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Pruebas al Fluido Aislante Como Herramienta Auxiliar Para la Detección y

Prevención de Posibles Fallas en el Transformador

Erik Betancourt, Ing. Eléctrico, WEIDMANN Tecnología Eléctrica de México RESUMEN Esta ponencia revisa la importancia de incluir un análisis periódico del aceite aislante como parte de un mantenimiento eléctrico a transformadores y ayudar a prevenir posibles fallas. En particular, ésta se enfoca en las pruebas de rutina al fluido aislante como lo son los análisis fisicoquímicos y el análisis de gases disueltos (DGA, por sus siglas en ingles) basándose en las normatividades IEEE y ASTM. INTRODUCCIÓN El aceite dieléctrico en los transformadores realiza dos grandes funciones: en primer lugar, actúa como elemento aislante para soportar los altos voltajes que se presentan dentro del transformador y en segundo lugar, éste tiene la función de disipar el calor generado por las bobinas y el núcleo del transformador. Un rendimiento confiable del aceite en el sistema de aislamiento depende en sus características básicas y propiedades eléctricas las cuales pueden verse afectadas por el deterioro debido a impurezas externas, como la humedad y la oxidación, e impurezas internas, como la degradación de la celulosa y partículas de metal y carbón.

El análisis del aceite nos permite obtener una valiosísima información sobre las superficies aisladas y las condiciones internas del transformador. Basado en el hecho de que el aceite dieléctrico se degrada de una manera predecible es necesario realizar pruebas periódicas para mantener una tendencia del comportamiento de éste y poder anticipar cualquier condición negativa. DESARROLLO Las pruebas de aceites dieléctricos se dividen en dos áreas principales, las pruebas fisicoquímicas y la prueba de análisis de gases disueltos. Estos ensayos también se conocen como pruebas de rutina. A partir de estas pruebas se puede determinar las condiciones del fluido aislante. Pero también existen pruebas especiales con las cuales se obtiene información específica como el análisis de furanos, determinación de bifenilos policlorados, prueba de azufre corrosivo, conteo de partículas, metales, etc. Mediante el análisis fisicoquímico del aceite se determina la calidad de sus características tanto refrigerantes como aislantes. Una detección temprana de la calidad del aceite ayudará a reducir costos de mantenimiento y a prevenir fallas. Esto puede ser logrado mediante un adecuado programa de pruebas al aceite que monitorea la condición del fluido dieléctrico. Entre las pruebas fisicoquímicas que se realizan al aceite están las siguientes: Contenido de Humedad en el Aceite Para esta prueba se contempla el Método Normalizado ASTM D 1533 el cual determina el contenido de humedad del aceite aislante mediante un titulador coulométrico

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automático Karl Fischer. El contenido de humedad en el aceite se presenta en partes por millón (ppm) (miligramos de humedad por kilogramo de líquido aislante). El agua en el aceite del transformador puede proceder del exterior o resultar de la degradación de materiales aislantes. Ésta se puede presentar de varias formas. La presencia de agua se puede indicar por medio de una inspección visual, puesto que el aceite se vería turbio o se observarían gotas de agua separadas. Por otro lado, el agua disuelta no se puede detectar visualmente y normalmente se cuantifica por medios físicos y químicos. La solubilidad del agua en el aceite dieléctrico para transformadores aumenta en función de la temperatura como se muestra en la Figura 1.

Figura 1. Solubilidad del Agua en el Aceite Dentro de un transformador, el contenido de humedad se divide entre el papel aislante y el aceite dieléctrico en una relación predominante para el papel. Existe una dependencia en la temperatura sobre la distribución del agua en el sistema de aislamiento como se muestra en al Figura 2.

Figura 2. Distribución del Agua en Condiciones de Equilibrio

Un alto contenido de humedad acelera la degradación de la celulosa del aislamiento sólido así como el deterioro del aceite dieléctrico. Color y Apariencia Visual y de Sedimentos Estas pruebas se basan en la medición del oscurecimiento del aceite debido a la oxidación y la detección de cualquier desviación de una apariencia “clara y brillante” de acuerdo a los Métodos Normalizados ASTM D 1500 y D 1524. El color del aceite aislante se determina por una luz transmitida y se expresa por un número obtenido de su comparación con una serie de colores normalizados. Un índice de color fuerte o un oscurecimiento del aceite en un período de tiempo, indica tanto la contaminación como el deterioro del aceite. Además del color, la apariencia visual y de sedimentos de un aceite puede poner en evidencia turbulencias y sedimentos, lo que puede indicar la presencia de agua libre, lodos solubles, carbón, fibras, polvo, etc. Densidad Relativa (Gravedad Específica) La densidad relativa consiste en la relación de pesos a un volumen equivalente entre el aceite dieléctrico y agua a una temperatura de 15°C según el Método Normalizado ASTM D 1298. La gravedad específica puede ser útil para identificar el tipo del aceite o descubrir modificaciones importantes en su composición. Cuando se considera esta prueba en conjunto con otras propiedades del aceite puede ser un indicador de la calidad del aceite. Acidez (Número de Neutralización) Esta prueba consiste en determinar la cantidad de material alcalino necesario para neutralizar los ácidos del aceite. Se utiliza una base “fuerte” como el Hidróxido de

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Potasio (KOH) de acuerdo al Método Normalizado ASTM D 974. La medida de acidez nos indica el nivel de deterioro del aceite por oxidación. Entre más alto sea el valor de acidez, mayor es la oxidación y más cerca se está de la sedimentación. El número de neutralización puede ser utilizado como una guía general que permita determinar el momento ideal para procesar o reemplazar el aceite dieléctrico. Tensión Interfacial (IFT) Este ensayo consiste en la medición de la fuerza requerida para levantar un anillo de platino a través de una interfase de aceite/agua de acuerdo al Método Normalizado ASTM D 971. Esta prueba proporciona un medio para detectar contaminantes polares solubles y productos de deterioro del aceite dieléctrico. La fuerza de atracción entre las moléculas de los dos fluidos es expresada en Dinas por centímetro (Dinas/cm) o su equivalente en miliINewton por metro (mN/m).

Figura 3. Tensión Interfacial y Acidez Vs. Vida Útil del Aceite

Rigidez Dieléctrica La rigidez dieléctrica de un aceite aislante es la medición de su habilidad para soportar los esfuerzos eléctricos sin fallar, es decir, refleja la resistencia del aceite al paso de una corriente eléctrica.

Esta prueba consiste en la aplicación de un determinado voltaje entre dos electrodos a una distancia específica sumergidos en aceite en condiciones prescritas en la normatividad ASTM. Se mide el valor máximo de voltaje aplicado en el cual surge una conducción eléctrica entre dos electrodos. La prueba de Rigidez Dieléctrica sirve primordialmente para indicar la presencia de contaminantes conductores de electricidad en el aceite dieléctrico tales como agua, polvo, lodos o cualquier partícula conductora presente. Existen dos métodos por los cuales se puede realizar esta prueba: • Método de Electrodos de Discos Planos

ASTM D 877, este método consiste en la aplicación de un voltaje de corriente alterna (3.0 kV/s) entre dos electrodos de discos planos separados a una distancia de 2.5 mm. Esta prueba es recomendada para la aceptación de fluidos nuevos y sin procesar.

• Método de Electrodos VDE (Verband

Deutscher Elektotecher, especificación 0370) ASTM D 1816, este ensayo se basa en la aplicación de un voltaje de corriente alterna (0.5 kV/s) entre dos electrodos hemisféricos separados a distancias de 1 mm y 2 mm. Se hace circular el fluido mientras se realiza la prueba. Se recomienda para la prueba de aceite filtrado, desgasificado, y deshidratado

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antes y durante el llenado de los equipos del sistema de potencia, así como también para pruebas en servicio de equipos de alto voltaje.

Factor de Potencia La prueba del factor de potencia al aceite dieléctrico es la medición de las pérdidas de potencia disipadas en forma de calor cuando el fluido aislante es sometido a un campo de corriente alterna. El factor de potencia de un aceite dieléctrico es la relación de la potencia disipada en watts en el fluido, entre el producto del voltaje efectivo y la corriente expresado en voltampers. Esto es numéricamente equivalente al coseno del ángulo de fase o al seno del ángulo de pérdidas; es una cantidad adimensional, expresada normalmente en porcentaje. La prueba del factor de potencia se utiliza para monitorear la degradación y contaminación del aceite aislante, puesto que éste es sensible a contaminantes iónicos y polares. Este ensayo se puede realizar a dos temperaturas, según el Método Normalizado ASTM D 924, de 25°C y 100°C. Resistividad (Resistencia Específica)

Esta prueba esta basada en el Método Normalizado ASTM D 1169. La resistencia específica es la oposición al flujo eléctrico que un material dieléctrico ofrece bajo

condiciones de voltaje moderado. La resistencia eléctrica entre las caras opuestas de un cubo de 1cm de material aislante, se expresa en ohmIcm.

La resistividad del aceite es una medida de sus propiedades aislantes. Una alta resistividad refleja un bajo contenido de iones libres (compuestos polares) y normalmente indica una concentración baja de materiales contaminantes conductores.

Los parámetros utilizados en la prueba son los siguientes:

• Temperaturas de 25 °C y 100 °C

• Voltajes de prueba no menores de 200 V/mm (5 V/mil) y no mayores a 1200 V/mm (30 V/mil)

• Tiempo de 1 minuto

Análisis de Gases Disueltos (DGA)

Durante la operación del transformador, los materiales aislantes dentro de éste, en especial el aceite dieléctrico se descomponen y degradan bajo la acción de la temperatura y de las tensiones eléctricas, sufriendo descomposiciones químicas que generan o liberan gases. Cuando ocurren fallas incipientes se generan gases, los cuales se correlacionan con el tipo de falla y el índice de generación de estos gases se relaciona con la severidad de la falla.

Los gases a analizar incluyen:

• Hidrógeno (H2)

• Metano (CH4)

• Etano (C2H6)

• Etileno (C2H4)

• Acetileno (C2H2)

• Monóxido de Carbono (CO)

• Dióxido de Carbono (CO2)

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Estos “gases de falla” son solubles en el aceite dieléctrico y además son de bajo peso molecular.

Según la Normatividad IEEE Std. C57.104 “Guide for the Interpretation of Gases

Generated in Oil�Immersed Transformers”, las causas que originan las fallas se dividen en tres categorías:

• Descargas Parciales (corona) • Pirolisis (descomposición térmica) • Arco Eléctrico

Las cantidades, proporciones e índices de generación de gases ayudan a determinar que tipo de falla es posible que se presente. Se pueden categorizar por la naturaleza del material aislante y tipo de falla:

Descargas Parciales (corona)

Aceite H2

Celulosa CO, CO2

Arco Eléctrico

H2, C2H2, CH4, C2H6, C2H4

El Análisis de Gases Disueltos es una técnica de diagnostico útil para el mantenimiento preventivo, evaluar las condiciones e identificar posibles fallas en transformadores. Esta prueba se ha usado por años para monitorear el buen estado de los transformadores y para diagnosticar la fuente de gases elevados cuando las concentraciones de gas exceden los límites establecidos. El DGA es muy aceptado como herramienta confiable para la detección temprana de fallas incipientes en los transformadores.

CONCLUSIONES

El análisis periódico del aceite dieléctrico es una herramienta clave para monitorear el estado del transformador. Las pruebas al aceite aislante no sólo proveen información relativa al estado del aceite sino que también permiten la detección de posibles causas de falla en el equipo y así interpretar la información proporcionada y adoptar las medidas necesarias para asegurar la continuidad del servicio, operación y confiabilidad del transformador. Por lo tanto, las pruebas al fluido aislante son una pieza fundamental de cualquier programa de mantenimiento de transformadores.

BIBLIOGRAFÍA

1. IEEE Std. C57.104I2008, IEEE Guide for the Interpretation of Gases Generated in OilI Immersed Transformers; The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc., 2008.

2. IEEE Std. C57.106I2006, IEEE Guide for Acceptance and Maintenance of Insulating Oil in Equipment; The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc., 2006.

3. ASTM D1533I00 (2005), Standard Test Method for Water in Insulating Liquids by Coulometric Karl Fischer Titration; American Standard Test Method, 2005.

Pirolisis (descomposición térmica)

Aceite Baja temperatura

H2, CH4, C2H6

Alta temperatura

H2, C2H4, CH4, C2H6,

Celulosa Baja temperatura

CO

Alta temperatura

CO, CO2

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4. ASTM D3612I02 (2009), Standard Test Method for Analysis of Gases Dissolved in Electrical Insulating Oil by Gas Chromatography; American Standard Test Method, 2009.

5. ASTM D1500I07, Standard Test Method for ASTM Color of Petroleum Products (ASTM Color Scale); American Standard Test Method, 2007.

6. ASTM D1524I94 (2010), Standard Test Method for Visual Examination of Used Electrical Insulating Oils of Petroleum Origin in the Field; American Standard Test Method, 2010.

7. ASTM D924I08, Standard Test Method for Dissipation Factor (or Power Factor) and Relative Permittivity (Dielectric Constant) of Electrical Insulating Liquids; American Standard Test Method, 2008.

8. ASTM D4052I09, Standard Test Method for Density, Relative Density, and API Gravity of Liquids by Digital Density Meter; American Standard Test Method, 2009.

9. ASTM D974I08, Standard Test Method for Acid and Base Number by ColorIIndicator Titration; American Standard Test Method, 2008.

10. ASTM D971I99a (2004), Standard Test Method for Interfacial Tension of Oil Against Water by the Ring Method; American Standard Test Method, 2004.

11. ASTM D877I02 (2007), Standard Test Method for Dielectric Breakdown Voltage of Insulating Liquids Using Disk Electrodes; American Standard Test Method, 2007. 12. ASTM D1816I04, Standard Test Method for Dielectric Breakdown Voltage of Insulating Oils of Petroleum Origin Using VDE Electrodes; American Standard Test Method, 2004.

13. ASTM D1169I09, Standard Test Method for Specific Resistance (Resistivity) of Electrical Insulating Liquids; American Standard Test Method, 2009.

BIOGRAFÍA

Erik Betancourt

Ruiz nacido Coahuila, México, en 1984. Recibió el grado de Ingeniero Eléctrico del Instituto Tecnológico de Saltillo (ITS) en el 2010. Actualmente se encuentra laborando para la empresa

Weidmann Tecnología Eléctrica de México en el Laboratorio WDS (Weidmann Diagnostic Solutions) responsable del departamento de Servicios de Ingeniería en el cual desempeña el puesto de Ingeniero de Diagnostico. Sus áreas de interés abarcan temas tales como el diagnostico y evaluación de transformadores, análisis del fluido aislante y sistemas de aislamiento.