Objetivo

Realizar las pruebas eléctricas, dieléctricas y fisicoquímicas a

transformadores y conocer sus condiciones de operación. Esto con la finalidad de
asegurar que los transformadores se encuentran en óptimas condiciones de
operación.

Ejecutar las siguientes pruebas eléctricas y químicas:

 Prueba de Resistencia de Aislamiento

 Prueba de Relación de Transformación
 Prueba de Rigidez Dieléctrica
 Cromatografía de Gases Disueltos.

El principal motivo es para diagnosticar y evaluar los resultados de los equipos

sometidos a pruebas ya que nos proporciona un indicio de su funcionamiento y
con base a los resultados obtenidos, realizar las acciones pertinentes.

Aceite aislante en transformadores

En el ámbito eléctrico los fluidos aislantes han pasado a formar parte fundamental
de los transformadores no solo para su correcto funcionamiento cumpliendo con
las características principales que debe cumplir las cuales son: aportar al
enfriamiento del equipo y emplearse como aislante, con el paso de los años y
avances tecnológicos, las muestras de aceite de los equipos se han convertido en
una herramienta poderosa de diagnóstico para prevenir y corregir las posibles
fallas. Es por esto que decidí abordar este tema ya que me parece de suma
importancia conocer más acerca de las pruebas que se realizan a los aceites, la
información que nos brindan y la interpretación de las mismas.

En el transcurso de la etapa como residente fue posible apreciar que el aceite que
más se empleaba en los transformadores de distribución era el aceite mineral que
está básicamente compuesto por carbono e hidrogeno. Como ya se mencionó los
aceites aislantes empleados cumplen con varias funciones importantes. Con
respecto a los trasformadores como ya se mencionó, el aceite forma parte del
sistema de aislamiento y por otro lado actúa como agente enfriador, transportando
el calor del núcleo y bobinas a la zona de disipación final.

Las causas más comunes del deterioro del aceite en los transformadores son
entre otras, la contaminación, humedad, formación de ácidos y la oxidación. La
humedad reduce notablemente las propiedades dieléctricas del aceite aislante, en
tanto que los ácidos orgánicos además de ser conductores ayudan a retener agua.

Una vez conociendo la importancia de los aceites y los efectos que pueden llegar
a ocasionar en los transformadores creo que es de suma importancia conocer las
pruebas, su interpretación y los métodos que se emplean para obtener solución a
dichos problemas.

4.2.- Muestreo de aceites aislantes

Antes de profundizar acerca de las pruebas que se realizan a los aceites de los
transformadores, es necesario obtener una muestra adecuada del aceite, esto
para obtener valores confiables y que nos den una percepción lo más real posible
de las condiciones bajo las cuales opera nuestro equipo. Para esto se recomienda
que las muestras sean tomadas por personal capacitado y en el manejo de aceites
aislantes ya que la influencia de la humedad, temperatura y otros contaminantes
son decisivos para las pruebas del laboratorio.

Para evitar condensación de humedad en el aceite este debe tener una

temperatura igual o mayor a la del medio ambiente. Cando las condiciones
climáticas superen un 60 % de humedad relativa lo más conveniente es no
efectuar el muestreo.

A continuación, se indicará un breve procedimiento de muestreo para equipos en

servicio de acuerdo a las experiencias obtenidas:
 1) Verificar la presión, nivel y temperatura del transformador, se coloca un
reductor y al final del reductor un pedazo de manguera transparente.
2) Verificar si hay presión positiva en la salida de la válvula de muestreo. Si
hay presión negativa no debe tomarse la muestra (una forma de aumentar
la presión del equipo es mediante la inyección de nitrógeno o aire seco).
3) Antes de tomar cualquier muestra se debe enjuagar dos veces el dispositivo
con el mismo aceite que se quiera muestrear, esto no únicamente para
limpiar de impurezas el dispositivo de muestra, también sirve para que el
aceite sea una muestra real, ya que podría suceder que se tome una
muestra del aceite que este contenido únicamente en la válvula de drenado,
y no una muestrea del aceite que circula por el transformador.
4) Tomar una muestra con las precauciones necesarias, es decir, evitando
que en la muestra de aceite se filtre polvo, humedad, agua, o cualquier
contaminante sellándola de manera correcta.
5) Cerrar la válvula de drenado. Remover la reducción e instalar el tapón de
seguridad con sellador.
6) Etiquetar el dispositivo de muestra para conocer de qué equipo se tomó y
sus características técnicas.

Pruebas al aceite aislante

Una vez abordado la importancia del aceite aislante en los transformadores y su

muestreo, es momento de conocer algunas de las pruebas que tuve oportunidad
que analizar en mi periodo de residencia profesional, así como sus causas, sus
gases claves, y los problemas que ocasionan.

Todo esto para poder brindar una orientación correcta de las medidas que se
deben tomar para evitar los problemas en los equipos.

4.3.1.- Análisis de cromatografía de gases disueltos en el aceite aislante

Durante la operación de un transformador, el aceite aislante, así como otros

materiales dieléctricos que están dentro del transformador atraviesan un proceso
de descomposición, por factores como la temperatura y las tensiones eléctricas,
dando como resultado la aparición de gases.
La detección de estos gases es de suma importancia ya que es el primer indicio
de un funcionamiento incorrecto en el transformador lo cual puede conducir a una
falla mayor dentro del transformador ocasionado por diversos sucesos (tales como
descargas parciales, arqueos y sobrecalentamientos) que llevan a la generación
de gases combustibles o no combustibles.

Con anterioridad las pruebas empleadas para la medición de gases en el aceite

estaban basadas en pruebas de combustibilidad en análisis químicos, sin gran
sensibilidad y satisfactorias en casos de deterioro avanzado.

La aparición de técnicas como la cromatografía de gases que es capaz de

cuantificar pequeñas concentraciones de gases con una gran sensibilidad y
precisión. Cuando dentro de un transformador se presenta fallas incipientes las
cantidades de gas generado son pequeñas, es en esta etapa que la extracción de
y análisis del aceite es un gran instrumento para la identificación prematura de una
falla.

El uso de la cromatografía de gases ha permitido resolver problemas tales como:

 Diseño de nuevos equipos

 Control durante el periodo de garantía
 Detección de fallas incipientes
 Localización de fallas y su significado
 Ajustes de carga
La presencia de estos gases, y su cantidad, depende de las variables del equipo,
tales como tipo de gas, localización y temperatura de falla, solubilidad y grado de
saturación de los gases en el aceite, la calidad de los materiales que están en
contacto con la falla y finalmente variables asociadas con el muestreo y
procedimientos de medición.

Componentes de un cromatógrafo
Desde el punto de vista analítico es conveniente separar dos acciones que se
llevan a efecto en el cromatógrafo de gases. La visión cualitativa de una mezcla de
componentes se debe primordialmente a la columna, donde se realiza la
separación de los mismos en diferentes tiempos de retención, quedándole al
detector el informar de los momentos en que emergen los componentes de la
columna. Por otro la visión cuantitativa de las porciones en que los componentes
integran una muestra dada e debe fundamentalmente al detector que mide la
concentración de cada componente o gas portador, o bien la cantidad del mismo a
lo largo de tiempo proporcionando una señal determinada en magnitud por tal
concentración o cantidad.

Los componentes principales de un cromatógrafo de gases están marcados en la

norma NMX-J-308-ANCE-2004 y son los siguientes:

Mecanismo de formación de gases y degradación del aceite aislante

Las dos causas principales de la formación de gases combustibles en los

transformadores son por fallas térmicas y fallas eléctricas. Las bajas conducciones
propician la formación de gases por descomposición térmica, asociada con el
aceite y el aislamiento sólido.
El aceite de aislamiento se deteriora gradualmente por la absorción de la humedad
del aire y de partículas extrañas que entran al aceite, teniendo como principal
efecto la oxidación, la cual se acelera por el aumento de la temperatura del
transformador y por el contacto con metales como Cobre y el Hierro.

Así mismo el aceite presenta una descomposición natural como la oxidación que
provoca que el aceite empeore en cuanto a características aislantes y
refrigerantes, llegando con el tiempo a su degradación total.

Es por estos factores y tomando en cuenta que es muy difícil evitar la degradación
del sistema aislante, se hace notar la importancia de vigilar su estado con la
programación de un buen mantenimiento para una rápida detección y solución de
fallas presentadas dentro del transformador.

Las dos causas principales de la formación de gases combustibles en los

transformadores operando son la térmica y por fallas eléctricas. Las bajas
conducciones propician la formación de gases por descomposición térmica
asociada con el aceite y el aislamiento sólido.

Fallas Térmicas

La descomposición del aceite mineral entre 150° y 500 °C produce relativamente

gran cantidad de gases de bajo peso molecular, tales como el Hidrogeno y Metano
y alguna cantidad de gases e alto peso molecular como Etileno y Etano. A medida
que la temperatura de la falla se incrementa (falla más severa) la cantidad de
Etileno y Etano se vuelven más significativa.

Fallas Eléctricas

Este tipo de fallas se pueden clasificar en dos clases:

a) Descargas de baja intensidad. Al producirse una descarga de baja

intensidad o arcos intermitentes de baja intensidad que generan
temperaturas de entre 200 °C y 700°C, se produce principalmente el
Hidrogeno con cantidades decrecientes de Metano y “rastros” de Acetileno.
 A medida que la intensidad de la descarga aumenta, las cantidades de
Etileno y Acetileno se incrementan significativamente.
b) Descargas de alta intensidad. Cuando se produce un arco o existen
descargas continuas que producen temperaturas de entre 700°C y 1800°C,
la cantidad de Acetileno se vuelve pronunciada.

4.3.2.- Prueba Metales

El objetivo de esta prueba es determinar la cantidad de partículas o trazas de

metales solidas disueltas en el aceite aislante del transformador.

Esta prueba se basa en la Normatividad ASTM D3635 en conjunto con una

Espectrometría de Plasma Acoplada Inductivamente (ICP) para analizar el
contenido de trazas de metales sólidas y disueltas en el aceite dieléctrico. Se
enfoca a la detección de ocho metales los cuales son los siguientes:

 Aluminio (Al)
 Plata (Ag)
 Cobre (Cu)
 Hierro (Fe)
 Plomo (Pb)
 Silicio (Si)
 Estaño (Sn)
 Zinc (Zn)
La prueba de análisis de Metales en el aceite dieléctrico es de gran utilidad ya que
es empleada para identificar y localizar las fallas en el transformador
diagnosticadas por una cromatografía de gases disueltos. Se tiene información
que los arcos eléctricos y los puntos calientes dentro de una unidad pueden
disolver metales en el aceite y esto puede provocar una falla en el transformador.

En el reporte de resultados de la prueba de contenido de metales se muestra un

valor mínimo de 0.5ppm, el cual significa la cantidad mínima que puede
reportarse.
Por el momento no existen límites o especificaciones de los niveles de contenido
de metales en el aceite aislante, pero a medida que se generan más datos y se
documentan más casos relacionados, el análisis de conteo de metales en el aceite
se está convirtiendo en una herramienta probada que se utiliza para detectar fallas
en el transformador antes de que se conviertan en problemas más graves.

Sin embargo, el conteo de metales en el aceite no es suficiente para determinar la

condición del equipo, se deben realizar más pruebas para establecer la tendencia
de los resultados.

Humedad en el aceite

Los aislamientos sólidos en los transformadores de potencia están compuestos

principalmente por papel, cartón, y madera; generalmente un 95% de estos
aislamientos son papel kraft y cartón, los cuales tienen como principal componente
la celulosa. Los tipos de papel utilizados, dependiendo del fabricante, son
sometidos a diferente tratamiento a fin de reforzar determinadas características;
entre ellas la resistencia dieléctrica, resistencia al desgaste, temperatura de
utilización, envejecimiento, etc.

La presencia de agua afecta a la considerablemente la rigidez dieléctrica, tanto del

papel como del aceite, pudiendo disminuir hasta límites peligrosos dentro de los
esfuerzos a que están sometidos estos materiales. Esta relación se expresa de
manera gráfica en la figura No. 19.
 Afectación de la humedad en el aceite a la rigidez dieléctrica del mismo.

Siempre es recomendable el tratar el aceite para lograr un contenido de humedad

bajo antes del llenado de un transformador, ya que el papel en el sistema de
aislamiento tiene una gran afinidad por el agua. La mayor cantidad de humedad
presente está en el papel. Esto provoca la descomposición de sus fibras, lo que
ocasiona daños irreversibles que pueden conducir a una descarga eléctrica en el
transformador.

Una vez medido en el laboratorio el contenido de humedad en una muestra de

aceite, puede determinarse el por ciento de saturación a cualquier temperatura,
como se muestra en la figura No. 20.
 Por ciento de humead por peso seco de aislamiento de celulosa.

Para determinar el por ciento de humedad por peso seco (%m/dw) de asilamiento
de celulosa se procede como sigue:

1) Se determina el contenido de H 2 O en mg/kg (ppm),

2) Se determina la temperatura de la muestra,
3) Se agregan 5°C a esta temperatura,
4) Se determina el multiplicador de correlación de la gráfica de la figura
5) Se multiplican la ppm de H 2 O por el multiplicador de correlación para
conseguir el porciento de humedad, por peso seco de aislamiento de
celulosa.

Bifenilos policlorados

Los Bifenilos policlorados se han utilizado para la disipación de calor y como

aislamiento de los equipos eléctricos. Estos son compuestos no inflamables, muy
estables y difíciles de destruir, por lo tanto, los transformadores podrían utilizarse
bajo techo, con la máxima seguridad, próximos a los centros de carga. En la
actualidad, se ha detectado la presencia de ciertos isomericos de BPCs dentro del
medio ambiente tanto en agua, suelo, aire, así como en materiales orgánicos
grasos de plantas y animales. Las investigaciones realizadas han demostrado que
los Bifenilos policlorados son compuestos extremadamente resistentes a la
biodegradación y por su dispersidad, persistencia y acumulación en los
ecosistemas se han catalogado como material toxico ambiental.

Especificaciones de acuerdo a la NOM-133-ECOL-2000

BPCs en PPM Clasificación Federal EPA para el contenido de BPCs

0 – 49 Equipo / Fluido NO contaminado

50 - 499 Equipo / Fluido contaminado
≥ 500 Equipo / Material de BPCs

Método de detección de BPCs

La determinación cuantitativa de BPCs en aceite aislante es difícil y requiere

procedimientos cuidadosamente controlados. La cromatografía de gases es el
método de preferencia para la detección de BPCs en fluidos aislantes

Numero de neutralización

El número de neutralización es la cantidad en miligramos de hidróxido de potasio

(KOH) requeridos para neutralizar todos los constituyentes ácidos presentes en un
gramo de aceite aislante.

Esta prueba se utiliza para evaluar el cambio relativo en un aceite durante su uso
bajo condiciones de oxidación.

Cuando el aceite mineral es nuevo, contiene niveles muy bajos de constituyentes

ácidos y el número de neutralización se incrementa conforme ocurre la
degradación del aceite. Un aceite usado que tiene un alto número de
neutralización indica que el aceite está oxidado o contaminado con sustancias
tales como barniz, pintura u otros materiales. Esta condición puede derivar en la
formación de sedimentos.

No hay una correlación directa entre en número de neutralización y la tendencia

de corrosiva del aceite hacia el metal del equipo eléctrico. Los ácidos orgánicos
son dañinos para los sistemas de aislamiento y pueden inducir la oxidación de
metales cuando hay humedad presente. La oxidación ocurre con el transcurso de
mucho tiempo. La concentración no indica un problema en el equipo, pero si indica
una amenaza potencial para los componentes internos del equipo.

Los ácidos son indeseables en el aceite aislantes ya que afectan las propiedades
dieléctricas de los aceites. El número de neutralización puede ser utilizado como
un parámetro significativo para determinar cuándo un aceite debe ser regenerado
o reemplazado.

Debido a que los compuestos acido son polares, esta prueba tiene alguna
correlación con la tensión interfacial.

Estudios independientes han demostrado que un incremento en el número de

neutralización es normalmente seguido de una caída en la tensión interfacial.

Tabla 1.- Correlación del número de neutralización y tensión interfacial.

NUMERO DE
TENSION INTERFACIAL EFECTO
NUETRALIZACION

Refrigeración eficiente,
0.03 a 0.10 30 A 45
preservación del aislante
 Compuestos polares
0.05 a 0.10 27 a 29 solubles en el aceite en
baja concentración
Lodos en solución muy
0.11 a 0.15 24 a 27 próximos a producir una
falla
En estas condiciones los
lodos se están
0.16 a 0.40 18 a 24
depositando en las
bobinas y el núcleo

Los lodos bloquean la

0.41 a 0.65 14 a 18 ventilación y provocan
alta temperatura

Los lodos bloquean la

0.66 a 1.50 9 a 14 ventilación y provocan
alta temperatura

La cantidad de lodo es
>1.5 6a9 enorme y el aislamiento
está seriamente dañado.

Una vez que se han analizado algunas de la principales pruebas que se realizan
en los transformadores dentro del mantenimiento preventivo, es momento de
conocer cuáles son los problemas que trae consigo el que alguna de estas
pruebas no cumpla con los requerimientos mínimos específicos de acuerdo a la
norma bajo la cual se realice.
Este proceso es de la interpretación de los resultados y se debe de evaluar
cuidadosamente cada uno d los mismos para tener los argumentos para brindar
un dictamen correcto acerca de las condiciones del transformador.

LIMITES DE CONCENTRACION DE GASES DISUELTOS CLAVE (

µL/ L( ppm)¿
Estatus H2 CH 4 C 2 H 2 C 2 H 4 C 2 H 6 CO CO 2 TDGC
Condició
100 120 1 50 65 350 2500 720
n1
Condició 101 – 121 – 51- 66 – 351 – 2500 – 721 –
2–9
n2 700 400 100 100 570 4000 1920
1921
Condició 701 – 401 – 10 – 100 – 101 – 571 - 4001 -
–
n3 1800 1000 35 200 150 1400 10000
4630
Condició >1000
>1800 >1000 >35 >200 >150 >1400 >4630
n4 0
Tabla 2.- Condiciones de respecto a la concentración de gases.

Condición 1 = Indica que el transformador está operando satisfactoriamente. Si

cualquier gas combustible excede los niveles específicos se debe realizar una
investigación adicional.

Condición 2 = Indica un incremento del nivel normal de los gases combustibles. Si

cualquier gas combustible excede los niveles específicos se debe realizar una
investigación adicional. Deben tomarse medidas para establecer una tendencia.
Se puede presentar una falla.

Condición 3 = Indica un alto nivel de descomposición. Si cualquier gas

combustible excede los niveles específicos se debe realizar una investigación
adicional. Deben tomarse medidas inmediatas para establecer una tendencia. Es
probable que exista una falla.

Condición 4 = Indica una descomposición excesiva. Continuar en operación puede

resultar falla del equipo. Proceder inmediatamente y con precaución.

2.6.1- CRITEROS DE TOMAS Y PREPARACION DE LA MUESTRA

 A continuación, ya que se tienen nociones sobre el funcionamiento del
equipo de prueba y las condiciones que generan un deterioro al aislamiento del
transformador, se dará a conocer cuál fue el procedimiento que se realiza para la
ejecución de las pruebas.

La prueba se realizó bajo los lineamientos y normas que recomienda

Comisión Federal de Electricidad, en el apartado de pruebas a transformadores.

Primeramente, se debe realizar el solicitar la libranza de la línea a la cual

está conectada el transformador, a Comisión Federal de Electricidad, esto para
poder trabajar con el equipo y líneas adyacentes desenergizadas para la
seguridad de las personas que brindan el mantenimiento.

Antes de iniciar la prueba se recomienda cumplir los siguientes requerimientos:

1) Realizar la limpieza de las boquillas de los transformadores esto para

eliminar el polvo y suciedad.
2) Desconectar los neutros de los devanados del sistema de tierras.
3) Poner en corto circuito las boquillas de los devanados primarios y
secundarios.
4) Conectar correctamente las terminales de medición al transformador.
5)
La conexión del equipo de prueba se debe realizar dependiendo el aislamiento
que se quiera medir en el equipo (devanado de alta, devanado de baja, devanado
de alta contra baja), se entiende que los valores deberán ser diferentes, ya a que a
mayores niveles de tensión, mayor es la resistencia necesaria en los aislamientos.

Estos equipos de prueba cuentan con tres cables:

1) Cable de línea
2) Cable de guarda
3) Cable de tierra
Cable de línea: es el que suministra la tensión a los equipos necesaria para
obtener las lecturas de las resistencias en los devanados.

Cable de guarda: se emplea para realizar las mediciones más exactas, cuando
existan mallas con tres elementos, esto quiere decir que este cable hace
 posible que el equipo de medición desprecie las corrientes de fuga de los
devanados que se conecten a ellos.

Cable de tierra: utilizado para cerrar el circuito y de esta manera realizar las
mediciones correspondientes.

Ahora bien, ya que se tiene un conocimiento de los elementos con los que se
cuenta para realizar las conexiones de esta prueba, se mostrarán como se
deberán hacer las conexiones para una correcta medición.

2.6.2.- Prueba de Rigidez Dieléctrica

La rigidez dieléctrica es una prueba realizada a los transformadores sumergidos

en aceite aislantes, la cual nos indica la habilidad que posee el aceite para
soportar los elevados esfuerzos eléctricos que existen en el interior de un
transformador sin que se produzca alguna falla en el equipo. La medición que se
obtiene de esta prueba nos permite conocer la resistencia dieléctrica momentánea
de un aceite al paso de la corriente al aplicarle un voltaje además de la presencia
de agua libre, polvo, lodos o cualquier partícula conductora presente en la
muestra.

Para esta prueba, se le aplica a la muestra de aceite tomada un voltaje de CA con

una tasa de crecimiento controlada a dos electrodos, que pueden tener dos formas
diferentes según la norma que se aplique y están cubiertos por la muestra que se
tomó del transformador. La separación entre los electrodos es calibrada a una
distancia específica (de acuerdo a la norma aplicada). Cuando aparece un arco
entre los electrodos, el voltaje registrado en ese instante es la Rigidez Dieléctrica
de nuestra muestra.

De acuerdo a la ASTM existen dos métodos para las pruebas de rigidez

dieléctrica: el establecido por la norma D-877 y la D-1816. Para este caso se
desarrollará el procedimiento para el método según la norma ASTM D-877, el cual
consiste en un transformador, un regulador de voltaje, un interruptor, un volmetro y
una copa de prueba. Esta copa de prueba tiene dos electrodos en forma de disco
que se separan 2.5 mm con las caras paralelas.

Procedimiento para realizar la prueba

En el lugar donde se realizaron las prácticas profesionales se contaba con un

equipo para realizar la prueba de Rigidez Dieléctrica que está diseñado de
acuerdo a la norma ASTM D-877, por lo tanto, las instrucciones posteriormente
señaladas se refieren a este método de prueba.

La prueba se realiza llenado la copa hasta con el aceite hasta que los dos
electrodos queden sumergidos en aceite. Posteriormente se cierra la tapa que
cubre la zona donde se deposita la copa, cabe señalar que el equipo empleado se
conecta a una fuente de 120 volts, voltaje que es aumentado a una razón de 3 KV
por segundo hasta que el aceite contenido en los electrodos falle; consistiendo
esta falla en el brinco del arco eléctrico entre los electrodos, con lo cual se
cortocircuitan abriéndose el interruptor de alimentación de la fuente de energía.

A medida que el potencial aplicado a la muestra aumenta, el voltímetro nos dará

una medición de los kilos volts alcanzados hasta que ocurra la ruptura.

Es importante señalar que cuando se tiene una muestra de aceite muy

contaminada, deberá lavarse la copa con un solvente y secarla perfectamente,
para de esta forma poder enjuagar la copa dos o tres veces con el mismo aceite
que se deberá probar. Por este motivo y algunos otros durante la prueba se deben
cubrir las siguientes recomendaciones para una mejor obtención de resultados al
momento de efectuar la prueba:

1. Se deberá obtener la muestra directamente de la válvula de muestreo del

transformador que se desee analizar. Colocando una pequeña manguera para
extraer la muestra.

2. La muestra deberá ser colocada en un recipiente limpio, seco, cerrado

herméticamente y protegido de la luz hasta que esté listo para ser probado.
3. Antes de iniciar la prueba de la muestra, ésta debe ser inspeccionada por la
presencia de humedad, lodos, partículas metálicas y otras materias extrañas.

4. Tanto los electrodos como la copa, deberán lavarse con el aceite que se
realizara la prueba.

5. Evitar tocar los electrodos con los dedos.

6. Verificar que la distancia entre los electrodos sea la correcta.

7. Al iniciar la prueba se deberá verificar que no existan residuos en la muestra

del aceite.

A continuación, se describe el método de prueba y algunas consideraciones que

se indican en la NMX-J-123-ANCE:

1.- Se deberá realizar la prueba a una muestra limpia.

2.- Se deberá llenar la copa del aceite que desee probar hasta que cubra
totalmente los electrodos a un nivel no menor que 20mm.

3.-despues de un periodo de 2 a 3 minutos después de haberse llenado la copa a

la muestra se le deberá de aplicar un voltaje de con una relación de crecimiento 3
kV por segundo hasta que el aceite contenido en los electrodos falle; consistiendo
esta falla en el arco eléctrico entre los electrodos, con lo cual crea un cortocircuito
que abre el interruptor de alimentación de la fuente de energía, la lectura obtenida
nos indica la tensión máxima que es capaz de soportar el aceite de nuestro
equipo, cuando esto suceda, la aguja del voltímetro detendrá indicando el valor en
kV.

4.- El líquido se debe dejar reposar en la copa por un periodo de un minuto.

5.- Para determinar el voltaje de la ruptura dieléctrica la muestra será sometida a 5

repeticiones sucesivas con un intervalo de un minuto entre cada una de las
rupturas y el promedio de estas lecturas será el valor de rigidez dieléctrica del
aceite.
Equipo de prueba

El equipo de prueba diseñado con bajo referencias de la norma ASTM D-877, es

un Hipotronics que presenta las siguientes características eléctricas del equipo:

Modelo OC60D
Salida del Sistema 60 KV
Precisión de Medición ± 2 % en todas las escalas
Dimensiones 41x33x38 cm
Peso 33 kg
Frecuencia de entrada 50/60 Hz
Voltaje de entrada 120 V

A continuación, se presenta un diagrama de los principales componentes de un

probador de rigidez dieléctrica
Realización de la prueba Rigidez Dieléctrica

La prueba se debe realizar con las muestras extraídas del transformador, y

conforme al procedimiento anteriormente mencionado derivado de la NMX-J-169-
ANCE y el manual de la ASTM D 877.

En la figura No.16 se muestra la muestra de aceite en la copa (1) y los electrodos

(2s) que aplicaran el voltaje de acuerdo al que se elija en el selector (3), también
se muestra el medidor de kV (4) el cual nos indica el nivel de tensión al que es
expuesta la muestra de aceite a la cual alcanza su nivel de ruptura dieléctrica, es
decir el esfuerzo eléctrico capaz de soportar el aceite aislante de nuestro
transformador.

Resultados obtenidos

En el Anexo No. 3 se muestran los resultados obtenidos de la prueba de rigidez

dieléctrica, así como el promedio, el cual nos da la capacidad de ruptura de la
muestra.
Interpretación de resultados

La prueba de rigidez Dieléctrica nos ayuda a detectar la presencia de partículas

metálicas, suciedad, agua en estado libre en el aceite.

Como ya fue mencionado en el procedimiento de esta prueba se esperan obtener

valores superiores a los 25 kV para aceites aislantes en buenas condiciones y
libres de impurezas, para transformadores en uso, y un promedio de 30 kV para
equipos nuevos según la NMX-123-J-ANCE-2005, en tabla 1.- Especificaciones de
aceites minerales aislantes para transformador.

Es importante señalar que dicha prueba no brinda información alguna acerca

del estado del aislamiento sólido. Solo de las condiciones en las que se encuentra
el aceite del equipo para resistir el paso de una corriente eléctrica.