La clave para la evaluación de lubricantes para transformadores eléctricos

May. 6, 2015

Autor: Comunicación Noria

Última actualización: 06/21/24

Los lubricantes de transformadores cumplen varias funciones. Proporcionan resistencia dieléctrica, protegen el aislamiento sólido y facilitan la transferencia de calor. Quizás, la más importante, es que proporcionan información para determinar si existen problemas cuando se miraal observar el interior del transformador. 

34%

de los profesionales de lubricación realizan el análisis de los lubricantes de sus transformadores dos veces al año, de acuerdo a una encuesta reciente realizada en machinerylubrication.com 

Existen diferentes tipos de fluidos dieléctricos utilizados hoy en día en transformadores. Los más comunes son los lubricantes minerales. La mayoría elaborados a con bases lubricantes nafténicas. En términos generales, las bases nafténicas tienen un punto de fluidez más bajo y un menor índice de viscosidad (IV) que las bases parafínicas. Obviamente, el bajo punto de fluidez es beneficioso benéfico por las bajas temperaturas encontradas en algunos climas y durante los meses de invierno. 

Debido a al bajo índice de viscosidad de las bases nafténicas, una elevación en la temperatura tiene un mayor efecto sobre la viscosidad del lubricante. A medida que la temperatura se incrementa, la viscosidad disminuye, lo que mejora la tasa de transferencia de calor. Para lubricantes con la misma viscosidad a 40°C, el coeficiente de transferencia de calor de un lubricante nafténico es de 8 a 11 por ciento mayor que la de un lubricante parafínico. 

Al igual que con los lubricantes minerales, la vida útil de los lubricantes para transformadores puede ser optimizada manteniéndolos limpios, secos y frescos. Durante la recepción y antes de ser utilizados, se les debe evaluar, entre otras pruebas, el contenido y de partículas y la contaminación con agua, utilizando las siguientes pruebas de laboratorio: número ácido (ASTM D664), tensión de ruptura dieléctrica (ASTM D877), factor de potencia líquida (ASTM D924), tensión interfacial (ASTM D971), resistividad (ASTM D1169), azufre corrosivo (ASTM D1275), apariencia visual (ASTM D1524), agua por Karl Fischer (ASTM D1533), tensión de ruptura dieléctrica (ASTM D1816), evolución de gases (ASTM D2300), estabilidad a la oxidación (ASTM D2440), cromatografía de gases (ASTM D3612), inhibidor de oxidación (ASTM D4768 o ASTM D2668) y conteo de partículas (ASTM D6786). Estas pruebas determinaráan si está recibiendo un lubricante limpio y los resultados de las propiedades serán utilizadas como línea de base para comparar futuros resultados. Dado que son varias las pruebas que pueden ser realizadas efectuarse al lubricante, algunas suelen ser muy costosas, por lo que serán utilizadas como pruebas de excepción si se presentan problemas con las pruebas de rutina. 

La frecuencia recomendada para analizar los lubricantes de transformadores depende del voltaje y la potencia. La tabla 1, es sólo una guía, ya que no toma en cuenta el contexto operacional del transformador.  

Si los resultados en las pruebas de rutina advierten de una condición anormal, la frecuencia de muestreo debe ser incrementada. Incluso si el costo de las pruebas es elevado, los gastos deben ser comparados contra el costo de reemplazo del transformador y el tiempo de paro asociado con la pérdida del transformador. 

Las pruebas más comunes para transformadores en servicio son la tensión de ruptura dieléctrica (ASTM D877), tensión interfacial (ASTM D971), número ácido (ASTM D664), inhibidor de oxidación (ASTM D4768 o ASTM D2668), agua por Karl Fischer (ASTM D1533), apariencia visual (ASTM D1524) y gases disueltos (ASTM D3612). La toma de muestra y la muestra son elementos críticos para la realización de estas pruebas. Asegúrese de utilizar el estándar ASTM D923-07. Cualquier desviación de lo indicado en este procedimiento puede dar resultados que no representan representen exactamente la condición del lubricante o de los componentes internos del transformador.  

Es importante diferenciar entre la producción de gases normal y excesiva. Esta puede variar dependiendo del diseño del transformador, del material aislante y de la carga. Se recomienda que los laboratorios utilicen el análisis de gases clave (KGA, por sus siglas en inglés) complementado con las relaciones Dornenburg y Rogers obtenidaos de los resultados del análisis de gases disueltos (DGA, por sus siglas en inglés). DGA mide en el lubricante la presencia de metano, acetileno, etileno, hidrógeno, etano y monóxido de carbono. También puede proporcionar información de arcos, corona (descarga eléctrica provocada por la ionización de un fluido), sobrecalentamiento del lubricante o de la celulosa. 

Otras pruebas que pueden ser realizadas son la medición de cloruros y sulfatos inorgánicos (ASTM D878) y gravedad específica (ASTM D1298). Algunoas de estas pueden ser realizados realizadas por el mezclador o proveedor del lubricante. Estos resultados establecen la línea de base para futuros análisis. 

Tenga en cuenta que los lubricantes para transformadores pueden estar en uso por 30 años o más, así que una pequeña inversión inicial puede generar grandes  retornos en el futuro. 

Para mayor información sobre análisis de aceites de transformadores, contactar a Francisco Páez, [email protected] 

Noria Corporation. Traducido por Roberto Trujillo Corona, Noria Latín América.

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