Calixto Capdevila

Forum Replies Created

Viewing 10 posts - 1 through 10 (of 10 total)
  • Author
    Posts
  • La medición de voltaje de ruptura en aceite se realiza extrayendo una muestra de aceite del transformador, colocándola en la célula de prueba del equipo BDV, y aplicando un voltaje creciente hasta que ocurre la ruptura. El voltaje en el que se produce la ruptura se registra y se compara con los estándares. Un valor bajo de BDV sugiere que el aceite está contaminado o degradado, lo que podría reducir su efectividad como aislante.

    Entre los proveedores confiables de aceite regenerado para transformadores se encuentran empresas como Nynas, Shell, ExxonMobil y Cargill, reconocidas por la calidad de sus productos y su cumplimiento con normativas internacionales como IEC 60296 y ASTM D3487. Estas compañías ofrecen aceites dieléctricos regenerados que mantienen las propiedades esenciales para el correcto funcionamiento de los transformadores. Es importante verificar las certificaciones y experiencias previas de los proveedores, así como solicitar fichas técnicas y hojas de seguridad para garantizar la calidad y compatibilidad del aceite ofrecido.

    in reply to: ¿Cuál es la permitividad del aceite de transformador? #120909

    La permitividad eléctrica, o constante dieléctrica, del aceite de transformador es una medida de su capacidad para almacenar energía eléctrica en un campo eléctrico. Para los aceites minerales utilizados comúnmente en transformadores, la permitividad relativa suele estar entre 2.2 y 2.3 a temperatura ambiente. Este valor es significativamente mayor que el del aire, lo que mejora la capacidad de aislamiento entre las partes conductoras internas del transformador.

    Una permitividad estable es crucial para el funcionamiento del transformador, ya que afecta la distribución del campo eléctrico y la eficiencia del aislamiento. Cambios significativos en la permitividad pueden indicar la presencia de contaminantes o degradación del aceite, lo que podría requerir análisis y mantenimiento para asegurar el correcto funcionamiento del equipo.

    in reply to: ¿Qué normas para transformador en aceite se deben cumplir? #120901

    Los transformadores en aceite deben cumplir con diversas normas internacionales y nacionales que garantizan su seguridad, calidad y eficiencia. Algunas de las normas más importantes son:

    IEC 60076: Emitida por la Comisión Electrotécnica Internacional, esta serie de normas establece los requisitos generales para el diseño, fabricación, pruebas y funcionamiento de transformadores de potencia.

    IEEE C57: Proporciona estándares para transformadores de potencia y distribución, incluyendo especificaciones de diseño, pruebas y mantenimiento.

    ANSI/IEEE: En Estados Unidos, estas normas especifican los requisitos para transformadores y reguladores de voltaje en sistemas eléctricos.

    Normas nacionales: Dependiendo del país, pueden existir normas específicas, como las normas NOM en México o UNE en España, que deben ser cumplidas.

    Estas normas cubren aspectos como seguridad eléctrica, rendimiento térmico, niveles de aislamiento, pruebas de tipo y rutina, y requisitos ambientales. Cumplir con estas regulaciones es esencial para asegurar la confiabilidad y longevidad de los transformadores en aceite, así como para cumplir con las legislaciones vigentes.

    Un probador de tangente de pérdida dieléctrica para aceite se utiliza para medir la cantidad de energía que el aceite dieléctrico pierde en forma de calor debido a la degradación o contaminación. Este equipo es fundamental para:

    Evaluar la calidad del aceite: Determina si el aceite sigue siendo un buen aislante eléctrico o si ha sido afectado por la presencia de contaminantes como humedad, ácidos o productos de oxidación.

    Detección temprana de problemas: La medición del tangente delta permite identificar signos de envejecimiento o degradación del aceite antes de que provoquen fallas catastróficas en el transformador.

    Mantenimiento predictivo: Los resultados de la prueba ayudan a planificar acciones de mantenimiento, como la filtración o regeneración del aceite, antes de que afecten la eficiencia y la seguridad del transformador.

    Prevención de fallas: Un valor alto de tangente delta indica que el aceite puede no ser capaz de aislar adecuadamente los componentes del transformador, lo que podría llevar a una falla eléctrica.

    Este dispositivo es crucial para garantizar que el aceite aislante mantenga su capacidad de proteger el transformador y evitar costosos tiempos de inactividad.

    El aparato de prueba de tangente delta en aceite se utiliza para medir la cantidad de pérdidas dieléctricas en el aceite aislante. Los pasos para utilizar el equipo son los siguientes:

    Preparación de la muestra de aceite:

    Se extrae una muestra representativa de aceite del transformador, asegurando que esté limpia y sin burbujas de aire o partículas.
    Colocación en la célula de prueba:

    La muestra de aceite se coloca en una célula de prueba que contiene dos electrodos sumergidos en el aceite. Estos electrodos se conectan al aparato de prueba.
    Aplicación de voltaje alterno:

    Se aplica un voltaje alterno a través de los electrodos. Este voltaje genera una corriente en el aceite que se divide en dos componentes: la corriente capacitiva y la corriente resistiva.
    Medición del tangente delta (tan δ):

    El aparato mide el ángulo de desfase entre la corriente capacitiva y la corriente resistiva. El valor de tan δ se calcula a partir de esta relación y se muestra en el dispositivo.
    Interpretación de resultados:

    Un valor bajo de tan δ indica que el aceite tiene buenas propiedades aislantes, mientras que un valor alto sugiere la presencia de contaminantes o degradación, lo que puede requerir mantenimiento inmediato.
    Este procedimiento se utiliza tanto en pruebas de mantenimiento preventivo como en diagnósticos de fallas.

    El análisis de aceite en transformadores eléctricos consiste en una serie de pruebas que evalúan el estado del aceite dieléctrico. Este análisis detecta posibles problemas internos en el transformador y determina si el aceite sigue siendo adecuado para su función aislante y de enfriamiento. El proceso incluye pruebas de:

    Gases disueltos (DGA): Identifica la presencia de gases que pueden indicar problemas como sobrecalentamiento, arcos eléctricos o descargas parciales dentro del transformador.

    Rigidez dieléctrica: Determina si el aceite puede soportar tensiones eléctricas sin romperse.

    Contenido de humedad: Mide la cantidad de agua en el aceite, ya que la humedad puede reducir la capacidad aislante y causar fallas.

    Índice de acidez: Evalúa el grado de oxidación del aceite. Un alto nivel de acidez puede degradar los componentes internos del transformador.

    El análisis proporciona información valiosa sobre la condición del aceite y la salud general del transformador, permitiendo a los operadores tomar medidas preventivas.

    El análisis de aceite en transformadores debe realizarse con cuidado para garantizar resultados precisos. Aquí están los pasos clave:

    Toma de muestras: El proceso comienza con la recolección de una muestra de aceite del transformador. Es esencial seguir un procedimiento de muestreo adecuado para evitar la contaminación de la muestra. La muestra se debe tomar en un recipiente limpio y sellado herméticamente.

    Pruebas de laboratorio: La muestra de aceite se somete a diversas pruebas que pueden incluir:

    Análisis de Gases Disueltos (DGA): Detecta gases formados por la degradación del aceite y el aislamiento del transformador.
    Rigidez dieléctrica: Mide la capacidad del aceite para soportar voltajes sin descomponerse.
    Contenido de humedad: Evalúa la cantidad de agua en el aceite, que puede disminuir sus propiedades aislantes.
    Índice de acidez: Determina el nivel de oxidación del aceite y la posible formación de ácidos.
    Evaluación de resultados: Los resultados se comparan con los estándares establecidos para determinar si el aceite sigue siendo adecuado o si necesita filtración, regeneración o reemplazo.

    Existen varios métodos para el monitoreo del hidrógeno en el aceite de transformador, cada uno con sus ventajas y aplicaciones específicas:

    Análisis de Gases Disueltos (DGA) en Laboratorio:

    Descripción: Se extrae una muestra de aceite y se envía a un laboratorio donde se analiza la concentración de gases disueltos, incluido el hidrógeno, mediante cromatografía de gases.
    Aplicación: Adecuado para monitoreos periódicos y proporciona información detallada sobre múltiples gases.
    Limitación: No ofrece datos en tiempo real y puede haber retrasos entre la toma de muestra y los resultados.
    Sensores en Línea de Hidrógeno:

    Descripción: Dispositivos instalados directamente en el transformador que monitorean continuamente la concentración de hidrógeno en el aceite.
    Aplicación: Proporcionan datos en tiempo real, permitiendo una detección temprana de anomalías.
    Ventaja: Permite el mantenimiento predictivo y reduce el riesgo de fallas inesperadas.
    Sensores de Hidrógeno en el Gas de Cabeza (Headspace):

    Descripción: Miden el hidrógeno presente en el espacio de gas sobre el nivel de aceite en el tanque conservador del transformador.
    Aplicación: Útil en transformadores con sistemas de preservación de aceite que permiten la acumulación de gases.
    Análisis Portátil en Sitio:

    Descripción: Utilización de equipos portátiles para medir la concentración de hidrógeno directamente en el lugar.
    Aplicación: Ideal para inspecciones puntuales o como complemento al monitoreo continuo.
    Métodos Electroquímicos:

    Descripción: Utilizan sensores electroquímicos que reaccionan específicamente al hidrógeno, generando una señal proporcional a su concentración.
    Aplicación: Pueden ser parte de sistemas en línea o dispositivos portátiles.
    Monitoreo de la Presión de los Gases:

    Descripción: Observación indirecta donde un aumento en la presión interna puede indicar la generación de gases, incluido el hidrógeno.
    Aplicación: Menos preciso, utilizado como indicativo preliminar.

    in reply to: ¿Qué implican las pruebas de aceite a transformadores? #120488

    Las pruebas de aceite en transformadores implican la evaluación del estado del aceite para determinar su capacidad de aislamiento y enfriamiento, así como la detección de problemas potenciales dentro del transformador. Estas pruebas incluyen análisis físico-químicos para medir la rigidez dieléctrica, el contenido de humedad, el índice de acidez, y la presencia de partículas o sedimentos.

    Además, las pruebas también se centran en el Análisis de Gases Disueltos (DGA), que es fundamental para detectar fallas internas como sobrecalentamientos, descargas parciales o arcos eléctricos. La presencia de ciertos gases en concentraciones elevadas puede indicar que el transformador está experimentando problemas graves, lo que permite tomar medidas correctivas antes de que ocurra una falla catastrófica.

    En resumen, estas pruebas permiten un mantenimiento preventivo y predictivo, reduciendo los costos de operación, evitando fallas inesperadas y extendiendo la vida útil del transformador.

Viewing 10 posts - 1 through 10 (of 10 total)

Sign up

Sign in

To continue log in with Google.