REVISTA INGENIO
Evaluación del estado de funcionamiento de transformadores de potencia
sumergidos en aceite en las subestaciones eléctricas
Evaluation of the operating status of power transformers submerged on oil on electrical
substations
Adán Bastidas | Universidad Politécnica Salesiana, Ecuador
Jaime Maquilón | Universidad Politécnica Salesiana, Ecuador
Carlos Chávez | Universidad Politécnica Salesiana, Ecuador
https://doi.org/10.29166/ingenio.v5i1.3608 pISSN 2588-0829
2022 Universidad Central del Ecuador eISSN 2697-3243
CC BY-NC 4.0 —Licencia Creative Commons Reconocimiento-NoComercial 4.0 Internacional ng.revista.ingenio@uce.edu.ec
2022, (), -, . -
is investigation details the evaluation of the operational state of power transformers immersed in oil in
electrical substations. e study was carried out on the transformer 13, 24-30 , : T130201-
1 in the Villa Club substation where the power transformer immersed in oil was evaluated using the
regulations corresponding to the applicable procedures for optimal operation in electrical substations.
e dierent physical-chemical tests and analyzes and gas chromatography were considered for the eva-
luation through a sequential process of execution according to the current Ecuadorian technical stan-
dard 2111:2013, for the optimal operation of the power transformers, in addition, it is proposed
to diagnose initial failures by means of a standardized document to compare the useful life of power
transformers immersed in oil in electrical substations with the current standard. e results of this pu-
blication vary according to the tests, however, due to the working conditions in all the tests, several
results were maintained on the transformer conditions. Power transformers, during normal operation,
and in particular during an electrical fault, power transformers are subjected to electrical, mechanical
and thermal stresses. erefore, it is important that electricity concessionaires periodically carry out
tests on their power transformers, in order to assess their condition, schedule maintenance work and
plan their replacement.
En la presente investigación se detalla la evaluación del estado de funcionamiento de transformadores
de potencia sumergidos en aceite en las subestaciones eléctricas. El estudio se realizó al transformador
13, 24-30 , : T130201-1 en la subestación de Villa Club, donde se evaluó al transformador
de potencia sumergido en aceite, empleando la normativa correspondiente a los procedimientos aplica-
bles para el óptimo funcionamiento en las subestaciones eléctricas. Para la evaluación se consideraron
diferentes pruebas, análisis dieléctrico y físico-químicos, análisis de furanos y cromatografía de gases
mediante un proceso secuencial de ejecución, de acuerdo a la vigente Norma Técnica Ecuatoriana
2111:2013, para el óptimo funcionamiento de los transformadores de potencia, además se plantea diag-
nosticar fallas iniciales por medio de un documento estandarizado para comparar con la norma vigente
la vida útil de los transformadores de potencia sumergidos en aceite de las subestaciones eléctricas. Los
resultados de esta publicación varían de acuerdo a las pruebas, sin embargo, por las condiciones de
trabajo, en todas las pruebas se mantuvieron varios resultados sobre las condiciones del transformador.
Los transformadores de potencia, durante el funcionamiento normal, y en particular durante una falla
eléctrica, están sujetos a tensiones eléctricas, mecánicas y térmicas. Por lo tanto, es importante que las
concesionarias eléctricas realicen periódicamente pruebas a sus transformadores de potencia, con el n
de evaluar su condición, programar trabajos de mantenimiento y planicar su sustitución.
.
La vida útil de los transformadores de potencia, según
los fabricantes, es de 25 años aproximadamente, pero en
la práctica éstos pueden durar incluso muchos años más
en funcionamiento, dependiendo de los mantenimien-
tos preventivos y predictivos realizados periódicamente
con base en la planicación anual de mantenimiento y
las pruebas eléctricas, que permitan determinar el estado
de vida útil de sus componentes internos (aceite dieléc-
trico y papel aislante) ante las distintas fallas eléctricas al
que esté está sometido, así como a las altas temperaturas
Recepción: 21/02/2022
Aceptación: 18/04/2022
Transformador, subestaciones, análisis
físico-químicos, análisis cromatográ-
cos de gases.
Transformer, substations, physical-
chemical analysis, gas chromatographic
analysis.
23
Evaluación del estado de funcionamiento de transformadores de potencia sumergidos en aceite en las subestaciones eléctricas
ocasionadas por la gran demanda del sistema eléctrico
de potencia y las condiciones climáticas; todos estos fac-
tores afectan directamente al funcionamiento del trans-
formador de potencia [1].
El transformador de potencia 24-30 , :
T130201-1 cuenta con las siguientes características (ver
Tabla 1):
Las pérdidas técnicas afectan el rendimiento del trans-
formador de potencia ya que éstas pueden generan incre-
mentos en su temperatura interna afectando su rendimiento
nominal debido a su potencia y continuo funcionamiento.
El término «evaluación» ha tomado mucha fuerza en
el último siglo debido a la creciente demanda de equipos,
maquinaria, herramientas y procesos en el ámbito labo-
ral e industrial. Las tareas de mantenimiento en un prin-
cipio se limitaban a corregir las fallas y cambiar las piezas
dañadas de los equipos importantes, [2] todas estas ac-
tividades las realizaban los mismos operarios o trabaja-
dores a cargo de las máquinas, quienes no contaban con
un conocimiento especializado de éstas y solo se basa-
ban en su experiencia, a esto se le llamó «mantenimien-
to correctivo» [3].
Al realizar un diagnóstico y denición del manteni-
miento de los transformadores de potencia sumergidos
en aceite es necesario emplear datos estadísticos obte-
nidos en diversos tipos de análisis, tales como: análisis
dieléctrico y físico-químicos, análisis de furanos y croma-
tografía de gases [4]. Todos estos datos se ejecutan obe-
deciendo a un programa de mantenimiento predictivo
periódico.
Con el n de determinar las causas de los problemas
operativos que sufren las subestaciones eléctricas, se rea-
lizan pruebas en los elementos que forman parte del siste-
ma eléctrico, con el objetivo de establecer las condiciones
de operación dentro del circuito.
Para el análisis de esta investigación se estudió el
transformador de potencia sumergido en aceite de la
subestación Villa Club, el cual es considerado un equi
-
po fundamental en los sistemas eléctricos, mismo que,
en condiciones normales, puede generar gases, combus-
tibles y no combustibles; eventualmente estas condicio-
nes pueden salirse de lo normal y aumentar bruscamente
la generación de gases y ocasionar posibles riesgos, por
lo cual es necesario que periódicamente el transformador
pase por pruebas eléctricas para detectar posibles fallas y
evitar un mal funcionamiento y/o daño del transforma-
dor de potencia [5] [6].
Con esta investigación se va a efectuar una amplia
evaluación del estado de funcionamiento de los trans-
formadores de potencia sumergidos en aceite en las sub-
estaciones eléctricas, de acuerdo a la normativa vigente
ecuatoriana de electricidad nec-sb-ie, por medio de la
Tabla 1.
Características del transformador de potencia
Marca Zhe Jiang (Teksa)
Tipo SF11-30000-69
Número de serie T130101-1
Año de fabricación 04-2013
Tipo (montaje) Exterior
Norma de fabricación IEC60076
.. / LI350AC140/L1110AC38
Altitud de operación 2000 m. s. n. m.
Potencia / 24.000/30.000 a
Relación de conexión y frecuencia 69+2x2,5%13,8
Dynl 60Hz
Número de fases 3
Enfriamiento /
Impedancia 8,07%
Peso de tanque y accesorios 14.000 kg
Peso aceite 9500 kg
Peso parte activa 21.500 kg
Peso transporte 28.500 kg
Peso total 45.000 kg
24
Bastidas A., et al.
implementación de las diferentes pruebas análisis dieléc-
trico y físico-químicos, análisis de furanos y cromatogra-
fía de gases mediante un proceso secuencial de ejecución,
para el óptimo funcionamiento del transformador de po-
tencia en estudio.
A continuación, dentro de este estudio se encontra-
rán varias secciones: la sección de materiales y métodos,
donde se desarrolló el proceso de evaluación de los trans-
formadores de potencia sumergidos en aceite y los res-
pectivos análisis de acuerdo a las pruebas a las que fueron
sometidos estos transformadores. En otra sección se en
-
contrarán los resultados y discusión, donde se realizó la
comparativa del transformador ideal con el transforma-
dor de potencia de la subestación Villa Club y, como eta-
pa nal, se encuentran las conclusiones y las referencias
que fueron cons para efectuar un análisis más profundo
de autores reconocidos y tener reseñas que sustenten el
trabajo de investigación.
A. TRANSFORMADOR DE POTENCIA )
El transformador de potencia es utilizado en subestacio-
nes de distribución eléctrica para concentrar la transfor-
mación de energía en media y alta tensión. También se
distribuyen y usan en centrales de generación y usuarios
de grandes potencias.
Los transformadores de potencia se caracterizan por ser
fabricados para cumplir necesidades particulares de cada
cliente, por lo que se adaptan a todo tipo de requerimiento.
B. SISTEMA DE AISLAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES
En un transformador de potencia el sistema de aisla-
miento esta constituido por aceite y papel.
El aceite dieléctrico cumple múltiples funciones en
los transformadores eléctricos: mantiene el aislamiento
entre componentes del transformador, permite la homo-
genización de la temperatura interna y refrigeración, etc.
El papel es la parte más importante del sistema de ais-
lamiento del transformador ya que separa los devanados
en la parte activa, si éste sufre degradación se reduce con-
siderablemente la vida útil del transformador.
C. VIDA ÚTIL DE UN ACEITE AISLANTE
La vida útil de un aceite aislante no se puede medir en tiem-
po propiamente, pues su degradación depende de las con-
diciones de operación, del régimen de carga del transforma-
dor, de su diseño, de la composición del aceite aislante, de su
contenido de inhibidos naturales y/o sintéticos.
Tabla 2.
Parámetros y métodos de análisis de forma referencial
Contenido de agua
Norma -1533-12
Mg/kg (ppm)
Rigidez dieléctrica 2 mm
Norma -1816-12
kV
Densidad relativa (15 °C / 15 °C)
Norma -1298-12B (2017)
Adimensional «1»
Tensión interfacial
Norma -971-12
mN/m
Número ácido
Norma -974-14 E2
MgKOH/g
Color
Norma -1500-12 (2017)
Unidades de color
Factor de potencia al aceite a 25 °C
Norma -924-15
%
Factor de Potencia al aceite a 100 °C
Norma -924-15
%
Azufre corrosivo (3)
Norma -1275-15
Adimensional «1»
Examinación visual
-1524-15
Adimensional «1»
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Evaluación del estado de funcionamiento de transformadores de potencia sumergidos en aceite en las subestaciones eléctricas
Sin embargo, otros sugieren que la vida útil de un aceite
aislante se dene como el tiempo durante el cual el aceite
alcanza un número de neutralización de 3,0 mg /g,
este valor se alcanza dependiendo de la cantidad de aire
disuelto en el aceite, la hidrólisis del agua presente en el
transformador, la descomposición de la celulosa y, de
una manera signicativa y directa, de la temperatura del
transformador.
D. FUNCIONES DEL PAPEL AISLANTE DENTRO DEL TRANSFOR
MADOR
Cuatro son las funciones básicas que debe cumplir un
buen papel aislante dentro del transformador:
Resistencia eléctrica: debe tener buena capacidad de
soportar altos voltajes, incluidos esfuerzos de impulso y
transigentes de sobrecorrientes y/o sobretensiones.
Resistencia mecánica a la tracción: la unidad debe so-
portar adecuadamente los esfuerzos axiales originados en
cortocircuitos.
· Resistencia térmica y buena transferencia de calor.
·
Capacidad para mantener sus características deseables.
El papel aislante, en condiciones de expectativa de vida
útil de 100%, puede estar estructurado por entre 1000 y
1500 moléculas de glucosa. Las moléculas de la mayoría
de los aislamientos están compuestas de muchos átomos
agrupados en complejos conjuntos. Su peso molecular
puede llegar hasta 1500.
Se considera que el grado de polimerización (), es
un indicativo del deterioro térmico del papel y, por tan-
to, de su cristalización y disminución de la resistencia a
la tracción mecánica.
Se dene como grado de polimerización al número de
moléculas de glucosa, de que está compuesta la gran mo-
lécula de celulosa. El grado de polimerización varía am-
pliamente, dependiendo de la fuente del material y del
método usado para su formulación.
E. PESO APROXIMADO DEL PAPEL AISLANTE EN UN TRANSFORMADOR
Se reconoce que cualquier transformador cuyo sistema
de aislamiento sea papel-aceite, tiene suciente papel
para retener hasta el 10% del total del aceite. S. D. Myers
recomienda utilizar este valor como tope máximo, y así
poder calcular el peso del papel partiendo del total de
galones de aceite indicados en la placa de características
del transformador, así:
= (x10%x231x62,5x1,4) 1728
Donde:
: Peso del papel en libras
: Galones de aceite según placa
10% : Porcentaje de aceite que puede retener el papel.
231 : Pulgadas cúbicas en un galón de aceite
1728 : Pulgadas cúbicas en un pie cúbico.
62,5 : Peso en libras de un pie cúbico de agua
1,4 : Gravedad especíca del papel.
= 1,17 vol. gals.
Fuente: «Mantenimiento de transformadores» [7].
.
La utilización del análisis de gases disueltos se basa en
el rompimiento de las moléculas de hidrocarburos tanto
en el aceite como en la celulosa, debido a la presencia
de alguna falla de tipo térmico o eléctrico [8]. Los gases
producidos por este rompimiento pueden ser fácilmente
percibidos en una muestra de aceite tomada apropiada-
mente y ser analizadas por métodos muy sensitivos.
Con la llegada del mantenimiento preventivo se re-
volucionó la eciencia de los procesos en la industria, ya
que no solo se contaba con guías, manuales de inspec-
ción, protocolos de seguridad, etc.; [6] sino también con
personal altamente calicado en cualquiera de los dife-
rentes procesos industriales a n de garantizar una me-
jor utilización de los recursos, un mejor funcionamiento
de las máquinas y una mayor seguridad para las personas,
Tabla 3.
Parámetros de análisis cuantitativo de ´s disueltos en aceite aislante
´s acloro 1221 Grupo 1 ´s puro ≤ 10.000 ppm
´s acloro 1232 Grupo 2 ´s aceite contaminado < 100.000 ppm y ≥ 500 ppm
´s acloro 1242 Grupo 3 ´s aceite contaminado < 500 ppm y ≥ 50 ppm
´s acloro 1248 Grupo 4 ´s aceite no contaminado < a 50 ppm
´s acloro 1254
´s acloro 1260
26
Bastidas A., et al.
al igual que una gran disminución de costos en manteni-
mientos correctivos y pérdidas económicas por paradas
imprevistas [9]. De esta forma se lograría una reducción
en el presupuesto destinado a repuestos, mayor conabi-
lidad en el servicio de energía eléctrica y mayor seguri-
dad para las personas, entre otras [9], [10].
Con la implementación y automatización de las prue-
bas a los transformadores sumergidos en aceite se deter-
minará si el diseño de las partes, componentes principales
de un transformador, cumplen con las propiedades nece
-
sarias para disipar el calor generado por el funcionamien-
to propio del mismo cuando opera a potencia nominal,
[11] para asegurar la vida útil del transformador, además
se realizará un estudio de un método alternativo que ayu-
de a disminuir los tiempos de ejecución de la prueba [12].
A. TRANSFORMADOR DE POTENCIA
El transformador de potencia que está en análisis es el
24-30 , : 130201-1, el cual es un equipo
eléctrico estático, estos transformadores de potencia mo-
dican la electricidad en magnetismo para volver a con-
vertirlo en electricidad [12].
El primer análisis que se realizó fue el dieléctri-
co y físico-químico (), según la norma
-877/-1816, el cual tiene como objetivo diagnosticar la
condición del papel aislante en cuanto a su porcentaje de
agua y grado de impregnación de productos de oxidación.
Para realizar el primer diagnóstico fue necesario tener
en cuenta los parámetros y métodos de análisis de for-
ma referencial, para luego poder hacer la comparativa
con el transformador de potencia en estudio. Se sugiere
que se desarrollen análisis generales y físicos del aceite
dos veces al año, análisis de gas disuelto una vez al año,
y análisis de furanos cada dos años en transformadores
que llevan al menos cinco años funcionando para garan-
tizar su vida útil. En la gura 1 se muestra el ensayo y los
métodos de laboratorio que se tomaron en cuenta para
el análisis.
Para realizar el diagnóstico se utilizó la norma
-57.104-2008, tabla 2, parámetros de medición. También
se utilizó la Norma 60599, en su primera versión de
1999 y su segunda versión corregida del 2007 (ver Tabla 2).
Mediante estas pruebas se constata también el análisis
cuantitativo de ´s disueltos en aceite aislante. Este
análisis permite identicar el contenido de ´s (-
) en aceite de transformadores utilizando el método
-4059.
El procedimiento puede ser aplicado en la determi-
nación de ´s presentes en líquidos aislantes, como los
utilizados en transformadores, contaminados con aro-
clores individuales o mezclas de aroclores. También apli-
ca para la determinación de ´s en mezclas conocidas
como askareles, usados como líquidos aislantes.
El muestreo consiste en la acción de obtener una mues-
tra representativa en las cantidades necesarias para el aná-
lisis que se requiere En el caso del muestreo de aceites de
transformador para el análisis de ´s, la muestra puede
ser de varias clases, que se distinguen por la altura del
muestreo y si la muestra considera un punto o una región
del equipo, los parametros de análisis que se consideraron
para esta prueba fueron los siguientes (ver Tabla 3):
Para el análisis de furanos, se empleó el método de
laboratorio mediante la Norma -5837-15, tabla 4,
que permite determinar el grado de polimerización del
papel aislante (su deterioro) por compromiso térmico del
mismo y proporciona una idea de la vida útil remanen-
te del transformador, además complementa muy bien la
cromatografía de gases en cuanto a bióxido y monóxido
de carbono (CO2 y CO) [3].
El análisis de furanos, ha cobrado importancia re-
cientemente toda vez que es un promisorio método útil
para la detección del deterioro térmico, hidrolítico y oxi-
dativo del aislamiento sólido (papel) del transformador
y es un formidable complemento para cromatografía de
gases cuando de la descomposición del papel aislante se
trata (ver Tabla 4).
En la tabla 5 se muestra el análisis de cromatografía de
gases disueltos en aceite; el análisis de gases disueltos en
el líquido aislante se realiza utilizando un cromatógrafo
de gases y tomando en consideración el método de prue-
ba -3612 [13].
Tabla 4.
Parámetros de análisis de laboratorio en furanos
2–ácido furoico Grupo 1 ´s puro ≤ 10.000 ppm
Grupo 2 ´s aceite contaminado < 100.000 ppm y ≥ 500 ppm
Grupo 3 ´s aceite contaminado < 500 ppm y ≥ 50 ppm
5–hidroximetil–2–furaldehído
2–furfurol (alcohol fulfurílico)
2–furaldehído Grupo 4 ´s aceite no contaminado < a 50 ppm
2–acetil furano
5–metil–2–furaldehído
27
Evaluación del estado de funcionamiento de transformadores de potencia sumergidos en aceite en las subestaciones eléctricas
Tabla 5.
Análisis de cromatografía de gases disueltos en aceite
(/())
C1 C2 C3 C4
Dióxido de carbono (CO2) 2500 2501– 4000 4001–10.000 < 10.000
Acetileno (C2H2) 1 2–9 10–35 < 35
Etileno (C2H4) 50 51–100 101–200 < 200
Etano (C2H6) 65 66–100 101–150 < 150
Metano (CH4) 120 121–400 401–1000 < 1000
Monóxido de carbono (CO) 350 351– 570 571–1400 < 1400
Hidrógeno (H2) 100 101– 700 701–1800 < 1800
Durante la operación normal del equipo, los materiales
aislantes que se encuentran dentro del transformador
(aislamiento líquido y sólido), se empiezan a descompo-
ner con el tiempo y esto hace que se vaya debilitando
o perdiendo poco a poco sus propiedades dieléctricas
(efecto de la degradación) para las que es utilizado den-
tro del transformador (como aislante) [14] (ver Tabla 5).
.
Los resultados obtenidos permitieron observar el aná-
lisis de las diferentes pruebas: análisis dieléctrico y fí-
sico-químicos, análisis de furanos y cromatografía de
gases donde se mostraron varios resultados. Todos estos
resultados se hicieron bajo la autorización del laborato-
rio Transequipos . , laboratorio de gran capacidad, que
cuenta con servicios de diagnóstico y análisis, los cuales
están basados en normas vigentes, que aseguran resul-
tados conables, ya que no brindan solo un resultado,
sino que ayudan a interpretarlos. Cabe indicar que los
resultados no fueron sometidos a un sotfware, sino que
se utilizó Excel como herramienta de tablas estadísticas y
gracos estadísticos.
Desde el punto de vista de seguridad del sistema eléc-
trico del transformador de potencia y considerando que los
mismos están conformados por un gran número de elemen-
tos, es importante realizar el análisis de contingencia.
En las guras 5, 6, 7 y 8 el análisis dieléctrico y físico-quí-
mico tiene como objetivo controlar la calidad del aceite
nuevo, determinar la capacidad del aceite en servicio,
diagnosticar las condiciones internas del equipo y siste-
ma, y proponer las medidas correctivas de acuerdo con
el estado del aceite.
En este sentido se realizaron las pruebas con base en
las siguientes normas:
Contenido de agua, Norma -1533-12, rigi-
dez dieléctrica 2 mm, Norma -1816-12, densidad
relativa (15 °C / 15 °C), Norma -1298-12 (2017),
tensión interfacial, Norma --971-12, número ácido,
Norma -974-14 2, color, Norma -1500-
12 (2017), factor de potencia al aceite a 25°C, Norma
-924-15, factor de potencia al aceite a 100 °C, Nor-
ma -924-15, azufre corrosivo (3), Norma
-1275-15, examinación visual (3), -1524-15, de
acuerdo a estos intervalos de aceptabilidad las condicio-
nes dieléctricas y físico-químicas son estables en el trans-
formador de potencia en estudio (ver Tabla 6).
En el gráco 1 se muestran los aceites minerales aislan-
tes en equipos eléctricos, los cuales están administrados
por la normativa de supervisión y mantenimiento
60442 (ver Gráco 1).
En el gráco 2 se muestran las curvas de equilibrio
de humedad para el sistema de papel/aceite, reproduci-
do por medio de la ecuación de Fressier (ver Gráco 2).
Estos dos grácos proyectados nos muestran como
resultado que la saturación de agua en el aceite es de un
9%, concentración de agua en papel 2,59%, contenido de
agua: 13 p.p.m., temperatura promedio del transforma
-
dor 45°, temperatura del aceite 40° y la temperatura de
la muestra 40°. Se recomienda utilizar el criterio de sa-
turación relativa del aceite para evaluar la humedad de
los transformadores.
En el gráco 3 se muestra el código de acción con res-
pecto al índice de calidad, el cual muestra que el índice
de calidad es de 2,345, el número ácido 0,0138, tensión
interfacial 33,6, volumen de aceite por galón 845 (ver
Gráco 3).
De acuerdo a estos resultados, se recomienda tomar
una muestra para análisis de contenido de inhibidor y una
muestra para análisis físico-químico en 12 meses.
En la tabla 7 en el Reporte de análisis cuantitativo de
´s disueltos en aceite aislante, Norma -4059-00
(2010) se pudo evidenciar, según criterios de calicación,
Resolución 0222 de 2011, que el límite de cuanticación
para arocloro 1221, 1232, 1242, 1248, 1260 y ’s totales
28
Bastidas A., et al.
en mezcla: 1,0 g/límite de cuanticación para arocloro
1254: 2,0 g/g. Basados en estos resultados el transforma-
dor de potencia en la subestación eléctrica de Villa Club
se encuentra en la categoría grupo 4: aceite no contami-
nado (ver Tabla 7).
Tabla 6.
Reporte del análisis dieléctrico físico químico - 219693
Contenido de agua
Norma 15-33-12
mg/kg (ppm) -02 7 Aceptable <=35;
Inaceptable >35(1)
Rigidez dieléctrica 2 mm
Norma 1816-12
kV -02 53 Aceptable >=40;
Inaceptable <40(1)
Densidad relativa (15 °C/15 °C)
Norma 1298-12B (2017)
Adimensional «1» -10 0,8467 Aceptable 0,84-0,91; Cuestionable
<0,84; Inaceptable >= 0,91 (2)
Tensión interfacial
Norma -974-12
mN/m -01 40,6 Aceptable >=25;
Inaceptable <25(1)
Número ácido
Norma -974-14 E2
mgKOH/g -01 0,01 Aceptable >=0,2;
Inaceptable >0,2(1)
Color
Norma -1500-12 (2017)
Unidades de color
-01 <0,5 Aceptable >=3,5;
Inaceptable >3,5(1)
Factor de potencia al aceite a 25°C.
Norma D-924-15
% -01 0,048 Aceptable >=0,500;
Inaceptable >0,500(1)
Factor de potencia al aceite a 100
°C. Norma -924-15
% -01 0,15 Aceptable >=5,00;
Inaceptable >5,00(1)
Azufre corrosivo (3)
Norma -1275-15
Adimensional «1» -01 2E Lecturas iguales o mayores a 4A son
corrosivas
Examinación visual (3) Nor-
ma -1524-15
Adimensional «1» Claro y
brillante
Claro o brillante = aceptable
Toma de muestras según -923-15 1) Norma
-57-106 2015: límites sugeridos para aceites en
operación. Intervalo de tensión < = 69 kV, para una ten-
sión de 69.000 v
Valores de rigi-
dez dieléctrica
Norma -877, lec-
turas en kV
Tipo de líquido aislante
2) Criterios de la . . Myers de Aceite mineral
3) Prueba no acreditada Condiciones de factores de potencia
Condiciones de tensión interfacial Norma -1816, lec-
turas en kV
Tipo de la celda usada
Temperatura del agua (°C): 20,0 Densidad del agua
(g/mL): 0,995
2 mm 57 57
51 49
51
Celda de tres terminales
Temperatura del aceite (°C): 20,0 Densidad del agua
(g/mL): 0,839
Gradiente de voltaje
500 V/mm (12,5 V/mil) (ms)
Frecuencia
60 Hz
Cabe recalcar que ninguna prueba por sí sola debe consi-
derarse como un indicativo aisladamente conable para
tomar cualquier decisión en materia de mantenimiento.
Por este motivo es necesario considerar el conjunto de
pruebas más importantes que miden la degradación y
29
Evaluación del estado de funcionamiento de transformadores de potencia sumergidos en aceite en las subestaciones eléctricas
contaminación de los aceites. Basados en estos resulta-
dos el transformador de potencia en la subestación eléc-
trica de Villa Club se encuentra en la categoría grupo 4:
aceite no contaminado.
Se realizó el reporte de análisis de furanos Norma
-5837-2015, la cual estableció la concentración de furanos
ppb que a continuación se detalla en la tabla 8 (ver Tabla 8).
Las pruebas de degradación del aceite resultan en ni-
veles igualmente aceptables en la mayoría de los casos,
mientras que algunos resultan cuestionables en el rango
de la misma calicación para los furanos, esto nos dice
que cuando se tiene el máximo de información sobre un
transformador, las diferentes pruebas que se ejecutan son
compatibles y complementarias entre sí.
Gráco 1.
Temperatura del aceite durante el funcionamiento
Gráco 3.
Códigos de acción
Gráco 2.
Concentración de agua en aceite (ppm)
30
Bastidas A., et al.
En la tabla 9 se detalla el Reporte de análisis de croma-
tografía de gases disueltos en aceite -3612-2002
(2017) método . Los resultados fueron: gases disuel-
tos en aceite dióxido de carbono (CO2) 3187,5, acetile-
no (C2H2) < 0,3, etileno (C2H4) 3,2, etano (C2H6) 1,8,
metano (CH4) 15,2, monóxido de carbono (CO) 1014,7,
hidrógeno (H2) 10,9, con un resultado de gases combus-
tibles de 1,046, oxígeno 6715,9, nitrógeno 28.937,2, dan-
do un total de gases de 39.886 (ver Tabla 9).
Y, por último, se realizó el análisis de cromatografía
de gases disueltos en aceite, utilizando Norma -57-
104-2008: guía para la interpretación de gases gene-
rados en transformadores sumergidos en aceite numeral
6,5, Evaluación de la condición del transformador usan-
do concentraciones individuales y (total de gases
combustibles). Figura 11.
ó
CONDICIÓN QUE APLICA: CONDICIÓN C2
En este análisis existe un posible deterioro del papel ais-
lante; recomendamos medir consumo de corriente y ve-
ricar condiciones de ventilación y/o refrigeración del
equipo, por lo que se recomienda realizar periódicamen-
te otras pruebas en 12 meses.
Estos resultados se acogen a condición 2 (2):
dentro de este rango indica un nivel de gases combustibles
mayor que el normal. Cualquier gas combustible indivi-
dual que exceda los niveles especicados debería provo-
car una investigación adicional.
Los resultados obtenidos a través las pruebas realizadas
a lo largo de este documento se demostraron median-
te el documento estandarizado en la gura 12, que el
transformador 13 24-30 , : T130201-1 en la
subestación de Villa Club se encuentra dentro de los pá-
rametros de aceptabilidad, por lo que es importante que
los mantenimientos preventivos y predictivos se realicen
al menos una vez cada 12 meses para revisar el estado
funcional de los transformadores.
El análisis sicoquímico de los aceites nos permitió obtener
una información clara sobre la calidad del aceite, indicando
sus condiciones químicas, mecánicas y eléctricas, además el
análisis sicoquímico se compone de un grupo de pruebas
Tabla 7.
Reporte de análisis cuantitativo de ´s disueltos en aceite aislante
Parámetro Concentración ug/g (ppm) Criterios de calicación según Resolución 0222 de 2011
´s Acloro 1221 < 1,0 Grupo 1:
PCB´s puro ≥ 10.0000 ppm
Grupo 2:
aceite contaminado < 100.000 ppm y ≥500 ppm
Grupo 3:
aceite contaminado < 500 y 50 ppm
Grupo 4:
aceite no contaminado < a 50 ppm
´s Acloro 1232 < 1,0
´s Acloro 1242 < 1,0
´s Acloro 1248 < 1,0
´s Acloro 1254 < 2,0
´s Acloro 1260 < 1,0
´s Acloro totales en mezcla (Acloros
1221, 1232, 1242, 1248, 1254 y 1260)
< 1,0
Grupo :
Tabla 8.
Análisis de la concentración de furanos
Tipo de furano Concentración de furanos (ppb)
<10
<10
- 30
. / <10
<10
Grado de polimerización según Chendong Tiempo de vida útil. Remanente (%)
628 82
31
Evaluación del estado de funcionamiento de transformadores de potencia sumergidos en aceite en las subestaciones eléctricas
que son necesarias para determinar la calidad del aceite y
establecer en qué estado se encuentra el transformador y es-
timar las posibles fallas que se están presentando al interior
de éste y poder determinar un diagnóstico preciso.
La cromatografía de gases, nos permitió detectar a cor-
to plazo y de una forma mucha más sensible los cambios
inmediatos en las condiciones operativos del transforma-
dor, siguiendo las normativas correspondientes, para ello
es importante mencionar que en el mantenimiento de los
transformadores de potencia se permitió conocer el esta-
do funcional del mismo para en un futuro prevenir fallas
inesperadas en los transformadores.
Los análisis de las pruebas de diagnóstico del equipo
se rigen mediante una serie de normas establecidas in-
ternacionalmente. Sin embargo, es importante tomar en
cuenta que no todos los transformadores son iguales, ope-
ran bajo las mismas condiciones ambientales y de carga o
han tenido las mismas contingencias.
Tabla 9.
Reporte de análisis de cromatografía de gases disueltos en aceite -3612-2002 (2017), método
Gases disueltos en aceite Concentración
(uL/L (ppm)
% TDGC Límites de concentración de gases disueltos (uL/L (ppm)
C1 C2 C3 C4 Condición
Dióxido de carbono 1048,2 - 2500 2501-4000 4001-10.000 <10.000 C1
Acetileno (C2H2) <0,3 0,0 1 2-9 10-35 <35 C1
Etileno (C2H4) 3,4 1,2 50 51-100 101-200 <200 C1
Etano (C2H6) 15,2 5,2 65 66-100 101-150 <150 C1
Metano (CH4) 2,6 0,9 120 121-400 401-1000 <1000 C1
Monóxido de carbono (CO) 258,6 87,9 350 351-570 571-1400 <1400 C1
Hidrógeno (H2) 14,4 4,9 100 101-700 701-1800 <1800 C1
Subtotal gases combustibles 294 100 720 721-1920 1921-4630 <4630 C1
Oxígeno 9330,1 Nota: Tabla ° 1 Norma C57-104-2008
Toma de muestras según Norma -923-15
*:
Los gases en negrilla son combustibles
Nitrógeno 26.052,8
Total gases 36.725
Condición 1 (C1): por debajo de este nivel indica
que el transformador está funcionando satisfactoriamente.
Cualquier gas combustible individual que exceda los niveles
especicados debería provocar una investigación adicional.
Condición 2 (C2): dentro de este rango indica un
nivel de gases combustibles mayor que el normal. Cual-
quier gas combustible individual que exceda los niveles
especicados debería provocar una investigación adicional.
Se deben tomar medidas para establecer una tendencia, puede
haber presencia de fallas.
Condición 3 (C3): dentro de este rango indica un alto
nivel de descomposición. Cualquier gas combustible indivi-
dual que exceda los niveles especicados debería provocar una
investigación adicional. Se deben tomar medidas inmediatas
para establecer una tendencia. Probablemente haya presencia
de fallas.
Condición 4 (C4): que excede este valor indica una des-
composición excesiva. La operación continua podría ocasio-
nar la falla del transformador. Proceda de inmediato y con
precaución
Por esta razón, el mantenimiento debe asegurar la e-
ciencia del transformador de potencia sumergido en
aceite, tomando en cuenta las acciones preventivas y pre-
dictivas, a n de alcanzar el ideal de operación sin fallas
a lo largo de la vida útil.
.
Luego de analizar y realizar las pruebas dieléctricas y fí-
sico-químicas, como lo muestran las guras 5, 6, 7 y 8
se concluye que, de acuerdo a los intervalos de aceptabi-
lidad las condiciones dieléctricas y físico-químicas, son
estables en el transformador de potencia en estudio.
32
Bastidas A., et al.
Esto indica que estas pruebas determinaron que el estado
real del aceite está en condiciones estables, el aceite tie-
ne una mayor rigidez dieléctrica, una minimización de
la oxidación y un menor nivel de corrosión a las partes
metálicas de los transformadores sumergidos en aceite.
Por otro lado, se realizó el análisis de furanos como
se observa en la gura 9, esta prueba se hizo mediante
la Norma -5837-2015, con la cual se obtuvo una
concentración de furanos óptima, al obtener un resultado
estable de furanos es más able que la degradación del ais-
lamiento de celulosa sea sensible a la degradación térmi-
ca y a la oxidación.
La última prueba que se realizó el análisis de croma-
tografía de gases disueltos en aceite, como se verica en
la gura 11, el cual arrojó como resultado la condición
2 de la Norma -3612-2002 (2017), método , la
cual menciona:
(índice de salud) dentro de este rango indica un
nivel de gases combustibles mayor que el normal. Cual-
quier gas combustible individual que exceda los niveles
especicados debería provocar una investigación adicio-
nal. Se deben tomar medidas para establecer una tenden-
cia, puede haber presencia de fallas.
En este sentido, si no se toman correctivos podría pro-
ducir un gran volumen de gases de bajo peso molecular
como metano e hidrógeno y gases de alto peso molecular,
Tabla 10.
Documento estandarizado / Comparativa de la normativa vigente y el diagnóstico en laboratorio
Normativa vigente ecuatoriana de
electricidad --
(concentra-
ción) Datos realizados por los autores
-
Aceptable/Inaceptable
Análisis dieléctrico Norma -1533-12 53,0 Aceptable
Norma A -1816-12
Norma -1298-128 (2017
Norma -971-12
Norma -974-14E2
Norma -1500-12 (2017)
Norma -924-15
Norma -1275-15
-1524-15
Análisis físico químico Normativa de supervisión y mante-
nimiento 60442
Saturación de agua en el aceite 9% Aceptable
Concentración de agua en papel 2,59%
Contenido de agua: 13 ppm
Temperatura promedio del transformador
45°
Temperatura del aceite 40°
Temperatura de la muestra 40°
Análisis de furanos Norma -5837-2015 10,0 Aceptable
Análisis de cromatogra-
fía de gases
-3612-2002 (2017) Método Condición 2 Aceptable
pero en menores proporciones como etano y etileno.
A temperaturas mayores a los 500°C, el porcentaje de
hidrógeno supera a la del metano y el volumen de los
gases de alto peso molecular aumenta considerablemente,
teniendo el etano una mayor proporción que el etileno.
En el aislamiento sólido (celulosa del papel), la degra-
dación ocurre a temperaturas menores que la del aisla-
miento líquido, por lo que es posible encontrar dióxido
de carbono, monóxido de carbono y vapor de agua en el
transformador operando a temperaturas normales, pero
solo si el resultado de la relación CO2 / CO es >7, indica
la presencia de sobrecalentamiento en el aislamiento só-
lido (celulosa del papel).
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de%20laboratorio%20y%20evaluaci%C3%B3n%20
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33
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