José Manuel del Abella

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  • La medición de resistencia dieléctrica en aceite de transformador se realiza aplicando un voltaje creciente a una muestra de aceite, generalmente colocada entre dos electrodos ajustables en una célula de prueba. El voltaje se aumenta progresivamente hasta que se produce una descarga a través del aceite, lo que se conoce como ruptura dieléctrica. El voltaje en el que ocurre esta ruptura se mide y se compara con los estándares de la industria. Si el voltaje de ruptura es alto, el aceite mantiene su capacidad aislante; si es bajo, indica contaminación o degradación del aceite.

    La regeneración de aceite de transformador en Sudáfrica se utiliza en diversas industrias clave, incluyendo la generación y distribución de energía, minería, y grandes plantas industriales. Estas instalaciones requieren mantener sus transformadores en óptimas condiciones, ya que son esenciales para el suministro eléctrico continuo. La regeneración de aceite permite a las empresas reducir costos al prolongar la vida útil del aceite dieléctrico, mejorar la eficiencia de los transformadores y minimizar el impacto ambiental al evitar el reemplazo completo del aceite. En Sudáfrica, el proceso es especialmente crítico en regiones remotas o en entornos industriales con altas demandas de energía, donde la fiabilidad del equipo es fundamental para evitar interrupciones operativas.

    El procedimiento para las pruebas de gases residuales en aceite aislante consiste en los siguientes pasos:

    Extracción de la muestra:

    Se toma una muestra de aceite del transformador, garantizando que no se pierdan los gases disueltos ni se contamine la muestra con aire.
    Preparación de la muestra:

    La muestra se coloca en un dispositivo especializado que aplica vacío, agitación o calor para liberar los gases disueltos en el aceite.
    Extracción de gases:

    Los gases se extraen del aceite y se envían a un sistema de análisis que puede ser un cromatógrafo de gases o un sensor especializado para medir la concentración de gases específicos.
    Análisis de los gases:

    Se identifican y cuantifican los gases presentes, como hidrógeno, metano, etileno, acetileno y monóxido de carbono, midiendo sus concentraciones en partes por millón (ppm).
    Interpretación de resultados:

    Los resultados se interpretan según la norma aplicable (como la IEC 60599) para determinar si el transformador está en condiciones óptimas o si requiere mantenimiento. Gases como el acetileno pueden indicar arcos eléctricos, mientras que altos niveles de hidrógeno pueden sugerir sobrecalentamiento o descargas parciales.
    Este procedimiento es clave para realizar un diagnóstico temprano de posibles fallas en el transformador.

    Temperatura máxima de aceite de transformador permitida: La temperatura máxima permitida del aceite en un transformador, específicamente para aceites minerales dieléctricos, suele estar en el rango de 90°C a 105°C durante operación continua. En ciertas condiciones extremas o de sobrecarga, puede llegar hasta 110°C sin daños permanentes, pero cualquier temperatura sostenida por encima de este rango puede acelerar la degradación del aceite y del aislamiento, comprometiendo la vida útil del transformador.

    Un probador de ángulo de pérdida dieléctrica en aceite mide el tangente delta o factor de disipación, que es un indicador de las pérdidas dieléctricas en el aceite aislante. Específicamente, mide:

    Corriente capacitiva: Es la corriente ideal que fluye en un dieléctrico puro, como un buen aislante.
    Corriente resistiva: Es la corriente de pérdida debida a la presencia de contaminantes como agua, ácidos, productos de oxidación o partículas.
    Ángulo de desfase: La diferencia de fase entre la corriente resistiva y la capacitiva. Un mayor desfase indica mayores pérdidas.
    El valor del tangente delta refleja la cantidad de energía disipada en forma de calor dentro del aceite. Un valor alto sugiere que el aceite está degradado o contaminado, lo que afecta su capacidad aislante y puede provocar fallas en el transformador. Este tipo de prueba es esencial para evaluar el estado del aceite y realizar mantenimiento preventivo.

    La detección temprana de fallas en transformadores es crucial para la seguridad porque permite identificar problemas antes de que provoquen daños graves, interrupciones en el suministro eléctrico o accidentes. Al monitorizar parámetros clave como el contenido de gases disueltos, humedad y temperatura, se pueden detectar anomalías asociadas con fallas internas, como:

    Descargas parciales: Que pueden evolucionar en fallas eléctricas catastróficas.
    Sobrecalentamiento: Que puede causar la degradación de los materiales aislantes y generar incendios.
    Humedad: Que reduce las propiedades dieléctricas del aceite, aumentando el riesgo de cortocircuitos.
    La detección temprana permite realizar mantenimiento predictivo, evitando fallas inesperadas, mejorando la confiabilidad del transformador y protegiendo tanto el equipo como al personal.

    La función principal del aceite en un transformador eléctrico es actuar como aislante eléctrico y medio de enfriamiento. Como aislante, el aceite rodea las partes conductoras internas del transformador, evitando arcos y descargas eléctricas que podrían dañar el equipo. Esto asegura que la electricidad fluya de manera controlada y segura dentro del transformador.

    Además, el aceite absorbe el calor generado durante la operación del transformador. A través de la convección, el aceite transfiere el calor hacia sistemas de enfriamiento externos, como radiadores, donde se disipa el calor. Esto ayuda a mantener la temperatura del transformador dentro de los límites operativos seguros, prolongando su vida útil y evitando sobrecalentamientos que podrían provocar fallas.

    En algunos casos, el aceite también actúa como medio de diagnóstico. Mediante el análisis de muestras de aceite, se pueden detectar gases y contaminantes que indican fallas incipientes en el transformador, permitiendo un mantenimiento preventivo.

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