PROGRAMA DE SEGURIDAD DIMALEC

NIVELES DE TENSION
Muy bajas tensión: Corresponde a las tensiones hasta 50 v
Baja tensión:  Corresponde a tensiones por encima de 50 v y hasta 1 Kv
Media Tensión:  Corresponde a tensiones por encima de 1 Kv hasta 33 Kv
Alta Tensión:  Corresponde a tensiones por encima de 33 Kv

Para prevenir descargas en la proximidad de partes no aisladas de instalaciones eléctricas en servicio, o no consignadas, las separaciones mínimas, entre cualquier punto con tensión y la parte más próxima del cuerpo del operario o de las herramientas por él utilizadas, en la situación más desfavorable que pudiera producirse, serían las siguientes según TABLA 1 Decreto 911/96 Art. 75.

1-Estas distancias pueden reducirse a SESENTA CENTÍMETROS (60cm) por colocación sobre objetos con tensión de pantallas aislantes de adecuado nivel de aislación y cuando no existan rejas metálicas conectadas a tierra que se interpongan entre el elemento con tensión y los operarios.

2-Para trabajos a distancia. No se tendrá en cuenta para trabajos a potencial.

SISTEMAS DE ALARMAS PARA TRANSFORMADORES

¿Que es?
Es una serie de centrales de alarma, desenganche y señalización especialmente diseñadas para transformadores de media y alta tensión que facilitan y optimizan la utilización de protecciones instaladas tales como termómetros de cuadrante, relé buchholz o niveles de aceite magnéticos, entre otros.

Esencia

Ante eventos registrados en las ya mencionadas protecciones, sea por una decisión de protección preventiva o una falla,Las alarmas centralizan la información generada y la canaliza conforme al diseño previsto de cada instalación, manteniendo indicación de lo sucedido prescindiendo de tensión de alimentación auxiliar, reemplazando los antiguos sistemas que requerían baterías y cargadores.

Pasado y futuro

La problemática reside en que cuando, por ejemplo, un relé buchholz genera una señal de desenganche y la sub estación queda sin tensión, el usuario busca la causa del evento; para encontrarla es necesario que la señalización posea una fuente de alimentación auxiliar, normalmente constituida por un banco de baterías con su correspondiente cargador. Lo esporádico de las fallas en los transformadores, la limitada vida útil de las baterías y la falta de mantenimiento de estos elementos conspiran para que el antiguo sistema tenga una baja confiabilidad.Las Alarmas concentran las señales, las canaliza, manteniendo registro visible de manera simple, mecánicamente, en un solo elemento de volumen pequeño, con mantenimiento de control y altísima confiabilidad.   

Solución

Gracias a las señales de retención magnética en el frente de la Alarma, cuando los elementos de protección del transformador originan una señal, ésta se polariza provocando la rotación de la pestaña móvil y el consiguiente cambio de color de la pantalla. Mediante un impulso de polaridad opuesta, que se puede obtener presionando el pulsante de reset (borrado), la señal vuelve a la posición inicial en el momento en que la anomalía externa asociada a la misma haya desaparecido.

Opciones:

Las Alarmas estan conformadas por dos relés finales de salida que actúan de distinto modo según el tipo de versión.
En la versión CM4 y CM6 cuando se produce el cierre de uno de los contactos de entrada de alarma, el relé de salida se excitan simultáneamente, pero mientras el relé asociado a la señalización acústica puede ser devuelto a la situación de reposo apretando el pulsante de silenciado, incluso con la presencia de la anomalía externa, el relé acumulativo de sistema de alarma puede ser devuelto a estado de reposo apretando el botón de reset (borrado), solo cuando todos los contactos de entrada de alarma se hayan re-abierto, o sea, cuando todas las anomalías externas hayan sido eliminadas.
En las versiones CMT, CMT4, CMT6 cuando se produce el cierre de uno de los contactos de entrada de alarma, el relé asociado a la señalización acústica se excita y sigue el mismo comportamiento de los tipos CM4 – CM6, mientras el relé usado en esta versión para la abertura de interruptores, se excita solo cuando se cierren los contactos C4 – C5 – C6.
La solución CMT es ideal para el control de transformadores, o sea, es la solución idónea para sustituir los paneles de alarma tradicionales, añadiendo a las prestaciones de los mismos la ventaja de sus dimensiones (96×96), lo que permite instalarlo en cualquier tablero, además tiene la posibilidad de agrupar hasta 6 señales de un solo aparato, la posibilidad de pilotear directamente la sirena y la bobina de desconexión a través de los 2 relés finales de salida sin necesidad de añadir más cableado.
Otra característica común a todos los relés de la serie, la presenta la alimentación auxiliar múltiple y la posibilidad de silenciar la sirena a distancia.

Características eléctricas:

Beneficios
• Mantenimiento de control.
• No requiere de sistema autónomo de energía.
• Ocupa un espacio reducido.
• Lectura sencilla de interpretar.
• Fácil colocación.
• Menor inversión que antiguos sistemas.
• Posibilidad de intervención a distancia.

Dimensiones

Diagrama de conexión:

PROPIEDADES Y DEGRADACION DEL ACEITE DIELECTRICO EN TRANSFORMADORES ELECTRICOS

El uso confiable de un aceite mineral aislante de transformadores en un sistema de aislación depende de ciertas características fundamentales del aceite de los transformadores, que pueden afectar el funcionamiento global del equipo eléctrico.

A fin de asegurar sus funciones múltiples de dieléctrico, agente de transferencia de calor y de extintor de arco, el aceite de transformadores debe poseer ciertas propiedades fundamentales, en particular:

– Una rigidez dieléctrica suficiente para resistir las mayores solicitaciones eléctricas que se presentan en el servicio.

– Una viscosidad adecuada que no afecte la circulación, ni disminuya la transferencia de calor.

– Un punto de escurrimiento apropiado que asegure la fluidez a bajas temperaturas, susceptibles de existir en el lugar de la instalación.

– Una conveniente estabilidad de la oxidación, a fin de asegurar una larga duración en servicio.

La degradación del aceite de transformadores mineral en servicio se debe a condiciones de su uso. En muchos casos, el aceite aislante está en contacto con el aire y queda sometido a las reacciones de oxidación que son aceleradas por las temperaturas elevadas y catalizadas por la presencia de metales y de los compuestos órgano-metálicos.

Se pueden producir un cambio de color, una formación de sustancias ácidas y / o la producción de lodos en un estado de oxidación avanzado. Además muchos otros agentes contaminantes como ser el agua, las partículas sólidas, los productos polares solubles pueden aparecer en el aceite de transformadores durante el servicio y, en consecuencia, pueden alterarse algunas propiedades dieléctricas del aceite de transformadores.

La presencia de estos agentes contaminantes y  de cualquier otro producto de degradación del aceite de transformadores, se puede determinar estudiando la modificación de una o varias propiedades.

El deterioro de los materiales constructivos (ejemplo: papel, pintura, etc.), que pueden interferir con el buen funcionamiento del equipo eléctrico y disminuir su vida útil de funcionamiento, pueden también determinarse estudiando las modificaciones de las propiedades del aceite de transformadores.

ENSAYOS DE LOS ACEITES DE TRANSFORMADORES Y SU SIGNIFICADO

Un gran número de ensayos se pueden aplicar a los aceites de los transformadores en servicio. Sin embargo, DIMALEC EIRL. para determinar si el estado del aceite es el adecuado para continuar en servicio y para proponer su eventual corrección, se considera suficientes los ensayos siguientes:

Rigidez dieléctrica del aceite de los transformadores

La rigidez dieléctrica permite medir la aptitud de un aceite de transformadores para resistir las solicitaciones dieléctricas que se permiten en servicio.
Un aceite de transformadores seco y limpio se caracteriza por tener una elevada rigidez dieléctrica. El agua libre y las partículas sólidas (en especial cuando están asociadas con niveles elevados de agua disuelta) tienden a migrar hacia regiones de fuertes solicitaciones eléctricas y a reducir severamente la rigidez dieléctrica.
Para la extracción resulta vital a los efectos de arrojar resultados confiables la pericia de técnico que la efectué. En DIMALEC cada técnico es entrenado para dar fiel cumplimiento a las normas de aplicación.
Una rigidez dieléctrica elevada ensimismo, no indica la ausencia de agentes contaminantes.

Contenido de agua en el aceite de los transformadores

El agua puede provenir del aire atmosférico o bien resultar de la degradación de los materiales aislantes. Para los contenidos de agua relativamente bajos, el agua permanece en solución y no modifica el aspecto del aceite de los transformadores. Por lo tanto, el agua disuelta se debe por medio de métodos químicos.
El agua disuelta afecta a las propiedades dieléctricas del aceite de los transformadores. La solubilidad del agua en el aceite del transformador aumenta en función de la temperatura y del índice de neutralización.
Cuando el contenido de agua supera cierto nivel (valor de saturación), el agua no puede permanecer en solución y aparece el agua libre en forma de turbiedad o de gotitas de agua. Invariablemente, el agua libre provoca una disminución de la rigidez dieléctrica y de la resistividad y un aumento del factor de disipación dieléctrica (tg d).
En un transformador, la cantidad total de agua se reparte entre el papel y el aceite de una relación predominante para el papel. Pequeñas variaciones de temperatura modifican sensiblemente el contenido de agua del aceite de los transformadores pero solo levemente el del papel. Conociendo el contenido de agua de un aceite de transformadores a una temperatura dada, por medio de los gráficos disponibles en la literatura, es posible estimar la cantidad de agua del papel en las condiciones de equilibrio. En la tabla 4 se recomiendan los valores límites para el contenido de agua en el aceite de los transformadores , considerando que la muestra se toma a las temperaturas normales de servicio (entre 40 ºC y 60 ºC). Estos valores tienen relación con la cantidad de agua en la aislación celulósica.
Un alto contenido de agua en el aceite de los transformadores acelera la degradación química del papel aislante y hace necesario la aplicación de medidas de corrección.

Sedimentos y lodos precipitables en el aceite de los transformadores

Este ensayo permite hacer la distinción entre los sedimentos y los lodos precipitables.
Los materiales sólidos comprenden los productos de degradación o de oxidación insolubles de los materiales aislantes sólidos o líquidos, de fibras de orígenes diversos, de carbón, de óxidos metálicos, etc que resultan de las condiciones de explotación del equipo. La presencia de partículas sólidas puede reducir la rigidez dieléctrica del aceite de los transformadores, y además pueden limitar los intercambios térmicos, favoreciendo así la continuación de la degradación de la aislación.
Los lodos están constituidos por productos formados en un estado de oxidación avanzado y es una advertencia de la posible acumulación de depósitos en el equipo.

Factor de disipación dieléctrica (tg d)  y / o resistividad volumétrica

Estas características son muy sensibles a la presencia en el aceite de los transformadores de sustancias polares solubles, de productos de envejecimiento o de sustancias coloidales. Las variaciones se pueden detectar aún cuando la contaminación es tan pequeña que los métodos químicos no las pueden detectar.
Los límites aceptables para estas características dependen fuertemente del equipamiento eléctrico y su aplicación (tensión de servicio, potencia, etc.). Sin embargo, los valores elevados del factor de disipación modifican el factor de potencia y / o la resistencia de la aislación en los arrollamientos del transformador.

Generalmente existe una relación entre el factor de disipación dieléctrica y la resistividad volumétrica.

A temperaturas elevadas, la resistividad volumétrica disminuye a medida que la tangente delta aumenta.

Se puede obtener información útil suplementaria, midiendo la resistividad volumétrica y la tangente delta a la temperatura ambiente y a una temperatura más elevada, como por ejemplo 90 ºC. Un resultado satisfactorio obtenido a los 90 ºC asociado con un resultado insuficiente obtenido a una temperatura más baja, indica la presencia de agua o de productos de degradación precipitables  en frío pero en una concentración generalmente aceptable. Los resultados no satisfactorios obtenidos en ambas temperaturas indican una contaminación más importante y la imposibilidad de reciclar el aceite de los transformadores a un nivel aceptable por filtrado y desgasado a baja temperatura. En la práctica no se deben efectuar los dos ensayos con la misma muestra de aceite de los transformadores.

Tensión interfasial en el aceite de los transformadores

La tensión interfasial entre el aceite de los transformadores y el agua permite detectar los agentes contaminantes polares solubles y los productos de degradación. Esta característica cambia bastante rápidamente durante las primeras etapas del envejecimiento, pero se estabiliza cuando la degradación es todavía moderada. Por este motivo, los resultados son difíciles de interpretar en términos de mantenimiento del aceite de los transformadores. Sin embargo, se deben seguir analizando con mayor frecuencia los aceites con valores de tensión interfacial próximos al valor límite mínimo.

Contenido de inhibidor del aceite de los transformadores (para aceites inhibidos)

Los aceites inhibidos de los transformadores se degradan más lentamente que los aceites no inhibidos, siempre que el inhibidor activo esté presente y que el aceite de los transformadores tenga una respuesta inhibidora.
El grado de protección proporcionado por el inhibidor de oxidación es una función de la composición del aceite de los transformadores de base y de la concentración del inhibidor. La determinación del contenido residual del inhibidor, en un aceite inhibido envejecido en servicio, permite establecer la velocidad de consumo del inhibidor.

Color del aceite de los transformadores

El color de un aceite aislante de transformadores se determina por la luz transmitida y se expresa con un valor numérico obtenido por comparación con una serie de colores normalizados. No es una propiedad importante, pero es bastante útil para una evaluación comparativa. Un índice de color elevado o que evoluciona rápidamente puede indicar una degradación o una contaminación del aceite de los transformadores.

Aspecto del aceite de los transformadores

El aspecto del aceite de los transformadores debe ser límpido, puede tener turbidez o la presencia de sedimentos, indicando la presencia de agua libre, de lodos, de carbón, de fibras, de suciedad, etc.

Estabilidad a la oxidación del aceite de los transformadores

Para un aceite-inhibidor dado, el período de inducción es generalmente proporcional al contenido de inhibidor activo y dependiente de la presencia de agentes promotores de oxidación.
El ensayo de oxidación para el aceite inhibido de los transformadores nuevo (ver la norma IEC 1125) permite medir fácilmente el período de inducción de un aceite por medio de la determinación de la cantidad de ácidos volátiles formados. Este ensayo, aplicado en un aceite usado de los transformadores previamente ensayado, permitirá indicar hasta que punto se ha reducido el período de inducción.

Contenido total de gases del aceite de los transformadores

Para la mayoría de las aplicaciones del aceite mineral aislante de los transformadores la determinación del contenido de gas total disuelto, normalmente presenta poca importancia para evaluar el comportamiento del aceite de los transformadores. Sin embargo para ciertos equipos de UM ≥ 300 kV (UM: tensión máxima del equipamiento) algunas veces se especifica un contenido de gas máximo cuando se llena el aparato o cuando están en servicio.

Punto de inflamación del aceite de los transformadores

Un punto de inflamación bajo indica la presencia de sustancias volátiles combustibles en el aceite de los transformadores.
La exposición prolongada del aceite de los transformadores a muy altas temperaturas, en condiciones de falla, puede producir suficientes cantidades de hidrocarburos de bajo peso molecular como para causar la disminución del punto de inflamación del aceite de los transformadores.

Punto de escurrimiento del aceite de los transformadores

El punto de escurrimiento es una medición de la fluidez del aceite de los transformadores a baja temperatura. No existe evidencia alguna que sugiera que dicha propiedad esté afectada por la degradación del aceite. Distintos puntos de escurrimiento pueden normalmente indicar el origen nafténico o parafínico del aceite de los transformadores.

Densidad del aceite de los transformadores

La densidad no es un parámetro esencial para definir la calidad de un aceite de los transformadores, pero puede ser útil para definir el tipo de aceite o para detectar las modificaciones importantes de su composición.

Viscosidad del aceite de los transformadores

La viscosidad es un parámetro que interviene en la disipación del calor. El envejecimiento y la oxidación del aceite tienden a incrementar la viscosidad, pero el efecto no es perceptible a los niveles de degradación considerados en esta guía. Las mediciones de la viscosidad pueden ser útiles para la identificación del tipo de aceite de los transformadores.

Límites recomendados para los aceites minerales nuevos o regenerados dentro de Transformadores nuevos de potencia y de medición

* Los valores del factor de disipación dieléctrica mayores que los indicados, pueden indicar una contaminación excesiva o bien una mala elección de los materiales sólidos, por lo tanto, es conveniente que se investiguen sus orígenes.

EVALUACIÓN DEL ACEITE USADO DE LOS TRANSFORMADORES

Frecuencia de la verificación del aceite en servicio de los transformadores

Es imposible establecer una regla general para la frecuencia de las verificaciones de los aceites en servicio de los transformadores, que contemple todas las situaciones que se pueden presentar.

Para DIMALEC EIRL. el intervalo óptimo dependerá del tipo, función, potencia, construcción y de las condiciones de servicio del equipo. Frecuentemente se debe llegar a un compromiso entre factores económicos y las exigencias relacionadas con la confiabilidad del equipo.

En la tabla 6, a modo de guía, se indica una frecuencia sugerida de ensayos adecuados para los diferentes tipos de equipos.

Generalmente se pueden efectuar mediciones de control en base a criterios que se aplican particularmente a los aceites de los transformadores:

         – Verificar las características del aceite de los transformadores a intervalos sugeridos en la tabla 6, salvo indicación contraria por parte del fabricante.

         – Los transformadores fuertemente cargados pueden necesitar ensayos más frecuentes.

         – Aumentar la frecuencia de las verificaciones cuando cualquiera de las características se aproxime al límite recomendado.

Procedimientos de ensayos del aceite de los transformadores

Los aceites en servicio de los transformadores varían mucho en lo que se refiere al nivel degradación y al grado de contaminación. En general no se puede utilizar ningún ensayo como criterio único del estado de una muestra de aceite.

La evaluación del estado del aceite de los transformadores debe estar basado en el análisis del conjunto de las características significativas.

Ensayos de laboratorio del aceite de los transformadores

El plan completo de ensayos incluye todos los análisis enumerados. Un análisis global del conjunto de los resultados, permite no solo evaluar el estado general del aceite, sino permite reconocer la causa de una degradación o el origen de un aceite de los transformadores contaminante, de manera que se pueda tomar la corrección necesaria para asegurar el funcionamiento confiable del equipo.

Los ensayos de laboratorio permiten establecer si el aceite de los transformadores puede continuar en servicio. Para satisfacer este objetivo deben efectuarse los siguientes ensayos, como mínimo:

Notas. 

1- Los ensayos de contenido de agua, se vuelven particularmente necesarios cuando la rigidez dieléctrica se aproxima al valor mínimo admisible.

2- Los transformadores de corriente y de potencia de alta tensión que utilizan una aislación sólida de papel, entre el lado de alta tensión y el de baja tensión, requiere un control más riguroso de las pérdidas dieléctricas. En estos casos conviene que el factor de disipación dieléctrica (tangente delta) y la resistividad se miden también en forma periódica.

3- Con respecto al aceite de los transformadores en los aparatos de maniobra, puede ser suficiente verificar la rigidez dieléctrica, ya sea periódicamente o después de un número dado de maniobras indicado por el fabricante.

4- Los depósitos precipitables se forman solo cuando la oxidación está suficientemente avanzada. La experiencia demuestra que el ensayo no es necesario tras el índice de neutralización sea menor que 0.28 mg KOH/g

Clasificación de los aceites en servicio de los transformadores

En la práctica es imposible establecer reglas estrictas para evaluarlos aceitesde los transformadores en servicio o recomendar valores límites de ensayo para todas las aplicaciones de aceites aislantes en servicio.

Según la experiencia actual, los aceites en servicio de los transformadores se pueden clasificar en 4 grupos, basándose en la evaluación de las propiedades significativas y/o por su aptitud para mantener las características deseadas.

Grupo 1 – Este grupo comprende a los aceites de los transformadores que están en estado satisfactorio para un servicio continuo. Pertenecen a este grupo los aceites de los transformadores con propiedades que se sitúan en los límites fijados para la tabla 6. Se debe entender que estos límites son solo indicativos. Con la excepción de la rigidez dieléctrica, una o más propiedades que estén fuera de los límites indicados no requieren una acción inmediata, aunque más adelante dicha situación puede ocasionar una degradación acelerada y una reducción de la duración de vida del equipo.
Al interpretar los resultados, se deben tener en cuenta varios factores, tales como: las condiciones de explotación, la edad del equipo y la evolución general de las características del aceite de los transformadores.

Grupo 2 – Este grupo comprende los aceites de los transformadores que requieren solo un tratamiento de purificación para permitir su posterior utilización. Este estado estará indicado generalmente por un alto contenido de agua y una baja rigidez dieléctrica, mientras todas las demás propiedades siguen siendo satisfactorias.
El aceite de los transformadores puede tener un aspecto turbio o sucio. El tratamiento apropiado consiste en eliminar la humedad y los materiales insolubles por medios mecánicos. El tratamiento debe ser tal que los valores para el contenido de agua y la rigidez dieléctrica satisfagan los indicados en la tabla de referencia.
Sin embargo se debe tener en cuenta que un exceso de agua en el aceite de los transformadores puede indicar un estado indeseable de la aislación sólida que también requiere corrección.

Grupo 3 – Este grupo comprende los aceites de los transformadores en mal estado, cuyas propiedades pueden ser restablecidas en un nivel satisfactorio sólo después de un tratamiento de regeneración. Este estado se podrá evidenciar generalmente por la presencia de altos valores del índice de neutralización, valores bajos de la tensión interfacial y/o del factor de disipación dieléctrica (según tabla de referencia). Los aceites aislantes de los transformadores de este grupo deben ser regenerados o reemplazados dependiendo de las circunstancias económicas y/o ambientales.

Grupo 4 – Este grupo comprende los aceites en tal mal estado que es técnicamente aconsejable eliminarlos.

Acciones correctivas para los aceites en servicio de los transformadores, agrupados en punto anterior

Tener en cuenta las recomendaciones siguientes:

COMPATIBILIDAD MUTUA DE LOS ACEITES MINERALES AISLANTES

Conviene que los agregados de aceite se efectúen preferentemente con el aceite de los transformadores aislante nuevo que cumpla la norma de aplicación. Las propiedades del aceite de los transformadores agregado no deben ser, bajo ningún punto de vista, inferiores a las que tiene el aceite presente en la cuba.

Los aceites nuevos, regenerados y en servicio (del grupo 1) de la misma clase, se consideran compatibles uno con otro y pueden ser mezclados en toda proporción.

Los aceites inhibidos con el mismo tipo de antioxidante se pueden mezclar en toda la proporción.

En caso que deban mezclarse aceites de los transformadores con aditivos depresores del punto de escurrimiento, el aceite a agregarse deberá tener el mismo aditivo que tiene el aceite en uno.

Los ensayos de compatibilidad son necesarios, en el caso de los aceites que contienen aditivos desconocidos.

Los ensayos de compatibilidad consisten en la determinación de los principales parámetros del aceite de los transformadores, incluyendo la estabilidad a la conexión y el factor de disipación (tangente delta), después del envejecimiento, se determinan sobre una mezcla de aceites. Conviene que la proporción de esta mezcla sea la misma que la necesaria en la práctica. Si no se conoce se utiliza una relación de 50/50.

MANIPULEO Y ALMACENAMIENTO DEL ACEITE DE LOS TRANSFORMADORES

Para asegurar un servicio satisfactorio es esencial tomar las máximas precauciones al manipular el aceite de los transformadores. Los tambores utilizados para el transporte y el almacenamiento conviene que se mantengan en un lugar cubierto. En la práctica, debido a la contaminación de los recipientes, puede ser difícil mantener la pureza del aceite de los transformadores cuando se lo transfiere de un recipiente a otro.

Una vez que un recipiente o un tambor se ha llenado con aceite húmedo, es muy difícil de limpiarlo. Los tambores deben estar claramente identificados para indicar si son para aceite limpio o sucio y se los debe reservar para el uso indicado.

Cuando el aceite de los transformadores se almacena en tambores, se los debe colocar horizontalmente, de manera tal que el tapón esté cubierto con aceite para evitar la entrada de agua durante el almacenamiento. Sin embargo, se reconoce que el almacenamiento en tambores no es siempre satisfactorio, particularmente cuando el aceite de los transformadores se almacena en tambores que han sido sometidos a choques o algún otro daño durante el transporte o el almacenamiento.

La transferencia del aceite de los transformadores de tales recipientes al equipo eléctrico debe efectuarse normalmente a través de una planta de tratamiento apropiada.

En las subestaciones con una instalación fija para la manipulación del aceite de los transformadores, conviene que las cañerías que salen de tanques de aceite limpio hacia los aparatos eléctricos se mantengan limpias y libres de humedad . Cuando se utiliza una instalación móvil se deben inspeccionar cuidadosamente las cañerías flexibles y las bombas manuales para asegurarse que estén libres de suciedad y de agua, debiendo ser enjuagadas con aceite limpio antes de usarse. Si el aceite de los transformadores limpio proviene de tambores se recomienda que haya sido ensayado recientemente y que los orificios de los tambores estén limpios. Las mangueras utilizadas párale aceite limpio y las mangueras utilizadas para el aceite sucio deben estar claramente identificadas y provistas con tapones para obturar los extremos cuando no se las utiliza.

Aplicación e interpretación de los ensayos de los aceites de los transformadores

Notas.

• 1- En los aceites inhibidos, el índice de neutralización debe ser [ 0,05. Si es mayor, existe la posibilidad de      deterioro acelerado, por la liberación de radicales libres asociados con el inhibidor.
• 2- La relación del factor de disipación: (tg d) a 90 °C / (tg d) a 25 °C > 7, indica la existencia de contaminantes solubles diferentes del agua.
• 3-  Si resulta aceptable a 90 °C e inaceptable a 25 °C, esto implica: agua y contaminantes polares en baja concentración.
  Si resulta inaceptable a 90 °C y a 25 °C, esto implica: contaminación muy severa.
• 4- Se determina solamente cuando los valores del índice de neutralización y de la tensión interfacial se encuentran cerca de los límites máximo y mínimo respectivamente, indicados en la columna “dudoso”.
• 5- Se efectúa cuando se sospecha alguna contaminación .El aceite también es considerado inaceptable cuando el valor del punto de inflamación es menor que el especificado para su clase.
• 6- La viscosidad cinemática, el punto de escurrimiento y la densidad, no se usan habitualmente para determinar el estado de un aceite usado para continuar en servicio.

Referencias

• a)  Aceptable: No debe tomarse ninguna acción.
• b)  Dudoso: Debe seguirse la evolución de la propiedad correspondiente, aumentando eventualmente la periodicidad de los ensayos, compararla con valores de otras propiedades relacionadas y prever o ejecutar acciones correctivas.
• c)  Inaceptable: Se deben tomar las acciones correctivas siguientes:

DIMALEC cuenta con equipos de purificación libre de pcbs certificados por los organismos competentes. Recomendamos la exigencia de los clientes a este requerimiento en cumplimiento de las normas ambientales vigentes.

ENSAYOS DIELECTRICOS EN CORRIENTE CONTINUA

1- Introducción
En este escrito se procederá a detallar los fundamentos básicos que justifican la implementación de los ensayos dieléctricos en corriente continua, sobre transformadores de distribución y potencia.
Nuestro principal objetivo será el de destacar los fundamentos e importancia de estos ensayos dieléctricos, a la hora de establecer el estado integral del sistema de aislación (SA) que conforma a la máquina.

2. Principios de los Ensayos Dieléctricos y Diagnóstico
Sabiendo que las solicitaciones afectan y degradan al SA de los transformadores, podemos establecer que la consecuencia inmediata de éstas será la de reducir significativamente la rigidez dieléctrica de los materiales aislantes que conforman la aislación, tanto sólida como líquida (también se reducirá la resistencia mecánica entre otras propiedades físicas).
Es muy importante tener en cuenta que todos los defectos en la aislación, junto al proceso de envejecimiento, se manifiestan como anomalías o cambios en las propiedades físicas del los materiales dieléctricos que conforman el SA.
Además de los procesos ya citados, se deberán considerar los eventos externos y las condiciones de operación adversas, ya que ambas ayudan a desarrollar los mecanismos de fallas. Como ejemplos de los eventos externos podemos mencionar las descargas atmosféricas y las perturbaciones en el sistema de potencia; en el caso de las operaciones adversas se incluyen, entre otras, los errores de operación sobre la máquina, así como el diseño y/o implementación deficiente del sistema de mantenimiento.
Podemos decir entonces, en relación al SA del transformador:

En este sentido, la vida útil del SA se define como el período de tiempo durante el cual éste puede ser utilizado en forma económica y confiable. Una buena calidad del sistema se estima en 20 a 30 años si fue operado y mantenido apropiadamente.
Con el objetivo de detectar todos los problemas ocasionados por las solicitaciones ya mencionadas, de forma tal de operar a tiempo antes de que se produzca la salida de servicio de la máquina por fallas, será conveniente diseñar e implementar un programa de Ensayos Dieléctricos periódicos.
A través de estos ensayos se realizarán mediciones cuyo fin será el de adquirir un conjunto de valores asociados a determinados Parámetros Macroscópicos, característicos de los materiales dieléctricos, a los fines de evaluar la calidad y estado del SA.
Estos Ensayos Dieléctricos, que forman parte del programa de control del Mantenimiento Predictivo, se pueden clasificar de la siguiente forma:

Para la realización de un diagnóstico correcto del SA del transformador, además de los valores obtenidos de las mediciones implementadas en cada ensayo dieléctrico, se deberá contar con la siguiente información:

– Resultados obtenidos de una minuciosa Inspección Visual.
– Historia clínica de la máquina.
– Comparación de valores entre fases y Tendencias en el tiempo de los parámetros.
– Comparación de parámetros con otras máquinas similares (Estudio de Casos).
– Recomendaciones y Especificaciones del fabricante.

A continuación desarrollaremos los Ensayos Dieléctricos en Corriente Continua.

3. Ensayos Dieléctricos en Corriente Continua

3.1- Resistencia de Aislación e índice de Polarización

A- Principios Teóricos

• Cuando se aplica una tensión de continua sobre un sistema de aislación de un transformador, se genera la circulación de una Corriente Total de Pérdidas (itp), la cual se puede considerar que se debe a la suma de cuatro componentes, a saber:

a- Corriente de Absorción (ia)

Se debe fundamentalmente a la orientación de las moléculas polares, que constituyen el material dieléctrico del SA, en la dirección del campo eléctrico de continua, creado al aplicar la tensión de ensayo (corresponde al fenómeno físico de Polarización Dipolar).
También se puede deber a un efecto combinado de distorsión molecular como consecuencia del campo eléctrico, el cual distorsiona y desplaza la nube de carga negativa de los electrones con respecto al centro de carga positiva de la molécula (en este caso corresponde a la denominada Polarización Electrónica).
La orientación de los momentos polares de las moléculas en el campo eléctrico, requerirá una energía que será suministrada por la fuente de continua utilizada en el ensayo, la cual se manifiesta por esta componente de la corriente total de pérdidas.
Una vez que las moléculas se han orientado en la dirección del campo eléctrico, esta corriente cesará en su circulación.
Se destaca que posee un valor relativamente alto al aplicarse la tensión en continua y luego decae lentamente hacia cero; el tiempo de caída a su valor nulo se asume por lo general en 10 minutos, a partir del instante de aplicación de la tensión de ensayo.

b- Corriente Capacitiva (icp)

Como consecuencia de la capacidad eléctrica a tierra del arrollamiento de la máquina, al aplicar una tensión en continua se producirá una circulación de corriente de carga, cuya característica será la de poseer un valor muy elevado en el instante inicial, para luego decaer exponencialmente a cero en un tiempo muy corto. Se asume que este tiempo es menor a los 10 segundos.
Desde el punto de vista del diagnóstico, esta componente no provee de información útil, por lo que a los fines prácticos la medición de la corriente total de pérdidas (o de la Resistencia de Aislación) se realiza a partir de los 10 segundos de aplicada la tensión de ensayo en continua.

c- Corriente de Conducción Superficial (ics)

Esta componente tiene su causa en la existencia de contaminantes conductivos incorporados en el SA (humedad, soluciones salinas, polvos, etc.).
Se caracteriza por poseer un valor constante en el tiempo.
Un valor elevado de esta corriente es un indicador de advertencia, por el deterioro que ocasiona sobre la superficie de la aislación sólida, al crearse caminos de circulación para los portadores de carga (tracking).

d- Corriente de Conducción Volumétrica (icv)

Su origen se debe a la circulación de iones y electrones en el volumen del material aislante que conforma el SA.
La circulación de esta corriente se debe fundamentalmente a los iones (cationes + aniones), los cuales migran o se difunden debido a la presencia del campo eléctrico. La conducción electrónica es mucho menor ya que existe una fuerte ligadura entre los electrones externos y el núcleo atómico en las moléculas del dieléctrico.
La causa más importante de la circulación iónica es la debida a la absorción de humedad por parte del aislante.
También circulará cuando existan cracks o fisuras en el arrollamiento, ya que se depositarán, en el interior de los mismos, agentes contaminantes conductivos (flujo de corriente por impurezas iónicas).
También se caracteriza por poseer un valor constante en el tiempo.

También se define la Corriente de Conducción Total (ict) como la suma de las corrientes de conducción superficial y volumétrica: ict = ics + icv
Por lo tanto podemos establecer:   ipt(t) = ia + icp + ics + icv = ia + icp + ict
Representando gráficamente las corrientes en función del tiempo tendremos:

• La Resistencia de Aislación (RA) de un aislante se define como aquella resistencia que éste ofrece al paso de la corriente total de pérdidas (Ipt), al aplicarle una tensión en continua (Vc), medida entre el potencial del conductor del arrollamiento y el potencial de tierra (cuba del transformador). Por lo tanto, RA = Vc / ipt.
• Se destaca que por las características de la ipt, la RA será una función del tiempo. Por este motivo, este ensayo se basa en obtener la característica de la RA en el tiempo, midiendo los valores de la misma para un rango inicial de 15 segundos a 1 minuto (en intervalos de 15 segundos) y un rango final de 1 minuto a 10 minutos (en intervalos de 1 minuto). La disposición de estos rangos temporales se justifica por las características intrínsecas de cada componente de la ipt, según se ha detallado en el ítem previo.
• Por ejemplo, considerando la corriente de pérdidas total del gráfico previo, y teniendo en cuenta que la tensión de continua aplicada durante el ensayo es de 5000 V, se podrá obtener la característica de la Resistencia de Aislación en función del tiempo. Graficando:

• Idealmente el valor de la RA final tendría que ser infinito, pero en la práctica, para un buen material aislante, este parámetro alcanzará valores muy elevados.
• Debido a las propiedades eléctricas del material dieléctrico, en lo que se refiere a su capacidad de polarizar, la RA incrementará su valor a través del tiempo hasta alcanzar un valor constante. Por ejemplo, la RA de un aislante que se encuentra en óptimas condiciones de sequedad, libre de contaminación y en buen estado, adquirirá valores crecientes en el tiempo, alcanzando un valor constante luego de transcurridos varios minutos. A los fines prácticos se asume que alcanzará su valor final a los 10 minutos de aplicada la tensión de ensayo (también suele adoptarse un tiempo de 15 minutos).
• La RA es un parámetro del dieléctrico que nos permite detectar, en primera instancia, los siguientes problemas: absorción de humedad, contaminación conductiva, grado de curado de la resina de impregnación (en los aislantes sólidos), cracks y fisuras.
• El valor de la RA debe ser el más alto posible, ya que valores bajos son indicadores de problemas con la calidad y/o condición del SA.
• Por ejemplo, valores bajos de la RA medida a 1 minuto son indicadores, entre otras causas, de la existencia de impurezas iónicas residuales.
• Sobre el valor de la RA influyen notablemente la Temperatura, Humedad Relativa y la Contaminación Superficial. Las mediciones deben realizarse, en lo posible, en ambientes limpios y secos, tratando siempre de implementar el ensayo en las mismas condiciones ambientales.
• Existen tablas de corrección por efectos de la temperatura y la humedad relativa. En este sentido se puede adoptar, en primera instancia, la siguiente regla práctica para la corrección por temperatura: “El valor de la RA disminuye a la mitad por cada 10 ºC de aumento de temperatura” (1).

B- Metodología

• La norma adoptada para la implementación de estos ensayos es la IRAM 2325 (Aislación Eléctrica – Guía para la evaluación de su estado por mediciones de su resistencia).
• Esta norma nos especifica la corrección de la RA por temperatura a través de una expresión de ajuste de naturaleza exponencial, así como la representación gráfica en escala logarítmica para el factor de conversión. La corrección se deberá realizar a 20 ºC.
• Sin embargo, la misma no nos provee de medios efectivos para realizar la corrección por humedad, estableciendo en este caso que las mediciones sean realizadas en las mismas condiciones de humedad relativa que los controles previos, con el objetivo de poder realizar los análisis comparativos.
• Las tensiones de ensayo en continua a aplicar se basan en los siguientes criterios, según sea el valor de la Un de la máquina:

– Para  Un ≤ 1000 V                            →      500 V
– Para 1000 V < Un ≤ 2500 V               →      1000 V
– Para 2500 V < Un ≤ 5000 V               →      2500 V
– Para 5000 V < Un ≤ 12000 V             →      5000 V
– Para Un > 12000 V                           →      5000 V a 10000 V

C- Interpretación y Análisis

• Se adopta un valor de RA mínima de 1000 MΩ, medida a 1 minuto y corregida a 20 ºC, para el sistema completo.
• El parámetro Índice de Polarización (IP = RA medida a los 10 minutos / RA medida a 1 minuto) nos da una indicación de: sequedad, contaminación e integridad física del sistema de aislación.
• Este parámetro adimensional es muy útil en la evaluación del estado del SA, ya que provee información que se puede considerar independiente de la temperatura (o en su defecto, menos sensitiva a la temperatura).
• Un SA muy contaminado y húmedo alcanzará el máximo de RA en un tiempo muy corto (inferior a los 10 minutos). Por el contrario, un sistema de aislación limpio, seco y en buenas condiciones puede seguir aumentando el valor de la RA luego de horas después de la energización, según ya hemos comentado.

• A partir de los datos adquiridos de este ensayo podemos obtener de cálculo el parámetro Constante de Tiempo (CT = RA medida a 1 minuto multiplicada por la Capacidad medida en continua). El valor de Capacidad en continua se obtiene por medición del megóhmetro.
• La CT nos permite evaluar la velocidad de crecimiento de la RA en el proceso de polarización del dieléctrico. La evolución de este parámetro es una herramienta importante para determinar el estado del dieléctrico en lo que se refiere a su capacidad de polarizar.
• Cuánto mayor sea el valor de la CT mejor será el estado del SA. En este sentido se pueden establecer los siguientes criterios prácticos:

– Aislación en mal estado                    →      CT < 100 s
– Aislación en estado satisfactorio        →      100 s ≤ CT < 2000 s
– Aislación en buen estado                   →      CT ≥ 2000 s

• La norma recomienda un valor de IP ≥ 2.
• Existen criterios prácticos que permiten clasificar el estado del sistema de aislación en base a los valores de IP; tendremos:

– Aislación en estado inaceptable         →      IP < 1
– Aislación en estado cuestionable       →      IP < 1,5
– Aislación en estado aceptable            →      1,5 ≤ IP < 2
– Aislación en estado satisfactorio        →      2 ≤ IP < 3
– aislación en estado muy bueno          →      3 ≤ IP < 4
– Aislación en estado excelente            →      IP ≥ 4

• Con el objetivo de evaluar el estado del SA en su fase de absorción inicial se define la Relación de Absorción Dieléctrica o Índice de Absorción (IA = RA medida a 1 minuto / RA medida a los 30 segundos). Este parámetro nos provee información acerca del grado de calidad del material aislante, evaluando el comportamiento del mismo en la etapa de predominancia de la corriente de absorción. Se establecen los siguientes límites:

– Aislación en estado inaceptable         →      IA < 1,1
– Aislación en estado cuestionable       →      1,1 ≤ IA < 1,25
– Aislación en estado aceptable            →      1,25 ≤ IA < 1,4
– Aislación en estado satisfactorio        →      1,4 ≤ IA < 1,6
– aislación en estado muy bueno          →      IA ≥ 1,6

• Para realizar una interpretación correcta de los datos adquiridos en las mediciones, se deberán comparar los valores de RA, IP e IA entre fases o secciones, así como el de obtener tendencias en el tiempo, con el objetivo de analizar la evolución de estos parámetros. También es aconsejable la comparación contra valores obtenidos en ensayos realizados en máquinas similares.

3.2- Saltos de Tensión

A- Principios Teóricos

• Este ensayo se basa en ir incrementando en saltos la tensión aplicada de continua, con el objetivo de evaluar el comportamiento del dieléctrico ante solicitaciones cada vez mayores.
• El principio teórico de este ensayo se basa en que para detectar los procesos de envejecimiento o deterioro en la aislación se deberán aplicar saltos discretos con niveles de tensión creciente. Se sustenta en el principio de que la resistencia de aislación decrece rápidamente con el aumento brusco del gradiente de tensión cuando existen fallas en el seno del dieléctrico.
• En este sentido, nos permite controlar el cambio relativo de las resistencias de aislación, por lo que sus resultados son independientes de la temperatura y la humedad. Los valores absolutos de RA sí serán dependientes de la temperatura y humedad relativa ambiente, según ya hemos comentado.
• La norma IRAM 2325 también hace referencia a este ensayo dieléctrico en continua.

B- Metodología

• Se implementa, para máquinas de Un ≥ 4000 V, en cinco saltos de 1000 V aplicados durante 1 minuto cada uno, en el nivel máximo de 5000 V. Por lo tanto, los saltos serán: 1000 V, 2000 V, 3000 V, 4000 V y 5000 V.
• Para máquinas con  1000 V ≤ Un < 4000 V, se implementa en cinco saltos de 500 V aplicados durante 1 minuto cada uno, en el nivel máximo de 2500 V. Los saltos a aplicar serán: 500 V, 1000 V, 1500 V, 2000 V y 2500 V.
• En todos los casos, los valores de RA que pertenecen a las Características Intermedias, se miden en intervalos de 15 s, 30 s y 45 s, a partir de aplicado el salto de tensión correspondiente.
• Para máquinas con Un < 1000 V (BT), no se implementa este ensayo debido a la solicitación excesiva a las que se las sometería.

C- Interpretación y Análisis

• Fundamentalmente nos provee de dos clases de información para el análisis, a saber:

1- Variación de las Características Intermedias
2- Variación de la Pendiente.

• Las Características Intermedias representan las mediciones de RA previas al minuto de aplicado el salto de tensión correspondiente. La variación de éstas es una evidencia objetiva útil para determinar las actividades de DP superficiales en la aislación. También nos permite evaluar la degradación del material dieléctrico.
• La Pendiente de los saltos de tensión representa el lugar geométrico linealizado de los valores de RA medidos a 1 minuto de aplicado el salto correspondiente.
• La variación de esta pendiente nos permite evaluar el grado de humedad y/o contaminación del SA. También nos provee evidencia acerca del grado de envejecimiento, deterioro o fallas (grietas o fisuras), ya que estos problemas son causas de la caída en el valor de la pendiente.
• Como regla práctica se puede adoptar aquella que dice: “Una variación del 25 % en la caída de la pendiente, con una relación de 1 a 5 en los saltos, es evidencia de la existencia de un excesivo aumento de humedad o contaminante  en la aislación”.
• A continuación se muestra en el gráfico la característica obtenida a partir de los datos medidos en este ensayo, junto a los parámetros de análisis: