Técnicas Predictivas -Análisis de aceitesdieléctricos e Interpretaciónde resultados en Activos deTransformación

Bogotá, Diciembre de 2014

Técnicas Predictivas - Análisis deaceites dieléctricos e Interpretaciónde resultados en Activos deTransformación

2Title of the Presentation Roma, dic. ’14

ACREDITADO ISO/IEC 17025:2005

12-LAB-047

INSTALACIONES DEL LABORATORIO

Área de pruebas eléctricas

Área de pruebas físico-químicas

Área de cromatografía

Área de almacenamiento de

Cuarto almacenamiento de reactivos

Área de almacenamiento de muestras

Prestar el servicio de toma de muestras para realizar ensayos a los aceitesdieléctricos de los equipos de nuestros clientes, empleando herramientasadecuadas, procedimientos normalizados y teniendo en cuenta las consideracionesde seguridad pertinentes.

FUNCIONES DEL LABORATORIO DE FUNCIONES DEL LABORATORIO DE ACEITESACEITES

Realizar el programa de mantenimiento predictivo de los transformadores depotencia enfocado en los análisis de aceites dieléctricos para mejorar la eficacia delpotencia enfocado en los análisis de aceites dieléctricos para mejorar la eficacia delsistema, efectuando la toma de muestras y realizando un seguimiento adecuado delos equipos.

Efectuar el análisis de gases disueltos por cromatografía de los aceites dieléctricospara establecer posibles fallas en los equipos, analizando las concentraciones de loscomponentes claves del gas.

Realizar análisis físico-químicos de los aceites dieléctricos para determinar lacondición de los mismos, siguiendo métodos internacionales específicos para cadaensayo.Realizar análisis de Bifenilos PoliClorados de los aceites dieléctricos provenientesde equipos sospechosos para determinar la presencia de este contaminante,empleando el test semicuantitativo que confirma la ausencia de PCBs ó remite a unensayo más específico.Notificar los resultados a los clientes por medio de un reporte para transmitir la

FUNCIONESFUNCIONES

Notificar los resultados a los clientes por medio de un reporte para transmitir lainformación exacta y clara de los ensayos solicitados, siguiendo las indicaciones delas normas Internacionales respectivas.Almacenar los datos históricos de los resultados obtenidos en los análisis realizadosen el Laboratorio para revisar tendencias del comportamiento de los equipos ydegradación del aceite, actualizando la base de datos interna y analizando losvalores obtenidos.

Realizar ensayos de análisis de compuestos furánicos para diagnosticar el estado delpapel del transformador y estimar su porcentaje de vida útil, empleando la técnicade cromatografía líquida de alta resolución HPLC.

Emitir opiniones e interpretaciones basadas en los resultados de los ensayos parasugerir a los clientes medidas de seguimiento y/o mantenimiento de los equipos yaceites dieléctricos, teniendo en cuenta datos históricos, criterios estándar y laexperiencia adquirida por el Laboratorio.

FUNCIONESFUNCIONES

experiencia adquirida por el Laboratorio.

Mejorar continuamente la eficacia del sistema de gestión para asegurar a losclientes resultados confiables y oportunos, cumpliendo con los requisitos de laNorma ISO 17025 y manteniendo la acreditación del Laboratorio.

Un aceite dieléctrico es un aceite mineral (vegetal) refinado parafínico o nafténico

capaz de resistir un gradiente de potencial eléctrico, lo que le confiere propiedades aislantes. En combinación con el aislante

ACEITES DIELÉCTRICOS

aislantes. En combinación con el aislante sólido (barniz, papel Kraft, presspan y tacos

de madera) constituyen un sistema económico y eficaz para el aislamiento de

transformadores.

CAUSAS DE LA DEGRADACIÓN DEL ACEITE:

Condiciones de servicio: Temperatura alta.

Generación de sustancias polares.

Contacto con aire: Oxígeno.

Contacto con agua.

Presencia de metales: Cobre y Hierro actúan comocatalizadores para la oxidación.

INDICIOS DE LA DEGRADACIÓN DEL ACEITE:

Oscurecimiento

Generación de sustancias polares

Formación de ácidos

Olor

Precipitación de lodos

Deterioro de las propiedades dieléctricas

ENSAYOS REALIZADOS EN EL LABORATORIO

ENSAYO NORMA

Color ASTM D 1500

Rigidez Dieléctrica ASTM D 877 y ASTM D 1816

Contenido de Agua ASTM D 1533

Número Ácido ASTM D 974Número Ácido ASTM D 974

Tensión interfacial ASTM D 971

Análisis de Gases Disueltos ASTM D 3612

Densidad ASTM D 1298

Compuestos Furánicos ASTM D 5837

PCB’s EPA 9079

Toma de muestras ASTM D 923

Voltaje (potencial) al cual ocurre una descargaentre 2 electrodos.

RIGIDEZ DIELÉCTRICA

Mide la habilidad del aceite para resistir losesfuerzos eléctricos.

Indica la presencia de agentes contaminantes.

RIGIDEZ DIELÉCTRICA

Agua o partículas conductoras

Sin embargo, una rigidez dieléctrica alta noconstituye un indicativo formal de ausencia decontaminantes.

Valores bajos de rigidez dieléctrica

MÉTODO ASTM EMPLEADO EN EL LABORATORIO:

����ASTM D 877: Rigidez con Electrodos de Disco, sin agitación. Espaciamiento entre electrodos 2,5 mm .entre electrodos 2,5 mm .

�ASTM D 1816: Rigidez con Electrodos VDE, con agitación. Espaciamiento entre electrodos 1 mm ó 2 mm .

Chispómetro

Una medida de los constituyentes o agentes contaminantes ác idos del aceite.

El envejecimiento del aceite por oxidación produce ácidos.

Es un índice que mide la degradación del aceite.

Su valor permite determinar el momento preciso para reempla zar o regenerar el aceite,siempre que se hayan establecido los límites de rechazo y que otros ensayos loconfirmen.

NÚMERO ÁCIDO

MÉTODO ASTM EMPLEADO EN EL LABORATORIO:

�ASTM D 974

Titulador automático

Mide fuerzas de atracción entre moléculas de aceitey agua.

Permite detectar los agentes contaminantes polaressolubles y los productos de degradación.

Es un parámetro de estabilidad química, pues los

TENSIÓN INTERFACIAL

Es un parámetro de estabilidad química, pues losácidos son polares.

Esta característica cambia rápidamente durante lasetapas iniciales de envejecimiento, y luego seestabiliza.

Por esto los resultados son bastantes difíciles deinterpretar en términos de mantenimiento del aceite.

TENSIÓN INTERFACIAL

MÉTODO ASTM EMPLEADO EN EL LABORATORIO:

�ASTM D 971

Esquema de formación de la

interface agua aceite en la

determinación de tensión

interfacial.

Tensiómetro

CONTENIDO DE AGUA

CAUSAS

Saturación de la sílica-gel (venteo)

FUENTES

Contaminación con aire húmedo

Envejecimiento del aislante sólido

Contaminación de la muestra

Degradación de la celulosa(Aislante sólido del transformador)

Toma de muestra incorrecta

MÉTODO ASTM EMPLEADO EN EL LABORATORIO:

�ASTM D 1533

Titulador culombimétrico

El color de un aceite aislante está determinadopor la luz transmitida.

Está expresado por un número obtenido de sucomparación con una serie de coloresnormalizados.

COLOR

normalizados.

Es una propiedad muy útil para fines decomparación.

Un índice de color fuerte o transformándoserápidamente puede indicar una degradación ouna contaminación del aceite.

�ASTM D 1500

Mediante un método decomparación visual sedetermina el color. Para ello

MÉTODO ASTM EMPLEADO EN EL LABORATORIO

determina el color. Para ellose coloca la muestra aensayar en un recipiente ydespués de aplicar una luzespecífica, se compara condos discos coloreados en unrango de 0,5 (aceite nuevo) a8 unidades.

Colorímetro

Útil para identificar el tipo de aceite o descubrirmodificaciones importantes en su composición.

En los climas fríos puede ser apropiada para ladeterminación del buen uso del aceite:

DENSIDAD POR HIDRÓMETRO

Cristales de hielo formados a partir del agua no disuelta pueden flotar en la superficie de un aceite con alta densidad y

ser el origen de descargas en el momento de derretirse.

MÉTODO ASTM EMPLEADO EN EL LABORATORIO:

�ASTM D 1298

Hidrómetro empleado en la

determinación de la densidad.

CROMATOGRAFÍA DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE

Los gases que se generan dentro de un transformador sepueden separar en los siguientes tres grupos:

Hidrógeno e hidrocarburos

Gases de atmósfera

Óxidos de Carbono

H2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

CO2

CO

O2

N2

hidrocarburos atmósferaCarbono

CROMATOGRAFÍA DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE

H2, CO y CO2H2

Descarga parcial-baja energía

CELULOSAACEITE

CO2, COH2, C2H2, (CH4, C2H6, C2H4)

Arqueo-alta energía

Alta energía: CO, (CO2)Alta energía: C2H4, H2, (CH4, C2H6)

Baja energía: CO2, (CO)Baja energía: CH4, C2H6

Calentamiento severo

MÉTODO EMPLEADO EN EL LABORATORIO:

� ASTM D 3612 Parte A

Cromatógrafo

PCB’s

Los PoliCloroBifenilos (PCB’s) son compuestos químicosformados por cloro, carbono e hidrógeno.

Fueron utilizados desde 1930, en lugar o en combinación delaceite mineral, en transformadores eléctricos de potenciainmersos en líquidos dieléctricos.inmersos en líquidos dieléctricos.

Resistentes al fuego

No biodegradables

Muy estables

No conductores de la electricidad

Muy poco volátiles a temperaturas normales.

Se caracterizan por ser:

¿Qué los hace peligrosos?

Su resistencia extrema a la ruptura química ybiológica a través de procesos naturales.

Tendencia a permanecer y acumularse enorganismos vivos

Si entra en proceso de combustión genera Dioxinasy Furanos

Amplia dispersión con sus consecuentes efectos

organismos vivos

�EPA 9079

MÉTODO EMPLEADO EN EL LABORATORIO

Este método de ensayo determina por medio de indicación colorimétrica

Kit de ensayo Clor-N-Oil®

indicación colorimétrica la ausencia de PCB’s a nivel de 50 ppm, empleando el kit de ensayo Clor-N-Oil®

Si el resultado de la prueba indica la

presencia de más de 50 ppm de PCB's,

Carta Colorimetrica del Testde PCB’s - Clor-N-Oil®:

Menor a 50 ppm Mayor a 50 ppm

Enviar la muestra a un laboratorio especializado

donde se realiza una prueba de Cromatografía

para obtener una cuantificación exacta de la

cantidad de PCB's.

TOMA DE MUESTRAS

El aseguramiento de la toma de muestra es importante parala evaluación de la calidad del aceite dieléctrico.

Examinar el espécimen de ensayo incumpliendo elprocedimiento de toma de muestra conduce a:procedimiento de toma de muestra conduce a:

conclusiones erróneas concernientes a la calidad

conclusiones erróneas con respecto a los resultados

gastos en seguridad

pérdida de tiempo, esfuerzo, dinero, transporte y el ensayo de la muestra

Materiales:

manguerasflanches acoples de bronce

Los dispositivos y extensiones son usadospara tomar muestra de la parte inferiorde los equipos eléctricos energizados odesenergizados.

Dispositivos para toma de muestras

Son almacenados en el “Cuarto de entrada de muestras”Se mantienen tapados hasta antes de tomar la muestra y son cerradosinmediatamente después de tomarla para prevenir la contaminaciónTan pronto como la muestra es tomada se identifica apropiadamente.Para prevenir rompimiento las muestras son tratadas con cuidado durante eltransporte y almacenamiento.

Contenedores de muestra

Análisis de condición Botella de 1000 ml

PCB’s Botella de 50 ml

Cromatografía de gases Jeringa de 30 o 50 ml

MÉTODO EMPLEADO EN EL LABORATORIO

�ASTM D 923

Para análisis de condición, condición, cromatografía de gases y PCB’s

Toma de muestras

VALORES LÍMITE PARA

ACEPTACIÓN, MANTENIMIENTO Y

REGENERACIÓN DE ACEITES REGENERACIÓN DE ACEITES

PARA TRANSFORMADORES.

Tabla 1. Guía de valores límite para aceptación, mantenimiento y regeneración de aceites

aislantes para transformadores y otros equipos eléctricos.

Aceites sin usar

Recibido en equipo

nuevo

GRUPO I por

continuar

GRUPO II por

reacondicionar

GRUPO III por

regenerar

Límites de aceptación después de regenerar

Después de llenar y antes de

energizarC <72,5 kV ≥30 ≥26 <26 ≥30B 72,5-170 kV ≥30 ≥26 <26 ≥30A 170-420 kV ≥35 ≥26 <26 ≥35

ASTM D 877-02

MétodosEnsayos

Aceites regeneradosClasificación de transformadores. Tensión máxima

de operación

≥30

Aceites en servicio

A 170-420 kV ≥35 ≥26 <26 ≥35O >420 kV ≥35 ≥30 <30 ≥35

C <72,5 kV ≥25 ≥23 ≥23 ≥26-30B 72,5-170 kV ≥25 ≥23 ≥23 ≥26-30A 170-420 kV ≥30 ≥26 ≥26 ≥26-30O >420 kV ≥30 ≥26 ≥26 ≥26-30

C <72,5 kV ≥40 ≥34 ≥34B 72,5-170 kV ≥40 ≥34 ≥34A 170-420 kV ≥50 ≥45 ≥45O >420 kV ≥60 ≥45 ≥45

Rigidez dieléctrica

(kV)

877-02

ASTM D 1816-04 (1 mm)

ASTM D 1816-04 (2 mm)

≥26

Cont. Tabla 1. Guía de valores límite para aceptaci ón, mantenimiento y

regeneración de aceites aislantes para transformado res y otros equipos eléctricos.

Aceites sin usar

Recibido en equipo

nuevo

GRUPO I por

continuar

GRUPO II por

reacondicionar

GRUPO III por

regenerar

Límites de aceptación después de regenerar

Después de llenar y antes de

energizarC <72,5 kV ≤20 ≤35 35-40 ≤35B 72,5-170 kV ≤20 ≤35 35-40 ≤35A 170-420 kV ≤15 ≤25 25-30 ≤20O >420 kV ≤10 ≤15 15-20 10-15C <72,5 kV ≤0,03 ≤0,3 >0,3 >0,5 ≤0,05

Contenido de humedad

(µg/g)

MétodosEnsayos

≤35ASTM D 1533-00

Aceites regeneradosClasificación de transformadores. Tensión máxima

de operación

Aceites en servicio

Número C <72,5 kV ≤0,03 ≤0,3 >0,3 >0,5 ≤0,05B 72,5-170 kV ≤0,03 ≤0,2 >0,2 >0,5 ≤0,05A 170-420 kV ≤0,03 ≤0,2 >0,2 >0,5 ≤0,05O >420 kV ≤0,03 ≤0,1 0,1-0,2 >0,4 ≤0,05

C <72,5 kV ≥40 ≥24B 72,5-170 kV ≥40 ≥24 ≥35A 170-420 kV ≥40 ≥26 ≥35O >420 kV ≥40 ≥30 ≥35

ColorASTM D 1500-04

<72,5 - >420 kV ≤1,0 ≤1,5 ≤1,5

C <72,5 kVB 72,5-170 kVA 170-420 kV ≤3,0O >420 kV ≤0,5

<24

≤0,05

≥35<15

ASTM D 974-04

ASTM D 971-99

ASTM D 3612-02 parte A

Contenido de gases (%)

Tensión interfasial

Número ácido (mg KOH/g)

Fuente: NORMA TÉCNICA COLOMBIANA, NTC 3284. “ELECTROTECNIA. GUÍA PARA EL MANTENIMIENTO YLA SUPERVISIÓN DE LOS ACEITES MINERALES AISLANTES EN SERVICIO EN EQUIPOS ELÉCTRICOS”.

OPINIONES E INTERPRETACIONES AFQ

• NTC-3284 “ELECTROTECNIA. GUÍA PARA EL MANTENIMIENTO Y LA SUPERVISIÓN DE LOS ACEITES MINERALES AISLANTES E N SERVICIO EN EQUIPOS ELÉCTRICOS”.

• ASTM D 3487 “STANDARD SPECIFICATION FOR MINERAL INSULATING OIL USED IN ELECTRICAL APPARATUS”

• TENSIÓN INTERFACIAL:Menor o igual a 25 mN/m (pobre)Entre 25 y 35 (aceptable)Mayor a 35 (buena)

• CONTENIDO DE AGUAMayor a 25 ppm (alto)

• RIGIDEZ DIELÉTRICA (1 mm)Menor de 20 kV (Baja)

DEGRADACIÓN DEL AISLANTE SÓLIDO

Además del aceite dieléctrico, el otro componente principaldel sistema de aislamiento en los transformadores depotencia es el papel en base de celulosa.

� El papel es un elemento absorbente.

� Al absorber humedad se expande y pierde rigidez dieléctrica.

� Al recibir calor, agua y ácidos, el papel se hace frágil y puede romperse

ANÁLISIS DEL PAPEL

Los métodos más convenientes que se puedenemplear para el análisis del aislamiento celulósico son:

Medición del grado de polimerización

Medición de óxidos de carbonoMedición de óxidos de carbono

Medición de compuestos furánicos por HPLC

COMPUESTOS FURÁNICOS (HPLC)

Al degradarse el aislamiento sólido, éste pierdeflexibilidad y se cuartea, produciendo compuestosfuránicos que se transfieren al aceite. Estos productosde degradación son sustituyentes derivados del furano,comúnmente conocidos como compuestos furánicos ocomúnmente conocidos como compuestos furánicos ofuranos.Cuantificación:

2-furfural

5-hidroximetil-2-furfural

Alcohol furfurílico

2-acetilfurano

5-metil-2-furfural

Equipo HPLC

GRADO DE POLIMERIZACIÓN DEL PAPEL ���� DPEl DP es una medida del tamaño promedio de las moléculas decelulosa (basada en relaciones empíricas) en una pieza de papelde aislamiento.

Este factor es un medio aceptable para la deducción de la fuerzamecánica del aislamiento celulósico ���� cuando el papel deaislamiento pierde su capacidad para soportar tensionesmecánicas, el daño resultante puede causar una falla eléctrica.

El análisis del DP es intrusivo pues requiere un pedazo del papelde aislamiento del transformador.

Regiones más calientes tendrán una degradación más rápida delpapel, resultando en un más bajo DP.

Usualmente el papel nuevo tiene un DP de 1000. El papel deaislamiento excesivamente envejecido el cual es frágil y haperdido la mayor parte de su fuerza extensible tiene un DP de200 o menos.

Ejemplo: En 1992 se estudió en Estados Unidos una población de transformadores. Los resultados muestran que:

� Hay relación entre elenvejecimiento y el DP.

� Todas las unidades con 0-20 años de edad tienen másdel 50% de vida restante delaislamiento.

Datos tomados de: Griffin, Paul J., “Measurement of Cellulose Insulation Degradation. A Study of Service-Aged Transformers”, Sec. 10, pp. 4, 1-4.31.

aislamiento.

� De 20-40 años hay ungrupo que tiene más del 50%de su vida restante y otrogrupo que tiene entre 0-50%.

� De 40-60 años hay unasignificante variabilidad enlos resultados.

Diagnóstico AGD

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

Método de Rogers

Método IEC 60599

Método de Doernenburg

Triángulo de Duval

PD: Descarga Parcial

T1: Falla Térmica menor a 300 ºC

T2: Falla Térmica entre 300 ºC y 700 ºC

T3: Falla Térmica mayor a 700 ºC

D1: Descarga de baja energía (Chispeo)

D2: Descarga de alta energía (Arco)

DT: Mezcla de falla eléctrica y térmica

Evaluación del tipo de falla de acuerdo al gas clave

Gas Clave: Etileno

52

Gas Clave: Hidrogeno

Gas Clave: Monóxido

Gas Clave: Acetileno

Método del nomógrafo

LABORATORIO DE ACEITES LABORATORIO DE ACEITES DIELÉCTRICOS

http://sp-corporativo/sites/gerencia_tecnica/labo

ratorio/default.aspx