La evaluación de la vida de cualquier equipo tiene
relación con su proceso de envejecimiento. Las máquinas eléctricas se
deterioran de distintas maneras, de acuerdo con su diseño y propósito.
Cualquier máquina está expuesta (en distinto grado), a solicitaciones
térmicas, mecánicas, eléctricas y provocadas por el medioambiente. Por ello, la
evaluación de la condición del transformador, mediante métodos de supervisión
en y fuera de línea, se ha vuelto una estrategia clave para conocer el estado
del equipo.
Un transformador llega al final de su vida cuando
es incapaz de llevar a cabo su función, la cual es el ser un enlace confiable
entre las distintas partes de un sistema de potencia que están a diferentes
niveles de tensión.
Por lo general, un transformador de distribución es
un dispositivo muy confiable que esta diseñado para lograr una vida útil de
20-25 años a temperatura máxima de funcionamiento de 105ºC (Temp. máx.:
devanado = 65ºC y ambiente = 40ºC).
Aunque en la práctica la vida de un transformador
de distribución podría llegar mayor a los 30 años con un mantenimiento adecuado
y en función a la fecha de fabricación.
El papel impregnado con aceite se utiliza con gran
profusión como aislamiento de los devanados del transformador, razón por la que
en la industria rige la premisa que: la vida del transformador es la
vida del papel. Sin embargo, este tipo de aislamiento está considerado
como el eslabón más débil en la cadena de cualquier sistema de distribución.
El aislamiento papel-aceite se degrada con el
tiempo y el proceso depende de las condiciones térmicas y eléctricas, de la
cantidad de agua y oxigeno, y de otras condiciones presentes en el interior del
transformador. Otros aspectos como fallos externos y sobretensiones, tienen un
efecto negativo en la condición de material aislante y cuando el aislamiento ha
envejecido mucho, supervisar estos aspectos es muy importante. Aunque los
transformadores no tienen partes móviles a excepción del flujo de aceite, sus
solicitaciones mecánicas son importantes, especialmente durante cortocircuitos.
La expectativa de vida técnica de un transformador
de distribución está determinada por varios factores: diseño del equipo,
historia y futuros eventos, condiciones presentes y futuras de trabajo y el
estado actual del aislamiento.
En la mayoría de los transformadores, la
distribución de la temperatura no es uniforme, la parte que esta operando a la
mayor temperatura será la que sufrirá el mayor deterioro, el efecto de desgaste
se ve con el pasar de los años debido a la constante influencia de la
temperatura en el aislamiento, reduciendo la “vida” del transformador. Cuando
en el transformador se habla de vida, no se esta hablando a largo plazo o del
equipo en general, se habla de la vida útil, lo cual esta relacionado con el
papel.
Existen dos factores importantes que originan la
reducción de la vida útil del transformador:
·
Exceso
de temperatura, degradación de los aislamientos sólidos (papel y cartón
presppahn, cintas) producto de sobrecargas ó fatiga del transformador. Este
se puede controlar con la instalación de termómetros con indicador de máxima y
la medición de la corriente debido a la carga las mismas que deben tener
coherencia según el porcentaje de carga para su control respectivo.
·
Exceso
de humedad, degradación de los aislamientos sólidos y líquidos producto
del ingreso de humedad del medio ambiente al interior del transformador. Este
se puede limitar con la instalación correcta de Deshumedecedores de Aire.
ANÁLISIS DEL ACEITE DEL TRANSFORMADOR
Es bien conocido que el análisis de aceite regular
es muy útil en el monitoreo de las condiciones de los motores, turbinas y otros
equipos lubricados con aceite. Lo mismo puede ser dicho para los aceites de
transformador utilizados para aislar a muchos transformadores y a otros equipos
de distribución eléctrica. El análisis de aceites de aislamiento provee
información acerca del aceite, pero también facilita la detección de otros posibles
problemas, incluyendo arqueo eléctrico, envejecimiento del papel aislante y
otras fallas latentes y es una parte indispensable de un programa de
mantenimiento eficiente en costos.
ASEGURANDO LA CONFIABILIDAD DEL
TRANSFORMADOR
Es bien conocido que el análisis de aceite regular
es muy útil en el monitoreo de las condiciones de los motores, turbinas y otros
equipos lubricados con aceite. Lo mismo puede ser dicho para los aceites de
transformador utilizados para aislar a muchos transformadores y a otros equipos
de distribución eléctrica. El análisis de aceites de aislamiento provee
información acerca del aceite, pero también facilita la detección de otros
posibles problemas, incluyendo arqueo eléctrico, envejecimiento del papel
aislante y otras fallas latentes y es una parte indispensable de un programa de
mantenimiento eficiente en costos.
LA MINA DE ORO DE INFORMACIÓN
Midiendo las propiedades físicas y químicas del
aceite, en adición a la concentración de ciertos gases disueltos, un número de problemas
de condiciones asociados con el aceite o con el transformador pueden ser
determinados. Los siguientes son algunas pruebas comunes realizadas en aceites
eléctricos aislantes.
CONTENIDO DE HUMEDAD
Una
de las más importantes funciones de un aceite de transformador es proveer
aislamiento eléctrico. Cualquier incremento en el contenido de humedad puede
reducir las propiedades aislantes del
aceite, lo cual puede resultar en falla por corto circuito. Esto es de
particular importancia con temperaturas fluctuantes debido a que, cuando el
transformador se enfría, cualquier agua disuelta se liberará, resultando así en
una pobre capacidad aislante y degradación del fluido. Adicionalmente, muchos
transformadores contienen papel de base celulosa utilizado como aislamiento en
el embobinado. Nuevamente, el excesivo contenido de humedad puede resultar en
la falla de este papel de aislamiento con una pérdida resultante en
rendimiento.
NÚMERO ÁCIDO
De la misma forma que los aceites industriales, los
aceites de transformador se oxidan bajo la influencia de temperaturas excesivas
y oxígeno, particularmente en presencia de pequeñas partículas de metal que
actúan como catalizadores, resultando en un incremento en el número de acidez,
debido a la formación de ácidos carboxílicos. Una reacción posterior puede
derivar en lodos y depósitos de barniz. En el peor escenario, los conductos de
aceite se bloquean y el transformador no se enfría bien, lo cual genera la
falla del aceite. Además, un incremento en la acidez teniendo un efecto dañino
en la degradación del aceite del papel de celulosa también produce otros
subproductos, como ácidos e hidroperóxidos, los cuales tienden a reducir las
propiedades aislantes del aceite.
Un incremento en el número de acidez frecuentemente va de la mano con un
decremento en la capacidad dieléctrica y un incremento en el contenido de
humedad, como se muestra en la figura 1
RESISTENCIA DIELÉCTRICA
La capacidad dieléctrica (ASTMD300-00) de un aceite
de transformador se define como el máximo voltaje que puede ser aplicado a
través del fluido sin falla eléctrica. Debido a que los aceites de
transformador se diseñan para proveer aislamiento eléctrico bajo campos
eléctricos elevados, cualquier reducción significativa de la capacidad dieléctrica
puede indicar que el aceite no es capaz de desarrollar esta función vital.
Algunas de las cosas que pueden provocar la reducción de la capacidad
dieléctrica incluyen a los contaminantes polares como el agua, la degradación
de aceite de los subproductos y la falla del papel de celulosa.
FACTOR
DE POTENCIA
El Factor de Potencia (ASTM D924) de un aceite aislante es
la relación de la potencia real a la potencia aparente. En un transformador un
alto factor de potencia es un indicador de pérdidas de potencia significativas
en el aceite aislante, generalmente como resultado de contaminantes polares
como agua, aceite oxidado y la degradación del papel de celulosa.
ANÁLISIS
DE GASES DISUELTOS (DGA)
El análisis de gases disueltos (generalmente conocido como DGA),
es utilizado para determinar las concentraciones de ciertos gases en el aceite
como el nitrógeno, oxigeno, monóxido de carbono, dióxido de carbono, hidrogeno,
metano, etano, etileno y acetileno (ASTM D3612). Las concentraciones y
relaciones relativas de estos gases pueden ser utilizadas para diagnosticar
ciertos problemas operacionales con el transformador, los cuales pueden o no
pueden ser asociados con un cambio en las propiedades físicas o químicas del
aceite aislante.
Por ejemplo, altos niveles de monóxido de carbón en relación a
otros gases pueden indicar descomposición térmica del papel de celulosa,
mientras que un alto nivel de hidrogeno, en conjunto con el metano puede
indicar un efecto corona de descarga en el transformador. Algunas de las condiciones
de falla claves más comunes pueden ser vistas en la figura 2.
Los furanos son una medida de la degradación del papel de
celulosa. Cuando el papel envejece, su grado de polimerización se reduce, y su
capacidad mecánica se incrementa. El grado de polimerización puede solamente
ser determinado directamente tomando una muestra de papel. Una operación muy
complicada y casi nunca realizada en la práctica. Sin embargo, el grado de
polimerización del papel puede ser directamente relacionado a la concentración
de furanos en el aceite. Los furanos se forman como un resultado directo de la
rotura de la estructura polimérica del papel de celulosa. El contenido de
furanos es relativamente fácil de medir en el aceite, utilizando HPLC y es por
tanto una forma de medir el envejecimiento del papel.
Al igual que el análisis de aceite de maquinaria, el análisis de
aceite eléctrico aislante puede jugar un papel importante en prevenir apagones
no programados en transmisión eléctrica y equipo de distribución determinando
la condición del equipamiento mismo, y otros componentes vitales incluyendo la
condición del aceite y el aislamiento del papel de celulosa. Para todos los
equipos eléctricos de relleno de aceite críticos, incluyendo los
transformadores, corta circuitos, y reguladores de voltaje, los análisis
regulares y rutinarios deberán ser los cimientos de cualquier programa de
Mantenimiento Preventivo.
MUESTREO
ADECUADO DEL TRANSFORMADOR (ASTM D923)
Al igual que los análisis de aceite de maquinaria, la habilidad de
los análisis de aceite de aislamiento en proveer una señal de advertencia
temprana de un problema de condición, es dependiente de la calidad de la
muestra de aceite que es enviada al laboratorio. Un punto de muestreo en
cualquier equipo deberá ser identificado y claramente etiquetado por el
técnico. Así como puntos de muestreo en otros tipos de equipos, la misma
localización deberá ser utilizada en cada ocasión que una muestra es tomada
para asegurar que sean probadas las condiciones representativas. Este punto
deberá ser localizado en un lugar donde una muestra de aceite vivo pueda ser
recolectada mejor que en un lugar en dónde el aceite se encuentra estático.
Los fluidos con gravedad especifica mayor a 1.0 tales como los
askareles, deberán ser muestreados desde la parte superior, debido a que el
agua flotará. Para fluidos con una gravedad específica menor a 1.0, tales como
los aceites de transformador mineral, fluidos sintéticos y aceites a base de
silicón, la muestra deberá ser tomada desde la parte inferior puesto que el
agua tenderá a irse a la parte baja en estos fluidos
Hay un número de condiciones ambientales variables,
tales como la temperatura, precipitación, etc. A considerar antes de recolectar
una muestra. La situación ideal para recolectar una muestra de un artefacto
eléctrico es 35º C o mayor, Cero por Ciento de humedad y sin viento.
Condiciones frías, o condiciones en las cuales la humedad relativa excede al
70% deberán ser evitadas, puesto que esto incrementará la humedad en la
muestra. Recolectar una muestra durante condiciones de viento tampoco es
recomendado debido a que el polvo y las partículas entran a la muestra limpia
fácilmente y alteran el conteo exacto de partículas. Si el muestreo de los
aceites es inevitable cuando las temperaturas exteriores están por debajo de
los 0oC, entonces no deberán ser analizadas de contenido de agua o cualquier
propiedad que se vea afectada por el agua como el voltaje de corto circuito
eléctrico.
Para el análisis de gas disuelto, un procedimiento
elaborado deberá ser seguido, incluyendo el uso de una jeringa de vidrio, con
estricta observancia al procedimiento de muestreo para asegurar que la
concentración de gases disueltos no se influencia en ninguna forma por el procedimiento
de muestreo. Este procedimiento es descrito en detalle en la norma ASTM D3613.
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