mtto trafos analisis de aceite

8/17/2019 Mtto Trafos Analisis de Aceite

http://slidepdf.com/reader/full/mtto-trafos-analisis-de-aceite 1/56

Aceite Dielectrico



0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

G a l o n / K V A

19151915 1930 1945 1960 1973 1980 1995 2000

AÑO DE FABRICACION

2.0

1.0

0.5

0.330.16 0.11 0.08 0.06

85 AÑOS DE AVANCE TECNOLOGICO ENT TRANSFORMADORES

X 10



1. PRESERVACION DEL ACEITE.

- El aceite en los Transformadores cumple las siguientesfunciones: aislar, refrigerar y proteger al papel evitando que lahumedad y el oxígeno entren en contacto con el. Cuando estoocurre tanto el papel como el aceite se envejecen y la vida del

Transformador disminuye.

Es entonces necesario evitar la interacción del aceite con eloxígeno y la humedad de la atmósfera.



2.- FACTORES DE OPERACIÓN2.1. EL AGUA

• El agua contenida en el aceite se puede deber a :

a) Humedad residual después del secado.

b) Humedad absorbida por el aceite desde la atmósfera.

c) Como producto de la oxidación del aceite.



• El agua puede presentarse en el Transformador de lassiguientes formas:

a) Disuelta en el seno del aceite.Ver Fig. 5

b) Suspendida en el aceite.c) Asociada a los ácidos orgánicos producidos por la oxidación

del aceite.

d) Ocluida en el Pressboard que es muy higroscópico.Ver Fig. 6.

En estado de equilibrio, aproximadamente el 99.75% de lahumedad total del sistema de aislamiento está contenida en la

celulosa y sólo el 0.25% en el aceite.



CONCENTRACION DEL AGUA EN EL PAPEL Y EL

ACEITE EN FUNCION DE LA TEMPERATURA

300160

10001403000120

Agua en el Papel

Pu

Agua en el Aceite

Pu

Temperatura

ºC

Tabla 1

Esta Tabla demuestra la tremenda atracción que tiene elPapel y el Pressboard por el Agua; de modo que el

contenido de humedad en ppm que se obtiene en el AnálisisFísico – Químico para el Aceite, solo es una pequeña partedel Agua contenida en el Transformador; esto es muyimportante tener en cuenta.



1E1

1E2

1E3

C O N T E N I D O

D E A G U A , P P

M

0 10 20 30 40 50 60 70

TEMPERATURA °C

C0NTENIDO DE AGUA EN EL ACEITE

800

600

400

300

200

100

80

60

40

30

20

10

Muestra: PURAMIN AD-66, LOTE 16, 19.5.791000

FIGURA 5



EQUILIBRIO DE LA HUMEDAD CONTENIDA EN EL

SISTEMA CELULOSA-ACEITE

0

1

2

3

4

5

6

C O N T

. D E A G U A E N

L A C E L U L O S A

, P E S O %

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90TEMPERATURA °C

5 PPM

10 PPM

20 PPM

FIGURA 6



Entonces podemos concluir que:

• La presencia del agua contribuye sensiblemente al

envejecimiento del papel, cuya velocidad de envejecimientoes proporcional al contenido de humedad.

Por ejemplo: si el contenido de humedad del papel disminuye

del 1% al 0,5% entonces el tiempo de vida del papel seduplica.

• El aceite también es envejecido por la presencia de agua,debido a que una molécula de agua es fuente de oxígeno, elcual acelera su envejecimiento.



2.2. LA TEMPERATURA• Las temperaturas normales y anormales que se generan en elfuncionamiento de los Transformadores, causan descomposicióno pirólisis del papel aislante (celulosa) y del Pressboard.

• Esta descomposición se manifiesta en la formación dehidrógeno (H2), monóxido de carbono (CO) y dióxido decarbono (CO2).

• El envejecimiento del papel sigue la ley de Arrhenius y unaregla conocida es que para cada 6 a 8°C de aumento detemperatura sobre su temperatura máxima de servicio, el tiempo

de vida del papel disminuye a la mitad.• El aceite es muy estable a elevadas temperaturas, siempre ycuando no exista oxígeno.



• La presencia del oxígeno en el aceite, torna su envejecimientomuy sensible al aumento de temperatura.

• Con la temperatura, los hidrocarburos que conforman el aceitese descomponen y se generan gases como el etileno, etano,metano y acetileno.

Aceite Mineral

• Tiempo : 500 Horas

• Temperatura : 100 °C.



2.3. EL OXIGENO

• El envejecimiento del papel está influenciado por la presenciade oxígeno, si bien en menor medida que el aceite.

• Estudios han demostrado que el envejecimiento del papel enuna atmósfera con alto contenido de oxígeno, puede ser de 2.5veces al envejecimiento del mismo papel en una atmósfera conbajo contenido de oxígeno.

• En cambio el efecto del oxígeno en el aceite es muy pernicioso,especialmente en combinación con altas temperaturas. Losproductos de la oxidación del aceite son proporcionales al

contenido de oxígeno en este.• La velocidad de envejecimiento de un aceite con alto contenidode oxígeno puede llegar a ser 10 veces la velocidad deenvejecimiento del mismo aceite con bajo contenido de oxígeno.



2.4. LAS SOBRETENSIONES

• Las sobretensiones pueden dar lugar a la descomposición delos Hidrocarburos que conforman el Aceite aislante y alenvejecimiento del papel, debido al efecto de las descargas o al

arco eléctrico que se pueden producir; los cuales alcanzan altastemperaturas.

• El efecto corona se produce por la ionización del aire y de losgases contenidos en el aceite del Transformador, lo que conducea la descomposición del aceite.

En resumen, diremos que el efecto combinado de estos agentespuede afectar seriamente el funcionamiento normal de los

Transformadores en aceite por la presencia de las siguientesanomalías:



a) Pérdida de la Rigidez Dieléctrica de los aislamientos y de laResistencia Mecànica de los aislamientos sòlidos por lapresencia de agua.

b)Envejecimiento acelerado de los aislamientos sòlidos del

Transformador, por acciòn de los subproductos de laDescomposiciòn del Aceite.

c)Aumento del Nivel de Descargas entre los conductores como

consecuencia de la disminución de la Rigidez Dieléctrica de losaislamientos por el efecto combinado de la presencia de agua enel sistema y de la Ionización de los gases disueltos en el aceite.

d) Efecto Corona por la Ionización del aire (oxígeno) contenidoen el interior del Transformador.

e) Ionización de los gases presentes en el Transformador debido

al Efecto Corona y a la formación de óxidos de Nitrógeno que alcombinarse con el agua forman Ácido Nitroso y Ácido Nítrico



f) Arco Eléctrico entre los conductores y entre capas del

bobinado por la disminución de la Rigidez Dieléctrica de losaislamientos.

g) Calentamientos localizados como consecuencia de los falsos

contactos (Resistencia de Contacto alta), de las descargas y delArco Eléctrico instalados.

h) Producción de gases combustibles debido a la

descomposición del Aceite Aislante y de la Celulosa del Papel.i) Explosión del Transformador como consecuencia de lasobrepresión causada por la formación y/o combustión de losGases Combustibles generados.

j) Incendio del Transformador por la presencia simultánea ydesfavorable de Gases Combustibles, altas temperaturas yfuentes de ignición.



Para eliminar o en todo caso reducir estos efectos perniciosos, serequiere reducir al mínimo la presencia de estos factores en elseno de los aislamientos del Transformador, ahora en que losnuevos diseños de los Transformadores se han optimizado,utilizando los materiales al límite de su capacidad y por tanto loslímites de sobrecarga y capacidad se han reducido, por lo que lautilización correcta y el oportuno y eficaz mantenimiento de los

equipos se ha tornado indispensable.



3.- SEGUIMIENTO DEL ENVEJECIMIENTO DE LOS

AISLAMIENTOS DEL TRANSFORMADOR A TRAVESDEL DETERIORO DE SUS PROPIEDADES

3.1.- Análisis Físico-Químico del Aceitea) Número de Neutralización o Indice de Acidez

ASTM -D-974• Indica el total de compuestos ácidos presentes.

• Los ácidos aceleran el deterioro del aceite y del papel.• Los ácidos atacan a las partes metálicas del Transformador.• El valor crítico es 0.05 mgKOH/gr.. de aceite.

• El Índice de Acidez para aceites nuevos es 0.03 mgKOH/gr. deaceite.• Valor Máximo aceptable en servicio es 0.10 mgKOH/gr. de aceite.



CURVA DE OXIDACION DE UN ACEITE DIELECTRICO

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

N ° D E N E U T R A L I Z A C I O N , m g K O H / g

0 1 2 3 4 5 6AÑOS DE SERVICIO

NIVEL DEDESICION

PROYECCION



0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

N ° D E N E U

T R A L I Z A C

I O N

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14AÑOS DE SERVICIO

SIN INHIBIDOR

CON INHIBIDOR



b) La Tensión InterfacialASTM -D-971

• Es la fuerza requerida requerida para que un anillo planorompa la interfase formada entre el agua y el aceite.

• La Tensión Interfacial en aceites nuevos es mayor a 40dinas/cm a 25°C.

• Los compuestos polares y los productos, resultantes de laoxidación del aceite reducen la Tensión Interfacial.

• La formaciòn de Lodos comienza cuando la Tensión

Interfacial alcanza valores inferiores a 32 dinas /cm.



0

5

10

1520

25

30

3540

45

50

55

60

T E N S I O N I N T E R F

A C I A L

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 5.5 6 6.5 7 7.5 8 8.5 9 9.5 10 10.5 11 11.5 12 12.5 13

AÑOS DE SERVICIO



c) El ColorASTM -D-1500

• El Color del aceite depende de la naturaleza de la base(Parafínica, Nafténica o Aromática).

• El Color no es un índice de la calidad del aceite aislante; sin

embargo puede utilizarse como guía para detectar envejecimientoo presencia de impurezas en el aceite.

• El Color en aceites nuevos tiene un valor de 0,5.

• El Valor Límite de Color para aceites usados es 2.7.



0

0.5

1

1.5

2

C O L O

R

A S T M

D - 1 5 0 0

0 2 4 6 8 10 12 14AÑOS DE SERVICIO



d) Contenido de AguaASTM -D-1533

• Las características eléctricas del aceite son fuertementeinfluenciadas por la presencia de agua en el seno de este.

• Un alto contenido de agua en el aceite puede reducir su Rigidez

Dieléctrica al punto de volverlo inutilizable.• En aceites nuevos el Contenido de Agua debe ser menor a

25ppm. Para tensiones de servicio menores a 36 KV.

• En aceites en servicio el Contenido de Agua máximo permisiblees 35 ppm. Para tensiones de servicio menores a 36 KV.

• Sin embargo, el uso de valores absolutos para el contenido deagua no siempre garantiza condiciones seguras, por lo que

siempre debe determinarse el porcentaje de humedad por pesoseco del aislamiento sólido o el porcentaje de saturación relativadel aceite.



1E1

1E2

1E3

C O N T E N I D O

D E A G U A , P P

M

0 10 20 30 40 50 60 70

TEMPERATURA °C

C0NTENIDO DE AGUA EN EL ACEITE



e) Densidad ASTM-D-1298

• Es la relación entre los pesos de volúmenes iguales de agua yaceite.

• Es directamente proporcional a la densidad y viscosidad

• Influye directamente en la capacidad de refrigeración del aceite .

• Cuando el aceite es mas denso se dificulta la circulación y setorna difícil la evacuación de calor.

• Es influenciado con la presencia de contaminantes o la mezcla

con otros aceites.• Un aceite nuevo tiene una d = 0.865

• Un aceite envejecido puede tener como máximo una d = 0.91



f) El AspectoASTM -D-1524• Un aceite nuevo y de buenas condiciones tiene un aspecto limpio

y transparente.

• Un aceite con agua o contaminantes en suspención presenta unaspecto turbio.

g) Los SedimentosASTM -D-1698

• La presencia de sedimentos indica una etapa de la degradación

avanzada del aceite o la presencia de contaminantes en este. Estocomo se sabe disminuye la capacidad aislante y refrigerante delaceite.



h)Azufre CorrosivoASTM -D-1275

• Con esta prueba se determina la presencia de los compuestoscorrosivos en el aceite.

• Ciertos derivados de azufre en el aceite, son fuente de corrosión,pues el azufre es corrosivo frente al cobre.

• Cuando los componentes activos de azufre actúan con el cobreforman compuestos órgano-metálicos de gran polaridad haciendomás conductor al aceite.

• En las Especificaciones se exige que el aceite no contengacompuestos de azufre que sean corrosivos.



i) Estabilidad a la OxidaciónASTM -D-2440

• En esta prueba se propicia el envejecimiento acelerado artificialevaluando la tendencia a la formación de Acidos y a ladeposición de Lodos.

• En el proceso de oxidación del aceite primero aparecen losperóxidos que se transforman en alcoholes, luego en cetonas y

finalmente en ácidos orgánicos y jabones.• Los ácidos son solubles, sin embargo las sales y jabones en su

mayor parte son insolubles y se van depositando en el fondo de laparte activa y tanque.

• Los lodos pueden cubrir las bobinas y canales de refrigeracióndificultando la circulación adecuada del aceite y por tanto labuena refrigeración del Transformador.



j) Punto de FluidezASTM -D-97

• Es la Temperatura en la cual un aceite deja de fluir.

• Los Aceites Parafínicos tienen un Punto de Fluidez alto, losIsoparafínicos medio, los Nafténicos y Aromáticos bajo.

• En los países cuya Temperatura Ambiental esta por encima decero, un aceite de cualquier base podría usarse.

• Para aceites nuevos el Punto de Fluidez es - 40ºC.



k) La Viscosidad ASTM-D-445

• Es la resistencia que opone un líquido a fluir en forma continua yuniforme.

• Se ve afectada cuando el aceite es contaminado por solventes,otros aceites o materiales orgánicos.

• Varía con la Temperatura, siendo el factor principal de laconvección del aceite necesario para la refrigeración.

• Cuanto más viscoso (grueso) es un aceite tanto menor es su

capacidad de refrigeración.• Valor máximo 12 cst a 40ºC.



3.2.- Análisis Cromatográfico de los Gases Disueltos en el

Aceite Aislante ASTM D-3612• El análisis de los gases disueltos es una herramienta muy util

para el mantenimiento predictivo de los Transformadores.• La naturaleza y cantidad de cada uno de los gases extraídos del

aceite tiene relación directa con la temperatura alcanzada en cadatipo de evento producido.

• El método de análisis consta de las siguientes fases :

a) Toma de la muestra de aceite del Transformador.b) Extracción de los gases disueltos en la muestra.c) Análisis de los gases extraídos por medio del Cromatógrafo deGases.

d) Interpretación de los resultados.



• Las primeras tres fases (a,b y c) son tratadas por las Normas IECPub. 60576 y por la ASTM -D 3612-77.

• Para la interpretación de los resultados podemos citar los

siguientes métodos :

• METODO DE LA IEC PUB 60599

• METODO DE ROGERS AVALADO POR LA ANSI-IEEE C57-104-1991

• Existe entonces una estrecha relación entre la energía y latemperatura de la falla producida y la naturaleza del gasdesarrollado; lo que permite establecer una guía de indicadoresde degradación de los aislamientos. Ver Tabla 2.



TIPO DE DETERIOROSIMBOLO INDICADOR

Envejecimiento de PapelCOMonóxido de Carbono

Corona en el PapelCO2Dióxido de CarbonoCorona en el AceiteH2Hidrógeno

CH4MetanoCH4Metano

Descomposición TérmicaC2H6Etanodel Aceite a Temp< 250 °CC2H4Etileno

H2Hidrógeno

Arco Eléctrico a travézC2H2Acetileno

del AceiteH2HidrógenoC2H4Etileno

Tabla Nº 2.



• La interpretación de los resultados puede realizarse de las

siguientes formas :

– CUALITATIVA.

– CUANTITATIVA.

• La Interpretación CUALITATIVA considera la presencia

preponderante de ciertos gases ´´claves´´ que caracterizan unevento de falla en particular. En las Fig. a,b,c,d, puedenobservarse las proporciones en que se forman los gases ante laocurrencia de los eventos de falla correspondientes.



0

10

20

30

40

50

60

7080

90

100

% D

E C O

M B U S T I B L E

a) Descomposición Térmica del AceiteGas clave : ETILENO

CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2(0.01) (2.0)

(63.0)

(16.0) (17.0)

(2.0)



0

10

20

3040

50

60

7080

90

100

% D

E C O

M B U S T I B L E

b) Descomposición por Arco EléctricoGas clave : ACETILENO

CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2

(0.01)

(60.0)

( 3.3 )

(15.0)

( 1.60 )

( 30.0 )



0

10

20

3040

50

60

7080

90

100

% D

E C

O M B U S T I B L E

c) Descomposición por Descargas Parciales - Gas clave : HIDROGENO


(0.2)

(80.0)

( 0.2 )

(13.0)

( 0.5 ) ( 0.10 )



0

10

20

3040

50

60

7080

90

100

% D

E C O

M B U S T I B L E

d) Descomposición De La CelulosaGas clave : Monóxido de Carbono CO2


( 92 )

( 8.7 )( 0.01 )(1.20) ( 0.01 ) ( 0.01 )



• La Interpretación CUANTITATIVA puede realizarse a través dealguno de los métodos mas utilizados los cuales describimos acontinuación :

a) Método del Total de Gases Combustibles• Si el total de Gases Combustibles no supera las 720 ppm y

ningún gas individual supera los límites que da la Tabla 3(Condición 1); el Transformador está operando

satisfactoriamente.• Si el total de gases combustibles se sitúa en el rango de 721 a

1920 ppm y cualquiera de los gases combustibles individuales sesitúan dentro de los límite especificados en la Tabla 3

(Condición 2) el Transformador tiene una falla interna que debeser investigada, se recomienda tomar una nueva muestra paradeterminar el monto diario de la generación de los gases.



• Si el total de gases combustibles se sitúa entre los 1921 y4630ppm (Condición 3) y los gases individuales que se estángenerando se sitúan dentro de estos límites, el Transformador estápresentando un alto nivel de descomposición de la celulosa y/o

del aceite.Se debe realizar un nuevo análisis Cromatogràfico en el lapsomas breve y calcular el monto diario de generación de los gases yde acuerdo a estos resultados, tomar la acción requerida.

• Si el total de gases combustibles e individuales están en losrangos que indica la Condición 4; entonces los aislamientossólidos y líquidos del Transformador se están descomponiendo

aceleradamente y lo recomendable en este caso sería retirar deservicio al Transformador para investigar y corregir la falla ofallas que se están desarrollando.



LIMITES DE CONCENTRACION DE GASES DISUELTOS EN PARTES

POR MILLON (ppm)

Condición 4 >1,800 >1,000 >80 >200 >150 >1,400 >10,000 >4,630

Condición 3 701-1,800 401-1,000 51-80 101-200 101-1150 571-1,400 4,001-10,000 1,921-4,630

Condición 2 101-700 121-400 36-50 51-100 66-100 351-570 2,500-4,000 721-1,920

Condición 1 100 120 35 50 65 350 2,500 720

Status H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO CO21 TDCG

En el Total de Gases Combustibles no se ha incluido el CO2 por no ser un gas combustible.

TABLA 3

TABLA 4



ACCIONES BASADAS EN LOS RESULTADOS DEL DGA

Ejerza extrema vigilancia. Analice los gasesindividuales para determinar la causa.Planee la salida del servicio del Trafo.Llamar al Fabricante y a otros Especialistassolicitando ayuda.

Semanalmente< 10>4,630 ppm de TDGC o la masalta generación de un GasIndividual según la Tabla 3.

Condición 4 Diariamente10 – 30

Considere el retiro del servicio del Trafo.Llamar al Fabricante y a otros Especialistassolicitando ayuda.

Diariamente> 30

Semanalmente> 30

Semanalmente10 – 30

Ejerza extrema vigilancia. Analice losgases individuales para determinar lacausa. Planee la salida del servicio delTrafo. Llamar al Fabricante y a otrosEspecialistas solicitando ayuda.

Mensualmente< 101921-4630 ppm de TDGC o lamas alta generación de un Gasindividual según la Tabla 3.

Condición 3

Mensualmente> 30

Mensualmente10 – 30

Ejerza vigilancia. Analice los gasesindividuales para determinar la causa.

Determine si la produccion de gasesdepende de la carga

Trimestralmente< 10721-1,920 ppm de TDGC o lamas alta generación de un GasIndividual según la Tabla 3Condicion 2

Ejerza vigilancia. Analice los gasesindividuales para determinar la causa.Determine si la produccion de gasesdepende de la carga.

Mensualmente> 30

Trimestralmente10 – 30

Continue operación normalAnualmente osemestralmentepara Trafos de

Extra Alta Tensión

< 10≤ 720 ppm del TDGC o elVolumen mas alto de un Gasindividual según Tabla 3.

Condición 1

Acciones a tomarIntervalo demuestreo

Intervalos de muestreo y acciones a tomar Volumen de

Generación de Gases

TDCGGeneración

de Gases

(PPM/Día)

Total de Gases Combustibles

(TDCG) o Volumen mas alto deun Gas Individual

Condiciones



b) El Método de la IEC• Este método considera que las concentraciones relativas entre los

principales Gases Disueltos son mas significativas que las

concentraciones absolutas de cada gas.• Estas concentraciones son :

• Ver Tabla 5.

C2H4

C2H2

H2

CH4

C2H6

C2H4

Tabla Nº5



DIAGNOSTICO DE FALLAS SEGÚN IEC Publicación 60599

RELACION DE GASES

CARACTERISTICOS

CODIGO PARA EL

RANGO DE

RATIOS

C2H2 CH4 C2H4

C2H4 H2 C2H6

0.1

0.1– 1

1–3

> 3

0 1 0

1 0 0

1 2 1

2 2 2

Caso

Nº

NATURALEZA DE LA

FALLA

DIAGNOSTICO

0 Ningún defecto 0 0 0 Envejecimiento natural.

1 Descargas parciales

de débil intensidad 0 1 0

Descargas en burbujas de gas por

causa de impregnación incompleta

sobre saturación o elevado tenor de

agua.

2 Descargas parciales

de gran intensidad 1 1 0

Como el caso 1 pero con origen de

descargas superficiales operforación del aislante sólido.

3 Descargas de baja

energía 1-2 0 1-2

Nacimiento continuo de descargas en

el aceite debido a las malas

conexiones o a potenciales

flotantes. Ruptura dieléctrica del

aceite entre los materiales

sólidos.

4 Descargas de alta

energía 1 0 2

Descargas de Potencia: arcos,

ruptura dieléctrica del aceite

entre los arrollamientos o entre

espiras o entre espiras y masa.

Corriente de interrupción en el

selector.

5 Defecto térmico a

baja temperatura

<150ºC (2)

0 0 1 Calentamiento generalizado de los

conductores aislantes.



c) El Método de las Razones de Rogers.

• Este método considera las concentraciones relativas de cincogases : Hidrógeno ( H2 ) , Metano ( CH4 ), Etano (C2H6),Etileno (C2H4) y Acetileno ( C2H2 ); siendo las concentracionesmas significativas :

• En la Tabla 6 se muestra las razones características así como lasposibles fallas.

• En este método no se consideran los óxidos de Carbono.• La evaluación de la incidencia de la celulosa en las fallas es

realizada subjetivamente, considerando el incremento deconcentración de estos gases .

C2 H6

C2 H4R5:H2

C H4R1:C2 H4

C2 H2R2:

DIAGNOSTICO DE FALLAS SUGERIDO A PARTIR DEL METODO DE LOS RATIOS DE

ROGERS



ROGERS

Diagnóstico de Falla

sugerido

< 0.1 > 0.1 y < 1.0 < 1.0 Funcionamiento Normal

< 0.1 < 0.1 < 1.0Descargas parciales

(Corona) y arcos de baja

densidad de energa

0.1 ! ".0 0.1 ! 1.0 > ".0#rcos $ Descargas de alta

energa

< 0.1 > 0.1 y < 1.0 1.0 y ".0Calentamiento t%rmico a

baja temperatura

< 0.1 > 1.0 1.0 ! ".0 #lta solicitación t%rmica

menor a &00 'C

< 0.1 > 1.0 > ".0 #lta solicitación t%rmica

mayor a &00 'C

TABLA 6

C2 H4

C2 H2R2:C2 H6

C2 H4R5:H2

C H4R1:C#

0

1

*

"

+

,



3.3.- Componentes Furánicos en el Aceite.

ASTM D-5837

• El deterioro del aislamiento sólido (Pressboard) de losTransformadores genera componentes Furánicos cuyo principalindicador es el Furfural-2.

• Altas concentraciones de Furfural-2 indican la degradación de lacelulosa.

• Los componentes Furánicos son generados por eventos térmicosmas no por descargas eléctricas.• Hay muchos factores que influyen en el resultado de los análisis de

los componentes Furánicos, tales como el tipo de preservación del

aceite, tipo de aislamiento, tipo de Transformador y tipo detratamiento del aceite del Transformador.Valor Aceptable - 100 pbbValor Inaceptable ≥ 250 pbb

3.4.- Grado de Polimerización del Papel.(DP)



• Esta prueba entrega información sobre el grado de

envejecimiento del papel y se realiza en muestras de estematerial.

• El DP proporciona un estimado del tamaño promedio de los

polímeros en las moléculas de las celulosa del papel y delPressboard.

• El papel en transformadores nuevos tiene un DP de alrededor deDP=1000.

• El papel envejecido tiene un DP=150 a 200 punto en el cual ésteya ha perdido sus propiedades mecánicas y el riesgo de falla esinminente.

• En razón que el envejecimiento del papel en la Parte Activa delTransformador no es uniforme; es necesario tomar muestras dediferentes puntos para obtener un correcto diagnostico.

• Tiene la desventaja de que hay que desencubar la Parte Activa del

Transformador, para tomar la muestra.



3.5.- Análisis del Contenido de Partículas Metálicas en el

Aceite.

• Considerando que el aceite en los Transformadores nuevos nodebería tener contener partículas metálicas, cualquier presenciaapreciable seria el indicativo de la existencia de un problema.

• Los metales más comunes disueltos en el aceite son el acero, el

cobre,el aluminio y el titanio que podría provenir de la base de lapintura del interior del tanque.

• Los restos de silicio se pueden deber al sobrecalentamiento delnúcleo.

3 6 Contenido de Agua y Saturación Relativa en el Aceite



3.6.- Contenido de Agua y Saturación Relativa en el Aceite

• La Rigidez Dieléctrica de los materiales aislantes es una función delcontenido de agua.

• El envejecimiento de la celulosa es función del contenido de agua.

• Un alto contenido de agua en el papel puede aumentar la probabilidad de la

formación de burbujas de vapor de agua en periodos de sobrecarga.• La concentración de agua en los aislamientos es variable ya que migra

constantemente entre el papel y el aceite.

• La mayor parte de la humedad se concentra en el Papel.

• Cuando la temperatura aumenta, el agua fluye del papel al aceitemodificando su porcentaje de humedad.

• Pero como la solubilidad del agua en el aceite aumenta con la

temperatura;la saturación relativa de este no cambia sensiblemente.• Es por esta razón es que se considera que es la saturación relativa y no elcontenido de agua en ppm, la que proporciona una mas certera informaciónsobre el contenido de humedad de los aislamientos del Transformador.

3 7 C id d I hibid (ASTM D2668)



3.7.- Contenido de Inhibidor (ASTM D2668)

La oxidación es el más grande enemigo de los aislamientos sólidos ylíquidos del Transformador.

Para neutralizar esta oxidación se utiliza el Inhibidor; el cualdefiende a la celulosa del ataque del oxigeno presente y se vaconsumiendo en el funcionamiento del Transformador.Es imperioso mantener el contenido del Inhibidor (0.3%del peso del

aceite); pues cuando este se agota el fenómeno de la oxidación sedesencadena.

Valor aceptable 0,2%

Valor inaceptable - 0.1/





SISTEMA CELULOSA-ACEITE

0

1

2

3

4

5

6

C O N

T . D E A G U A E N L A C E L U L O S

A , P E S O %

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90TEMPERATURA °C

5 PPM

10 PPM

20 PPM

3 8 M did d l Ri id Di lé t i d l A it



3.8.- Medida de la Rigidez Dieléctrica del Aceite

• Es un ensayo indicado para evidenciar la presencia decontaminantes en el aceite, tales como agua, fibras celulósicashúmedas, partículas metálicas o conductoras.

• La Tensión de Descarga Promedio para aceites nuevos medidaspor los métodos ASTM D-877, ASTM D-1816 deben ser 30 KVcomo mínimo.

• Los valores mínimos admisibles para la Tensión de Ruptura sepueden considerar como sigue :

Método ASTM D-877 ≥ 25 KV

Método ASTM D-1816 ≥ 22 KV



4. TRATAMIENTO DEL ACEITE DIELECTRICO

• Depende del grado de envejecimiento que este presenta.

• Si el aceite está contaminado, es decir si contiene humedad

y partículas sólidas en suspensión, excluyéndose a losproductos de la oxidación, el tratamiento requerido consistiráen el Reacondicionamiento del Aceite; que consiste enremover por medios mecánicos estos contaminantes.

• Si el aceite presenta un proceso de oxidación avanzado conpresencia de ácidos y lodos en su seno; entonces tendrá queser sometido a un proceso de Regeneración, con la finalidad

de remover los productos de la oxidación, los contaminantesácidos y en estado coloidal, por medios químicos y deabsorción.



De acuerdo a su grado de envejecimiento los aceites son

clasificados en cuatro grupos a saber:

GRUPO I : Aceites en condiciones satisfactorias.

GRUPO II : Aceites que requieren Reacondicionamiento.

GRUPO III : Aceites que están envejecidos y que deben serRegenerados.

GRUPO IV : Aceites que deben ser descartados porque surecuperación es técnico y económicamente no aconsejable.

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