MEPREM ELÉCTRICA S.A.

PRUEBAS ELÉCTRICAS

PRUEBAS ELÉCTRICAS

Las pruebas eléctricas se llevan a cabo para verificar que los transformadores cumplan con las especificaciones de diseño. Además ofrecen una serie inicial de pruebas de referencia que serán utilizados para propósitos de comparación contra las pruebas eléctricas de campo futuras.

En los transformadores típicamente se realizan los siguientes ensayos:

PRUEBA DE MEDICIÓN DE RESISTENCIA

Se realiza esta prueba para comprobar que todas las conexiones internas efectuadas en los devanados, fueron sujetadas firmemente, así como, también información para determinar las pérdidas en el cobre.

PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN

Esta prueba da una indicación si el transformador ha sido fabricado con la relación adecuada de espiras en los devanados primario y secundario, y si el transformador tiene un diferencial porcentual adecuado entre tomas.

LA PRUEBA DE RELACIÓN DE POLARIDAD/FASE

Se realiza para comprobar que los devanados están conectados según lo indica la placa característica.

PRUEBA DE VACÍO

 La prueba de vacío, tiene como objetivo determinar la pérdida de potencia en el hierro, a través de las medidas de tensión, intensidad y potencia en el bobinado primario. El bobinado secundario queda abierto, y por lo tanto, no circula ninguna intensidad por este bobinado.

PRUEBA DE CORTO CIRCUITO

La prueba de corto circuito determina la pérdida de potencia en los Bobinados primario y secundario, sometidos a la intensidad nominal. Al aplicar una pequeña tensión al primario y cortocircuitando el secundario, obtenemos la intensidad de cada bobinado.

PRUEBA DE AUMENTO DE TEMPERATURA

Esta prueba se realiza en fábrica y ha sido diseñada para determinar, si las elevaciones de temperatura de los devanados, del aceite y otros componentes corresponden a los valores de diseño.

PRUEBA DE POTENCIAL APLICADO (HIPOT)

El aislamiento mayor se somete a prueba a una tensión de baja frecuencia

(60 Hz) sin excitar el núcleo, durante un minuto. La norma IEEE C57.12.90-

Código de pruebas para transformadores de distribución, de potencia y de regulación inmersos en líquido, describe el modo de falla, como presencia de humo o como una elevación en la corriente de fuga.

PRUEBAS DE IMPULSO

Las pruebas de impulso están diseñadas para simular lo que pudiera experimentar muchas veces el transformador durante su ciclo de vida. Una onda completa reducida, establece el patrón de la onda. Una onda cortada, simula el colapso de la tensión o la descarga de una onda viajera a través de la superficie de un aislador. Ondas completas, simula una descarga de un rayo lejana. Una frente de onda simula el impacto directo de un rayo.

PRUEBA DE POTENCIAL INDUCIDO

Prueba al sistema de aislamiento espira a espira y bobina a bobina; con ondas de más alta frecuencia (120 a 400 Hz) para evitar tensiones excesivas entre fases.

CONJUNTO DE PRUEBAS PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN (DISTRIBUTIONPAC)

Estas pruebas se aplican a equipos de distribución de cualquier tensión primaria, incluidos los transformadores montados en poste, transformadores tipo pedestal y transformadores dentro de un gabinete, así como la mayoría de las unidades con tensión primaria menor a 69 kV.

Este conjunto de pruebas anuales incluyen:

• Pruebas exploratorias del aceite.
• Análisis de gases disueltos.
• Contenido de humedad.

PRUEBAS EXPLORATORIAS AL ACEITE

Las siguientes seis pruebas al aceite, ofrecen una valiosa información del comportamiento del aceite en servicio.

NÚMERO DE NEUTRALIZACIÓN

Método normalizado ASTM D 974, D 664, D 1534

Es una medida de los agentes ácidos orgánicos en el aceite. En un aceite nuevo el número de neutralización es pequeño, y aumenta como resultado del envejecimiento, deterioro y oxidación.

Cuando el aceite se oxida y se envejece en servicio, algunos de los productos de descomposición que se forman son de naturaleza ácida, lo que significa que reaccionarán y serán neutralizados por una sustancia básica (alcalina). El número de acidez se presenta en miligramos de KOH por gramos de la muestra (mg KOH/g).

TENSIÓN INTERFACIAL

Método normalizado ASTM D 971 ó D 2285

Es la capacidad del aceite de “encapsular” moléculas de agua y sustancias polares. Los materiales que no se mezclan forman una superficie o interfaz cuando se ponen en contacto. Una alta tensión interfacial será capaz de mantener elevada rigidez dieléctrica. La tensión interfacial se mide en milinewtons por metro (mN/m). Al colocar el aceite en el equipo (transforma

dor), la TIF del aceite disminuirá entre 5 mN/m a 10 mN/m. A partir de esto la TIF se reducirá gradualmente a medida que se envejece el aceite. A medida que el aceite se envejece y se oxida, los compuestos polares que se forman por la oxidación debilitan la interfaz y reducen la tensión interfacial. El descenso paulatino de la TIF es señal de envejecimiento del aceite o de mezcla de un aceite dieléctrico con otro lubricante industrial.

TENSIÓN DE RUPTURA DIELÉCTRICA, ASTM D 877

Método normalizado ASTM D 877

El objetivo de determinar la tensión de ruptura dieléctrica es el de evaluar la capacidad del aceite para soportar los esfuerzos eléctricos. La contaminación del aceite por causa de elementos como fibras del aislante sólido, partículas conductoras, contaminación por elementos extraños, sucio y agua pueden afectar la tensión de ruptura dieléctrica.

DENSIDAD RELATIVA (GRAVEDAD ESPECÍFICA)

Método normalizado ASTM D 1298

Es la relación de la masa de un volumen específico de aceite con la masa del mismo volumen a igual temperatura. La densidad relativa es una relación calculada y no cuenta con unidades de medida específicas. En general la densidad relativa no cambia cuando el aceite está en servicio, puesto que el envejecimiento y la oxidación le afectan muy poco.

Si al tomar los datos de la densidad relativa, estos se encuentran fuera del rango aceptable, ó se producen cambios significativos entre los intervalos de monitoreo, se debe investigar la causa, ya que indicaría que está contaminado con PCB’s.

COLOR

Método normalizado ASTM D 1500

En un aceite nuevo, el color es muy bajo. La apariencia del aceite nuevo y limpio es caso blanco como el agua y completamente transparente. A medida que el aceite envejece y se oxida se oscurece.

La contaminación también puede producir un rápido cambio de color.

El aceite “malo” puede presentar una ligera coloración, mientras que el aceite oscuro aún puede ser de cualidades similares a un nuevo en todos los otros aspectos. El mal color del aceite raras veces afecta el desempeño del aceite en servicio.

EXAMEN VISUAL

Método normalizado ASTM D 1524

La muestra de aceite se somete a una apreciación visual para comprobar la opacidad, turbidez, partículas en suspensión, sedimentos visibles o lodos, carbón, agua libre o cualquier otra cosa que lo invalide como un aceite claro y homogéneo. Una apariencia clara y brillante, describe a un aceite aceptable; además de estar libre de partículas.

ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS

Método normalizado ASTM D 3612

Cuando el transformador esta sometido a esfuerzos eléctricos y térmicos, se generan gases combustibles en el transformador. Los materiales aislantes, tanto el aceite como el papel (celulosa), se descomponen como consecuenciade tales esfuerzos y producen gases. La presencia y cantidad de estos gases individuales, extraídos del aceite y luego analizados, revelan el tipo y grado de la condición que causa la generación de gases detectados.

La cromatografía de gases (CG), es el método más idóneo disponible para identificar los gases combustibles.

CONTENIDO DE HUMEDAD

Método normalizado ASTM D 1533

Esta prueba determina la cantidad de humedad del aceite aislante, mediante un Titulador Coulométrico Automático Karl Fischer. El contenido de humedad del aceite se presenta en partes por millón (ppm) (miligramos de humedad por Kilogramo de líquido aislante). En los transformadores inmersos en aceite mineral, el valor de humedad en ppm es sólo una pequeña parte de la información que se debe tomar en cuenta. La humedad en los equipos eléctricos origina dos condiciones perjudiciales, las cuales son:

La humedad incrementa el riesgo de falla dieléctrica en el equipo.

La humedad contribuye a acelerar el envejecimiento del sistema de aislamiento líquido y sólido.

FACTOR DE POTENCIA DEL LÍQUIDO A 25ªC Y A 100 ºC

Método normalizado ASTM D 924

Es una prueba excelente para monitorear el aceite del transformador en servicio. Es útil para evaluar el nuevo aceite ofrecido por un proveedor y para evaluar el aceite nuevo instalado en el equipo. Mientras que el aceite está en servicio, existen condiciones que degradan el aceite, lo cual se evidencia en modificaciones en los resultados del factor de potencia.

Cuando un líquido dieléctrico se somete a campos de corriente alterna (CA), se producen pérdidas dieléctricas que causan dos efectos. La corriente resultante se desfasa ligeramente debido al campo de CA aplicado y la energía de las pérdidas se disipa en forma de calor. El factor de potencia del líquido y el factor de disipación son medias directas de esas pérdidas.

El factor de potencia del líquido se calcula como el seno del ángulo de pérdidas; el valor de desviación de la corriente debido a las pérdidas dieléctricas. Mientras que el factor de disipación es la tangente del mismo ángulo de pérdidas.

CONTENIDO DE INHIBIDOR DE OXIDACIÓN

Método normalizado ASTM D 2668 o D 476829

Es un aditivo incorporado al aceite, que retarda su degradación por oxidación. El mecanismo de acción es ataque a peróxidos, formando moléculas inocuas. Un aceite inhibido se degrada más lentamente que un aceite no inhibido, siempre que el inhibidor esté presente.

Cuando el inhibidor de oxidación se agota, el aceite se oxida muy rápidamente. Por ello es importante establecer la concentración de inhibidor y su velocidad de consumo.

Existen dos métodos de prueba normalizados; ambos métodos detectan las dos componentes DBPC y DBP, utilizados como antioxidantes. El método D2668 utiliza un espéctometro infrarrojo para determinar el contenido de inhibidor. En cambio el método D 4768 utiliza cromatografía de gases. Los dos métodos conducen a resultados equivalentes.

METALES DISUELTOS

Método normalizado ASTM D 3635

Este método sirve para analizar el contenido de cobre disuelto en el aceite aislante eléctrico mediante la espectrofotometría de absorción atómica. Se está utilizando un método para detectar y cuantificar varios metales simultáneamente denominado Espectrofotometría de Plasma Acoplada Inductivamente ICP (en inglés).

COMPUESTOS FURÁNICOS

Método normalizado ASTM D 5837

El aislamiento sólido del transformador está formado por papel, el cual está compuesto por fibras de celulosa. Esta última es un polímero formado, a su vez, por moléculas de glucosa. En un papel nuevo, antes de su instalación en el transformador y secado en fábrica, la cadena promedio del polímero tiene una longitud de 1000 a 1200 moléculas de glucosa. La longitud promedio de la cadena de celulosa se denomina Grado de Polimerización (GP) del papel. A medida que el papel se envejece, se produce una descomposición natural y gradual de las cadenas de polímeros.

A medida que se reduce el tamaño de dichas cadenas, disminuye también la rigidez mecánica del papel. Cuando la cadena de la celulosa se rompe y forma dos cadenas más cortas, se separan una o más moléculas de glucosa y se forma cierta cantidad de agua, monóxido y de dióxido de carbono. La molécula de glucosa cambia químicamente durante este proceso y forma un compuesto que contiene un anillo de furano. Se puede formar una variedad de compuestos furánicos, los más comunes son:

furaldehído.

Furfural o furfuraldehído. Este es el compuesto que se encuentra con mayor frecuencia.

furil alcohol.

Furfural alcohol o furfurol.

Se forma en presencia de gran cantidad de humedad.

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