 - 2500. Bimestral. Mayor que 2501. Semanal. La concentración del total de gases combustible se determina como: TGC = H2+CH4+C2H2+C2H4+C2H6+CO. 1.5 Principales fallas incipientes en el transformador Los aislamientos siempre realizan su función de disipar la energía, incluso a expensas de su descomposición e independientemente del estado en que esté operando el transformador. Los aislamientos del transformador se descomponen en gases, en dependencia de la energía presente a su alrededor. En todos los transformadores es natural que exista durante su operación energía térmica proveniente de la disipación propia de sus partes activas y del calentamiento ambiental. Esta energía es suficiente para descomponer el aislamiento sólido y líquido lentamente. Los gases que se forman se disuelven en el aceite aislante en concentraciones con rangos normales a lo largo de la vida operativa del equipo. La salida de rango de estos gases es una muestra de un comportamiento anormal y posiblemente la generación de una falla incipiente del transformador, la cual también puede ser provocada por: . Una instalación defectuosa.. . Un escaso, nulo o erróneo mantenimiento.. . Defectos en el diseño o durante la fabricación que no fueron detectados oportunamente.. . Mala operación.. Las fallas incipientes más comunes en un transformador son: . Arqueo (arco eléctrico). . Efecto corona. . Descargas de baja energía. . Sobrecalentamiento general o puntos calientes.

(27) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. Estos fenómenos pueden presentarse individual o simultáneamente, dando lugar a la degradación de los materiales aislantes y con ello a la formación de gases combustibles y no combustibles. La dependencia que existe entre la temperatura con la formación de los diferentes gases, proporciona la base para determinar los tipos de fallas que se pueden presentar dentro del transformador durante su funcionamiento. Estos gases característicos son denominados "Gases Clave" y constituyen una evidencia de la presencia de una falla en especial. A continuación, se presentan estos gases y sus proporciones relativas para algunos tipos de fallas.. 1.5.1 Efecto corona El hecho de haber falla de corona en el aceite implica tener suficiente energía para producir hidrógeno (gas característico), ya que los enlaces carbono‐hidrógeno requieren poca energía para romperse. Además, se produce acetileno (C2H2) y pequeñas cantidades de metano (CH4) y etileno (C2H4). También se pueden formar monóxido y dióxido de carbono si la falla afecta a la celulosa. En la Figura 1.6 se muestran los porcentajes relativos de los gases claves si existe este tipo de falla.. Figura 1.6. Porciento de combustible en los gases claves durante el efecto corona.. 1.5.2 Pirólisis del aceite En este tipo de falla existen dos etapas: la de alta y la de baja temperatura, en dependencia de la cantidad de energía que se esté disipando. En baja temperatura se pueden romper enlaces carbono-carbono en la molécula del aceite formando metano y etano; mientras que, en alta temperatura los gases carbono-hidrógeno del etano se rompen, dando lugar a la formación de un doble enlace para producir etano e hidrógeno..

(28) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. 1.5.3 Descargas parciales Las descargas eléctricas de baja energía producen hidrógeno (H2) y metano (CH4), con pequeñas cantidades de etano (C2H6) y etileno (C2H4). Si las descargas ocurren en la celulosa, pueden formarse cantidades considerable de monóxido y dióxido de Carbono. En la Figura 1.7 se muestran los porcentajes relativos de los gases claves si existe este tipo de falla.. Figura 1.7. Porciento de combustible en los gases claves durante descargas parciales.. 1.5.4 Punto caliente La energía térmica suministrada por una situación anormal como un punto caliente provoca la descomposición del aceite, con un incremento de los gases y la presencia de etileno (C2H4) en mayor concentración que el Etano (C2H6). El resultado de la descomposición incluye etileno (C2H4), metano (CH4), hidrógeno (H2) y etano (C2H6), estos dos últimos en menor proporción. De ser graves las fallas o de afectarse contactos eléctricos, puede formarse en muy pequeña cantidad acetileno (C2H2). En la Figura 1.8 se muestran los porcentajes relativos de los gases claves si existe este tipo de falla.. Figura 1.8. Porciento de combustible en los gases claves en presencia de puntos calientes..

(29) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. 1.5.5 Pirólisis de la celulosa La celulosa es en esencia un compuesto complejo que se encuentra constantemente en descomposición ante la presencia de calor (termodinámicamente inestable). Sin embargo, los productos de su descomposición son bastante sencillos: dióxido de carbono (CO2), agua (H2O) y monóxido de carbono (CO), siempre y cuando la degradación sea rápida y el contenido de oxígeno (O2) sea pequeño. Es necesario prestar atención especial a las relaciones entre dióxido/monóxido y monóxido/dióxido, ya que, en la primera un valor elevado es indicio de oxidación del papel a alta temperatura en presencia de suficiente oxígeno (O2); y en la segunda, un valor alto es signo de una descomposición acelerada de la celulosa. En la Figura 1.9 se muestran los porcentajes relativos de los gases claves si existe este tipo de falla.. Figura 1.9. Porciento de combustible en los gases claves durante la pirolisis de celulosa.. Existen varias condiciones que causan la generación o combinación típica de gases en el aceite. Con estas ideas se puede establecer interpretaciones que correlacionen el contenido de gases con el comportamiento del transformador. Con la detección de fallas incipientes en su más temprana presencia y la capacidad de evaluar pequeños cambios aparentemente insignificantes en los rangos de los gases clave, se puede llegar a proporcionar un correcto mantenimiento al transformador antes que se altere su operación.. 1.6 Consideraciones finales del capítulo Al finalizar este capítulo se pueden establecer las conclusiones siguientes: . En la bibliografía que se consulta, varios autores coinciden en las clasificaciones dadas a los transformadores de potencia.. . Los componentes fundamentales del transformador son varios, pero se pueden agrupar en las cuatro categorías siguientes: circuito eléctrico, circuito magnético, sistema de asilamiento, tanque y accesorios..

(30) CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.. . La degradación del aceite aislante constituye un aspecto a tener en cuenta para la programación de mantenimientos en el transformador con vista a detectar posibles fallas.. . En la bibliografía que se consulta existen innumerables técnicas y métodos de mantenimiento para transformadores que involucran todas las partes del dispositivo en dependencia de las características constructivas e importancia del elemento dentro del sistema.. . En el funcionamiento normal de los transformadores interaccionan una gran variedad de elementos químicos-físicos que tienen que mantener sus parámetros aceptables para que no existan dificultades en la correcta explotación de la máquina..

(31) CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.. CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR. Como se analizó en el capítulo anterior, en el interior del transformador se generan gases producto de la descomposición a la que se ven sometidos los materiales aislantes, al enfrentarse a esfuerzos térmicos y eléctricos que coexisten en el sistema. Estos gases pueden encontrarse disueltos en el aceite, en el colchón de gas sobre el aceite y en los dispositivos de recolección de gases (relevador Buchholz o válvula de muestreo). El tipo y las concentraciones de gases generados son importantes, ya que a pesar de que el envejecimiento normal produce cantidades extremadamente pequeñas de ellos, las fallas incipientes generan grandes cantidades de estos. Estas concentraciones arrojan pruebas casi concluyentes sobre la existencia de fallas incipientes y que con el debido seguimiento periódico del aceite podrían detectarse. El método analítico más empleado en la detección de dichos gases es la Cromatografía de Gases, ya que determina cualitativamente y cuantitativamente los gases disueltos en el aceite del transformador.. 2.1 Cromatografía de gases La cromatografía de gases es un método físico que básicamente consiste en la separación de mezclas, en el cual los componentes a ser separados se distribuyen entre dos fases: una fase móvil que se mueve en una dirección definida, y otra estacionaria. El movimiento de las sustancias durante la cromatografía es el resultado de dos fuerzas contrarias; la fuerza de arrastre de la fase móvil y la fuerza resistente o acción de retardo del adsorbente ubicado en la fase estacionaria. Las moléculas alternan entre mantenerse sujetas al absorbente (acción de retardo) o ser arrastradas por el flujo impuesto por la fase móvil (fuerza de arrastre), dando como consecuencia que, pese a que el flujo es constante, solo una fracción de las moléculas se está moviendo. La rapidez de las sustancias depende de cuán afines se muestren ante alguna de las fases mencionadas. Este método utiliza como medio de separación la elución. Se tiene en cuenta que el gas portador (gas inerte) se utiliza como fase móvil y circula a lo largo de una columna de manera continua; al transcurrir un tiempo se introduce una muestra de la mezcla a determinar en estado gaseoso. Los procesos de adsorción y desorción de los componentes se logran paulatinamente, en correspondencia de que tan poderosa se comporte la fase estacionaria sobre cada uno de los componentes. Aunque es evidente que estos recorrerán.

(32) CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.. la misma distancia a lo largo de la columna, lo realizarán con diferentes velocidades, lo que justifica la separación y elución en tiempos diferentes.. 2.2 Componentes de un cromatógrafo Desde el punto de vista analítico es conveniente separar dos acciones que se llevan a efecto en el cromatógrafo de gases. La visión cualitativa de una mezcla de componentes se debe a la columna, donde se realiza la separación de los mismos en diferentes tipos de retención, quedándole al detector informar los momentos en que emergen los componentes de la columna. Mientras que la visión cuantitativa de las proporciones en las que los componentes integran una muestra dada, se debe fundamentalmente al detector que mide la concentración de cada componente en el gas portador, o bien, la cantidad del mismo a lo largo del tiempo, proporcionando de esta manera una señal determinada en magnitud por tal concentración o cantidad. Los principales componentes de un cromatógrafo, según [1], y que se muestran en la Figura 2.1 son: . Fuente de gas acarreador: Argón o Helio son los más comúnmente usados.. . Regulador de presión.. . Puerto de inyección de muestra.. . Columnas cromatográficas.. . Medidores de flujo.. . Detectores y registradores (un detector de ionización de flama y un detector de conductividad térmica, utilizados para detectar hidrocarburos). . Jeringas para gas, de aguja fija para transferir los gases.. . Contenedores de muestra (jeringas de vidrio o cilindros metálicos):  Jeringas de vidrio con capacidad de 50 ml o 100ml, terminadas en pivote de tipo Luer, el cual es conectado a la válvula de tres vías.  Cilindros metálicos: estos contenedores son de acero inoxidable y están provistos de válvulas en cada una de sus terminales. Su capacidad puede ser de 150 ml. a 1000ml..

(33) CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.. Figura 2.1.Principales componentes de un cromatógrafo de gases.. 2.2.1 Fase móvil El gas portador o fase móvil es un gas inerte, como el Helio, Argón o Nitrógeno [6],que no reacciona con la muestra ni con la fase estacionaria. Su función es la de transportar los componentes a través de la columna. Los valores del flujo dependen del diámetro interno de la columna y se encuentra generalmente entre 1 a 90 ml/min [7].. 2.2.2 Fase estacionaria La fase estacionaria es un absorbente que retiene los compuestos de la mezcla durante un tiempo. Puede ser un sólido permanente o ser un material con tendencia a convertirse en líquido cuando se expone a la temperatura de operación.. 2.2.3 Columna cromatográfica La columna para la cromatografía de gases está formada por un tubo en el cual se coloca la fase estacionaria y se desarrollan los procesos de adsorción y desorción entre la fase estacionaria y los compuestos. Se fabrica de diferentes materiales, diámetros y longitudes. En la actualidad existen dos tipos fundamentales de columnas que son: columnas de relleno y columnas capilares. Su eficiencia depende de factores como: . Largo de la columna.. . Diámetro.. . Tamaño de la partícula de relleno.. . Naturaleza de las fases.. . Cantidad de fases estacionarias.. . Temperatura.. . Velocidad del gas portador..

(34) CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.. . Cantidad de muestra inyectada.. Un factor primordial es la temperatura, que se lleva regularmente en forma programada, lo cual significa, un aumento lineal de la temperatura con el tiempo. Dicha programación es muy útil para muestras de mezclas con puntos de ebullición distintos. La temperatura deberá ser suficientemente alta para que el análisis se efectúe en un plazo razonable y suficientemente baja para lograr la separación deseada, donde el tiempo de retención se duplica por cada 30 0C que disminuya la temperatura [8].. 2.2.4 Horno En el interior del horno está situada la columna, donde se debe tener una buena regulación de la temperatura. La columna debe estar en el centro del horno sin contactar las paredes del mismo y debe estar conectada en un extremo al puerto de inyección y el otro al detector. El horno juega un papel muy importante ya que es el encargado de poner en óptimas condiciones a la columna para el análisis.. 2.2.5 Detectores Es un dispositivo que se encuentra a la salida de la columna de separación. Este mide la concentración de cada uno de los componentes de la muestra y genera una señal eléctrica proporcional a dicha concentración. El papel del detector es indicar los momentos de emersión de los componentes y proporcionar una indicación cuantitativa de los mismos. Es decir, su acción se traduce en una señal tipo eléctrica, que posteriormente será amplificada e interpretada mediante un registrador gráfico que manifiesta los aspectos cualitativos y cuantitativos de dicha señal. Dentro de las características principales de un detector se destacan las siguientes: . Estabilidad: Está determinada por la señal de fondo o ruido de fondo, que se debe a perturbaciones instantáneas de la señal por causas ajenas a la presencia del componente. La estabilidad de la señal indica la calidad de la misma, por lo que el detector no debe ser susceptible a pequeños cambios en un ambiente externo.. . Sensibilidad: Es un indicador de la respuesta del detector ante un cambio de la propiedad física que mide, debido a la presencia de una menor o mayor cantidad de componentes en dicho detector. Por ello, la sensibilidad del mismo se debe considerar también como la respuesta frente a la variación de la cantidad del componente.. . Linealidad: La linealidad del detector considera que la respuesta del mismo (señal) sea proporcional a la variación en la cantidad del componente que en un momento determinado se encuentre en el detector. Esta característica permite eliminar la necesidad de calibraciones frecuentes..

(35) CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.. . Tiempo de respuesta: Es el tiempo que transcurre entre un cambio de cantidad del componente en el detector y la manifestación de tal cambio en el cromatograma. En numerosas ocasiones este tiempo se ve afectado por varios factores, de los cuales destaca como más importante el volumen muerto que se genera entre la conexión de salida de la columna y el detector. Si dicho volumen muerto es grande, permite una mayor difusión del soluto produciendo picos de forma anormal y pérdida en la resolución.. . Respuesta equivalente a todas las especies químicas: Esta es la propiedad más deseable en todos los detectores, pero también es la más difícil de lograr en la práctica. Solo los detectores de masa son absolutos, todos los demás requieren de un conocimiento previo de los constituyentes de la muestra y calibraciones antes del análisis cuantitativo.. 2.3 Cromatograma Como se mencionó anteriormente la muestra es transportada por la fase móvil a lo largo de la columna que contiene a la fase estacionaria distribuida. Los compuestos de la muestra experimentan interacciones repetidas (repartos) entre la fase móvil y la fase estacionaria. Cuando ambas fases se escogen en forma apropiada, los componentes de la muestra se separan gradualmente en bandas en la fase móvil. Al final del proceso los componentes separados emergen en orden creciente de interacción con la fase estacionaria, de manera que el componente menos retardado emerge primero y el retenido más fuertemente eluye al último. En la técnica de elución destacan dos tipos de cromatogramas: . Cromatogramas de escalones.. . Cromatogramas de picos.. Un cromatograma es un registro gráfico en el cual se indican los componentes y el grado de concentración que poseen en un intervalo de tiempo dado. En la figura 2.2 se observa un cromatograma de picos típico y puede utilizarse para ilustrar los resultados que se obtienen en un análisis de cromatografía de gases. El hecho de salir solamente por la columna el gas portador utilizado como eluyente se representa como una línea recta (línea base). Mientras que, cuando eluyen los picos de la muestra, se dibuja el perfil de concentración resultando los parámetros siguientes: Pico de aire: Corresponde a la detección de una cantidad pequeña de aire que entra a la columna cuando se introduce la muestra en el cromatógrafo. Línea base: Parte del registro correspondiente al gas portador puro. Área de pico (S): Comprendida entre el pico y la prolongación de la línea base. Permite determinar la concentración de cada componente por separado en la columna y depende de la concentración de la muestra..

(36) CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.. . Tiempo muerto (t0): Tiempo requerido para eluir un soluto que no se retiene en la fase estacionaria, o sea, el tiempo que un soluto permanece en la fase móvil. Representa el espacio vacío de la columna.. . Tiempo de retención (tR): Tiempo transcurrido desde la inyección de la muestra hasta obtener el máximo del pico.. . Tiempo de retención ajustado (tRI): Tiempo que el componente permanece en la fase estacionaria.. . Altura del pico (h): Distancia entre la cima del pico y la prolongación de la línea de base. En caso de que este sea de vértice redondeado se trazan rectas tangentes a los puntos de inflexión de las laderas. El punto de corte determina la altura del pico.. . Anchura del pico (a): Longitud de la prolongación de la línea base, comprendida entre las interacciones con la línea base de las laderas del pico o en su caso con las líneas tangentes antes mencionadas.. . Anchura del pico en la semialtura (ah/2): Distancia paralela a la línea base entre las dos laterales del pico y tomada a la mitad de altura del pico.. Figura 2.2. Cromatograma típico.. Para continuar, resulta válido aclarar que el procedimiento para la extracción de la muestra de aceite al transformador y realización de la prueba de cromatografía de gases no constituyen objeto de estudio de este trabajo de investigación.. 2.4 Normas relacionadas al análisis de gases disueltos en el aceite. Una vez que se han obtenido la cantidad de los gases en el aceite del transformador, se debe realizar una interpretación de los resultados. Existen dos normas internacionales relativas al análisis de gases disueltos en transformadores: la noma IEC 60599 y la norma IEEE C57.104. A continuación, se hace una breve descripción de ambas normativas..

(37) CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.. 2.4.1 Norma IEEE 57.104 La norma IEEE 57.104 es la norma empleada en Estados Unidos y otras partes del mundo para realizar la interpretación de los gases disueltos en el aceite del transformador. La norma clasifica el estado de los transformadores teniendo en cuenta las concentraciones de una serie de gases en el aceite del transformador. En la Tabla 2.1 se puede ver en detalle los valores que propone dicha normativa [9] [10]. Tabla 2.1. Norma IEEE 57.104.. Límites de concentración de gases claves (ppm) Estado Condición 1 Condición 2. H2. CH4. C2H2. C2H4. C2H6. CO. CO2. TDCG*. 100. 120. 1. 50. 65. 350. 2500. 720. 2-9. 51-100. 66-100. 351-570. 25014000. 7211920. 101-700 121-400. Condición 3. 7011800. 4011000. 10-35. 101200. 101150. 5711400. 400110000. 19204630. Condición 4. >1800. >1000. >35. >200. >150. >1400. >10000. >4630. *Total de gases combustibles disueltos. El estado del aceite viene determinado por el rango más alto de cada uno de los gases que aparecen en la Tabla 2.1.  La condición 1 indica un buen funcionamiento.  La condición de 2 ó 3 significa que el transformador necesita una revisión de su funcionamiento.  La condición 4 quiere decir que, sí continúa así el transformador, se producirá un fallo seguro. Cuando los valores de los gases son conocidos, se introducen en la tabla y se obtiene como resultado un estado o condición determinada.. 2.4.2 Norma IEC 60599 La norma IEC 60599 es la empleada en España y otros países europeos para realizar la interpretación de los gases disueltos en el aceite de transformadores. Esta normativa indica valores típicos y valores normales de incrementos de gases. Estos valores se pueden observar en las Tablas 2.2 y 2.3. En ellas se muestran los valores de concentraciones y de incremento de los gases considerados “normales” según esta norma [11] [10]..

(38) CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.. Tabla 2.2. Valores de concentración normales.. C2H2 Todos los transformadores Sin OLTC*. 2-20. Con OLTC* comunicado. 60280. H2. CH4. C2H4. C2H6. CO. CO2. 50150. 30130. 60280. 20-90. 400600. 380014000. *Del inglés “On Load Tap Changer”: Cambiador de tomas en carga Tabla 2.3. Valores de incremento de gases típicos.. Valores en mililitros por día Hidrogeno. <5. Metano. <2. Etano. <2. Etileno. <2. Acetileno. <0.1. Monóxido de Carbono. <50. Dióxido de Carbono. <200. La expresión para calcular la velocidad de incremento de los gases es:. velocidad .  y 2  y1 m  d 2  d1 . ml día . Dónde: y1: es el análisis de referencia. y2: es el último análisis..  y2  y1  : es el incremento en microlitros por día. m: es la masa del aceite en kilogramos..  : es la densidad en kilogramos por metro cúbico. d1: es la fecha del análisis de referencia. d2: es la fecha del último análisis..

Figure

Figura 1.1. Transformador elemental.

Figura 1.1.

Transformador elemental. p.12
Figura 1.2. Núcleo tipo acorazado o Shell.

Figura 1.2.

Núcleo tipo acorazado o Shell. p.14
Figura 1.4. Elementos de un transformador de potencia.

Figura 1.4.

Elementos de un transformador de potencia. p.18
Figura 1.6. Porciento de combustible en los gases claves durante el efecto corona.

Figura 1.6.

Porciento de combustible en los gases claves durante el efecto corona. p.27
Figura 1.8. Porciento de combustible en los gases claves en presencia de puntos calientes

Figura 1.8.

Porciento de combustible en los gases claves en presencia de puntos calientes p.28
Figura 1.7. Porciento de combustible en los gases claves durante descargas parciales.

Figura 1.7.

Porciento de combustible en los gases claves durante descargas parciales. p.28
Figura 2.1.Principales componentes de un cromatógrafo de gases.

Figura 2.1.Principales

componentes de un cromatógrafo de gases. p.33
Figura 2.2. Cromatograma típico.

Figura 2.2.

Cromatograma típico. p.36
Tabla 2.2. Valores de concentración normales.  C2H2  H2  CH4  C2H4  C2H6  CO  CO2  Todos los  transformadores   50-150   30-130   60-280  20-90   400-600   3800-14000  Sin OLTC*  2-20

Tabla 2.2.

Valores de concentración normales. C2H2 H2 CH4 C2H4 C2H6 CO CO2 Todos los transformadores 50-150 30-130 60-280 20-90 400-600 3800-14000 Sin OLTC* 2-20 p.38
Tabla 2.4 Concentraciones límites seguras en ppm de gases disueltos en aceite [12].

Tabla 2.4

Concentraciones límites seguras en ppm de gases disueltos en aceite [12]. p.39
Tabla 2.6. Interpretación del origen de la falla de acuerdo al criterio de Doernenburg

Tabla 2.6.

Interpretación del origen de la falla de acuerdo al criterio de Doernenburg p.41
Figura 2.3.‐ Gráfica de Doernenburg.

Figura 2.3.‐

Gráfica de Doernenburg. p.41
Tabla 2.8 Clasificación de relaciones de Rogers [13].

Tabla 2.8

Clasificación de relaciones de Rogers [13]. p.43
Figura 2.4. Triángulo típico de Duval (Versión 1).

Figura 2.4.

Triángulo típico de Duval (Versión 1). p.44
Tabla 2.9. Diagnóstico del tipo de avería de triángulo de Duval 1

Tabla 2.9.

Diagnóstico del tipo de avería de triángulo de Duval 1 p.45
Figura 2.5. Triángulo de Duval 4.

Figura 2.5.

Triángulo de Duval 4. p.46
Figura 2.6. Triángulo de Duval 5.

Figura 2.6.

Triángulo de Duval 5. p.47
Tabla 2.10. Criterios de Diagnóstico del Método del Gas Clave.

Tabla 2.10.

Criterios de Diagnóstico del Método del Gas Clave. p.48
Figura 3.1 Grafica de Doernenburg para el caso #1.

Figura 3.1

Grafica de Doernenburg para el caso #1. p.55
Figura 3.2. Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 1).

Figura 3.2.

Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 1). p.56
Figura 3.3. Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 4).

Figura 3.3.

Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 4). p.57
Figura 3.4 Grafica de Doernenburg para el caso #2.

Figura 3.4

Grafica de Doernenburg para el caso #2. p.58
Tabla 3.6. Tabla de diagnóstico de Rogers para el caso #2.

Tabla 3.6.

Tabla de diagnóstico de Rogers para el caso #2. p.59
Figura 3.6. Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 4).

Figura 3.6.

Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 4). p.60
Figura 3.9. Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 5).

Figura 3.9.

Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 5). p.63
Figura 3.8. Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 1).

Figura 3.8.

Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 1). p.63
Figura 3.10 Grafica de Doernenburg para el caso #4.

Figura 3.10

Grafica de Doernenburg para el caso #4. p.65
Figura 3.11. Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 1).

Figura 3.11.

Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 1). p.66
Figura 3.13. Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 1).

Figura 3.13.

Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 1). p.68
Tabla 3.17 Frecuencia de análisis según el TGC.

Tabla 3.17

Frecuencia de análisis según el TGC. p.69

Referencias

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