para transformadores
Contenido
Sección Uno
Transformadores Introducción
Componentes básicos de un transformador Clasificación de los transformadores Categorías de equipos
Sección Dos
Lubricantes para transformadores
Tipos de lubricantes para transformadores Propiedades de los aceites dieléctricos Composición de los aceites dieléctricos Clasificación de los aceites dieléctricos Proceso de degradación de los aceites dieléctricos
Control de calidad de los aceites dieléctricos
Clasificación de los aceites en servicio Diagnóstico de fallas en un transformador
Sección Tres
Lubricantes Shell para transformadores
Superioridad regional de calidad Shell Diala A y Shell Diala AX / Bench Marking
Sección Cuatro
para transformadores
Sección Uno
TRANSFORMADORES
INTRODUCCION
Los transformadores son equipos encargados de convertir un voltaje de entrada en otro voltaje de salida.
Los transformadores se encuentran presentes tanto en la generación de energía eléctrica como en su transmisión y distribución. También, su uso se extiende al campo de las comunicaciones y en aplicaciones domésticas. El papel que desem-peñan es de gran importancia económica debido a las graves consecuencias que pueden derivar-se de la falla de estos equipos.
En su forma más simple, un transformador con-siste en un núcleo de hierro dulce que lleva en dos regiones del mismo dos enrollados o deva-nados que constituyen los circuitos primario y se-cundario. El circuito o devanado que recibe la potencia eléctrica es el primario, y el devanado secundario es el encargado de entregarla a una red exterior.
En el esquema superior, se observan las tres par-tes mencionadas:
1- Una bobina primaria conectada a una fuente de corriente alterna.
2- Una bobina secundaria.
3- Un núcleo laminado de hierro dulce.
A veces, como ocurre en muchos transformado-res de teléfonos y radiofrecuencia, no hay núcleo alguno y se dice que se trata de un transforma-dor con núcleo de aire.
El mecanismo de operación de un transformador es el siguiente; conforme se aplica una corriente alterna en el devanado primario, por inducción electromagnética se genera una corriente alter-na en el devaalter-nado secundario. La relación entre el voltaje del devanado primario y el voltaje indu-cido en el devanado secundario es función direc-ta del número de vueldirec-tas o arrollamientos de cada devanado.
Vp / Vs = Np / Ns
Vp = Voltaje de entrada o voltaje en el primario Vs = Voltaje de salida o voltaje en el secundario
Ip Is
Ep Es
Segundario
Primario
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Np = Número de vueltas en el primario Ns = Número de vueltas en el secundario De la fórmula se concluye que, si el número de vueltas o arrollamientos del devanado primario es mayor que el secundario, el voltaje de salida en el transformador es menor que el voltaje de entrada, por lo tanto, se tiene una reducción de voltaje. Pero, si ocurre la situación contraria, es decir, el número de vueltas o arrollamientos del de-vanado secundario es mayor que el del primario, el voltaje de salida es mayor que el de entrada y se tiene una multiplicación del voltaje.
Como analogía mecánica podemos citar lo que ocu-rre en un par de engranajes, donde la relación de velocidad es una función inversamente proporcio-nal al número de dientes de cada engranaje.
= N1 Z2 N2 Z1
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la señal que recibe el dispositivo medidor (galvanó-metro) será mayor por lo tanto se presenta una mayor deflexión de su aguja indicadora. Cuando el conductor se mueve hacia arriba y corta las líneas de flujo se observa el mismo fenómeno que en el caso anterior, excepto que la corriente se invierte. Si no se cortan las líneas de flujo, es decir, si el elemento conductor se mueve paralelamente al campo, no se induce corriente.
Como ya vimos, un transformador sencillo consta de una bobina primaria, una bobina secundaria y un núcleo de hierro. Cada bobina está compuesta de una serie de devanados (arrollamientos o espi-ras).
Si una bobina de N vueltas o espiras se mueve y atraviesa las líneas de flujo del campo magnético en un imán, la magnitud de la corriente inducida es directamente proporcional al número de espi-ras y a la rapidez del movimiento. El mismo efecto se observará cuando la bobina se mantiene esta-cionaria y el imán se mueve.
Los transformadores modernos son tan eficientes que puede considerarse en muchos problemas como un dispositivo transformador perfecto. En la forma más sencilla de la teoría del transformador se supone que:
- Son despreciables las resistencias de los deva-nados.
- Es despreciable la pérdida de energía en el nú-cleo.
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Funcionamiento del Transformador
El mecanismo de funcionamiento de un transfor-mador tiene su origen en la LEY DE FARADAY. El descubrió que cuando un elemento conductor atra-viesa (corta) líneas de flujo magnético se induce una corriente eléctrica en dicho elemento.
En la figura se observa que a medida que el ele-mento conductor se mueve hacia abajo y corta las líneas de flujo se induce una corriente eléctrica. Entre más rápido sea el movimiento del conductor,
Hacia Abajo Hacia Arriba
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- El flujo magnético total atraviesa todas las espi-ras de ambos devanados.
- Las capacidades de los devanados son despre-ciables.
- La permeabilidad del núcleo es muy elevada. Es decir, no hay pérdidas de energía, no hay fugas magnéticas y no se presentan corrientes de exci-tación. Así, para un transformador ideal las tensio-nes instantáneas entre bobinas son proporciona-les a los números de espiras de los devanados. Vp/Vs = Np/Ns
De dónde resulta fácil concluir que si se varía la razón de las vueltas de la bobina secundaria Ns respecto a las vueltas de la primaria Np, un volta-je de entrada (primario) puede suministrar cualquier voltaje de salida deseado (secundario).
Ejemplo: En un dispositivo transformador, la bo-bina del secundario tiene 40 veces más vueltas que la bobina del primario. Si el voltaje de entrada es de 120 V, cual será el voltaje de salida? Vs = 40 x 120 V = 4800 V
El rendimiento de un transformador se define como la relación entre la potencia de salida res-pecto a la potencia de entrada. Si se recuerda que la potencia eléctrica es igual al producto del voltaje por la corriente (P = V x I), el rendimiento o eficiencia de un transformador es:
E = VsIs/VpIp
donde Ip e Is son las corrientes en las bobinas del
primario y el secundario, respectivamente. La mayor parte de los transformadores eléctricos son diseñados para obtener rendimientos muy altos, generalmente por arriba del 90%.
Finalmente, es importante reseñar que no se ob-tiene una ganancia de potencia como resultado de la acción de un transformador. Cuando el vol-taje se eleva, la corriente se reduce para que el producto V x I no se incremente.
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COMPONENTES BASICOS
DE UN TRANSFORMADOR
En el desarrollo y perfeccionamiento de los trans-formadores han influido varios factores. Las pro-piedades físicas de los materiales de que están construidos han mejorado en gran manera, parti-cularmente los aislantes y materiales magnéticos para los núcleos.
La experiencia ha llevado a un empleo más eficaz de los materiales disponibles y a mejorar los mé-todos de ensamble de los mismos. Adicionalmente, los aceites actuando como medio de refrigeración y aislantes han facilitado la construcción de gran-des transformadores de potencia de alta tensión. El servicio que debe realizar un transformador de-termina las características físicas de su cons-trucción. Los componentes generales son:
NUCLEO
El núcleo de los transformadores está formado por chapas (láminas) delgadas de hierro magné-tico al silicio. En todos los transformadores el núcleo es asegurado por una estructura de pren-sado que permite reducir las vibraciones, el nivel de ruido y las corrientes de excitación, evitando el
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consecuente calentamiento por dichos fenómenos. Los dos tipos fundamentales de estructura de trans-formador son el tipo de núcleo, en el cual dos grupos de devanados abrazan a un núcleo único, y el tipo acorazado, en el cual un único grupo de devanados abraza, al menos, dos núcleos dispues-tos en paralelo. Una modificación de este tipo es el llamado tipo acorazado distribuido, corrien-temente empleado en transformadores de distribu-ción. Para transformadores de potencia y algunos de distribución para alta tensión se utiliza con fre-cuencia la estructura tipo de núcleo.
La elección del tipo de construcción del núcleo se ve influenciada por las características eléctricas que debe aportar, costos de construcción y repa-raciones, exigencias del espacio, refrigeración, ais-lamiento y robustez mecánica.
DEVANADOS
Los devanados de los transformadores sumergi-dos en aceite son en general de cobre electrolítico y, en algunos casos especiales, de aluminio. Dependiendo del tipo de bobina pueden tener forma redonda, rectangular o en fleje y, cuando se requiere, las soldaduras son en plata. En los transformadores pequeños para baja tensión se emplea hilo redondo, pero en los transformado-res grandes los conductotransformado-res suelen ser rectan-gulares.
La elección del material de los devanados está influenciada por su costo. El oro y la plata son mejores conductores de electricidad que el cobre
pero en el caso de la plata su costo es unas 50 veces mayor comparado con el del cobre. Por sus excelentes características conducción/costo el cobre es el metal de uso casi exclusivo en los devanados de los transformadores
Tanto los devanados de baja tensión como los de alta, están provistos de canales de refrigeración para la circulación libre del aceite y están aislados con papel del tipo presspan, revestido con resina epóxica, estable ante las altas temperaturas, que pega íntegramente el papel al cobre del devanado formando un conjunto muy resistente a desplaza-mientos, lo cual permite después del secado obte-ner una adecuada resistencia al cortocircuito.
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PARTE ACTIVA
Los devanados y el núcleo están unidos en una estructura llamada “parte activa”.
Este conjunto se encuentra inmovilizado dentro del tanque del transformador evitando que las vi-braciones producidas durante el transporte lo afec-ten y también, que en el caso de un cortocircuito, no se presenten desajustes o deformación de las bobinas.
TANQUE PRINCIPAL
Los transformadores que emplean la refrigeración por líquido deben tener sus núcleos y devanados necesariamente encerrados en tanques que evi-ten las pérdidas del refrigerante. Estos tanques están construidos por chapas (láminas) lisas de acero, soldadas entre sí y pueden tener forma re-donda, ovalada, elíptica o rectangular.
Estos tanques deben tener una holgura suficiente
para permitir la dilatación y contracción térmicas del aceite. En los transformadores de distribución es corriente utilizar un tanque hermético con una cámara de aire suficiente entre la tapa y el aceite que permita que éste comprima o dilate el aire en-cerrado. En algunos transformadores grandes, la cámara sobre el aceite se llena de nitrógeno man-tenido a una presión ligeramente superior a la at-mosférica.
En general, a los transformadores grandes se les permite “respirar”. Un método utilizado para ello consiste en conectar al tanque principal un tambor
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“conservador de aceite” o tanque de expansión.mEl aceite refrigerante llena el tanque principal por com-pleto y parcialmente el de expansión. En la parte superior de éste existe un orificio de respiración a la atmósfera. El respiradero puede estar equipado de un filtro químico que elimine la humedad y el oxígeno del aire que penetre en el tanque conser-vador.
REFRIGERACION Y AISLAMIENTO
El aislamiento está compuesto por dos clases de material aislante: Sólido y líquido. El material só-lido utilizado es la celulosa o papel aislante que recubre a los devanados de alta y baja tensión, y el aislante líquido es el aceite que tiene como fun-ción principal la refrigerafun-ción.
En ciertas aplicaciones, como es el caso de los transformadores instalados en el interior de edifi-cios, es indispensable reducir al mínimo el peli-gro de incendio a causa del transformador, por lo que no resultan convenientes los transformado-res refrigerados por aceite y se emplean los refri-gerados por aire, que circula libremente a través del equipo. Las dimensiones de un transforma-dor refrigerado por convección del aire son algo mayores que las de un transformador de igual potencia refrigerado por aceite.
Cuando la tensión es inferior a 4000 voltios y con-venga reducir el peso del transformador y el es-pacio requerido por el mismo, éste se puede re-frigerar mediante un ventilador. La corriente de aire forzada por el ventilador circulará a través del equi-po.
Refrigeración por líquido.
Uno de los métodos más efectivos de refrigera-ción consiste en sumergir en aceite las partes del transformador que conducen la electricidad, lo cual sirve para el doble propósito de facilitar la extrac-ción del calor del núcleo y los devanados, y al mis-mo tiempo, comis-mo medio aislante para reducir las pérdidas de energía eléctrica a través del transfor-mador.
La pérdida de energía a través del transformador ocurre por la resistencia que oponen sus partes al flujo de electricidad.
La analogía mecánica que permite comprender mejor este fenómeno se explica a continuación; cuando hay dos superficies en contacto y en movimiento entre sí, hay una fuerza de resisten-cia a dicho movimiento conocida como fricción, que obliga a gastar una parte de la energía dis-ponible en vencer esta resistencia, por lo que se dice que hay pérdida de energía. Para el caso de los transformadores se habla de una fricción mag-nética, que es la fuerza que se opone al flujo de electricidad y causa pérdida de energía eléctrica. Como resulta evidente, el aceite debe tener unas propiedades y características particulares que contribuyan a obtener la máxima eficiencia del transformador.
Un aspecto clave a vigilar es que el aceite para transformadores es muy volátil y si se vaporiza hay riesgos de explosión.
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se produciendo una llama intensa y calor. Por ello los transformadores refrigerados por aceite deben funcionar preferiblemente en el exterior, y si estu-vieran en un interior deben hallarse en recintos a prueba de incendio.
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Materiales componentes
de un transformador
HERRAJES
Son los elementos que permiten la conexión al transformador de los cables de acometida gene-ralmente de cobre.
PINTURA
El tipo de pintura depende del sitio de instalación del transformador. Las pinturas anticorrosivas y los esmaltes empleados para el acabado son sin-téticos.
Para transformadores de potencia y sitios agre-sivos y/o muy salinos se emplean pinturas tipo epóxica y para transformadores de distribución tipo alquídica. El método de limpieza de los equipos, antes de pintarlos, es por chorro de arena (sand blasting).
EMPAQUES
Se emplean para asegurar la hermeticidad o sella-do entre tanque y herrajes. Se fabrican de caucho sintético apto especialmente para aplicaciones que requieran resistencia a los aceites derivados del petróleo, sin llegar a contaminarlos. Poseen bue-na resistencia a los ácidos y las bases, excepto cuando tengan un fuerte efecto oxidante; además tienen buena resistencia al envejecimiento por tem-peratura, a la rotura por cargas de choque, baja deformación y buena resistencia eléctrica y a la abrasión.
RADIADORES
Se emplean cuando la superficie del tanque no es suficiente para disipar el calor o pérdidas de ener-gía generadas en el transformador. Estos elemen-tos son planos y vienen fijamente soldados al tan-que.
Además de estos componentes básicos, los trans-formadores vienen equipados con otros elemen-tos y con accesorios tales como los dispositivos de protección contra sobrepresiones, sobretensiones, cortocircuitos, indicadores de ni-vel de aceite, etc., cuyo uso depende de la poten-cia del transformador y del grado de protección y confiabilidad que se requiera del sistema.
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en los que por medio de bombas exteriores el aceite circula forzadamente a través de radiadores venti-lados adecuadamente.
Transformadores tipo seco
Son de fabricación especial y se caracterizan por-que el núcleo y los devanados no están sumergi-dos en un líquido aislante y refrigerante. Las bo-binas están fabricadas con arrollamientos de alu-minio y el aislamiento está constituido por una mezcla de resina epóxica y harina de cuarzo, sien-do un material resistente a la humedad e ignífu-go (no combustible, es decir no incendiable). Los transformadores tipo seco se utilizan bajo te-cho, y ocupan normalmente un espacio más re-ducido que un transformador sumergido en acei-te. Son apropiados para operar en sitios con alto riesgo de incendio o explosión.
La refrigeración puede ser natural o forzada por medio de ventiladores controlados por temperatu-ra con lo cual se logtemperatu-ra un incremento de la poten-cia hasta un 40% para servicio permanente.
CLASIFICACION
DE TRANSFORMADORES
1. Dependiendo de la red de suministro de energía a la cual se conecte el transformador se distin-guen básicamente tres grupos:
Transformadores de distribución
Para montaje en postes, opera con potencias has-ta de 150 kVA (kilo voltio amperio) y transforma-ción de 13.200 a 240 o 120 Voltios.
Transformadores tipo subestación
Para montaje sobre el piso o en plataforma espe-cialmente construida, opera con potencias de 225 a 2.000 kVA y tensiones hasta de 34.500 Voltios.
Transformadores de potencia
Para montaje sobre el piso o en plataformas espe-ciales, opera con potencias superiores a 2000 kVA y con tensiones hasta 115.000 Voltios. Normalmen-te las caracNormalmen-terísticas técnicas están coordinadas con los requerimientos específicos de cada pro-yecto.
2. Con relación al tipo de medio aislante y refri-gerante se clasifican en:
Transformadores sumergidos en aceite
Pueden ser con ventilación natural o con ventila-ción forzada, ésta última aplicable por costos, a transformadores con potencias superiores a 2.000 kVA. Cuando por especificaciones muy particula-res en el diseño o empleo se requieran sistemas especiales se pueden construir transformadores
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Transformadores Especiales
De acuerdo con exigencias especiales del servicio se requieren transformadores con construcciones no convencionales. Dentro de estos casos se en-cuentran los siguientes:
Transformadores tipo Pedestal o Pad Mounted
Dichos transformadores están diseñados para montaje sobre una base de concreto y aptos para instalaciones a la intemperie.
Las características constructivas de este tipo de transformador permiten su instalación en lugares donde haya circulación de personas
y/o donde el reducido espacio impida el montaje de una subestación tradicional.
Transformadores de frecuencia variable
Especialmente diseñados para accionamiento de motores de velocidad variable tales como los uti-lizados en equipos de exploración de petróleo.
Transformadores autoprotejidos
Incluyen interruptores o switches automáticos para desconectar el transformador cuando está sometido a una sobrecarga que conduce a sobrecalentamiento o para separar el transforma-dor de la red secundaria cuando ocurre un corto-circuito en ésta.
Estos transformadores también vienen equipados con pararrayos.
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CATEGORIAS DE EQUIPOS
Con el fin de tener en cuenta las diferentes exigen-cias de los usuarios, los equipos han sido clasifi-cados en diferentes categorías a saber:
Categoría O: Transformadores de potencia para
sistemas de tensiones superiores a 420 kV.
Categoría A: Transformadores de potencia para
sistemas de tensiones superiores a 170 kV y hasta 420 kV. Igualmente están incluidos los transfor-madores de potencia, cualquiera que sea la ten-sión asegurada, cuya continuidad de servicio es vital y los equipos similares para aplicaciones es-peciales que trabajan en condiciones de costos elevados.
Categoría B: Transformadores de potencia para
sistemas con tensiones superiores a 72,5 kV y hasta 170kV (y aquellos que no pertenezcan a la categoría A).
Categoría C: Transformadores de potencia para
sistemas con tensiones hasta 72,5 kV (aquellos que no pertenezcan a la categoría A). Interrupto-res en aceite, selectoInterrupto-res y reguladoInterrupto-res de corrien-te alcorrien-terna blindados.
Categoría D: Transformadores de medida para
sistemas con tensiones superiores a 170kV.
Categoría E: Transformadores de medida para
sistemas con tensiones hasta 170 kV.
Categoría F: Conmutadores de derivación bajo
carga sumergidos en aceite.
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eléctrico. Para ser un excelente aislante el aceite debe tener baja viscosidad, buenas propiedades dieléctricas y buena capacidad de disipar el calor.
LUBRICACION
El aceite debe proveer una película químicamente inerte y de naturaleza apolar que asegure la pro-tección de las partes metálicas y de los otros materiales presentes en una transformador, sin reaccionar con ellos.
Sección Dos
LUBRICANTES
PARA TRANSFORMADORES
La eficiencia de un transformador depende no solo de su diseño y la forma de operación, sino tam-bién de las características del lubricante utilizado para su refrigeración y aislamiento. De hecho, tal como ocurre en otras aplicaciones, los lubricantes para transformadores deben cumplir una varie-dad de funciones que incluyen:
REFRIGERACION
La función más importante que debe desarrollar un aceite dieléctrico es la de enfriamiento y disipa-ción del calor generado durante la operadisipa-ción de los transformadores. Para cumplir de una forma eficaz con este propósito, el aceite debe poseer no solo una buena fluidez, sino también excelente estabilidad térmica y a la oxidación que le permita circular libremente sin dejar depósitos. Para esto se requiere un aceite de baja viscosidad cuidado-samente refinado para prevenir la formación de lodos.
AISLAMIENTO
La función eléctrica de un aceite para transforma-dor es prevenir la formación de arco entre dos con-ductores con una diferencia de potencial grande. Solamente con un aceite que esté esencialmente libre de contaminantes y permanezca así a través de todo el periodo de su vida de servicio pueden cumplirse totalmente los requisitos de aislamiento
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TIPOS DE LUBRICANTES PARA
TRANS-FORMADORES
ACEITES MINERALES
Los aceites dieléctricos de origen mineral se ob-tienen de un derivado secundario del petróleo en cuya composición predominan los hidrocarburos nafténicos.
Las propiedades de un buen aceite de transfor-mador no son propias o no están presentes, en forma exclusiva, en un determinado tipo de hi-drocarburo, sino que por el contrario se encuen-tran repartidas entre varios (Nafténicos, parafínicos y aromáticos). Una composición típi-ca de un buen aceite dieléctrico responde a las siguientes proporciones:
- Hidrocarburos Aromáticos: 4 a 7% - Hidrocarburos Isoparafínicos: 45 a 55% - Hidrocarburos Nafténicos: 50 a 60%
Los aceites minerales representan el 90% del vo-lumen de ventas de aceites dieléctricos a nivel mun-dial, casi todo usado en transformadores e inte-rruptores de potencia. Una cantidad menor es usada en capacitores y cables.
ACEITES SINTETICOS
La aplicación de aceites sintéticos como aislantes eléctricos ha sido muy limitada. Recientemente se han empleado fluidos sintéticos a base de silicona y ésteres de ftalato en aplicaciones es-peciales donde un alto grado de seguridad y muy
amplio tiempo de servicio es requerido. También, últimamente, se están ensayando aceites dieléctricos de naturaleza predominantemente parafínica.
Las pruebas y su interpretación son prácticamente las mismas para un aceite sintético a base de silicona que para un aceite mineral. El test de oxi-dación no se requiere para las siliconas debido a que este material no se oxida (no forma lodos).
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PROPIEDADES DE LOS ACEITES
DIELECTRICOS
Para que un aceite dieléctrico cumpla adecuada-mente con su trabajo debe tener ciertas caracte-rísticas físicas, químicas y eléctricas. Las princi-pales son:
PROPIEDADES FISICAS
VISCOSIDAD
Por definición, la viscosidad de un fluido es la re-sistencia que dicho fluido presenta al moverse o deslizarse sobre una superficie sólida. Mientras más viscoso es el aceite, mayor será la resisten-cia que ofrecerá a moverse dentro del transforma-dor y será menos efectiva su función de refrigera-ción. Por esta razón, los aceites dieléctricos de-ben tener una baja viscosidad para facilitar la disi-pación del calor generado en la operación del trans-formador.
Las viscosidades máximas establecidas para aceites dieléctricos, a las diferentes temperatu-ras de evaluación, mediante el método ASTM D-445 o D-88, son:
100oC ………....3 cSt.
40oC ………..12 cSt.
0oC ………. 76 cSt.
La figura ilustra el comportamiento típico de la viscosidad de un aceite dieléctrico con las varia-ciones de temperatura.
PUNTO DE FLUIDEZ
Se define como la temperatura a la cual el aceite deja de fluir, mientras se somete a un proceso de enfriamiento progresivo. Este dato sirve para iden-tificar diferentes tipos de aceites aislantes. Un punto de fluidez igual o mayor que 0oC indica la
presencia dominante de hidrocarburos parafínicos, en tanto que puntos de fluidez del orden de -10oC son propios de las fracciones de
petróleo en las cuales predominan los ros isoparafínicos. Las fracciones de hidrocarbu-ros nafténicos tienen puntos de fluidez entre -20 a -35oC y las fracciones de hidrocarburos
aromáti-cos llegan a tener puntos de fluidez del orden de los -40 a -60oC.
Curva de Viscosidad vs. Temperatura de los aceites Dieléctricos
10000 5000 1800 1000800 500 400 300 200 150 100 75 50 40 30 25 20 15 10 9.0 8.0 7.0 6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 -30 -20 -15 -10 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 V IS C O S I D A D, cS T T E M PE R A T U R A ºC
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Puntos de fluidez aceptables para aceites dieléctricos, evaluado mediante el método ASTM D-97, es de - 40oC a - 50oC.
PUNTO DE INFLAMACION
Se define como la mínima temperatura a la cual el aceite emite una cantidad de vapores que es suficiente para formar una mezcla explosiva con el oxígeno del aire en presencia de una llama. El punto de inflamación de los aceites dieléctricos se ha fijado con un valor mínimo de 145oC y
mien-tras más alto, será más segura su utilización en transformadores e interruptores de potencia.
TENSION INTERFACIAL
Conviene recordar que la solubilidad de un líqui-do en otro y también la viscosidad de ellos de-penden, en buena parte, de su tensión superficial. Así por ejemplo, cuando dos líquidos tienen una tensión superficial muy diferente son insolubles, tal como sucede con el aceite y el agua. Ahora bien, en la interface o superficie de contacto de dos líquidos insolubles, se sucede una interacción molecular que tiende a modificar la tensión super-ficial de ambos líquidos en la zona de contacto; en este caso se habla de tensión interfacial, la cual casi siempre es referida al agua, como patrón de comparación.
Existen compuestos que se forman de la descom-posición natural de los aceites dieléctricos de ori-gen mineral, que son igualmente solubles tanto en el agua como en el aceite, modificando su tensión interfacial, causando un aumento considerable de la humedad de saturación del aceite y haciéndolo
más conductor de la electricidad.
La tensión interfacial mínima aceptada para acei-tes dieléctricos, evaluada por el método ASTM D-971, es de 40 dinas/cm.
PUNTO DE ANILINA
Temperatura a la cual un aceite dieléctrico se di-suelve en un volumen igual de anilina. Sirve como parámetro de control de calidad, ya que un acei-te dieléctrico con alto conacei-tenido de aromáticos disuelve la anilina a menor temperatura.
Temperaturas de disolución entre 78 y 86oC
co-rresponden a un buen dieléctrico. El punto de ani-lina aceptado para aceites dieléctricos, evaluado mediante el método ASTM D-611, es de 63 a 84oC.
COLOR
La intensidad de color del aceite dieléctrico de-pende de los tipos de hidrocarburos que predo-minen en dicho aceite. Así por ejemplo, las frac-ciones parafínicas e isoparafínicas son blancas y transparentes, color agua.
Las nafténicas varían de amarillo claro a amarillo verdoso. Las aromáticas poseen coloraciones que van desde el amarillo rojizo (naranja) al marrón os-curo.
Para los aceites dieléctricos se ha fijado un color máximo de 0,5 (amarillo claro), buscando que el aceite sea predominantemente nafténico. El co-lor se determina mediante el método ASTM D-1500.
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PROPIEDADES ELECTRICAS
FACTOR DE POTENCIA
El factor de potencia mide las pérdidas de co-rriente que tienen lugar dentro del equipo cuando se encuentra en operación. Estas pérdidas de corriente son debidas a la existencia de compues-tos polares en el aceite y a su vez son la causa de los aumentos anormales de temperatura que se suceden en los equipos bajo carga.
El factor de potencia máximo permisible (%), eva-luado mediante el método ASTM D-924, es: 25oC ………..0,05%
100oC ……….…0,3%
RIGIDEZ DIELECTRICA
La rigidez dieléctrica de un aceite aislante es el mínimo voltaje en el que un arco eléctrico ocurre entre dos electrodos metálicos. Indica la habili-dad del aceite para soportar tensiones eléctricas sin falla. Una baja resistencia dieléctrica indica contaminación con agua, carbón u otra materia extraña. Una alta resistencia dieléctrica es la mejor indicación de que el aceite no contiene con-taminantes. Los contaminantes que disminuyen la rigidez dieléctrica pueden usualmente ser re-movidos mediante un proceso de filtración (filtroprensa) o de centrifugación.
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PROPIEDADES QUIMICAS
ESTABILIDAD A LA OXIDACION
Los aceites dieléctricos, en razón de su trabajo, están expuestos a la presencia de aire, altas tem-peraturas y a la influencia de metales catalizadores tales como hierro y cobre, lo cual tiende a producir en el aceite cambios químicos que resultan en la formación de ácidos y lodos. Los ácidos atacan el tanque del transformador y reducen significativamente la capacidad aislante del aceite con las consecuentes pérdidas eléctri-cas. Los lodos interfieren en la transferencia de calor (enfriamiento), haciendo que las partes del transformador estén sometidas a más altas tem-peraturas, situación que también conduce a pér-didas de potencia eléctrica.
Como resulta obvio, es importante reducir al mí-nimo posible la presencia de estas sustancias perjudiciales (ácidos y lodos). Por esta razón es esencial el uso de aceites refinados que posean óptima resistencia a la oxidación y estabilidad quí-mica que garanticen amplios periodos de funcio-namiento y alarguen la vida de los equipos.
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COMPOSICION DE UN ACEITE
DIELEC-TRICO
La mayoría de los lubricantes dieléctricos están basados en aceites minerales sin aditivos y sólo en caso de aplicaciones severas se emplean acei-tes aditivados con inhibidor de oxidación. El proceso de fabricación involucra la destilación del crudo y su posterior refinación mediante algu-nos de los siguientes tratamientos: Por ácidos, ex-tracción por solventes o hidrogenación.
ACEITES BASES
Son hidrocarburos que como su nombre lo indica solo contienen carbono e hidrógeno, como com-ponentes principales, además de las impurezas inherentes a los derivados del petróleo que son el azufre, y en una menor proporción, el nitróge-no. Es conveniente mencionar que no todos los hidrocarburos que normalmente se encuentran en los productos o fracciones del petróleo pueden rea-lizar eficazmente las funciones que los aceites dieléctricos deben cumplir en los transformadores e interruptores de potencia.
Los aceites dieléctricos son una mezcla de hidro-carburos nafténicos, isoparafínicos y aromáticos, cuya composición varía de acuerdo con el crudo del que se destilan y del método de refinación empleado. Cada uno de estos tipos de hidrocarbu-ros tienen diferentes características que le apor-tan al producto final, estas son:
AROMATICOS
- Bajo coeficiente de expansión, que dificulta la disipación de calor y con ello la función de refri-geración o enfriamiento que le corresponde al aceite dieléctrico, cuando están en exceso. - Baja estabilidad a la oxidación, pero forman
com-puestos químicos estables que no presentan subsiguientes reacciones de oxidación, actuan-do como "capturaactuan-dores" de oxígeno.
- Alto poder de solvencia frente a las lacas y resi-nas (bajo punto de anilina), que puede fácilmen-te arruinar el aislamiento de los devana-dos, dependiendo de las especificaciones de las lacas y resinas del recubrimiento.
Conviene recordar que el lodo, originado en la oxidación prematura de los aromáticos, se acu-mula en los conductos por donde debe circular el aceite y dificulta su función refrigerante. Sin em-bargo, algunos compuestos aromáticos actúan como INHIBIDORES NATURALES de oxidación, y por lo tanto, su presencia en pequeña proporción es siempre deseable y necesaria.
ISOPARAFINICOS
- Punto de fluidez es menor que en los parafínicos, permitiendo que el aceite fluya fácilmente a ba-jas temperaturas y ejerza su función refrigeran-te.
- Tienen menor tendencia a la formación de gases lo cual es muy conveniente para la operación de los transformadores.
para transformadores
- Buena estabilidad a la oxidación.
NAFTENICOS
- Buena estabilidad a la oxidación. - Excelente fluidez a baja temperatura.
- Baja tendencia a la formación de gases y carbo-nes ante descargas eléctricas.
- Aceptable coeficiente de expansión. - Alta tensión interfacial.
Lo aceites minerales con un balance de hidrocar-buros adecuado tienen un buen comportamiento por muchos años y a menudo por toda la vida del transformador. Sin embargo, en transformadores que operan bajo condiciones severas, el problema de la oxidación del aceite puede ocurrir en un tiem-po más corto. Para los transformadores que ope-ran bajo esas condiciones es preferible usar un aceite que contenga aditivo antioxidante o inhibidor de oxidación.
Estos aditivos son sustancias que alargan consi-derablemente el tiempo de inducción de oxidación. El inhibidor de oxidación más comúnmente utiliza-do en los aceites dieléctricos es un compuesto conocido con el nombre genérico de Di-Butil Para-cresol, del cual existen pequeñas variaciones en composición, de acuerdo con su procedencia o mé-todo empleado en su producción.
Al igual que los aceites no inhibidos, éstos deben
estar libres de cualquier otra clase de aditivos.
No todos los aceites dieléctricos se comportan de la misma manera frente a los inhibidores de oxida-ción y por tanto, siempre resulta conveniente co-nocer la “susceptibilidad del aceite frente al inhibidor de oxidación”, puesto que algunas veces, cuando se agregan cantidades adicionales de inhibidor se pueden obtener resultados contrarios a los espe-rados. Otro aspecto a tener en cuenta es la toxici-dad de los inhibidores.
En la figura se ilustra el proceso completo de fabri-cación de un aceite dieléctrico, ya sea que se uti-lice tratamiento con ácidos, extracción por solven-tes o la hidrogenación, que es el método más acep-tado hoy día, por su mínimo efecto sobre el medio ambiente.
para transformadores
CRUDO HIDROGENACIÓN CATALITICA FILTRACION O SECADO ACEITE DE TRANSFORMADOR LODO ACIDO LODO ALCALINO DESTILADO TRATAMIENTO CON ARCILLA TRATAMIENTO CON ARCILLA (OPCIONAL) HIDROGENO SOLVENTE ROCIADO (REMOCION POR SOLVENTE) EXTRACCION POR SOLVENTE FILTRACION TRATAMIENTO ACIDO TRATAMIENTO CON ARCILLA LAVADO CON AGUA NEUTRALIZACION CON OLCALI ACIDO SULFURICO FILTRACIONpara transformadores
CLASIFICACION DE LOS ACEITES
DIELECTRICOS
Las propiedades y el comportamiento de los acei-tes dieléctricos son similares en muchos aspec-tos a los aceites para turbinas. Ambos circulan a temperaturas de medianas a altas (40 a 95oC) por
largos períodos de tiempo y en continuo contacto con aire y metales. Los aceites dieléctricos se caracterizan por ser de color claro y de baja visco-sidad (ISO 15 o menor).
Las especificaciones de los aceites dieléctricos han sido establecidas, a nivel internacional, por organismos oficiales y asociaciones de profesio-nales e industriales con el objeto de garantizar: a. Una calidad uniforme en su producción. b. Un desempeño óptimo durante todo el tiempo
de servicio que, en todo caso, no debe ser me-nor de cinco (5) años, cuando se emplean ra-cionalmente en equipos de alta potencia. Las especificaciones internacionales más conoci-das y adoptaconoci-das son las de la Sociedad America-na de Ensayos y Materiales (American Society of Testing and Materials, ASTM), que clasifica los aceites dieléctricos, mediante la norma ASTM D-3487, como aceites tipo 1 y tipo 2.
Los aceites dieléctricos tipo 1 se definen como aceites para equipos eléctricos donde se requiere una resistencia normal a la oxidación, y los de tipo 2 para aquellas aplicaciones donde la resistencia a la oxidación debe ser mayor.
Los aceites tipo 1 se conocen como aceites no inhibidos, porque solamente contienen hasta 0,08% en peso de aditivo antioxidante, y los tipo 2 son aceites inhibidos, en los que el inhibidor de oxidación llega hasta 0,3% en peso.
Las cifras típicas de los aceites tipo 1 y tipo 2 se muestran en la tabla siguiente:
para transformadores
Propiedad Parámetro Método ASTM Aceite Tipo 1 Aceite Tipo 2
Física Punto de anilina, oC D-611 63-84 63-84
Color, Máx. D-1500 0,5 0,5
Punto de inflamación, Mín. oC D-92 145 145
Tensión interfacial a 25 oC, Mín. dinas/cm. D-971 40 40
Punto de fluidez, Máx. oC D-97 -40 -40 Gravedad específica, 15oC/15oC Máx. D-1298 0,91 0,91 Viscosidad Máx, cSt D-445 ó 100oC D-88 3,0 3,0 40oC 12,0 12,0 0oC 76,0 76,0
Inspección visual Claro y traslúcido
Eléctrica Caída dieléctrica de voltaje, a 60Hz
- Electrodos de disco, Min. kV D-877 30,00 30,00
- Electrodos VDE, Min gap.
0.040 pulg. (1.02 m.m.) D-1816 28,00 28,00
0.080 pulg. (2.03 m.m.) 56,00 56,00
Caída dieléctrica de voltaje D-3300 145,00 145,00
condición de impulso, 25oC, Mín. kV 1", gap. D-2300 +15,00 +15,00
Factor de disipación (o factor de potencial) a 60 Hz. Máx. % +30 +30
25oC D-924 0,05 0,05
100oC 0,30 0,30
Química Estabilidad a la oxidación (prueba de lodos ácidos) D-2240
72 horas: % lodo, Máx. por masa 0,15 0,10
TAN, mgr KOH/gr.ac.us 0,50 0,30
164 horas: % lodo, Máx. por masa 0,30 0,20
TAN, mgr KOH/ gr.ac.us 0,60 0,40
Estabilidad a la oxidación (bomba rotativa), Mín. minutos D-2112 195,00
Contenido de inhibidor de oxidación D-1473 0,08 0,30
Máx. % por masa D-2628
Azufre corrosivo D-1275
Agua, Máx. ppm D-1533 35,00 35,00
Número de neutralización D-974 0,03 0,03
Número ácido total, Máx. mgr KOH/gr.ac.us. Cont. de BCP* ppmD-4059 No detectable
para transformadores
PROCESO DE DEGRADACION DE LOS
ACEITES DIELECTRICOS
Al igual que ocurre en otras aplicaciones, los lubricantes para servicio en transformadores están sometidos a diversas condiciones de operación y expuestos a la presencia de elementos que con-llevan al deterioro gradual de sus propiedades. El proceso de oxidación de los aceites dieléctricos depende, entre otros, de los siguientes factores: - La naturaleza o composición del aceite. - La cantidad de oxígeno disponible para la reacción de oxidación.
- La presencia del agua y otros catalizadores de oxidación, tales como partes de cobre. - El nivel de temperatura al cual es sometido el aceite dieléctrico durante el servicio.
Como ya se ha mencionado, dependiendo del tipo y balance de hidrocarburos empleados en la fabri-cación del aceite dieléctrico, éste presentará me-jores o peores propiedades tanto refrigerantes como de estabilidad química y a la oxidación, fac-tores de gran influencia en el proceso de oxida-ción del aceite.
El oxígeno disponible para las reacciones de oxi-dación proviene:
a. Del aire que normalmente está disuelto en di-cho aceite.
b. De las electrólisis del agua presente en el equipo.
A mayor cantidad de oxígeno presente en el acei-te, las reacciones de oxidación son más comple-tas y frecuentes.
El agua, además de aportar oxígeno para las reac-ciones de oxidación que ocurren en el aceite, es un buen catalizador para éstas mismas y sobre todo para aquellas que afectan a los metales ferrosos presentes en el equipo (corrosión de la carcaza y del núcleo del transformador).
Conviene recordar que el hierro, el cobre y cual-quier otro metal en contacto con el aceite son tam-bién catalizadores de las reacciones de oxidación que afectan a éste.
El nivel de temperatura a que normalmente ope-ra el equipo es un factor muy importante en la velocidad de oxidación del aceite dieléctrico y mien-tras más alta sea dicha temperatura, más rápida será la degradación del aceite, tal como se obser-va en la tabla siguiente.
TEMPERATURA VIDA UTIL DEL ACEITE*
DE OPERACION DIELECTRICO
DEL EQUIPO EN AÑOS
60oC 20,00 70oC 10,00 80oC 5,00 90oC 2,50 100oC 1,25 110oC 7 meses
*Tiempo estimado para que el número de neutralización del aceite alcance una acidez equivalente a 0,25 mg KOH/g.
para transformadores
Los transformadores modernos operan con tensio-nes o voltajes más altos y son de menor tamaño que los equipos de comienzo de siglo. En conse-cuencia, la cantidad de aceite dieléctrico requeri-da por estos transformadores es considerablemen-te menor, por lo cual su considerablemen-temperatura de operación depende en gran medida de la eficiencia de su sis-tema de refrigeración, o en otras palabras, de la capacidad refrigerante del aceite.
En la gráfica se muestra la diferencia existente entre las curvas de oxidación de un aceite no in-hibido y otro inin-hibido. Como se puede ver, los inhibidores artificiales de oxidación mantienen la
acidez del aceite a un nivel más bajo que los acei-tes sin inhibidor. Ahora bien, cuando se agota el aditivo antioxidante en el aceite inhibido la reac-ción de oxidareac-ción se acelera drásticamente y por tanto la curva toma forma exponencial con una pen-diente mayor que la del aceite no inhibido. El con-trol requerido sobre el nivel de acidez de un aceite dieléctrico inhibido, en su período final de servicio, es muy exigente debido al cambio radical en el comportamiento de su proceso oxidativo, lo cual podría dar origen a formación excesiva de lodos en el transformador con las consecuentes fallas en su funcionamiento. Número de neutralización Número de neutralización mg KOH / g mg KOH / g AÑOS DE SERVICIO AÑOS DE SERVICIO 0.4 0.4 0.3 0.3 0.2 0.2 0.1 0.1 0 0 2 2 44 66 88 11 1 2 1 2 Sin
Sin InhibidorInhibidor Con
Con Inhibidor Inhibidor
para transformadores
CONTROL DE CALIDAD DE LOS
ACEI-TES DIELECTRICOS
Las pruebas que se realizan con el propósito de evaluar el estado de las propiedades de los acei-tes dieléctricos de origen mineral, se orientan a determinar tres características básicas en dichos aceites:
- Su composición (pruebas de composición). - Su pureza (pruebas de pureza).
- Su estabilidad (pruebas de estabilidad).
La composición de un aceite dieléctrico, una vez que ha sido formulado y elaborado adecuadamen-te, no varía significativamente mientras permane-ce en servicio.
La estabilidad del mismo depende primordialmen-te de su composición. Esto significa que las prue-bas de composición y estabilidad no son muy ne-cesarias cuando se trata de controlar la calidad de un aceite dieléctrico en servicio, teniendo en cuen-ta que son estriccuen-tamente efectuadas para los acei-tes nuevos.
En conclusión, las pruebas de pureza son las que tienen mayor peso en la determinación del com-portamiento o desempeño de los aceites dieléctricos en servicio; por lo tanto son éstas pruebas las que se incluyen con más frecuencia en los programas de control.
En el cuadro siguiente se enumeran las pruebas que se realizan para determinar la calidad de los aceites dieléctricos.
Del cuadro anterior se tiene que los aceites dieléctricos, entregados en equipos nuevos o to-mados de equipos en servicio, pueden ser some-tidos a un gran número de ensayos; sin embargo, las pruebas siguientes son consideradas como su-ficientes para determinar si el estado del aceite es adecuado o no para continuar en servicio o para proponer una acción correctiva.
- Contenido de humedad. - Tensión interfacial. - Número de neutralización. - Rigidez dieléctrica. - Factor de potencia. - Color y aspecto.
- Análisis de gases disueltos.
Estabilidad de color Formación de lodo Período de inducción Contenido de inhibidor ESTABILIDAD Contenido de humedad Tensión interfacial No. de Neutralización Tensión de ruptura Factor de potencia PUREZA Punto de anilina Punto de fluidez Color Punto de inflamación Gravedad específica Viscosidad Azufre corrosivo COMPOSICION
para transformadores
VOLTAJE DE OPERACION DEL TRANSFORMADOR kV
Inspección 75 ó menos 76-149 150-250 Más de 250
Inicial
Fecha: Antes de energizar el equipo
Pruebas: ABCDEF ABCDEF ABCDEF ABCDEFG
Segunda
Después de: 2 años 18 meses 1 año 6 meses
Pruebas: ABCD ABCD ABCD ABCDEFG
Tercera
Después de: 18 meses 1 año 1 año 6 meses
Pruebas: ABCD ABCD ABCD ABCDE
Subsiguientes
Después de: 1 año después de la última inspección
Pruebas: ABCD ABCDEF ABCDEFG ABCDEFG
SIGNIFICADO DE LAS LETRAS A - Color, ASTM D-1500
B - Número de neutralización, ASTM
D-974
C - Tensión interfacial, ASTM D-971 D - Tensión de ruptura, ASTM D-877 E - Factor de potencia, ASTM D-924 F - Contenido de agua, ASTM D-1315
ó D-1523
G - Análisis de gases disueltos
Las pruebas ya reseñadas y la frecuencia promedio con que pueden realizarse dichas pruebas se mues-tran en los cuadros siguientes:
Es clave hacer énfasis en que la frecuencia de las inspecciones y pruebas efectuadas a un transfor-mador debe establecerse con base en los factores que se relacionan a continuación:
1. Capacidad del equipo. 2. Condiciones de operación. 3. Importancia del servicio prestado. 4. Condiciones del aceite dieléctrico:
A medida que aumentan los años de servicio de los transformadores es lógico esperar una pro-gresiva degradación del aceite, con lo cual se aumenta la probabilidad de falla en los equipos.
para transformadores
5. Condiciones ambientales: En condiciones am-bientales adversas, las inspecciones que se de-ben practicar serán más frecuentes, pues tanto el aceite como la carcaza y accesorios externos del transformador se ven seriamente afectados.
para transformadores
Propiedades Lugar del Categoría del Frecuencia de los ensayos ensayo * Equipo
Color y aspecto S o L O,A,B,C,D,E Simultáneamente con otros ensayos cuantitativos
Tensión de ruptura S o L O,A,B,C,D,E,F,G O,A,B.
Después del llenado o rellenado y antes de la energización. Luego, pasados 12 meses, después cada dos años. C,D,E.
Después del llenado o rellenado y antes de la energización. Luego, pasados 12 meses, después cada seis años. F.
Después del llenado o rellenado y antes de ponerlobajo tensión.
Luego, cada 4 años o cada 70.000 maniobras sí ese número se alcanza antes, o según las instrucciones del fabricante.
G.
Referirse a las especificaciones del fabricante.
Contenido de agua L O,A,B,C,D,E O,A.
Después del llenado o rellenado y antes de energizarlo. Luego, pasados 3 y 12 meses, luego al mismo tiempo que el análisis de los gases disueltos
B,D,E.
Después del llenado o rellenado y antes deenergizarlo. Luego, pasados 12 meses, después cada 6 años o de acuerdo con el análisis de gases disueltos.
C.
No es un ensayo de rutina, solamente cuando la tensión de ruptura está próxima al valor límite de rechazo.
Indice de neutralización L O,A,B,C,D,E,F,G. O,A,B,C - Cada 6 años
D,E,F,G - Ningún ensayo de rutina.
Sedimentos y L O,A,B,C,D,E Ningún ensayo de rutina. Efectuar según los resultados del
depósitos (lodos) examen visual o el valor del índice de neutralización.
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APLICACION Y FRECUENCIA DE LOS ENSAYOS
Propiedades Lugar del Categoría del Frecuencia de los ensayos ensayo * Equipo
Resistividad L O,A,B,C,D,E O,A,B,D.
Después del llenado o rellenado y antes de energizarlo. Luego pasados 12 meses, después cada 6 años. C,E.
Ningún ensayo de rutina.
Factor de disipación L O,A,B,C,D,E O,A,B,D.
dieléctrica, tgs a 100 oC Después del llenado o rellenado y antes de la energización.
y 40Hz a 60 Hz. Luego, pasados 12 meses, después cada 6 años.
C,E.
Ningún ensayo de rutina.
Tensión interfacial L O,A,B,C,D,E O,A,B,C,D,E.
Después del llenado o rellenado y antes de energizarlo. Luego, pasados 12 meses, después cada 6 años.
Contenido de gas L O,A,B,D
Punto de inflamación L O,A,B,C,D,E O,A,B,C,D,E.
Ningún ensayo de rutina, quizás revisarlo cuando un olor anormales detectado; enseguida de un defecto interno o cuando el transformador viene de ser llenado.
para transformadores
El agua puede proceder del aire atmosférico o re-sultar de la degradación de materiales aislantes. La solubilidad del agua en el aceite para transfor-madores aumenta en función de la temperatura y del índice de neutralización.
En el diagrama se observa que para una tempera-tura dada, el aceite disuelve una cantidad de agua determinada, la cual depende del punto de equili-brio o de saturación del aceite para cada tempera-tura.
Cuando el contenido de agua sobrepasa un cierto nivel (valor de saturación) no puede permanecer en solución, y el agua, ahora libre, aparece en forma de turbulencia o de góticas provocando invariable-mente una disminución en la rigidez dieléctrica. A continuación se detalla un poco más sobre cada
una de las pruebas realizadas a los aceites dieléctricos como parte del programa periódico de inspecciones.
Contenido de Humedad
Como se sabe, el agua es poco soluble en los aceites dieléctricos, pero aun así, pequeñas canti-dades de humedad son suficientes para aumentar drásticamente su conductividad eléctrica, reducir su rigidez dieléctrica y subir su factor de potencia.
Curva A: Saturación en contenido de agua de un aceite nuevo. Curva B: Saturación en contenido de agua en un aceite oxidado con un índice de neutralización de 0,3 mg KOH/g.
0 0 10 20 30 40 50 60 10 50 100 150 200 A B
CONTENIDO DE AGUA DEL ACEITE (mg/
Kg
)
TEMPERATURA DEL ACEITE EN SERVICIO
1000 Temperatura ° C 800 600 400 300 200 60 40 30 20 10 80 100 0 10 20 30 40 50 60 70 CONTENIDO DE AGUA, ppm
para transformadores
El agua no sólo es perjudicial para el aceite por-que aumenta su conductividad eléctrica sino por-que además es un elemento altamente corrosivo a los metales ferrosos y por ello forma óxido de hierro que al disolverse en el aceite lo hace aun más con-ductor. También, el agua suspendida o depositada en el fondo de los transformadores propicia el cre-cimiento de bacterias que contribuyen a acelerar el proceso de degradación de los aceites dieléctricos.
Dentro de un transformador el contenido total de agua se reparte entre el papel y el aceite en una relación predominante para el papel. Las variacio-nes pequeñas de temperatura modifican sensible-mente el contenido de agua del aceite pero muy poco la del papel.
Conociendo el contenido de agua de un aceite a una temperatura dada, es posible mediante gráfi-cas obtener el contenido de agua del papel. Los valores límites de contenido de agua recomenda-dos en la tabla Guía de Valores Límites, tienen por objeto controlar el contenido de agua en el ais-lamiento celulósico (papel), a temperaturas norma-les del aceite en servicio a más de 40oC y hasta
60oC.
Un alto contenido de agua acelera la degradación química del papel aislante y es un indicio de ma-las condiciones de funcionamiento o de un mante-nimiento que necesita medidas correctivas. Valores típicos de contenido de agua para aceites dieléctricos nuevos están en el orden de 15 ppm a
30 ppm. Resulta evidente que se requiere some-terlos a un proceso de secado previo a su uso.
Tensión Interfacial
Este es uno de los test más ampliamente usados para determinar el nivel de deterioro y contamina-ción de un aceite dieléctrico.
Esta característica cambia rápidamente durante las etapas iniciales de envejecimiento, luego su evolu-ción se estabiliza, cuando la degradaevolu-ción es aún moderada.
Es por esta razón que los resultados son bastante dificiles de interpretar en términos de mantenimien-to del aceite. Sin embargo, es conveniente anali-zar en detalle los aceites cuyos valores de la ten-sión interfacial se encuentran en el límite mínimo recomendado en la Guía de Valores Límites, que aparece en la página siguiente.
Los valores típicos de tensión interfacial de los acei-tes nuevos están alrededor de 45 dinas/cm; sin embargo, aceites con valores de 20 o más se con-sideran apropiados para el servicio.
Tensiones interfaciales por debajo de 20 dinas/cm indican la contaminación del aceite con productos de oxidación, barnices, glicol, jabones de sodio, y posiblemente otras materias extrañas. La filtración del aceite, especificada en la norma ASTM D-971, puede reportar valores altos de tensión interfacial. Un comportamiento típico de la tensión interfacial con los años de servicio del aceite se ilustra en la figura.
para transformadores
AÑOS DE SERVICIO
0
10
20
30
40
50
TENSIO DE RUPTURA
2
4
6
8
10
12
para transformadores
O ENSAYOS METODOS CLASIFICACION DE ACEITES ACEITES EN SERVICIO ACEITES REGENERADOS
R TRANSFORMADORES SIN USAR
D Tensión máxima Recibido GRUPO I GRUPO II GRUPO III Límites de Después de
E de operación en equipo por por por aceptación llenar y
N nuevo continuar reacondic. regenerar después de antes de
regenerar energizar 1 Tensión de ASTM D877 C <72,5 Kv >30 >26 <26 >30 >30 ruptura B 72,5-170 Kv >30 >26 <26 >30 dieléctrica A 170-420 Kv >35 >26 <26 >35 (Kv) O <420 Kv >35 >30 <30 >35 ASTM D1816 C <72,5 Kv >25 >23 >23 >26 >26-30 (0,04 pulg.) B 72,5-170 Kv >25 >23 >23 >26-30 A 170-420 Kv >30 >26 >26 >26-30 O >420 >30 >26 >26 >26-30 ASTM D1816 C <72,5 Kv >40 >34 >34 (0,08 pulg.) B 72,5-170 Kv >40 >34 >34 A 170-420 Kv >50 >45 >45 O >420 Kv >60 >45 >45 IEC 156 C <72,5 Kv >40 >30 >30 B 72,5-170 Kv >50 >30 >30 A 170-420 Kv >60 >40 >40 O >420 Kv >60 >50 >50 2 Factor de ASTM D924 C <72,5 Kv <0,1 potencia (25oC) B 72,5-170 Kv <0,1 (%) A 170-420 Kv <0,1 <1,0 O >420 Kv <0,05 ASTM D924 C <72,5 Kv <0,5 (100oC) B 72,5-170 Kv <0,5 <1,0 <1,0 A 170-420 Kv <0,5 O >420 Kv <0,3 3 Contenido ASTM D1533 C <72,5 Kv <20 <35 35-40 <35 de B 72,5-170 Kv <20 <35 35-40 <35 <35 humedad A 170-420 Kv <15 <25 25-30 <20 (ppm) O <420 Kv <10 <15 15-20 10-15 4 Número de ASTM D974 C <72,5 Kv <0,03 <0,3 >0,3 >0,5 <0,05 neutrali- B 72,5-170 Kv <0,03 <0,2 >0,2 >0,5 <0,05 <0,05 zación A 170-420 Kv <0,03 <0,2 >0,2 >0,5 <0,05 (mg KOH/g) O >420 Kv <0,03 <0,1 0,1-0,2 >0,4 <0,05 5 Tensión ASTM D971 C <72,5 Kv >40 >24 interfacial B 72,5-170 Kv >40 >24 <24 <15 >35 >35 A 170-420 Kv >40 >26 >35 A >420 Kv >40 >30 >35 6 Color ASTM D1500 <72,5->420 Kv <1,0 <1,5 <1,5
7 Aspecto ASTM D1524 <72,5->420 Kv Claro y libre Claro y libre Claro y libre Claro y libre
Visual sedimentos sedimentos sedimentos sedimentos
8 Contenido D831, D1817 C <72,5 Kv
de gases D2945 B 72,5-170 Kv
(%) A 170-420 Kv <30
O >420 Kv <0,5
9 Sedimentos Anexo A >72,5 >420Kv Libre Libre Libre
y lodos 10 Resistividad IEC 247 C <72,5 Kv 90oC>60 90oC>0,2 (Gm) B 72,5-170 Kv 90oC>60 90oC>0,2 90oC A 170-420 Kv 90oC>60 90oC>1 O >420 Kv 90oC>60 90oC>1 20oC C <72,5 Kv 20oC>60 B 72,5-170 Kv 20oC>200 A 170-420 Kv 20oC>200 O >420 Kv 20oC>60
11 Estabilidad ASTM D2440 <72,5 y >420 Kv Según norma 0,50
a la ICONTEC 0,25
oxidación 1465
164h - NN
- lodos Según norma
Bomba ASTM D2112 <72,5 y >420 Kv ICONTEC 150
rotativa 1465
GUIA DE VALORES LIMITES PARA LA ACEPTACION, MANTENIMIENTO Y REGENERACION
DE ACEITES AISLANTES PARA TRANSFORMADORES Y OTROS EQUIPOS ELECTRICOS
para transformadores
Número de NeutralizaciónEl índice de neutralización de un aceite es una medida de la mayor o menor cantidad de ácidos que se han formado en el aceite durante el tiempo en que ha permanecido en servicio.
Su valor, poco importante para un aceite nuevo, aumenta como consecuencia del envejecimiento por oxidación y es utilizado como guía general para establecer el momento preciso para reemplazarlo o regenerarlo, siempre que se hayan establecido los límites de rechazo y que otros ensayos lo con-firmen.
El número de neutralización de un aceite nuevo no debería exceder 0.025 mgKOH/g. Aceites con va-lores de TAN del orden de 0.5 mgKOH/g son con-siderados inaceptables para el servicio.
Es importante aclarar que un TAN bajo no descar-ta la presencia de condescar-taminantes en el aceite, ya que puede tratarse de un material de tipo alcalino. Un caso encontrado con alguna frecuencia es la contaminación del aceite con silicato de sodio, que es un material empleado por los fabricantes de transformadores en el aislamiento.
Rigidez Dieléctrica
La tensión de ruptura es importante como una me-dida de la aptitud de un aceite para resistir los es-fuerzos eléctricos. Un aceite seco y limpio se ca-racteriza por una tensión de ruptura alta.
El valor alcanzado en la prueba de tensión de rup-tura o rigidez dieléctrica dependerá casi
exclusiva-mente de la cantidad de contaminantes tales como el agua, partículas conductoras, lodos, polvo, y ga-ses disueltos contenidos en el aceite; los cuales reducen severamente esta propiedad.
La rigidez dieléctrica disminuye con los aumentos de la temperatura del aceite, por lo cual, para efec-tos de control, se especifica una temperatura de 20oC para la realización de esta prueba.
La gráfica ilustra la variación de la tensión de rup-tura con el contenido de humedad.
Factor de Potencia
Es una prueba muy aceptada en las evaluaciones periódicas de aceites dieléctricos. El factor de po-tencia de un aceite nuevo no debería exceder de 0.05% a 25oC. Un valor alto en un aceite usado
indica deterioro y contaminación con carbón, bar-nices, sodio, glicol, u otras materias conductoras. La gráfica PFVO aplicable, exclusivamente, para
100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 5 15 20 25 30 35 40 45 CONTENIDO DE AGUA, PPM. TENSION DE RUPTURA 20 ºC, Kv
para transformadores
aceites no inhibidos es útil para evaluar la conti-nuidad en servicio de un aceite, de acuerdo con su factor de potencia y el tiempo de oxidación.
Color y Aspecto
El color de un aceite aislante está determinado por la luz transmitida y está expresado por un nú-mero obtenido de su comparación con una serie de colores normalizados o estandarizados. El co-lor de un aceite nuevo es generalmente aceptado como un indicador de su grado de refinación. Un cambio en el color del aceite en servicio indica contaminación o deterioro.
Además del color, el aspecto visual de un aceite puede poner en evidencia turbulencias y sedimen-tos, lo que puede indicar la presencia de agua li-bre, lodos insolubles, carbón, polvo, fibras, etc.
Para aceites con índices de color por encima de 4 se requiere la realización de pruebas adicionales tendientes a determinar si su condición es peligro-sa para continuar en operación
Análisis de gases disueltos
Este tipo de prueba se estudiará ampliamente en la siguiente sección de este módulo; Diagnóstico de fallas en transformadores.
La tabla de la página siguiente muestra los parámetros de tolerancia en los resultados de las pruebas. 0 3 5 20 40 60 80 100 120 Horas de Oxidación 0 1 2 4 140 Area de aceptación Factor de potencia (% ) 3 2 1 0 0 2 4 6 8 10 12 AÑOS DE SERVICIO COLOR ASTM D-1500
para transformadores
PARAMETROS DE TOLERANCIA EN LOS RESULTADOS DE LAS INSPECCIONES Voltaje de operación kV
CARACTERISTICAS 36 37-170 171-300 300
Número de neutralización: mgKOH, ASTM D974
Aceite no inhibido, Máx. 0,5 0,4 0,4 0,3
Aceite inhibido, Máx. 0,05 0,05 0,05 0,05
Tensión interfacial: dinas/cm, ASTM D971
Aceite no inhibido; Min. 12 15 15 15
aceite inhibido, Mon 20 20 20 20
Constante dieléctrico: kV, ASTM D877
Ambos aceites, Min. 25 30 35 40
Factor de potencia: 60Hz/100oC, ASTM D924
Ambos aceites, Máx. 0,35 0,30 0,25 0,20
Contenido de agua: ppm, ASTM D1315
Ambos aceites, Máx. 40 35 30 25
Contenido inhibidor: peso %, ASTM D2668
Aceite inhibido, Min. 0,1 0,1 0,1 0,1
Contenido de lodo: visual*
Ambos aceites Negativo
* Vierta 50 ml.aproximadamente de aceite en un vaso de precipitado (baker) de igual capacidad, cúbralo con un vidrio de reloj y déjelo reposar por 24 horas.
para transformadores
CLASIFICACION DE LOS ACEITES
EN SERVICIO
Es importante establecer guías estrictas e inmu-tables para evaluar los aceites en servicio o para recomendar los valores límites de ensayos que co-rrespondan a todas las utilizaciones posibles de los aceites aislantes en servicio.
De acuerdo con la experiencia industrial actual, los aceites en uso pueden ser posicionados se-gún una clasificación basada en la evaluación de las propiedades más significativas y/o sobre la posibilidad de restituirles las características desea-das como sigue:
Grupo 1:
Este grupo comprende los aceites cuyo estado ca-racterístico es satisfactorio para continuar en servi-cio. Los aceites cuyas propiedades sé sitúan en los límites fijados en la tabla Guía de Valores
Lí-mites, para la categoría del equipo apropiado, se
consideran pertenecientes a este grupo. Se sobrentiende que estos límites son solamente indi-cativos. Con excepción de la tensión de ruptura dieléctrica, el hecho de que una o varias de las pro-piedades se sitúen fuera de los límites indicados no requiere una acción inmediata, aunque, a un térmi-no más largo, esta situación pudiera ocasionar una degradación acelerada y una reducción de la dura-ción del equipo. En cuanto a la interpretadura-ción de los resultados, diferentes factores deben ser tomados en consideración, tales como: las condiciones de servicio, la edad del equipo y la evolución de las características de los aceites.
Grupo 2:
Este grupo comprende los aceites que necesitan solamente un tratamiento de reacondicionamiento que permita su utilización posterior. Un contenido alto de agua y una tensión de ruptura dieléctrica baja, indican generalmente esta necesidad; siem-pre y cuando todos los otros criterios sean aún satisfactorios.
El aceite puede tener un aspecto turbio o sucio. El tratamiento apropiado consiste en eliminar por me-dios mecánicos el agua y las materias insolubles. El tratamiento debe ser tal que los valores alcan-zados para el contenido de agua y la tensión de ruptura se acerquen a aquellos dados en la tabla
Guía Valores Límites, cuando sea aplicable. Sin embargo, se debe tener en cuenta que un ex-ceso de agua en el aceite puede ser el indicio de que el aislamiento sólido está en malas condicio-nes y que necesita medidas correctivas.
Grupo 3:
Este grupo comprende los aceites en mal estado, cuyas propiedades no pueden ser restauradas a un nivel satisfactorio sino después de una regene-ración. Este estado será generalmente puesto en evidencia por la presencia de depósitos precipitables, de lodos insolubles y por los valores del índice de neutralización y/o el factor de disipa-ción dieléctrica superiores a aquellos dados en la tabla Guía de Valores Límites.
Los aceites pertenecientes a este grupo deben ser regenerados o bien, reemplazados, dependiendo
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de consideraciones económicas.
Grupo 4:
Este grupo comprende los aceites de calidad tan mala que se aconseja descartarlos, lo que corres-ponde a muchas propiedades insatisfactorias. Otro forma de clasificar los aceites dieléctricos en servicio es por medio del índice de calidad o índice Myers, que relaciona la tensión interfacial del aceite con el número de neutralización del mismo.
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CLASIFICACION DE LOS ACEITES EN
FUNCION DEL N.N. Y T.I.F.
Indice de calidad = Tensión interfacial Número de neutralización 40 40 35 35 30 30 25 25 20 20 15 15 10 10 5 5 0 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 Franja fuera Franja fuera de lodos de lodos Aceite Aceite bueno bueno Aceite aceptable Aceite aceptable Aceite marginal Aceite marginal Aceite malo Aceite malo
Aceite muy malo
Aceite muy malo
Aceite Aceite extremadamente malo extremadamente malo Aceite Aceite para desechar para desechar
Número de neutralización mg KOH / gm aceite
Número de neutralización mg KOH / gm aceite
Tensión interfacial
Tensión interfacial
DINAS / cm
para transformadores
GUIA PARA EVALUAR ACEITES PARA TRANSFORMADORES CHART TO EVALUATE TRANSFORMER OILS
EXCELENTE EXCELENT BUENO GOOD ACEPTABLE ACCETABLE MARGINAL MARGINAL MALO BAD MUY MALO VERY BAD MALISIMO EXTREMELY BAD 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
No. DE NEUTRALIZACION, mg. KOH/g - NEUTRALIZATION NUMBER, mg. KOH/g
TENSION INTERFACIAL 25ºC, d/cm -INTERFACIAL TENSION 25ºC, d/cm
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