Transformadores y Pruebas de Alta Tension 1

TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS Y PRUEBAS DE ALTA TENSIÓN

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CONTENIDO DE LA PRESENTACIÓN

1. CARACTERISTICAS DE TRASFORMADORES ELECTRICOS.

2. CLASIFICACION.

3. TIPOS DE MANTENIMIENTO Y VARIABLES APLICABLES.

4. NORMATIVAS, RESOLUCIONES Y REQUISITOS APLICABLES.

5. PROCESO DE MANTENIMIENTO DE UNA TRANSFORMADOR.

5.1 INSPECCION DE CONDICIONES INICIALES DEL TRANSFORMADOR.

5.2 ENSAYOS INICIALES AL TRASNFORMADOR:

- Relación de transformación.

- Resistencia de aislamiento.

- Resistencia de devanados

- Perdidas con Carga y en Vacio..


CONTENIDO DE LA PRESENTACIÓN

- Materiales utilizados para el mantenimiento.

- Pruebas finales antes de energización.

5.3 Ensayos Físico Químicos al Aceite.

- Rigidez dieléctrica- Tensión interfacial- Cantidad de agua.- Índice de neutralización- Color.- Gravedad especifica


CARACTERISTICAS DE TRANSFORMADORES


QUE ES UN TRANSFORMADOR ELÉCTRICO?

Maquina eléctrica estática, cuya función principal es transformar la potencia eléctrica A.C de una tensión primaria a una tensión secundaria.

Se pueden clasificar según las siguientes características:

-Tipo de aislamiento.

-Reductores y elevadores.

-Tipo de refrigeración.

-Entre otras.(auto transformadores, transformadores de puesta a tierra, transformadores de aislamiento, etc).


CLASIFICACIÓN DELTRANSFORMADOR.

TIPO DE AISLAMIENTO.

Según el tipo de aislamiento eléctrico que posea el transformador se pueden considerar como:

Transformadores con aislamiento tipo seco: Son aquellos en los cuales el medio para el aislamiento de las partes puestas en tensión como conductores, bobinas primarias y secundarias y cualquier otro elemento puesto en tensión, esta dado por materiales que no se encuentran sumergidos en líquidos aislantes.

Transformadores sumergidos en líquidos aislantes y refrigerantes: Son aquellos cuya parte activa se encuentra sumergida en un liquido aislante y refrigerante, que puede ser un derivado de petróleo o sintético.



SEGÚN EL NUMERO DE FASES

Monofásicos Trifásicos



TIPO DE AISLAMIENTO.

Transformador Tipo Seco

Transformador Sumergido en liquido refrigerante.



Reductores y Elevadores.

Según la relación de transformación existente entre el lado primario y el secundario podemos encontrar transformadores:

- Elevadores.

- Reductores.



TIPO DE REFRIGERACIÓN.

Según el método utilizado para disipar el calor que se genera durante la operación del transformador, debido a las perdidas por efecto Joule (RI2) y en el Núcleo.

Elemento Refrigerante:

Aceite (O)

Gas (G)

Agua (W)

Aire (A)

Tipo de circulación del refrigerante:

Natural (N)

Forzada. (F)



TIPO DE

REFRIGERACIÓN.


MANTENIMIENTO A TRANSFORMADORES

TIPOS DE MANTENIMIENTO Y VARIABLES APLICABLES


POR QUE EL MANTENIMIENTO?

La aplicación de mantenimiento al transformador al igual que para cualquier otro elemento constituyente de la instalación eléctrica, permite garantizar la estabilidad, confiabilidad y calidad del servicio eléctrico, reduciendo los costos por intervenciones no deseadas, paradas de producción y perdidas asociadas al funcionamiento del equipo.

TIPOS DE MANTENIMIENTO

Predictivo PreventivoCorrectivo

(Reparación)

Mediante la ejecución de pruebas y análisis de condiciones del

liquido aislante y Refrigerante y parte activa.

Termovacio y/o regeneración de liquido aislante, sumado a las

acciones del mantenimiento

predictivo.

Reparación de los elementos que

presentaron fallasdurante la operación Del transformador.



MANTENIMIENTO PREDICTIVO

Mediante la ejecución de pruebas y seguimiento de las diferentes variables del transformador, se pueden establecer el comportamiento de estas, y determinar las acciones a ejecutar, cuando se presenten desviaciones frente a los márgenes establecidos como adecuados para la operación.

El análisis predictivo en transformadores, se realiza mediante la ejecución de:

-Análisis fisicoquímicos del aceite.

-Ensayos de resistencia de aislamiento.

-Medición de la relación de transformación.

-Medición de la resistencia de devanados.

-Ensayos de factor de potencia.

-Otros ensayos aplicables a transformadores de potencia(Corrientes de excitación, Análisis en frecuencia, entre otros).



MANTENIMIENTO PREVENTIVO

Este combina las acciones del mantenimiento predictivo con actividades que permitan garantizar la confiabilidad y aptitud de las diferentes variables eléctricas involucradas en el funcionamiento del transformador.

Además de las acciones planteadas en el mantenimiento predictivo, las cuales son una entrada para toma de decisiones de intervención en el transformador, en el mantenimiento preventivo se ejecuta:

-Reacondicionamiento o regeneración del liquido aislante y refrigerante.

-Limpieza y secado de la parte activa del transformador.

-Aplicación de pintura.

-Verificación del cambiador de tap´s.

-Cambio o reparación de accesorios dañados o en mal estado.



MANTENIMIENTO CORRECTIVO

En transformadores eléctricos, el mantenimiento correctivo de cualquiera de sus partes, implica la desenergizacion del mismo, y normalmente el cambio de la parte que presenta problemas. Cuando se trata de daños presentados en la parte activa del transformador, es necesario la reparación completa de esta, lo cual implica costos elevados, ya que el principal material a utilizar en este proceso es el cobre, sumado a los costos de personal, equipos y el lucro cesante del transformador durante el periodo en el que se encuentra en mantenimiento.


ESPECIFICACIONES TECNICAS

PARTES DEL TRANSFORMADOR.

1 - Pasa tapas o aisladores primarios2 - Pasa tapas o aisladores secundarios3 - Tanque de expansión.4 - Radiadores5 - Tanque 6 - Cambiador de derivaciones7 - Válvula de alivio de sobrepresión8 - Bobinas primarias y secundarias.9 - Relé de protección buchholz10 - Cierre de bobinas11 - Núcleo Laminado

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11



PARTES DEL TRANSFORMADOR. 1 - Soporte para conectores tipo codo

2 - Boquilla de alta tensión3- Gabinetes4 - Seccionadores5 - Fusibles6 - Cambiador de derivaciones7 - Válvula de alivio de sobrepresión8 - Provisión de monovacuometro9 - Indicador de nivel de líquido aislante10 - Conexión superior para filtro prensa y para prueba de hermeticidad11 - Placa de datos de accesorios12 - Termómetro tipo cuadrante13 - Boquilla de baja tensión14 - Puente de baja tensión a tierra15 - Placa de datos16 - Datos estarcidos de la capacidad17 - Válvula de drenaje y válvula de muestreo18 - Tapón de drenaje y válvula de muestreo19 - Conexión de baja tensión a tierra20 - Conexión del tanque a tierra tipo B21 - Barra para conexión a tierra en alta tensión



PARTES DEL TRANSFORMADOR.

Núcleo Laminado

Bridas de Sujeción

Cambiador de derivaciones

Tornillos de compresión


NORMATIVA Y REQUISITOS LEGALES APLICABLE

Placa de características

NTC 618

PasatapasNTC 2501-1

EmpaquesNTC 1759

PinturaNTC 3396

HerrajesNTC 2501-2

NTC 1759 Accesorios

Normas aplicables



Normas aplicables

ITEM NORMA O GIA TECNICA VERSIÓN

1GTC 9 Guía para la instalación de transformadores sumergidos en aceite(potencia mayor a 10 MVA, rango tensión 69 Kv-287 KV)

1994-11-23

2 GTC 49 Guía técnica para la instalación y puesta en servicio de transformadores de distribución sumergidos en liquido refrigerante para uso intemperie (montaje en poste).

1997-11-26

3 GTC 50 electrotecnia. Transformadores de distribución sumergidos en liquido refrigerante con 65 C de calentamiento en los devanados. Guía de cargabilidad.

1997-11-26

4 GTC 71 Guía para la reclamación de garantías de transformadores. 2000-12-155 NTC 316 Transformadores. Método de ensayo para determinar el calentamiento

para transformadores sumergidos en liquido refrigerante.1998-09-23

6 NTC 317 Transformadores de potencia y distribución. Terminología. 1998-11-25

Requisitos legales aplicables.

Resolución 181294 del 6 de Agosto del 2008: Reglamento Técnico de instalaciones eléctricas.



Normas aplicables al liquido aislante y refrigerante(aceite).

Rigidez Dielectrico-Norma ASTM D-877

Contenido de Humedad-Norma ASTM D1533

Numero de Neutralización-Norma ASTM D-974

Gravedad Especifica ASTM D-1298

Tensión Interfacial-Norma ASTM D-971

Color-Norma ASTM D-1500

Requisitos legales aplicables.

Resolución 0222 del 15 de Diciembre del 2011: Por la cual se establecen requisitos para la gestión ambiental integral de equipos y desechos que consisten, contienen o estén contaminados con Bifenilos Policlorados (PCB) .


MANTENIMIENTO A TRANSFORMADORES

ETAPAS EN EL PROCESO DE MANTENIMIENTO.

Como propietarios o gestores de los activos de una compañía, es impórtate que conozcamos los procesos a los que son sometidos los equipos cuando son sometidos a mantenimiento, reparación o cualquier otro tipo de intervención.

El proceso de mantenimiento de un transformador en planta, incluye varios etapas sobre las cuales debemos tener pleno conocimiento, con el fin de evaluar si las labores contratadas para el equipo, garantizaran resultados adecuados y la calidad, estabilidad y confiabilidad de las actividades realizadas sobre el transformador.


OBJETO

El ensayo de resistencia de aislamiento tiene por objeto comprobar si el transformador está en condiciones de soportar, sin inconvenientes, la tensión asignada, es decir, la tensión especificada en su placa de características.

El ensayo de aislamiento se divide en:

Medida de la resistencia de aislamiento,

Ensayo de rigidez dieléctrica entre los distintos circuitos y entre cada uno de ellos y la masa de la máquina,

Ensayo de funcionamiento a sobretensión, es decir, con tensiones y frecuencias superiores a lo especificado en la placa de características.

PROCESO DE MANTENIMIENTOENSAYO DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO


En un transformador de potencia, la medida de la resistencia de aislamiento tiene como fin dar una información útil sobre su estado, con objeto de poner al descubierto posibles defectos de aislamiento.

Factores que afectan el valor de la resistencia de aislamiento

El tamaño del equipo.La mayor longitud del cable.El aumento de temperatura.La mayor tensión de la máquina. Aumento de la resistencia de aislamiento

Disminución de la resistencia de aislamiento

Otros factores que afectan el valor de la resistencia de aislamiento son:

La humedad, los deterioros en los aislantes y la suciedad.



Los valores obtenidos serán referenciados a 20 °C utilizando el factor de corrección K, tal que obtengamos: R20 oC = Rmedida . K (transformadores en Aceite)



Para el caso de transformadores secos (temperaturas tomadas en bobinados), se tiene: R °C = Rmedida . K (Transformadores Secos)



IR* = resistencia de aislamiento en MW.K = factor de corrección por temperatura, referido a 20 °C.E = tensión de servicio en V.P = potencia de la máquina en kVA.C= Toma el valor de 1,5 para transformadores Aislados en Aceite, y 30 para transformadores secos.

Una vez determinado el factor K, se establecerá como criterio de aceptación o rechazo para la resistencia de aislamiento del transformador, el hecho de que esta sea superior o inferior a la resistencia calculada según siguiente formula.


*Formula tomada de: Acceptance Testing Specification for Electric Power Distribution Equipment and System. NETA 1999.


EQUIPO PARA MEDICIONES



Verificación previa a la ejecución de una prueba

Antes de cada prueba de aislamiento, se deberán realizar las siguientes operaciones con el megómetro

Conectando el megómetro con los cables de prueba cortocircuitados comprobar que la indicación en la escalasea cero

compruébese igualmente que el aparato marca infinito (∞) con los cables conectados y a circuito abierto



Método de un minuto

Consiste en aplicar un voltaje de prueba al aislamiento manteniéndolo constante durante un minuto. Se toma la resistencia de aislamiento al final de este periodo. Si la resistencia disminuye durante la aplicación de la tensión, el aislamiento denota posible humedad o contaminación superficial. Si por el contrario la resistencia de aislamiento aumenta constantemente durante este periodo, denota que el aislamiento está seco y sus superficies están limpias, sin contaminación.



Método de resistencia Vs tiempo Consiste en la toma de lecturas de la resistencia obtenida en a los 6 segundos dividida por la lectura tomada a los 30 segundos. Las ventajas de este método son: es independiente de la temperatura, es independiente del tamaño del equipo bajo prueba.

Método de índice de polarizaciónLa implementación más simple de la prueba de tiempo-resistencia para un aislamiento sólido se representa por la prueba popular Índice de Polarización (PI), que requiere sólo dos lecturas seguidas por una división simple; La lectura de un-minuto se divide entre la lectura de diez-minutos para obtener una relación




Transformadores de 75 kVA



Transformadores de 30 kVA


PROCESO DE MANTENIMIENTOPRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN.

Tiene como objetivo principal, determinar si la relación de transformación en el transformador, coincide con la relación de transformación teórica o de diseño.

Dentro de la esta prueba se considera como aceptable la existencia de una desviación máxima del 0,5% (NTC 471) entre la relación de transformación teórica y la relación de transformación medida.

V1 N1 ---- = ----- V2 N2

Ej: Un transformador monofásico de 13200V/220V, Tendrá una relación de transformación teórica de 60.

Un transformador trifásico de 13200V/208V con grupo de conexión Dyn11, Tendrá una relación de transformación teórica de 109,91



La prueba es realizada con un equipo denominado TTR por sus siglas en ingles(Turn Test Ratio), el cual funciona con el método del transformador patrón, el consisten en comparar la tensión del transformador bajo ensayo, con la de un transformador calibrado, cuya relación es ajustable en pequeños pasos.

Conexión de equipo TTR



La prueba de TTR, nos permite encontrar desviaciones al interior del transformador tales como:

1.Bobinas abiertas debido a la rotura del conductor, soldadura o conexión al cambiador de derivaciones. Esto debido a que el equipo utilizado para el ensayo, cuando se presenta este tipo de fallas, no puede detectar la tensión inyectada en el lado primario, la cual se refleja en el lado secundario.

2.Errores en el numero de espiras que posee el transformador frente a las establecidas en el diseño. Cuando esto ocurre la relación de transformación medida es diferente a la teórica o de diseño.

POSIBLES FALLAS QUE SE PUEDEN DETERMINAR CON EL ENSAYO DE TTR



El ensayo debe ser realizado en cada una de las diferentes posiciones del cambiador de tap´s del transformador, con el fin de verificar que la relación de transformación cambie adecuadamente a medida que se cambie la posición. Derivación para conexión

del cambiador de tap´s



Cuando se realiza el ensayo de relación de transformación a transformadores trifásicos, es necesario tener en cuenta el grupo de conexión de este, ya que a través de el se determina el cierre de bobinas y la conexión del TTR durante el ensayo.


PROCESO DE MANTENIMIENTOPRUEBA DE RESISTENCIA DE DEVANADOS

El ensayo de resistencia de devanados, tiene como objetivo determinar si existen condiciones de circuito abierto o puntos donde se presenten condiciones de alta resistencia.

La condición de alta resistencia se presenta normalmente en las conexiones del cambiador de tap´s, ya que en los puntos donde se conecta el conductor del devanado al cambiador de tap´s se puede dar ruptura de la soldadura o aumento en la temperatura de la unión por mal contacto.

Por esta razón es recomendable realizar esta medición en todas las posiciones del cambiador de Tap´s.

La medida de la resistencia debe ser realizada en cada una de las bobinas y en todas las posiciones del cambiador de Tap´s, permitiendo un máximo de desviación de 10% entre los valor obtenidos en cada en las mediciones de cada una de estas.


PROCESO DE MANTENIMIENTOMEDICIÓN DE PERDIDAS CON CARGA(CORTOCIRCUITO)

Este ensayo tiene como objetivo determinar las perdidas que se generan en el cobre del transformador, cuando este se encuentra en operación.

Con el ensayo de cortocircuito conseguimos las corrientes nominales en los dos bobinados, aplicando una tensión primaria muy baja y cortocircuitando el secundario del transformador. A partir de las corrientes y el voltaje el voltaje, determinamos las perdidas en potencia.

Pcc=Pcu


PROCESO DE MANTENIMIENTOMEDICIÓN DE PERDIDAS CON CARGA

Las perdidas son reportadas en Watts y deben encontrarse dentro de los rangos establecidos en la norma NTC 818.


PROCESO DE MANTENIMIENTOMEDICIÓN DE PERDIDAS EN VACIO

Este ensayo nos permite determinar las perdidas de potencia generadas en el hierro, a través de la medición del Voltaje aplicado y la corriente que circula por el primario del transformador.

Las perdidas son reportadas en Watts y deben encontrarse dentro de los rangos establecidos en la norma NTC 818.


PROCESO DE MANTENIMIENTOMEDICIÓN DE PERDIDAS EN VACIO


PROCESO DE MANTENIMIENTO

PRUEBAS Y MANTENIMIENTO DEL ACEITE AISLANTE Y REFRIGERANTE.


INTRODUCCIÓN

Los dos componentes principales sujetos al deterioro y contaminación son : la fibra aislante y el aceite dieléctrico.

-Los aceites minerales que son utilizados como fluidos aislantes y refrigerantes de transformadores muestran valiosa información sobre las condiciones de operación de los equipos que los usan.

-Los aceites aislantes minerales son productos que sufren degradación por los esfuerzos térmicos y eléctricos a los que están sometidos, generando productos de descomposición que son utilizados para evaluar la presencia de un problema o falla en los transformadores.

-Reaccionan con el oxígeno, oxidándose y formando productos cuyas características aceleran la degradación de los demás materiales, disminuyendo la vida útil de los equipos.

-La vida útil de un transformador está directamente relacionada con la vida del papel aislante, la celulosa se degrada por la acción del calor, deteriorando sus propiedades eléctricas y mecánicas.


INTRODUCCIÓN

Existen actualmente 2 grupos de líquidos aislantes, clasificados de acuerdo a sus aplicaciones:

Aceites aislantes de uso general : Son aceites aislantes de origen mineral, que tienen base parafínica y nafténica obtenidos durante el proceso de refinación y extracción adecuados, en determinadas fracciones del petróleo natural.

Aceites aislantes de seguridad : Son aceites de origen mineral o sintético, indicados para transformadores que deben ser instalados en locales donde el riesgo de explosiones y/o incendios deben ser minimizados.

Estos aceites deben presentar características no inflamables

Aceite mineral de máximo punto de fulgor.

Aceite aislante de silicona.


MANTENIMIENTO A TRAVEZ DEL ACEITE AISLANTE

Mantenimiento Preventivo

Durante el funcionamiento de un transformador varios son los factores que contribuyen con el deterioro del aceite aislante, como por ejemplo la humedad, la sobrecarga, el sobrecalentamiento y la falta de mantenimiento.

La humedad, el calor y el oxigeno, crean un ambiente propicio para deteriorar el aceite aislante.

El agua y el oxígeno cuando entran en contacto con el aceite aislante, reaccionan debido a la acción de los catalizadores como el cobre y el Hierro, originando luego la oxidación que forma sedimento. Este proceso se acelera con el calor, cuanto mas alta sea la temperatura, mayor será la velocidad del deterioro, cuanto menos oxidado esté el aceite aislante más lento será el proceso de degradación del papel, siendo lo ideal que no haya presencia de sedimento durante el tiempo de vida del transformador.


PREVENTIVO - ANÁLISIS DE ACEITE AISLANTE

Análisis FisicoquímicoCon ensayos periódicos podemos comprobar el grado de deterioro del aceite, detectando el momento en que se inicia la formación de sedimento y así tomar medidas para evitar el envejecimiento prematuro del aceite.

- Rigidez dieléctrica- Tensión interfacial- Cantidad de agua.- Índice de neutralización


PREVENTIVO – ANÁLISIS DE ACEITE AISLANTE

Índice de Neutralización ( Acidez Total)

Indica el total de compuestos ácidos presentes en el aceite aislante.

Los ácidos aceleran el deterioro del aceite y del papel

Los ácidos atacan a las partes metálicas del transformador.

En aceite nuevo, él índice de miligramos de hidróxido de potasio por gramos de aceite debe ser menor a 0,03 mgKOH/g aceite.

Para aceite en servicio considerar hasta 0,15 mgKOH/g aceite, sobre este valor se debe programar un posible cambio o regeneración del aceite en un periodo de 6 meses.

No permitir que este valor sobrepase a 0,4 mgKOH/g aceite,

que origina la formación de sedimento insoluble.



Tensión Interfacial

Es la medida de la fuerza necesaria para que un anillo plano de platino rompa la interfase formada por el agua y el aceite.

Una disminución de la tensión interfacial indica la presencia de productos que son el resultado de deterioro del aceite.

Para aceites nuevos el valor mínimo es de 30 mN/m.

Para aceites en servicio, el valor mínimo es de 23 mN/m, la formación de lodos comienza cuando la tensión interfacial alcanza valores inferiores a este.



Pérdidas Dieléctricas ( Factor de Potencia / Tangente Delta )

El factor de potencia indica las perdidas dieléctricas por corrientes de fuga de el aceite, un alto factor de potencia indica deterioro y/o contaminación por productos como el agua, carbón o otras partículas .

Es la medida de la tangente del ángulo de fase entre la tensión y la corriente, al aplicarse una diferencia de potencial predeterminado a dos electrodos entre los cuales se coloca el liquido aislante.

Es extremadamente sensible a contaminaciones y puede indicar si los valores obtenidos en los ensayos provienen de contaminantes o del deterioro del aceite.

El factor de potencia de un aceite nuevo y en buenas condiciones es de 0,05% o menos a 25° C.

En aceite usado el factor de potencia hasta 0,5% a 25°C es aceptable, de 0,5% a 2% a 25°C, el aceite debe ser analizado detalladamente para determinar las causas de esta elevación.



Rigidez Dieléctrica

Es la medida de la resistencia que el aceite aislante presenta al impacto eléctrico.

Esta prueba es la indicada para comprobar la presencia de agentes contaminantes como el agua, impurezas, fibras celulósicas húmedas, partículas metálicas o conductoras en el aceite, pudiendo existir concentraciones significativas cuando se presenta bajo tensión.

Aceite Nuevo : ASTM D 1816 – 48 kV mínimo

Aceite Usado : ASTM D 1816 – 32 kV mínimo



Contenido de Agua

Las características eléctricas del aceite son

fuertemente influenciadas por la presencia de agua.

Un alto contenido de agua en el aceite puede reducir

su Rigidez Dieléctrica al punto de volverlo inutilizable.

Se consideran como valores máximos aceptables

para servicio continuo:

35 ppm para equipos con tensión hasta 69 kV.

25 ppm para equipos con tensión mayor a 69 kV y menor a 230 kV

20 ppm para equipos con tensión mayor a 230kV y menor a 345kV


MANTENIMIENTO A TRAVEZ DEL ACEITE AISLANTE

Mantenimiento Predictivo

El método en este tipo de mantenimiento consiste en la extracción de los gases disueltos en una pequeña muestra del aceite aislante, donde una parte de los gases extraídos son analizados por cromatografía en estado gaseoso, determinándose así su composición cualitativa y cuantitativamente. Los resultados obtenidos son analizados según criterios de diagnósticos preestablecidos, a través de los cuales se puede observar la existencia de fallas y luego tomar las precauciones necesarias de mantenimiento.

La secuencia de la muestra es sugerida con el fin de crear un historial para realizar un mejor seguimiento del transformador en observación.

En el caso de transformadores nuevos, se recomienda la toma de muestras al mes y 3 meses después de haber puesto el equipo en servicio.


PREDICTIVO – ANÁLISIS DE ACEITE AISLANTE

Análisis CromatográficoEl conocimiento que se tenga de la composición de gases disueltos en el aceite aislante, hace posible detectar la existencia de fallas, aún cuando éstas se encuentren en el inicio.

Gases analizados:- Hidrógeno- Oxígeno- Nitrógeno- Metano- Monóxido de carbono- Etileno- Acetileno


TRATAMIENTO DEL ACEITE DIELECTRICO

RECONDICIONAMIENTO

- FILTRADO, DESGASIFICADO

- SECADO POR TERMO VACIO

REGENERACION

- PERCOLADO POR TIERRA FULLER

- ADSORCION EN TIERRA FULLER



Depende del grado de envejecimiento que este presenta.

• Si el aceite esta contaminado, es decir si contiene humedad y partículas sólidas en suspensión, excluyéndose a los productos de la oxidación, el tratamiento requerido consistirá en el reacondicionamiento del aceite, que consiste en remover por medios mecánicos estos contaminantes.

• Si el aceite presenta un proceso de oxidación avanzado con presencia de ácidos y lodos en su seno; entonces tendrá que ser sometido a un proceso de regeneración, con la finalidad de remover los productos de la oxidación, los contaminantes ácidos y en estado coloidal, por medios químicos y de absorción.



De acuerdo a su grado de envejecimiento los aceites son clasificados en cuatro grupos a saber:

GRUPO I : Aceites en condiciones satisfactorias

GRUPO II : Aceites que requieren reacondicionamiento.

GRUPO III : Aceites que están envejecidos y que deben ser regenerados.

GRUPO IV : Aceites que deben ser descartados por que su recuperación es técnico y económicamente no aconsejable.



SECADO POR TERMOVACIO :• Es un proceso eficaz para el retiro de la humedad, gases y sustancias volátiles presentes en el aceite aislante.• En este proceso el aceite es filtrado, calentado y desgasificado con cámaras de alto vacio.• Después de pasar por el filtro, el aceite es pulverizado en caliente en una cámara de alto vacío en donde se le retira la humedad y se le desgasifica.

Bomba de vacio

Cámara de Vacío

Tablero de control Filtros



REGENERACION:

• La regeneración de un aceite mineral envejecido, consiste en su tratamiento por procesos físico-químicos específicos, a fin de restituirle sus propiedades originales.

• El método mas utilizado para la regeneración es el de percolación o colado.

• La percolación consiste en hacer pasar el aceite por tierra fuller con el objeto de retirar sus impurezas.

• La percolación puede realizarse por presión o por gravedad.

• En la percolación por gravedad una columna de aceite (por su propio peso), pasa a través de un tanque conteniendo el absorbente.

• En la percolación por presión el aceite es forzado a pasar por el adsorbente con el auxilio de una bomba.


Tratamiento de aceite

MUESTRAS DE ACEITE TOMADAS DURANTE LA REGENERACION


Tratamiento de aceite

Gracias por su atención…

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