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Universidad de La Salle Universidad de La Salle
Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle
Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería
1-1-2001
Análisis comparativo de diagnósticos predictivos en Análisis comparativo de diagnósticos predictivos en
transformadores de potencia transformadores de potencia
Nohora Elizabeth Guzmán González Universidad de La Salle, Bogotá
Oscar Martínez Hernández Universidad de La Salle, Bogotá
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Citación recomendada Citación recomendada Guzmán González, N. E., & Martínez Hernández, O. (2001). Análisis comparativo de diagnósticos predictivos en transformadores de potencia. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/403
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ANÁLISIS COMPARATIVO DE DIAGNÓSTICOS PREDICTIVOS EN
TRANSFORMADORES DE POTENCIA
NOHORA ELIZABETH GUZMÁN GONZÁLEZ
OSCAR MARTÍNEZ HERNÁNDEZ
UNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ, D.C.
2001
ANÁLISIS COMPARATIVO DE DIAGNÓSTICOS PREDICTIVOS EN
TRANSFORMADORES DE POTENCIA
NOHORA ELIZABETH GUZMÁN GONZÁLEZ
OSCAR MARTÍNEZ HERNÁNDEZ
Trabajo presentado como requisito para optar
Al título de Ingeniero Electricista
Director
CARLOS JULIO QUINTERO CUARTAS
Ingeniero Electricista
UNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ, D.C.
2001
Nota de
aceptación
___________________________________
___________________________________
___________________________________
___________________________________Director del proyecto.
___________________________________Jurado.
___________________________________Jurado
___________________________________Bogotá, D.C, 10 de octubre de 2001
A Dios
A mi esposo y a mi hija Laura
por su amor
y apoyo incondicional
A mi familia por su apoyo y
comprensión
Nohora Elizabeth
A Dios
A mis padres (Q.E.P.D) por su
bendición
A mis hermanos y sobrinas por su
colaboración y comprensión
A mi familia por su apoyo
incondicional
Oscar
Ni la Universidad, ni el asesor, ni el
jurado calificador son
responsables por
las ideas aquí expuestas.
AGRADECIMIENTOS
Los autores expresan sus agradecimientos:
A CARLOS JULIO QUINTERO, Ingeniero electricista. Jefe Departamento
de líneas de Transmisión de la Empresa CODENSA S.A. ESP.
A RAUL MORENO, Ingeniero electricista. Profesional del departamento de
Subestaciones de la Empresa CODENSA S.A. ESP.
A MAGDA PATRICIA DIAZ, Ingeniero Químico. Gabinete del Medio
Ambiente de la Empresa CODENSA S.A. ESP.
A FREDY GOMEZ, Ingeniero electricista. División Transformadores de
Potencia. SIEMENS S.A. de Colombia.
A LUCIO PAUL GAMBOA, Ingeniero electricista. Profesional
independiente.
A RAFAEL CHAPARRO, Ingeniero electricista. Catedrático Universidad de
la Salle, facultad de Ingeniería eléctrica.
A MARCO BONETT. Ingeniero electricista. Catedrático Universidad de la
Salle, facultad de Ingeniería Eléctrica.
A CODENSA S.A. ESP. División Mantenimiento de líneas y Subestaciones.
A SERINGEL LTDA
A Laboratorio de alta tensión de la Universidad Nacional de Colombia
A Todas y cada una de las personas que de una u otra forma colaboraron
en el desarrollo de este proyecto.
TABLA DE CONTENIDO
Pág.
INTRODUCCIÓN
1. CONDICIONES DE AISLAMIENTO 1
1.1 PROPIEDADES GENERALES DE LOS MATERIALES AISLANTES 1
1.1.1 Propiedades dieléctricas 1
1.1.2 Propiedades mecánicas 1
1.1.3 Propiedades físicas 2
1.1.4 Propiedades térmicas 2
1.2 CLASIFICACIÓN DE LOS MATERIALES AISLANTES 2
1.3 TIPOS DE MATERIALES AISLANTES 3
1.3.1 Aislantes sólidos 3
1.3.1.1 Materiales cerámicos 3
1.3.1.1.1 Porcelana 3
1.3.1.1.2 Loza electrotécnica 4
1.3.1.1.3 Esteatita 4
1.3.1.2 Materiales a base de vidrio 4
1.3.1.2.1 Cuarzo 5
1.3.1.2.2 Fibra y tejido de vidrio 5
1.3.1.3 Materiales celulósicos y textiles 6
1.3.1.3.1 Madera 6
1.3.1.3.2 Papel aislante 6
1.3.1.3.3 Telas aislantes 7
1.3.1.4 Materiales elastómeros 7
1.3.1.4.1 Caucho natural 7
1.3.1.4.2 Ebonita 7
1.3.1.5 Siliconas 8
1.3.2 Aislantes líquidos 8
1.3.2.1 Aceites aislantes 8
1.3.2.1.1 Aceites vegetales 9
1.3.2.1.2 Aceites resinosos 9
1.3.2.1.3 Aceites minerales 9
1.3.2.2 Líquidos sintéticos 10
1.3.2.3 Líquidos fluorocarbónicos 10
1.3.2.4 Fluidos silicónicos 10
1.3.2.5 Fluidos estéricos 10
1.3.2.6 Tetracloruro de carbono 11
1.3.3 Aislantes gaseosos 11
1.3.3.1 El aire 11
1.3.3.2 Hexafluoruro de azufre (SF6) 11
1.4 TEMPERATURA Y LOS MATERIALES AISLANTES 11
1.4.1 Núcleo o circuito magnético 11
1.4.2 Devanados 12
1.5 ELEMENTOS DIELÉCTRICOS EN TRANSFORMADORES 12
1.5.1 Aislamiento Líquido 12
1.5.2 Aislamiento sólido 12
1.5.2.1 Aislamiento entre espiras y entre capas de espiras 12
1.5.2.2 Aislamiento entre bobinas 13
1.5.2.3 Aislamiento entre devanaos de A.T y B.T 13
2 DESCARGAS PARCIALES 14
2.1 EFECTOS DE UNA DP 14
3 ANÁLISIS FISICOQUÍMICO EN ACEITES DIELÉCTRICOS 16
3.1 MUESTREO DE ACEITE EN TRANFORMADORES DE POTENCIA 16
3.1.1 Muestreo de aceite para análisis químico 16
3.1.2 Muestreo de aceite para análisis de gases disueltos 17
3.2 PRUEBAS REALIZADAS A LOS ACEITES AISLANTES 18
3.2.1 Color. 18
3.2.2 Tensión interfacial 19
3.2.3 Contenido de humedad. 20
3.2.4 Punto de anilina 21
3.2.5 Punto de inflamación 22
3.2.6 Número de neutralización 22
3.2.7 Gravedad específica 23
3.2.8 Rigidez dieléctrica 24
3.2.9 Factor de potencia 25
3.2.10 Viscosidad 26
3.3 ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS 26
3.3.1 Tipos de fallas 28
3.3.1.1 Fallas térmicas 29
3.3.1.1.1 Descomposición térmica del aceite 29
3.3.1.1.2 Descomposición térmica de la celulosa 29
3.3.1.2 Arco 29
3.3.1.3 Descargas parciales (corona) 29
3.3.2 Métodos para diagnóstico de fallas 30
3.3.2.1 Método de relación de Doernenburg 30
3.3.2.2 Método de relación de Rogers 31
3.3.2.3 Evaluación por el método de “Gas clave” 32
3.3.3 Descripción de la prueba 33
3.3.4 Protocolo 34
3.3.5 Cromatógrafo Varian Star 3400 CX 37
3.3.5.1 Columnas 37
3.3.5.2 Detectores 38
3.3.5.2.1 Detector de Conductividad Térmica (TCD) 39
3.3.5.2.2 Detector de Ionización por llama (FID) 39
4 FACTOR DE POTENCIA 40
4.1 CONCEPTOS FUNDAMENTALES 40
4.2 ÁNGULO DE PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS 41
4.3 DEPENDENCIA DE tgδ CON RESPECTO A LA HUMEDAD 43
4.4 DEPENDENCIA DE tgδ CON RESPECTO A LA TENSIÓN 44
4.5 PRUEBAS DOBLE PARA TRANSFORMADORES 46
4.5.1 Técnica de prueba doble para transformadores de dos
devanados
46
4.5.2 Tipos de transformadores que se pueden probar 46
4.5.3 Preparación para la prueba 47
4.5.4 Desarrollo de la prueba 48
4.5.5 Análisis de resultados de la prueba en general 49
4.5.6 Protocolo 50
4.6 EQUIPO M4000 52
4.6.1 Descripción del equipo 52
4.6.1.1 M4100 53
4.6.1.1.1 M4150 Referencia de calibración en campo 55
4.6.1.1.2 M4120 Módulo de referencia externa 55
5 TÉCNICAS DE ULTRASONIDO 56
5.1 ACÚSTICA 56
5.2 EMISIONES ACÚSTICAS 56
5.3 PROPAGACIÓN DE LAS ONDAS ACÚSTICAS EN
TRANSFORMADORES DE POTENCIA
57
5.4 MÉTODOS ACÚSTICOS 58
5.4.1 Ultraprobe 2000 59
5.4.1.1 Descripción del equipo 59
5.4.2 Equipo de grabación 61
5.5 DESCRIPCIÓN DE LA PRUEBA 62
5.5.1 Protocolo 66
5.6 SEÑALES DE INTERFERENCIA 67
6 SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA 70
7 ANÁLISIS DE RESULTADOS 72
7.1 TRANSFORMADOR TRAFOUNION. SUBESTACIÓN LA CALERA
R1
72
7.1.1 Análisis cromatográfico 73
7.1.2 Pruebas de factor de potencia 74
7.1.3 Inspección ultrasónica 74
7.2 TRANSFORMADORES MITSUBISHI 75
7.2.1 Subestación San Carlos D1 75
7.2.2 Subestación San Carlos D3 76
7.2.3 Subestación Bolivia D1 77
7.3 TRANSFORMADORES ABB 77
7.3.1 Subestación Mosquera D1 78
7.3.2 Subestación Mosquera D2 78
7.4 TRANSFORMADORES TOSHIBA 79
7.4.1 Subestación Bosanova D3 79
7.4.2 Subestación Muzú D3 80
7.5 CONCLUSIONES PARTICULARES 81
7.6 PRUEBAS COMPLEMENTARIAS 82
7.6.1 Ensayo en laboratorio de A.T de la Universidad Nacional 82
7.6.2 Ensayo en campo de pruebas de Siemens S:A 85
8 CONCLUSIONES 88
BIBLIOGRAFIA 93
ANEXOS 96
LISTA DE CUADROS
Pág.
Cuadro 1. Clase de los materiales aislantes 2
Cuadro 2. Distancias entre electrodos en el Chispómetro 24
Cuadro 3. Gases presentes en el aceite 27
Cuadro 4. Concentraciones máximas permisibles de gases en aceitesAislantes
28
Cuadro 5 Relación de gases 30
Cuadro 6. Diagnósticos aplicando el método de Doernenburg 31
Cuadro 7. Diagnósticos aplicando el método de Rogers 31
Cuadro 8. Protocolo cromatografía de gases disueltos en aceite 36
Cuadro 9. Procedimiento de prueba para transformadores de dos
devanados
49
Cuadro 10. Protocolo prueba de factor de potencia 51
Cuadro 11. Protocolo pruebas de ultrasonido 68
Cuadro 12. Listado de transformadores seleccionados para estudio 71
Cuadro 13. Niveles máximos de gases permitidos en Trafounión la Calera 73
Cuadro 14. Resultados subestación San Carlos D1 76
Cuadro 15. Resultados subestación san Carlos D3 76
Cuadro 16. Resultados Subestación Bolivia D1 77
Cuadro 17. Resultados subestación Mosquera D1 78
Cuadro 18. Resultados subestación Mosquera D2 78
Cuadro 19. Resultados subestación Bosanova 79
Cuadro 20. Resultados subestación Muzú 80
Cuadro 21. Características del transformador probado en la U. Nacional 83
Cuadro 22. Resultados prueba descargas parciales en laboratorio U.
Nacional
84
Cuadro 23. Características del autotransformador probado en Siemens
S:A
86
Cuadro 24. Resultados prueba descargas parciales en campo
de pruebas Siemens S:A 86
Cuadro 25. Niveles máximos de carga aparente permitidos
en transformadores de potencia185
LISTA DE FIGURAS
Pág.
Figura 1. Jeringa para toma de muestra de aceite 18
Figura 2. Colorímetro 19
Figura 3. Coulomímetro 21
Figura 4. Titulador potenciométrico 23
Figura 5. Chispómetro 25
Figura 6. Proporción relativa de gases debido a sobrecalentamiento
Del aceite. 32
Figura 7 Proporción relativa de gases debido a sobrecalentamiento
En la celulosa 32
Figura 8 Proporción relativa de gases por presencia de arco 33
Figura 9 Proporción relativa de gases por descargas parciales (corona) 33
Figura 10. Pre-evacuador 34
Figura 11. Cromatógrafo 37
Figura 12. Columna capilar 38
Figura 13 Diagrama vectorial de un sistema de aislamiento 41
Figura 14. Triángulo de potencias. Relación entre cos è y tg δ, 42
Figura 15 Curva de ionización(esquemáticamente) 44
Figura 16. Circuito dieléctrico de un transformador de dos devanados 47
Figura 17. Diagrama de conexión 48
Figura 18. Equipo M4000 52
Figura 19. Vista instrumento M4100 53
Figura 20. Equipo ultraprobe 2000 y equipo de grabación 61
Figura 21 Cara 1 62
Figura 22 Cara 2 63
Figura 23 Cara 3 63
Figura 24 Cara 4 64
Figura 25. Formato de presentación de señales analizadas en el programa
SpectraPLUS 66
Figura 26. Señal propia de la cinta de grabación 69
Figura 27. Señal del ambiente de la subestación 69
Figura 28. Montaje prueba de descargas parciales lab. U. Nacional 83
Figura 29. Señal prueba U. Nacional 85
Figura 30 Señal prueba Siemens S:A 87
Figura 31. Diagrama de bloques. Ensayo medición de Descargas Parciales 18
4
LISTA DE ANEXOS
Pág.
Anexo A Programa SpectraPlus 97
Anexo B Protocolos de pruebas realizadas al transformador Trafounióny gráficos obtenidos en la prueba de ultrasonido por medio delprograma SpectraPLUS
99
Anexo C Protocolos de pruebas realizadas a transformadores Mitsubishiubicados en las subestaciones San Carlos D1, San Carlos D3,Bolivia D1 y gráficos obtenidos en la prueba de ultrasonidopor medio del programa SpectraPLUS
11
0
Anexo D Protocolos de pruebas realizadas a transformadores ABBubicados en la subestación Mosquera D1,D2 y gráficosobtenidos en la prueba de ultrasonido por medio delprograma SpectraPLUS
14
1
Anexo E Protocolos de pruebas realizadas a transformadores Toshibaubicados en las subestaciones Bosanova D2, Muzú D3 ygráficos obtenidos en la prueba de ultrasonido por medio delprograma SpectraPLUS
16
2
Anexo F Método Convencional 18
3
Anexo G Informe de Ensayo Reportado por el Laboratorio de AltaTensión de la Universidad Nacional.
18
7
Anexo H Informe de Ensayo Reportado por el Laboratorio de AltaTensión de la Empresa Siemens S.A.
19
0
Anexo J Sistema LAM para Detectar Descargas parciales enTransformadores
19
2
GLOSARIO
Calor específico: es la cantidad de calor necesario para elevar un grado
centígrado la temperatura de un gramo de dicho material.
Carga aparente (q): la carga aparente de una descarga parcial es esa carga la
cual, si se inyecta instantáneamente entre los terminales del objeto de prueba,
cambiará momentáneamente el voltaje entre estos terminales en la misma
cantidad cono sea la descarga parcial. Es expresada en picocoulombs (pC).
Conductividad térmica: facilidad que un material presenta al paso del calor.
Constante dieléctrica: Es la relación entre la capacidad de un condensador que
emplea como dieléctrico el material considerado y la capacidad del mismo
condensador empleando como dieléctrico el vacío.
Factor de pérdidas dieléctricas: es la potencia eléctrica perdida a través de los
aislantes. Constituye un criterio para establecer un nivel de deterioro del
aislamientos.
Higroscopicidad: Capacidad de absorción de la humedad que tiene un
material.
Inflamabilidad: Facilidad que tiene un material para inflamarse.
Peso específico: es el peso de la unidad de volumen de dicho material. Suele
expresarse en gramos por centímetro cúbico (gr/cm3).
Porosidad: Es la propiedad que tienen los cuerpos de dejar espacios vacíos o
poros entre sus moléculas, gracias a la cual pueden ser comprimidos o dilatados
y hacerse permeable a los gases y aún a los líquidos.
Resistencia de aislamiento: Es la resistencia que opone el material aislante al
paso de la corriente eléctrica.
Resistencia al arco: se mide por el tiempo que un material aislante es capaz de
resistir los efectos destructivos de un arco, antes de inutilizarse por haber
formado el arco, un camino carbonizado conductor sobre la superficie del
aislante.
Resistencia a la compresión: Permite resistir esfuerzos mecánicos que tiendan
a acortarlo o comprimirlo.
Resistencia a la cortadura: Resistir esfuerzos mecánicos que tienden a cortarlo.
Resistencia al choque: Capacidad para resistir al impacto de un golpe.
Resistencia a la flexión: Resistir esfuerzos que tiendan a doblarlo.
Resistencia a la tracción: Resistir esfuerzos mecánicos que tienden a estirar o a
alargar un material.
Rigidez dieléctrica: Es la propiedad de un material aislante de oponerse a ser
perforado por la corriente eléctrica.
RESUMEN
El objetivo de este proyecto es determinar si los diagnósticos obtenidos por
medio de las pruebas actualmente reconocidas como diagnóstico predictivo
(cromatografía de gases disueltos y factor de potencia) coinciden con los
resultados que se obtendrían utilizando técnicas de ultrasonido. Para ello se
efectuó una comparación entre resultados de factor de potencia, análisis
cromatográfico y ultrasonido.
La metodología seguida en el desarrollo del trabajo se inicia con la selección de
los transformadores objeto de estudio, partiendo de resultados de
cromatografía de gases obtenidos con anterioridad. Posteriormente se
programó la ejecución de cada una de las pruebas que se estipulan en este
proyecto de acuerdo con normas establecidas y recomendaciones de
fabricantes de equipos como la DOBLE y UEsystems
Los resultados muestran que las señales obtenidas por medio de los análisis
ultrasónicos con el equipo UP2000 no ofrecen una información concreta
respecto al tipo de falla que se está presentando, pues las respuestas obtenidas
en transformadores que actualmente operan bajo diferentes condiciones (arco,
descargas parciales y funcionamiento normal) son prácticamente iguales.
Además, debido al alto grado de sensibilidad que posee el equipo, este recibe y
procesa señales que se encuentran en el ambiente.
Se concluye que la detección de descargas parciales con el equipo de
ultrasonido UP2000 no es posible en transformadores de potencia, pues la
respuesta obtenida no es confiable. Además, las descargas parciales emiten
ondas con componentes de frecuencia muy superiores a las que el equipo está
en capacidad de medir.
Siendo la descarga parcial una falla intermitente, para la aplicación de técnicas
de detección acústica es necesario realizar un monitoreo constante del
transformador por espacios mayores a 24 horas con el fin de captar las señales
producidas por la descarga. Este monitoreo no es posible realizarlo con el
equipo UP2000.
Comercialmente, existen otros equipos que funcionan utilizando técnicas
acústicas los cuales permiten tomar señales directamente de las paredes del
transformador por medio de sensores. Estas son analizadas por un software
que se encarga de calcular el tiempo de llegada de cada una de las ondas
emitidas por la descarga parcial y así determinar el lugar en donde se localiza
dicha falla.
Teóricamente, con esta tecnología se lograría mayor confiabilidad de la prueba,
pues se podría realizar seguimiento al transformador por periodos prolongados
de tiempo que pemitan recopilar la información necesaria para emitir un
diagnóstico acertado. Además, se podrían obtener ondas en un mayor rango de
frecuencia con respecto al UP2000, pues los sensores que se utilizan en la
aplicación de esta tecnología lo permiten.
INTRODUCCIÓN
La importancia que tienen los transformadores en un sistema de potencia, hace
que el mantenimiento que se practica en estos equipos sea cada vez más
estricto y cuidadoso. Esto con el fin de evitar que elementos tan indispensables
y de difícil reemplazo, como son los transformadores, salgan de servicio o
sufran daños irreparables por fallas que pudieron ser corregidas a tiempo.
Debido a la necesidad de buscar nuevas técnicas para la realización de pruebas
en transformadores energizados, se realizó un análisis en el cual se estudió la
posibilidad de implementar una prueba de diagnóstico predictivo utilizando
técnicas de ultrasonido, que permita el monitoreo del transformador.
Estas pruebas se realizaron con ayuda del equipo UP2000, el cual detecta
frecuencias de ultrasonido y las convierte a un rango de sonido audible.
Además, se realizaron pruebas de cromatografía de gases disueltos en aceite y
factor de potencia, con el fin de determinar la relación que existe entre los
resultados arrojados por la prueba de ultrasonido y las otras pruebas
consideradas en este estudio y que actualmente son reconocidas como pruebas
de diagnóstico predictivo.
El objetivo principal para la realización de este proyecto es el de obtener un
diagnóstico que permita comparar los resultados de las pruebas de factor de
potencia y cromatografía de gases disueltos con pruebas basadas en técnicas de
ultrasonido y, así, poder indicar la precisión y confiabilidad de esta última
prueba para detectar descargas parciales que deterioran el aislamiento en
transformadores de potencia.
A la vez, determinar si la utilización de técnicas de ultrasonido para la
detección de descargas parciales utilizando el equipo UP2000, es confiable y, de
esta manera, implementarla como prueba de diagnóstico predictivo en
transformadores de potencia.
Este estudio se realizó en un grupo representativo de 8 transformadores
ubicados en diferentes subestaciones de CODENSA S.A. ESP, en los cuales se
llevaron a cabo cada una de las pruebas estipuladas. Además, se realizaron
pruebas de descargas parciales en laboratorio con ayuda de la Universidad
Nacional de Colombia y la empresa Siemens S.A.
El documento describe los equipos con los cuales se llevaron a cabo las pruebas
y la manera como se realizaron cada una de ellas. Además, se incluye la
interpretación de los resultados obtenidos.
Las técnicas de ultrasonido se presentan en este proyecto, como una
posibilidad para la realización de pruebas de diagnóstico predictivo que
permitan la detección de fallas presentes al interior del transformador.
1. CONDICIONES DE AISLAMIENTO
Se denomina aislante eléctrico a toda sustancia no conductora o de muy baja
conductividad eléctrica; Se caracterizan por impedir el paso de la corriente
eléctrica a través de ellos. Este fenómeno se debe a que los electrones se
encuentran ligados fuertemente a sus átomos y para arrancarlos es necesario
aplicar mucha energía. En electrotecnia, los materiales aislantes o dieléctricos
cumplen dos funciones fundamentales:
- Permiten aislar eléctricamente los conductores entre sí y estos mismos
respecto a tierra o a una masa metálica.
- Modifican en gran porción el campo eléctrico que los atraviesa.
1.1 PROPIEDADES GENERALES DE LOS MATERIALES AISLANTES
Las principales propiedades que determinan la factibilidad de uso de un
material aislante son:
1.1.1 Propiedades dieléctricas. Resistencia de aislamiento, rigidez dieléctrica,
constante dieléctrica, factor de pérdidas dieléctricas, factor de potencia y
resistencia al arco.
1.1.2 Propiedades mecánicas. Resistencia a la tracción, resistencia a la
compresión, resistencia a la flexión, resistencia a la cortadura y resistencia al
choque.
2
1.1.3 Propiedades físicas. Peso específico, porosidad, higroscopicidad.
1.1.4 Propiedades térmicas. Calor específico, conductividad térmica,
inflamabilidad.
1.2 CLASIFICACIÓN DE LOS MATERIALES AISLANTES.
Los materiales aislantes se clasifican según la capacidad que tengan para resistir
las temperaturas que se presentan en los equipos eléctricos. Básicamente son
siete las clases en las cuales están divididos los materiales aislantes. En el
Cuadro 1 se muestran cada una de ellas y la descripción correspondiente.[1]
Cuadro 1. Clase de los materiales aislantes (Norma Icontec 276)
CLASE TEMPERATURA
°C
DESCRIPCIÓN
Y 90 Materiales o combinación de materiales tales comoalgodón, ceda y papel sin impregnar.
A 105 Consiste en materiales o combinaciones de materialescomo algodón, seda y papel con alguna impregnación orecubrimiento o cuando se sumergen en dieléctricoslíquidos tales como aceite.
E 120 Materiales o combinación de materiales que porexperiencia o por pruebas pueden operar a temperaturashasta de 5°C sobre la temperatura de los aislamientosclase A
B 130 Materiales o combinación de materiales como la fibra devidrio, asbestos con algunas sustancias aglutinables.Pueden haber otros materiales inorgánicos
F 155 Mica, fibra de vidrio, asbesto con sustanciasaglutinables, así como otros materiales o combinación demateriales no necesariamente inorgánicos.
3
H 180 Silicón, elastómeros y combinación de materiales comola mica, la fibra de vidrio, asbestos con sustanciasaglutinables como son las resinas y siliconas apropiadas.
C Mayor de 180 Materiales o combinación de materiales como la mica, laporcelana, vidrio y el cuarzo con o sin aglutinantes.
1.3 TIPOS DE MATERIALES AISLANTES
Existen varios tipos de materiales que son utilizados para aislamiento en
equipos y sistemas eléctricos y se dividen en tres grandes grupos.[7].
1.3.1 Aislantes sólidos. Hacen parte de este grupo los siguientes materiales:
1.3.1.1 Materiales cerámicos. Están fabricados por procedimientos especiales
a base de procesos inorgánicos de alto punto de fusión. Se emplean como
aislantes cuando son necesarios condiciones especiales de resistencia mecánica
y de resistencia térmica, junto con las cualidades específicamente dieléctricas.
Todos los materiales cerámicos tienen una resistencia excepcional al calor, a los
cambios de temperatura y a la humedad; No son atacados por los álcalis ni por
los ácidos. Entre los materiales cerámicos más importantes se encuentran:
1.3.1.1.1 Porcelana. Es el más importante de los materiales cerámicos
empleados en electrotecnia. Está constituida por materiales como el caolín y
óxido de silicio. Las propiedades generales de la porcelana son:
- Excelentes características dieléctricas.
- Gran resistencia mecánica a la compresión y a la flexión y buena resistencia a
la tracción y a la torsión.
4
- Impermeable al agua y a los gases.
- Inactable por el álcalis y ácidos concentrados.
- Soporta perfectamente cambios de temperatura y sus temperaturas máximas
en servicio son muy elevadas (del orden de 1000°C)
1.3.1.1.2 Loza electrotécnica. Resiste muy bien los efectos químicos y
soporta sin inconveniente los cambios de temperatura, pero sus propiedades
aislantes son inferiores a las de la porcelana. Generalmente se emplean en B.T
para la fabricación de placas y en A.T en transformadores de medida.
1.3.1.1.3 Esteatita. Se emplea cuando los aisladores u objetos fabricados con
este material deben soportar esfuerzos mecánicos ya que sus resistencias a la
tracción, a la compresión y a la flexión son el doble con respecto a la
porcelana. Las propiedades dieléctricas son también mayores que las de la
porcelana.
El principal inconveniente es su alto costo que limita su empleo a pequeñas
piezas aislantes o a los casos en que se necesitan excepcionales condiciones de
resistencia mecánica, bajo factor de pérdidas, etc.
1.3.1.2 Materiales a base de vidrio. Se denomina vidrio a un material
amorfo, duro, frágil, generalmente transparente o translúcido. En electrotecnia
se emplean tanto el vidrio moldeado como la fibra y el tejido de vidrio.
Las propiedades mecánicas del vidrio están influenciadas por su fragilidad que
es su principal desventaja. Es extraordinariamente estable y tiene excelente
resistencia a los compuestos químicos. Los agentes atmosféricos (oxigeno y
ozono) y las radiaciones ultravioletas lo atacan.
5
Es un excelente aislante eléctrico. Tiene alta resistividad y rigidez dieléctrica a
temperaturas normales y pequeño factor de pérdidas dieléctricas, pero con el
aumento de temperatura aumenta su factor de pérdidas y disminuye la rigidez
dieléctrica. Se utiliza en la fabricación de aisladores para líneas aéreas. Los
principales materiales a base de vidrio son:
1.3.1.2.1 Cuarzo. Es químicamente muy estable, no absorbe el agua y no es
atacado por disolventes ni por los ácidos; Es atacado muy lentamente por los
álcalis concentrados. Resistente a las variaciones bruscas de temperatura a
causa de su pequeño coeficiente de dilatación.
Tiene una temperatura máxima de servicio de 1000°C. Se emplea sobre todo
en la técnica de alta frecuencia por su gran resistividad y pequeño factor de
pérdidas, en armazones de bobinas de autoinducción, transformadores, etc. El
principal inconveniente es que resulta excesivamente costoso.
1.3.1.2.2 Fibra de vidrio. El vidrio estirado en finos filamentos o fibras tiene
una extraordinaria resistencia a la tracción además de buenas propiedades
dieléctricas. La resistencia al rozamiento resulta inferior; Por esta razón la
fibra de vidrio se recubre con barnices especiales que dan a este material una
resistencia al rozamiento aceptable.
No es inflamable y de una resistencia extraordinaria al calor. No es
higroscópica y resiste perfectamente a la humedad, a la corrosión, a los ácidos
y a los aceites.
6
La fibra de vidrio es porosa y desde el punto de vista eléctrico solamente puede
considerarse como material de relleno. Sus propiedades dieléctricas son
excelentes y se utiliza como aislamiento de conductores, aislamiento de
bobinas y de fases.
1.3.1.3 Materiales celulósicos y textiles. Aquí se engloban todos los cuerpos
leñosos, los textiles y los papeles. Las propiedades eléctricas de los aislantes
celulósicos dependen de dos factores: Estructura química y contenido de
humedad. Los principales materiales celulósicos son:
1.3.1.3.1 Madera. En electrotecnia se emplean por lo general maderas duras,
como el roble y el nogal. El principal inconveniente de la madera es que es
higroscópica. Su rigidez dieléctrica disminuye en presencia de humedad o
lluvia.
Puede emplearse como aislante contra sobretensiones atmosféricas, sobre los
postes de madera utilizados en líneas de distribución eléctrica.
1.3.1.3.2 Papel aislante. Se fabrica con pulpa de madera o fibras vegetales.
El más utilizado como papel aislante es el papel Kraft el cual puede impregnarse
fácilmente.
Se emplea para aislamientos de conductores y cables, para hojas laminadas y
tubos impregnados o como refuerzo en aislamientos compuestos. Mediante la
impregnación del papel con barnices, aceites, resinas se consiguen varios
resultados:
- Se llenan los poros del papel y se tiende a eliminar la humedad.
7
- Aumenta la rigidez dieléctrica.
- Aumenta la resistencia al calor.
- Se reduce la tendencia a la contracción.
- Aumenta la conductividad térmica del papel, resultando de ello una mejor
eliminación de calor.
1.3.1.3.3 Telas aislantes. Son tejidos fabricados con telas animales y
vegetales. Son por naturaleza higroscópicas. Estos materiales deben
impregnarse adecuadamente con el objeto de mejorar sus propiedades
aislantes.
Se emplean como aislamiento de ranuras, páneles de transformadores, etc. Las
telas impregnadas con aceites se consideran como aislante clase A.
1.3.1.4 Materiales elastómeros. Se caracterizan por su extraordinaria
elasticidad. El material elastómero más conocido es el caucho natural. Tienen
excelentes propiedades dieléctricas, muy buenas propiedades mecánicas y
extraordinaria resistencia a la humedad y otros agentes químicos.
1.3.1.4.1 Caucho natural. Su conductividad eléctrica muy baja. Tiene dos
defectos:
- No tiene suficiente plasticidad para ser moldeado.
- Resulta muy sensible a los agentes atmosféricos. Se oxida con el oxígeno del
aire, envejece con la luz solar, se ablanda con el calor y se endurece con el frío.
En estas condiciones no es apto para ser utilizado en fines electrotécnicos.
8
1.3.1.4.2 Ebonita. Es un material duro, resistente a la tracción y a la
compresión y muy fácilmente mecanizable. Es muy poco higroscópica pero
resulta muy sensible al calor, por lo que no es conveniente someterla a
temperaturas mayores a 80°C. es combustible pero no arde con facilidad.
Tiene muy buenas propiedades dieléctricas pero varían mucho con la
temperatura de trabajo. Es resistente a la mayoría de ácidos y soluciones
alcalinas. Es resistente a las descargas disruptivas, pero se perfora con la
acción de los arcos intensos.
1.3.1.5 Siliconas. Poseen Gran estabilidad térmica, buena inercia química,
muy pequeña tensión interfacial, excelentes propiedades dieléctricas,
resistencia al oxígeno, al ozono y al efecto corona, resistencia a los agentes
químicos agresivos, ausencia de envejecimiento a los agentes climatológicos y
excelente resistencia a las sobrecargas a frecuencia industrial.
1.3.2 Aislantes líquidos. Los líquidos aislantes típicos son compuestos
orgánicos naturales o sintéticos que consisten esencialmente en mezclas de
compuestos isoméricos con alguna variación del peso molecular.
La función de los líquidos aislantes es proporcionar aislamiento eléctrico y
transferencia de calor. Como aislante, el líquido se usa para desplazar aire en
el sistema y proporcionar un medio de alta resistencia eléctrica.
Las desventajas de los líquidos aislantes son su flamabilidad, la solidificación a
bajas temperaturas y el desarrollo de presión a altas temperaturas en sistemas
sellados.
1.3.2.1 Aceites aislantes. Son hidrocarburos refinados de depósitos de
petróleo crudo. Se emplean en transformadores e interruptores por inmersión
9
de estos equipos, además de su utilización en la fabricación de barnices
aislantes. Una de las ventajas de todos los aceites aislantes es su propiedad de
autoregenerarse después de una perforación dieléctrica o una descarga
disruptiva, aunque si esta es muy elevada, puede sobrecalentar el aceite
provocando su combustión.
La mayor desventaja es que son inflamables, y pueden provocarse acciones
químicas por arcos eléctricos o por descargas estáticas con desprendimiento de
gases combustibles como hidrógeno, metano y otros que se vuelven explosivos
al mezclarse con el aire.
Los aceites aislantes se clasifican de la siguiente manera:
1.3.2.1.1 Aceites vegetales. Se emplean sobre todo para la impregnación de
papeles y tejidos aislantes y como secantes en la fabricación de barnices
aislantes.
1.3.2.1.2 Aceites resinosos. Hace muchos años fueron utilizados como
dieléctricos para transformadores; Su principal aplicación está en la
preparación de masas aislantes. Tiene una buena capacidad de penetración y
buenas propiedades dieléctricas
1.3.2.1.3 Aceites minerales. Se utiliza en todas las aplicaciones
electrotécnicas que necesitan aceites aislantes (interruptores, condensadores,
transformadores, etc)
La constante dieléctrica de los aceites minerales es baja, ya que ellos son
esencialmente no polares. La resistencia dieléctrica varía considerablemente
con el estado de pureza; es económico en comparación con otros aceites
10
aislantes. Se inflama cuando es descompuesto por el calor o por el arco
eléctrico ya que entre sus productos de descomposición está el hidrógeno que
reacciona violentamente con el oxígeno y esta reacción está acompañada de
incendio y explosión.
En interruptores los aceites minerales deben actuar no solamente como
aislamiento entre las partes conductoras sino también apagar rápidamente el
arco de ruptura en el momento de la desconexión.
En transformadores debe aislar los devanados entre sí y con la cuba del
transformador para evitar cualquier posibilidad de arco eléctrico y al mismo
tiempo actuar como agente refrigerante evacuando las pérdidas caloríficas
producidas en el devanado y en el hierro por efecto Joule , corrientes parásitas,
etc.
1.3.2.2 Líquidos sintéticos. Son llamados en general Askareles los cuales son
resistentes a la oxidación y a la sedimentación; No son inflamables, cuenta con
una elevada constante dieléctrica. Tiene un factor de pérdidas muy elevado y
su costo es muy alto en comparación con los aceites minerales.
En transformadores permite una reducción del tamaño y de las separaciones
debido a su mayor rigidez dieléctrica. No es adecuado para interruptores
debido a la elevada concentración de ácido clorhídrico que se produce como
consecuencia de los continuos arcos eléctricos. Su uso ha sido prohibido
debido a su toxicidad y resistencia a la biodegradación en el ambiente.
1.3.2.2 Líquidos fluorocarbónicos. Tiene bajas permitividades y muy
baja conductividad. Son inertes químicamente. Estos compuestos se han
usado para llenar aparatos electrónicos y grandes transformadores para dar
altas tasas de transferencia de calor con alta resistencia dieléctrica.
11
El uso de estos líquidos ha sido prohibido por el daño que causa en la capa de
ozono, debido al fluor que contiene.
1.3.2.4 Fluidos silicónicos. Tienen una alta estabilidad térmica, un bajo
coeficiente de temperatura de viscosidad, bajas pérdidas dieléctricas y alta
resistencia dieléctrica. Estos fluidos tienen la tendencia de formar trayectorias
de carbonización más intensas que otros líquidos aislantes, cuando ocurre la
ruptura.
1.3.2.5 Fluidos estéricos: Tienen alta constante dieléctrica. Sus
conductividades son en general algo mayores que las de los otros líquidos
aislantes; Su estabilidad térmica es muy pobre. Se ha utilizado en capacitores
de alta frecuencia y en capacitores almacenadores de energía.
1.3.2.6 Tetracloruro de carbono. Es un líquido no inflamable. Tiene bajo
punto de ebullición; Se emplea en la preparación de líquidos extintores para
centrales y subestaciones eléctricas. Se emplea también como extintor de arco
eléctrico en los fusibles de A.T y en interruptores y pararrayos.
1.3.3 Aislantes gaseosos. Un gas en estado normal, es decir, no expuesto a
ningún agente ionizante es un material aislante perfecto.
1.3.3.1 El aire. Es el material aislante más empleado y también el más
económico. Se emplea como dieléctrico en generadores electrostáticos, en
cables de A.T, en sistemas de transmisión y distribución de energía y como
refrigerante en transformadores de potencia.
12
1.3.3.2 Hexafluoruro de azufre (SF6). Es cada vez más utilizado en equipos
eléctricos (celdas de M.T, interruptores, etc). Se ha comprobado que es el
único gas que posee reunidas las propiedades físicas, químicas y eléctricas
favorables para la extinción del arco eléctrico. Es incoloro, inoloro, no tóxico y
no inflamable. Es posible cortar con SF6 corrientes 100 veces mayores que
aquellas que podrían ser cortadas con aire bajo las mismas condiciones.
1.4 TEMPERATURA Y LOS MATERIALES AISLANTES
La temperatura es uno de los factores que más afectan la vida de los
aislamientos en las máquinas eléctricas. En el caso de los transformadores,
durante su operación, las pérdidas por temperatura están localizadas en
diferentes puntos.[24].
1.4.1 Núcleo o circuito magnético. Son producidas por el efecto de histéresis
y las corrientes circulantes en las laminaciones. En las laminaciones son
dependientes de la inducción, es decir, que influye en el voltaje de operación.
1.4.2 Devanados. Las pérdidas se deben principalmente al efecto joule y en
menor medida por corrientes de foucault. Estas pérdidas dependen de la carga
del transformador.
Se presentan también pérdidas en las uniones o conexiones que se conocen
como “puntos calientes” así como en los cambiadores de derivaciones. Todas
estas pérdidas producen calentamiento y se deben eliminar por medio de la
aplicación de distintos medios de enfriamiento.
1.5 ELEMENTOS DIELÉCTRICOS EN TRANSFORMADORES
13
En un transformador de potencia se encuentran principalmente dos tipos de
materiales que operan como dieléctrico.[6].
1.5.1 Aislamiento líquido. El aislamiento líquido de un transformador esta
constituido por el aceite mineral. La composición ideal de un aceite debe darle
a estos, dos características importantes: Estabilidad al calor y estabilidad a la
tensión dieléctrica.
1.5.2 Aislamiento sólido. Constituido principalmente por papel, cartón y la
madera que son materiales compuestos principalmente por celulosa que
corresponde a un polímero. El aislamiento entre arrollamientos y el
aislamiento respecto a la masa constituyen el aislamiento principal.
1.5.2.1 Aislamiento entre espiras y entre capas de espiras. Está constituido
generalmente por varias capas de papel enrolladas sobre el conductor con un
espesor que depende del diseño de la máquina.
1.5.2.2 Aislamiento entre bobinas. Las bobinas se colocan sobre tubos
aislantes de papel baquelizado que no solamente actúan como aislamiento, sino
también para proporcionar la necesaria fijación mecánica cuando las bobinas
constan de muchas espiras.[7].
1.5.2.3 Aislamiento entre devanados de A.T y BT. Está constituido
generalmente por uno o más cilindros aislantes de cartón prensado y de papel
impregnado con resinas sintéticas.
Los transformadores están por lo general enfriados por aire o aceite y cualquier
método de enfriamiento debe ser capaz de mantener una temperatura de
14
operación suficientemente baja y prevenir puntos calientes en cualquier parte
del transformador.
14
2. DESCARGAS PARCIALES
Una Descarga Parcial (DP) es una falla eléctrica que se produce en un medio
aislante y que une parcialmente el aislamiento entre conductores. Los pulsos
generados por DP originan ondas electromagnéticas, ondas acústicas,
sobrecalentamientos locales y reacciones químicas. Teóricamente, estos
fenómenos si son detectados constituirán posibles indicadores de defectos por
DP.
Las DP pueden ocurrir en huecos o cavidades en aislantes sólidos, en burbujas
de gas en aislantes líquidos o entre capas de aislantes con diferentes
características dieléctricas. También pueden ocurrir en ángulos agudos o en
puntas de superficies metálicas.[8].
Los aislantes entre conductores no son homogéneos y tienen cavidades /
huecos (burbujas). Estas están generalmente llenas de un medio que tiene una
resistencia al rompimiento menor que la del medio eléctrico (aislante).
Asimismo, la constante dieléctrica de la cavidad es generalmente menor que la
del aislante, lo que lleva a que la intensidad del campo en el hueco sea mayor
que en el aislante. Cuando el voltaje en el hueco exceda el valor límite para el
rompimiento, se rompe el aislamiento y hay una descarga (hay flujo de cargas).
2.1 EFECTOS DE UNA DP
15
El efecto neto que se tiene cuando las descargas parciales ocurren regular y
periódicamente, es que se produce una erosión lenta del aislamiento. La
erosión en el aislamiento implica que la cavidad donde ocurre la descarga
parcial es cada vez mayor y el espesor del material aislante es cada vez menor,
llegando tarde o temprano al caso límite en donde ocurre un rompimiento total
del aislamiento. El rompimiento por erosión puede ocurrir en lapsos de tiempo
que van desde pocos días hasta muchos años, dependiendo de la energía de la
DP, del tamaño de la cavidad y de la rata de repetición.
Cuando las descargas parciales ocurren en burbujas de gas en medios
dieléctricos líquidos, lo que sucede es que el líquido dieléctrico aislante
también se degrada con cada descarga, produciendo burbujas de gas nuevas.
Este exceso de burbujas en el líquido disminuye su resistencia dieléctrica.
Cuando se acumulan muchas burbujas pequeñas en el mismo lugar, se produce
una burbuja grande en la cual también puede producirse una descarga grande
que rompa completamente el dieléctrico.
Dependiendo de la intensidad de la descarga parcial estas pueden estar
acompañadas por la emisión de luz, calor, sonido y un voltaje de radio
influencia RIV (con un amplio rango de frecuencias).
El voltaje de radioinfiuencia RIV es un voltaje de radio frecuencia
generalmente producido por descargas parciales y medido en los terminales del
equipo con el propósito de determinar el efecto de interferencia
electromagnética de las descargas.[10].
3. ANÁLISIS FISICOQUÍMICO EN ACEITES DIELÉCTRICOS
La vida de un transformador de potencia depende de su sistema dieléctrico
compuesto por un conjunto de materiales que separan y/o soportan las partes
conductoras energizadas o energizables del equipo (materiales aislantes sólidos
o líquidos).
Las deficiencias que presenta un material aislante de un transformador se
pueden medir en toda su dimensión cuando se analizan los efectos producidos
por la presencia de agua y sobrecalentamiento del equipo en los diferentes
materiales aislantes presentes en el transformador.[[3], [4].
3.1 MUESTREO DE ACEITE EN TRANFORMADORES DE POTENCIA
Existen dos tipos de muestreo de aceite en transformadores de potencia: para
análisis químico y para análisis de gases disueltos en aceite. La toma de
muestras se debe hacer de la válvula de drenaje principal.
3.1.1 Muestreo de aceite para análisis químico. Se debe asegurar que la
válvula principal esté cerrada. Limpiar lo mejor posible toda la válvula,
especialmente por donde se va a extraer el aceite. Abrir lentamente la llave de
la válvula y dejar salir un poco de aceite en forma continua. Muchas veces el
aceite que sale contiene mugre o agua. ( agua que provenga de la llave misma)
no utilizar este aceite; debe ser descartado.
Colocar la manguera en la salida de la válvula y el otro extremo en el recipiente
de plástico oscuro donde se contendrá la muestra. Dejar fluir el aceite
despaciosamente sin que haya burbujas y llenar el recipiente sin llegar al tope,
para permitir la expansión del aceite dentro del contenedor sellado.
3.1.2 Muestreo de aceite para análisis de gases disueltos. La muestra se debe
tomar con una jeringa especial para análisis de gases disueltos en aceite. En el
extremo de la aguja, la jeringa de muestreo tiene una pequeña manecilla de
plástico con tres posiciones:
Con la manecilla apuntando hacia la jeringa, el aceite puede fluir desde la
manguera (Tubo de tygon) que está conectada a la válvula sin que el aceite
entre a la jeringa.
Con la manecilla apuntando hacia el lado opuesto, El aceite de la jeringa puede
ser expulsado por el puerto lateral de la llave plástica.
Con la manecilla apuntando hacia un lado, El aceite puede entrar desde la
manguera conectada a la válvula hacia la jeringa.
Para tomar la muestra, se deja salir un poco de aceite por el puerto lateral
(manecilla hacia la jeringa) con el fin de que se pueda expulsar el aire
existente. Se debe dejar que la presión del transformador mueva el émbolo de
la jeringa hasta llenar aproximadamente 40 cc. No se debe halar el pistón
manualmente ya que esto puede repercutir en la entrada de aire a la jeringa.
La figura 1 muestra un esquema de una jeringa utilizada para la toma de
muestras de aceite para análisis cromatográfico.
Figura 1. Jeringa para toma de muestra de aceite
3.2 PRUEBAS REALIZADAS A LOS ACEITES AISLANTES
Con las pruebas de laboratorio se intenta obtener información sobre las
propiedades funcionales (físicas, eléctricas y químicas) del aceite mineral
aislante utilizado en equipos eléctricos y así poder determinar con exactitud el
tipo de falla que se presenta y cuales son las causas de estas. Las principales
pruebas que se realizan a los aceites son. [2], [3], [4], [20].
3.2.1 Color. La determinación del color es un parámetro que rápidamente
puede dar una pauta o actuar como indicador del grado de contaminación y/o
degradación del aceite mineral que actúa como aislante.
El color de un aceite aislante está determinado por la luz transmitida por este y
está expresado por un número obtenido de su comparación con una serie de
patrones normalizados.
Se coloca una muestra del líquido aislante en el compartimiento del equipo
destinado para tal fin. Con la ayuda de una fuente de luz se determina la escala
en la cual se encuentra el aceite. Esta escala está determinada entre colores 0 y
8. El aceite dieléctrico para transformadores de potencia debe ser claro y
brillante con un color máximo 0.5.1
Un índice de color fuerte o transformado rápidamente puede indicar
degradación o contaminación del aceite. Además, por su aspecto visual se
pueden poner en evidencia turbulencias y sedimentos indicando la presencia
de agua, lodos insolubles, carbón, fibras, polvos, etc.
El equipo utilizado se denomina colorímetro, el cual se compone de una fuente
de luz, lente de colores normalizados y un compartimiento para colocar en él la
muestra de aceite que será probada
Figura 2. Colorímetro
3.2.2 Tensión interfacial. Es la medida de la fuerza de atracción entre dos
moléculas diferentes; es, por tanto, la fuerza en dinas por centímetro
requerida para romper la película de aceite existente en una interfase aceite-
agua.
La tensión interfacial se determina al medir la fuerza necesaria para separar un
anillo plano de alambre de platino de la superficie del liquido con mayor
tensión superficial. Las mediciones se realizan en condiciones de desequilibrio
rigurosamente normalizadas y dentro del minuto transcurrido luego de la
deformación de la superficie de contacto
En aceites aislantes en servicio, un decrecimiento de su valor original indica la
acumulación de contaminantes, de productos resultantes de la oxidación o de
ambos. La tensión interfacial de un aceite nuevo a 25 °C debe ser mínimo 40
dinas/cm.
El equipo que se utiliza en la realización de esta prueba se denomina
Tensiometro, el cual está provisto de un alambre de torsión donde se aplica la
fuerza necesaria para levantar el anillo. Este anillo esta fabricado en alambre
fino de platino y tiene forma casi circular.
3.2.3 Contenido de humedad. El agua presente en el aceite dieléctrico está
asociada a los ácidos orgánicos que se forman de la oxidación de hidrocarburos
y contribuye así a hacer más conductor dicho aceite.
El agua es un catalizador activo de gran número de reacciones químicas y de
todas las reacciones bioquímicas. Por ello su presencia en el aceite de
transformador y en la celulosa del papel y la madera presentes en el
transformador, contribuyen a oxidar y degradar dichos materiales, además de
ser una sustancia corrosiva frente a la mayoría de los metales.
Un contenido bajo de agua en el aceite aislante es necesario para obtener y
mantener aceptable la rigidez dieléctrica y unas bajas pérdidas dieléctricas en
los sistemas aislantes. El contenido de agua máximo en un aceite dieléctrico
nuevo es de 30 ppm (partes por millón) y se considera que debe ser regenerado
si supera las 35 ppm.
El equipo utilizado para realizar esta prueba se denomina coulomímetro y es
mostrado en la figura 3
Figura 3. Coulomímetro
3.2.4 Punto de anilina. Se denomina punto de anilina a la menor temperatura
a la cual un producto de petróleo es completamente miscible con un volumen
igual de anilina.
El aceite dieléctrico como la mayoría de los derivados del petróleo contiene
gran variedad de hidrocarburos. Estos son principalmente de tres tipos:
Parafinas, Naftalenos y Aromáticos. El punto de anilina puede indicar, tanto
aromaticidad como solvencia de los hidrocarburos.
Para la realización de esta prueba, se colocan volúmenes de anilina y muestra
de aceite en un tubo de ensayo y se mezclan mecánicamente. La muestra se
calienta a velocidad controlada hasta que las dos muestras comienzan a ser
miscibles. La muestra se enfría a velocidad constante y la temperatura a la cual
las dos fases se separan se toma como punto de anilina.
El aceite dieléctrico para transformadores de potencia debe tener un punto de
anilina entre 63°C y 84°C.1 Los lodos producto de la oxidación que se
acumulan en los devanados son disueltos con aceite dieléctrico a temperatura
del punto de anilina. En esta prueba se utilizan tubos de ensayo, un agitador
operado manualmente y un termómetro.
3.2.5 Punto de inflamación. La exposición controlada a altas temperaturas en
condiciones desfavorables de falla, puede producir cantidades suficientes de
hidrocarburos de bajo peso molecular que disminuyen el punto de inflamación
del aceite.
Para la realización de este ensayo se utiliza un aparato de copa abierta. El
recipiente se llena con la muestra hasta el nivel especificado. La temperatura
se aumenta rápidamente y después lentamente cuando se aproxima el punto de
inflamación. La temperatura que tenga el aceite cuando ocurra dentro de la
copa una llama instantánea, o sea cuando los vapores que halla desprendido el
aceite se inflamen instantáneamente, se conoce como punto de inflamación.
Un punto de inflamación bajo es indicio de la presencia de sustancias volátiles
combustibles en el aceite.1 En este ensayo se utiliza un equipo de copa abierta
y un termómetro con un intervalo de temperatura entre 6°C y 400°C.
3.2.6 Número de neutralización. Es una medida de los agentes contaminantes
ácidos en el aceite que se presentan debido a cambios químicos como la
oxidación. Se expresa como el valor del peso en miligramos de Hidróxido de
Potasio (KOH) requerido para neutralizar la acidez de un gramo de muestra de
aceite aislante
(mg KOH/g)
Este valor en un aceite nuevo es medida de la eficacia del proceso de
purificación del aceite y este aumenta como consecuencia del envejecimiento
por oxidación y es utilizado como guía general que permite determinar el
momento preciso para reemplazarlo o regenerarlo.
El numero de neutralización no debe superar los 0.025 mg KOH/g aceite en
aceites nuevos ni debe ser mayor de 0.4 mg KOH/g aceite en aceites usados.
En la realización de esta prueba se utiliza un titulador potenciométrico, con
registrador automático o manual en el cual se leen los resultados obtenidos y se
consignan en el protocolo correspondiente.
Figura 4. Titulador potenciométrico
3.2.7 Gravedad específica. Es el valor adimensional que da la razón entre la
masa de un volumen dado de aceite y la masa de agua para ese mismo
volumen. Con este se detecta la presencia de contaminantes y, además sirve
para determinar el origen del aceite.
La gravedad específica no es un factor esencial para determinar la calidad del
aceite, pero puede ser útil para identificar el tipo de aceite o descubrir
modificaciones importantes en su composición. Esta característica a 15°C
oscila entre 0.865 y 0.910
3.2.8 Tensión de ruptura dieléctrica. La tensión de ruptura es importante
como medida de la capacidad de un aceite para resistir los esfuerzos eléctricos.
Sirve para indicar la presencia de agentes contaminantes tales como agua,
suciedad o partículas conductoras en el líquido.
La principal causa en el descenso de la resistencia dieléctrica de un aceite es el
agua contenida en este. También los productos de la oxidación y otras
impurezas sólidas son importantes.
Esta prueba se realiza empleando diferentes tipos de electrodos y a diferentes
distancias según las normas establecidas
Cuadro 2. Distancias entre electrodos en el Chispometro
ASTM D
877
ASTM D 1816
Tensión Distancia entre electrodos Tensión
0.04 in 30 kV
35 kV 0.08 in 60 kV
El equipo utilizado se denomina Chispómetro en el cual se introduce un
recipiente con una cantidad determinada de aceite (fig. 5). El nivel de tensión
aumenta a partir de cero con una velocidad ½ kV/s hasta que se presente una
ruptura del dieléctrico cuando se acciona el circuito de interrupción y se
registra su valor.
Para determinar el valor de la tensión de ruptura dieléctrica se pueden realizar
cinco rupturas a una sola muestra. El promedio se considera como la tensión
de ruptura de la muestra..
Figura. 5. Chispómetro
3.2.9 Factor de potencia. El factor de potencia (o factor de disipación) es una
medida de las pérdidas dieléctricas que ocurren en un líquido aislante cuando
se usa dentro de un campo eléctrico y de la energía disipada en forma de calor.
Esta característica es muy sensible a la presencia en el aceite de sustancias
polares solubles contaminantes de productos de envejecimiento o de sustancias
coloidales. Los cambios pueden ser detectados aunque la contaminación sea tan
baja que los métodos químicos no puedan detectarla.
El valor del factor de potencia no debe superar el 0.1% a 25°C.1 Para obtener
mayor información se puede medir el factor de potencia a temperaturas más
altas que la ambiente (90 °C o 100 °C).
3.2.10 Viscosidad. La viscosidad de un aceite se refiere a la resistencia al flujo
que presentan las partículas de aceite entre sí.
Para obtener la viscosidad de un líquido aislante se debe colocar a una
temperatura controlada una cantidad fija de liquido que fluye bajo gravedad a
través de un capilar de un viscosímetro calibrado.
La viscosidad es el producto de la medida del tiempo de flujo el cual es medido
en segundos, por la constante de calibración del viscosímetro. En aceites
usados, un incremento de viscosidad casi siempre indica oxidación del aceite,
ya que la oxidación de las moléculas de aceite incrementa su tamaño y por
consiguiente el espesamiento del aceite. El valor para aceites nuevos a 40°C
debe ser máximo de 11cSt1
En esta prueba se utiliza un viscosímetro de tipo capilar de vidrio debidamente
calibrado y soportes para los mismos. Además, se utilizan termómetros para
líquidos y cronómetro graduado con divisiones cada dos segundos.
3.3. ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS
El análisis de gases que puede practicarse en un transformador de potencia
puede ser de dos tipos: análisis de los gases acumulados en la parte superior,
libre o vacío del transformador conocido como análisis de gases libres (AGL) y
el análisis de gases disueltos (AGD) en el aceite dieléctrico.
De estos, el análisis de gases disueltos es el que más significado tiene en el
diagnóstico de fallas prematuras de los transformadores de potencia. Con esta
prueba se intenta diagnosticar el estado del equipo eléctrico que contiene
aceite mineral sometido a esfuerzos eléctricos, térmicos y mecánicos; Estos
tipos de esfuerzos cuando se presentan producen gases dependiendo del
material donde se encuentren localizados y estos gases son disueltos en el
aceite aislante.
El estudio de gases disueltos se realiza a través de la técnica de cromatografía
de gases y tiene por objeto determinar cualitativa y cuantitativamente los gases
disueltos en el aceite producto de la descomposición térmica de la celulosa o
del mismo aceite. La cromatografía como técnica de separación de compuestos
de similar comportamiento físico-químico se fundamenta en la diferente
atracción que experimentan las moléculas de estos compuestos, frente a la del
otro material que actúa como absorbente. Dependiendo de los gases detectados
y de su cantidad se pueden diagnosticar diferentes tipos de fallas. [3] [4]
El cuadro 3 muestra los componentes gaseosos que pueden ser identificados y
cuantificados por medio de la cromatografía de gases.
Cuadro 3. Gases presentes en el aceite
TIPOS DE GASES PRESENTES EN EL ACEITE
GASES
COMBUSTIBLES
SÍMBOLO OTROS GASES SÍMBOLO
Monóxido de carbono CO Propano C3H8
Metano CH4 Propileno C3H6
Hidrógeno H2 Oxigeno O2
Etileno C2H4 Nitrógeno N2
Etano C2H6 Dióxido de carbono CO2
Acetileno C2H2
La concentración de gases que son permitidos en transformadores de potencia
varían de acuerdo al tiempo que el equipo tiene en servicio. En el cuadro 4 se
muestran las concentraciones máximas en ppm que son admisibles en un
transformador.[2]
Cuadro 4 Concentraciones máximas permisibles de gasesen aceites aislantes
GAS CONCENTRACION (ppm) DISUELTA
Hidrógeno (H2) Menos de 20n + 50
Metano (CH4) Menos de 20n + 50
Etileno (C2H4) Menos de 20n + 50
Acetileno (C2H2) Menos de 5n + 10
Monóxido de carbono
(CO)
Menos de 5n + 10
Dióxido de carbono Menos de 25n + 10
Etano (C2H6) Menos de 20n + 50
TCG Menos de 110n +710
En donde:
n = Número de años en servicio
TCG = Total gases combustibles
3.3.1 Tipos de fallas. Los gases de falla son generados por la degradación del
aceite y del papel por tres procesos principalmente: fallas térmica ( aceite y
celulosa), arco y descargas parciales (corona).
Estos gases son producidos por la presencia de estas tres clasificaciones debido
a diferentes tipos de falla, unido al sobrecalentamiento el cual es típicamente
generado por procesos de degradación.
3.3.1.1 Fallas térmicas. La descomposición térmica es de dos tipos
3.3.1.1.1 Descomposición térmica del aceite. Los productos de
descomposición incluyen etileno y metano, junto con pequeñas cantidades de
hidrógeno y etano. Las cantidades de acetileno pueden ser formadas si la falla
es severa o involucra contactos eléctricos. El principal gas presente es el
etileno (C2H4).
3.3.1.1.2 Descomposición térmica de la celulosa. Caracterizada por altas
cantidades de dióxido de carbono y monóxido de carbono que son
desarrollados por sobrecalentamiento de la celulosa. Gases como metano y
etano serán formados si la falla envuelve una estructura impregnada de aceite.
El principal gas es el monóxido de carbono(CO).
3.3.1.2 Arco. La ruptura del aceite aislante por arco es caracterizado por la
producción de hidrógeno y acetileno como los gases de falla predominantes.
Estos están acompañados por etileno y pequeñas cantidades de otros productos
térmicos como monóxido de carbono y dióxido de carbono que pueden resultar
por descargas en la celulosa, dependiendo de la degradación y de la cantidad de
potencia que acompaña el arco. El principal gas es acetileno (C2H2).
3.3.1.3 Descargas parciales (corona). Virtualmente el único gas producido por
descargas parciales en aceite es Hidrógeno. Además de hidrógeno, otros gases
pueden ser también producidos por reacción entre la humedad (
particularmente por agua libre) y el contacto con partes metálicas.
3.3.2 Métodos para diagnóstico de fallas. El uso de la relación de gases para
indicar tipos de falla es un proceso basado en la experiencia de investigadores.
Estos procesos son atribuidos a Doernenburg y luego confirmados por Rogers.
Además, existe otro proceso utilizado conocido como “ gas clave”. Cada
laboratorio adopta su propia técnica de análisis de resultados tomando como
base los procesos mencionados anteriormente.
Existen cinco (5) relaciones de ciertos gases combustibles como indicadores de
tipos de falla:
Cuadro 5. Relación de gases
N° SÍMBOLO RELACIÓN
1 R1 2
4H
CH
2 R2 42
22HC
HC
3 R3 4
22CH
HC
4 R4 22
62HC
HC
5 R5 62
42HC
HC
3.3.2.1 Método de relación de Doernenburg. Este método sugiere la existencia
de tres tipos de fallas (degradación térmica, corona y arco). Utiliza
concentraciones de gases de los cuales las relaciones R1, R2, R3 y R4 mostradas
en la cuadro 5 son utilizadas.
Los valores son comparados con los valores estipulados en el cuadro 4 para
comprobar si estos pueden considerarse como un problema y de esta manera
poder aplicar las relaciones de análisis. Al aplicar las relaciones, se comparan
los resultados obtenidos con los datos estipulados en el cuadro 6. Este cuadro
muestra los valores límites para relaciones de gases disueltos en aceite
utilizando el método de relación de Doernenburg.
Cuadro 6. Diagnósticos aplicando el método de Doernenburg
DIAGNOSTICO R1 R2 R3 R4DESCOMPOSICIONTÉRMICA
>1.0 < 0.75 <0.3 >0.4
CORONA <0.1 No aplica <0.3 >0.4ARCO >0.1
<1.0>0.75 >0.3 >0.4
3.3.2.2 Método de relación de Rogers. Este método sigue el mismo
procedimiento que el método Doernenburg, excepto que utiliza 3 relaciones
R1, R2 y R5 (cuadro 5). Los valores son comparados con los valores estipulados
en el cuadro 4, para comprobar si estos pueden considerarse como un
problema y de esta manera poder aplicar las relaciones de análisis. Al aplicar
las relaciones, se comparan los resultados obtenidos con los datos estipulados
en el cuadro 7. Este cuadro muestra los valores límites para relaciones de gases
disueltos en aceite utilizando el método de relación de Rogers.
Cuadro 7. Diagnósticos aplicando el método de Rogers
DIAGNOSTICO R1 R2 R5
funcionamiento normal >0.1<1.0
<0.1 <1.0
Descargas de baja potencia( corona)
<0.1 <0.1 <1.0
Descargas de alta potencia (arco) 0.1-1.0 0.1-3.0 >3.0descomposición térmica (bajatemperatura)
>0.1<1.0
<0.1 >1.0<3.0
descomposición térmica < 700°c >1.0 <0.1 1.0-3.0
descomposición térmica >700°c >1.0 <0.1 >3.0
3.3.2.3 Evaluación por el método de “Gas clave”. Consiste básicamente en la
determinación cualitativa del tipo de falla partiendo de los gases que son
típicos o predominantes. Para realizar este análisis se deben sumar todos los
gases combustibles que estén presentes en la muestra y determinar que
porcentaje del total de gases, representa cada uno de los gases encontrados y
así poder emitir un diagnóstico. El valor encontrado con la suma de dichos
gases se conoce como TCG. Las figura 6 muestra las proporciones relativas
para las fallas que se presentan generalmente.
SOBRECALENTAMIENTO DEL ACEITE
2
16 19
63
010203040506070
CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
GAS
PR
OP
OR
CIO
N
RE
LATI
VA
(%)
6 a) Proporción relativa de gases debido a sobrecalentamiento en el aceite
SOBRECALENTAMIENTO DE LA CELULOSA
92
0
20
40
60
80
100
CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
GAS
PR
OP
OR
CIO
N
RE
LATI
VA
(%
)
6 b) proporción relativa de gases debido a sobrecalentamiento en la celulosa
ARCO
60
5 2 3
30
0
10
20
30
40
50
60
70
CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
GAS
PR
OP
OR
CIO
N
RE
LATI
VA
(%
)
6 c) proporción relativa de gases por presencia de arco
CORONA
85
131 1
0
20
40
60
80
100
CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
GAS
PR
OP
OR
CIO
N
RE
LATI
VA
(%
)
6 d) Proporción relativa de gases por descargas parciales (corona)
Figura 6. Proporciones relativas para determinación de tipos de fallas
3.3.3 Descripción de la prueba. Luego de obtener la muestra
correspondiente utilizando el método expuesto en el numeral 3.1.2 y
ser llevada al laboratorio, se procede a extraer los gases que se
encuentran disueltos en el aceite luego de la introducción de una
muestra de líquido en un pre-evacuador.
Figura 7. Pre-evacuador
Los gases envueltos son comprimidos a presión atmosférica utilizando un gas
portador que para nuestro caso es Argón. Se inyecta una cantidad de este gas
medido en una jeringa en el pre-evacuador con el fin de que se mezclen los
diferentes gases presentes en el aceite con el argón y puedan ser extraídos.
Una porción de los gases extraídos son introducidos dentro del cromatógrafo de
gases equipado con columnas para una absorción apropiada y detectores los
cuales determinan por comparación el tipo y cantidad de gases presentes en el
aceite.
3.3.4 protocolo. En él se encuentran consignados todos los datos del
transformador y de la prueba.
En primer lugar se relacionan los datos característicos tomados de la placa del
transformador: subestación, módulo, marca, potencia, tensión, serie y año de
fabricación. También se consigna la marca del cromatógrafo en el cual se
analiza la muestra, y la fecha en la cual se realizó dicho análisis.
Posteriormente se encuentran relacionados los valores en partes por millón
(ppm) de cada uno de los gases combustibles y no combustibles presentes en la
muestra de aceite que fue analizada. También se encuentra consignado el
porcentaje que representa cada uno de los gases combustibles en el total de
gases de este tipo presentes en la muestra.
Además se muestran cada uno de los valores obtenidos aplicando las diferentes
relaciones de gases consignadas en la tabla 3.4.
Para el análisis de los datos obtenidos se tuvieron en cuenta el método de
rogers por ser este la versión mejorada del método de Doernenburg, y el
método del gas clave, el cual nos muestra gráficamente la cantidad de gases
combustibles presentes en la muestra.
Por ultimo se enuncia el diagnóstico correspondiente y las observaciones que al
respecto se puedan hacer.
El siguiente cuadro es un bosquejo del protocolo que se utilizará para consignar
los datos correspondientes a cromatografía de gases.
LABORATORIO DE ACEITESDIELECTRICOS
PRUEBA DE CROMATOGRAFÍADE GASES DISUELTOS EN
ACEITE
Cuadro 8. Protocolo cromatografía de gases disueltos en aceite (3.7)
Fecha : Tensión:Subestación : Serie :Módulo : Año :Marca : Equipo:Pot. Nominal:
RESULTADOSGASES (ppm) % Gas Clave
HIDRÓGENO H2
METANO CH4
MONÓXIDO DE CARBONO COETILENO C2H4
ETANO C2H6
ACETILENO C2H2
TOTAL G. COMBUSTIBLESOXIGENO O2
NITRÓGENO N2
DIÓXIDO DE CARBONO CO2
TOTAL DE GASES
ESPACIO RESERVADO PARA DIAGRAMACIÓN MÉTODO DEL GAS CLAVE
METODO DE RAZONES
R1. CH4/H2 =
R2. C2H2/C2H4 =
R3. C2H2/CH4 =
R4. C2H6/C2H2 =
R5. C2H4/C2H6 =
RELACIÓN DE ROGERS: Descargas de baja potencia ( descargas parciales)
OBSERVACIONES:
ESPACIO RESERVADOPARA DIAGRAMACION
MÉTODO DEL GAS CLAVE
LABORATORIO DE ACEITESDIELECTRICOS
PRUEBA DE CROMATOGRAFÍADE GASES DISUELTOS EN
ACEITE
3.3.5 Cromatógrafo Varian Star 3400 CX. Por medio de este equipo se puede
realizar las pruebas cromatográficas a los aceites utilizados como aislantes
eléctricos que pueden descomponerse bajo la influencia del calor y tensiones
eléctricas y de esta manera producir gases producto de la variación y
descomposición de los compuestos disueltos en el aceite. La naturaleza y
cantidad de los gases que pueden ser encontrados y analizados pueden ser
indicativo del tipo de daño o anormalidad que existe al interior del equipo
eléctrico por la generación de gases.
Figura 8. Cromatógrafo
El cromatógrafo está compuesto por los siguientes elementos:
3.3.5.1 Columnas. Es el lugar donde ocurre la separación. Se dice que es el
corazón de un cromatógrafo. Los materiales con los cuales generalmente se
pueden elaborar las columnas son: cobre, aluminio, acero inoxidable, vidrio ó
teflón.
Figura 9. Columna capilar
El cromatógrafo VARIAN STAR 3400 CX posee dos columnas de vidrio las
cuales son llamadas Porapak y molecular.
La columna porapak es la mas larga; Tiene un longitud de 13 ft y un espesor de
1/8 in, mientras que la columna molecular solo mide 3 ft y tiene un espesor de
1/8 de in.
Los gases al ingresar al cromatógrafo, atraviesan primero la columna porapak.
Los gases de menor peso molecular, es decir más livianos son los primeros en
pasar y posteriormente se depositan en la columna molecular. Los gases de
mayor peso molecular tardan mas tiempo en pasar, pero al final son estos los
que se depositan en la columna porapak.
3.3.5.2. Detectores. Es un dispositivo para revelar la presencia de las
sustancias eluídas a la salida de la columna cromatográfica. El Detector es un
dispositivo capaz de convertir una propiedad física, no medible directamente,
en una señal elaborable y ofrecer información sobre la naturaleza y magnitud
de la propiedad física.
En cromatografía un detector funciona comparando una propiedad física entre
el gas portador puro y el mismo gas portador llevando cada uno de los
componentes que previamente se han separado en la columna; Esta acción se
traduce en una señal tipo eléctrica, que posteriormente se amplificará mediante
un registrador gráfico o integrador permitiendo indicar el momento que salen
de la columna los componentes. El equipo VARIAN STAR 3400 CX utiliza dos
tipos de detectores.
3.3.5.2.1 Detector de Conductividad Térmica (TCD). Mide la conductividad
térmica del gas portador, ocasionada por la presencia de sustancias disueltas.
Una celda del detector contiene un filamento que se calienta cuando se le
aplica una corriente. Cuando por la celda pasa el gas portador conteniendo
algún soluto se produce un cambio en la corriente del filamento. El cambio en
la corriente se compara contra la corriente en una celda de referencia. Esta
diferencia se mide y se obtiene una señal. Usualmente el TCD está construido
con cuatro filamentos de renio/ tungsteno.
Los gases detectados por este dispositivo son Hidrógeno, Oxigeno y Nitrógeno.
3.3.5.2.2 Detector de Ionización por llama (FID). Los compuestos son
quemados en una llama de aire-hidrógeno. Aquellos compuestos que contienen
Carbono producen iones que son atraídos hacia un colector. El número de
iones que golpean el colector son medidos y así se genera una señal.
Los gases detectados por este dispositivo son metano, Monóxido de carbono,
Dióxido de carbono, Etileno, Etano, Acetileno, Propano y Propileno.
40
4 FACTOR DE POTENCIA
4.1 CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Su objetivo principal es verificar en forma general el grado de sequedad de los
materiales aislantes. Su efectividad se debe a que las medidas se realizan sobre
parámetros fundamentales del aislamiento. Cualquier cambio (movimiento
físico, deformación, deterioro o contaminación), en una o más de sus
características fundamentales es detectable.
A diferencia de los materiales conductores, la gran mayoría de los dieléctricos
manifiestan un rasgo característico; La disipación de potencia en estos
materiales depende de la influencia de ciertos parámetros a saber: material del
dieléctrico, tensión aplicada (pudiendo ser esta en corriente directa DC o en
corriente alterna AC), frecuencia, temperatura y humedad, principalmente.
El valor de las pérdidas de potencia en el dieléctrico suele denominarse
pérdidas dieléctricas. Es un término común para determinar las pérdidas de
potencia en el aislamiento eléctrico tanto a tensión constante DC, como a
tensión alterna AC. Las pérdidas dieléctricas a tensión constante se definen de
la siguiente manera:
RU
P2
=
41
Donde, U es la tensión en voltios (V) y R se comprende como el valor de la
resistencia del aislamiento (Ω). Las pérdidas a tensión alterna se determinan
por regularidades más complicadas, es decir, con la inclusión de los parámetros
antes mencionados. Habitualmente al considerar las pérdidas dieléctricas se
tienen en cuenta las pérdidas precisamente a tensión alterna. [5].
4.2 ÁNGULO DE PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS
Para determinar la magnitud del ángulo de pérdidas dieléctricas que en
adelante será llamado δ, se construye un diagrama vectorial de tensiones y
corrientes en un condensador que está bajo tensión alterna a través de una
fuente. Fig. 13.
Figura 13. Diagrama vectorial de un sistema de aislamiento
Si en el dieléctrico del condensador la potencia no se disipase del todo
“dieléctrico ideal”, entonces el vector de la corriente I a través del condensador
adelantaría el vector de la tensión E precisamente en 90º y la corriente sería
puramente reactiva.
42
En realidad, el ángulo de defasaje è es un poco menor que 90º; la corriente
total I que circula por el condensador puede descomponerse en dos
componentes: en el activo Ir y reactivo Ic. De éste modo el valor del ángulo de
defasaje caracteriza el condensador desde el punto de vista de las pérdidas en
el dieléctrico (se menosprecia las pérdidas de potencia en las armaduras y
terminales del condensador).
La corriente tomada para un aislamiento ideal (sin pérdidas, Ir = 0) es una
corriente puramente capacitiva que adelanta a la tensión en 90º (è =90º). En la
práctica, ningún aislamiento es perfecto, sino que tiene una cierta cantidad de
pérdidas (Ir) y de ésta forma la corriente total I adelanta a la tensión en un
ángulo de fase è (è <90º). Es más conveniente usar un ángulo de pérdidas
dieléctricas δ, donde δ = (90º- è). Para aislamientos con bajo factor de potencia
las corrientes Ic e I son sustancialmente de la misma magnitud puesto que la
componente de pérdidas Ir es muy pequeña. En un condensador con
dieléctrico de alta calidad el ángulo de defasaje es muy próximo a 90º. El
parámetro más evidente es el ángulo δ.
El ángulo δ se denomina ángulo de pérdidas dieléctricas. La tangente de éste
ángulo es igual a la razón de las corrientes activa y reactiva IcIr
=δtg o bien, a la
razón de la potencia activa (potencia de pérdidas) P y a la reactiva Q :
QP
=δtg , visualizada en el triángulo de potencias como se muestra en la figura
14.
Qä
S
è
43
Figura 14. Triángulo de potencias. Relación entre Cos è y tg δ,
Siendo QP
=δtg , puede decirse también que:
;..SP
CosPF == θ S
PSen =δ
El ángulo de pérdidas dieléctricas es un parámetro de gran importancia tanto
del material dieléctrico, como de la construcción electroaislante (sector del
aislamiento).
Cuanto mayor sea este ángulo, tanto más grandes son las pérdidas dieléctricas.
Comúnmente, como parámetro del material o de la construcción, se da el valor
de la tangente del ángulo de pérdidas (la tangente de pérdidas o factor de
disipación) tg δ. A veces, se determina el factor Q del sector del aislamiento, es
decir, el valor inverso de la tangente de pérdidas.
θδδ
tgctgtg
Q ===1
Para los mejores materiales electroaislantes que se utilizan en las técnicas de
altas frecuencias y tensiones, los valores de tg δ son del orden de milésimas e
incluso diezmilésimas partes. Para materiales de calidad inferior que se
emplean en casos no” tan importantes”, tg δ puede ser de centésimas partes y
aún más.
P
44
4.3 DEPENDENCIA DE tgδδ CON RESPECTO A LA HUMEDAD
Para los dieléctricos higroscópicos la magnitud tgδ crece notoriamente al
aumentar la humedad. De esta forma, puede decirse que la determinación
cuantitativa de la cantidad de agua contenida en la muestra pone en evidencia
el hecho de que con el aumento de la humedad empeoran las propiedades del
aislamiento dieléctrico.
4.4 DEPENDENCIA DE tgδδ CON RESPECTO A LA TENSIÓN.
Al valorar la calidad del aislamiento (en particular, del aislamiento de los cables
de alta frecuencia, de los aparatos, de las máquinas, etc.), además del valor
absoluto de tgδ, en muchos casos el carácter de la variación de tgδ con la
tensión aplicada U (o con la intensidad del campo E tienen gran importancia.
En muchos casos tgδ no depende prácticamente de la tensión así que siendo las
demás condiciones iguales, las pérdidas dieléctricas aumentan
proporcionalmente al cuadrado de la tensión.
Sin embargo, a veces la dependencia de la tgδ y la tensión tiene el carácter de
la curva representada en la figura 15 donde, precisamente, a ciertos valores de
la tensión, la magnitud de tgδ es casi invariable, pero al aumentar la tensión
por arriba de un límite determinado ionU , la curva de la tgδ(U) empieza a subir
bruscamente. La curva presentada esquemáticamente en la figura 15 se
denomina curva de ionización. El punto A de la curva se denomina punto de
ionización y corresponde al inicio del proceso (formación de la corona u otro
tipo de descargas parciales) en las inclusiones de aire o gases que están dentro
del aislamiento.
45
U ionización
Figura 15. Curva de ionización (esquemáticamente)
Tales inclusiones se forman fácilmente, por ejemplo, en un aislamiento fibroso
o prensado insuficientemente denso que no se somete al secado profundo al
vacío. Después de pasar el máximo (punto B), la curva vuelve a descender un
poco, puesto que las inclusiones de aire adquieren una conductibilidad grande
y la caída de tensión en ellas se hace pequeña.
La ionización del aire está relacionada con dos momentos muy importantes:
Con una absorción de energía, lo que provoca un aumento brusco de las
pérdidas dieléctricas y por consiguiente de tgδ .
Con los procesos químicos que consisten en el proceso fundamental en que
una parte del oxígeno 2O que hay en el aire pasa a su forma modificada, el
ozono 3O , además se forman los óxidos de nitrógeno. Estas sustancias, sobre
todo en presencia incluso de cantidad pequeña de humedad, actúan como
fuertes oxidantes sobre la mayor parte de los materiales electroaislantes
tgδ
U
46
orgánicos, provocando su destrucción paulatina. Los materiales inorgánicos en
general son resistentes al ozono.
Como regla, la tensión de servicio del aislamiento debe ser más baja que la de
ionización ionU . El aislamiento de mayor calidad es el que posee tensión de
ionización más alta y la subida del punto A es más suave. A veces, para valorar
la calidad del aislamiento de alta tensión, se determina el valor del aumento de
la tangente de pérdidas )tg( δ∆ al subir la tensión en un valor prefijado.
4.5 PRUEBAS DOBLE PARA TRANSFORMADORES
Las pruebas Doble para el sistema de aislamiento de Transformadores, son un
método comprensivo para detectar:
- Humedad- Contaminación- Falla mecánica
La técnica de prueba facilita la separación de los componentes del sistema de
aislamiento del transformador, para un análisis más efectivo.
4.5.1 Técnica de prueba doble para transformadores de dos devanados.
Medición
de factor de potencia, perdidas y capacitancia en:
47
- Devanados de alto y bajo voltaje a tierra (CH, CL).- Entre devanados (CHL).- Boquillas o Buchings (C1, C2)- Aceite (en campo)
4.5.2 Tipos de transformadores que se pueden probar. Los transformadores
pueden ser monofásicos ó trifásicos, y pueden tener las siguientes
configuraciones:
- Dos devanados- Tres devanados- Autotransformadores (con ó sin devanado terciario)
El sistema de aislamiento puede ser gas, liquido, sólido, y por supuesto,
combinaciones de los elementos mencionados. La técnica de prueba se basa en
el acceso a los devanados.
La figura 16 muestra un circuito dieléctrico de un transformador de dos
devanados en donde:
Figura. 16. Circuito dieléctrico de un transformador de dos devanados
48
- CH - Aislamiento entre conductores de alta tensión y tierra (núcleo más
tanque aterrizado, incluyendo Boquillas de alta tensión, devanado, elementos
estructurales y aceite).
-
- CL – Aislamiento entre conductores de Baja tensión y tierra (núcleo más el
tanque aterrizado, incluyendo boquillas de baja tensión, devanado, elementos
estructurales y aceite).
-
- CHL – Aislamiento entre devanados (barreras aislantes, aceite)
4.5.3 Preparación para la prueba. El transformador deberá:
- Estar desenergizado y aislado del sistema
- Estar adecuadamente aterrizado
- Tener las terminales de cada devanado corto-circuitadas (incluyendo
neutrales), para eliminar el efecto inductivo en las mediciones.
- Si tiene cambiador de tomas (LTC); estar fuera de la posición neutral.
4.5.4 Desarrollo de la prueba. Para la realización de la prueba se tienen en
cuenta los siguientes esquemas:
CH CHH H
CHL CHL
L L
CL CL
(a) GST (b) GST-GUARDA
CH
49
H
CHL
LCL
(c) UST
Figura 17. Diagramas de conexión
Cuadro 9. Procedimiento de prueba para transformadores de dos devanados
Prueba # Modo de
prueba
Energizar Aterrizar Guarda UST Medida
1 GST Alta Baja - - CH+CHL
2 GST G Alta - Baja - CH
3 UST Alta - - Baja CHL
4 GST Baja Alta - - CL+CLH
5 GST G Alta - Alta - CL
6 UST Baja - - Alta CLH
Comprobación de los resultados
50
P1- P2 = P3
P4 – P5 = P6
P3 = P6
4.5.5 Análisis de resultados de la prueba en general. Los transformadores
construidos después de 1957, deben presentar un factor de potencia menor o
igual a 0.5%
Los transformadores construidos antes de 1957 podrán presentar factor de
potencia mayor a 0.5%.
La capacitancia es una función de la geometría del equipo y no se esperan
cambios con la edad. Los cambios de capacitancia son indicativos de cambios
físicos.
El factor de potencia anormal (muy alto, muy bajo, o negativo), puede ser
indicativo de aterrizamiento dudoso o blindaje entre devanados. Los datos
obtenidos deben compararse con datos de placa (fábrica), resultados
previos.[19].
4.5.6 Protocolo. En este protocolo se encuentran consignados todos los datos
correspondientes a la prueba
En primer lugar se relacionan los datos característicos tomados de la placa del
transformador: subestación, módulo, marca, potencia, tensión, serie y año de
fabricación. También se tienen en cuenta el grupo de conexión y la
temperatura ambiente a la cual se realiza el ensayo
51
Posteriormente se muestra una tabla que indica como se deben realizar cada
una de las mediciones. Luego se presentan los resultados obtenidos mostrando
los valores de corriente (mA), potencia (W), factor de potencia (fp) y
capacitancia(nf).
Finalmente se consigna la comprobación de los resultados y el diagnóstico y
observaciones pertinentes.
El siguiente cuadro es un bosquejo del protocolo que se utilizará para consignar
los datos obtenidos en la prueba de factor de potencia
PROTOCOLO
FACTOR DE POTENCIATRANSFORMADOR DE POTENCIA
FECHA 20-12/00
PAGINA 1 DE 1
51
Cuadro 10. Protocolo prueba de factor de potencia
FECHA: TENSIÓN:SUBESTACIÓN: POTENCIA:MODULO: CONEXIÓN :MARCA: AÑO DE FAB:No. SERIE: TEMP.:
Prueba # Modo deprueba
Energizar Aterrizar Guarda UST Medida
1 GST Alta Baja - - CH+CHL2 GST G Alta - Baja - CH3 UST Alta - - Baja CHL4 GST Baja Alta - - CL+CLH5 GST G Alta - Alta - CL6 UST Baja - - Alta CLH
No. DEPRUEBA
Modo deprueba
TENSIÓNkV
ImA
PW
FPA 20 °C
CAP.Nf
1 GST 102 GST G 103 UST 104 GST 105 GST G 106 UST 10
Comprobación de los resultados
P1- P2 = P3 =P4 – P5 = P6 =
P3 = P6
OBSERVACIONES:
52
4.6 EQUIPO M4000
Este equipo marca DOBLE permite la realización de la prueba de factor de
potencia. Por medio de esta prueba, se puede verificar las condiciones en las
que se encuentra el aislamiento y la geometría del equipo, y así determinar si
las corrientes de fuga, pérdidas, capacitancia y factor de potencia se
encuentran entre los rangos establecidos por el fabricante o por estadísticas de
pruebas hechas a equipos similares.
4.6.1 Descripción del equipo. El M4000 Analizador de Aislamiento consta de
los siguientes elementos:
- Instrumento M4100
- M4150 referencia de calibración en campo
- Controlador M4200
- Transporte M4300
•
• Figura 18. Equipo M4000
53
4.6.1.1 M4100. sus componentes son.
7 6
Figura 19. Vista instrumento M4100
1. Puerto de conexión con el computador
2. Panel de calibración
3. Contacto para el cable de potencia
4. Contacto para puesta a tierra
5. Contactos cables de L.V.
6. Contacto para sensor de temperatura
7. Contacto para strober
8. Contactos para switches de seguridad
9. Contacto para alimentación
10 Switch de on / off
3
4
5
1 2
54
El M4100 realiza las pruebas de voltaje y de corriente a los aislamientos de los
equipos; también contiene circuitos medidores para determinar la condición
de los aislamientos bajo prueba, tal como los circuitos de seguridad directos de
control para garantizar la seguridad eléctrica del personal y de los aparatos de
medida.
El M4100 tiene un generador base de tiempo, que se puede sincronizar con el
sistema de potencia que suple la potencia del instrumento de prueba, o con un
oscilador de cristal interno.
Esto permite al operador seleccionar uno de los modos de operación. Cuando
el modo line sync reversal es seleccionado, el tiempo base es sincronizado a la
fuente de voltaje y la prueba, utilizara técnica de la doble polaridad reversible
para revertir los efectos de la interferencia electrostática.
Circuitos de seguridad se han designado al M4100 para garantizar la seguridad
del personal, la alta tensión no será habilitado, por el instrumento si los
circuitos y las condiciones siguientes, no son cumplidas:
El circuito de seguridad de tierra verifica que la barra de seguridad de cobre #6
este seguramente aterrizada, esta barra debe estar fija desde el instrumento de
medida al equipo a probar que se encontrara aterrizado con anterioridad.
Dos interruptores de seguridad deben estar fijos al panel frontal del M4100 y
pulsados o en posición prioritaria de prueba. Un interruptor es sostenido por
el operador del M4000 y otro es sostenido por un supervisor de seguridad, si
alguno de estos interruptores se suelta durante la prueba se terminara la
secuencia de voltaje.
55
4.6.1.1.1 M4150 Referencia de calibración en campo. El propósito del
M4150 es proveer la referencia de pruebas de campo del M4000 en el campo, el
M4150 esta montado en el panel frontal del M4100.
4.6.1.1.2 M4120 Módulo de referencia externa. Este módulo provee una
protección adicional para el M4100 durante una prueba con fuente externa, y
es recomendado cuando se prueba con voltajes mayores de 30 kV. Este modulo
esta equipado con un grupo de cables de bajo voltaje y un cable de tierra extra
y su software necesario.
56
5 TÉCNICAS DE ULTRASONIDO
5.1 ACÚSTICA
Es la parte de la física que estudia los sonidos y las leyes que regulan la
propagación y conducción de los mismos a través de medios líquidos, sólidos y
gaseosos.
El sonido se puede clasificar de acuerdo a su frecuencia en, infrasónico
(frecuencias inferiores a 20 Hz), audible (frecuencias comprendidas entre 20 y
20000 Hz), y ultrasónico (frecuencias superiores a 20000 Hz).
5.2 EMISIONES ACÚSTICAS
La Emisión Acústica (EA) es la clase de fenómeno que genera ondas elásticas
transitorias por la liberación rápida de energía a partir de fuentes localizadas, o
las ondas transitorias generadas de este modo. Todos los materiales producen EA
durante la creación y propagación de fisuras y durante la deformación. Las
ondas elásticas se mueven a través del sólido hacia la superficie, donde son
detectadas por sensores; Estos sensores son transductores que convierten las
ondas mecánicas en ondas eléctricas. De este modo se obtiene la información
acerca de la existencia y ubicación de posibles fallas.
El principal problema en la detección de defectos por descargas parciales es
debido a la habilidad que tienen las ondas acústicas de propagarse igualmente
57
en todas las direcciones. Debido al diseño del aislamiento en transformadores
de potencia la propagación de las ondas ultrasónicas entre una fuente DP y el
detector es obstruida por materiales aislantes sólidos. La velocidad de
propagación de las ondas depende de las propiedades de los materiales
presentes en el medio.
5.3 PROPAGACIÓN DE LAS ONDAS ACÚSTICAS EN TRANSFORMADORES
DE POTENCIA
Varios tipos de onda llegan a la lámina de acero del transformador con
diferentes velocidades de propagación, atenuación, reflexión, difracción y
refracción. El origen de estas ondas puede ser descargas parciales, defectos en
el aislamiento y desajustes mecánicos.
Estas descargas en transformadores aislados en aceite están asociadas a pulsos
ultrasónicos. El lugar donde ocurre el pulso se considera como una fuente
puntual, resultando así una onda de frente esférico, la cual será atenuada y
reflectada de acuerdo con las impedancias acústicas de los materiales por los
que viaja. Muy cerca del lugar de la descarga parcial el frente de onda contiene
componentes transversales y longitudinales. Debido a que tanto los líquidos
como los gases no pueden resistir esfuerzos cortantes (producidos por las ondas
transversales), la componente transversal es rápidamente atenuada, por lo
tanto el frente de onda solo contiene la componente longitudinal o de presión.
Cuando la onda de presión llega a la pared del tanque, produce ondas
longitudinales y transversales en el acero, junto con una oscilación que tiene
una frecuencia alrededor de 10 KHz. Esto indica una seria variación en la señal
recibida, ya que se va a tener una mezcla de ondas en la pared del tanque
generando así una recepción confusa.
58
5.4 MÉTODOS ACÚSTICOS
Las emisiones acústicas se propagan a través del aceite circundante y pueden
ser detectadas en las paredes del tanque del transformador, por la medición del
tiempo de llegada de las ondas. Esto se logra por medio de sensores de
emisiones acústicas que se encuentran localizados en las paredes del tanque
del transformador.
Los sensores acústicos comúnmente usados para detección de DP difieren en
construcción y rangos de frecuencia. Los transductores ultrasónicos
(elementos piezoeléctricos) usados para tal fin, tienen rangos de frecuencia que
oscilan entre
70 kHz y 250 kHz. Esto permite suprimir los ruidos magnéticos del núcleo (
aprox. 65 kHz ) y ruidos por vibraciones mecánicas ( 2kHz ).
La señales obtenidas por medio de estos sensores son analizadas en tiempo real
por medio de programas computarizados que permiten la localización de
fuentes de falla. Los sensores son montados sobre el tanque del transformador
utilizando siliconas para lograr un mejor acople entre el sensor y la cuba. (ver
anexo J)
Se realiza un monitoreo al transformador por un periodo de tiempo que oscila
entre 24 y 36 horas y de esta manera, poder recopilar la mayor cantidad de
información posible que nos permita localizar la ubicación de la falla. Si la
fuente de falla no está activa durante el periodo de monitoreo la localización de
la falla es obviamente imposible.
59
Comercialmente existen equipos portátiles como el UP2000 que ofrecen la
posibilidad de realizar inspecciones ultrasónicas en transformadores en
servicio. En la realización de este proyecto se utilizará este equipo para
determinar su confiabilidad y aplicabilidad como método alternativo para la
detección de descargas parciales.
5.4.1 Ultraprobe 2000. Este equipo permite la realización de pruebas que
van desde la forma más simple para detección de fugas, hasta las formas más
sofisticadas para la realización de análisis eléctricos y mecánicos.
Las aplicaciones típicas en sistemas eléctricos incluyen aisladores, cables, cajas
de empalmes y transformadores de potencia.
Las descargas eléctricas tienen componentes ultrasónicos fuertes que pueden
ser detectados fácilmente. Estos problemas potenciales pueden ser detectados
en ambientes ruidosos con el UP2000.
5.4.1.1 Descripción del equipo. El componente principal del Ultraprobe
2000 es una pistola de medida que consta de las siguientes partes:
- Medidor balístico: Tiene un rango de recepción de 0 a 100KHz los cuales
son convertidos a un rango de 0 a 10KHz, siendo su relación 10:1. Cuando más
intensa es la señal, mayor es la lectura en el instrumento ubicado en la parte
trasera de la pistola.
- Interruptor de ajuste de sensibilidad: Tiene un rango que va desde 0.0
como nivel mínimo hasta un nivel máximo que es 10.0. La sensibilidad se
ajusta dependiendo de la intensidad de la señal que va a ser objeto de análisis.
60
- Conector para auriculares: Es aquí donde se conectan los audífonos o
equipos especiales (Osciloscopio, grabador de cinta magnetofónica) o cualquier
otro elemento que pueda registrar la señal detectada.
- Interruptor de encendido: El equipo siempre estará apagado hasta que el
interruptor de encendido se presione. Para apagar simplemente liberar el
gatillo.
- Selección de medida: Existen tres posiciones para este medidor: El modo
Logarítmico (Log) que permite obtener una respuesta en tiempo real para una
mejor detección de fugas y fallas. El segundo modo es el lineal (Lin) del cual se
obtiene una respuesta lenta. Es utilizado para aplicaciones mecánicas y en
cojinetes. El tercer modo es el auxiliar (Aux) que permite la conexión con
registradores de señal y de datos.
- Modulo de recorrido TRISONIC: Utilizado para recibir sonidos de la
atmósfera, Se compone de una matriz de tres transductores que proporcionan
un excelente nivel de sensibilidad.
- Módulo sensor de contacto (Estetoscopio): Es una guía de onda la cual es
altamente sensible a los ultrasonidos que sean generados internamente en
algún lugar o equipo. Tiene un juego de extensión de tres barras que permiten
alcanzar lugares más alejados hasta 31 pulgadas adicionales.
- Auriculares: Diseñado para bloquear intensos ruidos de los alrededores del
área de trabajo.
61
- Generador de tono: Transmisor ultrasónico diseñado para llenar un área
con abundante sonido ultrasónico. Usado para detectar fallas o fugas con
características especiales.
- Sonda de concentración de caucho: se desliza sobre el modulo de exploración
y permite concentrar los ases de ruido en el centro y los aísla en los costados
haciendo la recepción mucho más aguda en el centro.
5.4.2 Equipo de grabación. El equipo utilizado en el cual se grabaron cada
una de las señales consta de los siguientes elementos:
Grabadora marca SANYO modelo TRC 1200 DC 6V
Cassete maxvall UD-1 60.
Cable apantallado (monofónico)sin atenuación.
Figura 20. Equipo ultraprobe 2000 y equipo de grabación
62
5.5 DESCRIPCIÓN DE LA PRUEBA
Para efectos de la realización de cada prueba se hará una división simétrica de
cada una de las caras verticales del transformador. De esta manera, en caso de
presencia de falla, se podrá ubicar el lugar aproximado en donde se está
presentando. Las figuras 21, 22, 23 y 24 muestran la división realizada al
transformador de potencia.
Figura 21. Cara 1
63
Figura 22. Cara 2
Figura 23. Cara 3
64
Figura 24. Cara 4
Al iniciar la inspección del transformador se debe seguir el siguiente
procedimiento:
Registrar en el formato para detección de ultrasonido la información propia del
transformador (Marca, No de serie, código, año temperatura de devanado, y del
aceite).
El equipo de ultrasonido debe tener las dos perillas (banda de frecuencia y
modo de lectura) ubicados en banda fija y logarítmico respectivamente.
La perilla de sensibilidad de la pistola detectora de ultrasonido debe ajustarse
en 10 (máxima sensibilidad) antes de iniciar la inspección en cada una de las
secciones en que se dividió el transformador.
65
En el medidor de amplitud se debe verificar que al oprimir el obturador de la
pistola, la aguja recorra toda la escala (100) y que regresa a su posición de
inicial.
Manteniendo el obturador oprimido, iniciar el barrido de cada una de las zonas
en que se ha dividido el transformador. Este barrido se iniciará por el lado de
AT, tomando como referencia la ubicación de H1.
Cuando se detecten ultrasonidos cuya amplitud va hasta la máxima escala, se
procede a disminuir poco a poco la sensibilidad y de esta manera tratar de
sintonizar la señal deseada; El ruido que se debe sintonizar es similar al que se
escucha cuando se frien alimentos.
Una vez sintonizados las señales propias de cada zona barrida con el equipo, se
graba la señal. Posteriormente esta señal es analizada con ayuda del programa
SpectraPLUS. (ver anexo A)
Para la simulación de las señales por medio de este programa se habilita el
modo post-processing, el cual se ajusta al método que se utilizó en este
proyecto para obtener cada una de las señales.
Además, se habilitan las vistas de Time-Series y Spectrum las cuales nos
permiten observar el comportamiento de la señal obtenida tanto en el dominio
del tiempo como en el dominio de la frecuencia.
66
El formato de presentación de cada una de las señales obtenidas se muestra a
continuación. El eje X representa la frecuencia en Hz, mientras que el eje Y
muestra el rango de amplitud en dB.
Figura 25. Formato de presentación de señales analizadas en el programaSpectraPLUS
5.5.1 Protocolo. En él se encuentran consignados todos los datos del
transformador y aquellos obtenidos en la prueba.
En primer lugar se relacionan los datos característicos tomados de la placa del
transformador: subestación, módulo, marca, potencia, tensión, serie, año de
fabricación, tipo de refrigeración, tap, corriente en A.T y BT, así como la
temperatura de los devanados y del aceite. Además, se enuncia la fecha en la
cual se realizó la prueba.
67
Posteriormente se muestran los valores obtenidos en cada una de las
mediciones, relacionando los picos de amplitud y la frecuencia en la cual se
presentan. En el Cuadro 11 se muestra el protocolo utilizado para la
presentación de los resultados obtenidos en las pruebas de ultrasonido.
.
5.6 SEÑALES DE INTERFERENCIA
Para poder realizar un mejor análisis de la señal que se obtiene, se muestra un
análisis gráfico de las posibles distorsiones que se pueden presentar en la señal
obtenida, producto de interferencias propias del ambiente de la subestación o
de la grabación. La figura 26 muestra la señal propia de la cinta utilizada en la
grabación de las señales.
El ambiente propio de la subestación también influye en la medida que realiza
el equipo. Esto debido a la sensibilidad de este ante cualquier ruido que se
presenta en el sitio en el cual se está realizando la inspección. La figura 27
muestra la influencia del ruido del ambiente en la subestación debido a
funcionamiento normal de operación de seccionadores, equipos de medida,
cadenas de aisladores, etc.
La curva mostrada en esta figura no es característica para todas las
subestaciones, sin embargo, el comportamiento gráfico en cada una de ellas es
muy similar. El rango de frecuencia se mantiene pero la amplitud varía
dependiendo del ruido presente en la subestación.
DIVISIÓNMANTENIMIENTO LINEAS
Y SUBESTACIONES
PRUEBAS DEULTRASONIDO EN
TRANSFORMADORES DEPOTENCIA
68
Cuadro 11. Protocolo pruebas de ultrasonido
Fecha : Tiporefrigeración:
Subestación : Tensión:Módulo : Tap :Marca : I ( A T ) :Serie : I ( BT ) :Año : Temp.. Devanado
:Pot. Nominal: Temp.. Aceite :
sección
amplitud Frecuencia sección
Amplitud Frecuencia
1 82 93 104 115 126 137 14
Observaciones:
DIVISIÓNMANTENIMIENTO LINEAS
Y SUBESTACIONES
PRUEBAS DEULTRASONIDO EN
TRANSFORMADORES DEPOTENCIA
69
Realizó VO B O
70
Figura 26. Señal propia de la cinta de grabación
Figura 27. Señal del ambiente de la subestación
70
6 SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Para la selección de los transformadores objeto de estudio, se tuvieron en
cuenta resultados de cromatografía de gases realizadas con anterioridad a todos
los transformadores de potencia ubicados en las Subestaciones de 115 kV de
Codensa. S.A.
De esta manera, se logró determinar un grupo de transformadores
representativo, en el cual se encontraran equipos de diferentes marcas que por
medio de cromatografía hayan indicado diferentes tipos de diagnóstico tales
como descargas parciales, arco y funcionamiento normal.
La muestra está compuesta por 8 transformadores con características similares
en los cuales se realizarán las pruebas estipuladas en este proyecto. En el
Cuadro12 se muestra un listado de los transformadores escogidos con sus
principales características y ubicación.
Una vez seleccionado el grupo de transformadores a probar, se procedió a
tomar las muestras del aceite dieléctrico para realizar el respectivo análisis en el
laboratorio de aceites de Codensa S.A.
71
Cuadro 12. Listado de transformadores seleccionados para estudio (6.1)
No
.
S/E Modulo Marca Serie Año Pot (Mva)
1 Mosquera D1 ABB SP3555 1973 35
2 Mosquera D2 ABB SP3557 1973 35
3 San Carlos D1 Mitsubishi 553571 1970 15/20
4 San Carlos D3 Mitsubishi 553572 1970 15/20
5 Bolivia D1 Mitsubishi 867190010
7
1987 22.5/30
6 Bosanova D3 Thoshiba 840900108 1985 22.5/30
7 Muzu D3 Thoshiba 840900107 1985 22.5/30
8 La Calera TR1 Trafounion S251468 1980 24/30
En forma paralela se estableció una programación para realizar pruebas de
factor de potencia, teniendo en cuenta que esta prueba se realiza con equipo
desenergizado.
Luego del análisis de los resultados obtenidos por medio de las pruebas
anteriormente mencionadas, se emitieron los diagnósticos correspondientes a
cada uno de los transformadores que hacen parte de este estudio.
Posteriormente, se realizaron las inspecciones ultrasónicas a cada uno de los
transformadores siguiendo los parámetros y procedimientos establecidos para
tal fin y que se encuentran consignados en el numeral 5.5.
Teniendo conocimiento del estado en que se encuentran cada uno de los
transformadores que fueron probados, se tratará de establecer la relación que
72
existe entre los diagnósticos existentes y las señales obtenidas por medio de las
pruebas de ultrasonido realizadas con el equipo UP 2000.
72
7. ANÁLISIS DE RESULTADOS
En este capítulo se muestran y analizan los resultados obtenidos en cada una de
las pruebas realizadas a los transformadores seleccionados como objeto de
estudio.
El caso típico de descargas parciales que se presenta en CODENSA S.A ESP, es
el transformador marca Trafounión ubicado en la subestación la Calera, al cual,
por medio de análisis cromatograficos, se le ha detectado descargas parciales
desde 1996.
Por tal motivo, se tomará este transformador como referencia para explicar en
detalle los procedimientos realizados en cada una de las pruebas que en él se
efectuaron.
Los diagnósticos obtenidos en los demás transformadores también serán
analizados en este capítulo; los protocolos y gráficos correspondientes estarán
consignados como anexos.
En cada uno de los casos, se indicará la marca del transformador, subestación
en la cual se encuentra ubicado y módulo que ocupa dentro de la misma.
7.1 TRANSFORMADOR TRAFOUNIÓN. SUBESTACIÓN LA CALERA. R1
73
En esta subestación solamente existe este transformador. Además, es el único
equipo de esta marca que posee la empresa.
7.1.1 Análisis Cromatográfico. Esta prueba se realizó en el laboratorio de
aceites dieléctricos de CODENSA S.A., utilizando los procedimientos descritos
en los numerales 3.1.2 y 3.3.3. Los resultados obtenidos se muestran en el
protocolo cromatografía de gases disueltos en aceite (ver anexo B).
Como primera medida se comprueba que la cantidad de gases presentes en la
muestra no exceda los valores máximos permitidos mostrados en el Cuadro 4.
Para el transformador Trafounión el cual se encuentra en operación desde 1980
los valores se muestran en el siguiente cuadro.
Cuadro 13. Niveles máximos de gases permitidos
En el transformador Trafounión de la Calera
Gas Concentración Disuelta (ppm)Hidrógeno (H2) 20*(21)+50 = 470Metano (CH4) 20*(21) + 50 = 470Etileno (C2H4) 20*(21) + 50 = 470Acetileno (C2H2) 5(21) + 10 = 115Monóxido de carbono(CO)
5(21) + 10 = 115
Dióxido de carbono 25(21)+10 = 535Etano (C2H6) 20(21) + 50 = 470TCG 110(21) +710 = 3020
Conocida la concentración de gases mostrada por la cromatografía, podemos
observar que los niveles de hidrógeno y dióxido de carbono se encuentran muy
por encima de los valores máximos permitidos, lo que hace prever que se está
presentando una falla al interior del transformador.
Realizando el cálculo por el método de razones y comparando con la tabla de
diagnóstico por el método de Rogers que se muestra en el Cuadro 7, se puede
74
concluir que el transformador está presentando descargas de baja potencia
(descargas parciales).
El método del gas clave nos muestra una gráfica en la cual se observa que el
contenido de hidrógeno en la muestra es muy superior con respecto a los
demás componentes combustibles presentes. Además, se observa que no
existen concentraciones de acetileno lo cual confirma el diagnóstico, pues en el
caso de descargas parciales, la no presencia de este gas combustible es una
característica importante que debe ser tenida en cuenta.[2].
7.1.2 Prueba de factor de potencia. Para la realización de está prueba se
deben considerar las medidas de seguridad necesarias para trabajar con equipo
desenergizado.
Luego de obtener los resultados correspondientes en cada modo de prueba,
estos valores deben ser consignados en el protocolo correspondiente. La fecha
de fabricación de este transformador es 1980. por lo tanto el valor de factor de
potencia debe ser menor a 0.5
Se observa que los valores obtenidos cumplen con los valores máximos
permitidos las relaciones se cumplen satisfactoriamente.[19].
7.1.3 Inspección Ultrasónica. Para la realización de esta prueba se tuvieron
en cuenta las medidas de seguridad y procedimientos correspondientes para
trabajar con equipo energizado.
Una vez en el sitio, se inició el barrido en cada una de las zonas en que fue
dividido el transformador, tomando como referencia para iniciar la prueba la
75
salida H1 en alta tensión. Obtenidas las señales propias de cada sección, se
procedió a realizar la simulación de estas con ayuda del programa SpectraPLUS.
En los gráficos obtenidos no se percibe ningún tipo de variación en la señal que
nos permita diagnosticar la presencia de falla al interior del transformador,
pues el comportamiento de las señales es muy similar al que se obtuvo cuando
se hizo la medición del ambiente en la subestación.
Se observa una variación en la señal que se ubica entre 2500 y 2800 Hz. Se
considera que esta variación se debe a funcionamiento normal de operación del
transformador, pues se presenta en todas las señales que se obtuvieron en cada
uno de los equipos probados.[30].
Los protocolos correspondientes a las pruebas realizadas en el transformador
Trafounión ubicado en la calera se muestran al final de este documento. (Ver
anexo B)
7.2 TRANSFORMADORES MITSUBISHI
Los transformadores de esta marca que hacen parte de este estudio son tres y
se relacionan a continuación. . Los protocolos y gráficos correspondientes a
cada uno de los equipos de esta marca están consignados al final de este
documento.(Ver Anexo C)
7.2.1 Subestación San Carlos D1. Los resultados obtenidos en cada una de
las pruebas realizadas a este transformador se muestran en el siguiente cuadro
76
Cuadro 14. Resultados subestación San Carlos D1
Subestación: San Carlos Modulo D1
Tipo de Prueba Diagnóstico
Cromatografía de Gases Funcionamiento normal
Factor de potencia Los valores de factor de potencia se encuentrandentro de los rangos recomendados para este tipo detransformadores.
Inspección Ultrasónica Variación de la señal en un rango de frecuencia queoscila entre 2500 y 2800Hz. Condiciones normales
En este transformador se observa que su funcionamiento es normal. Las
pruebas de cromatografía de gases y factor de potencia así lo demuestran. Las
señales obtenidas por medio de la prueba de ultrasonido muestran un
comportamiento normal de funcionamiento, pues en los gráficos no se
observan variaciones en la señal distintas a las que se consideran deben estar
presentes.
7.2.2 Subestación San Carlos D3. Los resultados obtenidos en este
transformador se muestran en el siguiente cuadro
Cuadro 15. Resultados subestación san Carlos D3
Subestación: San Carlos Módulo : D3
Tipo de Prueba Diagnóstico
Cromatografía de Gases descargas de alta potencia ( arco )
Factor de potencia Los valores de factor de potencia se encuentrandentro de los rangos recomendados para este tipo detransformadores.
77
Inspección Ultrasónica Variaciones en la señal entre 2500 y 2800 Hz.Condiciones normales
En este caso Aunque la cromatografía arroja descargas de alta potencia, estas
descargas no afectaron el aislamiento sólido, pues la prueba de factor de
potencia así lo muestra. La prueba realizada por ultrasonido no arroja ningún
resultado que permita determinar que la falla por arco se está presentando. Por
lo contrario, los resultados obtenidos por medio de esta prueba se asemejan a
los obtenidos cuando el transformador está en condiciones normales de
funcionamiento.
7.2.3 Subestación Bolivia D1. En el siguiente cuadro se muestran los
resultados arrojados por cada una de las pruebas realizadas en este
transformador
Cuadro 16. Resultados Subestación Bolivia D1
Subestación: Bolivia ,Módulo: D1
Tipo de Prueba Diagnostico
Cromatografía de Gases Funcionamiento normal
Factor de potencia Los valores de factor de potencia se encuentran dentrode los rangos recomendados para este tipo detransformadores.
Inspección Ultrasónica Predominan picos de frecuencia que oscilan entre 2600y 2700 Hz. Se consideran condiciones normales defuncionamiento.
De acuerdo con las pruebas realizadas el transformador se encuentra en
condiciones normales de funcionamiento. La prueba de ultrasonido al igual
que en los casos anteriores muestra variaciones en las señales obtenidas que
son consideradas normales debido a la interferencia del ambiente y de
funcionamiento del transformador
78
7.3 TRANSFORMADORES ABB
Los transformadores de esta marca que hacen parte de este estudio son dos y
se relacionan a continuación. . Los protocolos y gráficos correspondientes a
cada uno de los equipos de esta marca están consignados al final de este
documento.(Ver Anexo D)
7.3.1 Subestación Mosquera D1. los resultados obtenidos en cada una de las
pruebas realizadas en este transformador se muestran en el siguiente cuadro
Cuadro 17. Resultados subestación Mosquera D1
Subestación: Mosquera Módulo: D1
Tipo de Prueba Diagnostico
Cromatografía de Gases Funcionamiento normal
Factor de potencia Los valores de factor de potencia se encuentrandentro de los rangos recomendados para este tipode transformadores.
Inspección Ultrasónica Condiciones normales. Variación de la señaldebido a la carga del transformador que se ubicaen 2700Hz
Según las pruebas realizadas a este transformador, se observa un
funcionamiento normal del mismo. Las pruebas de ultrasonido muestran
también un funcionamiento normal del transformador, pues las gráficas
obtenidas de las señales censadas, solamente muestran las variaciones típicas
que se presentan debido al ambiente de trabajo y operación del transformador.
7.3.2 Subestación Mosquera D2. los resultados obtenidos en cada una de las
pruebas realizadas en este transformador se relacionan a continuación
79
Cuadro 18. Resultados subestación Mosquera D2
Subestación: Mosquera Módulo : D2
Tipo de Prueba Diagnostico
Cromatografía de Gases Descarga de alta potencia (arco)
Factor de potencia Los valores de factor de potencia se encuentrandentro de los rangos recomendados para este tipode transformadores.
Inspección Ultrasónica No se observa ninguna anomalía en la señal quepermita diagnosticar presencia de falla en eltransformador.
Aunque por cromatografía se detecto una descarga de alta potencia, está no
afecto el aislamiento, pues ésta descarga posiblemente se presentó en algún
material aislante que tiene la capacidad de regenerarse como el aceite. Por
medio de la prueba de ultrasonido no pudo obtenerse mayor información con
respecto a este caso, pues la información obtenida muestra unas condiciones
normales de funcionamiento del transformador.
7.4 TRANSFORMADORES TOSHIBA
Los transformadores de esta marca que hacen parte de este estudio son dos y
los resultados obtenidos en cada una de las pruebas realizadas y el análisis de
los mismos se muestran en el siguiente cuadro. Los protocolos y gráficos
correspondientes a cada uno de los equipos de esta marca están consignados al
final de este documento.(Ver Anexo E)
7.4.1 Subestación Bosanova D3. los resultados obtenidos en cada una de las
pruebas realizadas en este transformador se relacionan a continuación
Cuadro 19. Resultados subestación Bosanova
Subestación: Bosanova Modulo : D3
80
Tipo de Prueba Diagnostico
Cromatografía De Gases Descomposición térmica de la celulosa
Factor De Potencia Los valores de factor de potencia se encuentrandentro de los rangos recomendados para este tipode transformadores.
Inspección Ultrasónica Por medio de esta prueba no se observó ningunadistorsión en la señal que permita diagnosticarpresencia de falla en el transformador
El resultado arrojado por el análisis cromatográfico realizado al aceite, muestra
una descomposición térmica de la celulosa que puede ser provocada por
sobrecarga del transformador. Sin embargo, esta anomalía no ha afectado el
aislamiento del equipo, pues la prueba de factor de potencia así lo muestra.
La prueba de ultrasonido muestra un comportamiento que a lo largo sde este
estudio se ha considerado normal. Esto nos indica esta prueba no se puede
aplicar para diagnosticar este tipo de fallas.
7.4.2 Subestación Muzú D3. los resultados obtenidos en cada una de las
pruebas realizadas en este transformador se relacionan a continuación
Cuadro 20. Resultados subestación Muzú
Subestación: Muzú Módulo: D3
Tipo de Prueba Diagnostico
Cromatografía de Gases Falla térmica, puntos calientes, estadescomposición se está presentando en la celulosapues el contenido de monóxido de carbono es altoy sobrepasa los límites máximos permitidos paraeste equipo teniendo en cuenta los años que llevaen servicio.
Factor de potencia Los valores de factor de potencia se encuentrandentro de los rangos recomendados para este tipode transformadores.
81
Inspección Ultrasónica No se observa ninguna anomalía en la señal quepermita diagnosticar presencia de falla en eltransformador
Analizando los resultados obtenidos en cada una de las pruebas realizadas en
este transformador, podemos observar que debido a la cantidad de gases
disueltos encontrados en la muestra de aceite se diagnosticó una falla térmica
que afecta el aislamiento sólido del equipo. la prueba de factor de potencia no
arroja resultados negativos, por tanto se puede considerar que la falla no es
muy delicada y por este motivo el factor de potencia no se ve afectado.
La prueba de ultrasonido no muestra variación alguna en las señales obtenidas
que permita indicar la presencia de falla en el transformador y que nos
permita suponer una curva característica cuando este tipo de falla se esté
presentando.
7.5 CONCLUSIONES PARTICULARES
De acuerdo con los diagnósticos arrojados por cada una de las pruebas
realizadas a los transformadores y tomando como referencia los resultados
obtenidos por medio de la prueba de cromatografía de gases se deduce:
La prueba de factor de potencia no proporciona mayor información que nos
permita diagnosticar la presencia de posibles fallas en el transformador y en
especial la detección de descargas parciales, pues esta prueba solamente mide
la calidad del aislamiento entre devanados. Por tanto, cuando la falla se está
presentando entre espiras del mismo devanado o en el aislamiento líquido
(aceite) la prueba no permite detectar dichas fallas.
82
Las señales obtenidas realizando mediciones con el equipo de ultrasonido no
muestran un comportamiento que permita diagnosticar la presencia de
descargas parciales en el transformador ni de ningún tipo de falla. En todos los
casos las gráficas muestran un comportamiento homogéneo y muy similar al
obtenido cuando se realizó la medida del ambiente en la subestación.
Se presentaron variaciones en la señal en un rango comprendido entre 2500 y
2800Hz que se consideró se presentan debido al funcionamiento del equipo y
que además, varían en amplitud debido a la carga del transformador.
Esto nos conduce a pensar que el equipo de ultrasonido no permite realizar
monitoreos a transformadores en servicio y de esta manera, no es posible
implementar las pruebas de ultrasonido realizadas con este equipo como
prueba de diagnóstico predictivo en transformadores de potencia, pues su
confiabilidad es muy poca.
7.6 PRUEBAS COMPLEMENTARIAS
Teniendo en cuenta que las mediciones realizadas con el equipo de ultrasonido
no arrojaron resultados satisfactorios que permitieran conocer la respuesta del
equipo cuando en el transformador se presentan condiciones de falla, se
procedió a realizar la prueba para medir descargas parciales en el laboratorio de
alta tensión de la Universidad Nacional de Colombia y en el campo de pruebas
de potencia de la Empresa Siemens S.A.
En estos casos, se aplica el método eléctrico convencional para detección de
descargas parciales, el cual se utiliza normalmente en pruebas de laboratorio y
al mismo tiempo se realiza la inspección con el equipo de ultrasonido. De esta
83
manera se busca determinar la respuesta del UP2000 cuando en el
transformador están activas las posibles fuentes generadoras de descargas
parciales.
La descripción del método convencional para detección de descargas parciales,
se muestra al final de este documento. (Ver Anexo F).
7.6.1 Ensayo en laboratorio de A.T de la Universidad Nacional. Esta prueba
se realizó aplicando el método eléctrico expuesto anteriormente; El
transformador probado tiene las siguientes características
Cuadro 21. Características del transformador
probado en la U. Nacional
Marca ABBNo de serie 118285Año de fabricación 1996Potencia nominal 75 kVAVoltaje nominal (Um) 11400/214/123.5 VIn 3.8/202 AConexión Dy5
Se realiza el montaje del circuito de acuerdo a la norma IEC 76.3. La figura 28
muestra el montaje físico que se realizó para ejecutar el ensayo en el
laboratorio de alta tensión de la Universidad Nacional de Colombia.
84
Figura 28. Montaje prueba de descargas parciales lab. U. Nacional
Cuando la prueba se realiza en transformadores que han estado en operación,
no es posible aplicar los niveles de tensión que dispone la norma, pues se corre
el riesgo de dañar el equipo. Para efectos de la prueba se aplicaron 7kV que
corresponden a un poco mas del voltaje Um/ 3 y que en la realización de la
prueba representan el voltaje aplicado U2. Los resultados obtenidos en este
ensayo se muestran en el siguiente cuadro
Cuadro 22. Resultados prueba descargas parcialesen laboratorio U. Nacional
Tensión Aplicada (kV) Rango de Frecuencias DP (pC)7 70-80 kHz 39007 135 – 165 kHz 1760
De acuerdo con los resultados se observa que el transformador probado
presenta descargas parciales. Esto debido a que Los valores de carga aparente
medidos en terminales del transformador aplicando el método eléctrico para
detección de este
tipo de fallas, arrojan valores que sobrepasan ampliamente los niveles máximos
permitidos por la norma. El informe correspondiente a este ensayo entregado
85
por el laboratorio de alta tensión de la universidad nacional se encuentra
consignado al final del documento. (Ver Anexo G).
Simultáneamente a la realización del ensayo eléctrico, se realizó la inspección
del transformador utilizando el equipo UP2000 con el fin de observar la
repuesta del equipo de ultrasonido cuando el aislamiento del transformador se
encuentra tensionado y la fuente o fuentes generadoras de descargas parciales
están activas.
Al realizar la inspección con el equipo no se obtuvo respuesta en el medidor
balístico de la pistola, pues la aguja que indica la intensidad de la falla no
presentó ningún movimiento. De igual forma por medio de los audífonos no
se escuchó el ruido que caracteriza la presencia de descargas parciales. El
resultado gráfico que se obtuvo en esta prueba se muestra a continuación.
86
Figura 29. Señal prueba U. Nacional
El gráfico presenta un comportamiento muy similar al obtenido en cada una de
las pruebas que se realizaron a los transformadores de potencia en las
subestaciones de Codensa y no muestra ninguna variación que permita
identificar por medio de esta prueba la presencia de descargas parciales en el
transformador.
De acuerdo con los resultados obtenidos utilizando el método eléctrico, se
detectó presencia de descargas parciales en rangos de frecuencia que no
pueden ser leídos por el UP2000. Esto nos demuestra que la realización de la
medida con este equipo no es confiable y por lo tanto, no es conveniente
implementar su uso para realizar la prueba de descargas parciales en
transformadores de potencia.
87
7.6.2 Ensayo en campo de pruebas de Siemens S.A. Al igual que en el
laboratorio de la Universidad Nacional, la medida de descargas parciales en el
campo de pruebas de potencia de Siemens S:A se realiza de acuerdo a la norma
IEC 76-3.
En este caso, el objeto de prueba es un autotransformador con las siguientes
características
Cuadro 23. Características del autotransformadorprobado en Siemens S:A
Marca SiemensNo de serie 185351Año de fabricación 2001Potencia nominal 60 MVAVoltaje nominal (Um) 230/110/46 KVIn 485/945/435 AConexión Iai0i0
En este caso tratándose de un transformador nuevo, es posible aplicar los
niveles de tensión que especifica la norma. Una vez realizado el montaje, se
inicia la prueba Los resultados obtenidos se muestran en el siguiente cuadro
Cuadro 24. Resultados prueba descargas parcialesen campo de pruebas Siemens S:A
Tensión Aplicada (kV) Rango de Frecuencia DP (pC)210 250kHz H1. 34 pC105 250 kHz X1. 24 pC
De acuerdo con los resultados obtenidos, el transformador no presenta
descargas parciales, pues los niveles de carga aparente medidos en terminales
del transformador se encuentran dentro de los niveles máximos permitidos por
la norma. El informe correspondiente a este ensayo entregado por Siemens S:A
se encuentra consignado al final del documento. (Ver Anexo H).
88
Al mismo tiempo se realizó la inspección con el UP2000 y de esta manera
determinar la respuesta del equipo de ultrasonido. En esta ocasión se logró
detectar la presencia de una pequeña descarga por corona en el terminal de alta
tensión del transformador, por lo cual fue necesario cambiar el apantallamiento
empleado.
Aunque el transformador no presentó descargas parciales, se realizó la prueba
de ultrasonido para observar el comportamiento de la señal. Estas señales se
muestran en el siguiente gráfico.
Figura 30. Señal prueba Siemens S:A
Como se observa, la señal tiene un comportamiento similar al obtenido en los
otros casos analizados en este estudio. La diferencia es que no se presenta
ningún pico o variación en la señal en el rango de 2500-2800 Hz, pues el
transformador probado no tiene carga.
89
Las pruebas complementarias que se realizaron nos permiten determinar que
no es posible realizar la prueba con el equipo UP2000 pues este no ofrece un
grado de confiabilidad que permita garantizar la efectividad de la misma.
93
BIBLIOGRAFÍA
[1] ALCALDE, Pablo. Electrotecnia. Ed. Paraninfo, Madrid 1994.
[2] ANÁLISIS DE GASES. Guía e Interpretación de Gases Disueltos enEquipamiento Reactivo al Aceite. Interconexión Eléctrica S.A. ISA. 1998
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[4] ANNUAL BOOK OF ASTM STANDARDS. Electrical Insulation andElectronics. Section 10. Electrical Insulating Liquids and Gases. ElectricalProtective Equipment. Volume 10.03. Ed. Staff, USA 1996.
[5] ANSI / IEEE, “IEEE Standard Terminology for Power and DistributionTransformers”. IEEE std C57.12.80-1978.
[6] APONTE, Guillermo. Máquinas Estáticas. CENPRE Universidad del Valle,Cali Colombia 1988.
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[8] ELEFTHERION, Peter M. “Partial Discharge XXI: Acoustic Emission-Bases PDSource Location in Transformers“, IEEE Electrical Insulation Magazine,November/December1995–Vol. 11, No.6.
[9] ENRIQUEZ HARPER, Gilberto. El ABC de las Máquinas Eléctricas. Volumen1 Transformadores. Ed Limusa, México 1994.
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[10] FUHR J., M. Haessig, “ Detection and Location Of internal Defects in theInsulation of Power Transformers”. IEEE Transactions on Electrical Insulation,December 1993 – Vol. 28 No. 6.
[11] IEC 61000-2-3 (1992 – 09). Electromagnetic Compatibility. Part 2:Environment Section 3: Description of the Environment - Radiated and Non–Network–Frequency–Related Conducted Phenomena.
[12] IEC, “Partial Discharge Measurements”. International ElectrotechnicalCommission, IEC Standard, Publication 270, 1981.
[13] IEEE, “IEEE Guide for Partial Discharge Measurements in Liquid-FilledPower Transformers and Shunt Reactors”. IEEE std C57.113 -1991.
[14] IEEE, “IEEE Recommended Practice for the Detection of Partial Dischargeand the Measurements of Apparent Charge in Dry-Type Transformers”. IEEEStd C57.124-1991.
[15] IEEE, “IEEE Standard General Requirements for Liquid-ImmersedDistribution, power, and Regulating Transformers”. IEEE std C57.12.00-1993
[16] MANNING Melvin l., “Fundamentals of Insulating Transformers”. IEEEElectrical Insulation Magazine, Nov. 1987 – Vol. 3, No.6.
[17] MORGAN, James E. A Guide to the Interpretation of Transformer FaultGas Data. Bulletin MS-25. Morgan Schaffer Corp. Montreal 1995
[18] NATTRASS, David A. “Partial Discharge Measurement and Interpretation”,IEEE Electrical Insulation Magazine. May/June. 1988 Vol 4 – No 3 . pags. 10 –23.
[19] NOTAS TÉCNICAS DOBLE. Guias de Técnicas de Prueba DOBLE paraTransformadores de dos Devanados. Doble Engineering Co. Watertown,Massachusetts. 1996
95
[20] NOTAS TÉCNICAS DOBLE. Muestreo de Aceite a Transformadores dePotencia. Serie M Número 3. Doble Engineering Co. Watertown,Massachusetts. 1996
[21] STEINER, J.P. “Partial Discharge – Part IV – Commercial PD Testing”, IEEEElectrical Insulation Magazine Jan / Feb. 1991 Vol 7 – No 1. pags. 20-33
[22] STEVEN A. Boggs, “Partial Discharge, Overview and Signal Generation”,IEEE Electrical Insulation Magazine. July / August. 1990 Vol 6 – No.4. pags 33 –39.
[23] T.R. Blackburn, R.E. James. An Improved Electric / Acoustic Method forthe Location of Partial Discharges in Power Transformers. Proceedings of theInternational Conference on Properties and Aplications of Dielectric Materials.1991.
[24] VAZQUEZ RAMÍREZ José. Enciclopedia CEAC de Electricidad. Materialeselectrotécnicos. Ediciones CEAC S.A., Barcelona España 1986.
[25] V. Darley. Partial Discharge Within Power Transformers and the Use ofUltrasonic Tecniques in Their Location. IEEE 1992.
[26] www.matemáticas.udea.edu.co. Cromatografía de Gases, Teoría y Práctica.Universidad de Antioquia.
[27] www.pacndt.com. PAC´s Acoustic Emission Local Area Monitor ProvidesRemote, Monitoring of Transformer for the Detection of Partial Discharge.
[28] www.relaq.com.mx . Cromatografía de Gases
[29] www.personal.redestb.es/azpiroz/acusticap.html. Acústica Básica.
[30] www.uesystem.com. UP2000. Manual de Operación del Equipo.
96
--------Software Spectraplus. Manual de Instalación y Operación.
96
ANEXOS
97
ANEXO A
Programa SpectraPLUS
El programa SpectraPLUS es un potente analizador de espectro de doble canal,
creado por UEsystems. Se utiliza para convertir una señal del dominio del
tiempo (Amplitud vs. Tiempo) al dominio de la frecuencia (Amplitud vs.
Frecuencia). El dominio de la frecuencia es conocido como un espectro.
Con la utilización de este programa se pueden medir las componentes
fundamentales de la frecuencia, las cuales están contenidas en una señal de
audio.
El programa trabaja en conjunto con la tarjeta de sonido del computador. Se
debe conectar la señal de audio a ser medida en el conectador para micrófono
en la parte trasera de la CPU. La digitalización se hace a través de un algoritmo
matemático conocido como transformada rápida de Fourier (FFT), la cual
convierte la señal del dominio del tiempo al dominio de la frecuencia.
Operación básica. Este programa tiene tres distintos modos de operación:
Real-time. Toma el audio directamente de la tarjeta de sonido, procesando y
mostrando los resultados en el display. El audio digitalizado no es almacenado
en la memoria y no puede ser salvado en el disco.
98
Recorder. Permite procesar y salvar el audio digitalizado en el disco duro, en
forma de un archivo con extensión .WAV. También permite reproducir el
audio a través del altavoz conectado a la tarjeta de sonido.
Post-processing. permite procesar datos de audio los cuales han sido
previamente grabados y almacenados en una carpeta .WAV. Este modo
permite mayor flexibilidad que los otros dos modos en el proceso de análisis y
permite el uso de procesos de sobreposición.
Vistas. El programa permite la visualización de la señal de cinco formas
diferentes:
Time – series. Muestra la forma de onda del audio digitalizado. Es similar al
display de un osciloscopio (Amplitud vs. Tiempo).
Spectrum. Muestra en el display la amplitud de la señal vs. La frecuencia
Phase. Muestra en el display la fase de la señal vs. La frecuencia
Spectrogram. Muestra en el display el espectro fuera del tiempo. Es
operacional en el modo post-proceso únicamente.
3-D Surface. Muestra en el display una perspectiva del espectro fuera del
tiempo en 3 dimensiones. Es operacional en el modo post-proceso únicamente.
99
ANEXO B
Protocolos de pruebas realizadas al transformador Trafounión de la Calera y
gráficos obtenidos en la prueba de ultrasonido por medio del programa
SpectraPLUS
Los gráficos mostrados representan las curvas obtenidas en cada una de las
mediciones realizadas en el transformador.
Hasta 1kHz, se puede observar que la gráfica muestra la interferencia de la
cinta de grabación utilizada para la realización de la prueba. Posteriormente, se
observa un incremento en la señal cuando el equipo UP2000 captura
frecuencias superiores a
1 kHz.
Dicho incremento que muestra su pico máximo de intensidad entre 3.3 y 3.5
kHz (excepto los picos mostrados entre 2.5 y 2.8 kHz), corresponden a
frecuencias presentes en el ambiente de la subestación, debidas a
funcionamiento normal de los equipos que en ella se encuentran, efecto
corona, etc. La intensidad de las señales obtenidas varían entre cero (0) y 15
dB, dependiendo del nivel de ruido y número de equipos presentes en el área
de trabajo.
El pico máximo de intensidad que se observa entre 2.5 y 2.8 kHz, corresponde
a funcionamiento normal del transformador. Este valor varía dependiendo de la
100
cargabilidad del equipo en el momento de la prueba. En este caso, oscila entre
13 y 15 decibeles (dB)
LABORATORIO DE ACEITESDIELECTRICOS
PRUEBA DE CROMATOGRAFÍADE GASES DISUELTOS EN
ACEITE
100
Subestación : La calera Serie : TLSN 7551-S 251468Módulo : R1 Año : 1980Marca : Trafo Unión Equipo: Varian Star # 1Pot. Nominal: 24/30 MVA Tensión 115/34.5 kV
RESULTADOSGASES (ppm) % Gas Clave
HIDRÓGENO H2 4840 83.76METANO CH4 477 8.25
MONÓXIDO DE CARBONO CO 357 6.17ETILENO C2H4 5 0.086ETANO C2H6 99 1.71
ACETILENO C2H2 0 0TOTAL G. COMBUSTIBLES 5778
OXIGENO O2 1040NITRÓGENO N2 51500
DIÓXIDO DE CARBONO CO2 2710TOTAL DE GASES 61028
METODO DE RAZONES
R1. CH4/H2 = 0.098
R2. C2H2/C2H4 = 0
R3. C2H2/CH4 = 0
R4. C2H6/C2H2 =
R5. C2H4/C2H6 = 0.05
RELACIÓN DE ROGERS: Descargas de baja potencia ( descargas parciales)
OBSERVACIONES:
PROTOCOLO
FACTOR DE POTENCIATRANSFORMADOR DE POTENCIA
FECHA 15-01-01
PAGINA 1 DE 1
101
FECHA:Enero 15/01 TENSIÓN: 115/35.4 kV
SUBESTACIÓN: La calera POTENCIA: 24/30 MVAMODULO: R1 CONEXIÓN : Yy0MARCA: Trafo Unión AÑO DE FAB: 1980No. SERIE: TLSN 7551-S 251468 TEMP.: 31°C
Prueba # Modo deprueba
Energizar Aterrizar Guarda UST Medida
1 GST Alta Baja - - CH+CHL2 GST G Alta - Baja - CH3 UST Alta - - Baja CHL4 GST Baja Alta - - CL+CLH5 GST G Alta - Alta - CL6 UST Baja - - Alta CLH
No. DEPRUEBA
Modo deprueba
TENSIÓNkV
ImA
PW
FPA 20 °C
CAP.Nf
1 GST 10 41.98 2.063 0.3 10.9252 GST G 10 9.927 0.256 0.15 2.6333 UST 10 31.25 1.810 0.35 8.2914 GST 10 59.45 3.128 0.32 15.7725 GST G 10 28.19 1.318 0.28 7.4786 UST 10 31.26 1.811 0.35 8.291
Comprobación de los resultados
P1- P2 = P3 = 8.292
P4 – P5 = P6 = 8.294
P3 = P6
OBSERVACIONES:
Los valores de factor de potencia se encuentran dentro de los rangos recomendados para
este tipo de transformadores, según estadísticas DOBLE.
DIVISIÓN MANTENIMIENTOLINEAS Y SUBESTACIONES
PRUEBAS DE ULTRASONIDO ENTRANSFORMADORES DE
POTENCIA
102
Fecha : Marzo 17/01 Tipo refrigeración: ONAN/ ONAF
Subestación : La calera Tensión: 115/ 34.5 kV
Módulo : R1 Tap : 3
Marca : Trafo union I ( A T ) : 120/ 151 A
Serie : TLSN 7551-5251468 I ( BT ) : 401/ 502 A
Año : 1980 Temp.. Devanado : 50 °C
Pot. Nominal: 24/ 30 MVA Temp.. Aceite : 45 °C
Sección Amplitud Frecuencia Sección Amplitud Frecuencia
1 13.66 2756.25 8 14.49 2723.95
2 14.39 2740.1 9 14.21 3396.86
3 13.84 3520.68 10 14.56 2729.33
4 14.93 2723.95 11 14.06 3558.36
5 14.23 2734.72 12 14.24 3353.8
6 13.93 3536.83 13 14.32 3504.53
7 14.03 3439.93 14 14.42 3386.1
Observaciones:
Realizó VO B O
103
a) Transformador la Calera. Sección 1
b) Transformador la Calera. Sección 2
104
c) Transformador la calera. Sección 3
d) Transformador la Calera. Sección 4
105
e) Transformador la calera. Sección 5
f) Transformador la calera. Sección 6
106
g) Transformador la calera. Sección 7
h) Transformador la calera. Sección 8
107
i) Transformador la calera. Sección 9
j) Transformador la calera. Sección 10
108
k) Transformador la calera. Sección 11
l) Transformador la calera. Sección 12
109
m) Transformador la calera. Sección 13
n) Transformador la calera. Sección 14
110
ANEXO C
Protocolos de pruebas realizadas a transformadores Mitsubishi ubicados en las
subestaciones San Carlos D1, San Carlos D3, Bolivia D1 y gráficos obtenidos en
la prueba de ultrasonido por medio del programa SpectraPLUS
LABORATORIO DE ACEITESDIELECTRICOS
PRUEBA DE CROMATOGRAFÍADE GASES DISUELTOS EN
ACEITE
Fecha : Tensión: 115/12 kVSubestación : San Carlos Serie : 553571Módulo : D1 Año : 1970Marca : Mitsubishi Equipo: Varian Star # 1Pot. Nominal: 15/20 MVA
RESULTADOSGASES (ppm) % Gas Clave
HIDRÓGENO H2 110 17.89METANO CH4 46 7.47
MONÓXIDO DE CARBONO CO 452 73.5ETILENO C2H4 0 0ETANO C2H6 7 1.14
ACETILENO C2H2 0 0TOTAL G. COMBUSTIBLES 615
OXIGENO O2 12250NITRÓGENO N2 77387
DIÓXIDO DE CARBONO CO2 2060TOTAL DE GASES 92312
DIAGRAMACION GAS CLAVE
73,5
17,89 7,47 1,14 0 00
20406080
CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
GAS
PR
OP
OR
CIO
N
RE
LATI
VA
(%
)
METODO DE RAZONES
R1. CH4/H2 = 0.42
R2. C2H2/C2H4 = 0
R3. C2H2/CH4 = 0
R4. C2H6/C2H2 =
R5. C2H4/C2H6 = 0
RELACIÓN DE ROGERS: Funcionamiento normal.
OBSERVACIONES:
PROTOCOLO
FACTOR DE POTENCIATRANSFORMADOR DE POTENCIA
FECHA 20-12/00
PAGINA 1 DE 1
112
FECHA: Dic. 20/00 TENSIÓN: 115/12 kVSUBESTACIÓN: San Carlos POTENCIA: 15/20 MVAMODULO: D1 CONEXIÓN : Yy0MARCA: Mitsubishi AÑO DE FAB: 1970No. SERIE: 553571 TEMP.: 20 °C
Prueba # Modo deprueba
Energizar Aterrizar Guarda UST Medida
1 GST Alta Baja - - CH+CHL2 GST G Alta - Baja - CH3 UST Alta - - Baja CHL4 GST Baja Alta - - CL+CLH5 GST G Alta - Alta - CL6 UST Baja - - Alta CLH
No. DEPRUEBA
Modo deprueba
TENSIÓNkV
ImA
PW
FPA 20 °C
CAP.nf
1 GST 10 29.5 0.865 0.29 7.7602 GST G 10 11.9 0.327 0.28 3.133 UST 10 17.7 0.509 0.29 4.624 GST 10 74.6 2.728 0.36 19.595 GST G 10 57.1 2.134 0.37 14.966 UST 10 17.7 0.509 0.29 4.62
Comprobación de los resultados
P1- P2 = P3 = 4.63P4 – P5 = P6 = 4.63
P3 = P6
OBSERVACIONES:Los valores de factor de potencia se encuentran dentro de los rangos recomendados paraeste tipo de transformadores, según estadísticas DOBLE.
DIVISIÓN MANTENIMIENTOLINEAS Y SUBESTACIONES
PRUEBAS DE ULTRASONIDO ENTRANSFORMADORES DE
POTENCIA
113
Fecha : Marzo 14/ 01 Tipo refrigeración: ONAN/ ONAFSubestación : San Carlos Tensión: 115/ 12 kVMódulo : D1 Tap : 3RMarca : Mitsubishi I ( A T ) : 75.3/ 100 ASerie : 553571 I ( BT ) : 760/ 1013 AAño : 1970 Temp.. Devanado : 45 °CPot. Nominal: 15/ 20 MVA Temp.. Aceite : 45°C
sección Amplitud (dB) Frecuencia (Hz) sección Amplitud (dB) Frecuencia (Hz)1 16.37 2664.73 8 19.66 2675.52 16.35 3251.51 9 15.68 2680.883 16.28 3219.21 10 16.48 3380.714 16.15 3176.15 11 18.87 2664.735 16.08 3267.66 12 17.12 2653.976 16.03 3046.95 13 16.07 3138.467 19.65 2600.13 14 16.44 3219.21
Observaciones:
Realizó VO B O
114
a) Transformador San Carlos D1. Sección 1
b) Transformador San Carlos D1. Sección 2
115
c) Transformador San Carlos D1. Sección 3
d) Transformador San Carlos D1. Sección 4
116
e) Transformador San Carlos D1. Sección 5
f) Transformador San Carlos D1. Sección 6
117
g) Transformador San Carlos D1. Sección 7
h) Transformador San Carlos D1. Sección 8
118
i) Transformador San Carlos D1. Sección 9
j) Transformador San Carlos D1. Sección 10
119
k) Transformador San Carlos D1. Sección 11
l) Transformador San Carlos D1. Sección 12
120
m) Transformador San Carlos D1. Sección 13
n) Transformador San Carlos D1. Sección 14
LABORATORIO DE ACEITESDIELECTRICOS
PRUEBA DE CROMATOGRAFÍADE GASES DISUELTOS EN
ACEITE
Fecha : Tensión: 115/12 kVSubestación : San Carlos Serie : 553572Módulo : D3 Año : 1970Marca : Mitsubishi Equipo: Varian Star # 1Pot. Nominal: 15/20 MVA
RESULTADOSGASES (ppm) % Gas Clave
HIDRÓGENO H2 218 31.1METANO CH4 88 12.55
MONÓXIDO DE CARBONO CO 168 23.96ETILENO C2H4 126 17.97ETANO C2H6 14 1.99
ETILENO C2H2 87 12.41TOTAL G. COMBUSTIBLES 701
OXIGENO O2 3150NITRÓGENO N2 15400
DIÓXIDO DE CARBONO CO2 376TOTAL DE GASES 19627
DIAGRAMACION GAS CLAVE
23,9631,1
12,55 17,97
1,9912,41
010203040
CO H2CH4
C2H6
C2H4
C2H2
GAS
PR
OP
OR
CIO
N
RE
LATI
VA
(%)
METODO DE RAZONES
R1. CH4/H2 = 0.4
R2. C2H2/C2H4 = 0.69
R3. C2H2/CH4 = 0.99
R4. C2H6/C2H2 = 0.16
R5. C2H4/C2H6 = 9
RELACIÓN DE ROGERS: descargas de alta potencia (arco)
OBSERVACIONES:
PROTOCOLO
FACTOR DE POTENCIATRANSFORMADOR DE POTENCIA
FECHA 18-12/00
PAGINA 1 DE 1
122
FECHA: Dic. 18/00 TENSIÓN: 115/12 kVSUBESTACIÓN: San Carlos POTENCIA: 15/20 MVAMODULO: D3 CONEXIÓN : Yy0MARCA: Mitsubishi AÑO DE FAB: 1970No. SERIE: 553572 TEMP.: 20° C
Prueba # Modo deprueba
Energizar Aterrizar Guarda UST Medida
1 GST Alta Baja - - CH+CHL2 GST G Alta - Baja - CH3 UST Alta - - Baja CHL4 GST Baja Alta - - CL+CLH5 GST G Alta - Alta - CL6 UST Baja - - Alta CLH
No. DEPRUEBA
Modo deprueba
TENSIÓNkV
ImA
PW
FPA 20 °C
CAP.nf
1 GST 10 29.3 1.665 0.57 7.7702 GST G 10 11.7 0.797 0.68 3.0593 UST 10 18 1.159 0.63 4.7034 GST 10 53 4.376 1.19 20.115 GST G 10 40.7 2.204 0.78 15.516 UST 10 18 1.159 0.63 4.705
Comprobación de los resultados
P1- P2 = P3 = 4.711P4 – P5 = P6 = 4.6P3 = P6
OBSERVACIONES:Los valores de factor de potencia se encuentran dentro de los rangos recomendados paraeste tipo de transformadores, según estadísticas DOBLE.
DIVISIÓN MANTENIMIENTOLINEAS Y SUBESTACIONES
PRUEBAS DE ULTRASONIDO ENTRANSFORMADORES DE
POTENCIA
123
Fecha: Marzo 14/01 Tipo refrigeración: ONAN/ ONAFSubestación : San Carlos Tensión: 115/ 12 kVMódulo : D3 Tap : 1RMarca : Mitsubishi I ( A T ) : 75.3/ 100 ASerie : 553572 I ( BT ) : 760/ 1013 AAño : 1970 Temp.. Devanado : 50 °CPot. Nominal: 15/ 20 MVA Temp.. Aceite : 45 °C
sección Amplitud (dB) Frecuencia (Hz) sección Amplitud (dB) Frecuencia (Hz)1 18.63 2573.22 8 19.11 2621.672 16.52 2939.28 9 23.52 2610.93 16.78 2573.22 10 16.26 2605.524 15.5 3217.7 11 15.58 2610.95 15.51 3079.25 12 20.55 2616.286 14.31 3273.05 13 18.51 2616.287 20.41 2637.82 14 18.26 2621.67
Observaciones:
Realizó VO B O
124
a) Transformador San Carlos D3. Sección 1
b) Transformador San Carlos D3. Sección 2
125
c) Transformador San Carlos D3. Sección 3
d) Transformador San Carlos D3. Sección 4
126
e) Transformador San Carlos D3. Sección 5
f) Transformador San Carlos D3. Sección 6
127
g) Transformador San Carlos D3. Sección 7
h) Transformador San Carlos D3. Sección 8
128
i) Transformador San Carlos D3. Sección 9
j) Transformador San Carlos D3. Sección 10
129
k) Transformador San Carlos D3. Sección 11
l) Transformador San Carlos D3. Sección 12
130
m) Transformador San Carlos D3. Sección 13
n) Transformador San Carlos D3. Sección 14
LABORATORIO DE ACEITESDIELECTRICOS
PRUEBA DE CROMATOGRAFÍADE GASES DISUELTOS EN
ACEITE
Fecha Tensión 115/12 kVSubestación : Bolivia Serie : 8671900107Módulo : D1 Año : 1987Marca : Mitsubishi Equipo Varian Star # 1Pot. Nominal: 22.5/30 MVA
RESULTADOSGASES (ppm) % Gas Clave
HIDRÓGENO H2 22 17.32METANO CH4 15 11.81
MONÓXIDO DE CARBONO CO 59 46.45ETILENO C2H4 2 1.57ETANO C2H6 29 22.83
ACETILENO C2H2 0 0TOTAL G. COMBUSTIBLES 127
OXIGENO O2 560NITRÓGENO N2 25500
DIÓXIDO DE CARBONO CO2 840TOTAL DE GASES 27027
DIAGRAMACION GAS CLAVE
46,45
17,321,57
22,83
1,57 00
20
40
60
CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
GAS
PR
OP
OR
CIO
N
RE
LATI
VA
(%
)
METODO DE RAZONES
R1. CH4/H2 = 0.68
R2. C2H2/C2H4 = 0
R3. C2H2/CH4 = 0
R4. C2H6/C2H2 =
R5. C2H4/C2H6 = 0.069
RELACIÓN DE ROGERS: Funcionamiento normal
OBSERVACIONES:
PROTOCOLO
FACTOR DE POTENCIATRANSFORMADOR DE POTENCIA
FECHA 09-01/01
PAGINA 1 DE 1
132
FECHA: Enero 9/01 TENSIÓN: 115/12 kVSUBESTACIÓN: Bolivia POTENCIA: 22.5/30 MVAMODULO: D1 CONEXIÓN : Yy0 d1MARCA: Mitsubishi AÑO DE FAB: 1987No. SERIE: 8671900107 TEMP.: 27°C
Prueba # Modo deprueba
Energizar Aterrizar Guarda UST Medida
1 GST Alta Baja - - CH+CHL2 GST G Alta - Baja - CH3 UST Alta - - Baja CHL4 GST Baja Alta - - CL+CLH5 GST G Alta - Alta - CL6 UST Baja - - Alta CLH
No. DEPRUEBA
Modo deprueba
TENSIÓNkV
ImA
PW
FPA 20 °C
CAP.nf
1 GST 10 43.16 1.210 0.2 11.4512 GST G 10 14.43 0.512 0.25 3.8273 UST 10 28.73 0.666 0.16 7.6224 GST 7 92.89 2.357 0.18 24.645 GST G 7 64.15 1.702 0.19 17.0176 UST 7 28.73 0.646 0.16 7.622
Comprobación de los resultados
P1- P2 = P3 = 7.624P4 – P5 = P6 = 7.623P3 = P6
OBSERVACIONES:
Los valores de factor de potencia se encuentran dentro de los rangos permitidos para estetipo de transformadores, según estadísticas DOBLE.
DIVISIÓN MANTENIMIENTOLINEAS Y SUBESTACIONES
PRUEBAS DE ULTRASONIDO ENTRANSFORMADORES DE
POTENCIA
133
Fecha : Marzo 16/01 Tipo refrigeración: ONAN/ ONAFSubestación : Bolivia Tensión: 115/ 12 kVMódulo : D1 Tap : 4Marca : Mitsubishi I ( A T ) : 113/ 151 ASerie : 8671900107 I ( BT ) : 1080/ 1440 AAño : 1987 Temp.. Devanado : 50 °CPot. Nominal: 22.5/ 30 MVA Temp.. Aceite : 48 °C
Sección Amplitud (dB) Frecuencia (Hz) Sección Amplitud (dB) Frecuencia (Hz)1 14.98 2675.5 8 17.03 2664.732 16.03 2670.12 9 20.2 2664.733 15.79 2686.27 10 25.04 2659.354 14.34 3316.11 11 16.82 2664.735 15.41 2691.65 12 24.57 2648.586 23.68 2691.65 13 19.8 2670.127 16.67 2691.65 14 18.77 2637.82
Observaciones:
Realizó VO B O
134
a) Transformador Bolivia. Sección 1
b) Transformador Bolivia. Sección 2
135
c) Transformador Bolivia. Sección 3
d) Transformador Bolivia. Sección 4
136
e) Transformador Bolivia. Sección 5
f) Transformador Bolivia. sección 6
137
g) Transformador Bolivia. Sección 7
h) Transformador Bolivia. Sección 8
138
i) Transformador Bolivia. Sección 9
j) Transformador Bolivia. Sección 10
139
k) Transformador Bolivia. Sección 11
l) Transformador Bolivia. Sección 12
140
m) Transformador Bolivia. Sección 13
n) Transformador Bolivia. Sección 14
141
ANEXO D
Protocolos de pruebas realizadas a transformadores ABB ubicados en la
subestación Mosquera D1, D2 y gráficos obtenidos en la prueba de ultrasonido
por medio del programa SpectraPLUS
LABORATORIO DE ACEITESDIELECTRICOS
PRUEBA DE CROMATOGRAFÍADE GASES DISUELTOS EN
ACEITE
142
Fecha : Dic. 20/00 Tensión: 115/12 kVSubestación : San Carlos Serie : 553571Módulo : D1 Año : 1970Marca : Mitsubishi Equipo: Varian Star # 1Pot. Nominal: 15/20 MVA
RESULTADOSGASES (ppm) % Gas Clave
HIDRÓGENO H2 110 17.89METANO CH4 46 7.47
MONÓXIDO DE CARBONO CO 452 73.5ETILENO C2H4 0 0ETANO C2H6 7 1.14
ACETILENO C2H2 0 0TOTAL G. COMBUSTIBLES 615
OXIGENO O2 12250NITRÓGENO N2 77387
DIÓXIDO DE CARBONO CO2 2060TOTAL DE GASES 92312
DIAGRAMACION GAS CLAVE
73,5
17,89 7,47 1,14 0 00
20406080
CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
GAS
PR
OP
OR
CIO
N
RE
LATI
VA
(%
)
METODO DE RAZONES
R1. CH4/H2 = 0.42
R2. C2H2/C2H4 = 0
R3. C2H2/CH4 = 0
R4. C2H6/C2H2 =
R5. C2H4/C2H6 = 0
RELACIÓN DE ROGERS: Funcionamiento normal.
OBSERVACIONES:
PROTOCOLO
FACTOR DE POTENCIATRANSFORMADOR DE POTENCIA
FECHA 03/01/01
PAGINA 1 DE 1
143
FECHA: Enero 3/01 TENSIÓN: 115/12 kVSUBESTACIÓN: Mosquera POTENCIA: 22.5/30 MVAMODULO: D1 CONEXIÓN : YNyn0 (d11)MARCA: ABB AÑO DE FAB: 1973No. SERIE: SP 3557 TEMP.: 30°C
Prueba # Modo deprueba
Energizar Aterrizar Guarda UST Medida
1 GST Alta Baja - - CH+CHL2 GST G Alta - Baja - CH3 UST Alta - - Baja CHL4 GST Baja Alta - - CL+CLH5 GST G Alta - Alta - CL6 UST Baja - - Alta CLH
No. DEPRUEBA
Modo deprueba
TENSIÓNkV
ImA
PW
FPA 20 °C
CAP.nf
1 GST 10 29.34 0.964 0.2 7.6502 GST G 10 10.13 0.536 0.34 2.6883 UST 10 18.7 0.411 0.13 4.9614 GST 7 49.38 1.346 0.17 6.2065 GST G 7 4.683 0.253 0.34 1.2426 UST 7 18.7 0.423 0.15 4.961
Comprobación de los resultados
P1- P2 = P3 = 4.962 P4 – P5 = P6 = 4.964 P3 = P6
OBSERVACIONES:
Los valores de factor de potencia son excelentes para este tipo de transformadoresTeniendo en cuenta el tiempo de servicio.
DIVISIÓN MANTENIMIENTOLINEAS Y SUBESTACIONES
PRUEBAS DE ULTRASONIDO ENTRANSFORMADORES DE
POTENCIA
144
Fecha : Marzo 16/01 Tipo refrigeración: ONAN/ ONAFSubestación : Mosquera Tensión: 115/ 12 kVMódulo : D1 Tap : 9Marca : ABB I ( A T ) : 135/ 175 ASerie : SP – 3557 I ( BT ) : 1299/ 1684 AAño : 1973 Temp.. Devanado : 45 °CPot. Nominal: 27/ 35 MVA Temp.. Aceite : 40 °C
Sección Amplitud (dB) Frecuencia (Hz) Sección Amplitud (dB) Frecuencia (Hz)1 16.74 2793.93 8 14.83 3380.712 14.43 3386.1 9 21.71 2734.723 14.9 3639.11 10 15.49 2734.724 20.65 2777.78 11 16.16 2740.15 15.23 2767.02 12 17.96 2740.16 17.58 2745.48 13 14.92 2734.727 17.94 2734.72 14 14.96 3343.03
Observaciones:
Realizó VO B O
145
a) Transformador Mosquera D1. Sección 1
b) Transformador Mosquera D1. Sección 2
146
c) Transformador Mosquera D1. Sección 3
d) Transformador Mosquera D1. Sección 4
147
e) Transformador Mosquera D1. Sección 5
f) Transformador Mosquera D1. Sección 6
148
g) Transformador Mosquera D1. Sección 7
h) Transformador Mosquera D1. Sección 8
149
i) Transformador Mosquera D1. Sección 9
j) Transformador Mosquera D1. Sección 10
150
k) Transformador Mosquera D1. Sección 11
l) Transformador Mosquera D1. Sección 12
151
m) Transformador Mosquera D1. Sección 13
n) Transformador Mosquera D1. Sección 14
LABORATORIO DE ACEITESDIELECTRICOS
PRUEBA DE CROMATOGRAFÍADE GASES DISUELTOS EN
ACEITE
152
Fecha : Tensión: 115/12 kVSubestación : Mosquera Serie : SP-3555Módulo : D2 Año : 1973Marca : ABB Equipo: Varian Star # 1Pot. Nominal: 27/35 MVA
RESULTADOSGASES (ppm) % Gas Clave
HIDRÓGENO H2 3.9 4.78METANO CH4 1.5 1.84
MONÓXIDO DE CARBONO CO 31.3 38.4ETILENO C2H4 4.4 5.4ETANO C2H6 0 0
ACETILENO C2H2 40.4 49.58TOTAL COMBUSTIBLE 81.5
OXIGENO O2 12637.3NITRÓGENO N2 21702.7
DIÓXIDO DE CARBONO CO2 284TOTAL DE GASES 34705.5
DIAGRAMACION GAS CLAVE
38,4
4,78 1,84 0 5,4
49,58
0
20
40
60
CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
GAS
PR
OP
OR
CIO
N
RE
LA
TIV
A (%
)
METODO DE RAZONES
R1. CH4/H2 = 0.39
R2. C2H2/C2H4 = 9.19
R3. C2H2/CH4 = 26.94
R4. C2H6/C2H2 = 0
R5. C2H4/C2H6 =
RELACIÓN DE ROGERS: Descarga de alta potencia (arco)
OBSERVACIONES:
PROTOCOLO
FACTOR DE POTENCIATRANSFORMADOR DE POTENCIA
FECHA 20-12/00
PAGINA 1 DE 1
153
FECHA: Dic. 20/00 TENSIÓN: 115/12 kVSUBESTACIÓN: Mosquera POTENCIA: 27/35 MVAMODULO: D1 CONEXIÓN : Yy0MARCA: ABB AÑO DE FAB: 1973No. SERIE: SP-3555 TEMP.: 45 °C
Prueba # Modo deprueba
Energizar Aterrizar Guarda UST Medida
1 GST Alta Baja - - CH+CHL2 GST G Alta - Baja - CH3 UST Alta - - Baja CHL4 GST Baja Alta - - CL+CLH5 GST G Alta - Alta - CL6 UST Baja - - Alta CLH
No. DEPRUEBA
Modo deprueba
TENSIÓNkV
ImA
PW
FPA 20 °C
CAP.nf
1 GST 10 29.5 0.865 0.29 7.7602 GST G 10 11.9 0.327 0.28 3.133 UST 10 17.7 0.509 0.29 4.624 GST 10 74.6 2.728 0.36 19.595 GST G 10 57.1 2.134 0.37 14.966 UST 10 17.7 0.509 0.29 4.62
Comprobación de los resultados
P1- P2 = P3 = 4.63P4 – P5 = P6 = 4.63
P3 = P6
OBSERVACIONES:Los valores de factor de potencia se encuentran dentro de los rangos recomendados paraeste tipo de transformadores, según estadísticas DOBLE.
DIVISIÓN MANTENIMIENTOLINEAS Y SUBESTACIONES
PRUEBAS DE ULTRASONIDO ENTRANSFORMADORES DE
POTENCIA
154
Fecha : Marzo 16/01 Tipo refrigeración: ONAN/ ONAFSubestación : Mosquera Tensión 115/ 12 kVMódulo : D2 Tap : 9Marca : ABB I ( A T ) : 135/ 175 ASerie : SP-3555 I ( BT ) : 1299/ 1684 AAño : 1973 Temp.. Devanado : 45 °CPot. Nominal: 27/35 MVA Temp.. Aceite : 45 °C
Sección Amplitud (dB) Frecuencia (Hz) Sección Amplitud (Hz) Frecuencia (dB)1 12.54 3364.56 8 17.75 2713.182 13.73 2729.33 9 17.16 2713.183 14.25 2729.33 10 17.82 2729.334 14.5 2723.95 11 15.29 2729.335 16.82 3316.11 12 15.59 3375.336 15.35 3407.63 13 15.19 3203.067 15.73 3369.95 14 15.57 3278.43
Observaciones:
Realizó VO B O
155
a) Transformador Mosquera D2. Sección 1
b) Transformador Mosquera D2. Sección 2
156
c) Transformador Mosquera D2. Sección 3
d) Transformador Mosquera D2. Sección 4
157
e) Transformador Mosquera D2. Sección 5
f) Transformador Mosquera D2. Sección 6
158
g) Transformador Mosquera D2. Sección 7
h) Transformador Mosquera D2. Sección 8
159
i) Transformador Mosquera D2. Sección 9
j) Transformador Mosquera D2. Sección 10
160
k) Transformador Mosquera D2. Sección 11
l) Transformador Mosquera D2. Sección 12
161
m) Transformador Mosquera D2. Sección 13
n) Transformador Mosquera D2. Sección 14
162
ANEXO E
Protocolos de Pruebas realizadas a transformadores Toshiba ubicados en las
subestaciones Bosanova D3, Muzú D3 y gráficos obtenidos en la prueba de
ultrasonido por medio del programa SpectraPLUS
LABORATORIO DE ACEITESDIELECTRICOS
PRUEBA DE CROMATOGRAFÍADE GASES DISUELTOS EN
ACEITE
Fecha : Tensión: 115/12 kVSubestación : Bosanova Serie : 840900108Módulo : D3 Año : 1985Marca : Toshiba Equipo: Varian Star # 1Pot. Nominal: 22.5/30 MVA
RESULTADOSGASES (ppm) % Gas Clave
HIDRÓGENO H2 17 3.8METANO CH4 28 6.26
MONÓXIDO DE CARBONO CO 376 84.11ETILENO C2H4 4 0.9ETANO C2H6 22 4.93
ACETILENO C2H2 0 0TOTAL G. COMBUSTIBLES 447
OXIGENO O2 1838NITRÓGENO N2 60703
DIÓXIDO DE CARBONO CO2 1163TOTAL DE GASES 64151
DIAGRAMACION GAS CLAVE
84,11
3,8 6,26 4,93 0,9 00
50
100
CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
GAS
PR
OP
OR
CIO
N
RE
LATI
VA
(%)
METODO DE RAZONES
R1. CH4/H2 = 1.65
R2. C2H2/C2H4 = 0
R3. C2H2/CH4 = 0
R4. C2H6/C2H2 = -
R5. C2H4/C2H6 = 0.18
RELACIÓN DE ROGERS: Descomposición térmica de la celulosa
OBSERVACIONES:
PROTOCOLO
FACTOR DE POTENCIATRANSFORMADOR DE POTENCIA
FECHA 28-12/00
PAGINA 1 DE 1
164
FECHA: Dic. 28/00 TENSIÓN: 115/12 kVSUBESTACIÓN: Bosanova POTENCIA: 22.5/30 MVAMODULO: D3 CONEXIÓN : Yy0MARCA: Toshiba AÑO DE FAB: 1985No. SERIE: 840900108 TEMP.: 20°C
Prueba # Modo deprueba
Energizar Aterrizar Guarda UST Medida
1 GST Alta Baja - - CH+CHL2 GST G Alta - Baja - CH3 UST Alta - - Baja CHL4 GST Baja Alta - - CL+CLH5 GST G Alta - Alta - CL6 UST Baja - - Alta CLH
No. DEPRUEBA
Modo deprueba
TENSIÓNkV
ImA
PW
FPA 20 °C
CAP.nf
1 GST 10 29.5 1.487 0.5 7.7412 GST G 10 13.5 0.606 0.45 3.5683 UST 10 15.8 0.820 0.52 4.1724 GST 10 48.9 0.491 0.61 12.95 GST G 10 33.2 2.167 0.65 8.7246 UST 10 15.7 0.83 0.52 4.172
Comprobación de los resultados
P1- P2 = P3 = 4.173P4 – P5 = P6 = 4.176P3 = P6
OBSERVACIONES:Los valores de factor de potencia se encuentran dentro de los rangos recomendados paraeste tipo de transformadores, según estadísticas DOBLE.
DIVISIÓN MANTENIMIENTOLINEAS Y SUBESTACIONES
PRUEBAS DE ULTRASONIDO ENTRANSFORMADORES DE
POTENCIA
165
Fecha : Marzo 16/01 Tipo refrigeración: ONAN/ ONAFSubestación : Bosanova Tensión: 115/ 12 kVMódulo : D3 Tap : 6Marca : Toshiba I ( A T ) : 113/ 150.6 ASerie : 840900108 I ( BT ) : 1083/ 1443 AAño : 1985 Temp.. Devanado : 44 °CPot. Nominal: 22.5/30 MVA Temp.. Aceite : 40 °C
Sección Amplitud (dB) Frecuencia (Hz) Sección Amplitud (dB) Frecuencia (Hz)1 15.55 3526.06 8 18.35 3628.342 16.4 3601.43 9 16.68 2799.323 15.87 3434.55 10 15.77 3472.234 16.89 2772.4 11 16.84 2944.675 15.98 3466.85 12 19.75 2788.556 19 2772.4 13 16.36 3493.767 16.2 3413.01 14 16.07 3423.78
Observaciones:
Realizó VO B O
166
a) Transformador Bosanova. Sección 1
b) Transformador Bosanova. Sección 2
167
c) Transformador Bosanova. Sección 3
d) Transformador Bosanova. Sección 4
168
e) Transformador Bosanova. Sección 5
f) Transformador Bosanova. Sección 6
169
g) Transformador Bosanova. Sección 7
h) Transformador Bosanova. Sección 8
170
i) Transformador Bosanova. Sección 9
j) Transformador Bosanova. Sección 10
171
k) Transformador Bosanova. Sección 11
l) Transformador Bosanova. Sección 12
172
m) Transformador Bosanova. Sección 13
n) Transformador Bosanova. Sección 14
183
ANEXO F
MÉTODO ELÉCTRICO CONVENCIONAL.
Es un arreglo eléctrico que se debe realizar con el transformador sin carga: Las
descargas parciales en el objeto de prueba producen una transferencia de carga
dando un incremento en los pulsos de corriente a través de la impedancia de
medida. Esta impedancia, en combinación con el objeto de prueba y el
condensador de acople, determina la duración y forma de los pulsos de voltaje
medidos.
Las especificaciones NEMA proponen que el método a utilizar en
transformadores use un método de medición de ruido opuesto a lo estipulado
en la IEC la cual especifica la prueba usando un método de medición de pulsos
ocasionados por corona. La medida puede ser ejecutada igualmente usando
ambos métodos: de ruido expresado en microvoltios (µV) o valores de pulsos
de corona en picocoulombs (pC).
Los ensayos se realizaron utilizando el método eléctrico para detección de
descargas parciales en transformadores según la norma IEC 76-3. El montaje
utilizado para desarrollar la prueba se muestra en la siguiente figura.
184
Figura 31. Diagrama de bloques. Ensayo medición de Descargas Parciales
En donde:
1. Transformador
2. Módulo de control
3. Ck. condensador de acople
4. Zm. Impedancia de medida
5. Cable coaxial
6. equipo para detección de descargas parciales
7. Objeto de prueba
La prueba se desarrolla de la siguiente manera:
1. Los voltajes aplicados durante la prueba se expresan en términos de
Um/ 3 (Um, tensión máxima admisible en condiciones normales) de la
siguiente forma:
U1 corresponde al valor de Um
U2 corresponde a 1.3 Um/ 3 o 1.5 Um/ 3
185
El voltaje se incrementa gradualmente desde un valor menor que un tercio de
U2 hasta el valor de U2, manteniéndolo en este último valor por un tiempo de 5
minutos. Al final de este periodo se registra la lectura en el equipo de
medición.
2. El voltaje se incrementa nuevamente desde U2 hasta el valor de U1 y se
mantiene durante 5 segundos.
3. Inmediatamente el valor del voltaje se reduce hasta U2 y se mantiene
durante 30 minutos. Durante todo este periodo el nivel de Descargas
Parciales debe ser observado continuamente.
4. Luego de este tiempo (30 minutos) el voltaje se reduce nuevamente
hasta un valor cercano a 1/3 de U2 antes de disminuir el valor a 0V.
5. La prueba se considera aceptable si el nivel de “carga aparente” medido
durante los últimos 29 minutos de los 30 con aplicación de voltaje U2,
permanece por debajo en lo especificado en el cuadro 25 y no muestra
una constante de crecimiento cerca de los límites especificados. (norma
IEC publicación 76.3).
Cuadro 25. Niveles máximos de carga aparente permitidos
en transformadores de potencia
Tensión aplicada Intensidad máxima (Cq)
1.3 Um/ 3 300pC
1.5 Um/ 3 500pC
186
Cuando la medición de descargas parciales se realiza utilizando el método de
medición de ruido, el nivel máximo permitido es de 100µV o su equivalente en
decibeles que corresponde a 48 dB.
