Aceite dieléctrico aislante utilizado en transformadores, ¿porque es tan importante?

      La importancia del buen estado en el que ha de encontrarse el aceite dieléctrico empleado como aislamiento en los transformadores es vital para asegurar una larga longevidad de éstos, cumple además la función de refrigerante para evacuar el calor que se genera durante el funcionamiento, por estos dos motivos es esencial que el estado del aceite dieléctrico se encuentre en las mejores condiciones posibles, como único medio para soportar sobretensiones de procedencia externa que pueden producir averías en el interior del transformador, asi como mantener el aislamiento entre devanados en condiciones optimas durante el funcionamiento normal. La tecnología más elevada de un transformador no se encuentra en los devanados, ni en el núcleo magnético, sino en la capacidad del aceite dielectrico para soportar las solicitaciones termo eléctricas a las que se ve sometido continuamente.

 

 

Mecanismo de degradación del aceite aislante

      El aceite aislante o dieléctrico se deteriora por la acción de la humedad, del oxígeno, por la presencia de catalizadores (cobre) y por la temperatura. La combinación de estos elementos, efectúan una acción química en el aceite, que da como resultado, entre otros, la generación de ácidos que atacan intensamente a los aislamientos y a las partes mecánicas del transformador. De esta acción química resultan los lodos que se precipitan en el interior del transformador, impregnando todo el devanado e impidiendo la correcta disipación del calor, acelerando por lo tanto, el envejecimiento de los aislamientos. La humedad presente en el aceite, se puede originar por el aire que inhala el transformador durante su operación, por fallas en sus juntas y fugas en general. También se genera por descomposición propia del aceite y de los aislamientos a causa de los campos magnéticos internos en el transformador y por las DP (Descargas Parciales).

 

Que parametros medir en el aceite? 

      Las principales cualidades que muestran el estado de salud de un aceite dieléctrico son las siguientes:

1° La Tgδ (Tangente Delta) equivale a las pérdidas producidas por factor de disipación térmica que son consecuencia del envejecimiento producido por los campos magnéticos, la oxidación, la contaminación, la humedad, y las descargas parciales, en el aceite dieléctrico. 

2° La rigidez dieléctrica que es referida al voltaje que puede soportar el aceite sin producirse la perforación dieléctrica (arco voltaico) entre dos puntos de diferente potencial por un voltaje muy elevado. 

3° El contenido de agua que es generado por cambios en las moléculas aromáticas del aceite, producidos por la temperatura, los cambios en el punto de rocío, los campos magnéticos, las descargas parciales, etc., que ocurren en el interior del transformador en funcionamiento a lo largo del tiempo.

Estos tres parámetros se relacionan entre ellos de una u otra forma, y son consecuencia de la degradación acelerada del aceite durante la operación del transformador, por las causas descritas, que básicamente forman humedades y partículas no aislantes, suspendidas en el aceite. Esto provoca menor aislamiento del aceite, y en casos extremos favorece la ocurrencia de arcos voltaicos entre los conductores que forman los devanados y masa, o entre los mismos devanados, originando una avería.  

 

      En un aceite nuevo el valor de la Tgδ oscila entre 0,001 % para un aceite nuevo tratado, y 0,05 % para un aceite muy usado en mal estado, al respecto la norma IRAM 2340 considera normal un valor de Tgδ <15x10-3, equivalente a 0,015 % en valor absoluto.

      Imagen del analizador de Tangente Delta en aceites dieléctricos.

      Por su parte la rigidez dieléctrica del aceite se mide en KV/cm, siendo 200 KV/cm o más, el valor de tensión de ruptura dieléctrica para un aceite en buen estado, y 80 KV/cm o menos, el valor de tensión de ruptura dieléctrica para un aceite en muy malas condiciones, aunque aclaramos que cuando el aceite alcanza un valor medio de ruptura dieléctrica <120 KV/cm conviene realizar algun tratamiento para recuperar su aislamiento. En referencia a esto los parametros son normales segun la norma ASTM D87 cuando la rigidez dieléctrica es >50 KV/2,5 mm, equivalente a una rigidez dieléctrica >200 KV/cm.

      Imagen del vaso del analizador de rigidez dieléctrica inundado con aceite, con los electrodos separados a 2,5 mm para realizar ensayos según norma IEC 60156, para pruebas de ruptura dieléctrica del aceite. Entre los electrodos del vaso es donde ocurre el arco voltaico durante los ensayos para probar la ruptura dieléctrica que perfora el aislamiento del aceite. Para hacernos una idea de la capacidad de aislamiento que tiene el aceite dieléctrico en buen estado pondremos un ejemplo, el aire a 20º C a nivel del mar, es decir, a 1013 mbar, tiene un contenido medio de agua "peso específico de agua por cada litro de aire" de 7,3 gramos/Litro, y una rigidez dieléctrica de aproximadamente 3 KV/cm. Por su parte el aceite en buen estado tiene un contenido medio de agua de 0,001 miligramos por cada Kg., (el peso específico del aceite dieléctrico es de 0,873 Kg/L, 1 Kg de aceite = 1,15 litros de aceite), y una rigidez dieléctrica >200 KV/cm.  

 

      El contenido de agua en un aceite nuevo tratado es menor que 0,001 miligramos por Kg, y mayor que 0,05 miligramos por Kg para un aceite en malas condiciones, el agua disuelta en el aceite contribuye a una mayor conducción eléctrica del mismo, y por lo tanto a un menor aislamiento, los parametros de humedad en el aceite son normales segun la norma ASTM D 1533 cuando el valor de humedad es <18 ppm, es decir, 0,018 miligramos de agua por Kilogramo de aceite. 

      Imagen del analizador Karl Fischer para conocer el contenido de humedad en aceites dieléctricos.

    

      El agua disuelta caracterizada por moléculas de agua individuales dispersas a través del aceite, es similar a la humedad del aire, el agua disuelta no puede ser vista en el aceite y normalmente está presente en cantidades inferiores a 100 ppm de agua a 40 °C. El aceite tiende a entregar agua al aislamiento del devanado del transformador cuando su temperatura baja (condición peligrosa si la humedad es alta), por lo tanto, la mayor parte da la humedad suele concentrarse en las celulosas aislantes del devanado. El valor de humedad máxima admisible depende del estado del aceite, en un aceite nuevo sin tratar es de 10 ppm (partes por millón) de agua, en un aceite usado o muy usado es de 20 ppm o mayor. A partir de dicho umbral el aceite debe ser tratado para que las celulosas aislantes del devanado concentren la mínima humedad posible. 

      Curva de Rigidez dieléctrica del aceite aislante según su contenido de agua. Como podemos ver en el gráfico, para un contenido de agua de 20 ppm, la rigidez del aceite es de 32 KV/cm para un ensayado realizado con el analizador de rigidez, donde los electrodos se encuentran situados a 2,5 mm de separación, equivalente a 138 KV/cm. Este es el valor máximo de humedad, o mínimo de rigidez dieléctrica, a partir del cual conviene realizar el tratamiento del aceite para recuperar su aislamiento y mantenerlo siempre en buenas condiciones.

 

      El contenido de humedad en los dieléctricos de celulosa y sólidos como, papel, cartón, maderas, barnices, etc., de un transformador, puede ser directamente evaluado mediante espectroscopia dieléctrica DFR realizada a muy baja frecuencia, para ampliar esta información puede visitar el apartado I+D ANALIZADORES/Analizador SFRA del menú principal en nuestra página WEB, o pinchar en este enlace /sfra-analisi-de-respuesta-en-barrido-de-frecuencia. Existen otros métodos indirectos para averiguar el contenido de humedad de las celulosas aislantes, pero los valores obtenidos son menos precisos y deben ser contrastados con otras medidas diferentes.

      Considerando que la utilizacion de un transformador de potencia no se puede extender hasta que falle, por el riesgo que ello implica, el valor de resistencia de aislamiento que debe ofrecer el aceite dieléctrico en un transformador en funcionamiento ha de ser lo más elevado posible para no reducir el aislamiento general del transformador, pues éste está formado por dos resistencias en paralelo constituidas una de ellas por las fugas en el devanado compuestas por los aislantes sólidos y celulosas, y la otra por el aceite. La resistencia de aislamiento del devanado es más costosa de recuperar que la resistencia de aislamiento del aceite, ya que el aceite puede ser cambiado con facilidad o tratado para su restitución sin desmontar el transformador. El aislamiento del devanado está compuesto de múltiples materiales y para recuperar su condición de buen aislamiento mediante el proceso de "curado", o de "retitución" para sustituir los materiales aislantes envejecidos, siempre es necesario desmontar el transformador.   

      En los siguientes dibujos podemos ver la representación simbólica de un aislamiento, éste es equivalente a un condensador con las fugas representadas por una resistencia entre las placas (imagen izquierda). En el aislamiento de un transformador existen dos resistencias diferentes de fugas, una pertenece a las fugas en los aislamientos del devanado eléctrico y la otra pertenece a las fugas del aceite dieléctrico (imagen derecha).  

 

      La capacidad o condensador que forma cualquier aislamiento se compone de dos componentes, uno es la propia capacidad "C" del condensador, el otro componente es la resistencia "R" de fugas o pérdidas a traves del aislamiento del condensador. Cuando por un condensador circula una corriente alterna se generan dos corrientes diferentes, una de las corrientes circula por la capacidad C del condensador denominada intensidad de corriente capacitiva "Ic", ésta es de naturaleza reactiva "X" y se expresa en VAR (vatios reactivos), la otra corriente circula por la resistencia de fugas del condensador y se le denomina intensidad de corriente resistiva "Ir" que es de naturaleza activa "R" y se expresa en VA (vatios activos). Las dos intensidades de corriente que circulan por un condensador están desfasadas en el tiempo, cuanto mayor es el desfase entre las dos corrientes, mayor intensidad de corriente circula por la resistencia de fugas o pérdidas, esto es debido a que la resistencia de fugas tiene un valor más bajo y por lo tanto circula mayor corriente, equivalente a mayores pérdidas. A este fenómeno se le denomina Tangente Delta o pérdidas por factor de disipación.      

      Cuando medimos la Tgδ en los devanados de un transformador, como se ha explicado anteriormente, estamos midiendo en realidad dos resistencias que conducen dos corrientes AC (corriente alterna) de fugas conectadas en paralelo, una de las resistencias está compuesta por los aislamientos solidos como celulosas, papel, maderas, cartones, barniz, y demás aislamientos utilizados para construir las bobinas de los devanados con su correspondiente corriente de fuga, la otra resistencia de fuga es la propia del aceite dieléctrico. En un circuito eléctrico compuesto de dos resistencias conectadas en paralelo, la resistencia "R" resultante tiene el siguiente valor, R_paralelo = (RXR)/(R+R), según esta ecuación el valor combinado de la resistencia resultante de la conexión en paralelo siempre será menor que el valor de la menor de las dos, por ejemplo: si tenemos dos resistencias con valores de 100 ohmios y 350 ohmios respectivamente, el valor combinado de la resistencia resultante de la conexión en paralelo será: (100X350)/(100+350) = 77,77 ohmios, que es menor que el valor de la menor de las dos resistencias, o sea menor que 100 ohmios. El circuito paralelo que forma un aislamiento es equivalente a un condensador, por el cual circulan la corriente capacitiva "Ic", más la corriente resistiva "Ir" que pertenece a la corriente de fuga, cono podemos ver en el dibujo siguiente.  

 

     

      El valor cuantitativo de la Tangente delta para un aceite dado aumenta con la temperatura y también con la degradación y el envejecimiento del aceite (unas 100 veces desde 20°C hasta 100°C)

      En razón de lo anterior, el concepto de Tangente delta o ángulo de pérdidas por factor de disipación térmica y su evolución durante el servicio es fundamental en aceites destinados a transformadores de alto voltaje. Por ello la mayor parte de fabricantes de transformadores especifican como límite máximo de la tangente o ángulo de pérdidas del aceite oxidado valores entre 0,05 % y 0,1 %. El valor limite de tangente delta del aceite para el cual no se debe poner en funcionamiento el transformador es 0,5 %, siendo imprescindible el tratamiento del aceite o la sustitucion del mismo.

      El aceite contenido en la cuba de un transformador no debe ser sustituido por otro aceite sin contemplar el proceso que requiere su sustitución. Para realizar la sustitución del aceite es muy importante llenar la cuba del transformador de forma gradual con nitrógeno con una presión de 0,05 - 0,1 Bar., conforme va descendiendo el nivel del aceite viejo al extraerlo de la cuba, con objeto de que el aire no penetre en la cuba, y evitar que impregne las superficies del devanado eléctrico y del núcleo. El aire contiene unas 150 veces más agua que el aceite dieléctrico nuevo tratado, por lo tanto el aire es un mal aislante para alta tensión. El aceite nuevo o tratado debe pasar por una planta desgasificadora al vacío, conectada entre el deposito contenedor y la cuba del transformador, para evitar la penetración del aire y extraer la posible humedad que pudiese contener el contenedor. Si no se realiza esta operación cuidadosamente, el aire del exterior penetrara en el interior de la cuba, contaminando el aislamiento del transformador. Una vez vertido el aceite nuevo o el aceite tratado, el mismo adquiere una bajada importante de su aislamiento porque será contaminado con la humedad del aire que anteriormente penetro en la cuba. Dependiendo de la saturación de humedad contenida en el aire, en ocasiones el resultado de aislamiento obtenido en una sustitución del aceite dieléctrico de un transformador, sin tomar ninguna precaución de que no penetre aire en la cuba, empeora la condición de aislamiento del aceite nuevo o tratado, quedando éste en peores condiciones que el aceite sustituido, por haberse contaminado con la humedad del interior de la cuba del transformador. En la mayoría de casos la sustitución del aceite dieléctrico de un transformador no es la mejor solución para elevar su condición de aislamiento, para casi todos los casos la mejor solución consiste en tratar el aceite existente en la cuba para elevar su aislamiento. Una vez realizado el proceso se debe extraer una muestra de aceite para realizar un ensayo de aislamiento midiendo su Tgδ, con objeto de garantizar que el proceso se ha realizado con éxito.

      La Tangente del ángulo de perdidas es la propiedad que más información proporciona acerca de las características dieléctricas del aceite, por lo que su valor es indicativo de la calidad de este, siendo la propiedad normalmente utilizada para la aceptación de un aceite nuevo y para conocer la calidad dieléctrica de un aceite en servicio.

      El efecto directo de una Tgδ elevada es el incremento de la temperatura de trabajo del transformador, pero existen además otros efectos indirectos que puede ocasionar como, aumento de la corrosión metálica, aceleración de la degradación de las celulosas, aumento de la solubilidad y emulsividad del agua, e incremento de la oxidación del aceite. Todos estos factores conducen a una serie de fenómenos en cadena que pueden dar lugar a problemas en el transformador durante el servicio.

      Por estos motivos la sustitución completa del aceite en mal estado o el tratamiento para su restitución, no devolverá al 100 % la condición de aislamiento a un transformador que se encuentre con los devanados con bajo aislamiento, pues como ya hemos explicado antes, el aislamiento está compuesto de dos resistencias en paralelo, compuesta una de ellas por los aislantes del devanado y la otra por el aceite dieléctrico, por lo tanto, si la resistencia que compone el aislamiento del devanado se encuentra en malas condiciones, por mucho que elevemos el valor de la resistencia del aceite no cambiara sustancialmente la resistencia general. Por ejemplo, si el devanado de un transformador tiene una resistencia de aislamiento de 3 Giga ohmios (valor típico de bajo aislamiento en un devanado de A.T.), y el aceite tiene un aislamiento de 40 Giga ohmios (valor típico del aislamiento de un aceite en mal estado), formando una resistencia paralelo resultante para el transformador de (3X40)/(3+40) = 2,79 Giga ohmios, y tratamos el aceite para recuperar su condición de buen aislamiento con un resultado de 450 Giga ohmios obtenidos después de tratar el aceite, la resistencia paralelo resultante en el trasformador, compuesta por el devanado y el aceite será: (3X450)/(3+450) =  2,98 Giga ohmios, habiendose obtenido una mejora general de 0,19 Giga ohmios, siendo evidente que no hemos recuperado del todo el valor de aislamiento general del transformador al mejorar el aislamiento del aceite. Por el contrario, sí que hemos mejorado las cualidades del aceite para soportar una sobretensión entre las fases del transformador o entre las fases y masa de la cuba o el núcleo metálico, que pudiesen provenir de posibles descargas atmosféricas o por pulsos de sobretensiones producidas por conmutación de cargas de elevada potencia de origen interno o externo, lo cual es muy importante para la salud del transformador.  

      No obstante, en referencia a la tangente delta de un aceite dieléctrico oxidado, y a la recuperación del aislamiento general de un transformador, y por lo tanto de la tangente delta del aceite, es posible mediante el proceso de restitución de todos los aislamientos sólidos y líquidos del transformador, es decir, se conservan los devanados deshidratando los aislamientos sólidos, y cambiando los aislamientos que no puedan ser deshidratados, El aceite por su parte debe restituirse mediante dos procesos de recuperación diferentes, el primero es por intercambio de partículas, el segundo proceso se realiza por termo vacío, No se trata de una operación sencilla porque el transformador debe desconectarse y retirarse de la instalación, para ser desmontado por completo en el taller para realizar los trabajos de restitución mencionados. El proceso de restitución puede devolver el aislamiento general del transformador a valores cercanos a los de un transformador nuevo, reiniciando así  la vida útil del transformador.

      Las sobretensiones que no producen falla franca inmediata en el transformador con el consiguiente disparo de sus protecciones, merman su aislamiento con el tiempo y el número de repeticiones, y no son detectadas hasta que el transformador falla o es evaluado por una medida de aislamiento que devuelve un resultado desfavorable, por ello conviene realizar pruebas al aceite y a los devanados de transformadores con muchos años de funcionamiento, de forma regular, o con mayor asiduidad en el tiempo, y restituir el aceite periódicamente si fuese necesario hasta agotar la vida útil del aislamiento del devanado del transformador. Posteriormente se puede reparar (rebobinar) de nuevo el devanado para reiniciar la vida útil del aislamiento, o en su caso programar la sustitución del transformador por uno nuevo de mayor rendimiento.  

      Una peculiaridad del aislamiento de los transformadores reside en que, las medidas de aislamiento realizadas a los devanados y al aceite dieléctrico pueden "no" mostrar de forma contundente las debilidades dieléctricas o las causas por las cuales se deban realizar operaciones correctivas, en un transformador que aparentemente esta correcto después de largos años de funcionamiento. En estos casos conviene realizar un análisis de gases disueltos en el aceite mediante cromatografía gaseosa, para averiguar cual es la magnitud de los gases resultantes despues de la descomposición parcial del mismo durante los años de funcionamiento.

      En efecto, la descomposición de las moléculas del aceite produce entre otras sustancias solidas y liquidas, gases combustibles y no combustibles, y oxígeno. La mezcla de estos gases con el oxigeno puede originar la falla del transformador o un siniestro, por no decir una avería catastrofica, pues en el caso de que ocurra un pequeño arco voltaico en el interior del transformador con aislamiento débil y baja concentración de gases inflamables más oxígeno, la mezcla de gases inflamables iniciaran su combustión generando sobrepresión en la cuba del aparato transformador, o incluso una explosión si la concentración de gases es importante. El primer síntoma de la combustión de gases cuando la concentración es baja suele ser mostrado por un ensanchamiento repentino de los radiadores del transformador, que es generado por la sobrepresión que produce la combustión, si el transformador dispone de dichos radiadores, también pueden aparecer fugas repentinas de aceite que anteriormente no existían, por las juntas de la cuba o por las juntas de los aisladores. En caso de advertir estos síntomas se debe realizar un análisis de gases disueltos en el aceite, mediante cromatografia gaseosa. Aunque estos problemas son más habituales en transformadores que operan con carga elevada, también pueden surgir incluso cuando el transformador opera con poca carga debido a la degradación del aceite con el tiempo.          

      Diferentes tonos de color del aceite dieléctrico muestran distintos grados de oxidación y envejecimiento, cuanto más oscuro es el color, mayor presencia de contaminantes, los aceites más oscuros contienen mayor concentración de impurezas, partículas, gases, ácidos, hidrocarburos, y agua, generados durante la descomposición del aceite en los transformadores por diversos factores como la temperatura de operación, los campos magnéticos, la vibración, las DP (Descargas Parciales), y la humedad, como principales causas.

 

      Conviene conocer que un transformador que opera con bajo aislamiento de su aceite puede facilitar la perforación dieléctrica del aceite en presencia de una sobretensión de origen atmosférico, o por sobretensiones producidas por impulsos inductivos. En estas circunstancias el devanado de Baja Tensión es expuesto al voltaje presente en el lado de Alta Tensión. Cuando se produce una perforación dieléctrica entre los devanados de A.T. y los de B.T. en un transformador, todos los aparatos eléctricos que se encuentran funcionando conectados en el lado de Baja Tensión del transformador, los aislamientos de éstos aparatos pueden ser perforados por el voltaje de Alta Tensión, las masas de la instalación igualmente son expuestas al voltaje de A.T., sus resultados pueden ser devastadores y causar problemas que van desde fallos del aislamiento hasta fallos totales de todos los equipos. Aunque pensemos que las protecciones del lado de Alta Tensión actuaran para interrumpir el circuito electrico y despejar el defecto, esto no sucederá antes de algunas decenas de milisegundos, que es el tiempo que necesita una protección de A.T. para acusar el defecto, y actuar sobre el mecanismo de disparo, desconectando posteriormente el fluido eléctrico de Alta tensión que alimenta al transformador. Este tiempo es más que suficiente para que se produzca una perforación dieléctrica del aislamiento de todos los aparatos eléctricos que se encuentran funcionando conectados al devanado de Baja Tensión del transformador.

      En instalaciones de Centros de Transformación que tienen instalados varios transformadores en el mismo C.T. funcionando en paralelo, la perforación dieléctrica del aceite o de los aislamientos en uno de los transformadores supone la exposición de los devanados de Baja Tensión de los demás transformadores a la Alta Tensión, pudiendo ocasionar la perforación en cascada de los otros devanados de Baja Tensión de los transformadores sanos, pues los devanados están conectados en paralelo. Para reducir al mínimo la posibilidad de que se produzcan anomalías de ésta naturaleza, la única solución es mantener el aceite aislante de los transformadores en las mejores condiciones posibles de aislamiento.      

      La edad es un factor muy importante para determinar el nivel de deterioro en un transformador, además hay que tener en cuenta que, según las normas cada bien eléctrico tiene un tiempo de vida útil que hay que tomar en consideración, después de este periodo el mantenimiento eléctrico y el número de averías del equipo tienen un coste adicional, el rendimiento es menor, y las pérdidas de energía son mayores, por ello un equipo antiguo es menos eficiente.   

      PCBs. Los aceites dieléctricos de los transformadores no pueden contener Bifenilos Policlorados o PCBs. Estos compuestos son muy venenosos y cancerígenos. Por desconocimiento los PCBs se usaron durante años como estabilizantes en aceites dieléctricos, sin conocer sus efectos nocivos para la salud humana, actualmente no se fabrican aceites aislantes con PCBs, en aparatos antiguos en funcionamiento o fuera de servicio con un contenido de PCBs superior a 50 ppm, es obligatorio la eliminación del aceite por procesos de incineración catalítica para eliminar al 100 % las sustancias venenosas en centros de descontaminación especializados.

      El mayor peligro que presentan los PCB es la generación de subproductos extremadamente tóxicos como las dioxinas y los furanos. Las dioxinas se pueden producir por combustión incompleta de los PCB en el caso de incendio de transformadores o por la utilización de aceites contaminados como combustibles alternativos. Al igual que los PCB, las dioxinas son conocidas por pertenecer a la llamada «docena sucia»: un grupo de compuestos químicos peligrosos que forman parte de los contaminantes orgánicos persistentes (COP) incluidos en el Convenio de Estocolmo. El tratamiento o la manipulación de aceites dieléctricos que contienen PCBs puede ocasionar envenenamiento en el cuerpo humano por contacto con el aceite, o por inhalación. 

 

Prácticas para mantener la buena salud de los transformadores

     A) La salud de un transformador comienza por el estado de su aceite, como ya hemos explicado, los dieléctricos de celulosa son responsables del deterioro de aislamiento en el devanado al absorber la humedad del aceite, de ahí deriva la importancia de mantener controlado el contenido de agua disuelta en el aceite dieléctrico lo más bajo posible, realizando de forma periódica operaciones correctivas mediante desgasificado por termo vacío u otro sistema similar. En la misma línea conviene realizar regularmente un análisis de humedad al aceite, por ejemplo, cada seis meses, y un des gasificado del contenido de humedad, si su contenido de agua alcanza una concentración de 20 ppm. Con esta solución podemos alargar la vida útil de los transformadores durante muchos años sin que surjan averías. Como es lógico, esta solución se debería adoptar desde el comienzo de operación del transformador, o desde que se repara un transformador, y no cuando el aparato ya cuenta con varios años de funcionamiento, aunque precisamos que mantener esta práctica incluso cuando el transformador no es nuevo, contribuye positivamente para prolongar la vida de los transformadores.  

      B) Cuando sucede un disparo de una de las protecciones del transformador, bien de Alta Tensión, o de Baja Tensión, no se debe poner el transformador de nuevo en funcionamiento, sin antes verificar su estado mediante pruebas que garanticen que no se han producido desperfectos en los devanados, por pequeños que éstos sean, pues los mismos evolucionaran a peor con el tiempo, reduciendo la esperanza de vida del transformador. Los arranques frecuentes de motores de potencia cercana a la del transformador, los cortocircuitos de motores eléctricos de gran potencia, sobrecargas de corriente aunque éstas sean de pequeña duración provocadas por micro corte del suministro eléctrico, o sobretensiones, pueden producir el disparo de una de las protecciones del transformador, ello conlleva un sobre esfuerzo mecánico de corta duración sobre los devanados y elementos aislantes que los soportan, producidos por la fuerza electro magnética que ejercen las bobinas sobre el núcleo magnético de hierro, durante el tiempo que dura el evento, engendrando deformaciones físicas en los devanados. Los efectos de estos desperfectos mecánicos son acumulativos, e indetectables por las medídas eléctricas de aislamiento que se realizan en los transformadores, su desconocimiento suele conducir con el tiempo a la falla prematura de los devanados del transformador. Para evitar estos problemas y posibles averías cuando los transformadores trabajan con cargas unicas cercanas a la nominal, por ejemplo una electrobomba de potencia cercana a la del transformador, se debe desclasificar la potencia del transformador al 50% como mínimo, o si es posible, instalar otro transformador del doble de potencia, ello conlleva una pequeña modificación del proyecto eléctrico. La instalación de dos transformadores funcionando en paralelo suele dar mejores resultados, a la vez de ofrecer continuidad de funcionamiento en caso de avería de uno de ellos.

      C) Los cambios de temperatura en los transformadores por causa de desconexión de larga duración, o para alternar transformadores que trabajan en paralelo porque van sobrados de potencia, o por desconexión durante los fines de semana por parada de la actividad durante los mismos, con el único objeto de ahorrar alguna energía eléctrica, resultan perjudiciales para los aislamientos, lo mejor es mantener en funcionamiento el transformador o transformadores constantemente a pesar del pequeño coste de la energía consumida que ello supone. El motivo es porque las celulosas que forman los aislamientos del devanado absorben más humedad del aceite cuando baja la temperatura de éste. El contenido de agua disuelta en el aceite que es similar a la niebla en el aire, el agua disuelta difícilmente penetra en las celulosas debido a su baja densidad, es necesario que la temperatura del aceite baje cierta cantidad de grados para que la tensión de saturación del vapor de agua disuelta cambie el punto de roció, y condense el agua disuelta convirtiéndola en pequeñas gotas flotando en el aceite. En estas condiciones la mayor densidad de la humedad convertida en gotas de agua puede penetrar facilmente en las celulosas, produciendo una bajada del aislamiento, que es muy difícil de resolver.      

      D) El ajuste de las protecciones contra sobrecargas de corriente de Alta Tensión y de Baja Tensión "no" deben ser ajustadas por encima de la corriente nominal con el único argumento de que no disparen con facilidad, porque los hilos conductores que forman las bobinas de los devanados eléctricos del transformador soportarían corrientes críticas que producen mayor temperatura en su interior y aceleran la degradación de los aislamientos. En el mismo sentido, las protecciones contra sobre corrientes han de probarse periódicamente para conocer su estado de funcionamiento y su fiabilidad, la responsabilidad de estos trabajos recaen en la empresa que tiene a su cargo el mantenimiento del centro de transformación. Dichos trabajos deben realizarse por personal técnicamente competente, con la ayuda de un inyector trifásico de corriente primaria. Los inyectores de corriente secundaria han de descartarse porque solo prueban los relés, pero no prueban los transformadores de medida que son el origen de la corriente que se ha de proteger.

      E) La reducción de los costes de mantenimiento eléctrico de los centros de transformación no suponen ahorro alguno, por el contrario, la desatención o la falta de mantenimiento, así como el mantenimiento incorrecto, se traduce en problemas y averías con el tiempo, que tienen un coste muy superior al del supuesto ahorro. Por ejemplo, si desconocemos el estado de defecto de una protección de A.T. de un transformador, el mismo podría averiarse en presencia de un defecto del suministro, o de una sobrecarga. La falta de revisión, desconocer, o ignorar el mal estado de aislamiento de los transformadores conduce a la falla temprana de éstos ante la presencia de cualquier anomalía de la carga o del suministro. Explicado lo anterior, se debe considerar seriamente que para transformadores de cierta edad que alimentan procesos críticos de los que no se puede prescindir ni detener, lo lógico será que para el mantenimiento de dichos transformadores se opte por el más completo y no por el más barato. Al respecto de lo anterior puede suceder que un transformador con alto contenido de humedad en sus celulosas y con el aislamiento crítico, su condición de fiabilidad no pueda ser recuperada con garantías, por lo que se deberá realizar los devanados de AT y de BT nuevos, esta solución tiene un coste inferior al de un aparato nuevo, y además, un transformador nuevo tiene un plazo de entrega que no se debe ignorar.

      F) Cuando un transformador funciona con una proporción de carga superior al 70% aunque dicha carga se produzca de forma intermitente, la calidad de su aceite dieléctrico adquiere mayor importancia, ya que éste es el único medio para mantener el buen aislamiento entre los devanados de AT y BT, o entre devanados y la masa de la cuba. Cuanto más carga proporciona un transformador se produce mayor elevación de su  temperatura debido a las perdidas IxR en los conductores de los devanados y en el núcleo magnético. Cuando aumenta la temperatura se produce mayor oxidación del aceite, generando mayormente moléculas de agua, también de otros líquidos, y ácidos que no son aislantes. Por este motivo se debe realizar con mayor frecuencia un análisis de humedad del aceite para conocer su estado, y en caso de contener una concentración elevada de humedad, se debe realizar un proceso de tratamiento de aceite para reducir su contenido de agua, con el fin de que dicha humedad no penetre en las celulosas aislantes que soportan los devanados. Como hemos explicado anteriormente, extraer la humedad de las celulosas es mucho más costoso y lento, que el tratamiento del aceite, y en determinados casos no se mejora el aislamiento debido a una alta concentración de humedad en las celulosas. La responsabilidad de estos trabajos y de la salud del transformador recae normalmente en la empresa que realiza el mantenimiento del centro de transformación, desafortunadamente en la mayoría de ocasiones solo se limpia el polvo del transformador, y a veces ni siquiera se limpia, desconociéndose las debilidades del aislamiento, lo que conduce a la falla temprana del transformador.    

 

Restitución de la capacidad dieléctrica del aceite

      El aceite oxidado que se encuentra en un transformador en funcionamiento puede recuperar sus propiedades dieléctricas (aislamiento) para mejorar su calidad, cuando se trata con filtros que emplean la técnica de "termo vacío" de una o dos etapas, alcanzando una rigidez dieléctrica >180 KV/cm con filtros de una etapa, y >220 KV/cm con filtros de dos etapas. La condición de aceite "nuevo" es posible recuperarla al 100 % en aceites usados o que se encuentran en transformadores en funcionamiento mediante el empleo de la técnica de termo vacío en combinación con un segundo filtro de "intercambio de partículas" con los que se obtiene una rigidez dieléctrica >320 KV/cm. Montajes Alhama S.L.U. emplea las dos técnicas de filtración de aceites, termo vacío e intercambio de partículas. En los trabajos de reparación o restitución de transformadores se emplea las dos técnicas de filtración consecutivas para alcanzar el mayor voltaje de ruptura del aceite, en trabajos de mantenimiento preventivo se emplea una de  las dos técnicas para mejorar la rigidez dieléctrica del aceite, aunque también se pueden emplear los dos tipos de filtros si fuese necesario. Para el cambio de aceite o traspaso del mismo se emplea solamente el filtro de termo vacío, pues éste es suficiente para garantizar que el aceite dieléctrico no se expone a la humedad del aire del ambiente, para extraer la humedad del aceite durante el proceso, este tipo de filtro trabaja con una profundidad de vacío de hasta 2x10-4 mbar.

      

Ejemplo de caso real de tratamiento de aceite dieléctrico

      En la siguiente imagen se muestra un aceite oxidado, extraído de un transformador con muchos años de funcionamiento (probeta izquierda), donde el aceite no se había tratado nunca. Su tono de color es indicativo de un estado de envejecimiento avanzado, ocasionado por la oxidación natural durante el funcionamiento lo cual crea partículas indeseables que aumentan la conductividad del aceite. En el ensayo de rigidez dieléctrica realizado a este aceite se verifico un valor medio de ruptura dieléctrica de 75 KV/cm, este valor es insuficiente, incluso peligroso. En la probeta del centro podemos observar el cambio del tono de color obtenido después del tratamiento de dicho aceite con el filtro de termo vacío de doble etapa, obteniendo un resultado medio en la prueba de  rigidez de 228 KV/cm, dicho valor podemos considerarlo como muy bueno. En la probeta derecha podemos apreciar el resultado en el cambio del tono de color después del segundo tratamiento del mismo aceite mediante el filtro de intercambio de partículas, después de este segundo tratamiento el aceite alcanzó en la prueba una rigidez dieléctrica media excelente con 324 KV/cm, siendo este último valor, prácticamente el mayor voltaje de ruptura dieléctrica que podemos alcanzar mediante los dos tratamientos. Independientemente de la rigidez dieléctrica o tangente delta que podamos alcanzar con los distintos tratamientos del aceite, según la norma internacional ATSM D-1500, el tono del color es un indicativo de la calidad del aceite. Desafortunadamente en cada tratamiento del aceite se pierde parte del volumen original, que habrá de reponerse con aceite nuevo tratado. Por ejemplo, con el tratamiento por termo vacío se pierde alrededor de un 2-4 % del volumen original, si se requiere un segundo tratamiento por intercambio de partículas, el volumen original se reducirá un 6-8 % adicional.

 

CUANDO DEBEMOS TRATAR EL ACEITE DIELECTRICO DE UN TRANSFORMADOR

      Como regla general el aceite dieléctrico de un transformador se debe tratar para recuperar su aislamiento, cuando el contenido de humedad es mayor de 20 ppm, o cuando la rigidez dieléctrica es menor de 130 KV/cm, o cuando la Tg Delta ha experimentado una elevación importante en poco tiempo. El comportamiento de los materiales aislantes cambia con la temperatura, para una disminución de 10º C en la temperatura de un aislante, su rigidez dieléctrica se duplica, es decir, el aislamiento se eleva al doble. Para un aumento de 10 º C el aislamiento de los materiales dieléctricos baja a la mitad, por ejemplo, para un aislante con una determinada rigidez dieléctrica que se encuentre operando a 40º C, cuando la temperatura de dicho material se eleve hasta los 50º C su rigidez dieléctrica bajara a la mitad. Para transformadores en baño de aceite la temperatura máxima que aparece en la placa de características del fabricante es de 60º C para los devanado y 65º C para el aceite.

      En los transformadores de "MT" (Media Tensión), esto es desde 1 a 30 KV de tensión de operación, las separaciones físicas entre los devanados de media tensión y los de baja tensión, suele haber 4-5 mm. Esto es así porque los transformadores siempre han sido fabricados bajo normas que determinan las pérdidas máximas que deben tener como, lo cual implica que mayores separaciones entre los devanados equivale a mayores pérdidas de energía, citamos la norma Eco Diseño que es la más reciente para reducir al máximo las pérdidas de energía en el núcleo y en los arrollamientos del devanado, admite unas pérdidas de 0,5 %. 

      Por ejemplo, en un transformador en funcionamiento, en el cual su aceite dieléctrico se encuentre a 40º C con una rigidez dieléctrica de 130 KV/cm, cuando el mismo aceite se encuentre a una temperatura de 50º C, la rigidez dieléctrica del mismo bajara hasta 65 KV/cm, que es la mitad. En el peor de los casos, si la separación entre los devanados de MT y BT es de 4 mm, la rigidez dieléctrica del aceite será de 65 KV/cm multiplicada por 0,4 cm, ósea, 65X0,4 = 26 KV. Con todo ello debemos considerar, además, que en las redes de MT pueden existir una elevación de la tensión del 7,5 % siendo esto normal, según las normas de suministro por las que se rigen las compañías eléctricas, de este modo, por ejemplo, para una tensión de MT de 20 KV nominales, la misma puede encontrarse de forma permanente hasta una tensión de 20 + 7,5 % = 21.5 KV. Entonces en estas condiciones el margen de tensión de seguridad para que no se produzca un arco voltaico entre los devanados de MT y los de BT será de 26 KV - 21,5 KV = 4,5 KV, lo cual es insuficiente si tenemos en cuenta que en las redes eléctricas pueden existir de forma fortuita sobretensiones de origen atmosférico, como rayos, lo cual supondría la perforación dieléctrica del aceite aislante, y la consiguiente avería de los devanados del transformador. Para el ejemplo que estamos comentando, si la temperatura de funcionamiento del transformador fuese mayor de 50º C, entonces el transformador estaría funcionando todo el tiempo de forma crítica o peligrosa, pudiendo ocasionar un siniestro, debido a que la rigidez dieléctrica del aceite, sería inferior al voltaje nominal de funcionamiento.    

      Por los motivos explicado anteriormente, el aceite dieléctrico se debe tratar para recuperar su condición de buen aislamiento, cuando la rigidez dieléctrica del mismo baja de 130 KV/cm, o cuando el contenido de humedad es mayor de 20 ppm, o cuando sucede un aumento de la Tg Delta del aceite en un corto plazo de tiempo. Una buena práctica para mantener el aislamiento de los transformadores en óptimas condiciones consiste en tratar de forma periódica el aceite dieléctrico. Nosotros recomendamos una periodicidad anual para tratar el aceite, como el mejor método de prevención de averías en los transformadores.

 

RESUMEN

      Concluimos que, la experiencia acumulada por cuatro generaciones de profesionales dedicados al montaje, reparación, y matenimiento de transformadores eléctricos, nos permite coincidir en que, el único secreto para una larga vida útil de los transformadores se encuentra en la calidad de su aceite dieléctrico, para soportar sobretensiones y sobrecargas. Como es lógico, las protecciones eléctricas de los transformadores deben encontrarse siempre operativas y revisadas. En el mismo sentido, la carga máxima de un transformador debe encontrarse por debajo del 70 % de su potencia nominal, si ello es posible, con objeto de que el transformador ofrezca su máximo rendimiento eléctrico, y para reducir la temperatura de funcionamiento y sus costes de mantenimiento. La correlación o regla establecida por Montsinger establece que cada aumento de temperatura de 8 °C genera una duplicación de la velocidad de envejecimiento de la maquinaria. Para fines prácticos, se puede usar de forma segura un aumento de 10 °C. En efecto, la carga elevada tiene una respuesta térmica en el transformador aumentando así su temperatura de operación y el envejecimiento, además, prácticamente no hay envejecimiento térmico por debajo de los 50 ºC, sin embargo, los componentes individuales del aislamiento del transformador pueden superar esta temperatura.  

      La vida útil de los aislamientos sólidos del transformador depende de la humedad contenida por las celulosas (papel, cartón, maderas, barniz, etc.) que se emplean en la construcción del aislamiento para los devanados, y de especialmente de la temperatura de funcionamiento. Cuanto mayor es la temperatura de trabajo del transformador menor es su vida útil. Es el aceite dieléctrico el que cede parte de su humedad a las celulosas durante los cambios de temperatura, cuando baja la temperatura interna en los devanados, las celulosas absorben la humedad del aceite. Respecto al aceite, cuando sube la temperatura son las celulosas las que entregan agua al aceite. Por ello es esencial que el aceite dieléctrico contenga la mínima humedad posible.

      Las temperaturas límites indicadas en la norma de construcción de un transformador se obtienen cuando por el transformador circula la intensidad de corriente nominal y cuando la temperatura ambiente es la indicada en dicha norma. Sin embargo, cuando la temperatura ambiente es superior a la indicada en la norma, la temperatura final de los diferentes puntos del transformador también puede ser excesiva. Por eso, un transformador está en sobrecarga cuando, a pesar de que la corriente es inferior a la nominal la temperatura ambiente es tal que la temperatura de funcionamiento es superior a los valores especificados.

      Como consecuencia de todo ello hay peligro de un defecto prematuro ligado al aumento de la corriente y de las temperaturas. El riesgo mencionado puede manifestarse a corto plazo inmediato o a largo plazo como un envejecimiento térmico acumulado.

  

Normas que regulan la manipulación y los ensayos en aceites dieléctricos 

      En la realización de las operaciones de comprobación de los aceites dieléctricos Montajes Alhama S.L.U. observa y se rige por las siguientes normas para la manipulación y el tratamiento de aceites dieléctricos:

            Normas que regulan la extracción de muestras de aceite dieléctrico para ensayos, IEC 60475 ed.2-2011, UNE-EN 60422.

         Norma que regula la identificación del contenido de policlorobifenilos (PCB) en transformadores, normas UNE-EN 61619: 1998, y UNE-EN 61619: 2004 ERRATUM, utilizando el metodo ASTM D-4059 mediante Cromatografía Gaseosa. 

            Análisis de aislamiento para aceites dieléctricos por ensayo de Tangente delta a 90 ºC, (x 10-³) método IRAM 2340, ASTM D 924.

           Medida de la Rigidez dieléctrica, usando el método IRAM 2341, electrodos VDE a 2,5 mm.

           Medida del Contenido de humedad, mg de agua por Kg de aceite dieléctrico método Karl Fischer, coulombimétrico ASTM D 1533 (B)

           Análisis de gases disueltos por Cromatografía Gaseosa, método ASTM D 3612, para determinar el contenido en ppm de los gases Metano, Etano, Etileno, Acetileno, Hidrógeno, Oxígeno, Monóxido de carbono, Dióxido de carbono, y Nitrógeno.