El documento presenta las funciones y técnicas predictivas de un laboratorio de análisis de aceites dieléctricos. El laboratorio realiza ensayos físico-químicos y de gases disueltos para determinar la condición de los aceites y detectar posibles fallas en equipos. También emite informes e interpretaciones de resultados para sugerir medidas de mantenimiento. El documento describe los métodos utilizados en cada ensayo y presenta valores límite para la aceptación, mantenimiento y regeneración de aceites.

1. Técnicas Predictivas -
Análisis de aceites
dieléctricos e Interpretación
de resultados en Activos de
Transformación
Bogotá, Diciembre de 2014

2. Técnicas Predictivas - Análisis de
aceites dieléctricos e Interpretación
de resultados en Activos de
Transformación
2Title of the Presentation Roma, dic. ’14

3. ACREDITADO ISO/IEC 17025:2005
12-LAB-047

4. INSTALACIONES DEL LABORATORIO
Área de pruebas
eléctricas
Área de pruebas
físico-químicas

5. Área de cromatografía
Área de almacenamiento de
Cuarto
almacenamiento de
reactivos
Área de almacenamiento de
muestras

6. Prestar el servicio de toma de muestras para realizar ensayos a los aceites
dieléctricos de los equipos de nuestros clientes, empleando herramientas
adecuadas, procedimientos normalizados y teniendo en cuenta las consideraciones
de seguridad pertinentes.
FUNCIONES DEL LABORATORIO DEFUNCIONES DEL LABORATORIO DE
ACEITESACEITES
Realizar el programa de mantenimiento predictivo de los transformadores de
potencia enfocado en los análisis de aceites dieléctricos para mejorar la eficacia delpotencia enfocado en los análisis de aceites dieléctricos para mejorar la eficacia del
sistema, efectuando la toma de muestras y realizando un seguimiento adecuado de
los equipos.
Efectuar el análisis de gases disueltos por cromatografía de los aceites dieléctricos
para establecer posibles fallas en los equipos, analizando las concentraciones de los
componentes claves del gas.

7. Realizar análisis físico-químicos de los aceites dieléctricos para determinar la
condición de los mismos, siguiendo métodos internacionales específicos para cada
ensayo.
Realizar análisis de Bifenilos PoliClorados de los aceites dieléctricos provenientes
de equipos sospechosos para determinar la presencia de este contaminante,
empleando el test semicuantitativo que confirma la ausencia de PCBs ó remite a un
ensayo más específico.
Notificar los resultados a los clientes por medio de un reporte para transmitir la
FUNCIONESFUNCIONES
Notificar los resultados a los clientes por medio de un reporte para transmitir la
información exacta y clara de los ensayos solicitados, siguiendo las indicaciones de
las normas Internacionales respectivas.
Almacenar los datos históricos de los resultados obtenidos en los análisis realizados
en el Laboratorio para revisar tendencias del comportamiento de los equipos y
degradación del aceite, actualizando la base de datos interna y analizando los
valores obtenidos.

8. Realizar ensayos de análisis de compuestos furánicos para diagnosticar el estado del
papel del transformador y estimar su porcentaje de vida útil, empleando la técnica
de cromatografía líquida de alta resolución HPLC.
Emitir opiniones e interpretaciones basadas en los resultados de los ensayos para
sugerir a los clientes medidas de seguimiento y/o mantenimiento de los equipos y
aceites dieléctricos, teniendo en cuenta datos históricos, criterios estándar y la
experiencia adquirida por el Laboratorio.
FUNCIONESFUNCIONES
experiencia adquirida por el Laboratorio.
Mejorar continuamente la eficacia del sistema de gestión para asegurar a los
clientes resultados confiables y oportunos, cumpliendo con los requisitos de la
Norma ISO 17025 y manteniendo la acreditación del Laboratorio.

9. Un aceite dieléctrico es un aceite mineral
(vegetal) refinado parafínico o nafténico
capaz de resistir un gradiente de potencial
eléctrico, lo que le confiere propiedades
aislantes. En combinación con el aislante
ACEITES DIELÉCTRICOS
aislantes. En combinación con el aislante
sólido (barniz, papel Kraft, presspan y tacos
de madera) constituyen un sistema
económico y eficaz para el aislamiento de
transformadores.

10. CAUSAS DE LA
DEGRADACIÓN DEL ACEITE:
Condiciones de servicio: Temperatura alta.
Generación de sustancias polares.
Contacto con aire: Oxígeno.
Contacto con agua.
Presencia de metales: Cobre y Hierro actúan como
catalizadores para la oxidación.

11. INDICIOS DE LA
DEGRADACIÓN DEL ACEITE:
Oscurecimiento
Generación de sustancias polares
Formación de ácidos
Olor
Precipitación de lodos
Deterioro de las propiedades dieléctricas

12. ENSAYOS REALIZADOS EN EL LABORATORIO
ENSAYO NORMA
Color ASTM D 1500
Rigidez Dieléctrica ASTM D 877 y ASTM D 1816
Contenido de Agua ASTM D 1533
Número Ácido ASTM D 974Número Ácido ASTM D 974
Tensión interfacial ASTM D 971
Análisis de Gases Disueltos ASTM D 3612
Densidad ASTM D 1298
Compuestos Furánicos ASTM D 5837
PCB’s EPA 9079
Toma de muestras ASTM D 923

13. Voltaje (potencial) al cual ocurre una descarga
entre 2 electrodos.
RIGIDEZ DIELÉCTRICA
Mide la habilidad del aceite para resistir los
esfuerzos eléctricos.

14. Indica la presencia de agentes contaminantes.
RIGIDEZ DIELÉCTRICA
Agua o partículas conductoras
Sin embargo, una rigidez dieléctrica alta no
constituye un indicativo formal de ausencia de
contaminantes.
Valores bajos de rigidez dieléctrica

15. MÉTODO ASTM EMPLEADO
EN EL LABORATORIO:
ASTM D 877: Rigidez con
Electrodos de Disco, sin
agitación. Espaciamiento
entre electrodos 2,5 mm .entre electrodos 2,5 mm .
ASTM D 1816: Rigidez con
Electrodos VDE, con
agitación. Espaciamiento
entre electrodos 1 mm ó 2
mm .
Chispómetro

16. Una medida de los constituyentes o agentes contaminantes ácidos del aceite.
El envejecimiento del aceite por oxidación produce ácidos.
Es un índice que mide la degradación del aceite.
Su valor permite determinar el momento preciso para reemplazar o regenerar el aceite,
siempre que se hayan establecido los límites de rechazo y que otros ensayos lo
confirmen.
NÚMERO ÁCIDO
MÉTODO ASTM
EMPLEADO EN EL
LABORATORIO:
ASTM D 974
Titulador automático

17. Mide fuerzas de atracción entre moléculas de aceite
y agua.
Permite detectar los agentes contaminantes polares
solubles y los productos de degradación.
Es un parámetro de estabilidad química, pues los
TENSIÓN INTERFACIAL
Es un parámetro de estabilidad química, pues los
ácidos son polares.
Esta característica cambia rápidamente durante las
etapas iniciales de envejecimiento, y luego se
estabiliza.
Por esto los resultados son bastantes difíciles de
interpretar en términos de mantenimiento del aceite.

18. TENSIÓN INTERFACIAL
MÉTODO ASTM EMPLEADO EN EL
LABORATORIO:
ASTM D 971
Esquema de formación de la
interface agua aceite en la
determinación de tensión
interfacial.
Tensiómetro

19. CONTENIDO DE AGUA
CAUSAS
Saturación de la sílica-gel (venteo)
FUENTES
Contaminación con aire húmedo
Envejecimiento del aislante sólido
Contaminación de la muestra
Degradación de la celulosa
(Aislante sólido del transformador)
Toma de muestra incorrecta

20. MÉTODO ASTM EMPLEADO EN EL
LABORATORIO:
ASTM D 1533
Titulador culombimétrico

21. El color de un aceite aislante está determinado
por la luz transmitida.
Está expresado por un número obtenido de su
comparación con una serie de colores
normalizados.
COLOR
normalizados.
Es una propiedad muy útil para fines de
comparación.
Un índice de color fuerte o transformándose
rápidamente puede indicar una degradación o
una contaminación del aceite.

22. ASTM D 1500
Mediante un método de
comparación visual se
determina el color. Para ello
MÉTODO ASTM EMPLEADO EN EL LABORATORIO
determina el color. Para ello
se coloca la muestra a
ensayar en un recipiente y
después de aplicar una luz
específica, se compara con
dos discos coloreados en un
rango de 0,5 (aceite nuevo) a
8 unidades.
Colorímetro

23. Útil para identificar el tipo de aceite o descubrir
modificaciones importantes en su composición.
En los climas fríos puede ser apropiada para la
determinación del buen uso del aceite:
DENSIDAD POR HIDRÓMETRO
Cristales de hielo formados a partir del agua no disuelta
pueden flotar en la superficie de un aceite con alta densidad y
ser el origen de descargas en el momento de derretirse.

24. MÉTODO ASTM EMPLEADO
EN EL LABORATORIO:
ASTM D 1298
Hidrómetro empleado en la
determinación de la densidad.

25. CROMATOGRAFÍA DE GASES
DISUELTOS EN EL ACEITE
Los gases que se generan dentro de un transformador se
pueden separar en los siguientes tres grupos:
Hidrógeno e
hidrocarburos
Gases de
atmósfera
Óxidos de
Carbono
H2
CH4
C2H6
C2H4
C2H2
CO2
CO
O2
N2
hidrocarburos atmósferaCarbono

26. CROMATOGRAFÍA DE GASES
DISUELTOS EN EL ACEITE
H2, CO y CO2H2
Descarga parcial-baja energía
CELULOSAACEITE
CO2, COH2, C2H2, (CH4, C2H6, C2H4)
Arqueo-alta energía
Alta energía: CO, (CO2)Alta energía: C2H4, H2, (CH4, C2H6)
Baja energía: CO2, (CO)Baja energía: CH4, C2H6
Calentamiento severo

27. MÉTODO EMPLEADO EN EL LABORATORIO:
ASTM D 3612 Parte A
Cromatógrafo

28. PCB’s
Los PoliCloroBifenilos (PCB’s) son compuestos químicos
formados por cloro, carbono e hidrógeno.
Fueron utilizados desde 1930, en lugar o en combinación del
aceite mineral, en transformadores eléctricos de potencia
inmersos en líquidos dieléctricos.inmersos en líquidos dieléctricos.
Resistentes al fuego
No biodegradables
Muy estables
No conductores de la electricidad
Muy poco volátiles a temperaturas
normales.
Se caracterizan
por ser:

29. ¿Qué los hace peligrosos?
Su resistencia extrema a la ruptura química y
biológica a través de procesos naturales.
Tendencia a permanecer y acumularse en
organismos vivos
Si entra en proceso de combustión genera Dioxinas
y Furanos
Amplia dispersión con sus consecuentes efectos
organismos vivos

30. EPA 9079
MÉTODO EMPLEADO EN EL LABORATORIO
Este método de ensayo
determina por medio de
indicación colorimétrica
Kit de ensayo Clor-N-Oil®
indicación colorimétrica
la ausencia de PCB’s a
nivel de 50 ppm,
empleando el kit de
ensayo Clor-N-Oil®

31. Si el resultado de la
prueba indica la
presencia de más de
50 ppm de PCB's,
Carta Colorimetrica del Test
de PCB’s - Clor-N-Oil®:
Menor a 50 ppm Mayor a 50 ppm
Enviar la muestra a un
laboratorio especializado
donde se realiza una
prueba de Cromatografía
para obtener una
cuantificación exacta de la
cantidad de PCB's.

32. TOMA DE MUESTRAS
El aseguramiento de la toma de muestra es importante para
la evaluación de la calidad del aceite dieléctrico.
Examinar el espécimen de ensayo incumpliendo el
procedimiento de toma de muestra conduce a:procedimiento de toma de muestra conduce a:
conclusiones erróneas concernientes a la calidad
conclusiones erróneas con respecto a los resultados
gastos en seguridad
pérdida de tiempo, esfuerzo, dinero, transporte y el ensayo de la
muestra

33. Materiales:
mangueras
flanches
acoples de bronce
Los dispositivos y extensiones son usados
para tomar muestra de la parte inferior
de los equipos eléctricos energizados o
desenergizados.
Dispositivos para toma de muestras
Son almacenados en el “Cuarto de entrada de muestras”
Se mantienen tapados hasta antes de tomar la muestra y son cerrados
inmediatamente después de tomarla para prevenir la contaminación
Tan pronto como la muestra es tomada se identifica apropiadamente.
Para prevenir rompimiento las muestras son tratadas con cuidado durante el
transporte y almacenamiento.
Contenedores de muestra

34. Análisis de condición
Botella de 1000 ml
PCB’s Botella
de 50 ml
Cromatografía de gases
Jeringa de 30 o 50 ml

35. MÉTODO EMPLEADO EN EL
LABORATORIO
ASTM D 923
Para análisis de
condición,condición,
cromatografía de
gases y PCB’s
Toma de muestras

36. VALORES LÍMITE PARA
ACEPTACIÓN, MANTENIMIENTO Y
REGENERACIÓN DE ACEITESREGENERACIÓN DE ACEITES
PARA TRANSFORMADORES.

37. Tabla 1. Guía de valores límite para aceptación, mantenimiento y regeneración de aceites
aislantes para transformadores y otros equipos eléctricos.
Aceites sin
usar
Recibido
en equipo
nuevo
GRUPO I
por
continuar
GRUPO II
por
reacondicionar
GRUPO III
por
regenerar
Límites de
aceptación
después de
regenerar
Después de
llenar y
antes de
energizar
C <72,5 kV ≥30 ≥26 <26 ≥30
B 72,5-170 kV ≥30 ≥26 <26 ≥30
A 170-420 kV ≥35 ≥26 <26 ≥35
ASTM D
877-02
MétodosEnsayos
Aceites regenerados
Clasificación de
transformadores.
Tensión máxima
de operación
≥30
Aceites en servicio
A 170-420 kV ≥35 ≥26 <26 ≥35
O >420 kV ≥35 ≥30 <30 ≥35
C <72,5 kV ≥25 ≥23 ≥23 ≥26-30
B 72,5-170 kV ≥25 ≥23 ≥23 ≥26-30
A 170-420 kV ≥30 ≥26 ≥26 ≥26-30
O >420 kV ≥30 ≥26 ≥26 ≥26-30
C <72,5 kV ≥40 ≥34 ≥34
B 72,5-170 kV ≥40 ≥34 ≥34
A 170-420 kV ≥50 ≥45 ≥45
O >420 kV ≥60 ≥45 ≥45
Rigidez
dieléctrica
(kV)
877-02
ASTM D
1816-04
(1 mm)
ASTM D
1816-04
(2 mm)
≥26

38. Cont. Tabla 1. Guía de valores límite para aceptación, mantenimiento y
regeneración de aceites aislantes para transformadores y otros equipos eléctricos.
Aceites sin
usar
Recibido
en equipo
nuevo
GRUPO I
por
continuar
GRUPO II
por
reacondicionar
GRUPO III
por
regenerar
Límites de
aceptación
después de
regenerar
Después de
llenar y
antes de
energizar
C <72,5 kV ≤20 ≤35 35-40 ≤35
B 72,5-170 kV ≤20 ≤35 35-40 ≤35
A 170-420 kV ≤15 ≤25 25-30 ≤20
O >420 kV ≤10 ≤15 15-20 10-15
C <72,5 kV ≤0,03 ≤0,3 >0,3 >0,5 ≤0,05
Contenido de
humedad
(µg/g)
MétodosEnsayos
≤35
ASTM D
1533-00
Aceites regenerados
Clasificación de
transformadores.
Tensión máxima
de operación
Aceites en servicio
Número
C <72,5 kV ≤0,03 ≤0,3 >0,3 >0,5 ≤0,05
B 72,5-170 kV ≤0,03 ≤0,2 >0,2 >0,5 ≤0,05
A 170-420 kV ≤0,03 ≤0,2 >0,2 >0,5 ≤0,05
O >420 kV ≤0,03 ≤0,1 0,1-0,2 >0,4 ≤0,05
C <72,5 kV ≥40 ≥24
B 72,5-170 kV ≥40 ≥24 ≥35
A 170-420 kV ≥40 ≥26 ≥35
O >420 kV ≥40 ≥30 ≥35
Color
ASTM D
1500-04
<72,5 -
>420 kV ≤1,0 ≤1,5 ≤1,5
C <72,5 kV
B 72,5-170 kV
A 170-420 kV ≤3,0
O >420 kV ≤0,5
<24
≤0,05
≥35<15
ASTM D
974-04
ASTM D
971-99
ASTM D
3612-02
parte A
Contenido de
gases (%)
Tensión
interfasial
Número
ácido (mg
KOH/g)
Fuente: NORMA TÉCNICA COLOMBIANA, NTC 3284. “ELECTROTECNIA. GUÍA PARA EL MANTENIMIENTO Y
LA SUPERVISIÓN DE LOS ACEITES MINERALES AISLANTES EN SERVICIO EN EQUIPOS ELÉCTRICOS”.

39. OPINIONES E
INTERPRETACIONES AFQ
• NTC-3284 “ELECTROTECNIA. GUÍA PARA EL MANTENIMIENTO Y
LA SUPERVISIÓN DE LOS ACEITES MINERALES AISLANTES EN
SERVICIO EN EQUIPOS ELÉCTRICOS”.
• ASTM D 3487 “STANDARD SPECIFICATION FOR MINERAL
INSULATING OIL USED IN ELECTRICAL APPARATUS”
• TENSIÓN INTERFACIAL:
Menor o igual a 25 mN/m (pobre)
Entre 25 y 35 (aceptable)
Mayor a 35 (buena)
• CONTENIDO DE AGUA
Mayor a 25 ppm (alto)
• RIGIDEZ DIELÉTRICA (1 mm)
Menor de 20 kV (Baja)

40. DEGRADACIÓN DEL
AISLANTE SÓLIDO
Además del aceite dieléctrico, el otro componente principal
del sistema de aislamiento en los transformadores de
potencia es el papel en base de celulosa.
El papel es un elemento absorbente.
Al absorber humedad se expande y pierde rigidez
dieléctrica.
Al recibir calor, agua y ácidos, el papel se hace frágil y
puede romperse

41. ANÁLISIS DEL PAPEL
Los métodos más convenientes que se pueden
emplear para el análisis del aislamiento celulósico son:
Medición del grado de polimerización
Medición de óxidos de carbonoMedición de óxidos de carbono
Medición de compuestos furánicos por HPLC

42. COMPUESTOS FURÁNICOS (HPLC)
Al degradarse el aislamiento sólido, éste pierde
flexibilidad y se cuartea, produciendo compuestos
furánicos que se transfieren al aceite. Estos productos
de degradación son sustituyentes derivados del furano,
comúnmente conocidos como compuestos furánicos ocomúnmente conocidos como compuestos furánicos o
furanos.
Cuantificación:
2-furfural
5-hidroximetil-2-furfural
Alcohol furfurílico
2-acetilfurano
5-metil-2-furfural

43. Equipo HPLC

44. GRADO DE
POLIMERIZACIÓN DEL
PAPEL DP
El DP es una medida del tamaño promedio de las moléculas de
celulosa (basada en relaciones empíricas) en una pieza de papel
de aislamiento.
Este factor es un medio aceptable para la deducción de la fuerza
mecánica del aislamiento celulósico cuando el papel de
aislamiento pierde su capacidad para soportar tensiones
mecánicas, el daño resultante puede causar una falla eléctrica.
El análisis del DP es intrusivo pues requiere un pedazo del papel
de aislamiento del transformador.

45. Regiones más calientes tendrán una degradación más rápida del
papel, resultando en un más bajo DP.
Usualmente el papel nuevo tiene un DP de 1000. El papel de
aislamiento excesivamente envejecido el cual es frágil y ha
perdido la mayor parte de su fuerza extensible tiene un DP de
200 o menos.

46. Ejemplo: En 1992 se estudió en Estados Unidos una población de
transformadores. Los resultados muestran que:
Hay relación entre el
envejecimiento y el DP.
Todas las unidades con 0-
20 años de edad tienen más
del 50% de vida restante del
aislamiento.
Datos tomados de: Griffin, Paul J.,
“Measurement of Cellulose Insulation
Degradation. A Study of Service-Aged
Transformers”, Sec. 10, pp. 4, 1-4.31.
aislamiento.
De 20-40 años hay un
grupo que tiene más del 50%
de su vida restante y otro
grupo que tiene entre 0-50%.
De 40-60 años hay una
significante variabilidad en
los resultados.

47. Diagnóstico AGD
• Método de Rogers.
• Método IEC 60599.
• Método de Doernenburg.
• Triángulo de Duval.
• Método de gases claves.
• Método del nomógrafo.

48. Método de Rogers

49. Método IEC 60599

50. Método de Doernenburg

51. Triángulo de Duval
PD: Descarga Parcial
T1: Falla Térmica menor a 300 ºC
T2: Falla Térmica entre 300 ºC y 700 ºC
T3: Falla Térmica mayor a 700 ºC
D1: Descarga de baja energía (Chispeo)
D2: Descarga de alta energía (Arco)
DT: Mezcla de falla eléctrica y térmica

52. Evaluación del tipo de falla de acuerdo al
gas clave
Gas Clave: Etileno
52
Gas Clave: Hidrogeno
Gas Clave: Monóxido
Gas Clave: Acetileno

53. Método del
nomógrafo

54. LABORATORIO DE ACEITESLABORATORIO DE ACEITES
DIELÉCTRICOS
http://sp-
corporativo/sites/gerencia_tecnica/labo
ratorio/default.aspx