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, el aceite 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.

      Las cualidades fundamentales que muestran el estado de salud del aceite dieléctrico en orden de importancia son, 1° su Tgδ (Tangente Delta) equivalente a las pérdidas producidas por factor de disipación térmica que son consecuencia del envejecimiento, oxidación, y contaminación del aceite, 2° la rigidez dieléctrica que es referida al voltaje que puede soportar el aceite sin producirse la perforación dieléctrica (arco voltaico) por un voltaje de potencial muy elevado, y 3° el contenido de agua que es generado por cambios en las moléculas del aceite producidos por la temperatura, campos magnéticos, descargas parciales, etc., que ocurren en el interior del transformador a lo largo del tiempo.

      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. Por su parte la rigidez dieléctrica 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 malas condiciones. El contenido de agua en un aceite nuevo  tratado es menor que 0,001 miligramos por litro, y mayor que 0,05 miligramos por litro 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. 

      El agua disuelta caracterizada por moléculas de agua individuales dispersas a través del aceite, 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 15-20 ppm. A partir de dicho umbral el aceite debe ser tratado para que las celulosas aislantes del devanado concentren la mínima humedad posible. 

      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/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 medidas distintas.

      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 el devanado en combinación con los aislantes sólidos, y la otra por el aceite. La resistencia de aislamiento del devanado es más costosa de recuperar que la resistencia de ailamiento del aceite, ya que el aceite puede ser cambiado con facilidad o tratado para su restitución sin desmontar el transformador. El aislamiento del devanado por su parte está compuesto de múltiples materiales y para recuperar su condición de buen ailamiento mediante el proceso de "curado", o para sustituir los materiales aislantes envejecidos, siempre es necesario desmontar el transformador.   

      Cuando medimos la Tgδ en los devanados de un transformador estamos midiendo en realidad dos resistencias que conducen dos corrientes AC (corriente alterna) de fuga 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: 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 fuga.  

 

     

      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 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 puede 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 elevada Tgδ es el incremento de la temperatura de trabajo, 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 del todo la condición de aislamiento a un transformador que se encuentre con los devanados con bajo aislamiento, pues como ya hemos explicado antes, se trata de dos resistencias compuestas 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), con 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 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.  

      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 frecuencia en el tiempo, y restituir el aceite periódicamente si fuese necesario hasta agotar la vida útil 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 suficiente las debilidades dielectricas 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 por 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, además de 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 el contenido de gases es importante. El primer síntoma de éste tipo de combustión de gases cuando la concentración es baja suele ser mostrado por un ensanchamiento 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 por las juntas de la cuba o por las juntas de los aisladores del transformador, que antes no existían. En el 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 degeneración del aceite.          

      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 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 del equipo. 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 circuito 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 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.

 

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 del aislamiento del devanado al absorber la humedad del aceite, de ahí deriva la importancia de mantener el contenido de agua disuelta en el aceite dieléctrico lo más bajo posible. 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, 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 vida esperada 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 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, y 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 en su defecto instalar otro transformador del doble de potencia, si es posible, 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 energía 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 en las celulosas, produciendo una bajada del aislamiento, que es muy difícil de solucionar.      

      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 protección.

      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 aislamiento entre los devanados de AT y BT. 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 y 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.    

  

Normas que regulan los ensayos en aceites dieléctricos 

      En la realización de las operaciones de comprobación de los aceites dieléctricos nuestra empresa 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.

            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, 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, contenido en ppm de los gases Metano, Etano, Etileno, Acetileno, Hidrógeno, Oxígeno, Monóxido de carbono, Dióxido de carbono, y Nitrógeno.