ensayos de recepción y mantenimiento

ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO
1. ENSAYOS DE RUTINA.
1.1 Ensayos del conmutador.
El conmutador, una vez montado en el transformador se prueba ejecutando 20 (veinte)
maniobras completas de conmutación sobre todo el campo de regulación, no debiéndose
encontrar traza alguna de pérdida de aceite por el retén y/o junta.
1.2 Medición de resistencia.
Se realiza sobre todos los arrollamientos y en todos los taps, deben calcularse los valores
obtenidos a la temperatura de 75ºC, según Norma IRAM 2018.
Para ello se cuenta con puentes de medición de resistencias tipo Kelvin,
Wheatstone y Thompson clase 0,5. La fórmula de corrección de la resistencia por
temperatura es:
𝑅𝑠 = 𝑅𝑚
274,5 + 𝑇𝑠
274,5 + 𝑇𝑚
1.3 Medición de relación.
La relación de transformación
se mide en todos los taps y
derivaciones.
La misma se
efectúa
con
relacionómetro
clase 0,1 basado en el principio
del divisor patrón. La frecuencia
de ensayo es en todos los
casos la nominal.La verificación de polaridad y grupo de conexión se realiza puenteando una fase
del arrollamiento primario con una fase del arrollamiento secundario, alimentando por el
arrollamiento de alta tensión con tensión reducida, y verificando todas las relaciones de
tensión,
entre
las
distintas
fases,
correspondientes
al
grupo considerado,
comparadas con las indicadas en la norma IRAM 2104.
1.4 Ensayo de vacío.
Se realiza para la determinación de las pérdidas de vacío y corriente de excitación, en un
todo de acuerdo a la Norma IRAM 2106.
El ensayo de vacío se realiza aplicando a los terminales de un arrollamiento, su tensión
y frecuencia nominales, estando los demás arrollamientos a circuito abierto. Los
arrollamientos previstos para funcionar en triángulo deben encontrarse en esa conexión
durante el ensayo.El circuito de medición se ejemplifica en la Figura 1, disponiéndose como se indica, los
voltímetros y bobinas voltimétricas de los vatímetros conectados del lado de la carga, con
respecto a los circuitos de corriente.
1.5 Ensayo de cortocircuito.
Se realiza para la determinación de
pérdidas
homónimas
y la tensión
cortocircuito
a
corriente
nominal.
valores
obtenidos
se
refieren
a
temperatura de 75ºC, en un todo de acuerdo
las
de
Los
la
a la
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ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO
norma IRAM 2106.
El ensayo de cortocircuito se
realiza poniendo en corto un
arrollamiento y aplicando al otro la
tensión necesaria para que por el
mismo circule la corriente nominal.
La conexión para la puesta en
cortocircuito se realiza lo más corta
posible y con una sección no menor a
la de los terminales.
El circuito de medición se ejemplifica
en la Figura 2, disponiéndose como
se indica, los voltímetros y bobinas
voltimétricas
de los
vatímetros
conectados del lado de la carga, con
respecto a los circuitos de corriente.
1.6 Medición de resistencia de aislación.
Se realiza con megóhmetro y a una tensión entre 2500 y 5000 V. Se determina la resistencia
de aislación entre los arrollamientos de alta y baja tensión, entre alta y masa y entre
baja y masa, no debiendo ser en ningún caso inferior a 800 M.
1.7 Ensayo dieléctrico.
1.7.1 Ensayo con tensión aplicada.
La ejecución de este ensayo requiere una fuente de corriente alterna de frecuencia
adecuada de por lo menos el 80% del valor nominal y prácticamente sinusoidal.
Para la protección de los arrollamientos se dispone de un explosor a esferas en un todo de
acuerdo a la norma IRAM 2038.
Para la realización de este ensayo, se conectan entre sí los terminales y las
eventuales tomas del arrollamiento en ensayo, conectando el conjunto al terminal vivo de
la fuente de ensayo, conectándose el núcleo, la cuba y los demás arrollamientos
entre sí, a tierra y al terminal de tierra de la fuente de ensayo.
1.7.2. Ensayo con tensión inducida.
Para el ensayo con tensión inducida, de frecuencia industrial, se dispone de una fuente
de corriente alterna polifásica y de
frecuencia igual al doble de la de línea.
La tensión que entrega es muy próxima a
la senoidal pura y puede ser regulada
entre el 25 y 100% del valor de ensayo.
Para la medición de la frecuencia de la
fuente se dispone de un frecuencímetro
clase 0,5.
El esquema circuital para la realización del
ensayo se muestra en la Figura 3.Figura 3: Disposición circuital ensayo con tensión inducida.
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2. ENSAYOS DE TIPO.
2.1 Ensayo de calentamiento.
El ensayo de calentamiento consiste en la verificación de las elevaciones de
temperatura que alcanzan sobre la temperatura ambiente los arrollamientos de un
transformador y el líquido aislante.El ensayo se realiza utilizando la toma a la que corresponda la corriente que ocasiona
las máximas pérdidas totales, siendo las demás condiciones las de régimen.
El ensayo se realiza sobre el transformador del lote que presenta las mayores pérdidas
y, en función de las pérdidas medidas, se determina para cada máquina si cumple el
requisito de calentamiento. La Figura 2 muestra la disposición circuital para la realización
de este ensayo.
El método de carga empleado es el de cortocircuito. Para determinar el calentamiento del
líquido aislante se pone en cortocircuito uno de los arrollamientos del transformador y se
alimenta el otro arrollamiento con una tensión tal, que las pérdidas disipadas en los
arrollamientos en ensayo sean iguales a la suma de las pérdidas de vacío y las
debidas a la carga (con una tolerancia en más o en menos del 20%) referidas a 75ºC.
Alcanzado el equilibrio térmico se determina el calentamiento del líquido aislante en su parte
superior y su calentamiento medio en un todo de acuerdo a la Norma IRAM 2018.
Determinado el calentamiento del líquido aislante, se reduce la tensión de
alimentación a un valor que permita obtener las corrientes de régimen en los
arrollamientos (con una tolerancia en más o en menos del 10%), hasta la
estabilización de temperaturas. Se determina entonces la temperatura de los
arrollamientos por el método de medición de resistencias y la temperatura media del
líquido aislante en ese instante. El calentamiento de los arrollamientos sobre la temperatura
ambiente se determina en un todo de acuerdo a la Norma IRAM 2018.
2.2 Ensayos con tensiones de impulso.
El objetivo es simular descargas atmosféricas
sobre bornes del transformador y ver cómo se
comporta éste ante estas condiciones.
Normas a consultar:
IRAM 2038
IRAM 2280
IRAM 2211
IRAM 2453
Se procede a verificar con el diseño los niveles de
tensión, de acuerdo a éstos la norma IRAM
declara valores para realizar los ensayos. El
ensayo se realiza pierna por pierna efectuando 4
disparos sobre cada una (uno a tensión reducida y
otros tres a tensión nominal BIL), luego de obtener
los oscilogramas se procede a compararlos entre
sí a través de un retroproyector, la diferencia de los mismos indicaría un cambio de geometría
en los devanados, o, si en el espectro aparece una brusca caída de tensión producida por
una rotura de la aislación de la bobina a tierra. Los bornes no ensayados de la misma tensión
se referencian a tierra a través de un shunt, por el cual tomo una señal para ver la onda de
corriente. A través de un divisor capacitivo ubicado entre el espécimen a ensayar y el
generador de tensión de impulso se toma una señal que se traducirá en la señal de respuesta
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de tensión.
El ensayo será satisfactorio cuando las formas de onda (1,2/50 <frente/cola>) sean idénticas
en los cuatro disparos.
Cabe destacar que debido a
las grandes tensiones que se
manejan (hasta 1000kV) se
procede a calibrar a través
de un espincterómetro
2.3 Ensayo de nivel de
ruido.
Para la realización de este
ensayo se alimenta al
transformador con tensión y
frecuencias nominales en
vacío,
ubicándose
el
transformador en un lugar
donde no existen superficies
acústicas reflectoras (con excepción del piso y del techo).
2.4 Ensayo de hermeticidad.
Con el aceite del transformador a 90ºC, se somete al transformador a una
sobrepresión de 0.50 kgf/cm2 durante 3 hs. verificándose a simple vista que no existan
deformaciones permanentes y/o pérdidas de aceite.
2.5 Ensayo a baja presión.
Estando el transformador sin aceite, se lo somete a una presión interna de 0,7 kgf/cm2
(depresión de 0,3 kgf/cm2) durante 15 min., verificándose a simple vista que no existan
deformaciones permanentes.
2.6 Ensayo del aceite aislante.
2.6.1 Diagnóstico a partir de la interpretación de gases disueltos.
2.6.1.1 Introducción.
La detección de ciertos gases generados y disueltos en el aceite de un transformador
es la primera evidencia disponible sobre un problema incipiente que puede conducir en el
futuro a una eventual falla y salida de servicio del transformador de no tomarse ciertas
acciones correctivas. Arcos internos, falsos contactos, corona en aceite, descargas de baja
energía, sobrecargas severas, fallas en los equipos de refrigeración forzada y
sobrecalentamiento del sistema de aislación son algunos de los mecanismos que pueden
originar estos gases.
Estas condiciones pueden ocurrir individual o simultáneamente, produciendo en todos
los casos la formación de algunos gases no combustibles y combustibles. El Relé Buchholz
es una de las formas de alarma de la presencia de gases en un transformador, pero
su capacidad de detección es poco sensible y no permite anticipar fallas de baja energía.
Una operación normal también produce la formación de ciertos gases. Es posible que
un transformador opere dentro de su período de vida útil con cantidades importantes de
ciertos gases, aún siendo estos combustibles. De hecho la operación de un transformador
con grandes cantidades de gases presentes en el aceite no es normal pero ocurre,
generalmente después de cierto grado de investigación y evaluación de los posibles riesgos.
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Es decir, evaluados todos los riesgos, se deja el transformador en servicio planificando
una salida programada para la corrección de las anormalidades existentes y que son la causa
generadora de gases.
En un transformador en operación, los gases generados se encuentran disueltos en el
aceite, o como burbujas en las trampas de aire que pueda presentar un mal diseño de la cuba
y principalmente la tapa del mismo, o en los sistemas de colección de gases que posea. La
detección de una condición anormal de funcionamiento depende, además de la evaluación de
la cantidad de gases combustibles disueltos presente, de la velocidad de crecimiento en el
tiempo de los mismos.
Es posible determinar con cierto grado de certeza qué tipo de condición anormal es la
generadora de estos gases a través de diversas técnicas desarrolladas a partir del
conocimiento de la composición de gases disueltos presentes en el aceite.
De todos modos conviene aclarar que el análisis de estos gases y la interpretación de
su significado aún no es una ciencia exacta ya que la presencia de los mismos, aún como
dijimos en un funcionamiento normal, son dependientes de variables propias del equipo bajo
control (transformador) tales como ubicación y temperatura de la falla, solubilidad y grado de
saturación de los gases en el aceite, el tipo de sistema de preservación de aceite, el tipo de
conmutador bajo carga, el tipo y velocidad de circulación del aceite como refrigerante, la clase
de materiales en contacto con la falla y finalmente variables asociadas con la toma de
muestras y procedimientos de medición de los gases. Además debido a la variabilidad de
límites de porcentajes de gases aceptados por los distintos Fabricantes y Usuarios de
transformadores como normales, no ha sido posible hasta el presente normalizar esta
condición límite.
En lo que sigue se describirán algunos métodos de análisis con el objeto de proveer
una guía de análisis al operador, quién junto a su propia experiencia podrá inclinarse por uno
u otro método, usar unos como complemento de otros y en todos los casos proveerse de
cierta información importante relacionada al estado actual del transformador, nunca
perdiendo de vista que las conclusiones a las que arribe no serán matemáticas, sino
resultado de una recolección de resultados prácticos apoyados por hechos teóricos ciertos.2.6.1.2 Teoría General.
Las dos causas principales en la formación de gases dentro de un transformador en
operación son las alteraciones térmicas y eléctricas. Las pérdidas Joule en los bobinados y
conductores debidos a la carga producen gases debido a la descomposición térmica del
aceite y de la aislación sólida. También, como dijimos anteriormente, se producen gases
por la descomposición térmica del aceite y la aislación cuando se producen arcos de alta
energía y generalmente por bombardeo iónico (descargas de muy baja energía y sin calor
asociado) debido a descargas parciales o corona en el aceite. Otras fuentes generadoras de
gases son los falsos contactos, mala puesta a tierra del núcleo, tensores pasantes en el
núcleo mal aislados, etc.
2.6.1.3 Toma de muestras.
Para asegurar que las muestras sean representativas del aceite que se quiere analizar, la
realización del muestreo deberá seguir una estricta rutina. En caso contrario, los resultados
del análisis pueden conducir a conclusiones falsas sobre el estado del mismo.Una muestra para la realización de un ensayo cromatográfico consiste simplemente en
una jeringa de 50 cm3. Siempre es recomendable tomar al menos dos muestras. La jeringa
deberá ser de vidrio con vástago esmerilado y tapón cónico también de vidrio esmerilado.
Para la toma de muestras deberán observarse los siguientes puntos:
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●
Las jeringas y tapones deberán estar limpios, libres de suciedad y esterilizados. En el
caso de que se usen jeringas con las que ya se han extraído otras muestras será necesario
enjuagarlas con nafta sin contenido de plomo, dejarlas 1 hora para que se volatilicen los
restos del solvente en un lugar limpio y con ambiente controlado y luego someterlas a un
proceso de esterilizado en autoclave a 100ºC durante 1 hora. Se retirarán y se dejarán enfriar
por espacio de 10 minutos también en un ambiente controlado, se le colocará el vástago y el
tapón y se guardarán en un lugar oscuro o caja adecuada.● La muestra deberá tomarse en lo posible sobre un aceite “vivo”, es decir que esté en
circulación para que la muestra sea representativa del todo. Esto es solo posible si el
transformador está en servicio.● Utilizar para la extracción la válvula toma de muestras. Sacar el tapón (si lo tuviera),
limpiar perfectamente los restos que pueden quedar en la rosca de la válvula debido
a los elementos de sellado que pudo haber utilizado el fabricante. Abrir la válvula
parcialmente y drenar una cantidad equivalente a unos dos litros (dentro de un recipiente
contenedor) y luego enjuagar la jeringa, vástago y tapón con el aceite del transformador al
menos unas dos veces. Cerrar la válvula y colocar un tubo de goma con manguera para la
toma de muestra, de diámetro acorde al pico de la jeringa.
● Volver a abrir la válvula parcialmente y dejar drenar nuevamente un litro de aceite. Sin
cerrar la válvula, insertar el pico de la jeringa en el extremo libre de la manguera y dejar que
ésta se llene por gravedad (NO accionar el vástago). Llenar 60 cm3 aproximadamente y retirar
la jeringa (NO cerrar la válvula si se va a tomar otra muestra). Colocar la jeringa en posición
vertical con el pico hacia arriba y drenar los 10 cm3 excedentes. Colocar
inmediatamente el tapón esmerilado asegurándose que quede perfectamente sellada la
jeringa, rotular la muestra y guardarla en lugar oscuro o en caja apropiada (el aceite mineral
es muy sensible a la luz ultravioleta y la exposición a la luz puede deteriorarlo).
● Bajo ninguna causa debe quedar aire atrapado en la muestra. En el transporte a
laboratorio, cualquier cambio de temperatura que afecte la muestra y que produce una
dilatación de la misma será acompañado por movimientos del émbolo de la jeringa, por lo
tanto este no debe ser bloqueado.Un procedimiento más sofisticado con equipos especiales de muestreo pueden
encontrarse en las normas IEC 567.2.6.1.4 Gases originados por fallas.
Los casos típicos y más frecuentes son los siguientes:
♦
Descomposición térmica del aceite.
Los subproductos de descomposición térmica del aceite involucran al etileno (C2H4)
como gas principal acompañado por metano (CH4) y etano (C2H6) en menor proporción e
hidrógeno (H2) en muy pequeñas cantidades. Trazas de acetileno pueden también
encontrarse si la falla es severa o involucra contactos eléctricos. Una relación de
proporciones en que aparecen los gases es la siguiente:
♦ Descomposición térmica de la
celulosa.
Grandes
cantidades
de
monóxido de carbono (CO) son el
resultado
de
una descomposición
térmica de la celulosa. Si la falla involucra
estructuras aislantes impregnadas, pueden
Gas
Proporción (%)
Gas
Proporción (%)
CO2
0
C2H6
19
CO
0
C2H4
63
H2
2
C2H2
0
CH4
16
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aparecer pequeñas trazas de hidrocarburos tales como metano
(CH4) y etileno (C2H4).
Una relación de proporciones en que aparecen los gases es la del
cuadro siguiente:
♦
Corona en aceite.
Las descargas de baja energía como las descargas
parciales
o
corona
en
aceite producen principalmente
hidrógeno (H2) como gas principal y metano (CH4) con pequeñas
cantidades de etano (C2H6) y etileno (C2H4). Una relación de
proporciones en que aparecen los gases es la siguiente:
Gas Proporción (%)
CO2
0
CO
0
H2
85
CH4
13
C2H6
1
Gas
Proporción (%)
CO2
8
CO
92
H2
0
CH4
0
C2H6
0
C2H4
0
C2H2
0
Cantidades comparables de monóxido y dióxido de carbono
(CO ; CO2) pueden aparecer si la falla involucra también aislación
sólida.
♦
Arcos en aceite.
Grandes cantidades de hidrógeno (H2) y acetileno (C2H2)
son producidos en este tipo de descargas. Pequeñas cantidades de
metano (CH4), etano (C2H6) y etileno (C2H4) acompañan a los
C2H4
1
gases principales. Una relación de
Gas Proporción (%)
proporciones en que aparecen los gases es
C2H2
0
la del cuadro siguiente:
CO2
0
Cantidades comparables de monóxido y dióxido de carbono (CO
CO
0
– CO2) pueden aparecer si la falla involucra también aislación sólida.
H2
60
2.6.1.5 Criterios de Evaluación – Diagnóstico de Fallas.
CH4
5
Como dijimos anteriormente, en los transformadores en buen
C2H6
2
estado, también tienen lugar los procesos de envejecimiento, por lo
que se considera normal que existan gases disueltos en el aceite
C2H4
3
aislante. Si bien este envejecimiento depende de las condiciones de
operación y de la antigüedad del transformador, se consideran
C2H2
30
en buen estado aquellos equipos con tensión nominal ≤ 150kV y que
luego de 2 a 4 años no han sobrepasado los límites de concentración de
Gas
Ppm
gases que se indican en la tabla siguiente:
CO2
6000
Cuando estos valores son superados, el diagnóstico de la falla puede
CO
500
hacerse siguiendo alguno de los métodos que se mencionan a
continuación y que son la experiencia acumulada por distintos centros de
H2
200
investigación.
CH4
100
En la tabla siguiente se da un método de diagnóstico con criterio
cualitativo. Según este método la presencia de un determinado grupo C2H6
100
de gases disueltos en el aceite permite identificar el tipo de falla
150
existente. Si bien no se tienen en cuenta las concentraciones relativas de C2H4
cada gas, se supone que para hacer un diagnóstico válido, las C2H2
15
concentraciones superan los límites de la tabla precedente.
H2
X
X
X
CH4
X
X
X
C2H6
X
C2H4
X
C2H2
X
X
X
CO
CO2
DIAGNOSTICO
Arcos de duración limitada a través del aceite
X
X
Arcos de duración limitada a través del papel impregnado
Fuertes descargas parciales en el aceite
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X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Fuertes descargas parciales en el papel
X
X
X
X
Punto Caliente  500ºC si predomina CH4 y  500ºC si
predomina C2H4 .
Sobrecalentamiento superior a 130ºC con descomposición de
celulosa
Envejecimiento normal
X
Descargas parciales débiles en el aceite.
X
X
X
Descargas parciales débiles a través del papel.
El problema de este sistema radica en la dificultad de comparar resultados de análisis
realizados a diversos tiempos sobre un mismo equipo y al hecho de que siempre puede existir
más de un tipo de falla.El uso en forma cuantitativa elimina en parte estas limitaciones. Generalmente se usan
relaciones entre las concentraciones de dos o más gases presentes. La proporción de cada
gas depende del tipo de falla. En la tabla siguiente se ilustra uno de estos métodos utilizados
en el Reino Unido. En este análisis, si la relación de gases indicadas es mayor o igual a 1 se
indica con 1, y si es menor con 0. El método no es siempre decisivo, ya que si bien los
cocientes mayores o menores que la unidad se toman como comportamiento normal o
anormal, existe un entorno cercano a la unidad donde la decisión sobre el tipo de
comportamiento solo puede hacerse estudiando la variación del cociente con respecto
a análisis anteriores. Para evitar indefiniciones, lo que se hace es repetir el análisis sobre una
muestra a intervalos regulares hasta obtener alguna conclusión. El lapso entre muestras varía
según la gravedad que se presume tiene la falla o la importancia del transformador, pudiendo
variar entre 1 día a meses.
CH4
H2
0
C2H2
CH4
0
C2H4
C2H6
0
C2H2
C2H4
0
1
1
0
0
1
0
0
0
0
1
1
0
0
0
1
0
0
0
0
1
1
0
0
1
0
0
0
0
0
1
1
1
DIAGNÓSTICO
Si la 1ª. Columna da  0,1 se presume descargas parciales. Si es
mayor, el deterioro es normal.
Sobrecalentamiento localizado de hasta 150ºC.
Sobrecalentamiento localizado entre 150 y 200ºC.
Sobrecalentamiento localizado entre 200 y 300ºC.
Sobrecalentamiento generalizado.
Corrientes de Foucault y/o sobrecalentamiento en conexiones.
Descargas internas no persistentes. Descargas parciales
Descargas en cambiador de tomas
Arcos o descargas persistentes
Simultáneamente pueden operar dos o más tipos de fallas. Por ejemplo, una relación
1011 = 1000 + 0011 indicaría descargas continuas y sobrecalentamiento.
Finalmente, similar al caso anterior es el análisis a través de los cocientes de Rogers
que se muestra en la tabla siguiente:
CH4
H2
0,1  1,0
0,1  1,0
 0,1
0,1  1,0
 1,0
 1,0
C2H4
C2H6
 1,0
 1,0
 3,0
1,0  3,0
1,0  3,0
 3,0
C2H2
C2H4
 0,1
 0,1
0,1  3,0
 0,1
 0,1
 0,1
DIAGNÓSTICO
Funcionamiento normal.
Arcos de baja energía. Descargas Parciales.
Arcos y descargas de gran energía.
Sobrecalentamiento térmico de hasta 150ºC.
Sobrecalentamiento térmico de hasta 700ºC.
Sobrecalentamiento térmico mayor a 700ºC.
Los criterios generales de utilización de estas relaciones son las siguientes:
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ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO
● No es posible utilizar un solo cociente para hacer un diagnóstico a menos que la
concentración de uno o más de los componentes sea el doble del valor límite normal.
● En los cocientes característicos no se incluyen las concentraciones de CO y CO2 porque se
considera que en el caso de fallas incipientes no es posible asegurar que se halle
comprometida las aislación sólida.A los efectos de realizar un diagnóstico de fallas, como dijimos anteriormente no solo
deben tenerse en cuenta los valores de concentración de los distintos gases, sino también las
características de los equipos.
Muchos transformadores de cierta antigüedad están provistos de conmutadores de
tomas bajo carga, cuya cámara de contactos no está perfectamente aislada de la cuba, por
lo que cierta cantidad de gases generados por las conmutaciones se pueden difundir en el
aceite del transformador. En estos casos, la presencia de acetileno disuelto en el aceite
no significa necesariamente la existencia de falla eléctrica en el transformador.Resulta aconsejable que todos los transformadores nuevos sean controlados en
fábrica antes y después de los ensayos eléctricos.
Finalmente, la frecuencia de este tipo de ensayos varía según las distintas empresas.
Resulta aconsejable realizar un ensayo inmediatamente después de recibir el
transformador, un ensayo antes de su puesta en servicio si ha pasado mucho tiempo desde
su recepción en depósitos, a los 15, 30, 90 y 180 días de su puesta en marcha y luego
anualmente. Si en alguno de los ensayos llegan a aparecer anomalías, según la gravedad
que éstas revistan, los ensayos
deberán
realizarse
con mayor frecuencia,
como
mencionamos anteriormente, diarias, semanales o mensuales hasta llegar a un diagnóstico
preciso.
2.6.1.6 RELÉ BUCHHOLZ
Resumiendo, las irregularidades en el funcionamiento de los transformadores dan origen a
calentamientos locales en los arrollamientos y en consecuencia a la producción de gases de
aceite, cuya cantidad y rapidez en su desarrollo crecen sensiblemente a medida que se
extiende la avería.
En el efecto de la producción de estos gases está fundamentado el Relé Buchholz, que ha
resultado de excelente aplicación en las explotaciones eléctricas por su sencillez y seguridad
de funcionamiento.
Los accidentes producidos en los transformadores dan lugar siempre a la producción de
gases o vapores. Se indica a continuación diferentes casos que suelen presentarse en la
práctica de aquellos.
a) En casos de ruptura de una conexión se produce un arco que se alarga rápidamente por la
fusión de los conductores y que, ensebándose seguidamente con otra parte del bobinado
dará lugar a un cortocircuito con todas las consecuencias perjudiciales. Este arco volatiliza el
aceite, y defectos de este género se señalan por los humos de aceite que se escapan de la
cuba.b) Cuando existe una falta de aislamiento con la masa, se produce un arco entre este punto del
bobinado y la cuba u otra parte del cuerpo del transformador, el cual volatiliza el aceite y fluye
88 de 99
ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO
a este lugar del bobinaje, provocando serias quemaduras. Ésta perforación a la masa es a
menudo causada por las sobre tensiones.c) En caso de cortocircuito o sobrecarga brusca, se producirá un aumento fuerte de temperatura
y principalmente en las capas interiores del arrollamiento. El aceite contenido en las bobinas
se volatiliza y descompone rápidamente; los gases resultantes son lanzados bruscamente
como por una explosión al interior de los arrollamientos en forma de pequeñas burbujas.d) A causa de la modificación de las propiedades químicas del aceite que reducen su rigidez
electroestática, es posible que ciertas partes del arrollamiento estén sometidas a sobre
tensiones muy elevadas, y ello da origen a descargas cuya repetición puede dañar
seriamente al transformador. Estas descargas descomponen al aceite y provocan la
formación de gas. También los efluvios que se forman producen un resultado análogo.e) Si las juntas entre los núcleos y las culatas no están bien establecidas, o si el aislamiento de
los bulones que comprimen los paquetes de planchas es defectuoso, pueden producirse
corrientes de Foucault intensas. Este accidente provoca igualmente un aumento local de
temperatura, vaporizando el aceite con producción de gases.
Se ve que en todos los casos señalados hay formación de gases, y estos son
utilizados para accionar el relé Buchholz, que debe intercalarse en el tubo que une la cuba del
transformador al conservador de aceite.
La siguiente Figura muestra un Relé Buchholz. La caja a, que está normalmente llena
de aceite, contiene a los flotadores B1 y B2 móviles alrededor de sus ejes.
Cuando por causa de un defecto poco importante se producen pequeñas burbujas de
gas, éstas se elevan en la cuba hacia el tanque conservador de aceite y son captadas por el
aparato y almacenadas en la caja, cuyo nivel de aceite baja progresivamente. El flotador
superior B1 se inclina y cuando la cantidad de gas es suficiente cierra los contactos que
alimentan los circuitos de alarma asociados a B1.
Si continúa el desprendimiento de gas, el nivel del aceite en la caja baja más, de forma
que los gases pueden alcanzar el conservador de aceite.
Una mirilla que contiene la caja permite observar la cantidad y el color de los gases
captados. De la primera se obtiene la indicación de la importancia del defecto. Del color de los
gases se deduce el lugar de la producción del defecto, así: los gases blancos provienen de la
destrucción del papel, los gases amarillos se producen por el deterioro de las piezas de
madera, y los humos negros o grises son provocados por la descomposición del aceite.
El flotador inferior B2 conserva su posición de reposo si el desprendimiento de gas es
lento. Si el defecto se acentúa, el desprendimiento se hace violento y se producen gruesas
burbujas, de modo que el aceite es enviado bruscamente por choque a través del tubo y hacia
el conservador de aceite. Esta corriente rodea el flotador B 2, arrastrándolo, y ello provoca el
cierre de sus contactos que accionan el mecanismo de desconexión de los interruptores de
AT y BT poniendo al transformador fuera de servicio.
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ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO
h
i
a
B1
B2
El mismo resultado se obtiene en caso de sobrecarga peligrosa para el transformador. Las
numerosas pequeñas burbujas expulsadas de todo el bobinaje a causa del calentamiento de
los bobinados, actúan como si se tratara de gruesas burbujas a modo de choque, que lanza
bruscamente el aceite y arrastra el flotador B2. Esta acción es tan rápida que la desconexión
se produce antes de que el transformador pueda ser averiado por la sobrecarga.
Hay que observar que la aparición de las pequeñas burbujas gaseosas no se manifiesta más
que cuando la temperatura de los bobinados se eleva de tal modo que el aceite se volatiliza
en su interior; dicha temperatura no puede ser inferior a 150°C, a la cual la volatilización se
produce. Ahora bien, ésta temperatura puede ser soportada pasajeramente por los bobinados
sin inconveniente alguno, y a partir de ella el Relé Buchholz pondrá el transformador fuera de
servicio.
Los contactos son así mismo accionados cuando el nivel del aceite desciende por debajo de
un límite determinado, bien por defecto de control o por causa de una fisura en la cuba. El
aire que se encontrase en el transformador será igualmente captado por el Relé y la señal de
alarma funcionará.
Sobre la tapa del instrumento van fijados los bornes de contactos que cuando se trata de
instalaciones a la intemperie se protegen por medio de apropiada cubierta. Un grifo h permite
la salida de los gases acumulados en la caja, a los cuales se inflama para apreciar si se trata
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ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO
de gases de aceite o de aire que hubiese penetrado en el transformador. Otro grifo de ensayo
i permite comprobar, haciendo funcionar el aparato por medio de una bomba auxiliar, que los
contactos, flotadores, conexiones, etc., se hallan en buen estado. Este ensayo debe
realizarse terminado su montaje o durante el servicio después de cada vez que haya
funcionado el dispositivo.
2.7 Rigidez Dieléctrica del aceite.
La rigidez dieléctrica es una medida importante de los esfuerzos eléctricos que un
aceite aislante puede soportar sin fallar. El valor de la tensión de ruptura depende del
contenido de agua y partículas que pueda contener el aceite. Es especialmente
importante controlarla siempre antes de poner un transformador en servicio. Además, luego
de la puesta en servicio se deberá controlar al menos 1 vez por año.
Usualmente se mide aplicando tensión creciente, con velocidad de crecimiento
controlada, entre un par de electrodos sumergidos en la muestra. Existen varias normas para
realizar este ensayo, las cuales contemplan distintas formas de electrodos y separación de
los mismos, velocidad de crecimiento de la tensión aplicada, cantidad de pruebas a efectuar
sobre cada muestra, uso o no de agitadores para remoción del carbón después de cada
descarga entre electrodos y criterios de aceptación.
En Argentina usamos generalmente la Norma IRAM 2341 (Similar a la IEC 156), la cual
prescribe electrodos semiesféricos con una separación de 2,5 mm y velocidad de crecimiento
de la tensión de 2 kV/s, contemplando además el uso de un agitador luego de cada disparo y
que permite remover el carbón que pudo haber quedado entre los electrodos.
Para proceder al ensayo se coloca la muestra en el recipiente contenedor del Equipo
de Rigidez Dieléctrica y se lo deja reposar 10 minutos. Si el equipo no es automático,
se efectuarán 6 determinaciones con medición del valor de tensión para el cual se produce el
arco entre electrodos. Entre medición y medición es necesario dejar transcurrir 2 minutos y
proceder durante éste a la remoción del aceite ubicado entre los electrodos con el agitador
del equipo de medición.
El valor de rigidez dieléctrica de la muestra se toma como el promedio de las últimas 5
determinaciones (se descarta la primera).
Características del aceite mineral para transformadores:
Densidad a 20 °C
0,9
Viscosidad a 50°C
2,5° Engler
Calor específico por unidad de volumen
0,45
Constante dieléctrica a 20 °C y 50 Hz
2,2
Coeficiente de dilatación para un t = 100 °C
7%
Inconvenientes:
-Es inflamable.
-Presenta tendencia a la oxidación, lo cual reduce sus cualidades dieléctricas ya que provoca
aumento de acidez y viscosidad con formación de lodo.
-Requiere tratamientos frecuentes.
-Reacciona con el Hierro y el Cobre, los cuales actúan como catalizadores produciendo
depósitos de barro.
-El coeficiente de dilatación es elevado, por lo cual necesita de un tanque de expansión.
Algunos datos:
Potencia en kVA
20
40
63
100
200
500
1000
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ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO
Capacidad de aceite en lts.
88,2
137,7
157,5
186,3
261
432
812,7
Ejemplo: para un trafo. de 200 kVA se debe proyectar un tanque de expansión para
261  7
un volumen mínimo de
 18,27 lts .
100
Tratamiento del aceite
-Siendo su rigidez dieléctrica normal en servicio de 10 kV/mm
-Se debe proceder al secado cuando esta baja a 7 kV/mm, que corresponde a un contenido
de humedad del 0,02%.-El mejor equipo para el tratamiento del aceite (limpieza y secado) es aquel compuesto por:
una bomba que toma el aceite de la parte inferior del transformador y lo introduce en un
recipiente al que se le practica el vacío. Se baja la presión a valores tales que produce la
evaporación del agua a 55 °C aproximadamente. En esas condiciones el aceite sale seco,
luego se lo hace pasar por filtros de papel para su limpieza y se lo ingresa al transformador
por su parte superior.-El mejor equipo es aquel que no produce espuma, ya que ésta, por su contenido de aire,
disminuye la rigidez dieléctrica y obligaría a hacer reposar al trafo. por lo menos durante 24
hs. para que se eliminen las burbujas y se pueda, luego, poner en servicio.-Los equipos que no producen espuma, en cambio, pueden tratar los trafos aún en servicio
Las características para los aceites nuevos sin uso, en nuestro país están determinados por
la Norma IRAM 2026, fijando para todos los tipos de aceite, inhibidos y no inhibidos, un valor
mínimo de 10 kV/mm.
Los valores recomendados para transformadores nuevos y en servicio son los
siguientes:
Tensión
máxima de
servicio
Hasta 36
kV
De 36 a
170 kV
Método de
Ensayo
TRANSFORMADOR NUEVO
TRANSFORMADOR EN SERVICIO
 60
 40
 28
 45
 32
 25
 65
 45
 29
 50
 36
 26
IEC 156
IRAM 2341
ASTM
D1816
ASTM
D877
IEC 156
IRAM 2341
ASTM
D1816
ASTM D877
2.8 Ensayo de hermeticidad.
Con el aceite del transformador
a
temperatura ambiente, se somete al
transformador a una sobrepresión de
0,50
kgf/cm2
durante
3
hs,
verificándose a simple vista que no
existan deformaciones permanentes
y/o pérdidas de aceite.3. ENSAYOS ESPECIALES
3.1 Medición de tangente delta.

El objetivo del ensayo es:
Evaluar la condición y calidad del
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ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO


sistema aislante en transformadores de potencia mediante la medición de tg expresada en
%.
Medición de las capacidades parciales y totales que forman un sistema trifásico.
Obtención de las potencias de pérdidas.
ESQUEMA DE ENSAYO
INTERPRETACIÓN DE LOS
RESULTADOS




a) Incrementos en el factor de potencia
pueden deberse a:
Contaminación del sistema de aislamiento.
Deterioro Químico.
Daños por sobrecalentamiento.
Presencia de humedad.
3.2 Medición de descargas parciales.
En el interior de todos los sistemas de
aislamiento
existen
imperfecciones
denominadas "vacíos". Las causas pueden
ser numerosas, pero al final estos vacíos
actúan como elementos iniciadores que
influyen en la aparición y posterior
evolución de la descarga parcial (DP).
La DP es el movimiento localizado de la carga que daña el aislamiento circundante. Con el
tiempo, este daño acumulado puede causar fallas.
Consecuencias:
Las descargas parciales acortan el tiempo de vida de los sistemas de aislación y causan una
serie de interferencias con las medidas, control y comunicaciones eléctricas. Por lo tanto las
descargas parciales pueden llegar a ser la causa de serias pérdidas económicas al producir
reparaciones y cambios prematuros en los equipos eléctricos, pérdidas de eficiencia y
seguridad en la operación de los sistemas de comunicación y por último la interrupción del
servicio de suministro de energía.
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ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO
Naturaleza del fenómeno:
Cuando el material aislante es sometido a una diferencia de potencial y debido a la presencia
de un campo eléctrico el cual tiende a concentrarse en la cavidad, se produce la ionización del
gas presente en éstas, dando origen a una descarga eléctrica.
Métodos de detección de las descargas
parciales:



MÉTODOS ELÉCTRICOS.
MÉTODOS QUÍMICOS.
MÉTODOS ACÚSTICOS.
Sensor acústico:
Espectro electro - acústico
Esquema de
ensayo:
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ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO
3.3 Verificación del comportamiento del transformador ante cortocircuitos externos en
bornes.
En aquellos casos que el comprador lo requiera, el mismo se deriva a los laboratorios
oficiales de las Universidades Nacionales de La Plata (Laboratorio de Alta Tensión de La
Plata) y/o Río Cuarto. La potencia disponible en estos laboratorios permite ensayos
de cortocircuito en transformadores de hasta 1000 kVA con tensiones primarias de
13200 V y secundarias de 400-231 V. El ensayo se realiza en un todo de acuerdo a la Norma
IRAM 2112.
4. NORMAS DE ENSAYOS.
Los ensayos de recepción descriptos en los puntos 1 a 3 se basan en las Normas Argentinas de
transformadores (IRAM 2250 y Complementarias).
Cabe recalcar que las normas IRAM 2250 y Complementarias son básicamente una
traducción de las normas IEC 60076, cumpliendo en consecuencia los ensayos descriptos
anteriormente con dichas normas.
4. NORMAS DE ENSAYOS.
Los ensayos de recepción descriptos en los puntos 1 a 3 se basan en las Normas
Argentinas de transformadores (IRAM 2250 y Complementarias).
Cabe recalcar que las normas IRAM 2250 y Complementarias son básicamente
una traducción de las normas IEC 60076, cumpliendo en consecuencia los ensayos
descriptos anteriormente con dichas normas.
ANEXO: Protecciones del transformador
PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR
El transformador se encuentra entre las máquinas eléctricas más importantes de todas las
existentes en los sistemas eléctricos de potencia. Las fronteras de generación, transporte y
distribución no podrían delimitarse sin la existencia de estas máquinas. Su protección resulta
fundamental, no sólo para su supervivencia, sino para la de todo el sistema eléctrico.
En transformadores dotados de protecciones como Relé Buchholz, Termómetro cuadrante,
Imagen térmica, protección de cuba, Nivel magnético, Relé de flujo, que son los más comunes,
debe realizarse una calibración y contraste periódico evitando así salidas de servicio por falso
registro o la no detección de fallas por obstrucción de mecanismos, cañerías, envejecimiento de
juntas o contactos superficialmente oxidados, chisporroteados o flojos.
Realizar mantenimiento adecuado de cada uno de los elementos de protección y luego simular
disparo o alarma según corresponda para verificar su selectividad adecuada a los requerimientos
o modificarla a nuevos valores de los parámetros de funcionamiento.
INTRODUCCIÓN
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ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO
Un transformador quemado puede ser el resultado de uno o varios fallos en su origen, que pueden
ir desde una sobrecarga eléctrica o térmica mantenida hasta un defecto en el sistema de
refrigeración, o un fallo constructivo que hubiese afectado a los devanados en su origen. El
objetivo de esta clasificación no es otro que establecer las causas particulares que pueden motivar
una avería en la máquina.
PROTECCIÓN CON RELÉ DE SOBRECORRIENTE
La protección con relé de sobre corriente se emplea en transformadores de mayor importancia.
Si la carga en el transformador es diversificada, con motores no muy grandes cuyas corrientes de
arranque pudieran ser parámetros limitantes, se considera la corriente del relé 1.5 veces la
corriente nominal del transformador, esto es, muchas veces suficientes para permitir que los relés
admitan los desbalances de la corriente de carga.
INDICADOR DE NIVEL DE ACEITE
Los indicadores de Nivel de Aceite son dispositivos de medida con o sin contactos. Suelen fijarse
al tanque de expansión de transformadores de distribución y potencia para medir el nivel de
aceite. Fuga de aceite desde el tanque de expansión es prevenida por medio de un diseño que
separa el flotador del elemento indicador. No hay necesidad de reajustes ni re-calibraciones
durante la vida del aparato.
DISPOSITIVO DE IMAGEN TÉRMICA
La medida de la temperatura de los arrollamientos puede hacerse por medio del termómetro de
mercurio, pero para ello es preciso que no se hallen bajo tensión. Sin embargo, en los
transformadores es de suma importancia la medida de la temperatura del cobre, puesto que de
ella depende la vida más o menos larga de aquellos.
Con este objeto se emplean elementos de resistencia que pueden ser montados en los
arrollamientos, durante la construcción, y que permiten la medida de la temperatura del cobre.
Esta medida se basa en la variación de resistencia de un elemento inserto en un puente de
Wheatstone, en el cual va colocado el instrumento indicado.
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ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO
El elemento se conecta al puente por medio de un transformador de tensión, con lo cual el aparato
no recibe el voltaje de servicio.
Este método presenta grandes ventajas porque permite alejar a voluntad el puesto de observación
del punto de medida y efectuar la determinación de varias resistencias con el mismo aparato.
Presenta por el contrario, el inconveniente de que el montaje de los elementos en los
arrollamientos es difícil, sobre todo a causa de las conexiones que deben atravesar el aislamiento
de dichos arrollamientos. El debilitamiento inevitable de este aislamiento impide utilizar tal método
para las tensiones superiores a 100 kV.
Por esta causa es empleado, en los transformadores de regular capacidad, el dispositivo llamado,
de “imagen térmica”, que es en suma un elemento de resistencia con cuerpo de caldeo. Partiendo
del hecho de que la temperatura del cobre depende de la que tiene el aceite y de la cantidad de
calor producido por las pérdidas, es posible reproducir en imagen las mismas condiciones de
temperatura que en el transformador. La constante de tiempo debe ser la misma que la del
transformador, y las constantes de enfriamiento en relación con la masa.
El dispositivo de imagen térmica está constituido en la forma siguiente: un termómetro de
resistencia propiamente dicho, se encuentra en la parte del aparato que se haya sumergido en el
aceite del transformador y en el interior de un tubo perforado de material aislante. Éste tubo sirve
de soporte a la resistencia de caldeo, que es atravesada por una parte de la corriente secundaria
de un transformador de intensidad, situado en el circuito de alimentación del transformador de
potencia protegido. La resistencia de caldeo está alojada en un recipiente metálico provisto de
nervios interior y exteriormente que, estanco y lleno también de aceite, va sumergido en el aceite
del transformador de potencia. Las partes del aparato que se encuentran debajo de la tapa de
aquel y rodeadas de aceite, se protegen con una envolvente cilíndrica de plancha perforada.
En la parte superior del aparato, encima de la tapa del transformador, se coloca una resistencia
ajustable, conectada en paralelo con la resistencia de caldeo. Los conductores de las resistencias
y del termómetro de resistencia se conectan en una placa de bornes. Una cofia metálica protege
esta parte del aparato contra las gotas de agua y al mismo tiempo permite su aireación para
refrigerarlo.
El recipiente metálico puede ser construido con un número de nervios diferente, lo cual permite
adaptar la constante de tiempo del termómetro de resistencia a la del bobinado del transformador.
Si no pasara corriente por la resistencia de caldeo, el aceite del recipiente tendría la misma
temperatura que el del transformador de potencia; pero esta resistencia se alimenta por un
transformador de corriente, y es por lo tanto, recorrida por una intensidad proporcional a la que da
el transformador de potencia, resultando de ello un calentamiento del aceite del recipiente que
corresponde a la diferencia entre la temperatura el arrollamiento y la del aceite de la cuba.
El instrumento indicador es de cuadro móvil con escala dividida en °C. Si las dos constantes de
tiempo están bien coordinadas, el instrumento indica de una manera bastante precisa las
variaciones de temperatura en el arrollamiento del transformador.
El instrumento indicador se construye en general para que accione, por contactos de máxima, una
señal de alarma o provoque la desconexión del interruptor tan pronto como la temperatura
sobrepasa los valores determinados.
El instrumento puede también ser reemplazado por un dispositivo metálico que actúe directamente
sobre uno o dos contactos independientes que correspondan a temperaturas regulables.
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ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO
El dispositivo de imagen térmica es, según lo expuesto, una protección eficaz contra las
sobrecargas.
PROTECCIÓN INTEGRAL DE TRANSFORMADOR.
Es un dispositivo electrónico que permite coordinar todas las protecciones en un solo equipo y
coordinarlas debidamente para su actuación en caso de falla.
A continuación se observa una fotografía ilustrativa de uno de estos dispositivos. Generalmente,
en la actualidad, pueden ser conectados a HMI con sistemas de comunicación TCP/IP o vía fibra
óptica.
SISTEMA DE REFRIGERACION
Verificar el buen funcionamiento de los accesorios del transformador especialmente de los de vital
importancia como radiadores y ventiladores. La vida útil de un material aislante depende de la
temperatura de funcionamiento con que trabaja por lo que mantener una buena refrigeración es
primordial para un transformador. Las verificaciones más importantes son limpieza de la superficie
de los radiadores libre de obstrucción a la circulación de aire, prever y eliminar futuras
construcciones que impidan la libre circulación de aire, eliminar pérdidas de aceite y verificar que
los electro ventiladores funcionen girando en sentido adecuado y cuando la temperatura llegue al
valor previamente seleccionado mediante la protección de imagen térmica que seguramente
tendrá a su cargo esa función. En general los motores de los electro ventiladores son de sentido
axial y vertical por lo que es conveniente un mantenimiento periódico de los mismos.
SECADOR DE AIRE
En el mantenimiento de un transformador es de vital importancia controlar la coloración de la
carga del gel de sílice del secador de aire. Además es importante mantener el nivel de líquido en
el vaso receptor, éste se utiliza para hacer burbujear el aire en él y de esta manera hacer decantar
partículas sólidas contenidas en el aire. De lo explicado se deduce que en el vaso, quedan las
partículas sólidas y la humedad es atrapada por el sílice del secador. Podemos concluir que el des
humectador, además de deshumedecer el aire, lo limpia de impurezas en el mismo. Su coloración,
que indica el grado de humidificación, es azul cristalino en su estado activo, exento de humedad,
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ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO
y cambia a rosa claro cuando de humedece. El secador de aire se compone de un cuerpo de
material transparente que contiene Silicagel. Este recipiente está cubierto por una tapa que a su
vez permite conectar al conjunto con el tanque de expansión. El deshidratador funciona de la
siguiente manera: la disminución del nivel de aceite en el tanque de expansión, produce
una depresión en la cámara de aire del mismo. El aire húmedo externo penetra por los orificios del
vaso, burbujea a través del aceite que se encuentra contenido en el, pasa por el cilindro
de aspiración en donde entra en contacto con el Silicagel, el cual retiene la humedad, permitiendo
que al tanque de expansión solo entre aire seco.
El paso del aire a través del aceite, impide la absorción inútil de humedad por parte del Silicagel,
ya que impide que este esté en contacto permanente con el medio exterior, evitando que los
cristales se saturen en poco tiempo.
El Silicagel puede regenerarse tantas veces como sea necesario, calentándolo en un horno a una
temperatura de 150 a 200 ºC. Convenientemente tratado el Silicagel tiene vida casi ilimitada ya
que puede ser reactivado sin que varíen sus propiedades químicas y físicas.
Es necesario evitar todo contacto del Silicagel con el aceite, aun en mínimas cantidades.
El Silicagel empapado en aceite adquiere una coloración marrón oscura y hasta negro. Una vez
que ha alcanzado este estado, ha perdido su propiedad de absorción, no pudiendo ya reactivarse.
..—OooOO--..
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