Aceite Trafos.pdf

COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD
GERENCIA DE DISTRIBUCION
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CAPITULO 14
FLUIDOS AISLANTES
TEORIA GENERAL.
En la industria eléctrica la calidad del fluido aislante se desarrolla de manera simultanea
con la evolución de los equipos eléctricos, en busca de optimizar la capacidad
refrigerante y aislante de los fluidos se han sintetizado compuestos similares a los aceites
aislantes pero con propiedades fisico-quimicas superiores, como un incremento en la
temperatura de inflamación ó un bajo punto de congelación.
El R-Temp se destaca por su caracteristica de baja toxicidad y su estructura
biodegradable, contraria a los bifenilos policlorados que requieren de una incineración a
mas de 1000°C en un horno especial y son considerados altamente nocivos para la
salud, estos se encuentran en proceso de erradicación.
El hexafloruro de azufre es utilizado como aislante en subestaciones encapsuladas,
interruptores de potencia, restauradores, etc, es uno de los fluidos gaseosos en torno al
cual se está estudiando más, tanto sus propiedades dielectricas, así como su efectos
adversos para el ambiente.
14.1 ACEITES AISLANTES
El aceite mineral como medio aislante y refrigerante. es el más usado para
transformadores de potencia, se han desarrollado nuevas tecnologías para su refinación
adaptandose a las necesidades especificas de los equipos de acuerdo a la finalidad y
diseño de estos
Los aceites derivados del petróleo, básicamente están formados por carbono e
hidrógeno, se consideran parafinicos aquellos de cadena lineal o ramificada conocidos
como n-alcanos, estos compuestos debido a su estructura química son más inestables
que los nafténicos y aromáticos. Las moléculas nafténicas también conocidos como
cicloalcanos, definen la calidad del aceite, se encuentran formados por estructuras
ciclicas de 5, 6 ó 7 carbonos y sus propiedades dieléctricas son mejores por tener mayor
solubilidad que los n-alcanos;en menor proporción todos los aceites para transformador
contienen moleculas aromaticas, estas contienen como mínimo un anillo de seis átomos
de carbono, unidos por dobles enlaces, conocido como benceno. Los hidrocarburos
aromáticos se distinguen de los demás no solo en su estructrura química, también tienen
grandes diferencias en sus propiedades físicas y químicas con las moléculas nafténicas y
parafínicas. La variedad de hidrocarburos presentes en los aceites aislantes dependerá
de los procesos de refinación que se le hagan al petróleo, cuya composición química
depende de su origen.

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Hasta hace poco tiempo con sólo determinar el tipo básico, indicaba ya la calidad del
aceite, con esto se decía que el aceite nafténico era de mejor calidad y por lo tanto se
podía usar en equipo de alto voltaje y que el parafínico era de inferior calidad y sólo podía
usarse en equipo de bajo voltaje ó en transformadores de distribución.
Se considera que es la forma de destilación y los aditivos aplicados lo que proporciona la
calidad del aceite, por lo que el análisis del mismo es el que indicará si es ó no adecuado
para el equipo de que se trate. Las características finales deseadas de un aceite aislante
han sufrido modificaciones, de acuerdo a la experiencia y conocimientos, en el pasado lo
único buscado y que decidía la calidad de un aceite era su estabilidad a la oxidación, por
lo tanto se desarrollaron numerosos métodos de prueba, más tarde cambió este criterio
en favor de propiedades físico-químicas, tales como el factor de potencia y la tensión de
ruptura.
En la actualidad la tendencia es relacionar las características de los aceites con su
composición química. De acuerdo a esto se han obtenido muchos procesos para
coordinar el uso de materias primas adecuadas con diferentes reactivos y obtener el
aceite de mejor calidad. De esta manera el concepto de aceites malos y buenos ha
desaparecido ya que las investigaciones actuales nos dicen que la mezcla de
hidrocarburos permite un mejor aprovechamiento de las propiedades de cada uno.
La materia prima para la fabricación de aceites aislantes, está constituida por
hidrocarburos parafínicos, nafténicos y aromáticos (ver figura 14.1); así mismo se
encuentran presentes en concentraciones muy bajas, compuestos de azufre, nitrógeno y
oxígeno que son denominados compuestos polares que dan al aceite su inestabilidad a la
oxidación.
FIG. 14.1 ESTRUCTURAS MOLECULARES DE ACEITES AISLANTES

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Los procesos existentes para la obtención de aceites aislantes, se han desarrollado para
eliminar los componentes indeseables y conservar los deseables de las materias primas.
En la eliminación de los compuestos indeseables por medio de la extracción con
compuestos apropiados, entre los más comúnmente usados están el ácido sulfúrico y el
furfural, siendo éste el disolvente más selectivo. Los compuestos aromáticos son también
eliminados, pero esto puede controlarse mediante la relación aceite-furfural. De acuerdo
a ello se pueden obtener aceites aislantes con diversos contenidos de los componentes
antes mencionados; aunque no se han podido establecer las condiciones adecuadas
para eliminar solamente los compuestos polares.
Con el objeto de determinar la calidad de un aceite es necesario efectuar análisis al
mismo, así como entender que se está midiendo y el criterio a seguir con los resultados
obtenidos.
Los aceites aislantes que se utilizan en transformadores e interruptores, cumplen varias
funciones importantes. Con respecto a los transformadores, el aceite forma parte del
sistema de aislamiento y por otro lado actúa como agente enfriador, transportando el
calor del núcleo y bobinas a la zona de disipación final. Por lo que respecta a los
interruptores además de ser parte del sistema de aislamiento, su principal función es la
de extinguir el arco eléctrico durante la apertura de sus contactos.
Las causas más comunes del deterioro del aceite en los transformadores son entre otras,
la contaminación, humedad, la formación de ácidos y la oxidación. La humedad reduce
notablemente las propiedades dielectricas del aceite aislante, en tanto que los ácidos
orgánicos además de ser conductores ayudan a retener agua.
El proceso del deterioro del aceite en interruptores es diferente al de los
transformadores,cuando el interruptor abre con carga o bajo falla se forma un arco
eléctrico a través del aceite, si éste contiene oxígeno, primeramente se formará agua y
bióxido de carbono, cuando el suministro de oxígeno se agota, comienza a formarse
hidrógeno y partículas de carbón, el hidrógeno se disipa como gas, en tanto que la
presencia de partículas de carbón contamina el aceite mucho antes de que el deterioro
por oxidación llegue a ser significativo.
14.1.1 PRUEBA DE RIGIDEZ DIELECTRICA O TENSION DE RUPTURA.
Por definición la tensión de ruptura eléctrica de un aceite aislante es una medida de su
habilidad para soportar un esfuerzo eléctrico. Esta prueba es frecuentemente realizada la
medición nos permite conocer la resistencia dieléctrica momentánea de un aceite al paso
de la corriente al aplicarle un voltaje además de la presencia de agua libre, polvo, lodos o
cualquier partícula conductora presente en la muestra.

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De acuerdo a la ASTM existen dos métodos para las pruebas de rigidez dieléctrica: el
establecido por la norma B-877 y la B-1816. El aparato que se utiliza para el método
ASTM D-877, consiste en un transformador, un regulador de voltaje, un interruptor, un
vóltmetro y una copa de prueba. Esta copa de prueba tiene dos electrodos en forma de
disco que se separan 2.5 mm con las caras perfectamente paralelas.
14.1.1.1 RECOMENDACIONES Y PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LA
PRUEBA.
a) Tanto los electrodos como la copa deben lavarse con aceite aislante en buenas
condiciones o con el aceite que se va a probar. Evitar tocar los electrodos y el calibrador
con los dedos, en caso de condensación en la copa se deberá calentar ligeramente para
evaporar la humedad antes de usarla.
b) Al iniciar las pruebas se deben examinar los electrodos asegurándose que no existan
escoriaciones causadas por el arco eléctrico o acumulación de contaminantes.
Si las escoriaciones son profundas se deben pulir. El carbón y la suciedad deben
eliminarse calibrando posteriormente la distancia entre los electrodos.
c) Después de efectuar la limpieza, enjuagar la copa con aceite y efectuar una prueba de
ruptura siguiendo las indicaciones que se describen posteriormente.
Para obtener una muestra representativa del total del aceite deben tomarse las
precauciones siguientes:
- Limpiar y drenar previamente la válvula de muestreo.
- Enjuagar el recipiente de prueba cuando menos una vez con el aceite que se va a
investigar.
- Nunca tomar una muestra si la humedad relativa es mayor de 75%.
- Evitar el contacto del recipiente de prueba con la válvula de muestreo, los dedos y
otros cuerpos extraños.
La temperatura del aceite al efectuar la prueba deberá ser a la temperatura ambiente
pero en ningún caso deberá efectuar la prueba con temperaturas de menos de 20°C.
El Método ASTM D-1816 es similar al D-877 solo difiere en que los electrodos son
semiesféricos en lugar de planos, separados entre sí 1 mm y cuenta con un medio de
agitación para proporcionar una circulación lenta del aceite, este método de prueba es
más representativo de las condiciones que trabaja el aceite, aún cuando no es de mucha
utilización.
Por lo anterior es recomendable contar con un aparato con las siguientes características:
1) Rango de voltaje de 0 a 60 kv

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2) Electrodos intercambiables para cubrir las necesidades de las normas
3) Que el incremento de voltaje sea automático y cuente con dos velocidades de
incremento de voltaje que marcan las normas además, de estar provistos de un agitador.
4) Que sea portátil.
Para el método ASTM D-877 la copa se debe llenar hasta un nivel no menor de 20 mm
sobre la parte superior de los dos electrodos, con objeto de permitir que escape el aire,
deberá dejarse reposar durante no menos de dos minutos y no más de 3 minutos antes
de aplicar el voltaje; después se aplica gradualmente el voltaje a una velocidad
aproximada de 3 kV por segundo, hasta que se produzca el arco entre los electrodos,
abriendo el interruptor; el operador lee el vóltmetro y registra la lectura en kV.
Se efectuará la prueba a dos muestras diferentes, si ninguno de los dos valores es menor
al valor mínimo permitido, fijado en 30 kV, no se requerirán pruebas posteriores y el
promedio de las dos lecturas se reportará como la rigidez dieléctrica de la muestra. Si
cualquiera de los valores es menor que 30 kV, deberán efectuarse una tercera prueba y
promediar los resultados.
Para el método ASTM D-1816 las diferencias son las siguientes:
- Se aplica el voltaje gradualmente a una velocidad de 500 volts por segundo.
- Debe haber un intervalo de por lo menos 3 minutos entre el llenado de la copa y la
aplicación de la tensión para la primera ruptura y por lo menos intervalos de un minuto
entre aplicación de la tensión en rupturas sucesivas.
- Durante los intervalos mencionados como en el momento de la aplicación de la tensión;
el propulsor debe hacer llegar el aceite.
14.1.2 RESISTIVIDAD DEL ACEITE.
La Resistividad del Aceite es una medida de sus propiedades aislantes. Una alta
resistividad refleja el bajo contenido de iones libres (compuestos polares) y normalmente
indica una concentración baja de materiales contaminantes conductores.
La prueba de Resistividad o resistencia específica, es importante cuando se investiga
equipo cuya resistencia de aislamiento haya disminuído, pudiendo ser una baja
resistividad del aceite una de las causas. La prueba de resistividad da resultados más
consistentes que la prueba de rigidez dieléctrica, de tal forma que la reducción de la
resistividad con el envejecimiento es una valiosa indicación para determinar la capacidad

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de resistencia a la oxidación del aceite. La resistividad de cualquier material está dada
por la ecuación:
= (A/L) R
dónde:
- resistividad en ohms. cm.
L.- Longitud en centímetros entre los dos puntos donde se aplica una diferencia de
potencial, y
R.- resistencia en ohms, que se opone al flujo de corriente.
14.1.2.1 TECNICA APLICADA.
En la práctica, la Resistividad del Aceite se mide con el Medidor de resistencia de
aislamiento el cual cuenta con una celda de prueba diseñada de manera que el aceite
quede contenido en el espacio anular entre dos electrodos cilíndricos que tienen una gran
área superficial (A) y un pequeño espaciamiento entre sí (L). Se aplica un potencial de
corriente directa con el Medidor de resistencia de aislamiento, obteniéndose la resistencia
(R), la cual multiplicada por la constante de la celda (A/L) da como resultado la
resistividad, en la actualidad existen celdas que el resultado se obtiene en forma directa,
es decir sin la necesidad de utilizar un multiplicador o constante.
La Resistividad del Aceite varía con la magnitud del voltaje aplicado, el tiempo de
aplicación del voltaje y de la temperatura del aceite. Para que ésta prueba sea
comparable con el tiempo, será necesario que se efectúe siempre a las mismas
condiciones; se recomienda que éstas sean:
VOLTAJE DE PRUEBA 2500 a 5000 Volts.
TIEMPO DE PRUEBA 1 Minuto.
TEMPERATURA APROXIMADA 20 °C.
En aceites nuevos se obtienen valores de resistividad practicamente de infinito.
Deben tomarse las precauciones necesarias para que la muestra de aceite sea
verdaderamente representativa del equipo; para esto debe drenarse aceite de la válvula
de muestreo del equipo que se va a probar, para que cualquier suciedad o agua
acumulada en esta válvula sea eliminada, antes de tomar la muestra.

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14.1.2.2 PROCEDIMIENTO Y RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA
PRUEBA.
1) Después de ajustar el Medidor de resistencia aislamiento en forma convencional, se
procede a conectar la celda, la cual tiene tres puntos de conexión, la manera de conectar
el Medidor de resistencia de aislamiento se indica a continuación.
a) La terminal "LINEA" del Medidor de resistencia de aislamiento se conecta a la
terminal vertical superior de la celda.
b) La terminal "GUARDA" del Medidor se conecta a la terminal horizontal
intermedia, que está formada por un aro metálico.
c) La terminal "TIERRA" del Medidor se conecta a la terminal horizontal de la celda,
que sobresale de una parte aislante. La fig. No. 14.2 muestra la conexión del
medidor a la celda de prueba.
d) Se procede a energizar la celda con un voltaje de 2500 a 5000 volts y la lectura
será tomada después de que se ha sostenido un minuto el potencial.
El valor obtenido en Megaohms se multiplica por la constante de la celda (1000), en caso
de que aplique, con lo que se tendrá la resistividad en Mega-ohms-cm.; en la actualidad
existen algunos equipos que el resultado de la prueba es directo inmediatamente
después de la prueba deberá registrarse la temperatura del aceite, ya que el valor
obtenido se afectará por éste parámetro.
2) Se deberán guardar las mismas precauciones que para las pruebas anteriores y
cuando no se encuentre en uso la celda de prueba, ésta debe mantenerse en un
recipiente con aceite aislante limpio para prevenir que se contamine con la humedad del
ambiente.

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FIG. 14.2 ACEITE AISLANTE
PRUEBA DE RESISTIVIDAD
UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA No. SE-14-01
14.1.2.3 INTERPRETACION DE RESULTADOS.
Un valor de 50 X 106
megaohms.cm a 20°C como mínimo se considera como
satisfactorio para operación.
Valores menores se consideran como inadecuados por la cantidad de sustancias ionicas
en el aceite.

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En aceites nuevos el valor debe ser mayor de 250 X 106
megaohms-cm; para aceites en
servicio una resistividad de 50 X 106
megaohms-cm es aceptable y finalmente los aceites
deben estar sujetos a una investigación más detallada si tienen valores abajo de 50 X 106
megaohms-cm.
Además de la pruebas eléctricas mencionadas existen las siguientes: tendencias a la
gasificación, impulso eléctrico, prueba de oxidación acelerada y la prueba de
compatibilidad.
14.1.3 PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA.
El factor de potencia es una prueba para evaluar la condición del aceite aislante desde el
punto de vista dieléctrico. El Factor de Potencia de un aceite es la relación de la potencia
disipada en watts en el aceite, entre el producto del voltaje efectivo y la corriente,
expresado en voltampers. Esto es numéricamente equivalente al coseno del ángulo de
fase o al seno del ángulo de pérdidas; es una cantidad adimensional, expresada
normalmente en porcentaje.
Un requisito que debe cumplir un buen aceite es la ausencia de agua y otros compuestos
contaminantes para evitar la degradación y la falta del aislante.
La especificación (CFE D3100-19 vigente) para aceite nuevo es 0.05 % a 25 °C y 0.3 %
a 100 °C. Para aceites en servicio el criterio a seguir varía de acuerdo al nivel de
aislamiento y capacidad del transformador.
Para efectuar la prueba de Factor de Potencia del aceite, se utiliza el medidor de factor
de potencia que cuente con una celda especialmente preparada para ello, la cual es en
esencia una capacitor que utiliza el aceite como medio dieléctrico.
14.1.3.1 PREPARACION DE LA MUESTRA.
Deben tomarse las precauciones necesarias para que la muestra sea verdaderamente
representativa del equipo, ya sea transformador o interruptor;,etc para esto, debe
drenarse aceite de la válvula de muestreo del equipo que se va a probar, para eliminar
cualquier suciedad o agua acumulada en la válvula.
La muestra se deja reposar durante un tiempo,de 2 a 3 minutos antes de efectuar la
prueba,para que el aire atrapado pueda escapar y las partículas de material extraño se
depositen en el fondo de la celda.

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14.1.3.2 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA.
a) Se debe tener extrema precaución con las partes vivas tanto para el personal, como
para el equipo ya que el voltaje es alto, y la copa de prueba debe estar aislada de tierra
b) Es importante limpiar perfectamente la celda con el mismo aceite a probar antes de
efectuar la prueba pues de ello depende la confiabilidad de los resultados.
c) Manejar la celda con mucho cuidado, tanto al ser utilizada, como al transportarla, para
conservarla en buen estado; ya que las escoriaciones y abolladuras restan confiabilidad a
los resultados, se recomienda mantenerla llena de aceite al estar almacenada.
14.1.3.3 PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LA PRUEBA.
Primeramente, para efectuar ésta prueba, deberá tenerse listo y en condiciones de
operar el equipo, conectandose a el todas las puntas de pruebas o terminales.
El llenado de la celda se efectúa, levantando la cubierta y llenándola con aceite hasta 20
mm del borde exterior. Hecho esto se cubre de nuevo con la tapa, asegurándose que
quede ajustada apropiadamente. La celda debe estar sobre una base nivelada, de tal
forma que la superficie del aceite quede también nivelada. Posteriormente se harán las
conexiones del medidor a la celda, para lo cual, el gancho del cable de alta tensión se
conecta a la manija de la celda, la terminal de baja tensión se conecta al cilindro metálico
de la celda y el anillo de "Guard" del cable de alta tensión al tornillo de "Guard" de la
celda.
El voltaje de prueba, debe aumentarse gradualmente hasta 2.5 ó 10 kV. conforme al
equipo que se esté utilizando. Como el espacio entre las placas de la celda es de 4.75
mm, el aceite no debe fallar respecto a su tensión de prueba, a menos que se encuentre
en muy malas condiciones. Se registran las lecturas del medidor y se calcula el Factor de
Potencia, tomándose la temperatura de la muestra para su corrección a 20 °C. La tabla
de corrección por temperatura corresponde a la No. 3.3, y se encuentra en el capitulo 3
de este procedimiento. La fig. No. 14.3 ilustra la conexión de los cables del equipo a la
celda. El selector del equipo se posiciona para la prueba UST.

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FIG. 14.3 CELDA DE PRUEBAS PARA LIQUIDOS AISLANTES
PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA AL ACEITE AISLANTE
UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA No. SE-14-01

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14.1.3.4 INTERPRETACION DE RESULTADOS.
Un aceite con un Factor de Potencia de 0.5 % a 20°C, es usualmente considerado como
satisfactorio para operación.
Un aceite con un valor de Factor de Potencia mayor de 0.6 % a 20°C, debe ser
considerado como riesgoso, la confiabilidad para seguir operando en éstas condiciones
será muy critica, por lo que deberá ser investigado y complementado su análisis con
pruebas fisico-químicas, para determinar el estado del aceite.
14.1.4 PRUEBAS FISICAS.
A continuación se describen algunas de estas pruebas, en cuanto a su definición,
metodología y resulltados.
14.1.4.1 DENSIDAD.
Es la relación del peso de un volumen dado de una sustancia, al peso de un volumen
igual de agua, la densidad varía con la temperatura de modo que se debe corregir
cuando se mida a una temperatura que no sea la de referencia. La prueba consiste en
utilizar un aparato de vidrio que se hace flotar en el líquido, llamado densímetro el cual
tiene una graduación interna en la que se lee el valor que coincida con la superficie del
líquido. El uso de ésta prueba es para identificación de la muestra; así como para la
corrección de la tensión interfacial. Con el resultado se puede determinar el tipo de
aceite, ya que el nafténico tiene valores de alrededor de 0.84 a 0.88 y el de tipo
parafínico entre 0.86 a 0.89
14.1.4.2 VISCOSIDAD.
La viscosidad es una característica necesaria para conducir el calor generado en el
equipo eléctrico y así actuar como refrigerante. La viscosidad del aceite se reporta como
Segundos Saybolt Universal. El límite máximo de viscosidad es de 60 SSU.,ahora
referidos en m2
/s a un valor de 10,4x10-6
como maximo
La viscosidad es usalmente medida en un aparato llamado viscosimetro Saybolt, se hace
pasar una cantidad determinada de muestra y se mide el tiempo que tarda en recorrer un
tubo capilar estandarizado; esencialmente el aparato es un baño de aceite conteniendo
un cilindro para la muestra, calentandose a la temperatura deseada.

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14.1.4.3 ASPECTO VISUAL.
Es una prueba sencilla, pero puede ser de gran utilidad ya que fácilmente se determina el
estado de un aceite. Este debe ser limpio, transparente y libre de sedimentos.
14.1.4.4 TEMPERATURA DE INFLAMACION E IGNICION.
La temperatura de inflamación es una indicación de los constituyentes volátiles del aceite.
Para efectuar esta determinación, se coloca una muestra de aceite en una copa
adecuada y se calienta lentamente pasando una pequeña flama por la superficie de la
muestra. La temperatura de inflamación será cuando el aceite desprenda vapores y se
enciendan en forma rápida. La temperatura de ignición será cuando se produzcan
vapores suficientes para mantener encendida la muestra durante 5 segundos cuando
menos. La copa abierta Cleveland es el aparato más usual para esta de- terminación. La
especificación para el punto de inflamación es de 145 °C mínim
14.1.4.5 COLOR ASTM.
La prueba de color no es una prueba muy importante, pero si de fácil determinación. Para
aceite nuevo la especificación es de 1.0 máximo. El color de los aceites se incrementa
con el uso aunque muchas sustancias encontradas en transformadores, interruptores y
reguladores lo incrementan.
14.1.4.6 TEMPERATURA DE CONGELACION.
Es la temperatura a la cual el aceite deja de fluir. Una baja temperatura de congelación
es necesario para asegurar que el aceite fluya aún a temperaturas frías. En aceites
parafínicos la especificación indica -26 °C como máximo.
14.1.4.7 ANALISIS ESTRUCTURAL.
Es una prueba para determinar la concentración de aromáticos del aceite. Para aceite
nacional se ha encontrado la óptima concentración de aromáticos entre 8 % y 12 %.
14.1.4.8 TENSION INTERFACIAL.
El deterioro de los aceites aislantes se debe a los efectos de la oxidación o de la
presencia de impurezas disueltas del material con el cual el aceite tiene contacto,
también de contaminación externa, esta prueba por lo tanto mide las impurezas polares
solubles en el aceite capaces de orientarla en la cara aceite agua. La determinación de la

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tensión interfacial se efectúa por dos métodos principales: el de la gota y el del anillo, con
un valor minimo a 25°C de 0.04 N/m.
14.1.4.9 CONTENIDO DE PARTICULAS.
Esta prueba tiene por objeto determinar la cantidad de partículas que contiene una
muestra de aceite, este se pasa a través de un filtro calculándose el peso de impurezas
detenidas relacionando-las con el volumen previamente determinado.
14.1.5 PRUEBAS QUIMICAS.
De manera similar a los ensayos físicos, a continuación se describen algunas de estas
pruebas, en cuanto a su definición, metodología y resulltados.
14.1.5.1 NUMERO DE NEUTRALIZACION.
Es la prueba química mas importante y conocida. Se le llama también indice de acidez o
simplemente acidez, consiste en determinar la cantidad de material alcalino necesario
para neutralizar los ácidos del aceite. El aceite durante su operación normal sufre
cambios en su composición química, originándose peroxidos, aldehidos y ácidos
orgánicos. La medida del acidez nos indica el nivel de deterioro por oxidación en un
aceite. para un aceite nuevo se considera como un buen valor el de 0.03 mgKOH/g. de
aceite.
14.1.5.2 NUMERO DE SAPONIFICACION.
Esta prueba mide absolutamente todo el ácido presente. Esta prueba es usada con poca
frecuencia por el tiempo necesario y la dificultad para efectuarla.
14.1.5.3 PUNTO DE ANILINA.
Es un método rápido y directo para saber en forma general el contenido de hidrocarburos
aromáticos y el grado de refinación de un aceite. Después de calentar y disolver
volúmenes iguales de anilina y aceite, se deja enfriar y se toma la lectura cuando se
separan totalmente las dos fases. La especificación para aceite nuevo tipo naftenico es
de 78 °C y para aceite parafinico esta en estudio.

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14.1.5.4 CONTENIDO DE AGUA.
El agua es uno de los enemigos principales del aceite. El método usado mas común para
su determinación es el de Karl-Fischer, es importante la manipulación de la muestra ya
que el aceite es altamente higroscópico
Otro método para la medición de humedad, es medir el punto de rocío por medio de una
celda y calcular el contenido de agua en el aceite con ayuda de las tablas de vapor de
agua y la ecuación de solubilidad de Henry. El aceite para equipo eléctrico antes de
entrar en operación debe tener una concentración máxima de agua, dependiendo del
voltaje de operación del mismo:
Para equipos hasta 115 kV 15 ppm máximo
14.1.5.5 CONTENIDO DE INHIBIDOR.
Esta prueba tiene por objeto determinar el contenido de inhibidor en aceite ya sea este
nuevo o usado. La determinación puede ser cualitativa o cuantitativa. Los inhibidores o
antioxidantes tienen como propiedad reaccionar con los peroxidos y así destruirlos,
disminuyendo con esto la velocidad de oxidación. Sin embargo si hay corrosivos
presentes, los inhibidores no pueden evitar que estos disuelvan el cobre que cataliza la
peroxidación, por lo que no debe existir la presencia de inhibidor en el aceite.
14.1.5.6 CLORUROS Y SULFATOS.
Esta determinación es cualitativa y sirve para determinar la presencia de cloruros y
sulfatos en aceites nuevos, los cuales son contaminantes y pueden existir en el aceite
como resultados de fallas en la refinación. La especificación de CFE D3100-19 indica
que no debe haber presencia de ellos.
14.1.5.7 AZUFRE TOTAL.
El azufre es un contaminante en el aceite por lo que se debe determinar y observar que
se cumpla con la especificación de un valor máximo de 0.1 %.

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14.1.5.8 AZUFRE CORROSIVO.
Como se ha dicho los aceites minerales pueden contener sustancias que causan
corrosión bajo ciertas condiciones de uso. Esta prueba utiliza cobre metálico en contacto
con aceite bajo condiciones prescritas. La especificación indica que no debe existir azufre
corrosivo.
14.1.6 CROMATOGRAFIA DE GASES.
14.1.6.1 TEORIA GENERAL.
Durante la operación del transformador, el aceite aislante y los otros materiales
dieléctricos sufren degradación bajo la acción de la temperatura y de las tensiones
eléctricas, procesos de descomposición química que dan como resultado la aparición de
gases. Cuando ocurren fallas incipientes (como sobre calentamiento, arco o descargas
parciales) estas, dan como resultado la generacion de gases, que en algunos
transformadores, por diseño, son atrapados en el relévador Buchholz,.
Para esclarecer la naturaleza o la gravedad de la falla, en el caso de la operación del
relévador Buchholz, se efectua un análisis del gas recogido. Los gases existentes
liberados por el aceite aislante provienen de la falla o descomposición de los materiales
aislantes en general.
El analisis más usual del gas recogido es la simple verificación de su combustibilidad,
que en caso de ser positiva es alarmante. Además de esta forma, los estudios realizados
a lo largo del tiempo indicaron que es posible relacionar la presencia de determinados
gases con la naturaleza eléctrica de la falla o con el material afectado por ella. De este
modo el relévador Buchholz permite distinguir una eventual falla .
Los gases formados por la descomposición de los materiales aislantes se disuelven total
o parcialmente en el aceite, y son transportados a todos los puntos con los que entra en
contacto. Ello permite que mediante la recolección de una muestra, se obtenga
información sobre todas las partes en contacto con el aceite.
Los métodos anticuados para detectar la presencia de gases combustibles, se basan en
pruebas de combustibilidad o en análisis químicos, no tienen sensibilidad y sólo son
confiables en casos de deterioro avanzado del aceite y/o materiales aislantes.
La aparición de técnicas modernas de análisis de gases aislantes, entre las que destaca
la cromatografía, capaz de procesar pequeñas muestras de aceite con gran sensibilidad y
precisión, hace posible un enfoque distinto del problema. Cuando ocurre una falla
incipiente, la cantidad de gas que se genera es pequeña. Este gas se disuelve en el
aceite, y puede no presentarse en un estado gaseoso que pueda detectarse o analizarse

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como se describe anteriormente. En esa etapa, su extracción y análisis a partir de una
muestra del aceite aislante, constituye un poderoso instrumento para lograr la
identificación oportuna de una falla, o una operación anormal del equipo.
Este método se está desarrollando y utilizando en escala cada vez mayor, y permite un
diagnóstico de las condiciones internas de un transformador, según varios criterios que
se han publicado en la literatura especializada y que se describe más adelante. Se ha
usado con excelentes resultados, para resolver problemas tales como.
a) Impregnación de aceite en unidades nuevas.
b) Control del deterioro de materiales aislantes
c) Control durante el período de garantía.
d) Detección de fallas incipientes.
e) Localización de fallas y determinación de su significado.
f) Anomalias en el cambiador de derivaciones
g) Optimización del tiempo de servicio.
h) Desarrollo de materiales dieléctricos.
Además, la literatura indica que este método de deteccion de fallas incipientes es más
sensible y seguro que los métodos eléctricos aplicables, dado que su límite de detección
disminuye con el aumento del tiempo de duración de la falla, debido a la acumulación de
gases en el aceite.
Con la utilización de esta técnica, y debido a que en la mayoría de los casos se pueden
determinar las fallas antes de tener que retirar de servicio la unidad, resulta posible
preparar el sistema para reparar el equipo averiado sin interrumpir el servicio. Por tanto,
se recomienda incluir el análisis periódico de los gases que contiene el aceite aislante
como parte del programa de diagnostico del equipo ,para obtener una disminución del
costo de operación.
14.1.6.2 ANALISIS DE LOS GASES DISUELTOS EN EL ACEITE.
El análisis de los gases disueltos en el aceite aislante puede dividirse en seis etapas:
1) Extracción de la muestra. Esta etapa consiste en la obtención de la muestra
representativa del equipo que esta en estudio, debiéndo tener cuidado sobre todo en
evitar el contacto o la contaminación con el aire. Normalmente la muestra se debe

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tomar por la válvula inferior de muestreo, es recomendable en caso de alarma por
gases tomar la muestra de la purga de Bucholz, esto con la finalidad de detectar los
gases antes de su total disolución en el aceite.
La obtención de la muestra es uno de los pasos más importantes, de esta depende la
confiabilidad de los resultados de la prueba, a continuación se citan los principales
puntos de procedimiento de toma de muestra según norma nom-j-308-1983 y ASTM
D3613.
a) La jeringa no debe tener fugas, para verificar esto se hará cerrando la válvula y
colocando la jeringa en posición vertical con la punta hacia arriba si se queda fija y él
émbolo no se mueve esta tiene hermeticidad.
b) La limpieza de la válvula de drenado, accesorios y la jeringa es indispensable
para evitar la contaminación del aceite aislante, esto se logra desechando dos litros
aproximadamente para que arrastre los posibles sedimentos en la válvula y la muestra
obtenida sea más significativa, la jeringa se purga llenándose y vaciándose por medio de
la válvula de tres vías.
c) El llenado de los formatos correspondientes y el correcto etiquetado de las
jeringas, facilitan la identificación del equipo en cuestión.
d) Una vez obtenida la muestra debe transportarse al laboratorio en condiciones
adecuadas para evitar derrames y la exposición al calor y la humedad.
Los diversos laboratorios que practican estos análisis utilizan varios tipos de recipientes.
En todos los casos hay que garantizar que el manejo de muestras no resulte en una
pérdida de hidrógeno superior a 2.5 % por semana, puesto que de todos los gases que
se analizan éste es el menos soluble y el que más rápido se difunde, lo que puede
ocasionar errores por el almacenamiento y transporte.
Normalmente se emplean jeringas de vidrio de 50 ml. equipadas con válvulas de tres vías
perfectamente adaptadas en el extremo. ,Se envían al laboratorio acondicionadas para
su transporte en una caja protectora que debe contener una etiqueta con las
características del equipo muestreado.
2) Extracción de los gases disueltos. Esta operación es la primera parte del análisis .
Consiste en la extracción mediante vacío de los gases disueltos en una pequeña
cantidad de aceite aislante. El aparato consta de una probeta para gas con aguja superior
calibrada y agrupada con una llave que permite sucesivamente la aplicación de vacío de
10-2
Torr, la admisión de la muestra y la compresión de los gases a presión atmosférica.
Se toma una muestra de aceite (normalmente 25 ml.) y se extraen los gases contenidos
en el aceite sometiendo la muestra al vacío y a una agitación vigorosa. Los gases que
ocupan todo el espacio, se comprimen enseguida por la elevación de un nivel de

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mercurio y en la aguja calibrada se efectúa la lectura de los gases extraídos, a presión y
temperatura ambiente. Después de la lectura del volumen se retira parte de la mezcla de
gases, a través de una membrana, para su inmediata inyección en el cromatógrafo.
Existen equipos que al inyectar la muestra de aceite la extraccion de gases se hace
internamente en forma automatica.
3) Análisis cromatográfico. La cromatografía consiste en un medio físico de separar los
componentes de un fluido mediante su distribución en dos fases, una estacionaría y de
gran superficie y la otra de un fluido que circula a través de la primera.
La separación ocurre cuando los componentes de la mezcla interactúan con la fase
estacionaría o medio, si estas interacciones son diferentes entre sí, también lo serán las
velocidades durante el recorrido. El tiempo que tarda un componente en recorrer la fase
estacionaria y llegar al detector se le llama tiempo de retención y es diferente para cado
componente de acuerdo a sus propiedades químicas. Los gases son detectados por
dispositivos establecidos para cada uno de ellos; la medición requiere de un patron con
concentraciones conocidas y se calibran los tiempos de retención para su identificación.
En términos generales un cromatógráfo de gas se divide en tres partes principales:
inyectores o vaporizadores, columnas y detectores.
En el inyector, la muestra de gas que se va analizar se diluye en un gas inerte, que la
conduce a través de la columna, donde se realiza la separación en un medio adecuado y
pasa en seguida al detector que emite una señal proporcional a la señal de cada
componente.
El aparato debe ser capaz de controlar con precisión todas y cada una de las siguientes
variables: la temperatura de las tres partes principales, la corriente de los detectores y el
flujo del gas inerte. Para las columnas se utilizan distintos tipos de detectores y medios,
cada uno de los cuales presenta selectividad para un componente o grupo de
componentes afines.
La determinación de la concentración de gases extraídos del aceite aislante se hace
modelando el instrumento con una muestra de los gases que se analizarán en una
proporción conocida, y comparándose el cromatograma patrón con el que se obtiene de
la muestra analizada.
4) Cálculo de los resultados. Normalmente se analizan nueve gases, contando los
equipos con la siguiente sensibilidad:

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GAS SENSIBILIDAD (*)
Hidrógeno (H2) 0.5
Oxígeno (O2) 0.7
Nitrógeno (N2) 1.0
Metano (CH4) 2.0
Monóxido de carbono (CO) 3.0
Dióxido de carbono (CO2) 3.0
Etileno (C2H6) 1.0
Etano (C2H4) 2.0
Acetileno (C2H2) 3.0
(*) en partes por millón (ppm)
La concentración de los gases disueltos en aceite aislante se expresa en partes por
millón (ppm) volumen/volumen de aceite, medidas a una temperatura de 23°C para
determinar esta concentración se emplea la siguiente fórmula:
ppmi = NixVRxRi/Rp, donde:
ppmi - concentración en partes por millón del componente i.
Ni - constante para el componente i.
VR - volumen de gases extraídos.
Ri - respuesta del componente i en la muestra.
Rp - respuesta del componente i en el patrón.
La constante Ni se calcula así:
Ni = Ci(Vc + Kix Va)x 104
, donde:
VcxVa
Ni - constante para el componente i.
Ci - concentración del gas i en el gas patrón, en porcentaje.
Vc - volumen de la cámara de desgasificación.
Ki - coeficiente de solubilidad del componente i.
Va - volumen de la muestra de aceite utilizada.
104
- conversión en ppm.
Además de la concentración de cada gas, se calcula también la concentración total de los
gases disueltos, así como la de los gases combustibles.
El valor de respuesta del componente, se obtiene del cromatograma por la medida del
pico correspondiente. Se puede utilizar la medida de la altura del pico, si bien el área
integrada es un indicador más preciso.

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Los equipos actuales realizan el proceso en forma automatizada mediante la utilización
de integradores electrónicos digitales.
5) Diagnóstico. En la etapa de diagnóstico, dentro del proceso de análisis, se intenta
determinar la respuesta a dos preguntas básicas:
1.- ¿Hay alguna irregularidad en el transformador que se examina?
2.- En caso afirmativo, ¿cual es su origen y su gravedad? Para obtener estas respuestas
es necesario correlacionar los resultados del análisis con las composiciones gaseosas
esperadas o verificadas en transformadores que funcionan de manera normal o anormal.
Durante el funcionamiento normal de un transformador se producen gases por los
materiales aislantes que se pueden disolver en el aceite. En las condiciones de equilibrio
que prevalecen en la producción lenta de gases, la solubilidad de un gas en un líquido se
rige por la ley de Henry.
Pi = HixCi, donde:
Pi = la presión parcial del componente i en estado gaseoso.
Hi = la constante de Henry a la temperatura del sistema.
Ci = la concentración del componente i en estado líquido.
Cuando la presión total, es decir la suma de las presiones parciales, alcanza a una
atmósfera, se considera que el aceite esta saturado de gas.
No siempre prevalecen estas concentraciones de equilibrio. Dependiendo de la cantidad
y de la velocidad con que se producen, los gases originados por una falla pueden
disolverse totalmente en el aceite o pueden hacerlo parcialmente. Debe tomarse en
cuenta que, durante su permanencia en él, habrá cambios en la composición con
tendencia a que el aceite absorba los gases más solubles (C3, C4, C2H4) y libere los
menos solubles (H2, N2, CO).
Los gases que sobrepasan el nivel del aceite, en transformadores con respiración, se
pierden en la atmósfera debido sobre todo a la expansión y contracción del aceite
renovando parcialmente el aire que hay en el conservador.
Esta pérdida de gas ocasiona una atenuación de la tasa de crecimiento de la
concentración. En los casos en que disminuye mucho la producción de gases, la
concentración de los gases disueltos puede llegar a disminuir.
Niveles normales.- Entre los diversos autores varían mucho los niveles que se
consideran normales (niveles patrón) para los gases disueltos en aceite dieléctrico en un
transformador, según el diseño, la carga, el tiempo de operación, tipo de mantenimiento,
la calidad del aceite, etc.

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Los niveles patrón se determinan trazando un gráfico del nivel de cada gas analizado de
una población homogénea de transformadores, estadísticamente significativa, contra sus
posibilidades acumuladas de ocurrencia
Composición característica.- Los gases que se generan, según el tipo de falla, son
disueltos en el aceites dieléctrico y, esos gases tendrán un perfil de composición
característico. Estos perfiles que se lograron a partir de comparaciones de análisis de
transformadores defectuosos en buen estado y de simulaciones en el laboratorio que
constituyen la base del criterio del diagnóstico.
Las principales fallas que hay que considerar, son: sobrecalentamiento, descargas
parciales y arco.electrico
La temperatura tiene un efecto decisivo en la composición de los productos resultantes
de la descomposición térmica. Se pueden distinguir dos tipos de fallas, alta y baja
temperatura. También debe tomarse en cuenta que en la descomposición, la temperatura
actúa en forma exponencial sobre la velocidad de formación de gases y facilita la
saturación.
Durante el calentamiento, el aceite se descompone en hidrocarburos de bajo peso
molecular. Con elevación de la temperatura, aumenta considerablemente la
concentración de etileno en relación con el metano y el etáno, por tanto, el etileno es el
producto principal para la caracterización de las fallas por sobrecalentamiento. Con
respecto al acetileno (el menos saturado) se admite que la temperatura no resulte
suficiente para generar su formación a gran escala.
El principal producto de las descargas parciales es el hidrógeno, acompañado de
concentraciones menores de metano. Si la falla afecta la celulosa, también habrá la
formación de monóxido de carbono.
La producción de acetileno y la de hidrógeno son características del arco; el acetileno es
el gas predominante en este caso. Junto con estos dos gases, se encuentran el etileno y
otros en menor concentración, resultantes del efecto térmico.
La carbonización de la celulosa comienza a 140°C. Entre los diferentes productos
resultantes de la degradación encontramos al monóxido de carbono y al dióxido de
carbono. La variación de la relación entre estos dos gases se vincula con el tipo y el
tamaño del transformador y con la relación entre el aislamiento de papel y el de aceite.
El hidrógeno también puede formarse por electrólisis, siendo en este caso el único gas
combustible de interés.
Relaciones entre gases.- Algunos autores han propuesto sistemas que utilizan la
relaciones entre ciertos gases para comparar los perfiles de composición y su vinculación

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con ciertos tipos de fallas. Estos cocientes son útiles, por ejemplo, en el caso en que dos
o más gases excedan el nivel patrón.
Como ejemplo de estos criterios de diagnóstico Rogers, sugiere la utilización de los
siguientes cocientes de niveles de gases como análisis de diagnósticos:
a) CH4 b) C2H6
H2 CH4
c) C2H4 d) C2H2
C2H6 C2H4
Utilizando los cocientes anteriores se preparó empíricamente la tabla de la fig. No. 14.4.
De este modo vemos que la interpretación de los resultados exige un conocimiento
detallado de la composición química de los materiales aislantes y de su aplicación en los
equipos, así como datos sobre el transformador, y sobre sus condiciones de funcio-
namiento.
6) Informe. Con base al procedimiento descrito anteriormente, el laboratorio elabora un
informe en el que detalla el nivel de concentracion de los gases disueltos y sus
diagnósticos, mencionando el metodo utilizado.
Cuando lo exige la urgencia del caso se procura realizar el análisis en un período de 24
hrs., comunicando el resultado preliminar al usuario.
Como parte del informe, también se fórmula una recomendación sobre el período al cabo
del cuál debe tomarse una siguiente muestra del transformador, período que en caso de
operación normal es anual. A veces se recomiendan tomas más frecuentes, en aquellos
casos que es conveniente determinar la tasa de formación de los gases que se
detectaron, especialmente cuando se carece de información sobre el equipo en cuestión.
Además del método de Rogers de interpretación del análisis de gases, existe el método
de Dornenburg, el método de la Universidad del estado de California en Sacramento
(CSUS), el metodo del triangulo de Duval, metodo de gases clave.y,metodo por
nomograma
En el presente capítulo se incluye un formato para el registro histórico del contenido de
gases en transformadores de potencia.

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FIG. 14.4 METODOS DE INTERPRETACION DEL ANALISIS DE GASES

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14.2 HEXAFLORURO DE AZUFRE (SF6)
En la figura 14.xx se muestra la composicion de una molecula de este gas, cuyas
propiedades dielectricas lo hacen un fluido aislante de gran aplicación en sistemas y
equipos.
FIG. 14.5 MOLECULA DE HEXAFLUORUO DE AZUFRE
14.2.1 CARACTERISTICAS FISICO-QUIMICAS
El hexafloruro de azufre es un gas incoloro e inodoro, no toxico, no flamable esta formado
por la union de elementos químicos muy activos como los son el azufre y el fluor, su
estructura quimica permite que sea un compuesto estable con una gran
electronegatividad proporcionada por el fluor, esta propiedad se refiere a la capacidad
que tiene un elemento para aceptar electrones, situación que va de la mano con la
capacidad para extinguir arcos eléctricos, puede calentarse hasta 500°C sin sufrir
descomposicisión, normalmente los iones de SF6 se combinan para formar de nuevo el
gas despúes del arco.
Este gas es uno de los mas pesados su densidad a 20 °C es de 6.164 Kg/m3
,casi cinco
veces mas que el aire, su peso molecular es 146.06, es insoluble en agua y poco soluble
en alcohol etilico. Debido a su alta densidad su calor especifico es 3.7 veces mayor que
el aire, teniendo una excelente transferencia de calor, lo que es un importante criterio
para su aplicación en alto voltaje.
Quizá la mas importante propiedad es su rigidez dieléctrica que es casi tres veces la del
nitrogeno a temperaturas elevadas, a 30 lb/in2
es la misma que la del aceite aislante. A
esta propiedad se le adjudica también su habilidad para extinguir arcos.

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Su estructura es de un octaedro (ver figura 14.4)en el cual sus seis esquinas están
ocupadas por átomos de flúor, el flúor es el elemento más electronegativo que se conoce.
El SF6 no existe en la naturaleza se produce por reacción directa a 300 ° C.
El SF6 no reacciona con el hidrógeno, cloro, oxígeno, los ácidos, los álcalis y el
amoniaco.
En interruptores de potencia, otra gran ventaja del SF6 es que al contrario del aceite no
deja depósitos de carbón amorfo.
El punto de fusión es de –50.8° C a 2.21 bars y a –63.8° C se sublima.
Aunque su conductividad térmica es un décimo de la de helio, su alto peso molecular y su
baja viscosidad permiten la transferencia de calor por convección con mayor efectividad
que otros gases comunes.
Un sistema eléctrico con ambiente de SF6 puede ser cargado con diez veces más
potencia que un medio ambiente aislado en aire.
14.2.2 COMPORTAMIENTO DEL SF6 EN ESTADO ESTABLE
Durante la formación y extinción de un arco eléctrico en un interruptor, el SF6 se ioniza y
se recombina para formar de nuevo gas.
SF6+ e Æ SF 6
O como combinación disociativa:
SF6+ e -ÆSF5+F
Sin embargo, en los equipos de desconexión actuales, los vapores metálicos generados
en los electrodos al momento de interrumpir el arco eléctrico, reaccionan con el Flúor del
gas SF6 formando gases de descomposición que son muy activos y reaccionan con la
humedad en el gas, para formar compuestos altamente tóxicos y corrosivos.
14.2.3 COMPORTAMIENTO DEL SF6 BAJO FALLA
La formación de los productos de descomposición depende del área, intensidad, duración
del arco eléctrico, contenido de humedad, contenido de impurezas y los materiales de
fabricación de la cámara del arqueo.

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En una cámara de extinción de un interruptor se encuentran normalmente los siguientes
materiales: cobre, plata, tungsteno, aluminio, teflón, resina epóxica, alúmina, etc.
Los productos de descomposición iniciales en el interior de la cámara son: fluoruros
metálicos, tetrafluoruro de azufre (SF4) y monofluoruro de azufre (S2F2).
El tetrafluoruro de azufre y el S2F2 son extremadamente reactivos con el agua y el
oxígeno para formar oxifluoruros de azufre.
El (SF4) reacciona con el oxígeno para formar tetrafluoruro de tionilo SOF4 ó con el agua
para formar el fluoruro de tionilo (SOF2) los que se identifican rápidamente por su olor a
azufre.
El SOF2 y el SOF4 pueden reaccionar nuevamente para formar el fluoruro de sulfuro
SO2F2.
El monofluoruro de azufre se puede disociar a difluoruro de azufre (SF2) ó hidrolizarse a
fluoruro de tionilo.
El SF2 se puede transformar a tetrafluoruro de azufre o hidrolizarse a fluoruro de tionilo.
Además hay que observar que por cada reacción de hidrólisis hay la formación de ácido
fluorhídrico HF, el cual es ácido extremadamente corrosivo.
En un sistema muy húmedo el SOF2 se puede hidrolizar nuevamente para formar SO2
Los fluoruros metálicos son sólidos en forma de polvo blanco que puede ser: hexafluoruro
de tungsteno (WF6), trifluoruro de aluminio (ALF3) y fluoruro de cobre (CuF2); los que
también pueden hidrolizarse.
Por lo descrito anteriormente se observa la necesidad de evitar la humedad y el oxígeno
dentro de un interruptor y de contar con métodos de análisis que nos determinen el
contenido de estos compuestos de gas.
Cuando el hexafloruro se somete a un arqueo eléctrico, con la presencia de humedad y
oxigeno se forman floruros de tionilo y floruros de sulfurilo, que se identifican por un olor
fétido, cuando se detecta un olor fuerte en un equipo fallado, se debe acordonar el area,
para evitar el acceso , el personal autorizado deberá usar guantes de hule, mascarillas
con filtro y absorvente para polvos, asi como ropa y lentes de seguridad.
Si se observa la presencia de polvos blancos se debe evitar el contacto de estos con la
piel,. durante los trabajos, no debe tocarse la cara, particularmente los ojos,se debe
cuidar de la higiene personal para evitar la ingestión accidental del polvo.

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La siguiente tabla resume los limites de tolerancia en la atmosfera para una exposición
de ocho horas de los productos de la descomposición del gas SF6
COMPUESTO VALOR LIMITE DE TOLERANCIA
Fluoruro de tionilo (SOF2) 0.6 ppm
Tetraforuro de Carbono (CF4) 10 ppm
Fluoruro de sulfurilo (SO2F2) 5 ppm
Pentafloruro de Azufre (s2f10) 0.025 ppm
NOTA : El pentafloruro de azufre es un gas inodoro, sin embargo es altamente toxico , su
presencia después de la descomposición en muy pequeña.
Los productos de descomposición del hexafloruro de azufre se pueden detectar por
distintos métodos analíticos
COMPUESTO MÉTODO
Tetrafloruro de azufre sf4 Cromatografia de gases y resonancia magnética de fluor
Fluoruro de tionilo Cromatografia de gases
Dióxido de azufre Cromatografia de gases
Flururo de hidrógeno Floruro hidrolizable
Tetraforuro de carbono Cromatografia de gases
Bioxido de carbono Cromatografia de gases.
Nitrógeno y oxígeno Cromatografia de gases
El hexafloruro de azufre puro es considerado un gas no tóxico,.los trabajos que impliquen
exposición a este gas cuando no ha sido sometido a descargas eléctricas, pueden ser
realizado sin cuidados especiales, solo con una buena ventilación cuando este se hace
en interiores
14.2.4 LLENADO DE EQUIPOS.
Los aparatos aislados con SF6 mantienen sus caracteristicas nominales siempre y
cuando sean llenados con este gas nuevo o regenerado, cumpliendo con la norma IEC
376. Los equipos aislados en SF6 que se instalarán por primera vez se les debe revisar
la precarga con la que deben de venir de fábrica, en caso de haberla pérdido se les debe
realizar un vacío hasta una presión residual de cuando menos 0.1 mm de Hg, con el fín
de extraer el oxígeno y humedad que pudieran contener en su interior, todo esto antes de
realizar su llenado definitivo.

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14.2.5 RECUPERACION DEL GAS SF6
El gas recuperado en el mantenimiento de equipos aislados en gas SF6, debe ser filtrado
y almacenado en estado líquido antes de volver a utilizable nuevamente, el equipo
utilizado para la recuperación de este gas es el siguiente:
- Bomba de vacio con aspiración hasta por lo menos 0.01 mm de Hg.
- Compresor resistente a la corrosion, con aspiración hasta por lo menos 50 mmHg y
entrega minima de 10 bar
- Bateria de filtros de alumina activada, soda, carbon y un filtro antipolvo
- Equipo opcional de refrigeración para acelerar la condensación del gas SF6
comprimido, o aumentar la capacidad del almacenamiento del equipo portatil.
- Mangueras,conexiones y manovacuometros adecuados para el filtrado y
almacenamiento del gas
La siguiente tabla muestra las normas en las que esta basado el uso y pruebas de SF6
NORMA NUMERO TITULO
IEC 376
480
Especificación y aceptación de hexafloruro de azufre nuevo
Guia para verificación de sF6 sacado de equipo dieléctrico
ASTM D 2029-68
D-2284-68
D-2472-71
D 2685-71
D-2477-74
Contenido de vapor de agua en gases aislantes eléctricos por
medición de l punto de rocio
Acidez del hexafloruro de azufre
Hexafloruro de azufre
Nitrógeno y tetrafloruro de carbono en el hexaffloruro de azufre
por cromatografia de gases.
Voltaje de ruptura dieléctrica y resistencia dieléctrica de gases
aislantes a frecuencias de energia comercial.
JIS C2131 Métodos de prueba de SF6 para usos eléctricos

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14.3 R-TEMP
14.3.1 CARACTERISTICAS GENERALES
Desde el año 1975, el R-Temp ha sido usado principalmente en el llenado de
Transformadores, a la fecha se tienen aproximadamente 80,000 equipos eléctricos
conteniendo este aislante en todo el mundo con 50 millones de litros en operación. Su
uso se ha generalizado en una amplia gama de equipos eléctricos que por sus
necesidades operativas, requieren mejores caractéristicas aislantes y de enfriamiento
además de brindar una mayor seguridad en su operación, como lo son seccionalizadores,
reguladores de alto voltaje, rectificadores de potencia, interruptores de potencia, etc.
El R-Temp además de su exelente capacidad dieléctrica cuenta con características
lubricantes y de extinción de arco eléctrico que permiten sea usado en equipos de
desconexión o que estan sometidos a esfuerzos térmicos severos.
El R-Temp es un aceite aislante que ha sido elaborado bajo un estricto control de calidad
para brindar un enfriamiento óptimo en los transformadores.
Dicho aislante es catalogado como no flamable, biodegradable, útil en el enfriamiento y
aislamiento de equipos eléctricos, se considera como un fluido como no peligroso.
El R-Temp es compatible con otros materiales aislantes y sus propiedades químicas son
muy constantes, por lo que difícilmente puede variar en combinación de otros productos
diluidos en el, esto debido a su peso molécular; además este aislante puede ser utilizado
en equipos que operan a la intemperie o en lugares cerrados, siendo en el primero de los
casos una buena elección debido a que práticamente reduce al mínimo el riesgo de
explosión ó incendio y más cuando existen áreas habitacionales en los alrededores de la
instalación donde va a ser usado.
Según la estadistica de la NFPA-USA (Asociación Nacional de Protección de Fuego en
los Estados Unidos de America), no se tiene ningún reporte en el cual el R-Temp haya
intervenido en una situación de incendio en equipos llenados con este aislante, esto da fé
de la resistencia del R-Temp comparado con otros fluidos con similares características.
En muchas pruebas de mayor y menor escala, la resistencia al fuego de los
hidrocarburos han demostrado mejor condiciones de resistencia al fuego que otros
sustitutos a los askareles (ver figura 14.5).
El R-Temp no es considerado un fluido tóxico, en pruebas de laboratorio donde se ha
suministrado en forma oral este producto, no se han reportado reacciones tóxicas en
animales, en el caso de los humanos no se ha reportado ningún caso de alteración o
daño físico, además de que no esta clasificado como no-cancérigeno.

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FIG. 14.6 GRAFICA DE PELIGROSIDAD DE FUEGO (REF. UL 340)
14.3.2 PRUEBAS Y CARACTERISTICAS FISICAS.
A continuación se describen algunas de caracteristicas y pruebas, en cuanto a su
definición, metodología y resulltados.
14.3.2.1 DENSIDAD.
El uso de ésta prueba es para identificación de la muestra; así como para la corrección
de la tensión interfacial. Con el resultado se puede determinar el tipo de aceite, en el
caso del R-Temp su valor es de 0.87 a 25 °C
14.3.2.2 VISCOSIDAD.
La viscosidad es una característica necesaria para conducir el calor generado en el
equipo eléctrico y así actuar como refrigerante. La viscosidad del R-Temp es de 112 cSt
a 40 °C y de 12 cSt a 100 °C (ASTM D-445)

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14.3.2.3 ASPECTO VISUAL.
Es una prueba sencilla, pero puede ser de gran utilidad ya que fácilmente se determina el
estado de un aceite. Este debe ser limpio, transparente y libre de sedimentos.
14.3.2.4 TEMPERATURA DE INFLAMACION E IGNICION.
La temperatura de inflamación es una indicación de los componentes volátiles del R-
Temp. Para efectuar esta determinación, se coloca una muestra de aceite en una copa
adecuada y se calienta lentamente pasando una pequeña flama por la superficie de la
muestra. La temperatura de inflamación será cuando el aceite desprenda vapores y se
enciendan en forma rápida. La temperatura de ignición será cuando se produzcan
vapores suficientes para mantener encendida la muestra durante 5 segundos cuando
menos. La copa abierta Cleveland es el aparato más usual para esta determinación. La
especificación para el punto de inflamación es de 270 °C con la prueba de la copa
cerrada (ASTM D-93), 280 °C para la prueba de copa abierta (ASTM D-92) y 312 °C la
temperatura de ignición (ASTM D-92).
14.3.2.5 COLOR ASTM.
La prueba de color no es una prueba muy importante, pero si de fácil determinación. Para
el R-Temp se considera un valor de 1.5 máximo.
14.3.2.6 TEMPERATURA DE CONGELACION.
Es la temperatura a la cual el R-Temp deja de fluir. Una baja temperatura de congelación
es necesario para asegurar que el aceite fluya aún a temperaturas frías en el caso de
este aislante de considera una temperatura -22 °C como máximo (ASTM D-97).
14.3.2.7 TENSION INTERFACIAL.
El deterioro del R-Temp se debe a los efectos de la oxidación o de la presencia de
impurezas disueltas del material con el cual el aceite tiene contacto, también de
contaminación externa, esta prueba por lo tanto mide las impurezas polares solubles en
el aceite capaces de orientarla en la cara aceite agua. La tensión interfacial en el caso de
este aislante se considera con un valor de 38 nM/m a 25 °C, según ASTM D-971

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14.3.2.8 CONTENIDO DE PARTICULAS.
Esta prueba tiene por objeto determinar la cantidad de partículas que contiene una
muestra de aceite, este se pasa a través de un filtro calculándose el peso de impurezas
detenidas relacionando-las con el volumen previamente determinado.
14.3.3 PRUEBAS Y CARACTERISTICAS ELECTRICAS
14.3.3.1 FACTOR DE POTENCIA
El R-Temp debe cumplir las caracteristicas dieléctricas según ASTM D-924 en el cual nos
marca en la prueba de factor de potencia un valor máximo de 0.02% a 25 °C y de 0.10%
a 100 °C. En caso de encontrar valores mayores a los antes mencionados debe
complementarse el estudio con todas las pruebas necesarias para dictaminar en forma
exacta la condición de este aislante siempre considerando las condiciones y el tiempo de
operación del equipo donde se encuntre instalado.
14.3.3.2 RESISTIVIDAD
Según ASTM D-1298 el valor mínimo requerido para la prueba de resistividad del R-
Temp debe ser 1 x 1014 w-cm a 25 °C
14.3.3.3 CONSTANTE DIELECTRICA
La constante dieléctrica del R-Temp es de 2.2 a 25 °C (ASTM D-924)
14.3.4 PRUEBAS Y CARACTERISTICAS QUIMICAS.
14.3.4.1 NUMERO DE NEUTRALIZACION.
Es la prueba química mas importante y conocida. Se le llama también indice de acidez o
simplemente acidez, consiste en determinar la cantidad de material alcalino necesario
para neutralizar los ácidos del aceite. El R-Temp durante su operación normal puede
sufrir cambios en su composición química, originándose peroxidos, aldehidos y ácidos
orgánicos. La medida del acidez nos indica el nivel de deterioro por oxidación en un
aceite, en este caso debe considerarse como un buen valor el de 0.005 mgKOH/g de
aceite.

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14.3.4.2 CONTENIDO DE AGUA.
El R-Temp antes de entrar en operación debe tener una concentración máxima de agua,
en este caso se consideran 35 ppm (ASTM D-1533B)
14.3.4.3 CONTENIDO DE INHIBIDOR.
Esta prueba tiene por objeto determinar el contenido de inhibidor en aceite ya sea este
nuevo o usado. La determinación puede ser cualitativa o cuantitativa. Los inhibidores o
antioxidantes tienen como propiedad reaccionar con los peroxidos y así destruirlos,
disminuyendo con esto la velocidad de oxidación. Sin embargo si hay corrosivos
presentes, los inhibidores no pueden evitar que estos disuelvan el cobre que cataliza la
peroxidación, por lo que no debe existir la presencia de inhibidor en el aceite.
14.3.4.4 CONDUCTIVIDAD TERMICA
La conductividad térmica del R-Temp (método CPS) se encuentra en un valor de 3.1 x
10-4 cal/(cm•seg•°C) a 25 °C
14.3.4.5 CALOR ESPECIFICO
El calor espécifico del R-Temp (ASTM D-2766) se encuentra en un valor de 0.46
(cal/gm/°C) a 25 °C
14.3.5 INTERPRETACION DE RESULTADOS DE PRUEBAS REALIZADAS AL
R-TEMP
Para los resultados obtenidos en la medición de resistividad referirse al punto 14.3.3.2 de
este capítulo, asimismo para los resultados de la prueba de factor de potencia referirse al
punto 14.3.3.1, en los cuales se definen los parámetros esperados en las mediciones
realizadas a este aislante.

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