Instrumentación eléctrica y equipos de ensayo

El Dr. House trabaja con Cámaras Termográficas Amperis TEi

noreply@blogger.com (Amperis) — Fri, 27 May 2011 15:10:00 +0000

En el capítulo 24 de la 5º Temporada emitido por Cuatro, el día 25/05/2011, House utiliza la cámara termográfica TEi, para uno de sus análisis médicos.

Medidor de resistencia de aislamiento Amperis MIC-5000 - Manual de Operación

noreply@blogger.com (Amperis) — Tue, 02 Mar 2010 12:06:00 +0000

Manual de Operación del Medidor de resistencia de aislamiento Amperis MIC-5000

Ver características completas de este medidor de resistencia de aislamiento en Amperis.

Medidor de rigidez dieléctrica (chispómetro)

noreply@blogger.com (Amperis) — Fri, 08 Jan 2010 07:23:00 +0000

Análisis de Gases Disueltos, predicción, purificación y cambiado

Los sistemas de energía y los transformadores son equipos esenciales, por tanto, su fiabilidad y el funcionamiento seguro es importante para determinar sus condiciones de operación, y la industria utiliza pruebas de control de calidad en el diseño de transformadores llenos de aceite. Por lo tanto el empleo de medidores de rigidez dieléctrica o chispómetros es fundamental. El efecto del envejecimiento, las propiedades de aceite para transformadores (físicas, químicas y eléctricas) se estudió empleando los métodos internacionales de análisis para la evaluación de la calidad del aceite del transformador. El estudio se llevó a cabo en seis transformadores operando en campo y con períodos de seguimiento de más de veinte años. Se especificaron las propiedades que son fuertemente dependientes del tiempo, y se definieron aquellas que tienen un gran impacto en la acidez del aceite del transformador, la tensión de ruptura y de análisis de gases disueltos. Varias pruebas en el aceite de los transformadores fueron estudiadas para conocer el tiempo de purificación o su modificación, por otra parte, la predicción de las características de bajo diferentes condiciones de operación.

I. INTRODUCCIÓN

Los transformadores de potencia son equipos muy importantes de alto costo utilizados en la transmisión y la distribución de la electricidad. Su óptimo rendimiento es importante para los sistemas de operación eléctrica, ya que la pérdida de una unidad crítica puede generar un gran impacto en la seguridad, la fiabilidad y el coste del suministro de la energía eléctrica.

Los transformadores de energía eléctrica se utilizan para aumentar o disminuir la tensión y son un componente clave en cualquier red de distribución eficiente de energía. Un transformador típico incorpora bobinas de hilo conductor envuelto alrededor de un núcleo y cubierto con soporte de papel aislante. Parte esencial del funcionamiento de estos equipos son los aceites de transformadores, que sirven para dos funciones: El aislamiento eléctrico y la disipación de calor.

Lamentablemente, hay ocasiones en las que los transformadores fallan, lo que supone altos costes para el proveedor de energía y, en casos extremos, posibles explosiones, con la consiguiente amenaza para los trabajadores por lesiones graves, e impactos medioambientales significativos. Los transformadores de potencia se encuentran entre los elementos más valiosos e importantes de los sistemas de energía eléctrica. El envejecimiento del sistema de aislamiento reduce tanto la resistencia mecánica como la fuerza dieléctrica del transformador. Un transformador envejecido está sujeto a defectos que se traducen en altas fuerzas radiales y de compresión.

En un fallo en un transformador envejecido, el aislamiento del conductor normalmente se deteriora hasta el punto en que ya no puede sostener los esfuerzos mecánicos causados por el fallo. La vida/edad del transformador está comúnmente relacionada a la degradación del aislamiento, causado principalmente por la tensión térmica de los aislantes de papel, junto con la descomposición electroquímica de éste. La vida conocida de un transformador la basamos en un parámetro diseñado con respecto a la operación normal y las condiciones climáticas. El envejecimiento no sólo depende de la carga, sino también del tipo de papel, la composición de la pulpa, la humedad y el contenido de oxígeno, así como el nivel de acidez del líquido aislante.

El aislamiento es el componente principal, que desempeña un papel importante en la esperanza de vida del transformador. El aceite sufre un continuo deterioro y degradación debido a la aplicación sostenida de las tensiones térmicas de la electricidad, el ciclo de la carga termal y las condiciones climáticas. Esto puede ser peligroso para el equipo eléctrico y la instalación. La vigilancia continua de las características de aislamiento del aceite se ha convertido en una tarea importante para evitar el deterioro del aceite bajo condiciones de trabajo. Se han hecho varios esfuerzos en los últimos años para estudiar las propiedades eléctricas, físicas y químicas de los aceites aislantes. El mantenimiento preventivo diario de un transformador de aceite consiste en grabar las lecturas de nivel de aceite, lecturas de la temperatura, la media anual de muestras de aceite y toma de muestras para comprobar las propiedades físicas, químicas y eléctricas. Los análisis de aceite incluyen el peso específico, viscosidad cinemática, punto de inflamación, acidez total, humedad, desintegración de tensión y los gases disueltos. Ese es el monitoreo de la condición de aceite del transformador.

Entre esos esfuerzos hay una característica de los aceites naturales frescos y de edad avanzada. Esta área está todavía abierta a estudiar el efecto del período de servicio en las propiedades del aceite de transformadores. Las distintas pruebas de aceite de los transformadores estudiados nos permiten saber cuándo purificar, cambiar y predecir el envejecimiento en las diferentes condiciones de operación.

II. EXPERIMENTACIÓN

El rendimiento fiable de aceite mineral aislante en un sistema de aislamiento depende de ciertas características del aceite base, que pueden afectar al rendimiento global del equipo eléctrico. Para llevar a cabo sus múltiples funciones dieléctricas, transferencia de calor y de arco el aceite, deben poseer la creación de las propiedades básicas. El aceite en servicio varía ampliamente en el grado de degradación y el grado de contaminación. El aceite mineral en servicio está sujeto a alteraciones debidas a las condiciones de uso. En muchas aplicaciones, el aceite aislante está en contacto con el aire y por lo tanto sujeto a reacciones de oxidación acelerada por altas temperaturas y presencia de metales, compuestos metálicos, compuestos orgánico-metálicos o de ambos en calidad de agentes oxidantes.

Hay un gran número de pruebas que pueden aplicarse al aceite entregados junto con el equipo o el aceite de aparatos en servicio, pero las siguientes pruebas se cree que son suficientes para determinar si el estado del aceite es el adecuado para la operación continua y sugerir el tipo de acción correctora necesaria. En general no existe sólo un examen como único criterio de la condición de la muestra de aceite.

La evaluación de la condición preferiblemente debe basarse en la evaluación de compuestos de características significativas determinados en laboratorios debidamente equipados. Las pruebas experimentales se llevan a cabo en los transformadores de aceite para determinar experimentalmente sus propiedades eléctricas, físicas y químicas. Las pruebas explicadas se llevaron a cabo en Central Laboratories, Egyptian Electricity Holding Company, Ministry of Electricity and Energy. Seis transformadores con muestras de aceite de prueba para estudiar las características del tiempo de vida del aceite. Se tomaron muestras de aceite de los diferentes transformadores. Estos transformadores operaron en la estación de energía Cairo sur. Las muestras fueron tomadas de transformadores operando durante varios años, con diferentes cargas y condiciones de operación.

Las pruebas llevadas a cabo en el aceite del transformador incluyeron: la tensión de ruptura, acidez total, punto de inflamación, densidad y viscosidad cinemática.

Los diferentes casos de aceite de los transformadores utilizados en los ensayos fueron:

El aceite de transformador de los transformadores (1 y 5) está nuevo (fresco).

El aceite de transformador de los transformadores (3 y 6) está purificado.

El aceite de transformador de los transformadores (2 y 4) está cambiado

Las clasificaciones de estos transformadores, como se muestra en el cuadro (1). Los efectos de las propiedades físicas, químicas y eléctricas de aceite del transformador se estudiaron utilizando los métodos internacionales de análisis para la evaluación de la calidad del aceite del transformador.

La determinación de la tensión de ruptura de cada muestra de aceite del transformador se llevó a cabo de acuerdo con el procedimiento de prueba IEC 156. La acidez total para una muestra de aceite, que figura en (mg KOH / g de aceite), se determinó de acuerdo con el procedimiento previsto en IP 139/64. El punto de inflamación de la muestra de aceite del transformador se llevó a cabo de acuerdo con la norma ASTM D92. El procedimiento de análisis para determinar la viscosidad del aceite del transformador (mm ² / s) se da en la referencia, ASTM D445.

La gravedad específica determinó la norma ASTM 1298. Existen varios métodos de interpretación de análisis de gases disueltos (DGA) en los transformadores en servicio están previstas en la norma CEI 60599, [la Guía IEEE C57.104].

III. RESULTADOS EXPERIMENTALES Y DISCUSIÓN

El aceite de los transformadores envejece rápidamente a altas temperaturas y la humedad actúa como un catalizador para su envejecimiento. Hay también otros catalizadores presentes en un transformador que son responsables de la degradación del aceite. Estos incluyen el cobre, pintura, barniz y oxígeno. El principal mecanismo de envejecimiento de aceite del transformador es la oxidación, lo que da lugar a ácidos y formación de otros compuestos polares. Estos productos de oxidación tendrán un efecto perjudicial sobre el estudio de los procesos de degradación. El aceite de transformador, cuando se somete a esfuerzos térmicos y eléctricos en una atmósfera oxidante, va perdiendo su estabilidad y se descompone, se oxida, aumenta su acidez y, finalmente, comienza a producir barro. Este es el mecanismo de degradación del aceite. De hecho, los mecanismos de envejecimiento del aceite son complicados.

En general, el oxígeno reacciona con ciertos hidrocarburos por un proceso de radicales libres, lo que genera hidroperóxidos. Los hidroperóxidos no son estables y se descomponen para formar cetonas y agua. La presencia de grupos de hidroxilo se traducirá en la producción de alcoholes y fenoles. La mayoría de los productos de oxidación tendrán un efecto negativo en las propiedades eléctricas del aceite. Los ácidos carboxílicos que se producen serán disueltos en el aceite o evaporados. Los ácidos disueltos pueden provocar daños en el papel y las bobinas de cobre, mientras que los ácidos evaporados corroen la parte superior de la unidad. Como resultado, se dan las condiciones necesarias para la degradación del aceite. Una parte importante de la degradación del aceite proviene más por el aire en contacto con el aceite caliente en el aparato, que por los resultados de la oxidación en la degradación del aceite. La celulosa en caliente es también una fuente de oxígeno.

Las pruebas experimentales se realizan en aceite de transformadores para aclarar experimentalmente sus propiedades eléctricas, físicas y químicas. Las pruebas llevadas a cabo en el aceite del transformador incluyeron: la tensión de ruptura, acidez total, punto de inflamación, densidad y viscosidad cinemática.

La tensión de ruptura aumentó en el primer período y luego disminuyó con largos períodos de tiempo. En condiciones normales de funcionamiento, la tensión de ruptura será mínima por la oxidación y la contaminación. La contaminación se encuentra comúnmente en aceites de transformadores que contienen agua y partículas, estos contaminantes reducen las cualidades aislantes de aceite del transformador.

La disminución de la tensión de ruptura debida a largos períodos en servicio incrementa algunas partículas impuras, esto aumentará la humedad y el aceite se convertirá en no homogéneo, en consecuencia, disminuye la resistencia al aceite del transformador, que reducirá el valor máximo de la tensión de ruptura del aceite del transformador. Las descargas silenciosas y los flujos de corriente concentrada llevan a la formación de agua, ácidos e hidrógeno. Las descargas de arcos y los líquidos fomentan la producción de partículas de carbono, cera y gases como el monóxido de carbono, dióxido de carbono, acetileno y ácidos, debido a la oxidación y las descargas, hierro y cobre en el líquido, que conducen a la reducción de la resistencia eléctrica.

Información relacionada: Medidor de rigidez dieléctrica - Chispómetro Portatest de Amperis

Probar la eficiencia de baterías industriales - Descargador de baterias

noreply@blogger.com (Amperis) — Sun, 25 Oct 2009 15:04:00 +0000

Este equipo puede ser programado para descargar la batería a una corriente constante.

El descargador de baterias BDX es muy sencillo de usar y no requiere una formación específica. La programación de las pruebas requiere menos de dos minutos y la operación es completamente automática.

Características principales

El equipo protege contra la inversión de polaridad y antiarco (sin fusibles). Se previene la formación de arcos eléctricos con un circuito activo cuando la batería está siendo conectada. Si la batería se conecta con la polaridad cambiada el descargador no inicia el ensayo y la corriente no fluye.

Registrador integrado

No es necesario que un PC permanezca conectado al descargador mientras se desarrolla la descarga , porque el registrador (datalogger) tiene suficiente memoria para guardar la curva de descarga completa. Al finalizar la prueba es posible descargar los datos del BDX al PC en segundos. Las conexiones estándar son RS-232 y USB (bajo pedido). También se pueden incluir inferfaces inalámbricos.

El software TrendCom extiende la capacidad de análisis del descargador de baterias. Al ser un potente software que aumenta las capacidades del BDX, permitiendo generar diferentes gráficos de la curva de descarga, como:

Potencia de la descarga.

Tensión de la batería.

Corriente de descarga.

Capacidad descargada.

Energía descargada.

Están disponibles muchas funciones que son muy fáciles de usar, por ejemplo, es posible generar informes de prueba con gráficos y comentarios, para exportar los datos de la prueba a hojas de cálculo externas (compatibles con MS Excel, Open Office, CALC, entre otras) ; exportar un ensayo completo y enviarlo directamente por correo electrónico, etc, etc

Operación de varias unidades en paralelo (sin límite)

Cuando uno o más equipos descargador operan en paralelo es posible exportar todos los datos a TrendCom y fusionarlos en un único y completo informe de prueba. Esta característica ofrece la oportunidad de alcanzar un ilimitado poder de descarga, conectando un ilimitado número de unidades BDX en paralelo.

Cuenta, además, con protección de temperatura de todos los elementos de potencia y del banco de resistencias. En caso de sobrecalentamiento interno (por ejemplo ventiladores bloqueados, circuito de aire obstruido, etc) el descargador suspende el funcionamiento automáticamente.

Doble envolvente para máximo aislamiento térmico. Durante la operación las partes externas de la envolvente permanecen frías (la elevación de la temperatura máxima es de 10ºC) para una mayor seguridad del operario.

Sepa más sobre este imprescindible equipo descargador de baterias en Amperis Products

Descargador de baterias Amperis BDX

Voltaje de ruptura en aceite - Chispómetro Portatest

noreply@blogger.com (Amperis) — Thu, 08 Oct 2009 09:00:00 +0000

El voltaje de ruptura en aceite aislante baja las influencias de la humedad, acidez, partículas y presión.

El voltaje de ruptura de un aceite mineral aislante fue investigado bajo las influencias de humedad, acidez, presión y partículas, Los estándares IEC156/95 (VDE0370/Part5/96 y ASTM D1816) especificaban las condiciones de la prueba. La humedad provee cargadores de carga, por lo tanto una saturación de humedad de 0 a 20% decrece el voltaje de ruptura de 72 a 61 kV.

El ácido como producto deteriorante también reduce la fuerza dieléctrica por la misma razón. No el número total de acido NTA, pero a menor efecto de ácidos moleculares, mayor será el decrecimiento. Desde que el proceso de ruptura se inicia con una burbuja microscópica, y una presión en incremento; incrementa también el voltaje de ruptura. La observación del comportamiento asintótico parece llegar a un máximo valor final en el voltaje de ruptura alrededor de 150 kV. Bajo inflación apoya la generación de burbujas, reduciendo el soporte de la fuerza dieléctrica. Las partículas secas (fibra celulosa) reducen el voltaje de ruptura sólo bajo inflación, casi ninguna influencia fue observada en presión atmosférica.

Aceite mineral, ruptura, partículas, acidez, humedad, presión

1 Ruptura en aceite aislante

Introducción

El aceite aislante en transformadores de potencia sirve como un medio transmisor de calor y como un aislante liquido, dos razones que motivaron la investigación de sus propiedades de aislamiento: Primeramente los transformadores de potencia son usualmente operados bajo condiciones de envejecimiento. Así el contenido de humedad en el aceite incrementa, los productos de envejecimiento o deterioro se disuelven y las partículas se dispersan. En segundo lugar, los transformadores son operados bajo nuevas condiciones ambientales, donde se producen bajas y altas de presión. El servicio de seguridad y mantenimiento necesita una investigación meticulosa de estas influencias.

Consideraciones Teóricas

Los líquidos aislantes derivan su fuerza dieléctrica desde la más alta densidad comparada con los gases. El proceso de ruptura comienza con una burbuja microscópica, un área de largas distancias entre corpúsculos, donde los iones y electrones pueden iniciar avalanchas. Estas burbujas microscópicas son originadas por impulsos de corriente en un electrodo. El siguiente impulso de corriente inyecta portadores de carga en la burbuja, conduciendo la amplificación de corriente y finalmente a la ruptura [1]. A partir de estas consideraciones, se espera lo siguiente:

La humedad conduce a los portadores de cargas y por lo tanto disminuye el soporte de la fuerza dieléctrica.

Oxidamiento por productos tales como el ácido también llevan a los transportadores de carga a través de la disociación. Adicionalmente éstos son activos en la superficie, disminuyendo la tensión superficial. Así mantienen la evolución de la burbuja siguiendo un decrecimiento de la fuerza dieléctrica.

La presión también ejerce influencia en la evolución de la burbuja. Con un incremento de presión, el voltaje de ruptura debería incrementar. Para presiones debajo de la presión atmosférica el voltaje de ruptura debería reducirse.

Las partículas se moverán en áreas de gran tensión dependiendo de sus permitividad en relación a la del aceite. Se espera una disminución en el voltaje de ruptura si son altamente conductoras o húmedas.

Influencia de humedad y acidez
1. Dispositivo de medición

Un sistema de prueba dieléctrica convencional, Portatest midió el voltaje de ruptura a diferente contenido de humedad y acidez. El sistema funciona completamente automatizado, lo que es muy conveniente para períodos largos de prueba. La ventaja especial es una rápida detección de la ruptura y la desconexión de la corriente en menos de 1ms, que junto con una baja de energía en el circuito de prueba previene la carbonatación del aceite mineral, incluso cientos de exámenes en la misma muestra de aceite no redujeron el voltaje de ruptura debido a los productos de combustión.

Figura 1: Un equipo de prueba automático de líquidos aislantes Portatest

Los exámenes fueron llevados a cabo de acuerdo al IEC156/95 Figura II (VDE0370/Teil5/96 y ASTM D1816), i.e. electrodos esféricos con un radio de 25mm. La figura 1 muestra el sistema de pruebas automático. Un sistema automático de valoración potenciométrica “Titrino SM 702 con unidad de intercambio 806” hecho por Metrohm midió la acidez de los aceites (Figura 2). Aquí el Número Total de Acido NTA fue determinado por una valoración volumétrica con potasa para neutralizar los ácidos carboxílicos.

Figura 2

La humedad de los aceites fue determinada como la humedad contenida relativa a la saturación (RS en %) por sensores capacitivos Vaisala HMP 228. En orden de obtener resultados dependientes, los sensores fueron cuidadosamente calibrados por soluciones saturadas de sal con cloruro de litio y cloruro de sodio. El contenido de humedad relativo a la saturación (%) brinda más información sobre los efectos cruciales de la humedad en el voltaje de ruptura que el uso convencional del contenido de humedad relativo al peso en ppm. Por lo tanto fue controlado para medir la humedad en ppm. No obstante este valor puede ser calculado por isotermas de adsorción como fue publicado en [2].

Aceites aislantes investigados

Nuevo tipo de aceite aislante mineral tipo Nynas Nytro 3000 y servicio de desgaste Shell K 6 SX de 1964 fueron investigados. Ambos aceites estaban libres de partículas y saturados de gas, la temperatura era de 20-21ºC. Con el fin de obtener aceites con acidez variada ambos aceites fueron mezclados en seis pasos, ver la siguiente tabla y los resultados de la valoración del acido en Figura 3. Radio del acido total de Nynas a Shell.

Figura 3: Resultados de la determinación del NTA en los seis aceites aislantes investigados

Investigar la influencia en una baja molecular de ácidos carboxílicos, ácido fórmico HCOOH, el cual también es un producto deteriorante, fue agregado al nuevo Nynas Nytro 3000.

Esto resulto en un NTA de 0,27. La humedad de los aceites investigados fue variada en cuatro pasos: 0-5-10-20% de la saturación relativa de humedad. Esto cubre un rango típico de transformadores de poder. Para obtener varios contenidos de humedad, cada uno de los seis aceites fue establecido por la inmersión de la celulosa, De acuerdo al equilibrio termodinámico y las capacidades de adsorción de la humedad, la saturación relativa de la celulosa determina la saturación relativa del aceite [2].

Ejemplos para obtención de 10% de saturación de humedad relativa en aceite, papel aislante con 10% de saturación de humedad relativa fue agregado. Ciclos de calor subsecuentemente afectan una difusión rápida y homogénea de la distribución de la humedad.

Resultados y discusión.

Un gran dispersamiento de los resultados significa la medida del voltaje de ruptura. Los primeros 40-100 pruebas de ruptura fueron significativamente más bajos que el anterior valor alcanzado. Esto puede ser explicado por partículas en el aceite y en los electrodos. La figura 3 ilustra dicho fenómeno.

Número de mediciones

Ruptura del voltaje/kV-

Figura 4: Esparcimiento del voltaje de ruptura

Figura 5 representa el voltaje de ruptura en aceite mineral como una función de la saturación de humedad relativa y número total del acido. Cada punto de medición es el promedio de alrededor de 150 rupturas únicas, considerando que los primeros resultados con la enorme dispersión fueran rechazados. La saturación relativa de humedad/ % del voltaje de ruptura / kV

Figura 5: El voltaje de ruptura en aceite mineral como una función de la saturación de humedad relativa y un número total de acido

Es evidente, que con el incremento de la saturación de humedad relativa desde 0 a 20% el voltaje de ruptura para nuevo aceite se reduce desde 72 a 61 kV. Con el acido en incremento (NTA) desde 0,01 a 0,49 y una saturación constante relativa de 0% el voltaje de ruptura se reduce de, 72 kV a 61 kV.

Figura 6 muestra la influencia de bajo acido molecular disuelto adicionalmente comparado a un nuevo y a un aceite de servicio deteriorante. La saturación de la humedad relativa in todos los aceites fue de 10%. Aquí el acido fórmico fue agregado a un nuevo Nynas Nytro 3000, conduciendo a un NTA de 0,27.

Debido a la fuerza del acido en el voltaje de ruptura se reduce a un 38,7 kV, el cual es mucho menor que el del aceite de servicio deteriorante, aunque la acidez de este último es mayor con 0,49. Uno puede concluir, que no el número total de acido, pero más bien el bajo acido molecular contribuye a la reducción del voltaje de ruptura. Esto tiene que ser considerado cuando se comparan esos resultados con otros.

Influencia de presión y partículas
1. Dispositivo de medición

El voltaje de ruptura de aceite aislante fue medido con tres diferentes dispositivos de prueba para tres rangos de presión. Para una presión de aceite de 1-21 barras y para 1-100 barras dos celdas especiales de medición fueron construidas. El sistema de pruebas automatizada de Portatest con una medida de celda modificada a la presión del aceite de 0,1-1,5 barras. En este contexto la presión de una barra es igual a la presión atmosférica o estándar. Figura 7 muestra el dispositivo de medición para 1-21 barras de presión de aceite. Un transformador de alto voltaje genera la prueba de voltaje AC, el cual es conectado sobre resistencias protectoras con la celda de medición. En la conexión a tierra en la celda de una investigación actual observa la corriente del cortocircuito.

Figura 7: Dispositivo para 1-21 barras de presión de aceite.

Una celda de prueba para la sobrepresión fue construida hecha de resina epoxi. El volumen del aceite ascendía 1,1l. Los electrodos son hechos de acero inoxidable con una forma de acuerdo a EN 60156/ VDE 0370 T.5 (tipo seta o esférica con un radio de 25mm) y un espacio de 2,5 mm. La presión muy alta de hasta 100 barras requiere una segunda celda de prueba. Aquí fueron usados electrodos hechos de aleaciones de bronce. La figura 8 muestra la celda de prueba y los electrodos.

Figura 8: Celda de prueba y electrodos para presión de aceite 1-100 barras

Un convencional AC el transformador de prueba generó el voltaje de prueba. Un divisor de tensión capacitivo junto con un osciloscopio digital midió el voltaje de ruptura.

Figura 9: Diagrama de circuito para las investigaciones a 1-100 barras

Para las pruebas de rupturas de líquidos es muy importante limitar la corriente del cortocircuito, ya que las partículas de aceite que hacen combustión influenciaran los resultados de las pruebas. Lo siguiente significa disminuir este error potencial.

Una serie de resistencias Rp al lado LV del transformador HV teniendo 5 Ohms reduce la corriente.

Una serie de resistencias Rp al lado HV teniendo 1 MOhm amortiguando adicionalmente.

Un circuito electrónico detecta la ruptura por componentes de alta frecuencia en el voltaje y la corriente. En consecuencia el arco eléctrico se extingue en las próximas 30ms después de la ruptura. La carga eléctrica por ruptura es menos que 800 µC. Para el rango de presión menor de 0,1-1,5 barras el sistema automático de prueba como fue descrito en la sección 2.1 fue usado. La medida original de su celda se volvió a prueba de presión por una nueva tapa con conexiones a una bomba de vacio y un manómetro, ver la figura 10.

Figura 10: el sistema de prueba automático Portatest con celdas de medida modificada teniendo aquí 0,3 barras de presión.

Aceites aislantes investigados

Los nuevos aceites minerales aislantes tipo Nynas Nytro 3000 (no inhibido) y Nynas Nytro 3000 X (inhibido) fueron investigados.

Ambos aceites estaban libres de partículas y gas saturado. Desgasificación con un secado convencional y la planta de desgasificación mostro que no había influencia durante el voltaje de ruptura. La saturación de la humedad relativa fue 4-6%, la temperatura 20-22ºC. Para investigar la influencia de partículas, fibras de cartón prensado seco fueron dispersadas en una concentración de 20 t 75 g/t aceite.

Resultados y discusión

Figura 11 muestra ejemplar de voltaje y corriente durante una ruptura en la configuración para las investigaciones de 100 barras.

La figura izquierda muestra el voltaje, la derecha la corriente con una escala de 1 V=1 A. Figura 11: Voltaje (izquierda) y corriente de una ruptura a 1 barra.

Figura 12 muestra el voltaje de ruptura del aceite aislante como una función de presión con escala lineal del eje x.

Este diagrama combina los resultados de todos los tres dispositivos de medición usados para las investigaciones de presión. El número de las rupturas únicas por cada punto de medida fue 200-420 para el rango de presión bajo 1 barra y 75 para el rango de presión sobre 1 barra. Los resultados muestran una derivación considerable del estándar causada por naturaleza estocástica del proceso de ruptura, pero un pequeño 5%, del cinturón de confianza.

Figura 12: el voltaje de ruptura de un aceite aislante como una función de presión con una escala lineal en el eje x.

Solo como la teoría deja que uno asuma, un aumento de presión en el aceite causa un incremento en el voltaje de ruptura hasta un valor asintótico final. El proceso de ruptura comienza en burbujas microscópicas, inducido por la inyección de corriente [1]. Una alta presión obstaculiza la evolución de la burbuja. Por otro lado bajo inflación la apoya. Resultando en un valor de ruptura descendiente. En la figura 13 permite para una mejor vista de la baja del rango de presión debido a su escala logarítmica en el eje x.

Figura 13: el voltaje de ruptura del aceite aislante como una función de presión con una escala logarítmica del eje x.

El aceite inhibido tiene solo una pequeña influencia en el voltaje de ruptura. El valor máximo asintótico para el aceite desinhibido parece estar alrededor de 140 kV, considerando que el aceite inhibido viniera cerca de los 150 kV.

Figura 14 muestra, como las partículas secas de celulosa influencian el voltaje de ruptura en un nuevo aceite. Para el rango bajo de presión hay una reducción, pero para la presión atmosférica y sobre la influencia y solamente pequeña, La razón para la influencian que las partículas permiten a la burbuja evolucionar. Este efecto claramente visible sucede solo bajo inflamación. Debe ser mencionado, que solo fibras secas celulósicas fueron agregadas, para fibras húmedas la influencia será más dramática.

Figura 14: Influencia de partículas secas de celulosa en el voltaje de ruptura en aceite nuevo

Durante las medidas en alta presión del aceite un fenómeno fue observado: el aceite recupero su capacidad aislante, la ruptura en aceite desapareció en la siguiente mitad de ciclo de la prueba de voltaje. Estas “rupturas parciales” ocurrieron típicamente a 70-85% del promedio del voltaje de ruptura en una presión especifica de aceite.

La figura 15 ilustra su comportamiento, por favor ver el contraste con la figura 11, donde una ruptura completa en aceite es representado.

Figura 15: El voltaje en la brecha de aceite en una “ruptura parcial”

El radio de las rupturas totales para las “rupturas parciales” depende de la presión de aceite, como mostrado en la figura 16. Bajo presión atmosférica todas las rupturas fueron completas, en 60 barras 80% de las rupturas fueron “parcialmente”. Una explicación posible de la presión dependiente es, que la alta presión apaga el arco eléctrico en la brecha de aceite. Así el aceite recupero su capacidad aislante en algunos milisegundos.

Figura 16: Radio total de las rupturas parciales como una función de la presión del aceite

Resumen y conclusiones

El voltaje de ruptura en aceite mineral aislante fue investigado bajo las influencias de humedad, acidez, presión y partículas usando electrodos de acuerdo a IEC156/95 Figura II (VDE0370/Teil5/96 y ASTM D1816)

El proceso de ruptura comienza con una burbuja microscópica

La humedad provee cargas eléctricas, por lo tanto una saturación de humedad de 0 a 20% reduce la fuerza dieléctrica de 72 a 61 kV.

El acido como producto deteriorante reduce la fuerza dieléctrica también por la misma razón.

No el número total de acido NTA, pero los bajos ácidos moleculares causan mayor efecto.

Una presión en aumento también incrementa el voltaje de ruptura. El comportamiento asintótico parece llegar a un valor máximo final de alrededor de 150 kV.

Bajo inflación apoya la generación de burbujas. Reduciendo el soporte de la fuerza dieléctrica.

Partículas secas (fibras de celulosa) reducen el voltaje de ruptura solo bajo inflación, ya que ellos apoyan la generación de burbujas. Casi no hay influencia bajo presión atmosférica y por encima de ella.

Temas relacionados:
Chispómetro de aceite dieléctrico de transformador | Chispómetro | Medidor de tensión de ruptura de aceite dieléctrico | Medidor de rigidez dieléctrica de aceite

Monitorización de transformadores

noreply@blogger.com (Amperis) — Tue, 09 Jun 2009 09:44:00 +0000

Amperis introduce en España la más avanzada tecnología para el analisis de gases disueltos en aceite de transformadores.

El equipo de analisis de gases disueltos en aceite Myrkos se usa en conjunto con la jeringa Shake Test® (prueba por agitación) o con una sonda extractora de gases especialmente diseñada para medir por separado los siguientes gases de falla disueltos en el aceite de transformador: hidrógeno, metano, monóxido de carbono, dióxido de carbono, etileno, etano y acetileno.

La medición en el sitio de gases de falla disueltos en equipos eléctricos llenos de aceite (transformadores, reactores, aisladores de cruce, cortacircuitos, cambiadores de toma carga, etc.) pueden realizarse rápidamente y con precisión con el Analizador DGA Myrkos. Se puede realizar un análisis completo de gas en aceite en minutos para detectar los 7 gases de falla.

El Myrkos es esencialmente un cromatógrafo portátil de gas muy rápido, optimizado para el análisis de muestras de gas. No está concebido para el análisis directo de líquidos ya que la entrada de cualquier cantidad de líquido causará daños inmediatos e irreversibles a la unidad.

Para poder medir gases disueltos en aceite, debe producirse una muestra de gas en la que las concentraciones de fase del gas sean relativas de manera conocida y reproducible con las concentraciones disueltas. El Myrkos está concebido para usarse en conjunto con una sonda extractora de gas o una jeringa Shake Test®, un dispositivo exclusivo para extracción de gas, desarrollado y manufacturado por MSS.

Sepa más sobre este equipo en la web:
http://www.amperis.com/productos/pruebas-transformadores/myrkos/

Mantenimiento de redes electricas de alto voltaje

noreply@blogger.com (Amperis) — Sun, 08 Mar 2009 21:56:00 +0000

En este impresionante vídeo se muestra como dos operadores inspeccionan cables de alto voltaje

Mejorando la medida de descargas parciales

noreply@blogger.com (Amperis) — Thu, 05 Feb 2009 18:47:00 +0000

Una descarga parcial es la disipación de la energía causada por la acumulación de intensidad en un campo eléctrico localizado. En los dispositivos de alto voltaje tales como transformadores, esta acumulación de carga y su liberación puede ser síntoma de problemas asociados con el envejecimiento, partículas flotantes y ruptura de aislamiento. Esta es la razón por la que la detección de descargas parciales se utiliza en los sistemas de energía para supervisar el estado de los transformadores de alta tensión.

Si esos problemas no son detectados y reparados, la fuerza y la frecuencia de las descargas parciales aumenta y, finalmente, produce el fallo del transformador, que puede causar daño al equipo externo e incendios, con la consecuente pérdida de ingresos debido a un imprevisto corte de luz. La detección fiable de las descargas parciales en línea es una necesidad fundamental para mejorar la seguridad del personal de las empresas y reducir la pérdida potencial del servicio.

El fenómeno de las descargas parciales se manifiesta en una variedad de señales físicamente observables, incluidos las señales eléctricas y acústicas, y en la actualidad se detectan mediante una gran cantidad de técnicas de medición.
Estas técnicas incluyen transductores piezoeléctricos (PZT), basados en detección acústica. Muchos sistemas modernos utilizan una combinación de estas técnicas porque la detección eléctrica es una disciplina madura y probada, y la detección acústica permite que la señal sea localizada cuando varios sensores están montados en el exterior de la cuba.

Sin embargo, si un sensor acústico puede ser colocado en el interior de la cuba, no sólo la detección acústica será más fácil debido al aumento de la amplitud de la señal y la eliminación de las múltiples interferencias, sino que el posicionamiento también podría llevarse a cabo con más precisión en menos tiempo.

Este artículo presenta un sensor acústico de fibra óptica diseñado para detectar y localizar descargas parciales en un transformador de alta tensión. El sistema se basa en un sistema de sensor acústico óptico que es capaz de sobrevivir a las duras condiciones ambientales sin comprometer la funcionalidad del transformador, que permite la detección en línea y posicionamiento.

Este artículo presenta la funcionalidad teórica y validación experimental de un sensor de banda limitada OA en un rango de 100-300 kHz, lo cual coincide con la frecuencia de un pulso acústico causado por una descarga parcial.

También presenta un sistema de posicionamiento utilizando la diferencia de tiempo de llegada (TDOA) del pulso acústico con respecto a los cuatro sensores que es capaz de informar acerca de la posición tridimensional de la descarga parcial con una tolerancia de ± 5 cm en cualquier eje.

Las descargas parciales son interrupciones de corriente causadas por la acumulación de intensidad de campo eléctrico en una región finita. En dispositivos de alta tensión, tales como transformadores, las descargas parciales pueden ser un síntoma de problemas en el dispositivo.

Con el tiempo, se pueden dañar los materiales en el transformador, incluyendo la disolución y el revestimiento de papel de aislamiento de las paredes de la cuba del transformador. Si el daño no es detectado o corregido, los errores pueden provocar que el transformador deje de operar en sus parámetros normales y, finalmente, un fallo de graves consecuencias tendrá lugar, causando daños potenciales en torno a equipos e instalaciones, así como la pérdida de ingresos debido a un imprevisto corte de luz. En un sistema moderno de energía de alta tensión, se utiliza la detección de descargas parciales para supervisar el estado de los transformadores.

Los principales métodos de detección de descargas parciales se basan en observaciones de las características eléctricas y acústicas del fenómeno. Los sistemas de detección acústica de descargas parciales son más ventajosos que los sistemas de vigilancia de transformadores eléctricos, ya que además de la detección, la medición de la señal observada por varios sensores acústicos permite la localización de las descargas parciales.

La información de posición puede ser utilizada por monitores de planta para diagnosticar la causa de la descarga parcial, así como reducir el tiempo de mantenimiento. El problema con los actuales sistemas de detección acústica de descargas parciales es que la señal acústica debe observarse fuera de la cuba del transformador, ya que no existen sensores desarrollados que puedan sobrevivir en el interior de la cuba y ser eléctrica y químicamente neutros. Porque el camino entre la descarga parcial y los sensores acústicos están entre la pared de la cuba, las interferencias pueden limitar gravemente la exactitud de cualquier sistema de posicionamiento.

La interferencia es causada por las diferencias de velocidad de la onda acústica en el aceite mineral y la cuba del transformador. Como el pulso acústico viaja a través de la cuba, se encuentra con la pared en diferentes momentos, y es registrado por el sensor exterior. En el caso de la HVT, la señal llega al sensor antes que a través del aceite, porque la velocidad del sonido en el acero es mucho mayor que en el aceite mineral. Esta diferencia de tiempo de tránsito puede dar lugar a una distorsión de la señal que conduce a un cálculo erróneo TDOA. Por lo tanto, sería una enorme ventaja contar con un sensor diseñado para funcionar dentro dla cuba del transformador sin inhibir o cambiar la funcionalidad del transformador. Una vez que un sensor interno ha sido diseñado, un sistema de posicionamiento debe ser empleado, que hace uso más eficiente en capturar señales acústicas. La ubicación de la fuente de descargas parciales en la cuba del transformador está determinada por medir la diferencia de tiempo de llegada (TDOA) de la señal acústica de cada uno de entre varios sensores de posiciones dentro de la cuba, que luego pueden ser utilizados para resolver un sistema de ecuaciones no lineales.

Este articulo presenta un sistema de sensores ópticos basados en la detección y ubicación acústica. El sensor, un sensor acústico de fibra óptica, está hecho de sílice de forma que es a la vez, tanto química como eléctricamente neutro, y pueden sobrevivir a las duras condiciones de la cuba, sin comprometer el interior del transformador o alterar la funcionalidad del dispositivo. Esto permite registrar los datos a los sensores para, mientras que el transformador está en línea, a fin de que la HVT pueda ser monitoreada constantemente y sin pérdida de servicio. El sistema también tiene la capacidad de posicionamiento, ya que consta de cuatro sensores, que proporcionan TDOA, tres mediciones y pueden proporcionar la fuente de posición en tres dimensiones con una precisión limitada por un cubo de 10 cm.

El desarrollo de este sistema es importante porque actualmente la detección y localización de descargas parciales en los sistemas son insuficientes para proporcionar resultados fiables en un plazo de tiempo razonable.

En el caso de equipos eléctricos o de detección química, la información de la posición lo es todo, pero es imposible la utilización de estos métodos por sí solos. La detección acústica ofrece la posibilidad de localizar un descargas parciales, pero la precisión de los sistemas actuales es de entre 10 cm en cada eje, y un pie, es costoso y requiere algoritmos los períodos de observación en el orden de horas para encontrar una ubicación única de descargas parciales. El sistema presentado en este articulo tiene potencial para permitir la detección en tiempo real y la precisión del posicionamiento que superan a los encontrados en la literatura.

epa más sobre equipos de medida de descargas parciales en la web de instrumentos de medida Amperis

Verificacion de fallos en equipos electricos

noreply@blogger.com (Amperis) — Wed, 01 Oct 2008 07:01:00 +0000

Verificacion de fallos en equipos electricos

Sinopsis

La verificación de fallos es un procedimiento utilizado para confirmar que un equipo de seguridad eléctrica funciona correctamente y detectará los fallos en dicho dispositivo.

Mecánica en la naturaleza

Muchos de los medidores de seguridad disponibles en el mercado eran de la edad analógica.

Hoy en día los medidores de seguridad son controlados por microprocesador de alta tecnología y software impulsado por circuitos que permiten la verificación con el fin de ser incorporada en el propio instrumento. Estos no sólo eliminan un equipo mecánico extra sino que ahorran costos, además las pruebas son más fáciles y más seguras puesto que no hay nada externo para conectar. El sistema de verificación interna determina si el probador detecta un fallo.

Diversas agencias de seguridad han exigido a los fabricantes realizar estas pruebas, asegurando que los productos funcionen correctamente. Y si bien es posible que un componente cause un mal funcionamiento del instrumento, hay otras condiciones que pueden causar resultados inexactos en ensayos de seguridad eléctrica.

1. Si la alta Tensión o la devolución es abierta entonces es posible que el instrumento no detecte errores a causa de esta condición de circuito abierto. Aunque recientes instrumentos modernos usan tecnologías como "Ajustes Bajo Límite" y "Carga DC" la detección ayuda a eliminar este problema. La verificación puede ayudar a asegurar que estos parámetros se establecen correctamente.

2. Muchas pruebas de seguridad se realizan a través de diversos tipos de acople. Esto también crea una condición de circuito abierto que puede ser detectado con bajos límites de carga y ajustes DC-LO.

3. Aunque los instrumentos más recientes son más a prueba de manipulaciones, siempre es posible que alguien con el acceso a los menús de configuración puede haber cambiado o desconfigurar los parámetros de detección de sistemas. La verificación puede ayudar a poner a prueba todos los modos de las pruebas de seguridad eléctrica.

Requisitos de la Agencia Europea de Seguridad

La mayor parte de las directrices de la Agencia Europea de Seguridad permiten que el personal que ha sido correctamente formado en el uso de pruebas de seguridad, pueda llevar a cabo la verificación de fallos de los instrumentos. Pero ¿Con qué frecuencia se deben realizar estas pruebas de verificación?. Depende de cada organismo. Algunos organismos pueden exigir que esta prueba se realice varias veces al día. También es muy común realizar puruebas de verificación al comienzo de cada cambio de turno. Sin embargo, otros organismos sólo requieren la verificación al comienzo o al final de cada día.

Por supuesto, el fabricante es el primetro en conocer las directrices de sus respectivos organismos de seguridad.

Se recomienda que la verificación se realice en cada cambio de turno, ya que es, por lo general un tiempo conveniente para llevar a cabo la prueba y se garantiza el proceso de verificación a un nuevo operador.

Aunque la mayoría de los organismos de seguridad establecen directrices para llevar a cabo la frecuencia de las pruebas verificación, ninguno hace recomendaciones para la forma exacta en que la prueba debe ser realizada. Esto ha dado lugar a cierta confusión y varios métodos diferentes se han recomendado por los fabricantes de instrumentos de ensayo de seguridad eléctrica.

Métodos de Verificación de ensayo Comunes

Métodos de resistencia - Resistencias fijas se pueden utilizar para verificar fallos en instrumentos. Muchos fabricantes proporcionan cajas con varios valores comunes de resistencia incorporados. El operador debe seleccionar la resistencia correcta y conectar los conductores de prueba a través de la carga resistiva. La resistencia seleccionada debe ser un valor que permita suficiente flujo de corriente en una prueba de tensión superior a la del instrumento de detección de fallos en circuitos eléctricos.

La tensión de ensayo puede ser puesta al instante o aumentarla gradualmente al nivel seleccionado. Si la detección del fallo de los circuitos está funcionando correctamente el instrumento debe indicar un error antes de que la prueba de tensión sea alcanzada. Un inconveniente de este método es que no permite variaciones de un producto a otro, por lo que se hace necesario seleccionar y utilizar distintos tipos de valores de resistencia o seleccionar una que genere suficiente corriente para simular el error en todos los dispositivos bajo prueba (DUT's, Device Under Test)

Método del Switch Externo - Otro método muy sencillo para realizar la verificación de la seguridad es simplemente mediante la conexión de los conductores de prueba juntos para crear un corto circuito. Si el instrumento está funcionando correctamente debería notarse un excesivo flujo de corriente e indicar un fallo.

Si el instrumento indica error durante la detección del fallo significará que el sistema de verificación del Hipot ha sido verificado.

Este mismo procedimiento se puede utilizar para realizar la verificación de fallos IR.

El cortocircuito será causado por la baja resistencia, que deberá ser tomado como un error del instrumento.

El comportamiento de la continuidad y la comprobación de la conexión a tierra es similar, salvo que ahora, una conexión de corto se considera adecuada. Recuerde que estas pruebas buscan la continuidad pero una condición abierta ahora representa error. Para simular continuidad y la comprobación de la conexión de puesta a tierra el conductor de prueba debe quedar abierto, mientras que la prueba se ejecuta para simular un DUT conexión a tierra.

Aunque este sistema de trabajo dispositivo externo para realizar la prueba de verificación.

El medidor de aislamiento modelo MIC-5000 se emplea principalmente en pruebas de resistencia de aislamiento en cables de potencia, motores eléctricos, transformadores, y otros equipos relacionados con la energía eléctrica.
El equipo realiza la medida de tensiones continuas y alternas así como medida de resistencias bajas con tensiones bajas. Los terminales del equipo están protegidos frente a sobretensiones y cumple la norma IEC 61557.

Sepa más sobre este fantástico equipo de medición de aislamiento en la web de Amperis - Instrumentos de medicion

Calculadoras: frecuencia, resistencia, ohm, tension

noreply@blogger.com (Amperis) — Tue, 23 Sep 2008 08:48:00 +0000

Pequeña colección de Calculadoras: frecuencia, resistencia, ley de ohm, impedancia, tension, frecuencia e intervalo para el aficionado o estudiante.

Calculadora de valores de resistencia mediante los colores - (en Inglés)

Otra calculadora de resistores - Este utiliza casillas de verificación en lugar de la lista desplegable de menús y también calcula el valor equivalente de dos resistencias en paralelo. (en Inglés)

Calculadora de Ley de Ohm - JavaScript para resolver la Ley de Ohm para tensión, corriente, Resistencia y Potencia. Introduzca los dos incógnitas por resolver. (en Inglés)

Calculadora de tensión - Calcula tensión, corriente, y problemas de disipación de energía por dos elementos divisores resistivos de tensión. (en Inglés)

Calculadora de Impedancia - Calcula la reactancia, impedancia y el ángulo de fase.

Calculadora RC- JavaScript para resolver R y C. (en Inglés)

Calculadora de Tiempo RL - Java Script para resolver los R y L para determinados valores de los valores instantáneos. (en Inglés)

Calculadora de Frecuencia e Intervalo de tiempo - Calcula los intervalos de tiempo para el temporizador 555 sobre la base de R y C. También contiene descripciones y el funcionamiento de cada entrada y salida del temporizador y los esquemas de los dos modos básicos de operación. (en Inglés).

La Medida Electrica

noreply@blogger.com (Amperis) — Tue, 23 Sep 2008 06:38:00 +0000

Medición o medida (acción y resultado de medir), es la comparación de la cantidad de una magnitud física con la cantidad contenida en otra magnitud de igual naturaleza que se toma como unidad

1. Concepto de medida

Por tanto, el resultado de una medición (o medida) es una cantidad expresada por un número que indica cuántas unidades contiene la magnitud objeto de tal análisis.

Atendiendo a la finalidad, cabe hacer la distinción entre dos tipos de mediciones que son comunes para cualquiera que sea la naturaleza del objeto a medir: eléctrica, mecánicas, hidráulica, térmica, lumínica, sonora, etc. Estos dos tipos son:

— Mediciones Técnicas destinadas a determinar valores de cantidades de magnitudes físicas con fines de información, control, protección o facturación, realizadas generalmente «in situ» o en Laboratorios ubicados dentro de unidades productivas, que utilizan instrumentación no excesivamente sofisticada o cara y relativamente versátil. Ejemplo de este tipo de mediciones se pueden encontrar constantemente en la vida cotidiana: básculas de los mercados de abastecimientos, contadores de agua, gas o energía eléctrica, cintas métricas, fotómetros y sonómetros, termómetros, cuentarrevoluciones, etc.

— Mediciones Metrológicas y Calibraciones. Son aquéllos procesos realizados con regularidad, en los que se incluyen mediciones que están destinados a certificar legalmente la calidad y clase de precisión tanto de los instrumentos de mediciones técnicas como de otros elementos de calibración de orden inferior. En las calibraciones, más que mediciones se realizan comparaciones de las indicaciones del instrumento en prueba con los parámetros proporcionados por elementos físicos denominados Patrones (o Calibradores); patrones que, a su vez, deben calibrarse por comparación con otros de nivel superior, prolongándose la cadena hasta los patrones Primarios o absolutos. La existencia identificada y documentada de una cadena completa que abarque desde el instrumento de medición o calibración hasta el patrón o los patrones primarios, al menos Nacionales, se denomina TRAZABILIDAD.

Por supuesto este tipo de operaciones sólo pueden llevarse a cabo en Laboratorios Reconocidos y equipados con materiales y patrones de elevado coste y de los que en España sólo existen una docena escasa. Es conveniente hacer notar que sea cual sea el tipo de medida, los procesos de comparación de la magnitud a medir con su unidad o con su valor equivalente, así como la obtención del resultado numérico, siempre tienen imperfecciones, lo que da lugar a que el resultado contenga un mayor o menor grado de incertidumbre o imprecisión o, lo que es lo mismo, que el valor numérico obtenido sea distinto del valor real exacto, el cual será siempre desconocido, aunque afortunadamente acotable ⁽¹⁾.

Un ejemplo puede ayudarnos a comprender estas últimas afirmaciones que a priori parecen desconsoladoras.

2. Ejemplo de medición

Veamos con detalle un ejemplo de tipo mecánico que puede ser comprendido sin necesidad de conocimientos específicos eléctricos previos.

Medición de la masa de un objeto material

(1) Naturalmente los procesos de determinación del número de objetos contenidos en un conjunto pueden proporcionar valores absolutamente exactos cuando dichos procesos se realizan por cómputo, pero a un proceso de tal naturaleza no se le denomina medir, sino contar.

Sepa más sobre equipos de medida eléctrica, como ohmetro, telurometro, equipos de medida de aislamiento eléctrico y otros equipos en la web de Amperis, www.amperis.com

Tarifas electricas

noreply@blogger.com (Amperis) — Thu, 18 Sep 2008 22:47:00 +0000

Todo lo que hay que saber sobre las tarifas eléctricas.
Autores: Bernabé Blanco de IES "El Arenal" de Dos Hermanas (Sevilla)

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Capacitancia

noreply@blogger.com (Amperis) — Thu, 18 Sep 2008 21:13:00 +0000

Capacitancia, definición

Consideremos dos conductores que tienen una diferencia de potencial V entre ellos, y supongamos que los dos conductores tienen cargas iguales y de signo opuesto. Esto se puede lograr conectando los dos conductores descargados a las terminales de una batería. Una combinación de conductores así cargados es un dispositivo conocido como condensador. Se encuentra que la diferencia de potencial V es proporcional a la carga Q en el condensador.

Capacitancia.
La capacitancia entre dos conductores que tienen cargas de igual magnitud y de signo contrario es la razón de la magnitud de la carga en uno u otro conductor con la diferencia de potencial resultante entre ambos conductores.

C = Q
V

Obsérvese que por definición la capacitancia es siempre una cantidad positiva. Además, como la diferencia de potencial aumenta al aumentar la carga almacenada en el condensador, la razón Q/V es una constante para un condensador dado. Por lo tanto, la capacitancia de un dispositivo es la medida de su capacidad de almacenar carga y energía potencial eléctrica.

Las unidades de la capacitancia en el SI son el Coulomb por Volt. La unidad en el SI para la capacitancia es el faradio (F), en honor a Michael Faraday.

1 farad (F) = 1 coulomb (C)
1 volt (V)

Medición del Aislamiento

noreply@blogger.com (Amperis) — Thu, 14 Aug 2008 16:36:00 +0000

Los daños debidos a sobretensiones en equipos electrónicos (ordenadores, tv., vídeo, etc.) e instalaciones vienen aumentando desde hace años. Esto se debe al empleo de componentes electrónicos cada día más sensibles a dichas sobretensiones.

En especial, los sistemas informáticos pueden sufrir importantes daños o incluso llegar a destruirse si no están convenientemente protegidos. Al coste de estos desperfectos producidos en los propios aparatos o en la instalación, es necesario sumar los costes añadidos por ausencia de servicio durante días.

CAUSAS DE LAS SOBRETENSIONES TRANSITORIAS

Las causas que ocasionan una sobretensión transitoria son variadas, pero todas ellas pueden englobarse en los 4 grupos que se describen a continuación:

-Impacto directo del rayo, caso en el que éste alcanza directamente el edificio, haciendo que los conductores de la instalación se vean sometidos en breves periodos de tiempo a potenciales muy elevados que ocasionan la destrucción instantánea de los equipos electrónicos conectados a dicha instalación.

-Impacto lejano, casos en los que el edificio no ha sido alcanzado directamente por el rayo, pese a lo cual el funcionamiento de la instalación se ve afectado debido a la onda de expansión que se transmite a través de las líneas de alimentación de la red eléctrica.

-Impactos entre nubes, casos en los que el rayo rebota de nube a nube. La instalación eléctrica puede verse afectada debido a las cargas de reflexión que intervienen en dicho fenómeno atmosférico y provocan aumentos en el potencial de los conductores, especialmente si estos provienen del exterior del edificio.

-Procesos de conmutación, tales como operaciones de encendido y apagado, contactos a tierra accidentales, conmutaciones de cargas inductivas o capacitivas, etc. que hacen que, al igual que en los tres casos anteriores, se produzcan riesgos de sobretensiones que provocan fallos en el funcionamiento normal de los equipos.

PRUEBAS ESTABLECIDAS

Las instalaciones de alta tensión construidas según las normas de la serie DIN VDE 0100 han de someterse a las pruebas establecidas en dicha norma, parte 610, cuando son instaladas, modificadas o ampliadas. Estas pruebas no sólo abarcan las diferentes mediciones para comprobar el funcionamiento de las medidas de protección y la conexión equipotencial, sino que también son válidas para comprobar la resistencia de aislamiento.

Dichas pruebas deben realizarse al poner en servicio la instalación y repetirse, después, en modificaciones, trabajos de reparación o ampliaciones de una instalación eléctrica. El instalador ha de demostrar que la instalación cumple las exigencias en cuanto a protección de seres humanos, animales y equipos electrónicos [1]. Vamos a ver ahora qué peso tiene la medición de la resistencia de aislamiento dentro de las pruebas obligatorias y hasta qué punto las instalaciones consumidoras conectadas o las protecciones contra sobretensiones pueden falsear los resultados de la prueba.

En términos generales, con la medición del aislamiento, el propietario o usuario de la instalación obtiene datos sobre el estado de seguridad de la instalación. Si la resistencia es muy baja los cables se ven sometidos a cargas excesivas que pueden convertirse en el foco de un incendio. Fue justo este hecho el que provocó que las compañías de seguros impusieran mediciones periódicas del aislamiento para instalaciones eléctricas industriales.

¿Pero qué significa una baja resistencia de aislamiento y cómo podemos detectarla?.

También aquí la norma (DIN VDE 0100, parte 610) es muy explícita. En la tabla 1 se indican las tensiones de medición a aplicar y las resistencias de aislamiento permitidas.

Como se ve en dicha tabla, en las instalaciones con una tensión nominal de 230/400 V la medición de aislamiento se realiza con una tensión continua de 500V. La resistencia entre los puntos que a continuación se describen tiene que ser superior a 0,5 MW, teniendo en cuenta que al medir con corriente continua se excluyen las interferencias derivadas de las capacidades de los cables.

El aparato de medición deberá cumplir también, como es lógico, las exigencias de la norma DIN VDE 0413, parte 1.

Ahora es importante saber entre qué conductores ha de realizarse la medición. De nuevo encontramos la respuesta en la norma, que establece los siguientes puntos:

a) entre las fases activas (L1, L2, L3) y el conductor de protección (PE).

b) entre el neutro (N) y el conductor de protección (PE).

c) entre las fases activas (L1, L2, L3).

La resistencia de aislamiento ha de realizarse sin conexión a la red, pero las instalaciones consumidoras pueden seguir conectadas si se alcanzan los valores expuestos en la tabla anterior. En caso contrario hay que desconectar las instalaciones consumidoras de la red para llevar a cabo la prueba. No obstante conviene comprobar si al circuito a probar están conectados dispositivos eléctricos con componentes electrónicos o sensibles que puedan verse afectados por la tensión de prueba

*Tabla de tensiones de medición a aplicar y las resistencias de aislamiento permitidas.*
Tensión nominal del circuito	Tensión de prueba V	Valor mínimo de la resistencia de aislamiento MW
Circuitos de protección o control de reducida tensión	250	0,25
Tensión nominal menor de 500 V, si no se trata de circuitos de protección o control de reducida tensión	500	0,5
Tensión nominal mayor de 500 V	1000	1,0

Dispone de más información acerca de Medidores de Aislamiento en Amperis

Notas Introductorias para trabajar en laboratorio

noreply@blogger.com (Amperis) — Fri, 13 Jun 2008 12:37:00 +0000

Uso del Multímetro

El multímetro es un instrumento que se utiliza para medir diversos parámetros en los circuitos eléctricos. Comprende varios instrumentos en uno, ya que usualmente incluye voltímetro (para medir diferencias de potencial), amperímetro (para medir corrientes) y ohmetro (para medir resistencias), cada uno con varias escalas de medición.

Medición de diferencia de potencial

Para medir diferencia de potencial (tensión o voltaje) sobre un elemento de un circuito eléctrico, se deben colocar las puntas de medición del voltímetro sobre cada uno de los extremos del mencionado elemento, realizando una conexión en paralelo.

Para que la medición de tensión no interfiera con el circuito, es evidente que por el voltímetro debe circular la menor corriente posible, de modo que la corriente circulante sobre el elemento en el cual estamos midiendo diferencia de potencial no se vea afectada. De esto se deduce que la resistencia interna del voltímetro debe ser mucho mayor que la resistencia del elemento sobre el cual se quiere medir la tensión. Un voltímetro ideal debería tener resistencia interna infinita.

Medición de resistencia

La conexión es idéntica al caso anterior, (una punta en cada extremo del conductor cuya resistencia se quiere medir) debiendo elegirse la posición correspondiente de la llave selectora. La aparición de un “1” a la izquierda del display estará indicando que la resistencia es mayor que el rango seleccionado, por lo que deberá aumentarse éste hasta conseguir una lectura positiva.

Atención: La medición de resistencias debe hacerse sin tensión presente.

Medición de corriente eléctrica

Si se desea medir la corriente que circula por una rama de un circuito eléctrico, se debe intercalar un amperímetro en esa rama, de forma tal que la corriente pase en su totalidad por dicho instrumento, realizando una conexión en serie.

Para que la medición de corriente no interfiera con el circuito original, es evidente que la intercalación del amperímetro no debe modificar la corriente que circulaba por esa rama del circuito. Para esto la resistencia interna del amperímetro debe ser mucho menor que la resistencia equivalente de la rama donde fue intercalado. Un amperímetro ideal debería tener resistencia interna nula.

Recomendaciones sobre cómo medir

Si bien el multímetro es un instrumento que ofrece una amplia gama de posibilidades para medir, es justamente esta flexibilidad la que puede transformarlo en víctima de nuestros descuidos.

Es muy importante verificar antes de realizar cada medición que el multímetro se encuentre seleccionado en el tipo y rango de la magnitud a medir. Ejercicio: responda qué pasaría si se intentara medir una tensión con el multímetro trabajando como amperímetro.

Una vez que sepa lo que quiere medir, seleccione el tipo de magnitud en el multímetro y comience utilizando el rango más alto del instrumento. Siempre razone antes de medir.

ÓHMETRO O MULTÍMETRO

noreply@blogger.com (Amperis) — Thu, 29 May 2008 12:29:00 +0000

ÓHMETRO O MULTÍMETRO

Un óhmetro es un instrumento para medir la resistencia eléctrica.

El diseño de un ohmetro se compone de una pequeña batería para aplicar un voltaje a la resistencia bajo medida, para luego mediante un galvanómetro medir la corriente que circula a través de la resistencia.

La escala del galvanómetro está calibrada directamente en ohmios, ya que en aplicación de la ley de Ohm, al ser el voltaje de la batería fijo, la intensidad circulante a través del galvanómetro sólo va a depender del valor de la resistencia bajo medida, esto es, a menor resistencia mayor intensidad de corriente y viceversa.

Existen también otros tipos de óhmetros más exactos y sofisticados, en los que la batería ha sido sustituida por un circuito que genera una corriente de intensidad constante I, la cual se hace circular a través de la resistencia R bajo prueba. Luego, mediante otro circuito se mide el voltaje V en los extremos de la resistencia. De acuerdo con la ley de Ohm el valor de R vendrá dado por:

Para medidas de alta precisión la disposición indicada anteriormente no es apropiada, por cuanto que la lectura del medidor es la suma de la resistencia de los cables de medida y la de la resistencia bajo prueba. Para evitar este inconveniente, un óhmetro de precisión tiene cuatro terminales, denominados contactos Kelvin [medida de resistencia por el método Kelvin]. Dos terminales llevan la corriente constante desde el medidor a la resistencia, mientras que los otros dos permiten la medida del voltaje directamente entre terminales de la misma, con lo que la caída de tensión en los conductores que aplican dicha corriente constante a la resistencia bajo prueba no afecta a la exactitud de la medida.

Comprobaciones con Ohmetro

noreply@blogger.com (Amperis) — Wed, 21 May 2008 11:57:00 +0000

Diversas comprobaciones en una Moto usando un Óhmetro

1 - Comprobación bobina encendido en una moto

Pila de 6V fabricada con 4 de 1'5V y la bombilla de 6V del velocímetro. Un polo al cable verde y el otro a masa.

2 - Comprobación condensador
CORTOCIRCUITO (Ω)
1º.-Descargar antes y después de la prueba. (Poner un cable de la punta al exterior).
2º.-Poner el Ohmetro a cero con las sondas colocadas, una al exterior y otra en la punta. La lectura de la resistencia debe ser que este fuera de rango.

FUGA DE CORRIENTE (V)
Poner el multímetro en medición de CC y mantenerlo unos segundos. Invertir los polos y medida debería acercarse al valor 0'000.
CAPACIDAD (μF)
El normal para la mayoría de las motos es 0’25 Me sale 0’46. Pero es válida y mide si carga y descarga bien.

Bujía+pipa+cable
Para uso urbano: NGK B7ES. B=Tipo rosca 14mm, 7=Calificación de calor (2 Caliente - 11 Frio) y ES= Longitud rosca 19mm (3/4")y Diam electrodo central estándar 2,5mm. Distancia para la chispa: 0'5 - 0'6 mm.

Camaras termograficas para mantener en buen estado las instalaciones

noreply@blogger.com (Amperis) — Wed, 14 May 2008 10:36:00 +0000

Detectar puntos con temperaturas inadecuadamente altas (puntos calientes) y evaluar el rendimiento de las redes eléctricas es uno de los objetivos de las cámaras termográficas.

Iberdrola revisó 3.200 kilómetros de líneas eléctricas durante el año pasado en la región con el objetivo de reforzar la seguridad del suministro para el invierno. Así, la compañía ha inspeccionado 550 kilómetros de líneas aéreas de muy alta tensión, 600 de alta tensión y 2.000 kilómetros de media tensión.

Iberdrola explicó que ha realizado la revisión ordinaria de más de 400 kilómetros de líneas aéreas de muy alta tensión --de 132 kilovoltios--, un reconocimiento que está obligada a cumplir de cara a detectar las anomalías más habituales en una instalación de estas características: Rotura de aisladores, daños por rayos, caída de arbolado, obras de construcción o edificaciones próximas...

Por otro lado, la compañía destacó que ha desarrollado una serie de actuaciones por iniciativa propia analizando cerca de 2.800 kilómetros de sus líneas aéreas. Esta revisión se ha desarrollado en 150 kilómetros de líneas aéreas de muy alta tensión, 600 de alta tensión y 2.000 de media tensión.

Asimismo, la empresa ha revisado por infrarrojos más de 50 kilómetros de líneas. Esta acción, llevada a cabo en los meses previos al invierno, consiste en el reconocimiento de estas infraestructuras mediante cámaras termográficas y cámaras de efecto corona transportadas en helicóptero o por un equipo de operarios a pie. Se mide así la temperatura de las instalaciones, lo que permite detectar aquellos puntos que mantienen temperaturas inadecuadamente altas (puntos calientes) y evaluar el rendimiento que tendrán ante una posible punta de demanda de electricidad.

Por último, Iberdrola realizó trabajos de poda en los árboles que tienen más riesgo de contactar con las líneas por un importe de 250.000 euros.

OBJETIVOS Los objetivos de la compañía para el periodo 2008-2010 pasan por reducir en un 20% el tiempo de interrupción sobre los niveles actuales y renovar el parque de contadores (distribución), desarrollar instalaciones de 220 kV de carácter urbano (transporte) y ampliar la capacidad de regasificación de las plantas que tiene en Bilbao y en Sagunto así como la red de distribución de gas.

Iberdrola espera destinar a lo largo de los próximos tres años, si las condiciones reguladoras son las adecuadas, 2.000 millones euros (35 % sobre el trienio anterior) a, entre otras muchas actuaciones, la construcción de más de 5.800 kilómetros de líneas de baja, media, alta y muy alta tensión o la entrada en servicio o ampliación de más de 70 subestaciones.

Uso del Telurometro

noreply@blogger.com (Amperis) — Wed, 07 May 2008 16:12:00 +0000

Video manual del uso del telurometro

¿Quieres saber más sobre el funcionamiento del telurometro? En la sección telurómetros de Amperis dispones de amplia información.

Microhmetros - Acerca de la corriente de prueba

noreply@blogger.com (Amperis) — Mon, 28 Apr 2008 05:43:00 +0000

Microhmetros - Acerca de la corriente de prueba

El valor de una resistencia de contacto primario (la resistencia entre dos terminales de cualquier polo de un interruptor) normalmente se mide antes de que se ponga el interruptor de circuito en servicio por primera vez y durante las inspecciones de mantenimiento. La resistencia de contacto es un valor que se especifica como una red para todas las clases de interruptores de circuito: de acuerdo con la IEC 56 (ahora IEC62271-100), este valor de resistencia se debe medir usando una corriente de prueba de entre 50A y el valor nominal de la corriente del interruptor. De acuerdo con la ANSI C 37.09, la corriente de prueba inferior es de 100A. Otras normas nacionales e internacionales especifican regulaciones similares.

Por lo regular, el fabricante define el valor de la corriente de prueba. La mayor parte de los fabricantes (ABB, Alstom, etc.) especifican la corriente de prueba en 200A. Algunos proveedores del servicio de energía tienen sus propias regulaciones (Vattenfall_Suecia mide la resistencia de contacto para los interruptores y desconecta los interruptores en 300A). Otros usan una corriente de prueba de 500A o 600A, en tanto que algunos no pasan de 100A.

Opinamos que el valor de la corriente de prueba de 300A (a menudo, inclusive de 200A) es suficiente para una medición correcta y confiable.

Si hay alguna duda sobre la precisión de la medición o la condición de los contactos, se puede repetir la medición usando el valor de corriente más alto. Nuestra experiencia demuestra el mejor resultado usando el modo CONT - medición de corriente continua con 200A a 300A con una duración de 50 segundos.

Las corrientes de prueba más altas aumentan la precisión, pero la corriente de prueba con más de 300A ofrece una mejora insignificante en la precisión. Las corrientes más altas requieren cables más grandes, que son pesados y hacen que el procedimiento de medición de la resistencia sea problemático y complicado, sin ninguna mejora considerable en el resultado.

Conclusión:

Recomendamos la corriente de prueba de 300A. Para la mayoría de las situaciones, la corriente de prueba de 200A es suficiente. En caso de dudas, repita la prueba usando el modo Cont con una medición con mayor duración con corrientes de 300A o 200A.

Se recomienda usar 400A o 500A para situaciones en que se espera que la resistencia de contacto medida sea de menos de 20µO.

Microhmetro - Declaración sobre la precisión

La precisión de los Microhmetros se define como ±(0,25% rdg + 0,25% FS) siempre que se satisfagan las dos condiciones siguientes:

que la corriente de la medición sea de por lo menos 100A

que el rango de la medición esté entre 100µO y 20mO

Si la corriente es de menos de 100A, se puede establecer la precisión siguiendo la tabla siguiente:

Corriente de Prueba	Error
50 A	0,25%+1µΩ
20 A	0,5%+2µΩ
10 A	1%+5µΩ

No se recomienda la medición de resistencias por debajo de los 100µO con corriente de menos de 100A.

En el caso de una resistencia de entre 20µO y 100µO se define la precisión como sigue:

Corriente de Prueba	Error
600 A	0,25%+0,5µΩ
500 A	0,25%+0,6µΩ
400 A	0,25%+0,7µΩ
300 A	0,25%+0,8µΩ
200 A	0,25%+0,9µΩ
100 A	0,25%+1,0µΩ

Para un espécimen con resistencia sobre 20mOhm, se define la precisión usando la tabla:

Corriente de Prueba	Error
50 A	0,25%+1µΩ
20 A	0,5%+2µΩ
10 A	1%+5µΩ

Si requiere una mayor precisión, necesita:

verificar la calibración del instrumento usando la Derivación de Prueba incluida antes de la prueba

usar siempre la máxima corriente disponible para un rango particular^*

hacer dos mediciones en dos direcciones, la segunda medición con conexión invertida en la entrada de VS. Calcular el promedio de las dos mediciones.

^*La corriente máxima para un rango determinado depende del voltaje del suministro, longitud y sección transversal de los cables (resistencia del cable), así como del rango de medición máximo en la entrada del sensor de Voltaje. El rango de medición máximo en la entrada del sensor de Voltaje es de 2.5V

En caso de que el instrumento no pueda alcanzar/generar la corriente de prueba preestablecida, la pantalla mostrará el valor de la corriente máxima lograda y el resultado. Este resultado es de la precisión más baja, de manera que recomendamos que se repita la prueba preseleccionando el primer rango de corriente más bajo.

Micróhmetros - Acerca de los cables de corriente

La selección de los cables de corriente depende de:

El tipo de instrumento

La amplitud de la corriente de prueba

La longitud del cable requerida para realizar la prueba

Los Micróhmetros son muy potentes y tal vez tienen la mayor potencia de salida en el mercado. Esto significa que nuestros Micróhmetros pueden generar la corriente preestablecida requerida aun con cables muy largos.

Un indicador que muestra la potencia de la salida de un instrumento es el voltaje de Carga en los contactos de la salida del instrumento con el valor de corriente requerido (FLV; required current value). Por ejemplo, el instrumento puede producir:

Voltaje de Suministro	Corriente de Salida	Voltaje de Carga Total
230V AC	400A DC	5,0V DC
	300A DC	6,0V DC
115V AC	400A DC	4,0V DC
	300A DC	4,8V DC

a) TAMAÑO DEL CABLE (sección transversal/grosor)

Para seleccionar un tamaño de cable, debe empezar desde la corriente de prueba requerida. Pongamos el ejemplo de una corriente de prueba de 300A y voltaje de suministro de 115V AC.

La resistencia máxima de los cables y conductores de los interruptores de circuito de energía que se puede medir se calcula como la razón de FLV/Corriente

4,8V/300A = 16mO

Si necesitamos cables con la longitud total de 15m (por ejemplo, 10m + 5m), entonces el tamaño recomendado sería de 35mm2. La resistencia total de los cables entonces es de 9mO. La resistencia del circuito medido (conductores y contactos) normalmente es de alrededor de 1mO, haciendo que la resistencia del ciclo completo sea menor que el máximo calculado.

Si necesitamos cables con la longitud total de 20m (por ejemplo, 10m + 10m o 5m + 15m) entonces el tamaño recomendado sería de 2x5m, 35mm2 + cable de extensión de 2x5m, 50mm2. La resistencia total de los cables es de 10,2mO. La resistencia de los conductores y contactos, como se mencionó antes es del orden de 1mO, haciendo que el total esté dentro de los requerimientos.

Tabla de resistencias de cable:

Cables de Corriente	Resistencia
1x3m, 70mm2	0,9mΩ
1x5m, 70mm2	1,5mΩ
1x5m, 50mm2	2,1mΩ
1x5 m, 35mm2	3,0mΩ
1x5m, 25mm2	4,2mΩ
1x10m, 70mm2	3,0mΩ
1x10m, 50mm2	4,2mΩ
1x10m, 35mm2	6,0 mΩ
1x10m, 25mm2	8,4 mΩ

Conclusión:

Con base en su situación particular o la aplicación más común, debe calcular la longitud y la sección transversal de los cables que se van a usar. No compre cables largos y gruesos que realmente no necesite. Es probable que los cables pesen más que el mismo instrumento dado el bajo peso inherente del instrumento aun con una salida de potencia tan alta.

b) TAMAÑO DEL CABLE - Longitud

La mayoría de los clientes compra ambos cables del mismo largo, aunque uno puede ser ya sea de 3 o 5m de largo. Es una práctica común conectar un cable a un punto de tierra cercano al interruptor. El otro cable, que puede ser más largo, se conecta al otro extremo del interruptor que se prueba y no se conecta a tierra. Nuestra experiencia demuestra que una combinación de un cable largo y uno corto (5m y 10m) funciona bien en la mayor parte de los casos.

En el caso de las aplicaciones con cable más largo (de más de 2X5m), recomendamos adquirir cables de extensión. La combinación más, común es de 1x5m + 1x10m y se podría lograr con cables de corriente de 2x5m + cable de extensión de 1x5m. La combinación de cables de corriente de 2x5m + cables de extensión de 2X5m puede satisfacer casi todos los requerimientos (2x10m o 1x5m + 1x15m).

Utilizando cables de extensión se pueden lograr varias combinaciones de longitud útiles. Es muy frecuente que sea suficiente usar sólo los cables básicos y en esas circunstancias, se debe evitar el uso de cables largos y pesados.

Empleando cables de extensión, es posible hacer una combinación en que los cables de corriente tienen la sección transversal más baja (es decir, 2x5m 25mm2) + cables de extensión de 1x5m 35mm2 o 2x5m 50mm2. La resistencia de contacto entre los cables de corriente y los cables de extensión es de menos de 100µO y no influiría en la resistencia total de la corriente llevando conductores de medición.

Conclusión:

En lugar de largos cables pesados y complicados, adquiera cables de corriente básicos (2x5m), que ofrecerán una aplicación ligera y sencilla la mayor parte de las veces y consiga los cables de extensión requeridos para situaciones especiales.

fuente: http://lacomunidad.elpais.com/instrumentacion-electrica/

FAQ - Termografía

noreply@blogger.com (Amperis) — Thu, 13 Mar 2008 12:10:00 +0000

Nos han llegado muchas preguntas relacionadas con termografía, exponemos aquí las más numerosas, este post los actualizaremos a menudo:

1 -P- ¿Por qué las cámaras termográficas a veces se ven en color y otras en blanco y negro?

-R- Las imágenes termográficas no tienen color en sentido estricto, se trata de colores ficticios que reflejan la intensidad de radiación en el espectro infrarrojo. De hecho, muchas cámaras termográficas permiten cambiar la paleta de colores dejando al usuario que escoja la que prefiera.

2 -P- ¿A qué distancia funciona una cámara termográfica?

-R- No se puede dar una respuesta inmediata. Depende del tamaño del objeto, en función de un parámetro que se llama resolución espacial [1] se define el tamaño mínimo que se ve a una determinada distancia.

3 -P- ¿Pueden verse elementos subterráneos, (ej. un cable), con una cámara termográfica?

-R- Una cámara termográfica [2] permite ver un mapa de temperaturas de la superficie del suelo, si el cable no altera la temperatura de la superficie entonces no se podrá ver ni siquiera su traza.

[1] http://www.amperis.com/productos/camaras-termograficas/#resolucion_espacial

[2] http://www.amperis.com/productos/camaras-termograficas/

Calibracion equipos radiometricos

noreply@blogger.com (Amperis) — Tue, 11 Dec 2007 21:57:00 +0000

Calibración de equipos radiométricos

Para garantizar la exactitud de medición, los radiómetros infrarrojos deben ser calibrados periódicamente. Aunque los termógrafos suelen discutir sobre la calibración, hay confusión en cuanto a su aplicación y su significado con respecto a los instrumentos radiométricos. En este artículo se analiza el arte y la ciencia de la calibración de instrumentos infrarrojos, recursos sobre calibración y el mantenimiento de registros que son trazables por estándares conocidos.

Introducción: Historia de la Calibración

Hace unos cuantos miles de años, los egipcios desarrollaron un sistema de medición trazable, hoy conocido como Metrología. En los días de los reyes y faraones, un bloque de granito medido por un faraón desde el antebrazo hasta la punta de su dedo índice, más el ancho de la palma, se convirtió en referencia para la longitud (The Royal Egyptian Cubit). Arquitectos, artesanos e ingenieros constructores de pirámides, tumbas y templos usaron desde entonces esta referencia. El resultado de esta medida y la trazabilidad del The Royal Egyptian Cubit es todavía hoy, una de las grandes maravillas de la historia. Las pirámides se construyeron con un porcentaje de error de +- 0,05%. Esto significa que por cada 125 pies, los constructores Egipcios fallaron en !menos de una pulgada! Se podría observar que, si los titulares de la The Royal Egyptian Cubit no llevasen su copia semanal para comparar con el maestro, ¡la falta sería pena de muerte! (Si está interesado en esta historia y dar crédito, por favor, visite: http://www.ncsli.org/misc/cubit.cfm (En inglés)).

¿Qué es la calibración de un instrumento y para qué sirve?

La Calibración de un instrumento es el acto de comparar las unidades fundamentales de medida del instrumento con otro instrumento. Esta comparación de instrumentos es capaz de dar una lectura más precisa del mismo estímulo medido y que ha sido comparado con un instrumento más preciso. Esta cadena cada vez más estricta de comparaciones está sujeta a organismos nacionales o internacionales. En los EE.UU., este organismo sería el Instituto Nacional de Normas y Tecnología (NIST).

El NIST utiliza los fenómenos naturales de la física para establecer las unidades de medida. La medición de la temperatura incorpora el uso de la norma 100 ohmios .0385 Detectores de Resistencia de Platino "Platinum Resistance Detectors" (SPRTD o SRTD), en relación con el punto de congelación de ciertos metales o el triple punto de agua (fenómeno de la naturaleza que pocos elementos o compuestos comparten, el punto de temperatura/presión en el que el agua destilada es sólida / líquida o gaseosa). Para las mediciones de energía radiante, un apéndice ambiental se añadirá al detector de temperatura de contacto incorporado en un casi perfecto radiador de materiales. Estas fuentes se refieren a las normas primarias. Una norma primaria se considera como la medida exacta que usted va a obtener.

Cuando las precisiones son combinadas para formar un total de incertidumbre para su instrumento, el resultado se utiliza para medir un estímulo con un grado de certidumbre en su medición. Esto le proporciona la oportunidad de obtener un punto de medición capaz de ser repetido (cuando se toma en condiciones similares) en otro momento y en cualquier lugar del planeta. Esto establece, además, una base para el esperado acontecimiento, por ejemplo, los cubitos de hielo comenzarán a descongelarse aproximadamente a 32 grados F por encima de los 0m. a nivel del mar.

Cuando se habla de calibración de cualquier instrumento, los términos exactitud, tolerancia e incertidumbre son a menudo intercambiables y similares. Pero no lo son. Estos términos pueden explicarse detalladamente o simplemente decir que son temas en sí mismos. Para el propósito de esta presentación, la exactitud es una declaración de los posibles límites de error para un determinado parámetro de un instrumento en condiciones específicas. El total de errores sólo para ese instrumento sería la tolerancia del instrumento. La mayoría de los instrumentos de medida tendrán varios errores que pueda afectar a las mediciones mostradas. Cuando se combinan estos errores, primero con errores del mismo instrumento (los relacionados directamente con un instrumento, la tolerancia), y luego con los errores totales de los instrumentos adicionales utilizados conjuntamente con un valor visualizado (es decir, un instrumento de bucle), el resultado es una incertidumbre total de lectura.

Quizás un ejemplo podría aclararlo: La presión de aire recomendada para una marca de neumáticos en un modelo de vehículo. Un boletín informa a los usuarios de la presión anterior y de la presión recomendada. Pero, ¿cómo garantizar al usuario que la presión que se lee en otro continente con un instrumento diferente, es correcta? La respuesta es una ciencia conocida como Metrología; que son los sistemas de registro y calibración necesarios para ofrecer garantías de una trazabilidad exacta de un instrumento (para NIST u otra organización).

Otro ejemplo podría ser la silla en la que está Ud. sentado. Es probable que las piezas utilizadas para construir y tapizar o manufacturar la silla, se fabricasen en más de un sitio. ¿Cómo es que encajan tan bien las piezas, la pintura o el cromado, o la impresión del embalaje es tan uniforme? y seguro que ha pasado por un buen número de contenedores y máquinas. La respuesta está en repetidas mediciones exactas de instrumentos de intercambio de la misma cadena de medir la precisión.

Ahora bien, ¿por qué calibrar su radiometría? La respuesta a esta pregunta radica en su uso del equipo:

Si usted:

A. Usa temperaturas específicas relacionadas con IR

B. Usa temperaturas relacionadas Delta IR

C. Usa imágenes con sus correspondientes matices que implican temperaturas de la imagen visualizada

D. Usa comparativas IR a otros datos relacionados con la instrumentación

Usted seguramente sea un termógrafo.

Si usted es termógrafo, tendrá mayor información térmica relacionada correctamente que sólo puede ser realizada con instrumentos calibrados. Los instrumentos NO-Calibrados, a veces son lo suficientemente buenos para proporcionar una indicación de que podría ser un objeto caliente o frío. El hecho es que se no se puede demostrar.

Analizar sus resultados es la razón fundamental para calibrar. Si el instrumento está calibrado y el cliente (o su abogado) se pregunta: "¿Está el objeto en cuestión tan caliente o frío como usted afirma?" La respuesta sencilla es sí. La respuesta compleja incluiría un grado de tolerancia.

La exactitud de las cámaras y la calibración estándar

En la declaración básica de la exactitud para sus imágenes no se incluirán (por norma general) las imprecisiones de su equipo. Se suele decir que la temperatura será visita +- algunos valores (a menudo 2% de la escala máxima de lectura), hasta un conjunto de temperatura y algunos valores más por encima de esta temperatura. La exactitud de la calibración del instrumento debe ser de al menos 1 / 3 a 1 / 4 de su instrumento de precisión (es decir, un 2% por instrumento, una norma debe ser del 0,67 al 0,5% de plena escala de lectura). Como ejemplo, considere la posibilidad de:

Una cámara de precisión es de +- 2 ° C a 100 ° C o +- 2% de la lectura. Con este valor declarado, en decir, 250 grados C, su instrumento puede leer actualmente de 245 a 255 grados C (+- 5 grados C).

Cuando se trata de la temperatura radiante, este tipo de exactitud (es decir, 0,5%) es difícil de obtener. La razón es que la Emisividad (E), Reflectividad (R) y Transmisión (T) tienden a inducir errores iguales o superiores al 2% del valor mostrado. Por esta razón, las normas primarias de energía radiante se suelen realizar en laboratorio. Estas normas tienen por objeto reducir en gran medida los errores ERT. R y T en estas normas será insignificante y E será 0,995 y como máximo, en la mayoría de los casos. Estas normas se fijan en sí mismas (por lo general) +- 1 a 2% o menos de la lectura o máximo de la escala. Es importante señalar que estas normas a menudo derivan su valor de la temperatura y la refrigeración de control de termometría incorporada y, debido a esto, puede ser calibrada a una mayor tolerancia, de ser necesario.

Certificación de Calibración

La Certificación de la calibración se destina a la calidad y a proporcionar un instrumento jurídico para un fabricante, usuario o cliente para garantizar los valores de una realidad física. En su forma más simple, la certificación es un documento destinado a ser trazable, para: La exactitud repetible en las declaraciones, la identidad de instrumentación, los titulares de instrumentación y los ejecutantes de la calibración

Calibración estándar para las Cámaras de infrarrojos / Termográficas

Si envía su equipo de camaras termograficas infrarrojas a calibrar, hay probabilidades de que el cuerpo negro se use y el rango de costos utilizados, entre aproximadamente $ 500,00 los nuevos, hasta $ 1500,00 o más, más el costo de los certificados de trazabilidad. Entonces, ¿cómo se puede calibrar un instrumento en casa o la oficina, por ejemplo, a un menor costo?

Una de las técnicas más comunes es congelar agua destilada o simplemente llevarla a ebullición, y observar la temperatura de la nave con su radiometría. Para ello se requiere:

Garantía de que su nave es lo suficientemente grande como para asegurar que el tamaño de su radiometría es inferior a la superficie observada.

Que la nave de superficie observada por su radiometría es plana y perpendicular al plano del observador.

Que se puede determinar razonablemente que la nave de superficie S y en el ejercicio de sus competencias de nivel II.

Que la iluminación y otras fuentes de calor impactan mínimamente (RT).

Que use contacto trazable termométrico para garantizar la espera de lectura

Notas:

Mantenga sus registros como cuando hace el mantenimiento de los informes para sus clientes. Tendrá que ejercitar la repitibilidad entre la obtención de lecturas anuales, a fin de examinar el dónde, cuándo y cómo desempeñar la calibración.

¿Con qué frecuencia se debe calibrar o validar un instrumento?

Normalmente, los instrumentos IR (Infrarrojos) son calibrados o verificados anualmente. Un simple y único punto de validación de su radiometría, a menudo se realiza antes de realizar una exploración. La validación es un concepto para garantizar, y normalmente no requiere tanto tiempo como en la calibración.

El Costo de Calibrar

Calibrar radiometría mediante terceros, como un laboratorio de calibraciones o el fabricante del laboratorio de calibración, es costoso. Los fabricantes suelen ser la única fuente de corrección de radiometría. Esto se debe a la utilización de software propietario en la radiometría. Las calibraciones de los laboratorios que no son del fabricante sólo serán capaces de proporcionar pruebas de que su trazabilidad radiométrica está dentro del fabricante o sus especificaciones.

Si tiene intención de gastar más dinero para obtener su propio cuerpo negro (altamente recomendable si usa Termografía de Nivel II), algunas fuentes han sido enumeradas al final de este artículo.

Una descripción más completa de la trazabilidad y una excelente fuente de los términos clave en la calibración son proporcionados por el NIST en:

http://ts.nist.gov/traceability/

http://ts.nist.gov/traceability/suppl_matls_for_nist_policy_rev. HTM

Referencias

1. Amperis - Instrumentos de medida - Cámaras Termográficas

2. Web del Instituto Nacional de Estandares y Tecnología de EEUU (Inglés): http://www.nist.gov

3. ANSI/NCSL Z540-2-1997 American National Standard for Expressing Uncertainty, US Guide to the Expression of Uncertainty in Measurement

4. Infraspection Institute’s Level II Certified Infrared Thermographer Reference Manual

SARS y Termografia

noreply@blogger.com (Amperis) — Sun, 25 Nov 2007 21:53:00 +0000

El SARS y la termografía

Desde que el SARS se diagnosticó por vez primera en febrero de 2003 ha habido una gran información acerca de cómo las cámaras termográficas contribuían a detectar personas infectadas por SARS.

Esfuerzos recientes para controlar la propagación del Síndrome Agudo Respiratorio Severo (SARS) han impulsado a las autoridades sanitarias a desarrollar procesos de detección masivos, principalmente para los pasajeros de las aerolíneas.

Debido a que uno de los síntomas son las fiebres elevadas, rápidamente se propuso el emplear cámaras infrarrojas para identificar personas infectadas por el SARS a su paso por los aeropuertos. Si bien la termografía infrarroja tiene muchas ventajas para medir la temperatura corporal hay muchas variables, humanas, ambientales y tecnológicas que pueden afectar la precisión.

¿Qué es el SARS?

El Síndrome Agudo Respiratorio Severo (SARS) es una recientemente descubierta y pontecialmente letal enfermedad humana. Desde su reconocimiento inicial en febrero de 2003, resultaron infectadas 8200 personas de las cuales 735 murieron. De acuerdo con la OMS se estima la tasa de mortalidad en el 15%. Sin embargo, esta tasa supera el 50% en personas mayores de 65 años. La rápida propagación de la enfermedad llevó a la OMS a etiquetar el SARS como “la primera enfermedad infecciosa aparecida en el siglo XXI”.

El SARS ha demostrado su rápida propagación merced a las rutas aéreas internacionales. Desde que fue descubierta en Hanoi, Vietnam, el SARS se extendió mundialmente a lo largo de las rutas aéreas y se ha informado de casos en los 6 continentes. Todavía queda mucho por saber del SARS, se cree que se origina por un virus de la familia coronavirus, del cual todavía no hay vacuna ni tratamiento.

De acuerdo con los distintos centros de control y prevención de enfermedades la principal vía de contagio del SARS es el contacto entre personas. La mayor parte de de casos de SARS se dieron en personas que cuidaban o vivían con afectados por el SARS, o que habían tomado contacto con humores infectados (por ejemplo secreciones respiratorias).

El SARS comienza con una fiebre superior a 38ºC, otros síntomas son las cefaleas, sensación de malestar general y dolores corporales. Después de 2 a 7 días los afectados de SARS desarrollan un catarro y tienen problemas respiratorios.

¿Pueden las cámaras termográficas utilizarse para detectar el SARS?

A pesar de que las cámaras termográficas se utilizaron de forma generalizada en los aeropuertos internacionales de Asia debe decirse lo siguiete:

No hay protocolos de cómo debe medirse la temperatura corporal sin termómetros de contacto.

No hay datos que sugieran la correlación entre la temperatura de la piel y la corporal

La mayor parte de cámaras infrarrojas carecen de la precisión y resolución necesaria para la diagnosis médica.

Hay muchas variables que afectan la precisión de la medida de la temperatura incluidas las condiciones ambientales, las condiciones del equipo y de la propia persona cuya temperatura corporal se quiere medir.

Una elevada temperatura corporal no certifica que una persona tiene SARS, los diagnósticos los debe llevar a cabo personal médico cualificado.

Sepa más sobre termografía en la sección Cámaras termográficas de amperis.com

Control de plagas insectos: Termografía

noreply@blogger.com (Amperis) — Fri, 19 Oct 2007 20:56:00 +0000

Los infrarrojos como herramienta profesional en el control de plagas

Resumen

Los materiales de construcción han mejorado cuantitativamente y la capacidad para encontrar plagas se ha dificultado, ya que los nuevos materiales de construcción dificultan la detección de plagas.
En los últimos años, la industria de plagas se ha percatado de que la termografía de infrarrojos puede ayudar, y mucho, en la detección de infestaciones de plagas, detectando la humedad latente de las estructuras. En este artículo se analiza la utilización de termografía para detectar patrones térmicos asociados a la infestación de insectos, la comprobación de los datos y dificultades especiales relacionadas con el proceso de observación.

Historia

El control de plagas existe desde el principio de la humanidad. Originariamente, nuestros antepasados, se higienizaban continuamente para quitarse de encima a los insectos. Esencialmente, el control de plagas de insectos se trata de una actividad que se basa en la vista, porque si se pueden ver, se puede acabar con ellos.
De esta manera, el hombre se tuvo que especializar en el control de plagas de insectos.
La profesión se expandió y avanzó.

El uso de productos químicos se convirtió en uno de las principales soluciones. Una vez se localizaba la plaga, el uso de productos químicos era la respuesta. La Industria descubrió una amplia variedad productos químicos que tenían gran éxito en el control de plagas, sin embargo, algunos de estos productos químicos, como el DDT, producen graves efectos secundarios como mutaciones y desintegración de cadenas de ADN, así como una progresiva resistencia de las plagas a los distintos productos químicos.

Llegaban los años 80 y la población de plagas comenzaba nuevamente a expandirse. Los profesionales de plagas, sin embargo, aún se basaban en la vista para localizar las plagas.

Los avances técnicos de la construcción, proporcionaron nuevos hábitos y fuentes de alimento para los insectos. Las placas de yeso han sustituido al torno y al yeso, proporcionando resistencia uniforme y facilitando la instalación, pero, por desgracia, se han convertido en una gran fuente de alimento para los insectos que se alimentan de celulosa, como las termitas.

Las pequeñas aberturas pueden permitir la entrada de pequeñas termitas aladas que pueden convertirse en una reina termita capaz de crear una colonia de millones de termitas o permitir la entrada de otras plagas de insectos como hormigas. Algunas plagas como las abejas no necesitan aperturas hechas por el hombre o por la contracción y dilatación natural de los materiales, sino que crean su propia entrada penetrando el material.

Las plagas de insectos viven prácticamente ocultas a la vista y casi siempre son descubiertas cuando salen de su escondite buscando comida.

Uso termografía como herramienta de detección de plagas

Hace unos años, un colega que trabaja en la industria de control de plagas le preguntó a un vendedor de cámaras de infrarrojos si podría encontrar termitas con la cámara.

Iniciaron numerosos ensayos con diversas cámaras y se dieron cuenta de que cuando visualizaban el interior de edificios plagados, se encontraba una refrigeración anómala. Existe una correlación entre la presencia de humedad y la posible presencia de plagas de insectos. También se descubrió que cuando observaban anomalías en las paredes o estructuras de madera, los defectos mostrados tenían una alta correlación con el daño que se había producido o se estaba produciendo, de nuevo, por las termitas. En ambos casos, las anomalías no eran visibles a simple vista.

Con resultados muy positivos, la utilización de cámaras termográficas y de infrarrojos se convirtió en una herramienta clave en el tratamiento de infestaciones de termitas. Hoy en día, una cámara de imágenes térmicas infrarroja es una herramienta casi imprescindible cuando estamos ante una plaga.

Conductos de termitas vistos con infrarrojos

Termitas en el techo vistas con cámaras termográfica

El uso de cámaras de infrarrojos como herramienta de control de infestaciones de plagas en la industria difiere de su uso para la inspección de circuitos eléctricos, inspección de materiales refractarios o de la inspección de máquinas o equipos. En la mayoría de estos casos, las emisiones térmicas de alta temperatura y de las imágenes de infrarrojos son fácilmente evidentes.

Por otra parte, las inspecciones que utilizan imágenes infrarrojas en control de plagas consisten casi en su totalidad en emisiones bajas o muy cercanas a la temperatura ambiente con cambios a veces muy sutiles. No sólo se necesita el ojo experto de un termógrafo, sino también una comprensión, análisis e interpretación apropiados de las imágenes Infrarrojas. Entender los principales factores que están asociados con los problemas de plagas de insectos es requisito absoluto. Conocer y entender otros factores que se asocian con otras plagas, problemas tales como matices estacionales y regionales también conducen a la correcta interpretación y el análisis de las imágenes.

Cualquier termógrafo que preste servicios en la lucha contra las plagas debe ser consciente de que en una gran mayoría de los casos, las anomalías pueden ser muy pequeñas y pueden ser fácilmente pasadas por alto.

Localizar una infestación de termitas en su primera etapa, podría ahorrar miles e incluso decenas de miles de euros en daños. Por otra parte, la localización de tóxicos derivados de estas plagas puede prevenir enfermedades.

Usos adicionales de la termografía en el control de plagas

La termografía es de gran ayuda para localizar roedores y nidos de pequeños animales dentro de las paredes o estructuras, dado que esas criaturas son de sangre caliente. El proceso de detección de plagas incluye el examen de elementos tales como paneles eléctricos, cañerías, y no es extraño encontrar problemas eléctricos como cables y circuitos defectuosos, conexiones sueltas o escapes.

Mientras se realice la inspección, pueden aparecer defectos en el aislamiento, filtraciones de aire del exterior, conductos agrietados, pérdidas de frio y calor.

Como el uso de imágenes térmicas permite ver el interior de las estructuras, el uso de estos aparatos es una herramienta esencial para localizar los lugares apropiados para los tratamientos químicos que acabarán con la plaga. Si se deja sin tratar una zona, puede convertirse en el lugar donde la plaga pueda sobrevivir.

Como parte del programa de tratamiento de plagas, son necesarios dos factores para un tratamiento de éxito:

Primero, si hay un factor, como puede ser la humedad, que proporciona condiciones favorables, ese factor debe ser eliminado. El uso de imágenes térmicas confirmará que el problema de la humedad ha sido resuelto.

Segundo, una vez que se ha efectuado el tratamiento, hay que confirmar la efectividad del tratamiento. La imagen térmica juega un papel muy importante en el proceso de confirmación.

Comprobación de datos.

En el proceso de inspección de plagas es importante entender que el proceso de detección también incluye la verificación de los datos y hallazgos. Las imágenes digitales e infrarrojas deben ser grabadas. El uso de equipo adicional para cerciorarse de la presencia o no de la supuesta plaga es un deber fundamental.

Desafios especiales

El exterminador de plagas se encuentra con desafíos inusuales, algunos de los cuales deberían ser tratados en profundidad en otro momento, sin embargo, ciertos retos deben ser mencionados:

El control de plagas por termografia debería ser considerado como una especialidad. Es más fácil utilizar la termografia si se tiene experiencia en el campo de la exterminación.

Pueden existir problemas estructurales. En las zonas donde existe actividad de termitas, puede haber fallos estructurales, el inspector debe tener conocimiento de esos problemas o fallos.

Artículo de Ian Donovan, Director de prevención predictiva de Amperis.com

Sepa más en la sección de Cámaras termográficas de Amperis.

Amperis AirCam

noreply@blogger.com (Amperis) — Mon, 08 Oct 2007 14:33:00 +0000

Imagen tomada desde helicóptero con cámara AirCAM de Amperis