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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA UNIDAD PROFESIONAL ADOLFO LÓPEZ MATEOS
MANTENIMIENTO PREVENTIVO A EQUIPO PRIMARIO DE SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE POTENCIA
T E S I S
PARA OBTENER EL TITULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
PRESENTA:
GERARDO GAYTAN RODRÍGUEZ
ASESORES:
ING. JOSÉ ANTONIO MARTÍNEZ HERNÁNDEZ
ING. CARLOS ALBERTO GONZÁLEZ ANDRADE
México, D. F. a 29 de Septiembre de 2016
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AGRADECIMIENTOS
A mis padres y mi familia.
No tengo palabras para agradecer el que siempre están conmigo en el día a día y lo
mucho que significan. Porqué en las buenas y en las malas siempre han respondido,
por hacerme un hombre de bien, a trabajar y sobre todo enseñarme a vivir
dignamente.
Al Ingeniero Ernesto.
Por brindarme la oportunidad y permitirme adquirir su valiosa experiencia y sabiduría.
Gracias por sus consejos.
A Yessica.
Porque en el momento en el que apareciste llenaste mi vida, me das los motivos para
afrontar nuevos proyectos y sobre todo a tratar de ser mejor persona.
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INDICE
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Objetivo general 11
Objetivos específicos 11 Introducción 12 CAPITULO I CARACTERÍSTICAS Y PRUEBAS DE UNA
SUBESTACIÓN
1.1 Subestación eléctrica 12
1.2 Clasificación de subestaciones eléctricas 14
1.2.1 Por su servicio 15
1.2.2 Por su construcción y tipo de instalación 15
1.3 Elementos de una subestación eléctrica 17
1.4 Transformador 18
1.5 Clasificación y utilización de transformadores 19
1.5.1 Por la operación 19
1.5.2 Por su número de fases 20
1.5.3 De acuerdo a su utilización 20
1.5.4 Tipo de construcción 20
1.5.5 Condiciones de servicio 21
1.5.6 Por su lugar de instalación 21
1.5.7 Por su tipo de enfriamiento 21
1.6 Partes componentes de un transformador 21
1.6.1 Circuito magnético (núcleo). 22
1.6.2 Circuito eléctrico (devanados o bobinas) 22
1.6.3 Circuito térmico (tanque, herrajes y accesorios) 22
1.6.4 Sistema de aislamiento 22
1.7 Mantenimiento preventivo, predictivo y correctivo 23
1.7.1 Mantenimiento correctivo 24
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1.7.2 Mantenimiento preventivo 24
1.7.3 Mantenimiento predictivo 24
1.8 Pruebas eléctricas 25
1.8.1 Clasificación de pruebas. 26
1.8.1.1 Pruebas de fábrica. 26
1.8.1.2 Pruebas de campo 27
1.9 Descripción de pruebas 27
1.9.1. Prueba de impulso por rayo 28
1.9.2. Pruebas de potencial aplicado 29
1.9.3. Prueba de potencial inducido 31
1.9.4. Prueba de resistencia de aislamiento 32
1.9.5. Prueba de factor de potencia a los aislamientos 36
1.9.6. Prueba de corriente de excitación 40
1.9.7. Prueba de relación de transformación y polaridad 42
1.9.8. Prueba de resistencia óhmica de devanados 45
1.9.9. Prueba de resistencia de contactos 46
1.9.10. Tiempos de operación y simultaneidad de apertura y cierre 47
1.9.11. Prueba de collar caliente a boquillas 49
1.9.12. Prueba de hermeticidad 49
1.9.13. Prueba de nivel de ruido audible 50
1.9.14. Prueba de vacío 52
1.9.15. Pruebas de corto circuito 52
1.9.16. Pruebas de humedad residual 57
1.9.17. Prueba hidrostática 58
1.9.18. Pruebas de aislamiento al núcleo 59
1.9.19. Prueba de rigidez dieléctrica 59
1.9.20. Cromatografía de gases 60
1.9.21. Análisis físico, químico y eléctrico al aceite aislante 62
1.9.22. Mantenimiento y pruebas a banco de baterías estacionarias 68
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CAPITULO II PLANEACIÓN PARA EL MANTENIMIENTO AL
EQUIPO PRIMARIO DE SUBESTACIONES
2.1 Secuencia de planeación del mantenimiento 73
2.1.1. Solicitud de mantenimiento 75
2.1.2. Condiciones de seguridad para realizar el mantenimiento 77
2.1.3. Planeación del mantenimiento 79
2.1.4. Programación de actividades 86
CAPITULO III MANTENIMIENTO PREVENTIVO Y REPORTE DE
PRUEBAS
3.1 Actividades de mantenimiento y pruebas realizadas a los equipos 88
3.1.1. Equipo primario de subestación eléctrica principal clase 85 kV 89
3.1.2. Correctivos de la subestación eléctrica principal clase 85 kV 103
3.1.3. Mantenimiento a líneas aéreas 104
3.2 Reporte de pruebas del equipo primario 105
3.2.1. Pruebas a cuchillas desconectadoras 106
3.2.2. Pruebas a interruptor de potencia 109
3.2.3. Pruebas a transformadores de corriente 116
3.2.4. Pruebas al banco de baterías 120
3.2.5. Pruebas y calibración al tablero de protecciones metal clad
de la subestación eléctrica clase 85 kV 123
3.2.6. Pruebas a los apartarrayos del transformador de potencia 127
3.2.7. Pruebas a transformador de potencia de 7500/9375 kVA 130
3.2.8. Pruebas al banco de resistencias de puesta a tierra 138
3.2.9. Pruebas a transformador de servicios propios 140
3.3 Recomendaciones para la subestación 144
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CAPITULO IV. COSTO DEL MANTENIMIENTO Y RENTABILIDAD
4.1. Cotización del mantenimiento 146
4.2. Análisis de costos, gastos y rentabilidad 150
CONCLUSIONES 153
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 154
GLOSARIO DE TÉRMINOS 156
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INDICE DE FIGURAS
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Capítulo I
Figura 1.1 Diagrama de bloques de un sistema eléctrico de potencia 14
Figura 1.2 Clasificación de subestaciones eléctricas 14
Figura 1.3 Subestación eléctrica de potencia reductora para distribución tipo
intemperie 16
Figura 1.4 Subestación eléctrica compacta para distribución tipo
interior y/o intemperie 16
Figura 1.5 Transferencia de energía por medio del transformador 19
Figura 1.6 Curva de vida útil 25
Figura 1.7 Clasificación de pruebas 26
Figura 1.8 Curva característica de onda completa (1.2 x 50 µs) 28
Figura 1.9 Equipo digital para pruebas de resistencia de aislamiento 33
Figura 1.10 Diagrama vectorial que muestra el comportamiento de un
aislamiento al aplicarle un voltaje de prueba 37
Figura 1.11 Medidor de relación de transformación y polaridad 43
Figura 1.12 Equipo digital para la prueba de relación de transformación 44
Capítulo II
Figura 2.1 Diagrama del proceso para realizar mantenimiento 73
Figura 2.2 Diagrama unifilar de equipo primario de subestación 74
Figura 2.3. Diagrama unifilar de alimentación de corriente continua al tablero
de protecciones 75
Capítulo III
Figura 3.1 Mantenimiento y limpieza a cuchillas desconectadoras 90
Figura 3.2 Pruebas eléctricas a cuchillas desconectadoras 90
Figura 3.3 Mantenimiento a interruptor de potencia enSF6 91
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Figura 3.4 Prueba de simultaneidad de contactos y tiempos de apertura y
cierre a interruptor de potencia enSF6 92
Figura 3.5 Mantenimiento preventivo a Transformadores de corriente TC´s 93
Figura 3.6 Pruebas eléctricas a Transformadores de corriente TC´s 93
Figura 3.7 Mantenimiento y limpieza a apartarrayos del transformador
de potencia 94
Figura 3.8 Prueba de resistencia de aislamiento a apartarrayos 95
Figura 3.9 a) y b). Mantenimiento a transformador de potencia 96
Figura 3.10 a) y b). Pruebas eléctricas a transformador de potencia 97
Figura 3.11 Reacondicionado al aceite dieléctrico del transformador
de potencia 97
Figura 3.12 Tablero metal clad (relevadores de protección del
Transformador de potencia) 99
Figura 3.13 Pruebas eléctricas a los relevadores de protección 99
Figura 3.14 Cargador y banco de baterías 100
Figura 3.15 Mantenimiento a cargador de baterías 101
Figura 3.16 Transformador de servicios propios 102
Figura 3.17 Transformador de servicios propios después del
mantenimiento (lado B.T.) 102
Figura 3.18 a), b), c) y d). Actividades correctivas 104
Figura 3.19 a) y b). Mantenimiento a líneas aéreas 105
Figura 3.20 Grafica de cierre del interruptor de potencia de la prueba de
simultaneidad y tiempos 113
Figura 3.21 Grafica de cierre-apertura del interruptor de potencia de la prueba
de simultaneidad y tiempos 114
Figura 3.22 Grafica de apertura del interruptor de potencia de la prueba de
simultaneidad y tiempos 115
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INDICE DE TABLAS
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Capítulo I
Tabla 1.1 Elementos que constituyen una subestación eléctrica 17
Tabla 1.2 Magnitudes de las ondas de impulso normalizadas 29
Tabla 1.3 Tensión de prueba establecidos por ANSI-IEEE C57-12-90 de
acuerdo al nivel de aislamiento 30
Tabla 1.4 Tiempo establecidos por las normas ANSI C57-72 para la
prueba de potencial inducido 31
Tabla 1.5 Condiciones de aislamiento basadas en la relación de índice de
absorción dieléctrica y del índice de polarización 35
Tabla 1.6. Límites para evaluación de las propiedades físicas, químicas y
eléctricas a la calidad del aceite NMX-J-123-ANCE-2008 67
Capítulo II
Tabla 2.1 Descripción del equipo primario instalado 76
Tabla 2.2 Descripción de correctivos 77
Tabla 2.3 Listado de Equipos y accesorios para realizar el mantenimiento 81
Tabla 2.4 Listado de Herramientas para realizar el mantenimiento 83
Tabla 2.5 Listado de Personal técnico para realizar el mantenimiento 85
Tabla 2.6 Programa de actividades para realizar el mantenimiento 86
Capítulo IV
Tabla 4.1 Cotización del servicio de mantenimiento 146
Tabla 4.2 Condiciones comerciales 150
Tabla 4.3 Gastos para realizar el mantenimiento 151
Tabla 4.4 Resumen de rentabilidad 152
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OBJETIVO GENERAL
Exponer una metodología para la realización del mantenimiento preventivo de
subestaciones de potencia sustentada en la experiencia y pruebas al equipo primario
de subestaciones.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Describir las características, clasificación y pruebas de una subestación
eléctrica de potencia.
Establecer la planeación y pruebas de equipo primario de una subestación
Analizar la importancia que tiene la planeación, coordinación, control y
ejecución de actividades, que se debe realizar para garantizar la correcta
prestación de servicios eléctricos.
Aplicar los conocimientos que se han adquirido en la carrera, en la prestación
de servicios eléctricos, análisis e interpretación de resultados de pruebas
eléctricas a equipos e instalaciones eléctricas.
Presentar un trabajo que les permita a siguientes generaciones de ingenieros
eléctricos egresados, vislumbrar un panorama de las aptitudes y actividades
que se deben desarrollar en el ramo eléctrico a laborar.
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INTRODUCCIÓN
La seguridad en la operación de actividades de mantenimiento preventivo, correctivo
y predictivo, fundamentalmente de sistemas eléctricos de potencia, es primordial
para el personal técnico que desarrolla esta función, en donde el Ingeniero
Electricista tiene una alta responsabilidad. En esta tesis se presentan los
fundamentos técnicos, la planeación y operación práctica de la realización de
mantenimiento y pruebas a equipo eléctrico en las subestaciones de potencia a fin de
compartir experiencias a los profesionales de la Ingeniería Eléctrica para la toma de
decisiones.
En el primer capítulo se exponen la explicación teórica del funcionamiento y
componentes del sistema eléctrico de potencia que utilizamos, así como, la
definición, objetivo, metodología, y forma de evaluar de las pruebas eléctricas que se
aplican a los equipos eléctricos instalados en subestaciones, esto, para diagnosticar
su funcionamiento y operación.
En el capítulo II, se describen la planeación que incluye las solicitudes y requisitos
necesarios para que se realice el servicio mantenimiento preventivo, los cuales, se
deben acatar y cumplir por el personal técnico prestador del servicio.
En el capítulo III, se encuentran la descripción de actividades realizadas en el
mantenimiento y el reporte de pruebas en el cual se ilustran los diagramas de
conexión, resultados y diagnósticos de las pruebas realizadas al equipo eléctrico
cuando se realiza el mantenimiento.
En el último capítulo, se expone la forma en que se cotiza el servicio de
mantenimiento, un análisis de costos que se tienen que solventar para realizar el
mantenimiento y la rentabilidad del mismo.
Cabe hacer mención que este trabajo presenta sus fundamentos y propósitos, de
acuerdo a la experiencia adquirida en el área de la prestación de servicios eléctricos
de mantenimiento y pruebas a subestaciones y transformadores.
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CAPITULO I
CARACTERÍSTICAS Y PRUEBAS DE UNA
SUBESTACIÓN
1.1 Subestación Eléctrica
El desarrollo de las industrias siempre ha estado ligado de manera proporcional con
los avances técnicos y tecnológicos que van emergiendo día a día en el ramo
eléctrico. Este crecimiento en la industria eléctrica ha permitido en igual o mayor
magnitud el crecimiento de las empresas en el ámbito industrial de producción,
comerciales, de servicios, etc. Es decir, todas las actividades que se deben realizar y
que permiten satisfacer las necesidades de la sociedad.
Es importante hacer mención que el suministro de energía eléctrica es transportado
en grandes bloques de energía de las fuentes de generación, las cuales esta
ubicados a grandes distancias de los centros de consumo. Para esto, es necesario
elevar la tensión en los centros de generación y llevar a cabo la transmisión de
energía y reducirla al llegar a los centros de carga o consumo por medio de una serie
de dispositivos y equipos eléctricos que se integran y conforman los circuitos
eléctricos.
La integración de los dispositivos y equipos que forman los circuitos eléctricos que
mantienen la unión de los bloques del sistema eléctricos de potencia y que de
acuerdo a la posición en la cual se encuentren instalados estos dispositivos y
equipos por lo general siempre están acoplados en una subestación eléctrica.
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En la figura 1.1 se representa las etapas que conforman el sistema eléctrico de
potencia.
Figura 1.1 Sistema eléctrico de potencia [1].
Como se ha mencionado una subestación eléctrica es un conjunto de elementos o
dispositivos que nos permiten cambiar las características de energía eléctrica
(tensión, corriente, frecuencia, etc.) en corriente alterna o bien conservándolos dentro
de ciertas características.
1.2 Clasificación de las subestaciones eléctricas
Es difícil hacer una clasificación precisa de las subestaciones eléctricas, pero de
acuerdo a la experiencia adquirida en el ramo eléctrico, se clasifican en dos rubros,
véase figura No. 1.2.
Figura 1.2 Clasificación de subestaciones eléctricas
GENERACION DISTRIBUCION PRIMARIA
TRANSMISION DISTRIBUCION
SECUNDARIA
Distancia de 1754 km
RECEPTORAS PRIMARIAS
RECEPTORAS SECUNDARIAS
VALORES DE TENSIÓN
INTEMPERIE
INTERIOR
BLINDADO
POR SU SERVICIO
SUBESTACIONES
POR SU CONSTRUCCIÓN Y
TIPO DE INSTALACIÓN
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1.2.1 Por su servicio
1. Primarias
Elevadoras
Receptoras reductoras
De enlace o distribución
De switcheo o de maniobra
Convertidoras o rectificadoras
2. Secundarias
Receptoras elevadoras o reductoras
Distribuidoras
De enlace
Convertidoras o rectificadoras
3. Niveles de tensión
De transmisión arriba de 230 kV.
Subtransmisión entre 115 kV y 230 kV.
Distribución primaria entre 23 kV y 115 kV.
Distribución secundaria menor de 23 kV.
1.2.2 Por su construcción y tipo de instalación
1. Tipo intemperie.
2. Tipo interior.
3. Tipo blindado.
4. Compacta.
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Algunas subestaciones pueden tener diferentes aspectos de acuerdo a su utilización
en el sistema eléctrico, como las de potencia tipo intemperie y compactas tipo interior
representadas en las figuras 1.3 y 1.4 respectivamente.
Figura 1.3 Subestación eléctrica de potencia reductora para distribución tipo
intemperie [2].
Figura 1.4 Subestación eléctrica compacta para distribución tipo interior y/o
intemperie.
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De lo anterior expuesto se puede inferir que existe una relación muy estrecha entre
las subestaciones eléctricas, líneas de transmisión y distribución.
1.3 Elementos de una subestación eléctrica
Para garantizar el continuo suministro de energía eléctrica, todos los elementos,
equipos y dispositivos que están integrados y constituyen la subestación eléctrica,
tienen su relevante importancia, ya que, estos son indispensables para el correcto
funcionamiento del sistema eléctrico de potencia y por lo tanto garantizar el
suministro eléctrico.
Los elementos que constituyen una subestación se pueden clasificar en elementos
principales y elementos secundarios. Véase Tabla 1.1
Tabla 1.1 Elementos que constituyen una subestación eléctrica
ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE UNA SUBESTACION
ELEMENTOS PRINCIPALES
O
EQUIPO PRIMARIO.
Transformador.
Interruptor de potencia.
Restaurador.
Cuchillas fusibles.
Cuchillas desconectadoras y
cuchillas de prueba.
Apartarrayos.
Tableros de proteccion
Condensadores.
Transformadores de
instrumento.
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ELEMENTOS SECUNDARIOS.
Cables de potencia.
Cables de control.
Alumbrado.
Estructura.
Herrajes.
Equipo contra incendios.
Equipo de filtrado de aceite
Sistema de tierras.
Carrier.
Intercomunicación.
Trincheras, ductos, conducto,
drenajes, etc.
Hay un equipo en especial al cual se le debe dar una mayor relevancia debido a que
sin él, no sería concebible el sistema eléctrico de potencia, este equipo es el
transformador.
1.4. Transformador
Un transformador es una maquina estática que por inducción electromagnética
permite transferir energía eléctrica de un circuito de corriente alterna a otro,
aumentando o disminuyendo sus parámetros (corriente y tensión) sin cambiar su
frecuencia.
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En la figura No. 1.5, se muestra un esquema físico de un transformador.
Figura 1.5. Transferencia de energía por medio de transformador [3].
1.5 Clasificación y utilización de transformadores.
Los transformadores pueden ser clasificados de distintas maneras, según se tome su
base de operación, la construcción o la utilización; así tenemos que:
1.5.1 Por la operación
Transformadores de distribución. Los que tienen una capacidad desde 5
has 500 kVA (monofásicos y trifásicos).
Transformadores de potencia. Los que tienen capacidades mayores de 500
kVA.
ENERGIA
ELECTRICA
ENERGIA
ELECTRICA
ENERGIA
MAGNETICA
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1.5.2 Por su número de fases
Monofásicos. Transformadores de distribución o de potencia que son
conectados a una línea o fase y a un neutro o tierra. Tienen una bobina de
A.T. y una de B.T.
Trifásicos. Transformadores de distribución o de potencia que son
conectados a tres líneas o fases y pueden estar o no conectados a un
neutro o tierra. Tienen tres bobinas de A.T. y tres de B.T.
1.5.3 De acuerdo a su utilización
Para generador (Elevador). Son transformadores de potencia que van
conectados a la salida del generador hacia las líneas de transmisión.
Para subestación (Reductor). Son transformadores de potencia que se
conectan al final de la línea de transmisión para reducir la tensión a nivel
de Subtransmision.
Para distribución (Reductor). Reducen la tensión de distribución a
tensiones aplicables en zonas de consumo, o sea, baja tensión.
De instrumento (TC´s y TP´s). Son transformadores de potencial y
transformadores de corriente que son usados en la medición, la protección
y en el control.
1.5.4 Tipo de construcción
Acorazado. También llamado tipo “Shell”, es aquel en el cual el núcleo se
encuentra cubriendo las bobinas de baja y alta tensión.
No acorazado. También conocido como tipo columna o “core” y es aquel
en el cual las bobinas abarcan una parte considerable del circuito
magnético.
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1.5.5 Condiciones de servicio
Interior
Intemperie
1.5.6 Por su lugar de instalación
Tipo poste.
Tipo subestación.
Tipo pedestal.
Tipo sumergible.
1.5.7 Por su tipo de enfriamiento
OA. Es un transformador sumergido en aceite con enfriamiento natural.
OA/FA. Sumergido en aceite con enfriamiento a base de aire forzado.
OF/FA/FOA. Transformador sumergido en aceite con enfriamiento propio,
con enfriamiento a base de aire forzado y a base de aceite forzado.
FOA. Sumergido en aceite con enfriamiento con aceite forzado con
enfriadores de aire forzado.
FOW. Sumergido en aceite, con enfriamiento de aire forzado con
enfriadores de agua forzada.
OW. Sumergido en aceite con enfriamiento por agua.
AA. Transformadores tipo seco con enfriamiento propio.
AFA. Transformadores tipo seco con enfriamiento por aire forzado
AA/FA. Transformador tipo seco con enfriamiento propio, con enfriamiento
por aire forzado.
1.6 Partes componentes de un transformador
Las partes que componen un transformador son clasificadas en cuatro grandes
grupos:
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1.6.1 Circuito magnético (núcleo)
El circuito magnético es la parte componente del transformador que servirá para
conducir el flujo magnético generado, el cual concatenara magnéticamente los
circuitos eléctricos del transformador, se conoce comúnmente como núcleo, formado
por lamina de acero al silicio de grano orientado de bajas perdidas y una alta
permeabilidad magnética (el tipo de lámina más usual es la especificación “M4”).
1.6.2 Circuito eléctrico (devanados o bobinas)
La función de las bobinas primarias, es crear un flujo magnético para inducir en las
bobinas secundarias una fuerza electromotriz, y transferir potencia eléctrica del
primario al secundario mediante un principio de inducción electromagnética; este
proceso se desarrolla con una pérdida de energía muy pequeña.
1.6.3 Circuito térmico (tanque, herrajes y accesorios)
Los transformadores deben estar contenidos en un tanque hermético, con objeto de
preservar el aceite, ya que este tiene la función de dieléctrico y también refrigerante
del conjunto núcleo-bobinas, el cual, debe estar sellado desde una temperatura de 5
°C a un máximo de 105 °C.
1.6.4 Sistema de aislamiento
Los transformadores poseen una serie de materiales aislantes, los cuales, juntos
forman el sistema de aislamiento. Este sistema aísla los devanados el transformador
entre ellos y a tierra, así como partes cercanas al núcleo y a las paredes que forman
la estructura.
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Los materiales que forman el sistema de aislamiento deben de cumplir con cuatro
importantes funciones:
Cualidad para soportar las tensiones relativamente altas, sucedidas en
servicio normal (esfuerzos dieléctricos), esto incluye, ondas de impulso y
transitorios.
Cualidad para soportar esfuerzos mecánicos y térmicos (calor) los cuales,
generalmente acompañan a un cortocircuito.
Cualidad para prevenir excesivamente acumulaciones de calor (permitir la
transmisión de calor).
Cualidad para mantener las características deseadas para un periodo de vida
de servicio aceptable dando un adecuado mantenimiento.
Es evidente que cualquier debilitamiento en el aislamiento puede conducir a una falla
en el transformador.
Antes de poner en operación o preservar la continuidad de un transformador,
subestación eléctrica y/o cualquier dispositivo o aparato eléctrico conviene efectuar
una revisión de las actividades que se deben realizar, para asegurar su correcto
funcionamiento, y, por lo tanto, el suministro eléctrico. Estas actividades están
incluidas en el mantenimiento preventivo, predictivo y correctivo.
1.7.-Mantenimiento preventivo, predictivo y correctivo
Se puede decir que mantenimiento es el cuidado que se debe tener en cualquier tipo
de máquinas, equipo, dispositivo y elementos durante su operación, para prolongar si
vida y obtener un funcionamiento correcto.
Los tipos de mantenimiento que se pueden aplicar al equipo en operación, son los
siguientes:
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1.7.1.-Mantenimiento correctivo
Es el tipo de mantenimiento más antiguo, puesto que permite operar el equipo hasta
que la falla ocurra antes de su preparación o sustitución. Este tipo de mantenimiento
requiere poca planeación y control, pero sus desventajas lo hacen inaceptable en
grandes instalaciones, ya que el trabajo es realizado sobre una base de emergencia,
la cual resulta en un ineficiente empleo de la mano de obra y ocasiona interrupciones
del servicio.
1.7.2.-Mantenimiento preventivo
Las actividades de mantenimiento preventivo tienen la finalidad de impedir o evitar
que el equipo falle durante el periodo de su vida útil y la técnica de su aplicación, se
apoya en experiencias de operación que determinan que el equipo después de pasar
el periodo de puesta en servicio reduce sus posibilidades de falla.
1.7.3.-Mantenimiento predictivo
El tipo de mantenimiento predictivo tiene como finalidad combinar las ventajas de los
mantenimientos correctivos y preventivos, esto, para lograr el máximo tiempo de
operación del equipo, requiere que se apliquen técnicas de revisión y pruebas más
avanzadas, controles rigurosos para su planeación.
Este tipo de mantenimiento se basa en que el equipo, después de pasar su periodo
de puesta en servicio, reduce sus posibilidades de falla y comienza o se encuentra
dentro de su periodo de vida útil, posteriormente el equipo envejece y crecen sus
posibilidades de falla.
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El mantenimiento predictivo tiende a reducir la cantidad de trabajos a realizar durante
el periodo de vida útil, con solamente aplicarlo cerca del final de ese periodo.
Figura 1.6 Curva de vida útil.
1.8 Pruebas eléctricas
Son la base para verificar y apoyar los criterios de aceptación o para analizar los
efectos, cuando sucedan cambios o variaciones con respecto a los valores iniciales
de puesta en servicio.
Se consideran pruebas eléctricas, aquellas que determinan las condiciones en que
se encuentra el equipo eléctrico, para determinar su operatividad. En relación a las
pruebas aplicables a cada equipo en particular se pueden englobar las siguientes:
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1.8.1 Clasificación de pruebas
Se pueden clasificar en pruebas de fábrica y de campo, las cuales son:
Figura 1.7 Clasificación de pruebas.
1.8.1.1 Pruebas de fábrica
a) Pruebas de prototipo.
Las pruebas de prototipo son las que se realizan a diseños nuevos y tienen por
finalidad, que cumplan con los valores establecidos en las normas que se aplican y
especificaciones para lo cual fueron fabricados los equipos. En estas pruebas entran
en función los materiales utilizados para su fabricación.
b) Pruebas de rutina.
Son pruebas que deben efectuarse a cada uno de los equipos, conforme a métodos
establecidos en las normas correspondientes, para verificar la calidad del producto y
que están dentro de los valores permitidos. Estás pruebas determinan la aceptación
o rechazo de los equipos.
CLASIFICACION DE PRUEBAS
PRUEBAS DE FÁBRICA.
PRUEBA DE CAMPO.
a) RECEPCIÓN Y/O VERIFICACIÓN.
b) PUESTA EN SERVICIO. c) MANTENIMIENTO.
a) PRUEBAS DE PROTOTIPO.
b) PRUEBAS DE RUTINA. c) PRUEBAS OPCIONALES.
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c) Pruebas opcionales.
Estas pruebas son las que se realizan a los equipos, conjuntamente entre el
fabricante y usuario a fin de determinar algunas características particulares del
equipo.
1.8.1.2 Pruebas de campo
Se efectúan a los equipos que se encuentran en operación o en proceso de puesta
en servicio y se consideran de la siguiente manera:
a) Recepción y/o verificación.
Se realizan a todo el equipo nuevo o reparado, considerando las condiciones de
traslado; efectuando primeramente una inspección detallada de cada una de sus
partes.
b) Puesta en servicio.
Se realizan a cada uno de los equipos en campo después de haber sido: instalados,
ajustados, secados, etc., con la finalidad de verificar sus condiciones para decidir su
entrada en operación.
c) Mantenimiento.
Se efectúan periódicamente conforme a programas y a criterios de mantenimiento
elegidos y condiciones operativas del equipo.
1.9 Descripción de pruebas
Un equipo es probado hasta homologar que ha sido adecuadamente diseñado,
construido e instalado a fin de soportar los esfuerzos y situaciones peligrosas a los
que será sometido y expuesto en su vida útil de operación.
La única prueba verídica que puede demostrar que durara funcionando y operando
correctamente es hacer funcionar durante toda su vida operación.
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En general a los equipos se les practica una serie de pruebas que nos pueden dar
parámetros para determinar cómo se mencionó anteriormente su estado de
operatividad.
Las pruebas de prototipo comprenden a las pruebas de rutina, es decir, se incluyen o
complementa una con la otra.
1.9.1 Prueba de impulso por rayo
OBJETIVO. - Consiste en simular en laboratorio las condiciones de falla provocadas
por descargas atmosféricas en los equipos.
METODOLOGIA. - Esta prueba se realiza aplicando el equipo, impulsos de onda
positiva o negativa de acuerdo al nivel básico de impulso (NIB) por impulso al rayo
para cada nivel de tensión, en condiciones de estándar y de acuerdo a las normas
indicadas en las especificaciones del equipo.
EVALUACION. - Al realizar la prueba se obtiene una curva que se asemeja a las
condiciones de una descarga atmosférica, y en donde, se obtiene un máximo valor
de tensión en un tiempo de 1.2 s y decrece al 50 % del valor de tensión en un
tiempo de 50 s, a esta curva se le llama onda completa, véase figura No. 1.8.
Figura 1.8 Curva característica de onda completa (1.2 x 50 s)
V (%)
100
50
1.2 50 s
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A continuación, exponemos en la Tabla 1.2, las magnitudes de NIB por impulso al
rayo normalizadas, emitido por el comité de AIEE-EEI-NEMA, para las clases de
aislamiento más comunes.
Tabla 1.2 Magnitudes de las ondas de impulso normalizadas
1.9.2 Pruebas de potencial aplicado
OBJETIVO. - Esta prueba comúnmente se conoce como prueba de “HI POT” y
consiste en verificar que la clase y cantidad de material aislante sean los adecuados,
con el objeto de asegurar que el aislamiento, resista los esfuerzos eléctricos a los
que se verá sometido durante su operación.
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- 30 -
METODOLOGIA. - Consiste en aplicar al equipo un voltaje a la frecuencia de
operación (60 Hz), cuyo valor varía de acuerdo a lo indicado en norma
correspondiente para cada nivel de tensión, su duración es de un minuto. Véase
Tabla 1.3.
EVALUACION. - La manera de evaluar esta prueba se basa en el principio
denominado “pasa” o “no pasa”, lo cual, se puede detectar cuando existan algunas
de las siguientes fallas:
Incremento brusco de la corriente: Al incrementarse la corriente
repentinamente durante la prueba existe la presencia de falla a tierra o entre
fases, líneas, etc.
Ruidos: Al existir un ruido amortiguado o zumbido, será debido a una
distancia crítica o exceso de humedad.
Humo: La presencia de humo indicara que existe una falla a tierra y que el
aislamiento sufre esfuerzos térmicos.
Tabla 1.3 Tensiones de prueba establecidos por ANSI-IEEE C57-12-90 de acuerdo al
nivel de aislamiento
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- 31 -
1.9.3 Prueba de potencial inducido
OBJETIVO. - Consiste en verificar la resistencia del aislamiento entre partes del
devanado. Como, por ejemplo; entre espiras, entre secciones, entre capas, etc. Y el
aislamiento de estas partes a tierra que no fueron probadas, durante la prueba de
potencial aplicado.
METODOLOGIA. - Consiste en aplicar al equipo un voltaje a la frecuencia de
operación de 7200 Hz; como no es posible contar con un generador de esa
frecuencia, en la práctica, el tiempo de prueba se obtiene dividendo los 7200 Hz
entre la frecuencia que produzca el generador de inducido con que se cuente. Para
esto en la tabla 1.4, se presentan los tiempos de prueba respecto a la frecuencia que
se aplica al equipo.
Tabla 1.4 Tiempo establecidos por las normas ANSI C57-72 para la prueba de
potencial inducido
EVALUACION. - Al igual que la prueba de potencial aplicado, la manera de evaluar
esta prueba se basa en el principio denominado “pasa” o “no pasa”, lo cual, se puede
detectar cuando existan algunas de las siguientes fallas:
Incremento brusco de la corriente: Al incrementarse la corriente
repentinamente durante la prueba existe la presencia de falla a tierra o entre
fases, líneas, etc.
120 60
180 40
240 30
360 20
400 18
DURACION DE LA
PRUEBA (s)FRECUENCIA (Hz)
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Ruidos: Al existir un ruido amortiguado o zumbido, será debido a una
distancia crítica o exceso de humedad.
Humo: La presencia de humo indicara que existe una falla a tierra y que el
aislamiento sufre esfuerzos térmicos.
1.9.4 Prueba de resistencia de aislamiento
OBJETIVO: Básicamente sirve para determinar la cantidad de humedad e impurezas
que contienen los aislamientos.
DEFINICION: Esta prueba se define como la resistencia que ofrece un aislamiento al
aplicarle una tensión de corriente directa durante un tiempo determinado, el cual, es
medido a partir de la aplicación del mismo.
A la corriente resultante de la aplicación de tensión de corriente directa, se le
denomina “corriente de aislamiento” y consta de dos componentes principales:
a) Corriente que fluye dentro del volumen de aislamiento compuesta por:
Corriente capacitiva. - Es una corriente de magnitud comparativamente alta y
de corta duración, que decrece rápidamente (generalmente en un tiempo
máximo de 15 segundos) conforme se carga el aislamiento, y es la
responsable del valor bajo inicial de la resistencia de aislamiento. Su efecto es
notorio en aquellos equipos que tiene una gran capacidad, como
transformadores de potencia, maquinas generadoras y cables de potencia de
grandes longitudes.
Corriente de absorción dieléctrica. - Esta corriente decrece gradualmente con
el tiempo, desde un valor relativamente alto a un valor cercano a cero,
siguiendo una función exponencial. Generalmente los valores de resistencia
obtenidos en los primeros minutos de una prueba, quedan en gran parte
determinados por la corriente de absorción. Dependiendo del tiempo y
volumen del aislamiento, esta corriente tarda desde unos cuantos minutos a
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- 33 -
varias horas en alcanzar un valor despreciable; sin embargo, para efectos de
prueba, pueden despreciarse el cambio que ocurre después de 10 minutos.
Corriente de conducción irreversible. - Esta corriente fluye a través del
aislamiento y es prácticamente constante, predomina después que la corriente
de absorción se hace insignificante.
b) Corriente de fuga: Es la que fluye sobre la superficie del aislamiento. Esta
corriente al igual que la corriente de conducción irreversible, permanece
constante y ambas constituyen el factor primario para juzgar las condiciones del
aislamiento.
METODOLOGIA: Las mediciones se obtienen mediante un medidor de resistencia de
aislamiento de indicación directa. Este equipo ha sido el instrumento estándar para la
verificación de la resistencia de aislamiento existiendo tres tipos: Los accionados
manualmente, los accionados por motor y los de tipo electrónico y/o digital. Véase
Figura No. 1.9
Figura 1.9 Equipo digital para pruebas de resistencia de aislamiento.
La medición de resistencia de aislamiento, es en sí misma una prueba de potencial,
por lo tanto, debe restringirse a valores apropiados que dependan de la tensión
nominal de operación del equipo que se va a probar y de las condiciones en que se
encuentre su aislamiento. Si la tensión de prueba es alta, se puede provocar fatiga
en el aislamiento.
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Los valores de tensión de prueba de corriente directa comúnmente utilizados son de
500 a 5,000 volts.
Las lecturas de resistencia de aislamiento disminuyen normalmente al utilizar
potenciales altos, sin embargo, para aislamiento en buenas condiciones, se
obtendrán valores semejantes para diferentes tensiones de prueba.
Si al aumentar la tensión de prueba se reducen significativamente los valores de
resistencia de aislamiento, puede ser indicativo de que existen imperfecciones o
fracturas en el aislamiento, posiblemente agravadas por suciedad o humedad, aun
cuando también la sola presencia de humedad con suciedad puede ocasionar este
fenómeno.
EVALUACION: La resistencia de aislamiento varía directamente con el espesor del
aislamiento e inversamente al área del mismo; cuando repentinamente se aplica una
tensión de corriente directa a un aislamiento, la resistencia se inicia con valor bajo y
gradualmente va aumentando con el tiempo hasta estabilizarse.
Graficando los valores de resistencia de aislamiento contra tiempo, se obtiene una
curva denominada absorción dieléctrica; la cual, indica en su pendiente su grado
relativo de secado y limpieza o suciedad del aislamiento.
Si el aislamiento esta húmedo o sucio, se alcanzara un valor estable en uno o
dos minutos después de haber iniciado la prueba y como resultado se
obtendrá una curva con baja pendiente.
La pendiente de la curva puede expresarse mediante la relación de dos
lecturas de resistencia de aislamiento, tomadas a diferentes intervalos de
tiempo, durante la misma prueba. A la relación de 60 a 30 segundos. Se le
conoce como “índice de absorción”, y a la relación de 10 a 1 minuto. Como
“índice de polarización”.
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Los índices mencionados, son útiles para la evaluación del estado del aislamiento de
devanados de transformadores de potencia y generadores. A continuación, se
muestra la tabla 1.5, la cual, establecen que valores del índice de absorción y
polarización son indicativos de buenas condiciones del aislamiento.
Tabla 1.5 Condiciones de aislamiento basadas en la relación de índice de absorción dieléctrica
y del índice de polarización.
CONDICIONES
INDICE DE
ABSORCION (60/30
segundos)
INDICE DE
POLARIZACION
(10/1 minutos)
PELIGRO -- menos de 1
POBRE menos de 1.1 menos de 1.5
DUDOSO 1.1 a 1.25 1.5 a 2
REGULAR 1.25 a 1.4 2 a 3
BUENO 1.4 a 1.6 3 a 4
EXCELENTE arriba de 1.6 arriba de 4
FACTORES QUE AFECTAN LA PRUEBA: Entre los factores que afectan la prueba y
tienden a reducir la resistencia de aislamiento de manera notable son:
Suciedad. - Eliminar toda materia extraña (polvo, carbón, aceite, etc.) que este
depositada en la superficie del aislamiento.
La humedad. -Efectuar las pruebas una temperatura superior a la de rocío. La
resistencia de aislamiento varía inversamente con la temperatura en la mayor
parte de los materiales aislantes, para esto es necesario efectuar las
mediciones a la misma temperatura o convertir cada medición a una misma
base. La temperatura recomendada es de 20 °C para transformadores y 40 °C
para maquinas rotatorias. Para otros equipos, como interruptores,
Apartarrayos, boquillas, pasamuros, etc. No existe temperatura base.
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Inducción electromagnética. - Es necesario acondicionar un blindaje para
drenar a tierra las corrientes inducidas que afectan la prueba, ya que las
mediciones de resistencia de aislamiento y absorción dieléctrica es la
presencia de carga previa en el aislamiento, esta carga puede originarse por
que el equipo trabaja aislado de tierra o por una aplicación de tensión de
corriente directa en una prueba anterior. Por lo tanto, es necesario que antes
de efectuar las pruebas se descarguen los aislamientos mediante una
conexión a tierra.
1.9.5 Prueba de factor de potencia a los aislamientos
OBJETIVO: Es verificar el estado real del aislamiento, por lo que a esta prueba se le
considera complementaria, o quizás más rigurosa a la de resistencia de aislamiento.
El equipo de prueba de aislamiento F.P. mide la corriente y watts de pérdida, en
donde el factor de potencia, capacitancia y resistencia de corriente alterna pueden
ser fácilmente calculados para una tensión de prueba dada.
DEFINICION. - Se basa en la comparación de un dieléctrico con un condensador, en
donde el conductor energizado se puede considerar una placa y la carcasa o tierra
del equipo como la otra placa del capacitor.
El Factor de Potencia de un aislamiento es una cantidad adimensional normalmente
expresada en porciento, que se obtiene de la resultante formada por la corriente de
carga y la corriente de pérdidas que toma el aislamiento al aplicarle un voltaje
determinado, es en sí, una característica propia del aislamiento al ser sometido a
campos eléctricos.
Debido a la situación de no ser aislantes perfectos, además de una corriente de
carga puramente capacitiva, siempre los atravesara una corriente que está en fase
con la tensión aplicada (Ir), a esta corriente se le denomina de pérdidas dieléctricas,
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en estas condiciones el comportamiento de los dieléctricos queda representado por
el siguiente diagrama vectorial. Véase Figura No. 1.10.
Figura 1.10 Diagrama vectorial que muestra el comportamiento de un aislamiento al aplicarle
un voltaje de prueba.
Para aislamientos con bajo Factor de Potencia, (Ic) e (I) son sustancialmente de la
misma magnitud y la corriente de pérdidas (Ir) muy pequeña, en estas condiciones el
ángulo ∂ es muy pequeño y el Factor de Potencia estará dado entonces por:
FP = COSθ = SENσ y prácticamente = TANσ
De lo anterior se desprende que el Factor de Potencia siempre será la relación de los
watts de pérdidas ( ), entre la carga en volt-ampere del dieléctrico bajo prueba (I).
Con el conocimiento de los valores de la corriente de carga, la tensión de prueba y la
frecuencia, la capacitancia del aislamiento puede ser determinada de la siguiente
manera.
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La capacitancia de aislamientos secos no es afectada apreciablemente por la
temperatura; sin embargo, en los casos de aislamientos húmedos o contaminados,
esta tiende a incrementarse con la temperatura.
Tomando en consideración que la reactancia de los aislamientos es
predominantemente capacitiva y las pérdidas eléctricas reducidas, la magnitud de la
corriente de carga puede calcularse por:
I = V ∗ W∗C ó VA = V 2 ∗ W∗C
Dónde:
I = Magnitud de la corriente de carga
V = Potencial aplicado
W= frecuencia angular (2πf)
C = Capacitancia
La máxima capacitancia que un equipo de prueba de 10 kV, puede medir es:
PERIODO CAPACITANCIA DE PRUEBA
15 minutos: 53 000 pF
De forma continua: 26 500 pF
Es importante y se recomienda conocer (si es posible) o hacer el cálculo previo del
valor de capacitancia de boquillas de transformadores, interruptores, cables de
grandes distancias, etc., para poder efectuar la prueba de factor de potencia.
De las fórmulas anteriores puede determinarse la máxima capacitancia que un
equipo de prueba puede aceptar para obtener mediciones confiables.
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METODOLOGIA: El método de medida del equipo de prueba, se fundamenta, en un
circuito puente de resistencias y capacitores. La prueba consiste en aplicar un
potencial determinado al aislamiento que se desea probar, medir la potencia en watts
que se disipa a través de él y medir la carga del mismo volts-amperes. El factor de
potencia F.P. (Cos Ɵ) se calcula dividendo los watts entre los volts-amperes y el
resultado se multiplica por 100.
EVALUACION: Para la interpretación de los resultados de prueba, es necesario el
conocimiento de valore básicos de factor de potencia de materiales aislantes.
Como referencia, se presentan valores de factor de potencia y constantes
dieléctricas de algunos materiales.
MATERIAL % FP @ 20 °C CONSTANTE
Aire 0.0 1.0
Aceite 0.1 2.1
Papel 0.5 2.0
Porcelana 2.0 7.0
Hule 4.0 3.6
Barniz Cambray 4.0 – 8.0 4.5
Agua 100.0 81.0
Valores de factor de potencia de aislamiento de algunos equipos, que se han
obtenido en diversas pruebas.
EQUIPO % FP @ 20 °C
Boquillas tipo condensador en aceite 0.5
Boquillas en compound 2.0
Transformadores en aceite 1.0
Transformadores nuevos en aceite 0.5
Cables con aislamiento de papel 0.3
Cables con aislamiento de barniz cambray 4.0-5.0
Cables con aislamiento de hule 4.0-5.0
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El principio fundamental de las pruebas es la detección de algunos cambios de la
característica del aislamiento, producidos por envejecimiento y contaminación del
mismo, como resultado del tiempo y condiciones de operación del equipo por el
efecto corona.
FACTORES QUE AFECTAN LA PRUEBA: Entre los factores que afectan la prueba y
tienden a aumentar el valor de factor de potencia de los aislamientos de una manera
notable son: la suciedad, la humedad relativa, la temperatura y la inducción
electromagnética.
1.9.6 Prueba de corriente de excitación
OBJETIVO: La prueba de corriente de excitación en transformadores es muy útil para
localizar problemas como defectos en la estructura magnética del núcleo,
desplazamiento de los devanados, determina la existencia de espiras en corto
circuito y conexiones defectuosas, como, por ejemplo, en el cambiador de
derivaciones. Estas conexiones resultan en un cambio en la reluctancia del circuito
magnético, afectando la corriente requerida para obtener flujo magnético especifico a
través del núcleo.
METODOLOGIA: La magnitud de la corriente de excitación depende en parte de la
tensión aplicada, del número de vueltas en el devanado, de las dimensiones del
devanado, de la reluctancia y de otras condiciones tanto geométricas como eléctricas
que existen en el transformador.
En un transformador monofásico basta simplemente con conectar
directamente un ampermetro en uno de los extremos del devanado
energizado y el otro en circuito abierto.
Para transformadores trifásicos conectados en estrella, la corriente de
excitación puede medirse aplicando un voltaje independientemente a cada
una de las fases y conectando un ampermetro en serie entre el neutro y tierra,
en este caso se puede observar que la corriente de excitación en la pierna
central es menor que las otras dos fases, debido a que la reluctancia del
circuito magnético es menor.
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Para devanados conectados en delta, la distribución del flujo en el núcleo en
cada pierna del transformador, así como, sus efectos en la apreciación de la
medición juegan un papel de mucha importancia a la hora medir la corriente
de excitación.
Asimismo, no debe olvidarse, que se producirán los siguientes fenómenos:
a) En devanados trifásicos al aplicar el voltaje en el devanado bajo prueba, se
produce un flujo que a su vez inducirá otro en los devanados adyacentes. La
resultante de estos últimos será prácticamente igual al flujo original o de
prueba y casi igual al otro devanado que no está en prueba, pero que esta
aterrizado en un extremo y energizado en el otro.
b) El total de ampervueltas para el devanado medido, producirá el flujo que se
requiera para la condición anterior.
c) La suma de flujos en las tres fases deberá ser cero.
Las magnitudes de la reluctancia y de la corriente de excitación se relacionan
directamente. La corriente de excitación debe suministrar la fuerza magnetomotriz
que permite al flujo generado por el voltaje de prueba. Superar la reluctancia del
núcleo. Una falla aumenta la reluctancia del núcleo y se requiere un incremento de la
corriente de excitación para mantener el flujo en un valor apropiado.
La prueba de Corriente de Excitación se realiza en el campo de manera práctica con
equipos medidores de Factor de Potencia, con tensiones de prueba de 2.5 o 10 kV.
Los mejores resultados se obtienen con el equipo de 10 kV.
EVALUACION: El enfoque usual para el análisis de los resultados de prueba de
corriente de excitación, consiste en comparar los resultados con pruebas previas, o
con transformadores similares, ya sean monofásicos o trifásicos.
Para la gran mayoría de transformadores trifásicos, el patrón es de dos lecturas altas
y similares en las fases extremas y una lectura menor en la fase central.
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Las pruebas iniciales recomendadas incluyen mediciones en varias posiciones del
cambiador de derivaciones. Los resultados diferirán de acuerdo a las posiciones,
pero la relación entre fases debe permanecer sin cambios. La comprensión de como
la posición del cambiador afecta la magnitud de la corriente en cada fase individual
es esencial para desarrollar una evaluación de resultados de manera correcta.
FACTORES QUE AFECTAN LA PRUEBA: De acuerdo con experiencia en las
pruebas de corriente de excitación los factores que afectan la prueba son:
a) Magnetismo remanente o residual.
Al volver a conectar un transformador con magnetismo remanente, la corriente Inrush
aumenta considerablemente y puede originar valores anormales de corriente de
excitación durante las pruebas.
b) Inducción electromagnética.
Por lo tanto, la única manera confiable de eliminar estos factores al momento de
efectuar estas pruebas es desmagnetizar el núcleo, lo cual se consigue al a aterrizar
el núcleo.
1.9.7 Prueba de relación de transformación y polaridad
OBJETIVO: La prueba de relación de transformación tiene como principal objetivo, la
determinación entre el número de vueltas, tensión del devanado primario y el
secundario o la relación de corrientes entre el secundario al primario de los
transformadores, o sea, nos determina si la tensión y corriente suministrada puede
ser transformada fielmente a como se deseada.
Mediante la aplicación de esta prueba es posible detectar corto circuito entre espiras,
falsos contactos, circuitos abiertos, etc.
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El objetivo de la prueba de polaridad es conocer y verificar el diagrama de conexión
de los transformadores monofásicos y trifásicos, más aun, cuando se tengan sin
placa de datos o se vayan a conectar en paralelo.
METODOLOGÍA:
RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN
El método más utilizado para llevar a cabo estas pruebas es con el medidor de
relación de vueltas (T.T.R.), que opera bajo el conocido principio de que cuando dos
transformadores que nominalmente tienen la misma relación y polaridad, y se excitan
en paralelo, con la más pequeña diferencia en relación de alguno de ellos, se
produce un corriente circulante entre ambos relativamente alta.
El equipo para medición de relación de transformación, está formado básicamente;
por un transformador de referencia con relación ajustable desde 0 hasta 130, una
fuente de excitación de corriente alterna, un galvanómetro detector de cero y juego
de terminales de prueba contenidos en una “caja negra”.
Figura 1.11 Medidor de relación de transformación y polaridad.
En la actualidad existen medidores de relación de transformación diseñados a base
de microprocesadores que nos permiten realizar la prueba a transformadores
trifásicos o monofásicos en menor tiempo, por su característica digital. Además,
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cuenta con un sistema programado para su auto verificación, con este equipo se
pueden hacer mediciones de relación de 0.08 a 2700.
Figura 1.12 Equipo digital para la prueba de relación de transformación.
POLARIDAD
Conectado al medidor de relación de transformación (ver Figura 1.11) al
transformador, coloque las caratulas del medidor en ceros y gire la manivela un
cuarto de vuelta. Si la aguja del galvanómetro se desvía a la izquierda, la polaridad
es sustractiva, si la desvía a la derecha, la polaridad es aditiva; en caso de polaridad
aditiva, deberá intercambiarse las terminales H1 y H2, para adecuar el medidor a un
transformador de esa polaridad.
EVALUACION: Para interpretar los resultados será necesario calcular el por ciento
de diferencia que exista entre los valores reales y teóricos, de acuerdo a la siguiente
expresión:
Como regla general se acepta que el porciento de diferencia no debe ser mayor al
0.05 %.
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1.9.8 Prueba de resistencia óhmica de devanados
OBJETIVO: La medición de la resistencia óhmica de los devanados tiene
fundamental importancia para tres propósitos:
a) Para el cálculo de las perdidas I2R de los devanados.
b) Para el cálculo de la temperatura promedio de los devanados al final de la
prueba de elevación de temperatura.
c) Como un antecedente para determinar una posible falla en las conexiones
internas efectuadas en los bobinados y guías.
METODOLOGÍA: Existen dos métodos para realizar esta prueba:
1. Método por caída de tensión:
Este método debe emplearse solamente si la corriente nominal del devanado del
transformador es de por lo menos 1 A. Las mediciones se efectúan con corriente
continua y se toman lecturas simultáneas de corriente y tensión. La resistencia se
calcula con las lecturas obtenidas de acuerda con la ley de ohm.
2. Método de puente:
El método del puente es aplicable a todos los casos de medición de la resistencia. Se
refiere generalmente debido a su exactitud, ya que las corrientes pequeñas con que
trabaja no alteran el valor de la resistencia por cambio de temperatura; este método
es obligatorio en los casos en que la corriente nominal del devanado bajo prueba,
sea menor de 1 A.
Existen dos tipos de instrumentos para realizar esta prueba.
Puente de Wheatstone.
Puente de Kelvin
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EVALUACION: Al realizar la medición en las tres fases de los devanados se obtienen
valores similares. En caso de que se tenga un devanado fallado, dos fases darán
valores similares y el otro un valor incongruente.
1.9.9 Prueba de resistencia de contactos.
OBJETIVO: Esta prueba se realiza en circuitos donde existen puntos de contacto a
presión o deslizables como es el caso en interruptores. Los puntos con alta
resistencia en partes de conducción, originan caídas de voltaje, generación de calor,
pérdidas de potencia, etc.
METODOLOGIA: Para medir la resistencia de contactos existen diferentes marcas
de equipo, de diferentes rangos de medición, como ejemplo los que tiene un rango
de medida de 0-20 ohms.
Los equipos de prueba de cuentan con una fuente de corriente directa que puede ser
una batería o un rectificador.
EVALUACION: La resistencia de contactos varía de acuerdo al fabricante y que debe
ser de acuerdo a las normas correspondientes a los valores de puesta en servicio,
nos sirven de referencia para pruebas posteriores. En algunos equipos el fabricante
proporciona esos valores en mili volts de caída de tensión, por lo que será necesario
hacer la conversión a microohms.
Para interruptores en gran volumen de aceite estos valores son del orden de 100 -
300 microohms.
Para tipos de interruptores en vacío, pequeño volumen de aceite y SF6 un valor de
resistencia de contactos de 30-100 microohms se considera aceptable.
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1.9.10 Tiempos de operación y simultaneidad de apertura y cierre
OBJETIVO: El objetivo de la prueba es la determinación de los tiempos de
interrupción de los interruptores de potencia en sus diferentes formas de maniobra,
así como, la verificación del sincronismo de sus polos o fases.
a) Tiempo de apertura.
Es el tiempo medido desde el instante en que se energiza la bobina de disparo, hasta
el instante en que los contactos de arqueo se han separado.
b) Tiempo de cierre.
Es el intervalo de tiempo medido desde el instante en que se energiza la bobina de
cierre hasta el instante en que se tocan los contactos primarios de arqueo en todos
los polos.
METODOLOGIA: El principio de la prueba se basa en una referencia conocida de
tiempo trazados sobre papel del equipo de prueba, se obtienen los trazos de los
instantes en que los contactos de un interruptor se tocan o se separan a partir de las
señales de apertura y cierre de los dispositivos de mando del interruptor, estas
señales de mando también son registradas sobre la gráfica, la señal de referencia
permite medir el tiempo y la secuencia de los eventos anteriores.
EVALUACION:
a) Tiempo de apertura.
Se efectúa al interruptor registrando el instante de apertura de cada una de las fases
y midiendo el intervalo en cada una, a partir de la señal de disparo del interruptor
también registrado.
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Esta prueba es en general independientemente del número de cámaras o contactos
en serie por fase puesto que se mide la fase completa, que en el caso de varios
contactos en serie se registre en la gráfica el instante en que se abre el primer par,
de esta misma prueba puede obtenerse además la simultaneidad entre fases del
interruptor de la apertura.
b) Tiempo de cierre.
Se efectúa al interruptor completo registrando el instante de cierre de cada una de
las fases y midiendo el intervalo de cada una a partir de la señal de cierre del
interruptor, la cual, también se registra. Esta prueba es en general e independiente
del número de cámaras o contactos en serie por fase, ya que se miden las tres fases
completas.
Debe tenerse en cuenta que, en el caso de varios contactos en serie por fase, se
registra en la gráfica el instante en que se cierra el último par de contactos.
En el caso de interruptores dotados de resistencia de inserción, por lo general existe
una diferencia entre los tiempos de cierre o apertura hasta el momento en que los
contactos primarios de arque se tocan o se separan y el tiempo hasta el momento en
que los contactos auxiliares en serie con las resistencias se tocan o separan.
Lo anterior permite comprobar si estas características se mantienen durante su
operación dentro de los límites permitidos o garantizados por el fabricante o bien lo
establecido por las normas correspondientes, de no ser así, será posible entonces
programar para efectuar ajustes al interruptor para recuperar sus valores o límites
originales.
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1.9.11 Prueba de collar caliente a boquillas
OBJETIVO: Es una medición de la condición de una sección del aislamiento de la
boquilla, entre la superficie de los faldones y el conductor. Esta prueba es de gran
utilidad para detectar fisuras en la porcelana o bajo nivel del líquido o compound.
METODOLOGIA: Se lleva energizando uno o más collares situados alrededor de la
porcelana de la boquilla y aterrizando el conductor central (terminal) de la misma.
Prueba de collar sencillo. - Refleja información relacionada con la condición del
aislamiento de la parte superior de la boquilla. Si se obtienen valores elevados
de perdidas, se recomienda hacer la prueba en cada faldón para analizar la
magnitud dela falla.
Prueba de collar múltiple. - Proporciona información de la condición del
aislamiento en general entre la brida y el conductor central.
EVALUACION: Una guía general para pruebas de collar caliente, es la de considerar
como máximo 6.0 MW de pérdidas a 2.5 kV y 0.1 W de pérdidas a 10 kV.
1.9.12 Prueba de hermeticidad
OBJETIVO: Es garantizar la hermeticidad del transformador para evitar la entrada de
humedad y las fugas del líquido aislante.
METODOLOGIA: Debe utilizarse nitrógeno o aire seco como fluidos para aplicar la
presión positiva. Se requiere un manómetro analógico con una escala tal, que la
lectura se obtenga en el segundo tercio o un manómetro digital.
Adicionalmente se necesita un termómetro para medir la temperatura estabilizada del
transformador en el momento de la prueba. Todas las cámaras cuya hermeticidad se
requiera, deben probarse.
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La cámara debe llenarse con nitrógeno o aire seco hasta alcanzar la presión indicada
en la norma de fabricación (o el valor acordado entre el fabricante y/o usuario)
correspondiente al tipo de transformador bajo prueba.
Una vez alcanzada la presión de prueba debe medirse la temperatura del medio
ambiente alrededor del tanque del transformador.
Se corta el suministro de gas y el tanque presurizado debe dejarse en reposo
durante el tiempo establecida en la norma del producto correspondiente al tipo de
transformador bajo prueba. Al cabo de este tiempo se vuelve a medir la presión
residual y la temperatura. En caso de que el o los transformadores se tengan que
cambiar de lugar, debe iniciarse otra vez la prueba con nuevas condiciones
ambientales.
EVALUACION: Se considera que el transformador ha pasado satisfactoriamente la
prueba, si la presión residual corregida por temperatura de acuerdo a la formula
siguiente, no es inferior a la presión inicial en un 10 %.
La fórmula para corregir la presión residual por temperatura es:
1.9.13 Prueba de nivel de ruido audible
OBJETIVO: Determinar si el transformador cumple con los niveles de ruido
establecidos en las especificaciones correspondientes:
METODOLOGIA: La medición debe hacerse en un ambiente que tenga un nivel de
ruido de 5 db mínimo (y preferentemente 10 db o más) abajo del nivel de ruido del
𝑃 𝑃1𝑇2
𝑇
P2= Es la presión residual corregida a la temperatura inicial en MPa. P1= Es la presión residual al finalizar la prueba en MPa. T2= Es la temperatura final al finalizar la prueba en °K. T1= Es la temperatura inicial al inicia la prueba en °K.
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transformador y del ambiente, combinados. El nivel de ruido ambiente debe ser
determinado por lo menos con cuatro mediciones inmediatamente antes y cuatro
inmediatamente después de ser medido el ruido del transformador. Para un nivel de
ruido ambiente de 5 db o más, por abajo del nivel de ruido (transformador y
ambiente).
El transformador debe estar localizado en lugar sin superficies de reflexión acústica
dentro de un área de por lo menos 3 metros alrededor, excepto al piso y al techo.
Debe energizarse el transformador a tensión y frecuencia nominales y sin carga.
EVALUACION: El nivel de ruido promedio se define como la media aritmética de las
lecturas de nivel de ruido tomadas de acuerdo con las condiciones siguientes:
a) La superficie de producción de ruido de referencia de un transformador, es
una superficie vertical que sigue el contorno trazado por una cuerda tensa
alrededor la proyección horizontal del contorno del transformador.
b) Para transformadores cuyo tanque sea de una altura menor de 2.5 metros las
mediciones deben hacerse a la mitad de la altura aproximadamente. Para
transformadores cuyo tanque sea una altura de 2.5 metros o mayores, las
mediciones deben hacerse a un tercio y dos tercios de la altura
aproximadamente.
c) Para la localización de los micrófonos o el lugar donde se deben hacer las
mediciones del nivel de ruido, el micrófono debe localizarse al frente de la
válvula de drenaje principal a 2 metros de distancia, y las siguientes
posiciones se marcan alrededor del transformador, a intervalos de un metro, a
lo largo de la superficie de mayor producción de ruido.
1.9.14 Prueba de vacío
OBJETIVO: Garantizar que el tanque del transformador no sufra deformaciones
permanentes como consecuencia de la aplicación del vacío. Esto es con el propósito
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de determinar si mecánicamente estas partes son aptas para los procesos de secado
y llenado al vacío.
METODOLOGIA: Antes de iniciar la prueba deben cerrarse las válvulas de los
radiadores y retirar todo el líquido aislante del tanque.
Debe hacerse el vacío hasta alcanzar una presión absoluta de mil micrones y
mantenerse durante 2 horas. Durante las cuales no debe aumentar la presión
absoluta en más de 10 %. Otro valor diferente debe ser acordado entre fabricante y
usuario.
EVALUACION: La deformación inicial del tanque del transformador inherente al
material y a la manufactura, no debe exceder de 1.0 % con respecto a la longitud del
segmento considerado en la dirección medida, y no debe existir deformación
permanente del mismo segmento después de aplicar la presión de prueba.
1.9.15 Pruebas de corto circuito
OBJETIVO: Este método es aplicable a transformadores de distribución y
transformadores de potencia de 5 kVA y mayores, sumergidos en liquido aislante.
La prueba tiene la finalidad de demostrar la capacidad mecánica del transformador
en condiciones de corto circuito.
Las pruebas prescritas no están diseñadas para verificar el comportamiento técnico.
La verificación de comportamiento del transformador ante los esfuerzos térmicos
producidos por el corto circuito deberá determinarse por cálculo.
METODOLOGIA: El procedimiento de prueba aquí descrito, es aplicable
principalmente a transformadores nuevos, con el propósito de evaluar su diseño. Las
pruebas deberán efectuarse en instalaciones que cuenten con el equipo de potencia
y de medición apropiados.
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El corto circuito puede ser aplicado en las terminales primarias o secundarias del
transformador, según lo permita la fuente de tensión disponible, sin embargo, el corto
circuito es preferible ya que es más representativo de las condiciones de falla del
sistema. El corto circuito debe de ser efectuado por medio de conexiones de baja
resistencia, adecuadas para este fin.
En orden de preferencia las pruebas pueden ser efectuadas de siguiente manera:
a) Cerrando un interruptor que establezca la falla en terminales, teniendo el
transformador previamente energizado.
b) Cerrando un interruptor en terminales del lado de la fuente, aplicando la
energía al transformador previamente en corto puesto en corto circuito.
El tipo de falla a aplicarse dependerá de la fuente de energía disponible. Algunos de
los siguientes tipos pueden ser usados (dados en orden de preferencia para
transformadores trifásicos):
a) Fuente trifásica: cortocircuito trifásico;
b) Fuente trifásica: cortocircuito de una fase a tierra;
c) Fuente monofásica: cortocircuito trifásico simulado;
d) Fuente monofásica: cortocircuito monofásico en una fase a la vez (aplicable a
todos los transformadores monofásicos).
Cuando un transformador está provisto de derivaciones en algún devanado, al
menos una prueba que satisfaga los requerimientos de la corriente asimétrica debe
ser hecha sobre la conexión del cambiador donde los cálculos indiquen se producirá
los esfuerzos mecánicos mayores. Las conexiones extremas del cambiador
normalmente producen los mayores esfuerzos, por los que las pruebas en esas
posiciones se recomiendan. Pruebas en otras posiciones del cambiador pueden ser
efectuadas para asegurar el adecuado diseño del transformador.
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A fin de producir plenamente la onda de corriente asimétrica especificada, debe
usarse un dispositivo de cierre sincronizado para controlar el ángulo de cierre.
Las pruebas de calibración son necesarias para establecer los requerimientos de la
fuente de tensión y los ángulos de cierre requeridos. Deben efectuarse si es posible
aun nivel de tensión no mayor al que produzca el 50 % de valor de corriente
simétrica requerida de cortocircuito. Aquellas pruebas efectuadas a tensión igual o
mayor a la requerida para producir el 95 % del valor de la corriente simétrica
requerida se contarán como pruebas válidas. Cuando las pruebas son efectuadas
aplicando el corto circuito a transformadores energizados, la tensión en vacío no
debe exceder el 110 % de la tensión nominal al menos que el fabricante lo autorice.
En el transcurso de las pruebas, la tensión en las terminales del transformador lado
fuente, debe mantenerse dentro del 95 % al 105 % del valor requerido para producir
la corriente simétrica de cortocircuito.
Para transformadores sumergidos en liquido aislante la temperatura del mismo está
comprendida entre o °C y 40 °C al inicio de las pruebas.
Cuando el devanado del transformador conectado a la fuente de energía está
conectado en estrella, la corriente asimétrica pico del primer ciclo en cada fase del
devanado, debe medirse directamente del oscilograma de corriente.
Cuando el devanado del transformador conectado a la fuente de energía está
conectado en delta, la corriente asimétrica pico del primer ciclo no puede
determinarse directamente de las mediciones en las terminales de la fuente de
energía. En este caso se tiene las siguientes alternativas:
a) Medir la corriente asimétrica del primer ciclo en oscilogramas de las terminales
puesta en cortocircuito cuando estén conectadas en estrella. Convertir al valor
en terminales lado fuente con el inverso de la relación de transformación.
b) Cuando todos los devanados estén conectados en delta, utilizar
transformadores de corriente con precisión de medición y con relaciones de
transformación apropiadas dentro de la delta del devanado lado fuente y medir
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la corriente asimétrica pica del primer ciclo de los oscilogramas obtenidos con
los transformadores de corriente usados.
c) Cuando todos los devanados estén conectados en delta, determinar solo la
corriente simétrica en las líneas extrema y el momento de aplicación de la falla
a fin de producir la corriente asimétrica pico en el devanado de la fase
requerida. (Cerrar el interruptor en el instante que la tensión pase por cero en
la fase requerido).
La corriente medida, simétrica o asimétrica, en la fase o fases probadas no debe ser
menor del 95 % de la corriente requerida, tomando en consideración la posible
variación de impedancia.
EVALUACION: El transformador probado debe satisfacer los siguientes criterios,
para que el resultado de la prueba se considere satisfactorio.
Forma de onda de corriente y tensión en terminales. - No deben ocurrir
cambios abruptos en la forma de onda de la corriente de cortocircuito ni de la
tensión en terminales, durante el desarrollo de las pruebas.
CATEGORIA I: La impedancia por fase medida después de la serie de
pruebas no debe diferir en más de los valores especificado a continuación, de
aquella medida antes de la serie de pruebas:
ZT en % Variación en %
2.99 o menos (22.5 - 5 ZT)
3.00 o mas 7.5
CATEGORIA II y III: 7.5 % de tolerancia para bobinas concéntricas no
circulares; 2 % de tolerancia a bobinas circulares.
CATEGORIA IV: 2 % de tolerancia en la variación.
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La tolerancia en la precisión del equipo de medición debe ser + 0.2 % para
todas las categorías.
Corriente de excitación por fase. - La corriente de excitación medida después
de la serie de pruebas no debe incrementarse por encima de los valores
medidos antes de la serie de las pruebas en más del 5% con transformadores
con núcleo apilado. Para transformadores con núcleo tipo devanado el
incremento no deberá exceder el 25%.
Pruebas dieléctricas. - Posteriormente a la serie de pruebas, el transformador
se evalúa dieléctricamente, efectuándose las pruebas de impulso, de tensión
aplicada y de tensión inducida al 100 % del valor de prueba indicado por la
norma mexicana correspondiente.
Inspección visual. - Inspección visual del núcleo y bobinas no deberá dar
indicaciones de cambios en las condiciones mecánicas que impidan el
funcionamiento del transformador. La severidad de la inspección visual se
estable en base a la evidencia combinada obtenida de las mediciones
descritas anteriormente. Cuando las mediciones en terminales no indiquen
evidencia de cambios en las condiciones del transformador una inspección
externa del núcleo y bobinas será suficiente. Pero si hay evidencia de cambios
considerables en las condiciones del transformador, según las mediciones
efectuadas, será necesario desensamblar las bobinas del núcleo para una
inspección detallada.
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1.9.16 Pruebas de humedad residual
OBJETIVO: El propósito de esta prueba es la determinación de la humedad residual
de los aislamientos de celulosa por el método de la medición de la temperatura de
punto de roció de gas que lo rodea. Para lograr este propósito es necesario hacer
uso de equipos de medición que permitan evaluar este parámetro.
METODOLOGIA: El procedimiento a seguir en la prueba consiste en llenar el
transformador con un gas seco, nitrógeno o aire (con una temperatura de -50 °C),
con una presión de 6.8 kPa a 34 kPa y dejar reposar por un periodo mayor de 12
horas, tal que se obtenga un equilibrio termodinámico en su interior, hasta que la
humedad de los aislamientos haya dejado de migrar hacia el gas.
Una vez alcanzado el equilibrio, debe efectuarse la medición de la temperatura de
punto de rocío del gas, siguiente un procedimiento apropiado al tipo de instrumento
utilizado. Con este valor (en grados °C) se obtiene la presión de vapor.
En el caso de que la presión total en el instrumento de medición de punto de rocío no
sea igual a la presión del tanque, la presión de vapor debe corregirse con un factor
igual a la relación de presiones absoluta, del tanque sobre la del instrumento. Con el
valor corregido de la presión de vapor y con la temperatura de los aislamientos, se
obtiene una gráfica del valor de humedad residual.
La temperatura de los aislamientos se supone igual a la del devanado, la cual, puede
calcularse a partir de una medición de la resistencia óhmica.
EVALUACION: El valor de la humedad residual obtenido debe ser como máximo 0.5
%
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1.9.17 Prueba hidrostática
OBJETIVO: Verificar que el diseño, los materiales y el procedimiento de soldadura,
utilizados para la fabricación de los tanques son capaces de soportar los esfuerzos
especificados.
METODOLOGIA: Los tanques deben estar construidos para soportar una presión
manométrica de 69 kPa durante 2 horas, medida en la parte inferior del tanque,
aproximadamente a la altura de la válvula de drenaje.
El incremento de la presión se puede lograr utilizando una bomba o un pistón,
inyectando agua hasta lograr la presión especificada. Se puede realizar también esta
prueba dejando un colchón de aire aproximadamente 25 cm e inyectar aire a presión
hasta lograr la presión deseada.
Esta prueba debe realizarse después de haber soldado todas las partes del tanque y
sin haber aplicado recubrimientos, quedando al criterio del fabricante el método de
sujeción de la tapa.
Se deben colocar al menos dos manómetros para la realización de esta prueba,
colocando uno en la parte superior y otro cercano a la base.
EVALUACION: La deformación del tanque lleno de agua antes y después de aplicar
la presión de prueba debe ser menor al 1 % cualquier fractura en los cordones de
soldadura debe considerarse como no aceptable.
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1.9.18 Pruebas de aislamiento al núcleo
OBJETIVO: Verificar el valor del aislamiento en el núcleo contra partes aterrizadas
del transformador.
METODOLOGIA: Para la realización de esta prueba el núcleo debe tener sus puntos
de conexión a tierra accesibles y poder ser desconectados para efectuar sus
mediciones. El transformador debe estar sin aceite.
Resistencia de aislamiento núcleo-tierra. - La prueba consiste en aplicar una
tensión de 1000 volts de corriente directa entre el núcleo y tierra y efectuar
una medición de la resistencia entre ellos con el megohmetro registrándose el
valor medido a los 60 segundos de haber aplicado esta tensión.
Tensión aplicada. - Debe desconectarse el núcleo de tierra y aplicarse una
tensión de 2000 volts de corriente alterna entre el núcleo y tierra durante 60
segundos.
EVALUACION: El valor de la resistencia óhmica debe ser mayor de 200 MΩ y debe
ser capaz de soportar dicha tensión sin presentar fallas dieléctricas.
1.9.19 Prueba de rigidez dieléctrica
OBJETIVO: Conocer el valor de la tensión de la ruptura que un aceite soporta, revela
cualitativamente la resistencia momentánea de la muestra del aceite al paso de la
corriente y el grado de humedad, suciedad y solidos conductores en suspensión.
METODOLOGIA: La prueba se efectúa con el equipo llamado “probador de aceite”.
Se lleva a cabo llenado la copa con aceite hasta que los discos o electrodos queden
cubiertos completamente y al nivel marcado en la copa; posteriormente se va
incrementando gradualmente la tensión en el aparato con el regulador,
aproximadamente a una velocidad de 3 kV por segundo hasta que el aceite
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contenido entre los electrodos falle; consistiendo esta falla en el brinco del arco
eléctrico. El operador ira registrando mentalmente las lecturas en kV alcanzadas
hasta que ocurra la ruptura de aislamiento. A cada muestra se le efectuaran tres
pruebas de ruptura, agitando y dejando reposar la muestra un mínimo de 1 minuto,
después de cada prueba. Los valores obtenidos se promediarán y el valor obtenido
del promedio será el representativo de la muestra.
EVALUACION: Normalmente una rigidez dieléctrica de 18 kV es considera como
baja, 25 kV o mayor como buena. Un aceite seco, limpio y nuevo soporta
normalmente 35 kV.
1.9.20 Cromatografía de gases
OBJETIVO: La finalidad de esta prueba es la detección de fallas incipientes por
análisis de gases disueltos en aceites aislantes en laboratorio bajo la norma NMX-J-
308-ANCE-2004.
Esta prueba se recomienda normalmente por equipos de potencia nominal igual o
mayor que 5 MVA.
METODOLOGIA: El análisis de los gases disueltos en el aceite aislante puede
dividirse en seis etapas:
1. Extracción de la muestra. - Consiste en la obtención de la muestra
representativa del equipo, por medio de una jeringa, teniendo el cuidado de
evitar el contacto o la contaminación con el aire.
2. Extracción de gases disueltos. - Consiste en la extracción mediante vacío de
los gases disueltos en una pequeña cantidad de aceite aislante. El aparato
consta de una probeta para gas con aguja superior calibrada y agrupada con
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una llave que permite sucesivamente la aplicación de vacío de 10-2 Torr, la
admisión de la muestra y la compresión de los gases a presión atmosférica.
Se toma una muestra de aceite (normalmente 25 ml) y se extraen los gases
contenidos en el aceite sometiendo la muestra al vacío y a una agitación
vigorosa. Los gases que ocupan todo el espacio, se comprimen enseguida por
la elevación de un nivel de mercurio y en la aguja calibrada se efectúa la
lectura de los gases extraídos, a presión y temperatura ambiente. Después de
la lectura del volumen se retira parte de la mezcla de gases, a través de una
membrana, para su inmediata inyección en el cromatógrafo.
3. Análisis cromatografico. - La cromatografía consiste en un medio físico de
separar los componentes de un fluido mediante su distribución en dos fases,
una estacionaría y de gran superficie y la otra de un fluido que circula a través
de la primera. La determinación de la concentración de gases extraídos del
aceite aislante se hace modelando el instrumento con una muestra de los
gases que se analizarán en una proporción conocida, y comparándose el
cromatograma patrón con el que se obtiene de la muestra analizada.
4. Calculo de los resultados. - Normalmente se analizan nueve gases, contando
los equipos con la siguiente sensibilidad:
GAS SENSIBILIDAD (*) Hidrógeno (H2) 0.5 Oxígeno (O2) 0.7 Nitrógeno (N2) 1.0 Metano (CH4) 2.0 Monóxido de carbono (CO) 3.0 Dióxido de carbono (CO2) 3.0 Etileno (C2H6) 1.0 Etano (C2H4) 2.0 Acetileno (C2H2) 3.0 (*) en partes por millón (ppm)
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La concentración de los gases disueltos en aceite aislante se expresa en partes
por millón (ppm) volumen/volumen de aceite, medidas a una temperatura de
23°C.
5. Diagnostico. - En la etapa de diagnóstico, dentro del proceso de análisis, se
intenta determinar la respuesta a dos preguntas básicas:
1.- ¿Hay alguna irregularidad en el transformador que se examina?
2.- En caso afirmativo, ¿cuál es su origen