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Centro América y CaribeEs 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
El Mantenimiento del transformador ha evolucionado en los últimos 20 años desde un artículo necesario de gasto hasta una herramienta estratégica en la administración de transmisión eléctrica y redes de distribución. Se demanda una extrema confiabilidad en la distribución de potencia eléctrica, e incluso aunque el riesgo de falla de un transformador y otros equipos eléctricos de relleno con aceite sea pequeño, cuando las fallas ocurren, inevitablemente conducirán a altos costos de reparación, paros largos y posibles riesgos de seguridad. Más aún, los transformadores son muy caros para reemplazar regularmente y deben ser mantenidos apropiadamente para maximizar su vida útil.
Monitoreando exactamente la condición del aceite, repentinamente ocurren fallas que pueden ser descubiertas en tiempo y apagones que pueden ser potencialmente evitados. Además, puede ser asumida (adoptada) una aproximación eficiente del mantenimiento y los intervalos óptimos de reemplazo pueden ser determinados. Algunas de las revisiones son relativamente simples: la operación de relevadores de gas, la operación de los cambiadores superiores de diferencial, revisiones de fugas de aceite, etc. Sin embargo, la falla de uno de los elementos más cruciales, el sistema del papel aislador, puede ser únicamente detectada a través de análisis de aceite rutinarios.
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.
Figura 2. Fallas más comunes en transformadores
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.