08 transformadores

Aceites
para transformadores
EL TUTOR DE LUBRICACION SHELL
Módulo Nueve
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
Manejo de aceites dieléctricos
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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 devanado 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 vueltas 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
Np Ns
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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.
Más acerca de
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 = Vs
Is
/Vp
Ip
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 conductores 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 refrigeración.
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, como 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.
Aún cuando no explotara, el aceite puede quemar-
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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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Más acerca de
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 logra 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 características 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, selectores y reguladores de corrien-
te alterna 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.
Categoría G: disyuntores 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 operación de
los transformadores. Para cumplir de una forma
eficaz con este propósito, el aceite debe poseer
no solo una buena fluidez, sino también excelente
estabilidad térmica y a la oxidación que le permita
circular libremente sin dejar depósitos. Para esto
se requiere un aceite de baja viscosidad 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:
100o
C ……………………………....3 cSt.
40o
C ……………………………..12 cSt.
0o
C ……………………………. 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 0o
C indica la
presencia dominante de hidrocarburos
parafínicos, en tanto que puntos de fluidez del
orden de -10o
C son propios de las fracciones de
petróleo en las cuales predominan los hidrocarbu-
ros isoparafínicos. Las fracciones de hidrocarbu-
ros nafténicos tienen puntos de fluidez entre -20 a
-35o
C y las fracciones de hidrocarburos aromáti-
cos llegan a tener puntos de fluidez del orden de
los -40 a -60o
C.
Curva de Viscosidad vs. Temperatura de los aceites Dieléctricos
10000
5000
1800
1000
800
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 -10 100 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120
VISCOSIDAD,cST
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 - 40o
C a - 50o
C.
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 145o
C 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 contenido de aromáticos
disuelve la anilina a menor temperatura.
Temperaturas de disolución entre 78 y 86o
C 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 84o
C.
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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Aceites
Módulo Nueve
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:
25o
C …………………………………..0,05%
100o
C ……………………………….…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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Aceites
Módulo Nueve
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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Aceites
Módulo Nueve
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 "capturadores" 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.
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Aceites
Módulo Nueve
- 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.
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Aceites
Módulo Nueve
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
FILTRACION
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Aceites
Módulo Nueve
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 95o
C) 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 adoptadas 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:
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Aceites
Módulo Nueve
Propiedad Parámetro Método ASTM Aceite Tipo 1 Aceite Tipo 2
Física Punto de anilina, o
C D-611 63-84 63-84
Color, Máx. D-1500 0,5 0,5
Punto de inflamación, Mín. o
C D-92 145 145
Tensión interfacial a 25 o
C, Mín. dinas/cm. D-971 40 40
Punto de fluidez, Máx. o
C D-97 -40 -40
Gravedad específica, 15o
C/15o
C Máx. D-1298 0,91 0,91
Viscosidad Máx, cSt D-445 ó
100o
C D-88 3,0 3,0
40o
C 12,0 12,0
0o
C 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, 25o
C, Mín. kV 1", gap. D-2300 +15,00 +15,00
Factor de disipación (o factor de potencial) a 60 Hz. Máx. % +30 +30
25o
C D-924 0,05 0,05
100o
C 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
NOTA: *BCP es el inhibidor de oxidación Butil P-Cresol
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Aceites
Módulo Nueve
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
60o
C 20,00
70o
C 10,00
80o
C 5,00
90o
C 2,50
100o
C 1,25
110o
C 7 meses
*Tiempo estimado para que el número de neutralización
del aceite alcance una acidez equivalente a 0,25 mg
KOH/g.
NUMERO DE NEUTRALIZACION vs. TEMPERATURA
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Aceites
Módulo Nueve
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 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 inhibido. 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 oxidación 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.
NúmerodeneutralizaciónNúmerodeneutralización
mgKOH/gmgKOH/g
AÑOS DE SERVICIOAÑOS DE SERVICIO
0.40.4
0.30.3
0.20.2
0.10.1
00
22 44 66 88 11
1 2
1
2
SinSin InhibidorInhibidor
ConCon InhibidorInhibidor
CURVA DE OXIDACION DE UN ACEITE DIELECTRICO
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Aceites
Módulo Nueve
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 estrictamente 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
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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.
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Aceites
Módulo Nueve
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.
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Aceites
Módulo Nueve
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
delfabricante.
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) examenvisual o el valor del índice de neutralización.
APLICACION Y FRECUENCIA DE LOS ENSAYOS
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Módulo Nueve
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.
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 o
C 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.
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.
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Aceites
Módulo Nueve
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 5040 60
10
50
100
150
200
AB
CONTENIDODEAGUADELACEITE(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
CONTENIDODEAGUA,ppm
Muestra puramin AD-AD, lote 16,19,5,79
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Aceites
Módulo Nueve
El agua no sólo es perjudicial para el aceite por-
que aumenta su conductividad eléctrica sino 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 40o
C y hasta
60o
C.
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 degradación 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.
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Aceites
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AÑOS DE SERVICIO
0
10
20
30
40
50
TENSIODERUPTURA
2 4 6 8 10 12
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Módulo Nueve
O ENSAYOS METODOS CLASIFICACIONDE ACEITES ACEITES EN SERVICIO ACEITESREGENERADOS
R TRANSFORMADORES SIN USAR
D Tensión máxima Recibido GRUPO I GRUPOII GRUPOIII Límites de Después de
E deoperación 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 72,5-170Kv >30 >26 <26 >30
dieléctrica A 170-420 Kv >35 >26 <26 >35
(Kv) O <420 Kv >35 >30 <30 >35
ASTMD1816 C <72,5 Kv >25 >23 >23 >26 >26-30
(0,04pulg.) B 72,5-170Kv >25 >23 >23 >26-30
A 170-420 Kv >30 >26 >26 >26-30
O >420 >30 >26 >26 >26-30
ASTMD1816 C <72,5 Kv >40 >34 >34
(0,08pulg.) B 72,5-170Kv >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 72,5-170Kv >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 (25o
C) B 72,5-170Kv <0,1
(%) A 170-420 Kv <0,1 <1,0
O >420 Kv <0,05
ASTM D924 C <72,5 Kv <0,5
(100o
C) B 72,5-170Kv <0,5 <1,0 <1,0
A 170-420 Kv <0,5
O >420 Kv <0,3
3 Contenido ASTMD1533 C <72,5 Kv <20 <35 35-40 <35
de B 72,5-170Kv <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 72,5-170Kv <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 72,5-170Kv >40 >24 <24 <15 >35 >35
A 170-420 Kv >40 >26 >35
A >420 Kv >40 >30 >35
6 Color ASTMD1500 <72,5->420 Kv <1,0 <1,5 <1,5
7 Aspecto ASTMD1524 <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 72,5-170Kv
(%) A 170-420 Kv <30
O >420 Kv <0,5
9 Sedimentos Anexo A >72,5>420Kv Libre Libre Libre
ylodos
10 Resistividad IEC 247 C <72,5 Kv 90o
C>60 90o
C>0,2
(Gm) B 72,5-170Kv 90o
C>60 90o
C>0,2
90o
C A 170-420 Kv 90o
C>60 90o
C>1
O >420 Kv 90o
C>60 90o
C>1
20o
C C <72,5 Kv 20o
C>60
B 72,5-170Kv 20o
C>200
A 170-420 Kv 20o
C>200
O >420 Kv 20o
C>60
11 Estabilidad ASTMD2440 <72,5 y >420 Kv Según norma 0,50
a la ICONTEC 0,25
oxidación 1465
164h - NN
- lodos Según norma
Bomba ASTMD2112 <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
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Aceites
Módulo Nueve
Número de Neutralización
El 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 contaminantes en el aceite, ya
que puede tratarse de un material de tipo alcalino.
Un caso encontrado con alguna frecuencia es la
contaminación del aceite con silicato de sodio, que
es un material empleado por los fabricantes de
transformadores en el aislamiento.
Rigidez Dieléctrica
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
20o
C 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 25o
C. 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.
TENSIONDERUPTURA20ºC,Kv
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Aceites
Módulo Nueve
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 1210
AÑOS DE SERVICIO
COLORASTMD-1500
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Aceites
Módulo Nueve
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/100o
C, 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.
Observe si hay sedimento en el fondo, en caso contrario reporte el resultado negativo.
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Aceites
Módulo Nueve
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 interpretación 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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Aceites
Módulo Nueve
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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Aceites
Módulo Nueve
CLASIFICACION DE LOS ACEITES EN
FUNCION DEL N.N. Y T.I.F.
Indice de calidad =
Tensión interfacial
Número de neutralización
4040
3535
3030
2525
2020
1515
1010
55
00
0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6
Franja fueraFranja fuera
de lodosde lodos
AceiteAceite
buenobueno
Aceite aceptableAceite aceptable
Aceite marginalAceite marginal
Aceite maloAceite malo
Aceite muy maloAceite muy malo
AceiteAceite
extremadamente maloextremadamente malo
AceiteAceite
para desecharpara desechar
Número de neutralización mg KOH / gm aceiteNúmero de neutralización mg KOH / gm aceite
Tensión interfacialTensión interfacial
DINAS / cmDINAS / cm
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Aceites
Módulo Nueve
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
TENSIONINTERFACIAL25ºC,d/cm-INTERFACIALTENSION25ºC,d/cm
22
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Aceites
Módulo Nueve
Aceite bueno
NN 0.00 a 0.10 - TIF 30.0 a 45.0
Amarillo claro
Aceite a ser tenido en observación
NN 0.05 a 0.10 - TIF 27.1 a 29.9
Amarillo
Aceite marginal
NN 0.11 a 0.15 - TIF 24.0 a 27.0
Amarillo oscuro
Aceite malo
NN 0.16 a 0.40 - TIF 18.0 a 23.90
Ambar
Aceite muy malo
NN 0.41 a 0.65 - TIF 9.0 a 17.9
Café
Aceite extremadamente malo
NN 0.66 a 1.50 - TIF 9.0 a 13.9
Café oscuro
Aceite en condición pésima
NN1.51 o más negro
Indice de calidad: 300 a 1.500 o más
Indice de calidad: 271 a 600
1
2
3
4
5
6
7
CLASIFICACION DE LOS ACEITES SEGUN EL INDICE DE CALIDAD
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Aceites
Módulo Nueve
APLICACION DE LA CLASIFICACION DE LOS AGENTES DIELECTRICOS PARA
TRANSFORMADORES
Nota Importante: El aceite caliente actúa como un solvente fuerte para disolver sus productos sólidos que están descompuestos. Por esa razón
las unidades para el filtrado deben ser de procesos cerrados, es decir, que calienten el aceite (aprox. 80°C) y los degasifiquen (aprox. 0.1
Torr). Equipos de sólo papel y abiertos son obsoletos
2
3
4
5
6
1
7
OBSERVACIONES
El aceite está cumpliendo con las
siguientes funciones:
a. Refrigeración eficiente
b. Agente dieléctrico.
Componentes polares (lodos) en solución
(producto de la oxidación del aceite)
causan bajas en la tensión interfacial.
Acidos grasos cubren las bobinas. Lodos
en suspensión listos a iniciar
concentraciones. Alta probabilidad de
lodos en las fisuras del aislamiento.
En casi un 100% de los transformadores
en este rango se han formado depósitos
de lodos sobre las bobinas y núcleo.
LODOS SE DEPOSITAN PRIMERO EN
LASAREASDEREFRIGERACION.
Sedimentos depositados continúan
oxidándose y endureciéndose. EL
AISLAMIENTO SE ESTA
CONTRAYENDO. Alta probabilidad de
falla prematura.
Sedimentos aíslan áreas de refrigeración y
ductos causando incrementos de
temperatura de operación.
Gran cantidad de sedimentos. Requiere
procesos especiales.
TENSION INTERFACIAL
dinas/cm
30 - 45
27 - 29
24 - 27
18 - 24
14- 18
9 - 14
6 - 9
No DE NEUTRALIZACION
mg/KOH/ggm
0.03 - 0.10
0.05 - 0.10
0.11 - 0.15
0.16 - 0.40
0.41 - 0.65
0.66 - 1.50
1.5 y Superior
COLOR
Bueno
0 - 0.5
Aceptable
0.5 -1.0
Marginal
1.0 -1.5
Malo
1.5 -2.5
Muy malo
2.5 - 3.5
Extremada-
mente malo
3.5 - 4.0
Aceites para dar
de baja
4.5 - Sup.
ACCION A TOMAR
Análisis anual del aceite a fin de evaluar
funcionamientosy
establecer tendencias.
Análisis anual del aceite.
Establecer programa de mantenimiento
preventivo
Aceite requiere tratamiento con filtro
prensa especial (ver nota), para detener
deterioramientorápido del aislamiento
Desencubada del transformador.
Lavada con aceite nuevo y caliente parte
activa y tanque.
Filtrado del aceite con unidad especial.
Desncubada del transformador.
Proceso similar al (4) usando unidad
especial para filtrado adicionándole tierra
defuller .
Procedimiento similar al anterior.
Posible cambio de aceite.
Proceso similar al (4), cambio de aceite.
Proceso de filtrado con unidad especial.
Aislamientos deteriorados. Se recomienda
en pensar en un futuro cercano cambio del
transformador
RIGIDEZ DIELECTRICA
KV
30
y
Superior
25 - 30
22 -25
INDICE DE
MYERS
300 - 1.500
271 - 600
160 - 318
45 -159
22 - 44
6 - 21
1.51 ó más
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Aceites
Módulo Nueve
Indice Myers = TIF/NN
TIF: Tensión Interfacial
NN : Número de neutralización
El índice de myers se debe tomar como simple
referencia informativa ya que este procedimiento
está siendo cuestionado por no ampliarse en algu-
nos casos, tales como en aceites dieléctricos que
tienen un valor alto de índice myers y presentan
valores bajos de tensión interfacial. Esta situación
obedece a que el número de neutralización puede
ser bajo aunque el aceite tenga presencia excesi-
va de lodos neutros, que afectan significativamente
la tensión interfacial.
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Aceites
Módulo Nueve
DIAGNOSTICO DE FALLAS EN TRANS-
FORMADORES
El sistema dieléctrico de un transformador está in-
tegrado por el conjunto de materiales que separan
y/o soportan las partes metálicas energizadas del
equipo y en el cual se pueden distinguir dos tipos
de aislamiento:
a. El aislamiento líquido o aceite para transforma-
dores.
b. El aislamiento sólido que está integrado por pa-
pel aislante, madera, aisladores de cerámica,
baquelitas, resinas, etc.
Las deficiencias que presenta el sistema aislante
de un transformador se pueden medir en su justa
dimensión cuando se analizan los efectos origina-
dos por la presencia del agua, el
sobrecalentamiento del equipo y la sobrecarga eléc-
trica en los diferentes medios o materiales aislantes
utilizados.
Efectos del agua sobre el sistema aislan-
te de los transformadores
Como ya se ha visto, el agua presente en un trans-
formador puede provenir de una o más de las si-
guientes fuentes:
- La humedad residual contenida en el sistema ais-
lante luego del secado del transformador.
- La humedad absorbida por el aceite desde la at-
mósfera con la cual está en contacto.
- El agua que se produce durante las
reacciones de oxidación del aceite dieléctrico y
la celulosa del papel aislante (efecto de pirólisis).
Las características más sobresalientes del agua
son:
- Es un compuesto polar y, en consecuencia, con-
duce la corriente eléctrica.
- Es un elemento fuertemente electropositivo, por
tanto es atraída hacia los polos negativos; de modo
que cuando el agua se encuentra presente en el
aceite de un transformador tiende a concentrarse
en el área energizada del equipo.
- El agua es el solvente universal por excelencia y
disuelve en mayor o menor grado a casi todos los
elementos o compuestos conocidos, los cuales al
estar disueltos en el agua la hacen más conducto-
ra de la electricidad.
- El agua es un catalizador activo para un gran
número de reacciones químicas, por ello su pre-
sencia en el aceite y en la celulosa del papel y la
madera, contribuye a oxidar y degradar dichos ma-
teriales.
- El agua es por sí sola una substancia corrosiva
frente a la mayoría de los metales, y en especial
de las aleaciones ferrosas presentes en los nú-
cleos, tambores y radiadores de los transformado-
res.
Su acción corrosiva aumenta considerablemente
cuando se combina con los ácidos generados por
la oxidación del aceite.
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Aceites
Módulo Nueve
La corrosividad del agua es mayor cuando se en-
cuentra en estado líquido, por lo cual su efecto es
más evidente en los radiadores de los transforma-
dores, en los cuales se condensa por efecto de la
disminución de la temperatura.
Es clave reseñar ahora las diferentes formas en
que el agua puede encontrarse en el transforma-
dor:
- Disuelta en el seno del aceite, es bien conoci-
da la frase “agua y aceite no se mezclan”. Sin em-
bargo, se sabe que el aceite de transformador di-
suelve pequeñas cantidades de agua dependiendo
de la temperatura a la cual se encuentra someti-
do. Este contenido de agua se puede disminuir
considerablemente mediante métodos apropiados
de secado, pero es técnicamente imposible obte-
ner un aceite para transformador completamente
seco o libre de agua. Cabe indicar que el efecto
del agua disuelta en el aceite, sobre la conductividad
de éste, es relativamente moderado cuando se le
compara con el efecto que tiene el agua suspendi-
da en el aceite.
- Suspendida en el aceite, cuando un aceite para
transformador se encuentra saturado de agua a una
cierta temperatura y se le enfría hasta una tempe-
ratura marcadamente menor, el exceso de agua
que contenía a la temperatura mayor, se conden-
sa y queda suspendida en el seno del aceite en
forma de pequeñas góticas. Si la temperatura si-
gue bajando, esas góticas aumentan de tamaño,
se unen entre sí y finalmente se precipitan hasta
el fondo del recipiente que contiene el aceite.
Ahora bien, el agua suspendida es mucho más
conductora que el agua disuelta, por tanto un acei-
te de transformador que contiene agua suspendi-
da siempre mostrará una muy baja rigidez
dieléctrica.
- Depositada en el fondo del transformador,
cuando en el aceite se suceden cambios alternos
de temperatura, subidas y bajadas considerables
en forma periódica, y mientras el aceite está en
contacto con la atmósfera, es posible que el acei-
te absorba agua, que luego se condensa para fi-
nalmente ser depositada en el fondo del transfor-
mador. El agua allí depositada no tiene mayores
efectos inmediatos en el comportamiento o eficien-
cia del transformador, no obstante su presencia
oxida la caja del transformador, contribuye a la de-
gradación del aceite y propicia el crecimiento de
bacterias que aceleran los procesos antes men-
cionados.
- Asociada a los ácidos derivados de la des-
composición del aceite, los ácidos que se for-
man por la degradación natural del aceite contie-
nen grupos polares electronegativos que ejercen
una gran atracción hacia el agua que posee gru-
pos polares electropositivos. Pues bien, este efec-
to de atracción hace que una conside-rable canti-
dad de agua permanezca suspendida o asociada
a dichos ácidos.
Esta mezcla agua-ácidos es buena conductora de
electricidad y por ello su presencia en el aceite
baja la rigidez dieléctrica.
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Aceites
Módulo Nueve
- Ocluida o absorbida en la celulosa del papel
y la madera, el papel secante (celulosa) tiene ex-
celentes propiedades absorbentes/adsorbentes
frente al agua o soluciones acuosas.
Debido a esa propiedad de la celulosa es que se
utiliza en los filtro-prensas, uno de los procesos
de secado del aceite para transformadores. Se ha
comprobado que la celulosa tiene una afinidad por
el agua que es entre 600 a 800 veces mayor que la
del aceite. Esto significa que en las condiciones
de equilibrio entre el contenido de humedad de la
celulosa y del aceite para transformadores, el
99.75% de la humedad total del sistema estará
contenida en la celulosa y sólo el 0.25% en el acei-
te.
La figura ilustra esa condición de equilibrio, en fun-
ción de la temperatura, y nos indica cómo es posi-
ble tener un transformador con una apreciable can-
tidad de agua mientras su aceite se presenta rela-
tivamente seco y con una aceptable rigidez
dieléctrica. Todos estos hechos hay que tenerlos
muy en cuenta para una correcta interpretación de
los resultados de la prueba de constante o rigidez
dieléctrica del aceite con el chispómetro ya que
no son suficientes ni concluyentes para determi-
nar el estado del transformador, ni siquiera el del
aceite.
Conviene recordar que las especificaciones de los
aceites dieléctricos limitan el contenido de agua
en el aceite nuevo a un máximo de 30 a 35 partes
por millón (ppm) en peso, en tanto que las especi-
ficaciones del papel aislante utilizado en los trans-
formadores de potencia admiten contenidos de
agua hasta de 8.0% en peso.
Efectos del sobrecalentamineto sobre
los elementos del sistema aislante del
transformador
Tanto los hidrocarburos, componentes de los acei-
tes aislantes, como la celulosa, presente en el pa-
pel aislante, sufren un proceso lento de descom-
posición cuando se encuentran en contacto con el
agua y con los agentes atmosféricos: oxígeno y
luz solar; pero la forma en que se sucede la des-
composición varía considerablemente en ambos
materiales.
Pues bien, lo que realmente nos interesa para el
tema que nos ocupa es la composición de los ga-
ses que se forman durante esos procesos de des-
CONTENIDODEAGUAENLACELULOSA,PESO%
Temperatura, °C
0
1
2
3
4
5
10 20 30 40 50 60 70 80 90
6
Contenido de
agua en el aceite
20 PPM
10 PPM
5 PPM
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composición, ya que así es posible compararla con
la de los gases que se forman durante las opera-
ciones normales y anormales de los transforma-
dores.
Resulta interesante indicar que en un aceite para
transformadores sometido a sobrecalentamiento
(temperaturas superiores a 500o
C) sin ser someti-
do a esfuerzos o tensiones eléctricas de ninguna
clase, se observó desprendimiento de gases, cu-
yos análisis arrojaron la presencia en cantidades
apreciables de etileno, etano, metano y acetileno.
Las moderadas y altas temperaturas que se gene-
ran en las operaciones anormales y/o durante los
períodos de sobrecarga de los transformadores tam-
bién causan descomposición o pirólisis en la celu-
losa de la cual se compone el papel aislante in-
cluido en dichos equipos.
El mecanismo de esas reacciones es poco cono-
cido, pero si es muy claro que los gases produc-
tos de esas reacciones son: hidrógeno, monóxido
de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO2
), cuan-
do se realiza en un medio no oxidante, aislado de
la atmósfera, como lo es el interior de un transfor-
mador.
Efecto de la sobrecarga eléctrica sobre
los elementos del sistema aislante del
transformador
El efecto de la sobrecarga eléctrica en la celulosa
es aparentemente insignificante. No obstante, la
sobrecarga eléctrica por sí sola, aún a temperatu-
ras normalmente bajas, si puede producir efectos
característicos en los aceites dieléctricos.
Los gases formados en el seno del aceite cuando
en él ocurre una descarga eléctrica son completa-
mente diferentes a los vapores emitidos por el aceite
cuando se calienta y de los resultantes de la des-
composición térmica de las moléculas de hidro-
carburos. El análisis de esos gases muestra la
composición que se indica en el cuadro siguiente,
en volumen por ciento.
Se observa la presencia predominante de hidróge-
no, monóxido de carbono y nitrógeno. El oxígeno
y el nitrógeno demuestran la presencia de aire
ocluido en el seno del aceite.
En vista de que el hidrógeno es explosivo en el
aire, dentro del rango del 10 y 66%, es latente el
peligro de una explosión producida por la ignición
en la atmósfera de los gases provenientes de la
descomposición del aceite.
Gases
Dióxido de carbono
Hidrocarburos pesados
Oxígeno
Monóxido de carbono
Hidrógeno
Nitrógeno
Metano
Volumen %
1.17
4.86
0.36
19.21
59.10
10.10
4.20
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Efecto Corona
Si se establece una diferencia de potencial entre
dos conductores paralelos o concéntricos y pos-
teriormente se aumenta esa diferencia de poten-
cial, llegará un momento en que se producirá un
ruido o silbido que se hará más intenso a medida
que aumenta la diferencia de potencial.
Si se observa a los conductores en un recinto su-
ficientemente oscuro se notará un halo fosfores-
cente alrededor de estos conductores. Al mismo
tiempo se percibirá un olor característico de ozo-
no. Estos efectos son debidos a la ionización del
aire presente en la cercanía de los conductores, lo
cual origina una disminución considerable de la
resistividad dieléctrica de los gases que lo forman:
nitrógeno y oxígeno, principalmente.
Los factores que favorecen la formación del efecto
corona son entre otros: una disminución de la pre-
sión barométrica decrece a su vez la densidad del
aire y reduce el voltaje al cual se inicia el efecto.
Un aumento de la temperatura del aire (o del gas)
disminuye también su densidad. Por otra parte el
polvo, la humedad y otras impurezas disminuyen
el voltaje al cual se inicia el efecto corona.
Vale la pena aclarar que el aceite para transforma-
dor puede contener, en condiciones de equilibrio
de saturación, entre 8 y 12% de aire, a temperatu-
ra ambiente. Conviene resaltar que al igual que el
aire que se encuentra en la cercanía de los con-
ductores sometidos a elevados voltajes, los gases
que se forman durante las operaciones de los trans-
formadores también se ionizan por el efecto coro-
na.
Chispas y Arco Eléctrico
El efecto corona se inicia en la superficie misma
del conductor. Cuando el voltaje aumenta, el efec-
to corona se va extendiendo más y más hacia el
exterior y llega a tomar la forma de unas cerdas de
una brocha orientadas hacia los conductores.
Finalmente, si el voltaje crece suficientemente, la
ionización del aire se hace tan intensa que hace
colapsar su resistividad dieléctrica y entonces se
produce una descarga o chispa entre los conduc-
tores; que en condiciones atmosféricas normales
se estima en 30 Kv/cm.
Por la presencia del efecto corona en los transfor-
madores hay formación de óxidos de nitrógeno y
óxidos de carbono (CO y CO2
). Las descargas eléc-
tricas originan ozono y amoniaco.
Efectos combinados de la presencia del
agua, el sobrecalentamiento y la energía
eléctrica sobre el sistema aislante de un
transformador
La presencia por separado de cada uno de los fac-
tores antes mencionados es imposible que se dé
en la operación de un transformador, ya que unos
se generan por la acción de los otros o al menos
adquieren intensidad como consecuencia de esa
acción. Por lo tanto, se puede afirmar que como
resultado de las interelaciones de esos factores
se originan una serie de fenómenos que pueden
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afectar severamente la condición normal de fun-
cionamiento de un transformador. Entre esos fe-
nómenos es importante destacar los siguien-
tes:
- Pérdidas de corriente a través del sistema ais-
lante debido a la presencia de agua, las cuales
se miden por el factor de potencia del sistema
aislante.
- Lonización de los gases presentes en el trans-
formador, debido al efecto corona, y con esto la
consecuente formación de óxidos de nitrógeno
que, al combinarse con el agua, producen áci-
dos nitroso y nítrico que son fuertemente corro-
sivos.
- Chispas entre conductores, como consecuen-
cia de la disminución de la resistencia dieléctrica
del material que los separa, lo cual a su vez es
debido al efecto combinado de la ionización de
los gases y la presencia de agua en el sistema.
- Arco eléctrico entre conductores, como con-
secuencia de la disminución de la resistividad
dieléctrica de los componentes del sistema ais-
lante.
- Sobrecalentamiento localizado como conse-
cuencia del contacto defectuoso entre compo-
nentes energizados, de las chispas y/o arco
eléctrico.
- Producción de gases combustibles como con-
secuencia de la descomposición del aceite ais-
lante y la celulosa del papel.
- Explosión del transformador como consecuencia de
la sobrepresión generada por la formación y/o com-
bustión de gases combustibles.
- Incendio del transformador como consecuencia de
la presencia, en forma simultánea, de gases com-
bustibles, altas temperaturas y fuentes de ignición.
La interelación existente entre estos factores y los
fenómenos producidos se ilustran en la figura siguien-
te.
SOBRECALEN
TAMIENTO
DESCOMP.
ACEITE Y
CELULOSA
PRESENCIA
DEL
AGUA
PRODC.
GASES
COMBUST.
EFECTO
CORONA
ARCO
ELECTRONICO
CHISPAS
PRODUC.
HIDROGENO
SOBRECARGA
ELECTRICA
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No obstante, la necesidad evidente de minimizar
el efecto o influencia de cada uno de los factores,
la tendencia en el diseño de transformadores ha
sido reducir el tamaño de los equipos, con el con-
siguiente uso de menor cantidad de aceite. Si re-
cordamos que, la principal función de un aceite
dieléctrico es la refrigeración, al disminuir su volu-
men se aumenta la probabilidad de recalentamien-
to del transformador. Lo anterior, combinado con la
práctica indeseable de sobrecargar los equipos,
por encima de su capacidad de diseño, acorta irre-
mediablemente la vida útil de los transformadores.
Observando nuevamente el triángulo de causas y
efectos mostrado en la figura, que sirve de base
para el análisis de las fallas del sistema dieléctrico
o aislante de un transformador, se puede concluir
que existen dos síntomas muy importantes que
indican que algún problema se gesta dentro del
equipo y que pueden medirse con precisión sin
que sea puesto fuera de servicio. Esos síntomas
son:
a. El recalentamiento del equipo.
b. La producción de gases dentro del mismo.
El primer síntoma es fácilmente detectable con
sólo ver los indicadores de temperatura instalados
en el equipo y el segundo, aunque más complejo
de evaluar se soporta en el análisis de los posibles
gases disueltos en el aceite aislante y/o los acu-
mulados en el espacio libre en la parte superior de
la carcaza del transformador.
El sobrecalentamiento de un transformador es un
síntoma que no necesariamente indica que algún
problema se está gestando en el equipo, pues una
sobrecarga temporal puede ser la causa del reca-
lentamiento. Lo que realmente debe preocupar son
los aumentos de temperatura permanentes y con-
tinuados, ya que ello puede indicar algún “punto
caliente” dentro del equipo, más conocido como
“sobrecalentamiento localizado”.
En algunas circunstancias se utilizan detectores
o analizadores de rayos infrarrojos para detectar
puntos calientes en un transformador sin sacarlo
de servicio.
Ya se ha visto como el sobrecalentamiento y la
presencia de agua en el transformador aceleran la
descomposición del aceite dieléctrico y de la celu-
losa, con la consiguiente producción de gases, la
mayoría de ellos combustibles.
El mecanismo de descomposición de los hidro-
carburos, componentes del aceite, se ilustra en la
figura siguiente.
H2
Efecto Corona
Calentamiento
C2H4 C3H6
Arco Eléctrico
C2H2
CH4 C2H6 C3H8
Chispas
H C C C C C C C C C C C C H
H H H H H H H H H H
H H H H H H H H H
C2H5
CH3
H
CH3
H
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Nótese que el efecto corona es, aparentemente, el
responsable de la presencia de hidrógeno en los
gases combustibles que se producen en el trans-
formador. De igual forma se estima que los puntos
o zonas calientes producidas por las chispas es-
porádicas son las que conducen a la formación de
metano, etano y propano. Además, cuando hay
arco eléctrico entre los conductores o entre estos
y la carcaza del transformador, se produce acetile-
no.
Simultáneamente, con la descomposición del ais-
lante líquido, puede existir descomposición del ais-
lante sólido. La celulosa reacciona para producir
CO CO2
H2O
O
C
C2
H5
C
H
O
C
H
C
H
OH H
C
OH
C
O H H C
H
CH2
OH
C
H
O
OH
C
H
OH
C
H
O
C
H C
H
O
H C
H
OH
C
CH2
OH
H
O
C
O
H
dióxido de carbono (CO2
), agua (H2
O) y monóxido
de carbono (CO). El proceso de descomposición
de la celulosa es normalmente activado por la ac-
ción bacterial, así como también por la presencia
de altas temperaturas.
En los transformadores de potencia, la alta tempe-
ratura es sin duda la causa fundamental de la des-
composición de la celulosa, ya que el aceite ais-
lante en el transformador es un medio anaeróbico
y menos propicio para el crecimiento bacterial. El
mecanismo de la reacción de descomposición de
la celulosa se ilustra en la figura.
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CROMATOGRAFIA DE GASES
La cromatografía de gases es una técnica emplea-
da con bastante éxito para el diagnóstico predictivo
de fallas en los transformadores. Esta técnica se
ha soportado en el estudio de casos con transfor-
madores que han fallado, transformadores con fa-
llas incipientes, simulaciones de laboratorio y mo-
delos estadísticos, que han conducido a estable-
cer correlaciones entre el tipo de falla y los gases
generados en los transformadores, asociados a
dicha falla.
La interpretación de los resultados de un análisis
cromatográfico no es un asunto sencillo, pues re-
quiere la integración de numerosos criterios. Algu-
nos autores califican de arte el manejo adecuado
de la información cromatográfica, pues se puede
cometer el error de sacar de servicio una unidad
que se presume tiene indicios de falla, y compro-
bar posteriormente que dicha situación no existía,
o dejar en funcionamiento un equipo que va cami-
no hacia la falla.
Sin embargo, aquí se exponen algunos de los cri-
terios más útiles y prácticos, los cuales pueden
ser de mucha utilidad en un momento dado, acu-
diendo en casos de necesidad a los expertos en la
materia para aclarar cualquier situación, o tomar
la más acertada decisión en una determinada con-
dición particular.
- Objetivos de una cromatografía de gases di-
sueltos, la utilización del análisis de gases disuel-
tos se basa en el rompimiento de las moléculas
de hidrocarburos en el aceite, debido a la presen-
cia de alguna falla de tipo térmico o eléctrico. Los
gases producidos por este rompimiento pueden ser
detectados y analizados en una muestra de acei-
te. De esta manera fallas como la ionización, arco
eléctrico, sobrecalentamiento y pirólisis de la ce-
lulosa pueden ser detectadas con anterioridad a
otros síntomas.
Con base en lo anterior, los principales objetivos
del uso de esta técnica son:
- Monitorear los transformadores en servicio y ob-
tener un aviso anticipado de una falla.
- Supervisar una unidad en operación que se pre-
sume tiene una falla incipiente hasta sacarla de
servicio para su reparación o reemplazo.
- Indicar la naturaleza y localización de la falla.
- Asegurarse que un transformador recientemente
adquirido no presente ningún tipo de falla durante
el período de garantía.
- Tipos de Gases que se analizan, los principa-
les gases disueltos que se consideran en un aná-
lisis cromatográfico son:
Hidrógeno : H2
Oxígeno + Argón : O2
+ A
Nitrógeno : N2
Monóxido de Carbono : CO
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Metano : CH4
Dióxido de carbono : CO2
Etileno : C2
H4
Etano : C2
H6
Acetileno : C2
H2
La unidad de medida son las partes por millón
(ppm), o sea un (1) centímetro cúbico de gas di-
suelto en 104 centímetros cúbicos de aceite.
Aunque algunos autores tienen en consideración
aspectos tales como el tipo de transformador, el
volumen de aceite, etc., se han establecido algu-
nos límites o niveles de seguridad aceptables, los
cuales se resumen en la tabla que a continuación
se presenta.
LIMITES PERMISIBLES DE CONCEN-
TRACION DE GASES DISUELTOS
GAS CONCENTRACION DISUELTA (PPM)
H2
Menos de 20N + 50
CH4
Menos de 20N + 50
C2
H6
Menos de 20N + 50
C2
H4
Menos de 20N +50
C2
H2
Menos de 5N + 10
CO Menos de 25N + 500
CO2
Menos de 100N + 1500
TGC Menos de 110N + 710
TGC : Total de Gases Combustibles presentes en
el aceite.
N : Número de años en servicio
En transformadores de potencia se consideran ni-
veles serios de seguridad cuando se llega a valo-
res entre 5 y 10 veces más altos que los datos de
la tabla.
Para transformadores de medida cuando están en-
tre 10 y 50 veces.
- Velocidad de Generación de Gases, este es
uno de los criterios de apoyo más importantes y
útiles para definir con alguna certeza la seriedad
de una falla. La tabla que aparece a continuación
muestra los valores de velocidad de generación de
gases para condiciones normales y para condicio-
nes de cuidado.
VELOCIDAD DE GENERACION DE GASES
GAS VEL. NORMAL LIMITE DE ACCION
H2
Menos de 5 cc/día Más de 100 cc/día
CH4
C2
H6
C2
H4
C2
H2
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CO Menos de 100 cc/día Más de 500 cc/día
CO2
Los gases disueltos en el aceite son extraídos por
medio del vacío. Los requerimientos de la metodo-
logía de extracción deben cumplir que:
- El equipo sea capaz de extraer al menos el 97%
de los gases disueltos.
- El equipo evite que los gases extraídos se disuel-
van nuevamente en el aceite.
- El equipo suministre un vacío estricto.
En el caso de una extracción completa los resul-
tados del análisis de gases podrán relacionarse
directamente con la cantidad de gases contenida
en el transformador.
Diferentes tipos de equipos son utilizados para la
extracción de los gases, entre los cuales se tie-
nen: Extractor de gas tipo torricelly, cuya gran
ventaja es la simplicidad de su construcción pero
su capacidad de extracción es muy baja; el
extractor de gas tipo bomba toepler, que tiene
la mayor eficiencia en la extracción de gases pero
su complicada estructura y el manejo de un gran
volumen de cristalería de laboratorio lo hacen solo
aplicable en procesos que requieran alta precisión;
y el extractor de gas tipo burbujeo, que tiene
su principal ventaja en la poca manipulación de la
muestra y la disposición inmediata de los gases
extraídos, a través de una conexión permanente al
cromatógrafo de gases. El extractor tipo burbujeo
también presenta una mayor capacidad de extrac-
ción de gases que el tipo torricelly pero ligeramen-
te inferior al tipo bomba toepler.
Extractor de gas tipo Torricelly
A conexión a bomba de vacío y a muestreo de gas
B indicador de gas (bureta)
C tubo de desgasificación
D tubo corrector
E depósito de mercurio
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Extractor de gas tipo burbujeo
A colector de gas
B cámara de burbujeo
C agitador magnético
D cilindro de gas
E regulador de flujo
Extractor de gas tipo bomba Toepler
A indicador de nivel de aceite (bureta)
B cámara de desgasificación
C bomba de mercurio
D bomba Toepler
E tubo conector de gas
F indicador de gas (bureta)
G serpentín probador de gas
M manómetro de mercurio
S agitador magnético
V bomba de vacío
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Tal como se aprecia en la figura, el extractor tipo
burbujeo se encuentra constituido por una cámara
de burbujeo donde es depositado el aceite directa-
mente de la botella de muestreo. En esta cámara
la muestra de aceite es sometida a un burbujeo
continuo de un gas inerte en tal forma que ocasio-
na la liberación de los gases disueltos en el acei-
te. Estos gases son posteriormente recolectados
y medidos en el cromatógrafo.
Definición del tipo de falla
Antes de avanzar en la definición del diagnóstico
es importante verificar el nivel de seguridad tenien-
do en cuenta el valor de TGC (total de gases com-
bustibles).
En general se pueden agrupar las fallas en dos
clases principales:
1. Fallas térmicas
2. Fallas eléctricas
Existen varios métodos para determinar el tipo de
falla que se puede estar presentando. Vamos a
reseñar tres de los principales, los cuales se com-
plementan entre sí, ellos son:
- Método del gas característico: Se basa en
análisis y pruebas realizadas con transformadores
fallados, y en simulaciones de laboratorio. La pre-
sencia predominante de un gas (gas característi-
co) es un indicador del tipo de falla, térmica
(sobrecalentamiento del papel o del aceite), o eléc-
trica (arco eléctrico o efecto corona).
Sobrecalentamiento del aceite:
Los productos de descomposición incluyen
Etileno (C2
H4
), Acetileno (C2
H2
) y Metano (CH4
),
junto con Etano (C2
H6
) y trazas de los demás
gases.
El gas característico es el Etileno. La figura si-
guiente ilustra esta condición.
Sobrecalentamiento del papel:
Cuando ocurre esta falla se desprenden grandes
cantidades de monóxido y dióxido de carbono.
Cuando la falla involucra una estructura impregna-
da de aceite se detecta también la presencia de
Metano y Etileno.
Si tenemos en cuenta que la celulosa se carboni-
za completamente a 150o
C, no es sorprendente
encontrar cierta degradación que tiene lugar a la
temperatura de operación normal del transforma-
70
60
50
40
30
20
10
0
CO H2
CH4
C2
H6
C2
H4
C2
H2
%Combustibles
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dor. Esta degradación conduce a un incremento
en la rata de producción de CO y CO2
pero la rela-
ción
CO/CO2
se mantiene en una estrecha banda entre
0,1 y 0,3. Un sobrecalentamiento prolongado tien-
de a incrementar la mencionada relación, por tan-
to, niveles altos de los gases característicos acom-
pañados de una alta relación CO/CO2
es un sínto-
ma evidente de que la celulosa está
sobrecalentada.
El gas característico es el monóxido de carbono
(CO).
encontrará también CO y CO2
.
El gas característico es el Acetileno (C2
H2
).
Arco Interno:
Cuando se presenta este tipo de falla se generan
grandes cantidades de Hidrógeno y Acetileno, con
cantidades menores de Metano y Etileno. Como
se dijo antes, si la celulosa está comprometida se
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
CO H2
CH4
C2
H6
C2
H4
C2
H2
%Combustibles
Efecto Corona:
Descargas eléctricas de baja energía producen
normalmente Hidrógeno y Metano, con pequeñas
cantidades de Etano y Etileno. Cantidades com-
parables de CO y CO2
pueden aparecer por des-
cargas en la celulosa.
En algunos casos, cantidades significativas de Hi-
drógeno se forman por la presencia excesiva de
agua en áreas críticas del transformador.
El gas característico es el Hidrógeno (H2
).
Como se puede concluir fácilmente de las figuras,
cuando se tienen fallas de tipo eléctrico (arco o
efecto corona), siempre está presente el Hidróge-
no. Este es un gas muy peligroso ya que puede
70
60
50
40
30
20
10
0
CO H2
CH4
C2
H6
C2
H4
C2
H2
%Combustibles
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conducir a la explosión del transformador.
El cuadro siguiente es un resumen o guía de los
gases indicadores de fallas térmica o eléctrica en
el transformador.
El cuadro siguiente es un resumen o guía de los
gases indicadores de fallas térmica o eléctrica en
el transformador
Algunos métodos consideran que no siempre la
sola presencia de los gases claves o característi-
cos son suficientes para determinar la gestación
de una determinada falla en los equipos, sino que
asocian la posible falla con la relación de los volú-
menes de los gases producidos en el transforma-
dor, por ejemplo, etano/etileno, hidrógeno/acetile-
no, etc. Cabe destacar que su aplicación es me-
nos frecuente y solo los vamos a mencionar:
a. Método de las relaciones de dornenburg.
b. Método de las relaciones de Rogers.
Es necesario enfatizar que las solas relaciones de
gases no pueden ser usadas como único criterio
para evaluar la condición del transformador puesto
que ellas no contienen la información sobre la se-
veridad de la falla. Se requiere entonces tener en
cuenta otras consideraciones tales como el TGC,
la velocidad de generación de gases, etc.
Para una adecuada interpretación de un reporte
cromatográfico y, como guía de acción, se reco-
mienda seguir el siguiente diagrama de flujo.
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
CO H2
CH4
C2
H6
C2
H4
C2
H2
%Combustibles
INDICADOR
Monóxido de Carbono
Dióxido de Carbono
Hidrógeno
Metano
Etano
Etileno
Hidrógeno
Acetileno
Hidrógeno
SIMBOLO
CO
CO2
H2
CH4
C2
H6
C2
H4
H2
C2
H2
H2
TIPO DE DETERIORO
Envejecimiento del papel
Corona en el papel
Corona en el aceite
Descomposición térmica
del Aceite a
temperaturas
menores de 250o
C
Arco eléctrico a
través del Aceite
GUIA DE INDICADORES DE DETERIORACION
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COMPARE LOS VALORES EN PPM
CON LOS DE LA TABLA
VALORES MENORES
QUE TABLA
TRANSFORMADOR
NORMAL
FRECUENCIA NORMAL
DE MUESTREO
UNO O MAS VALORES MAYORES
QUE LOS DE LA TABLA
(Ignore CO Y CO2)
CALCULE LA VELOCIDAD DE
GENERACION DE GASES SEGÚN LA
TABLA
MAS DE
10 VECES
MAS DE
5 VECES
REPITA MUESTRA
EN
2 SEMANAS
REPITA MUESTRA
EN
6 SEMANAS
SI VELOCIDAD SIGNIFICATIVA,
CALCULE LAS RAZONES Y ESTABLEZCA
EL TIPO DE FALLA
VALORES CO Y CO2
MAYORES QUE TABLA
REPORTE NORMALIDAD
PUEDE INDICAR
SOBRECALENTAMIENTO
NO SERIO. REPITA
MUESTRA AL MENOS
1 VEZ/AÑO
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De acuerdo con los resultados obtenidos durante
el programa periódico de inspecciones, que
involucra evaluaciones tanto para el aceite como
para el transformador, es posible adoptar una de
las siguientes alternativas con el objetivo de pro-
longar el tiempo de servicio de ambos elementos:
1. Secado del aceite.
2. Reacondicionamiento del aceite.
3. Cambio del aceite.
4. Secado del sistema dieléctrico.
5. Eliminación del lodo depositado en el transfor-
mador.
6. Limpieza y reparación del transformador, ope-
ración que incluye el desembaulado del equipo.
Para nuestro campo de acción nos ocuparemos
de las cinco primeras operaciones, ya que en la
última se incluyen actividades que escapan al pro-
pósito de este trabajo.
Secado del aceite:
El secado del aceite se recomienda cada vez que
su rigidez dieléctrica ha bajado a un nivel igual o
menor que el voltaje de diseño del transformador.
Por lo general, la humedad en el aceite es una
causa frecuente de recalentamiento del equipo
donde se utiliza, lo cual a su vez favorece la fija-
ción o disolución de humedad atmosférica en el
aceite, pues como se sabe la solubilidad del agua
en el aceite aumenta con la temperatura.
El secado del aceite puede hacerse mediante las
operaciones convencionales siguientes:
a. La filtración del aceite húmedo a través de un
medio secante o hidrófilo.
b. La evaporación al vacío del agua contenida en el
aceite.
c. La combinación de (a) más la evaporación al
vacío del aceite filtrado.
La filtración del aceite a través de un medio secan-
te (papel seco o arcilla activada) no sólo disminu-
ye la cantidad de humedad contenida en el aceite
(disuelta o suspendida) sino que también elimina
las partículas sólidas de lodo suspendidas en él,
con lo cual se disminuye considerablemente el
grado de acidez del aceite. No obstante, el grado
de secado obtenido con estos procesos de filtra-
ción dependerá en gran medida de la humedad re-
lativa originalmente contenida en el medio secante
utilizado. Un control continuo del contenido de agua
del aceite a la salida es muy útil para verificar la
eficiencia del proceso.
Uno de los equipos ampliamente utilizados en la
filtración del aceite es el filtro prensa, conformado
por una serie de placas de papel secante, a través
de las cuales se hace circular el aceite repetida-
mente hasta reducir su nivel de humedad a valores
aceptables. Mediante este método se pueden al-
canzar niveles mínimos hasta de 30 ppm.
Otro método generalizado y eficiente para elimi-
nar la humedad contenida en el aceite dieléctrico
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consiste en una evaporación o deshidratación al
vacío y a moderadas temperaturas. Con este mé-
todo la humedad se reduce a niveles más bajos
que los obtenidos con los procesos de filtración,
por ejemplo hasta 15 ppm, pero no se logra elimi-
nar los sólidos suspendidos en el aceite.
Por tal razón, si el aceite contiene materias sóli-
das se aconseja filtrarlo antes de tratarlo en vacío.
El tratamiento al vacío y a alta temperatura de los
aceites minerales inhibidos puede llegar a eliminar
parcialmente los inhibidores de oxidación común-
mente utilizados, di-iso-butil-para-cresol y el di-iso-
butil-fenol, que son más volátiles que el aceite mi-
neral.
Como elemento de precaución y guía para usar
este método, se presenta el cuadro siguiente, don-
de se indican las condiciones de temperatura y
presión, que pueden ser las más apropiadas para
la mayor parte de los tratamientos de aceites mi-
nerales inhibidos.
TEMPERATURA (o
C) PRESION DE VACIO (Pa)
40 5
50 10
60 20
70 40
80 100
Reacondicionamiento o Regeneración del
aceite:
Si además de una baja rigidez dieléctrica, se ob-
serva un alto número de neutralización (0,3 o más)
y una baja tensión interfacial (20 o menos), el aceite
debe ser tratado hasta obtener valores permisibles
para la operación normal del equipo.
El reacondicionamiento del aceite debe restable-
cer el factor de potencia a un valor
que en ningún caso debería ser mayor de 0,3 a
100 o
C. Una guía práctica y rápida para saber si el
aceite debe ser reacondicionado, es cuando el
color, medido mediante el método ASTM D-1500,
es igual o mayor de 2,5.
La regeneración del aceite busca eliminar de éste,
por medios químicos y absorbentes, los agentes
contaminantes ácidos, los lodos y, en general, los
productos de degradación, con el fin de obtener un
aceite en el cual la mayoría de sus características
sean similares a las del aceite nuevo.
Proceso por Absorción:
El material más utilizado y por otra parte el menos
costoso es la tierra “fuller", que es una arcilla na-
tural. Generalmente, la regeneración se efectúa
mediante uno de los dos métodos siguientes:
- Filtrar a través de un lecho de arcilla, ya sea por
gravedad o bajo presión.
- Poner en contacto, a temperatura elevada, el acei-
te con la arcilla finamente dividida.
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Aceites
Módulo Nueve
El principio general de la filtración bajo
presión es similar al de la filtración por
gravedad excepto que se utiliza una
bomba para hacer circular el aceite a
través de la arcilla. Los equipos em-
pleados para tal fin pueden tratar gran-
des volúmenes de aceite en un tiem-
po relativamente corto y funcionan for-
zando a pasar el aceite a través de un
lecho de arcilla de poco espesor (pro-
fundidad), a una presión aproximada
de 400 KN/m2
, en un tiempo de con-
tacto bastante corto.
Como la cantidad de arcilla es poca
respecto a la cantidad de aceite, la
arcilla debe ser reemplazada frecuen-
temente.
La filtración por gravedad utiliza la fuer-
za de gravedad o la presión
hidrostática de una columna de acei-
te, para hacer pasar el aceite a través
de una columna de arcilla. La figura
representa esquemáticamente un sis-
tema tipo de filtración por gravedad.
El tanque superior es utilizado como
recipiente del aceite usado, el de la
mitad como filtro que contiene la tie-
rra fuller y el tanque inferior como cá-
mara de mezcla para el aceite filtra-
do, con el fin de obtener un producto
con características uniformes después
del filtrado.
3
1
10
3
6
2
11
7
8
9
3
4
10
5
1. Cuba de almacenamiento del aceite usado
2. Aceite
3. Abertura de inspección
4. Agitador
5. Mezclador y cuba almac. del aceite tratado
6. Válvula con flotador
7. Lecho de arcilla
8. Tejido filtrante
9. Rejilla soporte
10. Válvula
11. Filtro a tierra fuller
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Aceites
Módulo Nueve
El tratamiento es controlado midiendo, periódica-
mente, la acidez y la tensión interfacial. Mediante
este método el aceite puede ser tratado hasta lo-
grar el grado de pureza deseado. En una instala-
ción como la mostrada en la figura el flujo es lento,
aproximadamente 400 litros por hora por metro
cuadrado de la sustancia filtrante. Como resulta-
do de la baja tasa de flujo se tiene un tiempo de
contacto relativamente largo, lo cual garantiza una
eficiente utilización de la arcilla.
En el proceso por contacto para la regeneración
de aceite, se usa también tierra fuller con una
granulometría de 77/cm y 96/cm y temperaturas
de operación relativamente altas, por lo general de
60o
C y 70o
C. Este proceso optimiza el uso de la
tierra y proporciona un producto uniforme.
El grado de regeneración depende de la cantidad
de tierra usada, lo que se determina mediante un
análisis del estado de deterioro del aceite.
Normalmente, se introducen el aceite y la tierra
fuller en una cámara mezcladora caliente. La mez-
cla se agita al mismo tiempo que se calienta has-
ta la temperatura deseada. Luego, el aceite es
transferido a un tanque antes de ser bombeado a
través de un filtro especialmente diseñado para re-
tener la tierra. Una gran parte del aceite retenido
en la tierra es recuperado aplicando aire comprimi-
do al filtro.
La selección de un método de regeneración que
se revele como el más práctico y económico para
un sistema dado depende de la situación y carac-
terística geográfica donde se encuentra la red, de
los dispositivos existentes para efectuar el trata-
miento, de las características de los diferentes ti-
pos de equipos de regeneración y de los métodos
descritos anteriormente.
Independientemente del tipo de regeneración por
arcilla utilizado es conveniente prever dos opera-
ciones auxiliares al tratamiento:
a. Eliminar el agua libre del aceite antes que éste
entre en contacto con la arcilla, para evitar hume-
decerla y causar un bloqueo parcial o posiblemente
total de la arcilla, lo que obligaría a deshacerse de
ese lote de material secante.
b. Es conveniente que el aceite que sale del
regenerador a la arcilla pasé a través de un
deshidratador automático herméticamente cerra-
do para evitar la presencia de agua en el producto
final. Esto es particularmente cierto, cuando el
aceite circula dentro del transformador y, absolu-0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
NUMERO DE NEUTRALIZACION DEL ACEITE A TRATAR
ARCILLAACTIVADAKg/Litro
NoDENEUTRALIZACIONDESEADO
1.00
0.80
0.60
0.50
0.40
0.30
0.20
0.15
0.10
0.05
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Aceites
Módulo Nueve
tamente indispensable, si la regeneración se efec-
túa en el momento en que el transformador esté
energizado.
Existen otros métodos de regeneración conocidos,
como es la regeneración por fosfato trisódico, por
carbón activado y silicato de sodio y también, la
filtración por termosifón mediante derivación estan-
do el transformador en servicio.
Cambio del aceite:
Esta decisión debe adoptarse cuando no se logra,
con la regeneración del aceite, restablecer el valor
de sus propiedades a valores permisibles por la
norma ASTM.
Las normas que han establecido la mayoría de los
usuarios contemplan los siguientes parámetros y
sus límites:
Para equipos que operan por debajo de 50 kV:
En estos casos el aceite debe descartarse cuan-
do, por lo menos, una de las siguientes pruebas
sobrepasa los valores que se indican a continua-
ción:
Para equipos que operan por encima de 50 kV:
En estos casos el aceite debe descartarse cuan-
do, por lo menos, una de las siguientes pruebas
sobrepasa los valores que se indican a continua-
ción:
a.Color,
ASTM D1500 5 Máx.
b.Acidez total,
ASTM D974 0,7 mgKOH/g Máx.
c.Factor de potencia 60 Hz/100oC
ASTM D924 0,3% Máx.
d.Contenido de agua,
ASTM D1315 55 ppm Máx.
e.Tensión interfacial,
ASTM D971 15 dinas/cm Min.
Color,
ASTM D1500 3 Máx.
Acidez total,
ASTM D974 0,25 mgKOH/g Máx.
Factor de potencia 60 Hz/100oC
ASTM D924 0,3% Máx.
Contenido de agua,
ASTM D1315 30 ppm Máx.
Tensión interfacial,
ASTM D971 20 dinas/cm2 Min.
A.
B.
C.
D.
E.
Si consideramos los conceptos discutidos previa-
mente, se deduce que el cambio de aceite no ayu-
da mucho en el mantenimiento preventivo del trans-
formador, ya que no disminuye en forma significa-
tiva las cantidades de agua y lodo que pudieran
existir en su interior. El cambio de aceite sólo se
justifica cuando dicha operación va acompañada
de un “flushing”o lavado con aceite nuevo a alta
temperatura, con lo cual se eliminaría parte del agua
y del lodo contenido en el equipo.
En efecto, cuando el nivel de degradación del acei-
te es muy avanzado, es decir cuando ya el lodo ha
comenzado a precipitarse en el interior del equipo,
y/o cuando la celulosa ha logrado acumular una
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Aceites
Módulo Nueve
considerable cantidad de agua, el sólo cambio de
aceite no modifica mucho la condición del trans-
formador, particularmente porque el 99,75% del
agua contenida en el equipo se encuentra disuelta
en la celulosa del papel dieléctrico.
De cualquier manera, durante el cambio del aceite
de un transformador es oportuno tener en cuenta
lo siguiente:
a. Drenar al máximo el aceite contenido en el equi-
po.
b. Procurar que el cambio de aceite se lleve a cabo
en un ambiente seco o de baja humedad relativa.
La temperatura del aceite debe ser lo más cerca-
na a la del ambiente, pues si es inferior, el aceite
condensará en su seno la humedad ambiental, y
si es superior, tiende a saturarse con ella.
c. Evitar la exposición prolongada del núcleo del
transformador al aire húmedo o a cualquier otro
gas con una humedad relativa igual o mayor al 85%.
En tal sentido conviene mencionar que esa expo-
sición al aire húmedo debería mantenerse entre
los límites indicados abajo, a fin de evitar que el
papel y la madera que forman parte del núcleo del
transformador fijen la humedad contenida en el aire.
Secado del sistema dieléctrico:
Esta operación consiste básicamente en repetir,
las veces que se requiera, el secado del aceite
con temperaturas moderadas y alto vacío.
Si el aceite seco se bombea a un transformador
que tiene el núcleo húmedo, al estar en contacto
con la humedad se saturará nuevamente con agua,
retirándola del núcleo. El número de veces que
hay que circular el aceite a través del transforma-
dor depende de la cantidad de humedad contenida
en su núcleo y también de la temperatura del acei-
te que se circula. Es decir, mientras más seco y
más caliente esté el aceite será mayor la cantidad
de agua extraída a cada paso.
La operación se repite hasta que el contenido de
humedad del aceite que entra y sale del transfor-
mador es más o menos la misma, o sea haya al-
canzado el grado de humedad deseado.
MAXIMA EXPOSICION DE UN NUCLEO DE UN
TRANSFORMADOR AL AIRE HUMEDO
CAPACIDAD DEL HUMEDAD RELATIVA DEL AIRE
TRANSFORMADOR MENOS DE 85 MAS DE 85%
Menos de 50kV 30 horas 25 horas
50-125 kV 25 15
126-250 kV 15 10
251-500 kV 10 8
Más de 500 kV 8 5
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Aceites
Módulo Nueve
Es bueno recordar que el aceite no debe calentar-
se por encima de 90o
C pues de lo contrario se ace-
lerará el proceso de oxidación del aceite. Una vez
el aceite ha sido utilizado en una operación de
secado de un transformador, debe determinársele
el contenido de inhibidor de oxidación (si era un
aceite inhibido) y reponerle el que se ha gastado.
En algunas oportunidades se utiliza una carga de
aceite nada más para lavar y secar el transforma-
dor y, en este caso, el aceite puede calentarse a
mayores temperaturas (100-120 o
C), ya que pos-
teriormente el transformador se cargará con aceite
nuevo.
Eliminación del lodo del transformador:
Es indudable que la operación más compleja de
mantenimiento que se puede hacer en un transfor-
mador, sin desembaularlo o sacarlo de su caja de
protección, es su limpieza interna, ya que ello in-
cluye:
a. El secado y eliminación del lodo suspendido en
el aceite.
b. La solubilización en el aceite del lodo deposi-
tado en el transformador y su posterior elimina-
ción.
Conviene aclarar que tanto ésta, como las demás
operaciones de mantenimiento ya reseñadas, pue-
den ser realizadas en el sitio donde se encuentra
instalado el transformador y aún con el equipo
energizado. Una vez que el lodo empieza a depo-
sitarse en las partes energizadas del transforma-
dor, ya no es posible removerlo sino mediante la
recirculación de aceite caliente a través de su nú-
cleo o desembaulando el equipo y lavándolo con
un solvente adecuado.
En el diagrama siguiente se ilustra una planta de
mantenimiento compacta para limpieza interna de
transformadores, que incluye: Bomba de
recirculación, calentador, secador al vacío, filtros
de arcilla o cualquier otro material absorbente, do-
sificador de inhibidor, filtro micrométrico, tanque
auxiliar, mangueras flexibles y todos los instrumen-
tos de indicación, regulación y análisis necesarios
para vigilar o verificar la operación.
Para ajustar la temperatura de operación de la plan-
ta de tratamiento es muy importante conocer el
punto de anilina del aceite que se utilizó para el
llenado del transformador, ya que dicha variable
indica la temperatura a la que el lodo depositado
en el transformador se hace soluble en el aceite.
Si recordamos, por definición, el punto de anilina
de un aceite dieléctrico es la temperatura a la cual
iguales volúmenes de aceite y anilina se hacen
completamente solubles el uno en la otra, o vice-
versa.
La anilina, las resinas y, por lo tanto, los lodos que
se forman de la degradación u oxidación de los
hidrocarburos, tienen una solubilidad muy seme-
jante frente al aceite, de lo cual se deduce que
para disolver los lodos depositados en el transfor-
mador hay que calentar el aceite por encima de su
punto de anilina.
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Aceites
Módulo Nueve
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA
FILTRO
PARA
SOLIDOS
BOMBA DE
ENTRADA
CALENTADOR
ENTRADA
FILTROS DE
ARCILLA
SECADOR
AL VACIO
BOMBA DE
VACIO
BOMBA DE
SALIDA
INHIBIDOR
FILTRO
MICROMETRICO
A
B
C
TRANSFORMADOR PLANTA DE TRATAMIENTO
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Aceites
Módulo Nueve
Sección Tres
LUBRICANTES SHELL PARA TRANS-
FORMADORES
Shell Diala
La familia Shell Diala son aceites dieléctricos con
excelentes propiedades de estabilidad a la oxida-
ción, para aplicaciones en donde se requiere una
rápida transmisión de calor.
Su campo de aplicación es, principalmente, en
transformadores de potencia y distribución, pero
también pueden ser usados en interruptores de
potencia en baño de aceite, equipos de rayos x,
condensadores, y en general todo sistema que
requiera el empleo de aceites dieléctricos.
La familia Shell Diala está conformada por los
aceites Shell Diala A y Shell Diala AX. Poseen
buenas propiedades refrigerantes debido a su baja
viscosidad, lo cual facilita la disipación del calor
generado en los transformadores. Además, tienen
excelente estabilidad química y a la oxidación,
permitiendo amplios períodos de funcionamiento
debido a su resistencia a la formación de lodos y
ácidos.
Un aspecto importante es que los aceites Shell
Diala están libres de PCB (polyclorinados
Bifenilos), elemento altamente tóxico y contami-
nante al medio ambiente.
Los aceites Shell Diala cumplen y exceden los
requerimientos de la norma ANSI/ASTM 3487, en
la que se especifican dos tipos de aceite denomi-
nados tipo I y tipo II.
Shell Diala A es un aceite tipo I que posee exce-
lentes propiedades naturales contra la oxidación,
otorgándole un desempeño excepcional en equi-
pos que no requieren aceites inhibidos. Para con-
diciones más severas, que requieren una mayor
resistencia a la oxidación, se recomiendan los
aceites tipo II, tal como Shell Diala AX que con-
tiene aprox. un 0.2% en peso de aditivo inhibidor y
en ningún caso más del 0.3 %.
La tabla muestra las cifras típicas de los aceites
Shell Diala A y AX.
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Aceites
Módulo Nueve
CIFRAS TIPICAS SHELL DIALA
PRUEBAS METODO ASTM A A X
Densidad @ 15o
C, Kg/l D-1298 0.885 0.885
Viscosidad @ 40o
C, cSt. D-445 9.7 9.7
Viscosidad @ 100o
C, cSt. D-445 2.3 2.3
Punto de inflamación (Copa abierta),o
C D-92 148 148
Punto de fluidez,o
C D-97 -50 -50
Punto de anilina,o
C D-611 74 74
Tensión interfacial @ 25o
C, Dinas/cm D-971 46 46
Tensión de impulso, *Kv D-3300 186 186
Tendencia formación de gases. Microl/min 80o
C D-2300B 15.6 9.9
Valor de neutralización, mg KOH/g D-974 0.01 0.01
Lodos a las 164 h, %peso, máx. D-2440 0.2 0.2
Rigidez dieléctrica*, Kv D-1816 >56 >56
Factor de potencia a 60 Hz. @ 25o
C D-924 0.01 0.01
Factor de potencia a 60 Hz. @ 100o
C D-924 0.07 0.07
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Aceites
Módulo Nueve
SUPERIORIDAD REGIONAL DE
CALIDAD SHELL DIALA A Y SHELL
DIALA AX / BENCH MARKING
Realizado el sondeo de mercado de los aceites
dieléctricos disponibles en el área del norte de
suramérica se encontró que los aceites Shell Diala
A y Shell Diala AX superan los sustitutos comer-
cializados por la competencia y por ende garanti-
zando un mayor confiabilidad de operación y
mantenibilidad de los equipos eléctricos en todos
los especificaciones técnicas en general, pero
destacandose las siguientes:
Punto de anilina,o
C ASTM D-611 =74: Este valor
garantiza que el aceite puede ser mantenido o pro-
cesado por los equipos auxiliares de transforma-
dores sin comprometer la pirolisis del papel que
se encuentra dentro de los mismos, frente a los
aceites de la competencia cuyos valores de punto
de anilina son mayores a 80°C.
Tensión de impulso, *Kv ASTM D-3300=186:
Mayor a la de los aceites de la competencia que
se encuentra por el límite máximo de 165°C, lo
anterior permite al transformador mayor resisten-
cia a la inducción de arco eléctrico por descargas
eléctricas bajo condiciones de tormenta.
Tendencia formación de gases. Microl/min
80o
C ASTM D-2300B=15.6(Shell Diala A) =9.9
(Shell Diala AX): Es muy inferior a la reportada frente
a las pruebas de la Doble Eng/USA, por parte de
los aceites no provenientes de la refinación de los
crudos WTI, especialmente obtenidos en la zona
sur de los EEUU, los cuales arrojan cifras riesgozas
de formación de gases potencialmente explosivos
arriba de valores de 27.
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Aceites
Módulo Nueve
Sección Cuatro
MANEJO DE ACEITES DIELECTRICOS
Con el fin de asegurar un servicio satisfactorio, es
esencial tomar un máximo de precauciones tanto
en la manipulación, envase y almacenamiento del
aceite dieléctrico como durante su transvase a los
equipos. Igualmente, se requiere tener un máximo
cuidado en el momento de la toma de muestra del
aceite usado, pues cualquier contaminación, par-
ticularmente con humedad del medio ambiente,
puede conducir a diagnósticos erróneos sobre la
condición del aceite.
Precauciones en la Refinación
Aunque el agua es el contaminante más común,
no es el único. El polvo presente en el ambiente y
otras impurezas, también afectan a las propieda-
des eléctricas de los aceites. Reconociendo la
extrema importancia de la pureza, los fabricantes
deben hacer todo lo posible por producir y entregar
a los usuarios aceites aislantes que estén secos
y limpios.
Como paso final en su proceso de manufactura, el
aceite se hace circular a través de filtros especia-
les para remover las posibles cantidades de agua
libre o disuelta. La deshidratación o secado es
seguida por la transferencia del aceite a tanques
especiales que no solo deben estar limpios y se-
cos, sino que están dedicados exclusivamente al
servicio de almacenamiento de aceites aislantes ,
como precaución adicional para evitar una posible
contaminación.
Precauciones en el Almacenamiento
No solo en el almacenamiento sino en el transpor-
te de estos aceites, la limpieza de carros-tanque y
tambores es mantenida cuidadosamente, y en
ambos casos, no son llenados durante tiempo llu-
vioso o en que la humedad sea muy alta. Los tan-
ques y los tambores son cerrados herméticamen-
te para minimizar la entrada del aire.
El agua es el contaminante más común y uno de
los más indeseables. Puede penetrar un tambor o
recipiente donde se envase el aceite a través de la
más mínima abertura o mediante el proceso nor-
mal de respiración causado por la expansión y
contracción del aire en el recipiente mismo. Este
aire, en pequeñas o grandes cantidades, se en-
cuentra en la parte superior de cualquier recipiente
y durante el tiempo frío del día, tiende a contraerse
aspirando aire adicional a través de cualquier co-
nexión o tapa que no esté herméticamente sella-
do. Al mismo tiempo, la baja temperatura puede
causar que la humedad se condense, formándose
góticas de agua que contaminen el aceite. Des-
pués, cuando la temperatura ambiente aumenta
también se incrementa la temperatura y la presión
del aire dentro del recipiente, siendo expulsado del
mismo y dando a lugar a que una nueva carga de
aire húmedo ingrese al recipiente tan pronto la tem-
peratura vuelve a descender.
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Aceites
Módulo Nueve
Los aceites dieléctricos envasados en tambores
deben ser almacenados bajo techo donde no es-
tén expuestos a la inclemencia del tiempo y a cam-
bios de temperatura. Los tambores deben ubicar-
se en un nivel superior al del piso y es conveniente
colocarlos en posición vertical pero invertidos, de
tal manera que la tapa siempre quede en la parte
inferior, cubierta de aceite, para que la presión ejer-
cida por el fluido sobre la tapa impida el ingreso de
aire o agua a través de ésta. Sin embargo, el alma-
cenamiento en tambores no siempre es satisfac-
torio, particularmente cuando estos han sufrido
golpes, choques u otros desgastes durante el al-
macenamiento o transporte.
Aunque se hayan tomado todas las precauciones
necesarias para garantizar la entrega de un aceite
limpio y seco, es fundamental que igual o mayor
cuidado se tenga durante la descarga del produc-
to.
Si el aceite dieléctrico se entrega a granel,los pri-
meros 10 galones, más o menos, que se saquen
del fondo del compartimento (carro-tanque) deben
eliminarse. Si alguna contaminación ocurre duran-
te el transporte, esta es la porción que puede con-
tener agua y su eliminación es una buena inver-
sión para mantener la calidad.
Solamente líneas cortas y limpias deben usarse
para mover el aceite al tanque de almacenamien-
to. Ni líneas ni tanques deben ser usados para otros
propósitos y ambos deben mantenerse bajo rigu-
rosas condiciones de limpieza. Los tanques de
almacenamiento deben poseer líneas de venteo con
filtros que eviten la entrada de humedad y otros
contaminantes.
Precauciones durante el llenado
En el llenado de transformadores y otros equipos
eléctricos, los interiores deben ser inspecciona-
dos para verificar que estén limpios y secos. Para
excluir aire y humedad, generalmente, los trans-
formadores grandes, se ponen bajo vacío, o se
cargan con gas seco e inerte antes de llenarlos
con aceite. La operación de eliminar el aire y la
humedad a menudo se continúa con un ligero ca-
lentamiento del aceite antes de aplicarlo.Después
de llenado, el aceite puede sellarse en el espacio
libre con un gas inerte o en la respiración del trans-
formador se puede colocar un desecante para se-
car cualquier cantidad de aire que pueda entrar al
espacio libre que haya entre el aceite y la parte
superior del condensador. Se recomienda insisten-
temente que el aceite se filtre durante la transfe-
rencia de un tanque o un tambor al equipo eléctri-
co.
Precauciones durante el servicio
Aún en las unidades selladas, la probabilidad de
contaminación no se elimina por completo. Aparte
de que el polvo y el agua disminuyen las propieda-
des eléctricas, el contacto con el aire tiende a de-
gradar las propiedades físicas del aceite. Si recor-
damos, la presencia del aire causa la oxidación,
especialmente a temperaturas altas, y la oxida-
ción es responsable de la formación de lodos que
interfieren con la disipación del calor, reduciendo
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Aceites
Módulo Nueve
la eficiencia del equipo al incrementarse las pérdi-
das dieléctricas.
Aún cuando la vida de un aceite dieléctrico se con-
sidera que dura años, circunstancias imprevistas
pueden reducir su vida útil. Por esta razón es con-
veniente efectuar análisis al aceite con una frecuen-
cia determinada por las condiciones propias del
servicio.
TOMA DE MUESTRAS DE ACEITES
DIELECTRICOS EN SERVICIO
El propósito de esta sección es presentar un pro-
cedimiento razonable para tomar una muestra de
aceite dieléctrico. Las siguientes recomendacio-
nes no deben considerarse como obligatorias, sim-
plemente sirven como una guía para llevar a cabo
un programa periódico de muestreo de aceite.
El procedimiento de muestreo comienza con la
selección correcta del recipiente donde se recoge-
rá la muestra. Este debe estar completamente lim-
pio y debe manipularse con extremo cuidado an-
tes y después de la toma. Los siguientes tipos de
recipientes son considerados como apropiados:}
1. Los envases de vidrio se prefieren sobre cual-
quier otro material. Pueden ser transparentes o de
color. En términos generales, los envases de co-
lor, tal como el ámbar, deben ser utilizados cuan-
do la muestra va a ser expuesta a la luz por algún
tiempo, antes que se efectúen las pruebas.
2. Los envases plásticos pueden ser utilizados
pero, si la muestra va a ser transportada o expues-
ta al medio ambiente durante algún tiempo, existe
la probabilidad que se contamine con agua, por el
ingreso de aire húmedo debido a las contraccio-
nes y expansiones del material del envase.
Las tapas de los envases deben ser plásticas, y
en lo posible incluir foils de aluminio o estaño. Los
sellos de caucho están totalmente prohibidos.
En cuanto a la cantidad de aceite requerida para la
realización de las diferentes pruebas, es necesa-
rio aclarar que depende de los equipos en los cua-
les se van a realizar. Para el caso de los análisis
realizados por Shell Colombia, se requiere un (1)
litro. Resulta conveniente que el recipiente se lle-
ne completamente de aceite, para evitar cámaras
de aire dentro del mismo.
La identificación con los datos completos de la
muestra es esencial para efectuar diagnósticos
válidos. La inclusión de datos incompletos o erra-
dos pueden conducir a conceptos equivocados
sobre el estado del aceite y del equipo, con las
graves consecuencias ya reseñadas.
Procedimientos y métodos de muestreo
El procedimiento llevado a cabo para tomar la
muestra de aceite, determina la calidad y la
representatividad de la misma. Por ejemplo, si se
va a chequear el factor de potencia o la rigidez
dieléctrica del aceite, es crítico evitar cualquier
contaminación o humedad en particular. Esto in-
cluye no tomar la muestra cuando la humedad del
aire circundante es muy alta, en tiempo lluvioso o
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Aceites
Módulo Nueve
cuando la temperatura del aceite es menor que la
temperatura del aire.
Una cantidad de aceite debe ser drenada antes de
tomar la muestra a evaluar, con el objeto de ase-
gurar la eliminación de posible agua acumulada,
sedimentos, etc., en la válvula de drenaje y sus
conexiones. Luego de esto una cantidad de aceite
debe recogerse en el recipiente y usarse para la-
varlo. Efectuada esta limpieza, se procede a to-
mar la muestra de aceite definitiva y a sellar her-
méticamente el recipiente. Como ya se ha men-
cionado, la muestra debe ser protegida de la luz
hasta que los test sean hechos.
Es claro que la muestra de aceite obtenida debe
ser representativa del aceite en servicio. Para ello
se requiere que sea tomada del punto más bajo en
el tanque. En algunas ocasiones, debido a fugas
en el equipo es necesario drenar una cantidad con-
siderable de aceite antes que una muestra satis-
factoria se obtenga para evaluar su rigidez
dieléctrica o su factor de potencia. En tales cir-
cunstancias, la cantidad drenada y descargada
debería indicarse en los datos de identificación y
solicitud de análisis de laboratorio.
Método de muestreo por jeringa:
Este método es el más adecuado, ya que la mues-
tra de aceite no se afecta en forma significativa
con los cambios de presión y temperatura, inde-
pendiente del medio de transporte utilizado.
El método consiste en el uso de jeringas de vidrio
de aprox. 30 a 50 ml de capacidad con válvulas
plásticas de tres vías fijadas en su punta, tal como
se ilustra en la figura.
Estas válvulas a pesar de ser removibles se consi-
deran parte integral del dispositivo de muestreo.
Una segunda válvula idéntica puede ser usada como
dispositivo de acople a la válvula de muestreo del
transformador donde se toma la muestra de acei-
te.
Una técnica satisfactoria para tomar muestras de
aceite libres de burbujas es la indicada esquemá-
ticamente en la figura siguiente.
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Aceites
Módulo Nueve
Muestreo por tubería: El método consiste en for-
mar con una botella de vidrio transparente de aprox.
200 a 300 ml. de capacidad, perforada en sus dos
extremos, y con mangueras de polietileno conec-
tadas a ella, una tubería que adaptada a la válvula
de muestreo del transformador permita el flujo del
aceite a través, evitando así él contacto con el aire
para obtener una muestra de aceite libre de conta-
minación.
Adaptadores
Adaptador
Manguera
plástica
Botella de
muestreo
Recipiente
de los
residuos de
aceite
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Aceites
Módulo Nueve
La botella de muestreo presenta las siguientes
ventajas:
- Evita el contacto o contaminación del aceite con
el aire.
- Por su forma no permite la permanencia de bur-
bujas dentro de la botella.
- Por su transparencia permite chequear el estado
del aceite dentro de la botella.
- Por su hermeticidad no permite el ingreso de ga-
ses a través de sus paredes.
El conjunto conformado por la botella de muestreo,
las mangueras y sus respectivas válvulas de sello
deben estar completamente limpias. Después de
tomada la muestra el conjunto es envuelto con
papel parafinado y acomodado apropiadamente en
cajas acolchadas para un transporte seguro, aún
por vías en mal estado.
Las muestras de aceite deben ser tomadas, por lo
general, de la válvula principal de drenaje del trans-
formador con el uso de un dispositivo de acople.
Cuando un transformador está en operación, el
aceite se mantiene en circulación dentro del tan-
que a través de los radiadores y los gases genera-
dos son difundidos y disueltos de manera unifor-
me.
Ahora bien, si el transformador ha permanecido
mucho tiempo fuera de servicio, por ejemplo des-
pués de una falla, es conveniente tomar las mues-
tras de aceite después de diez (10) minutos de
haber colocado en operación las motobombas de
circulación forzada o los ventiladores, según el tipo.
Este método es recomendable solo para el análi-
sis de equipos que tienen un gran volumen de aceite,
tales como los transformadores de potencia.
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Isabel Gil Alonso
isabel.gil@brettis.com
Tel 91 831 90 81
c Circunvalación 2
28850 Torrejón de Ardoz (Madrid)
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