Mantenimiento Eléctrico 6 Cap 5 - TRANSFORMADOR

2
Características y funcionamiento del Transformador
El transformador es componente imprescindible de los modernos Sistemas de Transporte de
Energía eléctrica, se presenta de la más variadas formas y tamaños, todos son importantes
para la continuidad del servicio, pero siendo el transformador de potencia, por el tamaño,
inversión y costo de las pérdidas que ocasiona cualquier falla de mismo, es por tanto el que
merece la dedicación superlativa de los especialistas involucrados.
Los transformadores usados en Alta y Muy Alta Tensión, son máquinas cuyo nivel de
sofisticación es máximo, en ellos se aplican las técnicas más avanzadas del diseño eléctrico,
mecánico, térmico, y fluido dinámico, de modo que pueda responder exitosamente a todas
las solicitaciones que el servicio le demandará.
Mantenimiento eléctrico

3
Transformador monofásico

4
Relaciones
1
2
2
1
I
I
N
N

2
1
2
1
V
V
N
N

S
I
V
I
V 


 2
2
1
1
Relación de corrientes
→
Relación de tensiones
→
Relación de potencias

5
Los Transformadores de Potencia en general se usan sumergidos en aceite, es un
medio que además de proveer aislación a la máquina, le facilita la refrigeración, tanto
de los bobinados como del núcleo, además aporta un medio efectivo para extraer el
calor al exterior, circulando tanto de un modo forzado como natural.
El Transformador de potencia sumergido en aceite

6
Veamos una relación de componentes en base a un Transformador de 100 MVA, los
pesos a otras potencias se obtienen elevando la relación de potencias a una exponencial
a las 3/2.
Peso total ; 1,3 Tons/MVA
Peso FeSi; 0.7 Tons/MVA
Cobre ; 0,15 Tons/ MVA
Celulosa ; 0,05 Tons/ MVA
Aceite ; 0,25 Tons/ MVA
Como vemos sólo 0,30 Ton/MVA es celulosa y aceite, estos son los únicos materiales
pasibles de envejecimiento por el desgaste del uso a lo largo del tiempo, el resto es
Hierro y Cobre que son prácticamente exentos de envejecimiento.
Mantenimiento Eléctrico
Relación de pesos con la potencia nominal

7
Control de la vida útil y Evaluación del Riesgo de falla
Existen una serie de ensayos, que por sus características pueden ser realizados tanto
en laboratorio como en campo, además pueden ser repetidos sin mayor costo; estos
son importantes, dado que es el único método que se dispone para evaluar si el
transformador aún es confiable, o si se detecta un aumento en el índice de falla durante
el servicio.

8
Vida útil

9
Gerenciamiento
El especialista debe prolongar la vida útil del transformador, manteniendo la máquina
dentro de los índices de confiabilidad compatibles con la función que presta la misma
dentro del sistema de transmisión de energía.
Extensión de la vida útil y Evaluación del Riesgo de falla.
El Gerenciamiento de la extensión de la vida útil de un Transformador debe ser realizada
cuando su aislamiento sólido tiene aún suficiente rigidez mecánica y aún es confiable, o
si se detecta un aumento en el índice de falla durante el servicio, entrando en la zona
roja.

10
Prolongar la vida Útil

11
Control de los Aceites
Los aceites minerales usados en los transformadores son una pieza vital en el
funcionamiento de la máquina, debido a que sus funciones son, mantener la
aislación eléctrica en su interior y también la de refrigerar las partes
calientes, evacuando la carga térmica al exterior de la unidad.
El aceite nuevo deberá cumplir con las características físico-químicas y de
calidad especificados en la Norma IEC 60296, verificadas mediante los ensayos
de tipo y de rutina allí definidos.
A los efectos de realizar un adecuado mantenimiento de los transformadores
durante su vida útil, es fundamental mantener las cualidades del aceite que hay
en su interior, como sabemos, las propiedades físico-químicas a controlar deben
estar orientadas a:

12
Mantenimiento del aceite
• Mantener las características dieléctricas cercanas a los valores originales.
• Evitar la formación de lodos para mantener la refrigeración de las partes internas de
la aislación.
• Evitar que se produzcan en el interior concentraciones de ácido que puedan atacar
internamente a las partes de la máquina, como ser aislaciones, pinturas y fijaciones.
• Mantener un valor de gases disueltos muy inferior al valor de saturación para evitar
el desarrollo de DP.
En pro de controlar estos efectos, se programa la realización de los siguientes ensayos
sobre muestras extraídas según IEC 60475, que serán ejecutados de acuerdo a la
última versión de las Normas nacionales IRAM o internacionales IEC o ASTM:

13
Ensayos de carácter eléctrico
Rigidez dieléctrica IEC 60156 o IRAM 2341 - ASTM-D 1816
Factor de disipación. IEC 60247 o IRAM 2340 - ASTM-D 927
Resistividad dieléctrica IEC 60247 o IRAM 2340

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Ensayos de carácter físico-químicos
• Acidez o índice de neutralización. IEC 62021 o IRAM -ASTM-D 974
• Contenido de agua. IEC 60814 o IRAM-ASTM-D1533
• Tensión interfasial. ISO-IEC 6295 o IRAM- ASTM-D2285
• Contenido de antioxidantes (los inhibidos). IEC 60666; IRAM2026,
• Colorimetría. ISO-IEC 2049 - ASTM-D1500 – VDE 0370
• Partículas cuantificación y clasificación. IEC 60970.
• Viscosidad ISO 3104 - ASTM D 445
• Cromatografía en fase gaseosa muestreados según IEC 60567
• Contenido de Gases Disueltos IEC 60599
• Cromatografía en fase líquida cantidad de furanos

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Ensayos Complementarios
• Punto de inflamación ISO 2719 - IRAM IAP A6555 – ASTM D3
• Punto de escurrimiento ISO 3016 - IRAM IAP A6566 - ASTM D97.
• Densidad ISO 3675 - ASTM D 1298
• Azufre corrosivo ISO 5662 - ASTM D 1275 A / B – IEC 62535 /08..
• Contenido PCB por cromatografía liquida como ensayo inicial IEC 61619.
• Estabilidad a la oxidación. IEC 61125 (ensayo. de tipo para nuevos).
• Análisis espectrográfico y contenido de metales en especial cobre.
• Lodos IEC 60422
• Contaminantes Sólidos ISO4406
• Residuo carbonoso ASTM D189

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1) Cenizas ASTM D482
2) Análisis de Producto de degradación ASTM D8602 (Espectrofotometria)
3) Resistencia a la Descomposición por Stres Eléctrico ASTM D 2300
4) Resistencia a la Descarga Eléctrica ASTM Method D 6180.
5) Método de Ensayo para Determinar. La Característica de Gases bajo Stress
6) Térmico a Baja Temperatura ASTM D 7150
La mayoría de los resultados convienen interpretarlos en función de lo establecido en Norma
IEC 60422, la que puede usarse como guía indicativa, aunque en algunos casos se toman
consignas diferentes en función de la experiencia del operador o las especificaciones de los
fabricantes.
Ensayos Complementarios

17
Breve descripción química de los aceites de uso eléctrico
• Los más usados son los nafténicos y parafínicos, siendo estos últimos los predominantes
en el mercado nacional.
• En función de cuál es la composición base predominante, se lo caracteriza como Parafinico
o Nafténico.
Aceites paranínficos
• Estructura molecular:
• Los aceites de uso eléctrico, son por lo general una mezcla estadística de varios tipos de
hidrocarburos, los más usados son los nafténicos y parafínicos, siendo estos últimos los
predominantes en el mercado nacional.
• En función de cuál es la composición base predominante, se lo caracteriza como Parafínico
o Nafténico.
• Trataremos de conocer la estructura molecular de los compuestos que por lo general son
de la formación.
• Aceites parafínicos
• Estructura molecular:

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Aceite Parafinico
Aceite parafinico Fórmula Cn H2n+2H
Siendo “n” número de alcano, alrededor de 20 para los aceites usuales, la estructura puede
ser lineal o ramificada.
Estos aceites tienen contraindicado su uso a bajas temperaturas por el aumento de
viscosidad y elevado punto de congelamiento, lo que obliga a su desparafinado durante su
refinado.

19
Aceites nafténicos
Estructura molecular
Cicloalcanos, Fórmula Cn H2n

20
Ciclo Alcano
Las moléculas de este grupo son conocidas como cicloalcanos; el número de carbonos
pueden ser 5, 6 o 7 predominando las de 6, presentan buenas propiedades a bajas
temperaturas, son muy buenas y tienen mejor capacidad de solubilidad a diversos
productos que los parafínicos.

21
•Aceites aromáticos
Estructura molecular:

22
Poliaromaticos
• Los aromáticos tienen un mínimo de seis anillos, alterando los enlaces dobles y sencillos,
son muy distintas a las moléculas parafinicas y nafténicas.
• Los monoaromáticos son muy estables, cuentan con buenas propiedades eléctricas y
absorben bien el gas que puede formarse en funcionamiento, son usados en
transformadores de medición.
• Los poliaromáticos (PCA) se producen durante el proceso de hidrogenación o provenir de
un modo natural, tienen propiedades deseables y otras no tanto.
• Propiedades deseables, se producen fenoles que pueden actuar como antioxidantes ya que
tienen alta absorción de gases son superiores a los monoaromáticos.
• Entre las debilidades, se cuenta que presentan poca resistencia al campo eléctrico, con
tendencia a generar carga estática por corriente de óleo dirigido. Cabe destacar que el
mayor inconveniente radica en que algunas de sus formaciones moleculares son
cancerígenas, existen normas al efecto de su control.

23
Causas del deterioro
En la actualidad, el deterioro durante el servicio de la aislación interna de los bobinados,
se establece en base al resultado de los análisis fisicoquímicos, tales como la variación
del contenido de los Gases Disueltos en Aceite GDA, la variación de la acidez total, de
la tensión interfacial, factor de disipación dieléctrica del aceite comparando con los
valores al inicio de la vida del transformador, permite hacernos una idea de la
existencia de productos de descomposición en la etapa de inducción.
En realidad, los productos del deterioro del aceite, surgen desde el inicio del servicio
siendo absorbidos por la celulosa de la aislación. Existen tres fuentes de energía capaces
de transformar las moléculas inestables de los hidrocarburos, en productos de deterioro:
• El Campo Eléctrico
• La Energía Térmica
• La Agresión Química causado por el Oxigeno (evitables).

24
Stress eléctrico.
La solicitación eléctrica suministra la energía para la ruptura de los vulnerables enlaces
covalentes (aproximadamente 4 eV). El campo eléctrico interactúa con la química de los aceites
aislantes por medio de un mecanismo que consiste en algunos electrones libres existentes en el
seno del aceite estocásticamente son acelerados por el campo electico aumentando su
velocidad, a su vez por progresión de líderes, logran energía cinética suficiente para impactar
rompiendo los enlaces de las moléculas del aceite, en especial, durante los transitorios de
tensión.
La colisión de estos electrones libres, inyectados dentro de la aislación líquida, es seguida de
forma inevitable por la excitación de las moléculas de hidrocarburo según. Las moléculas
vulnerables se descomponen, generando un par de radicales libres. El hecho importante de que
ambos fragmentos tienen un electrón no apareado, por tanto son químicamente muy reactivos.

25
Gases Disueltos
Por medio de reacciones químicas secundarias, las fracciones pequeñas de las moléculas
rotas generan usualmente un gas que se disuelve en el aceite sin modificar el sistema de
una fase.
Por el contrario, por la colisión de dos radicales libres grandes de aproximadamente el
mismo tamaño surgen grandes moléculas coloidales insolubles en la mezcla.
La acumulación de tales suspensiones submicroscópicas, pasan desapercibidas
generando un sistema de dos fases.
Finalmente, cuando los radicales libres de cualquier tamaño capturan un electrón, se
convierten en un portador de carga o aumenta su momento dipolar. La acumulación de
esas moléculas ionizadas modifica el factor de disipación del aceite.
Veamos un esquema de esta forma de descomposición del aceite

26
Gases en el aceite

27
Gases Emitidos
La capacidad del aceite para resistir la descomposición, se determina por medio del test
ASTM D 2300 “Standard Test Method for Gassing of Insulating Oils Under Electrical
Stress and Ionization”.
Este ensayo de resistencia mide la “Tendencia de los aislantes líquidos a absorber o emitir
gas bajo condiciones de solicitación eléctrica e ionización, basadas en la reacción con el
hidrógeno, gas predominante en las descargas parciales”.

28
Stress Térmico.
• El calor producido por el núcleo magnético y los bobinados, es otro factor contribuyente al
gaseo del aceite. El estado “base” de una molécula es su estado normal, corresponde a la
mínima energía, la absorción de energía por una molécula, resulta en tres tipos de
transiciones; rotacional, vibracional y electrónica.
• Igual que las transiciones electrónicas, las energías de rotación y vibración están
cuantificadas, las energías correspondientes a transiciones electrónicas, están entre 40 y
250 kcal/mol, mientras que aquellas correspondientes a las transiciones rotacionales y
vibracionales son mucho más pequeñas, 1-10 kcal/mol y 0-1 kcal/mol respectivamente. Se
sigue entonces que, para cada nivel electrónico de una molécula, hay varios sub niveles
vibracionales, por cada nivel vibracional, hay varios sub-niveles rotacionales.

29
Gases Disueltos
En condiciones de operación normal la temperatura del aceite es usualmente menor de
100ºC. La energía rotacional y vibracional de las cadenas de hidrocarburos es incrementada,
mientras que la división de un enlace covalente tiene lugar solamente cuando se alcanza el
nivel de excitación electrónica.
Sin embargo, ciertas moléculas con enlaces débiles pueden acumular suficiente energía para
alcanzar el nivel de excitación electrónico y descomponerse. Esto se conoce como “stray
gassing”.
Recientemente, a los efectos de determinar esta inestabilidad química ASTM desarrolló la
norma D 7150 titulada “Standard Test Method for the Determination of Gassing
Characteristics of Insulating Liquids Under Thermal Stress at low Temperature”.
Desde que el calor aumenta la movilidad de los radicales libres generados por el gaseo del
aceite, favorece entonces las reacciones químicas secundarias aleatorias que preceden la
formación de gases detectados por AGD.

30
Stress Químico
• La propiedad natural del aceite de disolver 10% de aire en volumen, asociada con el efecto
catalítico del cobre es también dañina. Los productos solubles de esta oxidación, pueden
ser son adsorbidos por la gran superficie de las fibras de celulosa, mientras que las
suspensiones coloidales insolubles tapan los poros de la aislación de papel. Para evitar el
deterioro prematuro de la aislación papel-aceite, la mayoría de los transformadores de EAT
son sellados. Esta es una medida de mantenimiento justificada económicamente, a partir
del hecho de que la oxidación del aceite no se puede monitorear con exactitud.
• La medición de IFT tensión interfasiál y Tang δ no es suficientemente exacta. Es por eso
que fue desarrollado el nuevo método de ensayo D 6802, titulado “Test Method for
Determination of the Relative Content of Dissolved Decay Products in Mineral
Insulating Oils by Spectrophotometry”. Permite la determinación paso a paso de
productos de oxidación, generados por el aceite como trazas de impurezas.

31
Vida del aceite (según temperatura)
El consumo de vida del aceite también está regido por las reacciones químicas que producen la degradación del
mismo, éstas responden a una función exponencial con la temperatura, así es que surge la formulación de
Arrenius. Veamos su formulación:
Donde:
D : Reacción química del deterioro
ᶿ Temperatura en ºK
d : Coeficiente de deterioro
Aplicando esta fórmula para el aceite, se puede aceptar que para el entorno de las temperaturas de la zona de
trabajo; el consumo de vida se duplica con un aumento de 10ºC de la temperatura del aceite, por lo tanto, el
consumo de vida es:
Donde:
Cv: Consumo de vida
θo : Tremperatura del aceite
Además como se sabe, el coeficiente de envejecimiento del aceite puede diferir según algunas situaciones, como
ser:
La composición del aceite.
Existencia de aditivos o inhibidores.
Compensación volumétrica con o sin presencia de oxígeno
Existencia de contaminantes disueltos o en suspensión
d
e
D


C
v
C 
 10
0
2


32
Formación de óxidos ácidos y sólidos derivados del aceite
• En el aceite con la temperatura, en presencia de oxígeno y el cobre actuando como
catalizador, se producen una serie de reacciones químicas cuya secuencia básicamente se
describe así:
• Vemos la formación de radicales libres a partir de una molécula estable de aceite y esto
tiene lugar debido a la presencia de calor, campos eléctricos fuertes, radiación ultravioleta o
desgaste:



 H
R
RH

33
Degradación del aceite
Esto ocurre con todos los aceites, si nada la detiene, la próxima reacción será la formación de
un peróxido radical a través de los radicales oxidados:
• Peróxido Radical
• Peróxido radical
• Formación peróxido

34
• Estos peróxidos no son estables, a elevadas temperaturas y tienden a desdoblarse en dos
nuevos radicales, que podrán continuar la reacción en forma progresiva, es aquí donde
actúan algunos tipos de inhibidores de oxidación, son resinas que pasivan los radicales o
los peróxidos.
• Descomposición peróxido



 OH
RO
H
RO2

35
Oxidación
Estas reacciones de oxidación continuarán, los nuevos
radicales formados reaccionan con otros hidrocarburos
para formar alcohol agua y nuevos radicales.
• Agua + Radical
• Alcohol + Radical
Y también aldehídos y acetonas
• Aldehído + agua
• Acetona + agua




 R
ROH
RH
RO




 R
O
H
RH
HO 2
O
H
RCHO
O
ROH 2
2
2 




O
H
RCHO
O
ROH 2
2
2 





36
Oxidación
• La formación de los ácidos por oxidación de estos
productos, se da como resultado de la siguiente
reacción.
• Carboxilico
• Luego el ácido seguirá combinándose con los
alcoholes, dando lugar a la formación de esteres y
polímeros afines.
• Esteres+ Agua
O
H
RCHO
O
ROH 2
2
2 




O
H
RCOOR
ROH
RCOOH 2




37
Oxidación
• Estos productos cuyo denominador común es el oxígeno, son resultado de la oxidación de
la molécula del hidrocarburo, actúan uno sobre otro, además sobre el aceite original
culminando en el producto final, que son los barros y las partículas.
• Estos barros de carácter polimérico, resinoso se forman en el interior, sobre la celulosa,
produciendo dificultades al funcionamiento del transformador, dado que son moléculas
grandes, proclives a aglutinarse como sólidos en suspensión, son higroscópicos,
potencialmente conductivos, pudiendo producir:
 Aumento de la viscosidad del aceite.
 Reducción de los canales de refrigeración.
 Alteraciones en el campo eléctrico, importante en EAT
 Reducción de la calidad global del aceite (IDQ).

38
Rigidez Dieléctrica del aceite
Este atributo aplicado a un aceite nuevo o usado permite apreciar la
capacidad del mismo para soportar el campo eléctrico sin ser circulado
por la corriente de descarga. Por lo general, esta capacidad se reduce con
la presencia de agua y de impurezas que aumentan los electrones libres y
la ionización del líquido.

39
Ensayo de Rigidez Dieléctrica
• El ensayo consiste en someter una muestra de aceite a un esfuerzo de tensión alterna
entre dos electrodos separados a una distancia normalizada, cuyo valor va creciendo en
forma continua hasta la descarga disruptiva.
• La frecuencia aconsejada para control de rutina es de una vez por año, pero se puede
llevar la misma a 2 años, cuando el desempeño del transformador es normal, aunque el
bajo costo del ensayo permite repetirlo, dada la facilidad del muestreo.
• En caso de interruptores o conmutadores bajo carga, puede realizarse más frecuentemente
si el ritmo de trabajo del equipo así lo justifica.

40
• El ensayo se realiza a temperatura ambiente a 20º +/- 5ºC según lo indicado por la Norma
IEC 60156 ó IRAM 2341, con la misma técnica utilizada para el control de la calidad de los
aceites nuevos, el resultado permite realizar una rápida evaluación de su estado y de la
capacidad dieléctrica del líquido.
• Se ha tomado el valor dela separación d = 2,5 mm con electrodo tipo casquillo y los valores
son expresados kV aplicados según la modalidad descripta en la Norma. Forma de onda
debe tener un factor de cresta de 1,41 +/- 0,7 % con capacidad 10 a 25 mA.
• La norma establece el modo de aplicar la tensión que se eleva a razón de 2kV/seg+/-
2kV/seg, con desconexión en 20ms. Se realizan seis rupturas sobre la misma muestra con
intervalos de 2 min entre ellas, el valor se toma sobre un intervalo estadístico de confianza
del 95%.

41
Desviación Normal de la Muestra
La (DNM) desviación normal de la muestra es:
Donde “u” es el n aparato automático para medición de Rigidez Dieléctrica. valor de cada
ruptura y û rigidez media de la muestra; y n número de muestras
Tanto el tipo de electrodo como la separación entre ellos, influyen en los valores obtenidos.
Para evitar inconvenientes en la interpretación de los ensayos se deberá trabajar en lo posible
con los mismos electrodos normalizados, y las mismas distancias dieléctricas, de manera tal,
que se puedan comparar los resultados.
 
 
 


1
ˆ 2
n
u
u
DNM

42
Medidor de Rigidez Dieléctrica

43
En caso de tener que comparar ensayos efectuados con distintas Normas, existen curvas de
valores que permiten comparar para un mismo material y una misma situación, los resultados
obtenidos con distintos tipos de electrodos, con sus separaciones.

44
Diferentes Electrodos
Vemos también que las formas de los electrodos tienen su influencia, a su vez la separación
entre ellos tiene efecto a través de un fenómeno no lineal, por la desaparición de la influencia
de la concentración del campo eléctrico.

45
Ensayo
• El ensayo de rigidez dieléctrica, presenta gran sensibilidad a la presencia de agua en el
medio del aislante. Esta propiedad ha hecho que el ensayo resulte un método económico
para controlar la presencia de agua, pero el método responde bien a cantidades elevadas
de agua en disolución, o también suspendida.
• En todos los casos, presenta una sensibilidad positiva con la temperatura.

46
Efectos

47
Efecto del Agua
Veamos esta otra curva, cómo varia la rigidez en el aceite con el contenido de agua entre 0 y
200 ppm con la temperatura entre 20 a 100°C

48
Resistividad y Factor de Perdidas
• La medición de la resistividad volumétrica es una característica que responde
directamente al estado del líquido aislante.
• La existencia en los líquidos de sustancias extrañas (contaminantes, partículas, gas
disuelto, etc.) aún en pequeñas proporciones, tiene gran influencia en los valores
medidos.

49
Medición de corriente continúa
Según la Publicación IEC 60247, se realiza el ensayo con un escalón de tensión fija de
250V/mm en una celda condensadora, la medición dura 60 s. La conductividad es:
Donde:
• K Constante de la celda medida
• V = Tensión
• I = Corriente
Podemos calcular la resistividad expresada en GΩ m o G.Ω cm.
I
V
K 



50
Conductividad
El interés de conocer el valor de la conductibilidad reside en que permite realizar un buen
control en la recepción de aceites nuevos, o también para asegurarnos de la calidad de un
tratamiento de mantenimiento realizado al aceite o al transformador.
• Tabla para diagnosticar 12.3 valores de la resistividad ρ en GΩ.m. IEC 60422 superior
20°C inferior 90°C


1


51
Acciones a seguir
Las acciones a tomar según el valor obtenido serán:
• Superando el valor máximo está bien y se muestrea normalmente
• Entre los valores regular se aumenta frecuencia de muestreo.
• Pobre, límite de servicio, se regenera el aceite según sea el resultado de otros
ensayos.

52
La Polarización de los materiales en campo eléctrico
• Cuando se aplica en campo eléctrico, existen en los materiales distintos tipos de
polarizaciones que suman sus efectos y aportan a la polarización total del mismo, todas
estas polarizaciones se engloban en la Constante Dieléctrica (ε) del material, veamos:
• Polarización electrónica de los átomos
• Cuando un átomo de un aislante, decimos que está electrónicamente neutro, el baricentro
de las cargas negativas (electrones) coincide espacialmente con su similar de cargas
positivas (núcleo). Si le aplicamos un campo eléctrico, el centro de las cargas negativas de
la nube electrónica que rodea al núcleo positivo se desplaza del de este centro, dando lugar
a un momento dipolar p

53
Donde e son las cargas desplazadas y d es el desplazamiento medio de las mismas. Esta
polarizabilidad es independiente de la frecuencia hasta el rango de las ondas ultravioleta.
E
d
e
p e 


 
Polarización

54
Polarización atómica o iónica
• En este caso al aplicar un campo eléctrico externo en un material que contiene moléculas
se induce un momento dipolar. Es el caso de moléculas simétricas se induce un momento
dipolar por cambio de ángulo de las ligaciones entre átomos; esto también sucede en
moléculas muy complejas como los que componen los aceites aislantes.
• Esta polarizabilidad es aproximadamente el 10% del valor y es independiente de la
frecuencia hasta el rango de las ondas infrarrojas
• Polarización de moléculas con momentos dipolares
• Muchas moléculas llamadas comúnmente polares, tienen momentos dipolares
permanentes, son moléculas donde el baricentro de las cargas positivas de valor (g)
permanece distanciado del de las cargas negativas por una distancia (d) produciendo un
momento dipolar permanente (p)

55
Moléculas Polares
• Donde 1 Debye = 3.33563×10-30 [Coul·m]
• El caso más notable es el del agua, con valor de 80 Debye es una molécula altamente
polar, cuando las moléculas estarán orientadas en dirección aleatoria no ha campo
adicional resultante, cuando un campo es aplicado sobre esa molécula polar aparece un
efecto que tiende a orientar los dipolos en dirección del campo. La tendencia a orientarse la
mayoría de ellos a una inclinación promedio θ respecto al eje del campo produce un efecto
aumento del campo eléctrico.
]
[Debye
d
g
p 


56
Donde:
• р: es el momento dipolar
• K: constante Stefan y Boltzman 1,38 x 10-23 e T/ºK
• T: Temperatura absoluta en ºK
Con campos eléctricos elevados, existirá saturación, por lo que presentará un componente de
alinealidad cuando se agota el fenómeno, no aportando más a la polarizabilidad al material.
Si queremos contemplar los tres tipos de polarizaciones en función de un vector de campo
eléctrico (E), debemos desagregar con las dificultades propias de actuar sobre materia en
estado sólido o líquido, ahora bien, si consideramos el caso ideal de un gas en baja presión
sin interacción molecular, la ecuación será:
T
r
K
E
p



3
cos

57
• En el resultado general, vemos que un campo eléctrico aplicado a un material
dieléctrico, produce un desplazamiento de cargas tendiente a neutralizar la carga
eléctrica de los electrodos, esto se conoce como polarización dieléctrica (P) y la
función física que lo induce se llama inducción dieléctrica o desplazamiento (D) y se
los vincula en caso de materiales isotópicos es: D=E+P
• Por la aplicación del campo eléctrico los átomos y las moléculas se polarizan,
generando un momento dipolar resultante por desplazamiento de las cargas y los
momentos polares propios, se orientan y contribuyen a la macroscópicamente a
polarización del medio.
E
K
p
N
P
T
d
e 













3
2



58
Constante Dieléctrica
Las relación que rige este fenómeno se la conoce como es constante dieléctrica del medio o
permisividad del material si medimos la capacidad (Co) dos placas de un capacitor cuyo
medio dieléctrico es el vacio y luego con un medio material mediremos (C) entonces la
permisividad (ε ) se expresa como:
0
C
C
s 


59
Polarización
Donde es constante dieléctrica del medio, en el caso para campos eléctricos estáticos, es
función de la polarizabilidad del material.
E
P
E
D s 


 

60
Polarización
Vemos ahora cuando un campo eléctrico alterno aplicado a un dieléctrico, produce un
desplazamiento de cargas, entonces las polarizaciones serán diferentes en función de la
frecuencia que aplicamos, variando extensamente según la cantidad de contaminantes,
compuestos polares existentes, esto está relacionado con los mecanismos de relajación el
desplazamiento de las cargas y su neutralización.

61
La medición en corriente alterna
• En corriente alterna, vemos que existen factores que van a afectar la medición de la
componente resistiva, estos son los fenómenos de polarización de la materia las pérdidas
por absorción, por tanto, en elevadas frecuencias, la medición también estará afectada por
la permeabilidad ε que varía según la frecuencia, pasa de un valor estático a un valor
dinámico, con frecuencias muy elevadas.
• Esto es debido al fenómeno de polarización molecular, agregado al comportamiento de los
productos polares en el seno del líquido, lo cual trae asociado un aumento en las pérdidas
de energía por absorción dieléctrica. Este fenómeno se suma a la circulación de propia
corriente conductiva, produciendo mayores pérdidas por efecto Joule.
• De este modo englobamos a todos los fenómenos disipativos existentes en el campo
eléctrico alterno, las pérdidas por polarización y conductibilidad. Por tanto podemos
representar el fenómeno con un condensador ideal más dos resistencias de disipación
asociadas, una en serie, la otra en paralelo.
• Veamos en capacitor con un material dieléctrico:

62
Circuito Equivalente
Donde:
• A: área de la placa
• d: distancia entre placas
• El valor está definido como

63
Tangente Delta
• La tensión es aplicada a ambos elementos y se simplifica y queda:
Donde:
C
R
I
I


tan
R
XC


tan
A
d
C
XC









1

64
Formulas
• Donde es la resistividad, simplificando quedará:
• Finalmente resulta entonces:
A
d
R 









1
tan


1







'
tan

65
Tangente Delta
• La conductibilidad y la resistividad en corriente alterna, son características de la condición
del líquido, su alteración durante el servicio, denota la presencia de contaminantes,
elementos polares, etc.
• A esta magnitud se la reconoce usualmente como "El factor de disipación dieléctrica" o
tan δ del líquido aislante.

66
Medición “El factor de Disipación dieléctrica" o tan δ
• Es de suma utilidad la medición de esta magnitud, para evaluar el estado de un aceite,
tanto nuevo como en uso, se realiza de acuerdo a la Norma IRAM 2340 ó IEC 60247 con
puente para medición de capacidades.
• El ensayo, se realiza con un puente de Schering cuyo circuito eléctrico es presentado
donde el lugar de la capacidad incógnita Cx se aplica una celda de medición, compuesta
por dos electrodos cilíndricos normalizados y termoestatizado a la temperatura de medición
de 20 y 90ºC. El campo eléctrico no debe superar los 1000 kV/mm y la medición debe durar
el menor tiempo posible.

67
Circuito equivalente

68
ventajas
• Debido a su rapidez, sencillez y limpieza, permite ser programado convenientemente,
siendo útil como medición de laboratorio y eventualmente de campo.
• Para aceites nuevos se lo especifica también, como ensayo de rutina para el control de la
calidad de la provisión.

69
• Celda de termoestatizado

70
Puente para medición de tan δ

71
Celda de medición para tan δ y resistividad (IEC 60247)

72
Tensión a Aplicar
Valores máximos de tensión a aplicar serán los que corresponde a los 2 mm de
distancia entre electrodos por lo tanto son:
Tipo de corriente Tensión Kv Campo kV/mm
Continua 500 250
Alterna RMS 2000 1000

73
Valores límites para diagnosticar
No existe un acuerdo sobre el valor límite para el reprocesado si hay acuerdo que tiene
que ser el valor más bajo posible, recopilando datos incluyendo datos de fabricante del
equipo vemos;
• Temperatura 20°C 90°C
• Nuevo IEC 296 tan δ < 0.05 tan δ < 0.05
• Usado tan δ < 0.2
• Norma EE.UU IEC 422 anterior

74
MAQUINA
VALOR PREVIO A
ENERGIZAR
BIEN REGULAR
POBRE LIMITE
EN SERVICIO
TRANSFOR. DE POT. Un
> 400 kV
< 0.010 < 0.10 0.10-0.20 > 0.20
TRANSFOR. DE POT. 170
< Un < 400 kV
< 0.010 < 0.10 0.10-0.20 > 0.20
TRANSFOR. DE POT.72.5
< Un < 170 kV
< 0.015 < 0.10 0.015-0.50 > 0.50
TRANSFOR. MED. POT.
Un > 170 kV
< 0.01 < 0.01 0.01-0.03 > 0.03
TRANSFOR MED. POT.
Un < 170 Kv
< 0.015 < 0.10 0.10-0.20 > 0.3
TRANSFOR. GENERAL
MT/BT
< 0.015 < 0.10 0.015-0.50 > 0.50

75
Indicaciones
• Bien, Continuar con el muestreo normal
• Regular, Observar aumentando la frecuencia de muestreo y controlar parámetros, tales
como; contenido de agua; acidez; T.I.F.
• Pobre límite en servicio, reacondicionar mediante proceso de filtrado y deshidratación. De
continuar valores bajos, se recomienda regenerar o cambiar el aceite, una vez que ya se
hayan ejecutado otros tratamientos de mejora.

76
Generación de Gases en Transformadores
• Los gases que se forman en el interior de los transformadores son productos de la pirolisis
(descomposición térmica) de los elementos que componen la aislación, generalmente es
papel y aceite.
• La velocidad de formación de los gases puede ser muy variada, y según sea la naturaleza
de falla puede ser rápida, lenta, moderada o normal, pero por lo general, existirá una
variación positiva en la mayoría de los casos, al menos que otros procesos los hagan
mermar. Motivos y solicitaciones para la aparición de gas
• Todos los materiales aislantes de un transformador que está en servicio quedan sometidos
a dos tipos principales de solicitaciones:

77
Solicitaciones
• Solicitación térmica: Debido al calentamiento de los bobinados, el efecto joule en los
conductores, pérdidas por histéresis, o corrientes de Foucault en el núcleo de hierro.
• Solicitación del tipo dieléctrica: A causa de los elevados gradientes de potencial existentes
entre elementos internos, es que aún en funcionamiento normal se producen deterioros
lentos y alteraciones de las características físico-químicas de los aislantes.

78
Otras causas
Si el aceite está en contacto con el aire o algún gas de sellado en el tanque de expansión, las
variaciones en los regímenes de presión, temperatura de operación, hacen que volúmenes de
este gas se disuelvan en el aceite.
Estos se sumarán a los generados internamente, pudiéndose alcanzar en algunos casos los
límites de saturación y formar burbujas.

79
Velocidad de formación
• En función a su velocidad de formación, se puede evaluar como:
• MUY lenta o normal: debido al envejecimiento de papel o aceite. En este caso los gases
permanecen disueltos en el aceite, pero su evolución puede apreciarse recién en largos
períodos de tiempos.
• Lenta: A causa del envejecimiento normal más alguna falla incipiente, este caso los gases
permanecen disueltos en el aceite, con análisis más frecuentes, realizando el seguimiento
de su variación en el tiempo, podremos diagnosticar la falla.
• Rápida: Aquí los gases no se disuelven totalmente en el aceite debido al volumen
generado, o a la rapidez del proceso de formación. Parte de ellos se mantienen en estado
gaseoso, pudiendo ser acumulados en el dispositivo al efecto, el Relé Buchholz.
• Muy rápida: Producto de fallas con desarrollo violento de gas, por efecto térmico y
formación de gases pueden accionar una protección de Flujo de Aceite.
• Explosión violenta: Producto de descargas internas con actuación de dispositivos de Alivio
Presión, con o sin destrucción de la cuba del transformador.

80
Fallas de pequeñas generación de gas
• Para una velocidad de formación de gas "tipo B". Se consideran las fallas que originan un
desarrollo débil de gas, sin embargo, durante la operación normal se puede dañar la
aislación y finalmente provocar la salida de servicio de la máquina. En este caso no debería
esperarse actuación del Relé Buchholz, ni de otra protección.
• Vemos cuáles son los casos;
• sobrecalentamiento localizado que no compromete la aislación sólida, pueden ser defectos
constructivos, contactos imperfectos u operación en sobrecarga.
• sobrecalentamiento localizados, que comprometen la aislación sólida puntos calientes
• sobrecalentamiento no localizado, tales como sobreexitación del núcleo o sobrecargas
transitorias.
• descargas parciales de baja energía con o sin involucrar la aislación sólida
• defectos de aislación en el núcleo o de los pernos de sujeción, produciendo lazos de
corriente con fallas térmicas en los componentes involucrados.

81
Fallas de gran generación de gas
• Son las fallas , que involucran grandes cantidades de energía, puede decirse que son
consecuencia de arcos eléctricos, por la pérdida de rigidez dieléctrica entre 2 partes sujetas
a distinto potencial con desarrollo de energía.
• Los gases predominantes en estas fallas, son acetileno y monóxido de carbono, según que
la parte afectada sea aceite o celulosa respectivamente, también se pueden detectar restos
carbonosos o metálicos (cobre o hierro) que permiten estimar, sobre cuales fueron las
zonas involucradas.

82
Fallas de descontrolada generación de gas
Estas ocurren cuando se trata de una explosión de gas cuyo efecto es múltiple, con
temperatura elevada, la descomposición de todos los materiales que conforman el
transformador. Se trata de una explosión del efecto múltiple con elevada temperatura e
ignición del material.

83
Generalidades para el seguimiento de los gases disueltos en aceite DGA,
Fundamentos del Método
• La cromatografía gaseosa, es una técnica que ha permitido la cuantifi
• cación de los gases que se difunden en el aceite, son producto de la descomposición de
éste o de otros materiales, especialmente los aislantes líquidos, sólidos que forman parte
del transformador.
• Es muy efectiva para analizar la naturaleza de una falla incipiente dada la elevada
sensibilidad del análisis, pero también es útil cuando se la utiliza juiciosamente con fines
operativos, para evaluar un proceso normal de envejecimiento.
• Los gases analizados son O2 - N2 - CO2, entre los no combustibles, y C2H2; C2H4; CH4;
C3H6 y C3H8; CO; H2 del tipo combustibles. Estos gases se producen en función del
equilibrio térmico alcanzado, y por las experiencias realizadas. Según el tipo de gas que se
detecte, se puede determinar estimativamente el origen de su formación.

84
Cromatógrafos para ensayos cuantitativos de GDA

85
Análisis
Para realizar el análisis teórico de las cantidades de compuestos de hidrocarburos livianos
que se forman, se pueden desarrollar las reacciones químicas de la descomposición,
Los resultados dependen de muchos factores, como ser; cortes del aceite, nivel del equilibrio
termodinámico y volumen del material afectado, es por ello que no todos los aceites generan
el mismo perfil de gases.

86
La solubilidad de los gases en el aceite
• Se debe considerar para evaluar la fuente básica de la descomposición de los materiales, la
solubilidad de los diferentes gases en el aceite aislante a la temperatura y presión a la que
se encuentra el transformador.
• La saturación de algunos de los gases disueltos traerá como consecuencia, la inadmisible
formación de burbujas en el caso de transformadores de alta tensión, o la actuación del
Relé de Buchholz por acumulación de gas en el mismo.
• La viabilidad de la predicción de fallas, con el método de A.G.D. (Análisis de Gases
Disueltos). se basa en que permite los diagnósticos, mucho antes que se produzcan
alarmas o disparos por acumulación de gases en el relé.
• Para la interpretación de estos análisis, se deberá tener en cuenta la solubilidad del gas en
estudio en el aceite, además es necesario reconocer si la muestra se encuentra cerca del
límite de saturación, para ello utilizamos el coeficiente de Ostwald.

87
También se puede usar el gráfico siguiente, que es de utilidad práctica.
0.01
0.1
1
10
0 20 40 60 80 100
Etano
Etileno
Dioxido Carbono
Acetileno
Metano
Oxigeno
Monoxido Carbono
Nitrogeno
Hidrogeno
COEFICIENTE DE SOLUBILIDAD DE GASES EN ACEITE (V/V)
Temperaturaº C
(V/V )
Gaseosa
Fase
en
gas
de
ión
Concentrac
Líquida
Fase
en
gases
de
ión
Concentrac

K

88
Descomposición térmica del aceite
La descomposición térmica de los hidrocarburos es considerada en base al equilibrio
termodinámico de los alcanos (parafínicos), cicloalcanos (nafténico) y aromáticos, los
especialistas nos hablan de una descomposición primaria, seguida de otra
secundaria.

89
Descomposición primaria del aceite
• En la descomposición primaria los productos descompuestos están en equilibrio con el
hidrocarburo original, mientras que la descomposición secundaria, incluye a los productos
formados en la descomposición primaria, los que serán también descompuestos por el calor
en productos más livianos.
• Cuando es baja la temperatura del punto caliente o cuando es corto el tiempo de contacto
con esa temperatura la descomposición primaria será la dominante, en ella se separan los
lazos Carbón-Carbón, produciéndose la deshidrogenación.
• Entonces los alcanos se descompondrán en alquenos, alcanos más livianos e hidrógeno.

90
Reacciones
Estas reacciones se producen simultáneamente en función de un equilibrio termodinámico
existente en el aceite.
 
   
   
  2
H
m
n
Alcano
m
Alqueno
n
Alcano 




91
Decomp. térmica de alcanos
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 50 100 150 200 250 300
Temp. C
Nº
Molar
C20H42
C10H22
C5H12
C4H10

92
Alquenes
• De acuerdo a lo visto un aceite sin uso probablemente no contiene alquenes y estos
aparecerán en la descomposición primaria, ejemplo, el pentano C5H10 descompone a
300ºC, el butano C4 H8 a 500ºC por tanto los alquenes son más estables que los alcanos.
Otra situación se da con que forman en alquenes por simple rotura del anillo al abrirse el
lazo C-C. Los ciclo alcanos de 5 o 6 carbonos, son los que abundan en el aceite aislante,
son estables a más de 400 o 500ºC, Esta situación se reduce, para el caso de cuando hay
anillos 7 y 8 carbonos.
• La figura nos muestra la descomposición térmica de ciclo alcanos en equilibrio.

93
Descomp. de cicloalcanos
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 200 400 600
Temp ºC
Nº
Molar
C8H16
C7H14
C6H12
C5H10

94
Inclusión de la descomposición secundaria
• En muchos transformadores los compuestos desarrollados en la descomposición primaria
pueden ser incluidos en una reacción de descomposición secundaria, lo que hace necesario
considerar también el equilibrio de los compuestos formados en esta segunda instancia.
• Por ejemplo: a temperaturas más altas, ocurre que el propano se descompone en metano y
etileno, luego el etileno se descompone en acetileno e hidrogeno. Esta es una reacción
secundaria.
4
2
4
8
3 H
C
CH
H
C 

2
2
2
4
2 H
H
C
H
C 

2
2
2
4
8
3 H
H
C
CH
H
C 



95
Reacciones
Las dos reacciones unificadas en:
4
2
4
8
3 H
C
CH
H
C 

H
H
C
H
C 
 2
2
4
2
2
2
2
4
8
3 H
H
C
CH
H
C 



96
Gases
La figura nos muestra los gases desarrollados en la descomposición del C20H42, incluyendo la
descomposición secundaria. Se ve como gases no saturados como el acetileno, tienen su
formación a partir de temperaturas mayores de 500 a 1.500ºC.
Mantenimiento Electrico
Desc de C20H42 incl sec.
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 200 400 600 800 1000 1200 1400
Temp ºC
Nº
Molar
C3H8 C2H6
C2H4 C3H6
CH4 C2H2
H

97
La importancia de la composición de los aceites
• El aceite de aislamiento está compuesto por hidrocarburos parafínicos, aromáticos y
nafténicos. La cantidad de aromáticos utilizados es del orden del 10 al 20%, no obstante, en
el mercado, los fabricantes mezclan los distintos cortes para lograr las propiedades
requeridas por los usuarios, los petróleos más conocidos son de bases parafinicas o
nafténicas, siendo los primeros los más abundantes en nuestra región.
• Surge de lo expuesto en el punto anterior, que el especialista debería conocer
perfectamente la composición molecular del aceite del transformador a diagnosticar, para
tener un análisis científico de lo que ocurre en su interior, pero a veces es técnicamente
imposible, por ello, la técnica de diagnóstico por GDA es considerada un arte, donde se
requiere práctica, experiencia y razonamiento analítico.

98
Gases detectados durante la operación normal
• Durante el proceso de envejecimiento normal aparecen gases como CO2 y CO, que son
generados por la descomposición de la celulosa acompañados por otros gases, H2, CH4,
C2H6, C3H6, C3H8 que provienen de la descomposición del aceite. Los valores típicos de los
gases deben ser interpretados en función de la experiencia de las características de
operación.
• La existencia de sellos, pulmones o diafragmas, debe ser tenida en cuenta, porque pueden
influir en el desarrollo de los mismos, tal es la posibilidad de que liberen a la atmósfera,
además que se esté cerca de la saturación que un determinado, gas presenta en el aceite.
• Por ejemplo, también la presencia o no de O2, tendrá su influencia en la oxidación del aceite
y de la celulosa.

99
Gases detectados según tipo de falla
Cuando ocurren fallas incipientes o de mayor grado, es cuando se hace importante la
apreciación de tipos de gases, es conveniente a veces practicar una vista rápida sobre los
gases predominantes para cada tipo de falla, la siguiente tabla es una primera evaluación que
permite formar criterio orientativo al especialista, en la misma, el gas significativo ha sido
subrayado.

100
Gases Formados Según la Falla
Tipo de Falla Gases Formados
• Calentamiento local en aceite H2;CH4;C2H4;C2H6;C3H6;C3H8
• Calentamiento local en aislación
• sólida en aceite CO;CO2;H2;CH4;C2H4;C2H6;C3H8; C3H6
• Descarga en aceite H2;CH4;C2H2;C2H4; C3H6
• Descargas en aislación sólida y en aceite CO;CO2;H2;CH4;C2H2;C3H6;C2H4

101
Evaluación cualitativa de A.G.D. Criterio del Gas Patrón
• Se pueden reconocer cuatro grandes grupos de compuestos producidos por
descomposición de los materiales internos del transformador. También se los puede ordenar
según la severidad del problema que los origina. Veamos entonces qué tipo de gas es
característico de cada problema:
• Hidrógeno
• Dióxido de Carbono
• Etileno
• Acetileno
• Los gases que dan nombre al grupo no son necesariamente los predominantes en cantidad,
y además, estarán acompañados por otros gases. Por ejemplo, si además de los gases tipo
hidrocarburos, apareciera CO ó CO2, significa que la descarga ha comprometido la
aislación sólida.
• Este método del Gas Patrón, permite una rápida evaluación y diagnóstico del resultado de
un análisis de Gases Disuelto en Aceite. G.D.A.

102
Grupo acetileno C2H2
La presencia de acetileno es indicativa de las existencias de temperaturas superiores a los
500ºC, y por lo tanto la evidencia de un accidente grave de carácter dieléctrico, por lo tanto
debe ser siempre estudiada con minuciosidad. Si el acetileno viene acompañado con
metano e hidrógeno se puede tratar de un arco de poca duración circunscripta al aceite
0
10
20
30
40
50
60
CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
%
de
Gas
Combustible

103
Grupo Etileno C2H4
Si la descomposición del aceite produce etileno, se trata de una sobrecarga de carácter
térmico, puntual o generalizada, la temperatura superará los 300ºC. Será mayor, cuanto
mayor sea la cantidad de etileno o de metano que lo acompaña. al igual el hidrógeno, etano y
propano. Cuando además, aparece CO2 o CO el defecto térmico está involucrando al papel
con temperaturas superiores a 130ºC.
0
10
20
30
40
50
60
%
de
Gas
Combustible

104
Grupo Hidrógeno H2
La producción de hidrógeno solo o acompañado de metano, en general es indicativo de la
existencia de Descargas Parciales de baja energía, o bien el aviso de una falla incipiente, por
lo tanto deberá investigarse. El hidrógeno generalmente acompaña muchos de los procesos
de descomposición del aceite, aunque algunos aceites como los de corte nafténicos, son más
absorbentes de este gas.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
%
de
Gas
Combustible

105
Grupo carbono CO y CO2
Tanto el CO2 como el CO, son producidos por el envejecimiento normal de los materiales
celulósicos (papel madera, pinturas) cuando estos están sometidos a temperaturas elevadas
superiores 130ºC. En general, las fallas, tanto de carácter térmico o del tipo dieléctricas,
ambas causan descomposición de la celulosa, por tanto, en estos casos se requiere un
diagnóstico preciso, estudiando los gases que lo acompañan.
0
10
20
30
40
50
60
%
de
Gas
Combustible

106
El grupo Carbono y la relación entre CO2/CO
• Durante un proceso de envejecimiento la descomposición de la celulosa produce los gases
del grupo carbono por lo tanto hay que controlar la evolución de estos gases, además el
comportamiento de la relación CO2/CO, son gases resultantes del deterioro de la aislación
producidos por la descomposición de la celulosa.
• se recomienda observar que los márgenes de esta relación permanezcan entre los valores
3 < CO2/CO < 11, para los equipos libres de defectos, estimándose que el valor 7 es el
indicador de envejecimiento normal.
• Un valor de CO < 600 ppm cociente de CO2/CO > 10 es indicativo de descomposición por
hidrólisis de la celulosa, por presencia de oxigeno o agua.
• Niveles de CO2/CO < 3 significa pirolisis de celulosa se pueden aceptar si también hay
valores bajos de la cantidad de etileno C2H4, como vemos en el cuadro siguiente.

107
Relaciones
Se pudo verificar, en reactores con respiración atmosférica, que en un el aceite de base
predominantemente parafínica y Top Oil, el rango de los 100ºC cuando se operó con una
disminución de 10ºC en la temperatura tope de aceite, produjo una reducción del 30% en
la relación CO2/CO, ya que pasó de 10 a 7 ( trabajo presentado en Cigre ERLAC ).
CO2/CO 6 3 2 1
C2 H4 400 150 100 20

108
Norma IEC 60599 (1999-03).-Guía de Interpretación de Gases Disueltos Libres en
aceite Aislante
• PD Descargas parciales, corona en aceite con posible formación de ceras X, pequeñas
pinchaduras en papel, difícil de visualizar, con aumento de pérdidas. Existencia de alveolos
gaseosos por deficiente impregnación. Descarga de arcos de interruptores.
• D1 Descargas de baja energía chispas en aceite, papel perforaciones, con
pinchaduras o carbonización a través del papel. Carbonización en la superficie del papel,
problemas en cambiador de topes. Chispas en pantalla estática.
• D2 Descargas de alta energía cortocircuitos localizados en zonas de gran esfuerzo
dieléctrico entre capas conductoras. Con perforaciones, pinchaduras en papel, en aceite,
con importante carbonización, fusión de metales en los extremos de las descargas según
sea el equipo.
• T1 Falla Térmica θ < 300 ºC en aceite o en papel que se broncea.
• T2 Falla Térmica 300< θ < 700 ºC en aceite o en papel que se carboniza
• T3 Falla Térmica 700ºC < θ Circulación de corrientes en aceite o en papel que se
carboniza fuertemente, los metales cambian de color o se funden.

109
Caso Falla característica
4
2
2
2
H
C
H
C
2
4
H
CH
6
2
4
2
H
C
H
C
PD
Descargas
Parciales: NS < 0,1 < 0,2
D1
Descargas de
baja energía. > 1 0,1 – 0,5 > 1
D2
Descargas de
alta energía. 0,6 – 2,5 0,1 – 1 > 2

110
Valores
• Nota: Transformadores de medida para DP se toma el límite de C H4 / H2< 0,2
• Bushing se toma para DP se toma el límite de C H4 / H2< 0,07
• Para temperaturas de 140 ºC o superiores los patrones de PD y de descomposición del
aceite son similares.
• Relación CO2/CO
• Si la formación de gas CO2 aumenta, es recomendable verificar que la relación CO2/CO < 3
ya que esto indica que hay papel con mucha temperatura involucrado en la falla que se
carboniza.
• Para tener una interpretación confiable de lo que sucede, se debe tener en cuenta si la
máquina cuenta con posibilidad de absorber aire, los valores anteriores de estos gases, no
son producto de calentamientos, oxidación de celulosa y madera durante la fabricación u
operación de la unidad.
• Cuando se sospecha de calentamientos internos en celulosa se recomienda el análisis de
compuestos furánicos.

111
Relaciones
• Relación O2/ N2
• Si analizamos las cantidades disueltas de O2 y de N2 en un transformador que tiene
contacto con el aire por conservador abierto, o con sellado defectuoso, esta relación
teniendo en cuenta las solubilidades relativas será cercana el valor 0,5.
• En servicio, esta relación puede decrecer por el resultado de la oxidación y el
envejecimiento del papel, si O2 es consumido según el sistema de sello utilizado, esta
relación puede ser inferior a 0,3.
• Relación C2 H2/ H2
• En transformadores de potencia con RBC, la operación de éste produce gases
correspondientes al tipo D.1, descargas de baja energía. Si es posible la comunicación
entre el RBC y el tanque principal valores de 2 y 3 de esta relación son indicativos de
contaminación de la cuba principal con la del RBC.
• Hidrocarburos del tipo C3
• La mayoría de los métodos de interpretación de los GDA se basan los hidrocarburos del
tipo C1 y C2, pero en muchos casos puede ser útil complementar con el uso de gases más
pesados, como el propano, propileno, que debido a su baja solubilidad, puede permitir
diagnósticos más amplios y precisos, en casos de bajas temperatura.

112
Condiciones e incertidumbre para el cálculo de los cocientes
• El muestreo y el análisis deben realizarse de acuerdo a noma IEC 60567, la que también
establece el valor mínimo de “S” que es el límite de detección analítico de cada gas. Valores
de 0 ppm en GDA o debajo del límite de detección deberán ser tomados mínimamente
como S.
• Si sucesivos GDA han sido ejecutados en cortos períodos de tiempo, pueden descartarse
variaciones inconsistentes, tales como descensos bruscos o elevaciones de la
concentración no justificables, lo conveniente es repetir el control.
• Los cocientes significativos, serán calculados si al menos uno de los valores de la
concentración de gases, supera el valor típico, además el cociente del gas incrementado.
• Arriba de 10 x S la precisión tipificada de los GDA es del 5%, valores del 10% se obtendrán
para los cocientes,
• Debajo 10 x S la precisión de los GDA decrece rápidamente al valor típico del 20%, al valor
de 5 x S llegando al 40%, para los cocientes
• Esto es importante cuando se trata de Bushing o Transformadores de Medida donde es
común manejar valores inferiores a 10 x S.

113
Análisis de gases libres o atrapados en relés de gas
Cuando los gases formados en el aceite, pasan a recintos libres como la atmósfera, pulmones
de nitrógeno o más específicamente el relé Buscholz, se hace necesario interpretar las
concentraciones de cada gas en función del coeficiente de Ostwald “K” para cada gas y
temperatura, visto en 13.4, la norma IEC proporciona la tabla específica para las
temperaturas de 20 y 50ºC, para mayor ilustración se le ha incorporado los valores
establecidos en la norma IEEE que en algunos valores surgen diferencias de requerirse
precisión se recomienda medir para cada gas y para cada aceite en forma empírica, con el
método ASTM D 2780 (BarnikasIII Pg365)

114
El coeficiente K es independiente de la presión parcial de cada gas.
O2 0,17 0,17 0.138
H2 0,05 0,05 0,0429
CO 0,12 0,12 0,102
CO2 1,08 1,00 0,900
CH4 0,43 0,40 0,337
C2H6 2,40 1,80 1,99
C2H4 1,70 1,40 1,35
C2H2 1,20 0,90 0,938
Gas Ka 20°C Ka 50°C Ka25°C

115
Valores de las concentraciones típicas
• Son valores típicos en ppm, que se toman como líneas generales para interpretar los
resultados en la toma de decisiones, pero siempre están basados en un porcentaje del 90%
de la población general de transformadores.
• Estos valores normados como típicos, son específicos para cada tipo de equipo.
• Las concentraciones de alarma, aparecen cuando la probabilidad de tener un incidente es
alta o se requiere intervenir, estos valores pueden ser consignados por usuarios,
fabricantes, expertos, basándose en su pericia y experiencia previa.
• La tasa de incremento en las concentraciones respecto al último análisis, nos da idea de
que las posibilidades de falla se acentúe, o desaparezca según sea su naturaleza.. También
si decrecen puede ser que los gases migren a la atmósfera por contacto con ésta, o a
través de los elementos de separación atmosférica utilizados.
• Recomendaciones para la interpretación de resultados de GDA
• Tome acción ingenieril apropiada, de acuerdo al siguiente esquema.

116
Acciones a seguir

117
• Rechace o corrija valores inconsistentes de GDA.
• Calcule las tasas de incrementos frente al último análisis, tomando en cuenta la precisión
de los resultados.
• Si todos los gases están debajo de los valores típicos, los incrementos son normales
informar que el equipo está normal.
• Si al menos un gas está superando los valores típicos o incrementos, identifique la falla
usando la Tabla N° 13.9.2.
• Es necesario tomar en cuenta los últimos valores, en particular de CO y CO2.
• Determine si las concentraciones e incrementos que superan los valores de alarma,
verificando si la falla va a una etapa final.
• Aumentar la frecuencia de muestreo (cuatrimestral, mensual o períodos más cortos.
• Considerar acciones inmediatas cuando se exceden los valores de alarmas.

118
Informe de resultados
• Información específica del equipamiento, tal como:
• Fecha de entrada en servicio
• Detalles de fabricación, sellado si o no, tipo de RBC, etc
• Volumen de aceite
• Fecha y lugar de muestreo
• Operaciones especiales o incidentes antes o después del muestreo
• Resultados anteriores de GDA
• Indicación de valores típicos para equipos con operación normal o en falla.
• En caso de falla identificarla según la tabla 13.9.1
• Indicación si está involucrado el papel con el cociente CO/CO2.

119
Acciones recomendadas:
• Nueva frecuencia de muestreo
• Análisis de compuestos furánicos con cociente CO/CO2 menor que 3
• Realización de otros ensayos.
Valores típicos para transformadores de potencia
• Identificar; respiración atmosférica, sello de nitrógeno o diafragma
• Si el Transformador es de Transmisión o Generación (Step Up).
• RBC con o sin comunicación al tanque principal.
• Tipo Acorazado, de Columnas o Reactor.

120
Trans.
Tipo
H2 CO CO2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
Regular
p/investiga
r
150 600 1400 130 90 280 20
Cuba sin
RBC
60-150 540-900
5100-
13000
40-110 50-90 60-280 3-50
RBC vinc.
Cuba
75-150 400-850
5300-
12000
35-130 50-70 110-250 80-270
Incremento
diario
<5 <50 <200 <2 <2 <2 <0.1

121
Criterios de diagnóstico de Michel Duval
En este criterio de diagnóstico se trabaja en base a las relaciones paramétricas entre las
cantidades de los gases; CH4; C2H2 y C2H4 en ppm, en el mismo se plantean las relaciones
que ponderan en forma relativa a los gases metano etileno y acetileno, a través de las
expresiones son las siguientes:
 
4
2
2
2
4
4
100
%
H
C
H
C
CH
CH
m




 
4
2
2
2
4
2
2
100
%
H
C
H
C
CH
H
C
a




 
4
2
2
2
4
4
2
100
%
H
C
H
C
CH
H
C
Y





122
Tipo de Falla M a Y
Puntos calientes 0 – 96 0 - 16 0 – 100
Arco de Alta
Energía
0 – 59 16 - 75 26 – 84
Arco de Baja
Energía
0 – 84 16 - 100 0 – 25
Descargas
internas
96 – 100 0 - 4 0 – 4

123
El Triángulo de Duval tipo 1
Aquí presenta la representación gráfica del triángulo de Duval basado en los cocientes de los
mismos tres hidrocarburos Metano, Etileno y Acetileno.
DP 88% CH4
D1 23% C2H4 13% C2H2
D2 23% C2H4 13% C2H2 38% C2H4 29% C2H4
T1 4% C2H2 10% C2H4
T2 4% C2H2 10% C2H4 50% C2H4
T3 15% C2H2 50% C2H4

124
El Triángulo 1 de Duval para fallas generales en Cuba sin R.B.C.

125
E l Triángulo de Duval tipo 2 para aceites de los R.B.C.
En este caso criterio de diagnóstico trabaja en base a las relaciones paramétricas entre las
cantidades de los gases; CH4; C2H4 y C2H2 en ppm, en el mismo se plantean las relaciones
que ponderan en forma relativa a los gases metano etileno y acetileno, a través de las
relaciones siguientes:
N 2% < CH4 < 19% 6% < C2H4 < 19%
D1 2% < CH4 < 19% 6% < C2H4 < 23%
X1 19% < CH4 C2H4 < 23%
X3 23% < C2H4 C2H2< 15%
T2 23% < C2H4 < 50% 15% < C2H2
T3 50% < C2H4 15% < C2H2

126
Especificaciones
• N = funcionamiento normal.
• D1 = descargas anormales de baja energía
• X1 = descargas anormales de baja energía, o falla térmica en progreso
• X3 = falla T2 o T3 en progreso con incremento de resistencia de contacto o D2.
• T2 fallas térmicas descriptas anteriormente temp. 300ºC< T <700ºC
• T3 fallas térmicas descriptas anteriormente temp. T > 700ºC

128
Los Triángulos de Duval tipo 4 y 5 para fallas de baja temperatura en transformadores con
aceite mineral
• El Triangulo de Duval Nº1 tal como se ha visto en la norma, es eficiente para todo tipo de
fallas (DP; D1; D2; T1; T2; T3; DT) utiliza los tres gases representativos CH4; C2H4 y C2H2
muchas veces aparecen resultados poco claros que no convergen con otros criterios
especialmente en las zonas correspondiente a DP y T1 .
• Veamos que para fallas ocurriendo en la zona T1 T2 y DP los gases dispersos en el aceite a
veces interfieren el diagnóstico, (Stray gases definidos por CIGRE) además la formación de
otros gases no esperados en el aceite a relativamente bajas temperaturas en el rango de
80 y 250ºC. Esto ha sido observado en aceites manufacturados después del año 2000
cuando el suministro de crudo y las técnicas de refinado fueron drásticamente cambiados
por las refinerías
• En este caso criterio de diagnóstico con los triángulos tipo 4 y 5 se han realizado para
mejorar el diagnóstico, solo debe ser aplicado una vez que ya se ha utilizado el triángulo
tipo 1 no llegando a converger el diagnóstico.

129
El Triángulo Nº4
El Triángulo Nº4 :
Está planteado en base a las relaciones paramétricas entre las cantidades de los gases
llamados de baja energía como son; hidrógeno H2; metano CH4 y etano C2H6 en ppm, en
el mismo se plantean las relaciones que ponderan en forma relativa a los gases teniendo en
cuenta los gases dispersos en el aceite 100 < T < 200ºC (zona S), corona DPs,
sobrecalentamiento a T<250ºC, y puntos calientes a T>300ºC a través de las relaciones
siguientes.

130
S 9% <H2 15% < CH4 < 36% 24% < C2H6 < 44%
S 8% < CH4 1% < C2H4
DP 2%<CH4 <15% C2H6 < 1%
O H2% < 9% 24% < C2H6
C 36% < CH4 C2H2 <24%

131
Especificaciones
• S = gases dispersos en aceite 100 ºC< T< 200ºC
• DP = descargas parciales de baja energía
• O = sobrecalentamiento a T < 250Cº o
• C = Carbonización de celulosa a T >300ºC

132
El Triángulo 4 de Duval para fallas de bajas temperatura - observando 3 gases H2, CH4 y
C2H6

133
Triángulo nº 5
El triángulo Nº5:
Podrá ser usado para confirmar el atributo de la falla usando las relaciones entre las
cantidades de los hidrocarburos llamados “gases de temperatura” o gases de metal caliente,
metano CH4, etileno C2H4 y etano C2H6. Como en el caso del triángulo 4 permite distinguir
entre DPs corona, gas disperso (S) sobrecalentamiento (O) y carbonización del papel (C)
(fallas para T3>700ºCº).

134
S 46% < CH4 < 85% C2H4 < 10% 15% < C2H6 < 53%
DP C2H4 < 1% C2H6 < 15%
O 46% < CH4 < 85% C2H4 < 10%
C 10% < CH4 < 36% C2H6 <30%
T3 36% < C2H4 360% < C2H6

135
Especificaciones
• S = gases dispersos en aceite 100 ºC< T< 200ºC
• DP = descargas parciales, corona
• O = sobrecalentamiento
• C = carbonización de papel y fallas mayores T3 > 700ºC

136
El Triangulo 5 de Duval para fallas de bajas temperatura
observando 3 gases CH4, C2H4 y C2H6

137
Síntesis
• Esta Norma presenta inicialmente una síntesis sobre la teoría de formación de los gases, su
disolución en el aceite, también puntualiza sobre las limitaciones de la metodología de esta
técnica. Los principales temas tratados son:
• Teoría sobre la generación de gas en el transformador.
• Interpretación de los análisis de gases.
• Sugerencias sobre procedimientos de operación.
• Varias técnicas de diagnóstico, tales como, el de gases claves, relaciones de Doernenburg,
y Rogers.
• Instrumental para determinar la cantidad de gases presentes.

138
Procedimientos sugiriendo acciones utilizando la detección y análisis de Gases
Combustibles
• Detección. Detectar la generación de algún gas que exceda las cantidades normales,
utilizando la apropiada línea de acción para reconocer la posible anormalidad, lo más
tempranamente posible.
• Evaluación. Valorar el impacto de una anormalidad sobre la prestación del transformador
en base a las guías recomendadas.
• Acción. Tome alguna acción recomendada, comenzando con aumentar las precauciones
confirmando o suplementando con otros análisis para la temprana determinación su
sensibilidad con la carga, reduciendo la misma en el transformador.
• Los métodos pueden ser:
• Medición directa de la cantidad de gases combustibles en el espacio del relé de gas.
• Medición directa mediante dispositivos monitores.
• Controles mediante separación por cromatografía de los gases combustibles.

139
Extracción de muestras para análisis de gases

140
Norma IEC 0567.
• Las muestras se toman, de ser posible, con los transformadores en servicio. Cuando las
instalaciones presentan riesgo eléctrico debido a la cercanía entre el punto de toma de
muestra y las partes energizadas, es necesario desenergizar los transformadores.
• Muestreo de gases de recolector de Gas (Buchholz)
• Deben tomarse con la mayor celeridad muestras de gas del equipo, luego de que una
acumulación de gas haya ocasionado una alarma en el transformador. Debido a que
pueden ocurrir cambios en composición, causada por la reabsorción selectiva de
componentes, algunos gases libres pueden desaparecer al estar en contacto con el aceite.
• Las precauciones necesarias al tomar las muestras de gas, la conexión entre el dispositivo
de extracción de muestras y el tubo de muestreo, debe evitarse el ingreso de aire. Las
conexiones deben ser tan cortas como sea posible. Los tubos de plástico usados deben ser
impermeables a los gases.

141
Muestreo con jeringa
• Muestro de gases libres con jeringa Equipo de Muestreo (vea la figura 1)
• El tubo de plástico o caucho impermeable resistente al aceite (3) se conecta ajustado a la
conexión de muestreo en el colector de gas del rele Buchholz.
• La jeringa de volumen conveniente gas (1) (25 ml a 250 ml), el vidrio de calidad médica con
embolo adecuado. La jeringa debe conectase con la llave de cierre (2) que la habilita sella.
Una mejora en la hermeticidad al gas puede obtenerse con el uso de aceite del
transformador.
• Los recipientes de transporte que deben diseñarse para sostener la jeringa firmemente en
el lugar durante el transporte pero debe permitir la libertad de del émbolo de la jeringa para
moverse.

142
Muestreo con Jeringa

143
Procedimiento de muestreo
• El aparato se conecta como muestra la figura 1, las conexiones deben ser tan cortas como
sea posible, se las llena de aceite al inicio de la toma de muestra, en el relé de gas.
• Se abre válvula de toma de muestra (5), si tomamos una muestra del relé de gas de un
transformador con conservador, existirá una presión positiva, la válvula de tres-vías (4) es
cuidadosamente girada a posición A, el aceite en la tubería que une (3), permite fluir algo
de aceite para descartar (7).
• Cuando el gas alcance la llave de tres-vías (4) finalmente se vuelve a posición B para
conectar a la jeringa prelubricada. La llave (2) se abre entonces la jeringa permite llenar
bajo presión hidrostática, cuidando que su émbolo no sea expulsado. Cuando una muestra
suficiente se ha tomado, cierre la llave (2) y probando que la válvula (5) está cerrada, el
aparato es desconectado.
• El aceite en la jeringa es expelido invirtiendo la jeringa y aplicando pequeña presión en el
embolo. Etiquete la muestra cuidadosamente (vea cláusula A 5).

144
Comparativo
• De los tres métodos descritos, el método de sacar las muestras con la jeringa es el más
adecuado para extraer el aceite de ensayo, además es el sistema más conveniente modo
de transporte de las muestras.
• Muestreado en ampollas de vidrio se acepta, con tal de que sean de calidad y longitudes
de tubos de goma para que actúen como dispositivos de expansión.
• El método de muestreado con botella de vidrio de capacidad 0,3 a 2,5 litros, también es
adecuado con tal que sean de buena calidad, con una tapa que permita la expansión de
aceite.
• El muestreo con botellas es simple, requiere la poca habilidad, es adecuado para muchos
propósitos tales como ensayos en sitio de una gran población de equipos. Al usar el método
de la botella, debe tenerse cuidado de minimizar el contacto de la muestra con el aire.
• La selección de los lugares donde son extraídas las muestras, debe hacerse con el
cuidado, normalmente, la muestra debería ser tomada en punto de más representativo del
volumen el aceite del transformador, a veces será necesario sin embargo, extraer las
muestras deliberadamente donde no se espera que sean representativos (por ejemplo de
la toma inferior cuando la falla está en la zona superior).
• Extracción de muestras de aceite por la jeringa

145
Procedimiento
• Los tubos de plástico o caucho usados para conectar el equipo a la jeringa, deben ser
impermeable al aceite, siendo tan corto como sea posible. Una llave de tres-vías debe
insertarse en la tubería.
• Si una válvula de muestreo para conectar a la tubería no se ha proporcionado, puede ser
necesario para usar una tapa perforada o un tapón de caucho a prueba de aceite, para el
desagüe o llenando de la conexión.
• Las jeringas graduadas de tamaño adecuado para contener la muestra de aceite adecuada,
el volumen (20 ml a 250 ml) en el extremo posee una llave o un obturador para que pueda
sellarse.
• El tamaño de muestra requerido depende de la concentración probable de gas en la
muestra, las técnicas analíticas y la sensibilidad requeridas.
• Recipientes de transporte que deben diseñarse para sostener la jeringa firme en el lugar
durante el transporte y permitir la libertad de mover émbolo de la jeringa.

146
Procedimiento de Muestreo
• La brida o tapa (11), de la válvula de muestreo es retirada y la toma será limpiada con una tela
libre de hilachas, para quitar la suciedad visible. El aparato se conecta entonces como
muestra la figura 4 a), la válvula de muestreo del Trafo (5) se abre.
• La llave de tres–vías (4) ajusta (la posición A) para permitir fluir un descarte de 1 a 2 litros de
aceite (vea la nota).
• La válvula del tres–vías (4) se gira entonces (la posición B) para permitir el aceite para entrar
en la jeringa despacio (figura 4b)). El émbolo no debe retirarse pero debe permitirse moverse
atrás bajo la presión del aceite.
• La llave de paso tres–vías (4), se gira entonces (a la posición C), para permitir el aceite en la
jeringa a fluya para el descarte (7), el émbolo se empuja para vaciar la jeringa. Para asegurar
que todo el aire es expelido de la jeringa en posición ligeramente vertical, la boquilla hacia
arriba, como muestra la figura 4c). Confirmar que las superficies internas de la jeringa y el
émbolo son lubricadas.
• El procedimiento describió en pasos 3) y 4) de esta subclausula se repite entonces hasta que
no queda ninguna burbuja. Entonces la llave de paso del tres-vías (4) vuelve posicionar B y la
jeringa se llena de aceite (figura 4d)).
• El llave (2) en la jeringa y la válvula de muestreo (5) será cerrada.
• La llave de tres–vías (4) se vuelve posicionar C y la jeringa desconectadas (figura 4e).
Etiquete la muestra cuidadosamente (vea cláusula A 5).

147
Extracción de muestras de aceite con ampolla

148
Equipo de Muestreo
• Los tubos de plástico o caucho usados para conectar el equipo a la ampolla deben ser
impermeables al aceite, tan cortos como sea posible.
• La conexión entre la tubería y los equipos dependerán de la naturaleza del equipo.
• Si una válvula de muestreo para conectar la tubería no se ha proporcionado, puede ser
necesario usar una tapa perforada o un tapón de caucho a prueba de aceite, para el
• La ampolla de vidrio o metal, típicamente de volumen 250 ml a 1 litro. Puede cerrarse o por
prensas en la tubería impermeable al aceite o por válvulas. La ampolla y su sistema de
sellado es aceptable si la pérdida de hidrógeno contenido de la muestra está menos de
2,5% en una semana.
• El tamaño de muestra requerido depende de la concentración probable de gas en la
muestra, la técnica analítica y la sensibilidad requieren.
• Los contenedores para transporte que deben diseñarse para contener las ampollas
firmemente durante el transporte.

149
• La brida o tapa (11), de la válvula de muestreo es retirada y la toma será limpiada con una
tela libre de hilachas, para quitar la suciedad visible.
• El dispositivo se conecta entonces como se muestra en figura 5. Los prensa (2) en la
ampolla (28) se abre la válvula de muestreo (5) cuidadosamente, para que los flujos de
aceite a través de la ampolla descarten (7).
• Después que la ampolla (28) está completamente llena con aceite, aproximadamente 1 a 2
litros permiten fluir para descartar (7) (vea nota 2).
• El flujo de aceite se cierra de primeramente la prensa (2) exterior, interno (2), finalmente la
válvula (5).

150
Extracción de muestras de aceite con botella

151
Equipo de Muestreo
• Los tubos de plástico o caucho usados para conectar el equipo a la ampolla deben ser
impermeables al aceite y deben ser tan corto como sea posible.
• La conexión entre la tubería con los equipos dependerán del equipo. .
• Si una válvula de muestreo para enchufar a la tubería no se ha proporcionado, puede ser
necesario para usar una tapa perforada o un tapón de caucho de a prueba de aceite para el
• Botellas de vidrio o metal deben ser capaces de sellar firmemente el gas, típicamente de
volumen 0'5 a 2,5 litros. Por ejemplo, las botellas con tapas a rosca con tapas que
contienen tienen un cono plástico de polietileno (vea figura 6b). Una botella y el sistema de
cierre es aceptable si permite pérdidas de hidrógeno menores de 2,5% en la semana.
• Los recipientes de transporte, son diseñados para proteger la botella durante el transporte.

152
• La brida o tapa (11), de la válvula de muestreo es retirada, la toma será limpiada con una
tela libre de hilachas, para quitar la suciedad visible.
• Conecte el tubo de plástico o caucho a prueba de aceite (3) al equipo.
• La válvula muestreo (5) se abre cuidadosamente, 1 a 2 permite fluir de aceite para drenar a
(7) a través de la tubería (3) asegurando que todas las burbujas de gas se eliminaron, la
muestra de aceite es recolectada

154
Procedimiento
• El lugar final del tubo (3), con el aceite que fluye todavía, al fondo de la botella de muestreo,
permitiendo llenar despacio la botella.
• Permitir que aproximadamente un volumen para inundar la botella y descartar el excedente
en (7) retire la tubería (3) despacio con el aceite todavía fluyendo.
• Cierre la válvula de prueba (5) y desconecte la tubería (3).
• Incline la botella para permitir el nivel de aceite haga caer unos milímetros para a deje un
volumen de la expansión pequeño. Ponga la tapa de la botella firmemente en la posición y
etiquete la muestra (vea cláusula A 5).
• Etiquetado de muestras
• Las muestras de aceite deben ser propiamente etiquetados antes de la expedición al
laboratorio.

155
Datos
• La información necesaria es siguiente:
• Cliente o planta;
• La identificación de equipo;
• El volumen de aceite en el equipo:
• La razón del análisis;
• La fecha y tiempo de muestreo;
• La temperatura de muestra cuando fue extraida (en el caso de aceite sólo):
• Punto dónde se tomó la muestra.
• La información adicional siguiente es deseable:
• Corte de aceite (si es conocido);
• La carga en momento del muestreo;
Otros datos pertinentes: por ejemplo lectura del indicador de temperatura de bobinado, tipo de
R.B.C. y modo de comunicación con el tanque principal, Sistema de preservación de aceite
(el conservador, la manta de nitrógeno, el etc), funcionamiento de bombas, y cualquier cambio
en condiciones de operación o cualquier mantenimiento llevado a cabo últimamente.

156
El contenido de Agua en Aceite y la Aislación
Origen y Determinación
• La formación de agua en el interior del transformador, ocurre por combinación de los
productos de la descomposición del aceite y/o la celulosa con presencia de oxígeno, es por
esto que se debe pensar que en las condiciones normales de operación; este valor irá
aumentando, debiendo ser monitoreado, a fin de evitar la desmejora de la calidad de la
aislación, reducir la contaminación al medio aislante sólido, en especial su pasaje a la
celulosa, dada su muy dificultosa extracción de los papeles o los cartones.
• La cantidad de agua disuelta en un líquido aislante, se expresa en partes por millón (ppm o
mg /Kg de aceite) y la misma se puede presentar en dos estados, vapor o líquido siguiendo
la ley general del proceso físico correspondiente.
• La medición del contenido de agua en el aceite se realiza por volumetría, titulando las
muestras con un reactivo, empleando el método de Karl Fisher (1930) con operatoria según
la Norma publicada por IEC 60733. En la actualidad la medición se realiza con Método de
Karl Fisher Calométrico ilustrado en la figura siguiente.

157
Medidor

158
El efecto
• Con pequeñas cantidades de agua contenida en el aceite, ésta se encuentra en estado de
difusión, dependerá de la temperatura, la presión, hablamos, de la humedad relativa interna
para evitar que se llegue a la saturación.
• Al aumentar el contenido de agua, se puede llegar a la saturación, que se corresponderá
con la formación de pequeñas gotas, esto es en función del contenido de agua y de la
temperatura, pero teniendo presente que parte del agua será absorbida rápidamente por la
celulosa de la aislación (efecto tipo secante).
• En transformadores nuevos, la existencia de agua puede deberse a un deficiente proceso
de secado en la fábrica, pero en el caso de aparatos que se encuentran en funcionamiento,
ésta puede formarse en el interior por combinación del hidrógeno o peróxidos de
descomposición del aceite en presencia del oxígeno, también puede incorporarse desde el
exterior por la respiración del tanque de expansión con insuficiente secado del aire
atmosférico y en el caso de las unidades selladas sin respiración atmosférica, el agua
proviene de la descomposición de la celulosa.
• El monitoreo de este valor es importante, dado que interviene en forma directa en la
disminución la calidad del aceite, degradación de la celulosa, por lo tanto, es responsable
del acortamiento de la vida útil del transformador.

159
El contenido de agua en aceite según la temperatura de la muestra
• La solubilidad del agua (Ws) en aceite medida en mg/Kg, depende de la condición, la
temperatura, el tipo del líquido.
• La dependencia de la solubilidad con la temperatura se expresa:
• Donde (B) es constante y (T) es la temperatura en ºKelvin.
• El valor absoluto del contenido de agua, es independiente de la temperatura, tipo y
condición del aceite, el resultado será dado en mg/Kg (Wabs ), medido de acuerdo a Norma
IEC 60814
• La humedad relativa (relativa a la saturación) del contenido de agua (Wrel) es definido por la
relación entre:
• El resultado se expresa en forma porcentual.
• La solubilidad será determinada a la misma temperatura la que fue sacada la muestra el
aceite, superando el nivel de saturación, el agua contenida en el aceite, es directamente
proporcional a la concentración relativa.

160
Solubilidad del agua
El grafico muestra para distintos aceites, la solubilidad de agua según temperatura, se puede apreciar
el aceite usado disuelve más cantidad de agua que el nuevo, especialmente si posee valores elevados
de acidez.

161
Valores Límites
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 20 40 60 80 100
< 69kV
69< V >230 kV
> 230 kV
LIMITES DE HUMEDAD EN ACEITE
ºc

162
MAQUINA
VALOR PREVIO
ENERGIZACION
BIEN REGULAR
POBRE LIMITE
EN SERVICIO
TRANSFO. DE POTENCIA
Un > 400 kV
<5 <5 5 – 10 >10
TRANSFO. DE POTENCIA
170 < Un < 400 kV
<5 <5 5 – 10 >10
TRANSFO DE POTENCIA
72.5 < Un < 170 kV
<10 <10 10 – 15 >15
TRANSFO. DE MED. POTENCIA
Un > 170 kV
<10 <5 5 – 10 >10
TRANSFO. DE MED. POTENCIA
Un < 170 kV
<10 <5 5 – 15 >15
TRANSFORMADOR GENERAL MT/BT <20 <10 10 – 25 >25

163
Indicaciones:
• Bien, Continuar con el muestreo normal.
como; rigidez; tang δ; resistividad; T.I.F y contenido de Partículas.
• Pobre límite en servicio, Controlar ingreso de agua, reacondicionar mediante proceso de
filtrado y deshidratación.
De continuar valores bajos, deshidratar el transformador mediante un proceso de secado
interno, una vez que ya se hayan ejecutado otros tratamientos en aceite.

164
El contenido de agua en el sistema papel aceite
Para medir la humedad en la celulosa se usa el mismo método de Carl Fisher que el usado
para el contenido de agua en aceite.

165
La figura siguiente muestra la humedad relativa o el porcentaje de agua en la
aislación, según la temperatura de equilibrio

166
Contenido de agua en el papel
El gráfico representa el contenido de agua en papel según la temperatura y humedad del
Aceite por lo cual, vemos la conveniencia de mantener el valor por debajo de 30 ppm. para
evitar la saturación y la absorción de agua por la celulosa, como es lógico en las Normas
más recientes, proponen criterios de mantenimiento aún más exigentes.

167
Humedad
• Gráfico de humedad en aceite ppm vs humedad en papel según la temperatura
• Este otro gráfico representa el equilibrio para distintas temperaturas, del contenido de agua
en celulosa y papel según distintos contenidos de agua en el aceite, vemos que a mayor
temperatura la absorción de agua por la celulosa es menor.

168
Humedad en aceite y en papel
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
EQUILIBRIO DE HUMEDAD EN ACEITE Y EN CELULOSA TEMP ºC
HUMEDAD EN ACEITE ppm

169
Cuadro comparativo
Temp. de Punto
Caliente ºC
Humedad en Celulosa
Sobrecarga Tipo
Nivel
Sobrecarga
para 40ºC
Cont Cero Gas Sist. Satu. N
120 3.9 3.3 Carga Normal 0%
130 2.9 2.6
Sobrc. Mayor a
la Nomin
6%
140 2.2 2
Sobrec.Largo
Tiempo
1-2 mes
12%
180 0.8 0.8
Sobrc.Corto
Tiempo
1/2 - 2 horas
40%

170
Influencia de la humedad en el papel
• Se ha visto en las curvas de equilibrio papel /aceite , que debido a que el papel es más
higroscópico que el aceite, ocurre en la mayoría de las situaciones, especialmente en
transformadores que trabajan a bajas temperaturas, el agua es absorbida mayormente por
el papel, esto es algo similar al trabajo del papel absorbente.
• Además está probado que los valores de contenido de agua en la celulosa, deben ser los
más bajos posibles, se debe tomar alguna acción cuando se verifica algún inconveniente,
como, baja aislación, elevada Tan δ, o que el agua no desciende luego de varios
tratamientos de secado de aceite.
• Los tratamientos, pueden ser el secado del transformador bajo vacío o un proceso de Hot
Oil Spray (bajo vacio y aceite muy caliente > 90 ºC).
• El valor recomendado de humedad en papel en máquinas de EAT es 0,5 % para
transformadores nuevos y 1% para las unidades usadas, a partir de esto se sugiere algún
tipo de tratamiento, debemos tener presente que a 140ºC con 2% de humedad en papel, se
pueden formar burbujas que son fuente de Descargas Parciales, con el consiguiente
deterioro de la aislación.

171
La formación de ácidos originados en el aceite
• La presencia del oxígeno en el aceite, con la existencia de cobre como catalizador en el
interior del transformador, sin presencia de inhibidores de oxidación en el aceite aislante,
son las principales causas para la formación de los ácidos carboxílicos, éstos producen
efectos nocivos para la unidad, como ser, el ataque a pinturas, metales, otros materiales,
además de la probabilidad de formar lodos,
• El oxígeno en el interior del transformador proviene de la dificultad para eliminarlo de la
celulosa o del propio aceite durante la puesta en servicio, en máquinas que se encuentran
en funcionamiento, puede ser fácilmente incorporado a través del tanque de expansión,
cuando el líquido está en contacto con el aire, es el caso en que no hay sellos de nitrógeno,
ni diafragmas.
• El calor necesario para producir las reacciones, es aportado por las pérdidas de las partes
activas, debido a esto, existirá un equilibrio térmico que es el que fija el máximo nivel de
temperatura, que se alcanzará en la máquina. Por esta causa integración de los productos
formados de esta reacción, sea una medida del desgaste por uso de la máquina o el aceite.

172
Oxidación
• La velocidad de las reacciones crecen con la concentración de oxígeno, en este caso se
puede estimar que se duplica cada 8 o 10ºC con temperaturas superiores a los 60ºC.
• Es importante tener en cuenta que en estas reacciones, intervienen catalizadores como el
cobre, en menor medida el hierro; de allí es que se trate de inhibir su efecto mediante el
barnizado u otro recubrimiento a similar fin.

173
El efecto de los compuestos
• Como el primer resultado de la oxidación es la formación de peróxidos, alcoholes, que
luego serán ácidos, de la combinación de éstos aparecerán los esteres; finalizando el
proceso con la formación de barros y gomas por polimerización de éstos, que hasta un
cierto punto permanecerán diluidos en el líquido aislante, pero luego se precipitan sobre las
partes sólidas. Los ácidos y los alcoholes en primera instancia son nocivos por el ataque
químico que producen sobre los barnices de protección de las partes metálicas, de la
celulosa de la aislación, luego la formación de polímeros traerá aparejada la disminución de
la evacuación del calor, por el precipitado de depósitos en los canales de refrigeración,
además del propio aumento de la viscosidad del aceite.
• También como resultado de la descomposición del líquido se produce un aumento de
pérdidas dieléctricas, de la conductividad del medio, disminuyendo globalmente la
confiabilidad de la máquina, estas pérdidas aumentan las temperaturas de los aislantes
sometidos a fuertes campos eléctricos.

174
La determinación de la acidez
• La determinación de la acidez orgánica se expresa por medio del Número de
Neutralización, que es el número de miligramos de hidróxido de potasio, necesario para
neutralizar un gramo de aceite. La existencia de estos ácidos, imponen al especialista a
tener controlada la evolución de los mismos.
• El ensayo se realiza según Norma IEC 62021 – IRAM ASTM D974, quedando expresado
en mg de KOH/g; este es el parámetro que el especialista utiliza para el diagnóstico.
• Vemos en la foto un aparato titulador automático para la medición de la acidez.

175
Equipo de Medición

176
Valores límite
• La Norma exige un valor inferior a 0,03 mg KOH/g, siendo éste un parámetro fundamental
como "Ensayo de Recepción de Aceites", no obstante, en el caso de aislante sin uso se
pueden encontrar valores inferiores aún, por ejemplo 0,005.
• La acidez aumentará en función proporcional al uso, hasta los valores de alerta que están
recomendados, los cuales se encuentran los límites a partir de los cuales se deberá
proceder a controlar para que no se sobrepase los valores máximos admitidos por las
Normas para cada tipo de máquina,

177
MAQUINA
VALOR PREVIO A
LA
ENERGIZACION
BIEN REGULAR
POBRE LIMITE
EN SERVICIO
TRANSFOR. DE POTENCIA
Un > 400 kV
<0.03 <0.10 0.10 – 0.15 >0.15
170 < Un < 400 kV
<0.03 <0.10 0.10 – 0.15 >0.15
72.5 < Un < 170 kV
<0.03 <0.10 0.10 – 0.20 >0.20
TRANSFOR. DE MED.
POTENCIA Un > 170 kV
<0.03 <0.10 0.10 – 0.15 >0.15
TRANSFOR. DE MED.
POTENCIA Un < 170 kV
<0.03 <0.10 0.10 – 0.20 >0.20
TRANSFORMADOR
GENERAL MT/BT
<0.03 <0.15 0.15 – 0.30 >0.30

178
Indicaciones
• Bien, Continuar con el muestreo normal.
como; resistividad; T.I.F; contenido de Partículas; presencia de barros.
• Pobre límite en servicio, Controlar a partir del 0,15 al análisis de tendencias según el
Análisis del Ciclo de Vida (ACV)
• La decisión será determinar el momento en que el aceite del transformador, deberá ser
regenerado o procederse al cambio del aceite.
• En algunos equipos de EAT, hay fabricantes que estipulan el valor 0,1 como el límite
máximo que no se debe exceder, ya que lo que se pretende es evitar la formación de lodos,
además mantener nulo el número de partículas en suspensión, esto es grave cuando
existen elevados campos eléctricos.
• En algunos casos, los tratamientos de recuperación se realizan a valores inferiores del
citado valor límite, ya que se debe lograr una optimización entre el costo de un proceso
previo más económico que su realización en el punto límite a un costo mayor. También en
conveniente, comparar con los precios de aceites nuevos, con el valor de recuperación por
regeneración del aceite usado.

179
Formación de lodos según la acidez
• La tabla muestra la correlación entre el aumento de la acidez y el incremento de la cantidad
de lodos sobre la base de un estudio realizado en campo. Se puede apreciar el aumento se
hace más notable a partir de la zona entre 0,1 y 0,2 mg.KOH./g.
• Neutralización versus lodos
NN mg KOH/g Lodos % unidades
0.00 – 0.12 0
0.11 – 0.20 30%
0.21 – 0.60 72%

180
Tratamientos de aceite en mantenimiento

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