Todo el mundo siente una gran curiosidad al encontrarse con transformadores muy antiguos aún en funcionamiento. No es raro encontrar publicaciones en redes sociales, especialmente en LinkedIn, con fotos de estas máquinas antiguas en funcionamiento.
En estas publicaciones, también es habitual encontrar comentarios de personas nostálgicas con la famosa frase:
“¡Son buenos equipos! No se comparan con lo que se produce hoy en día…”
Estoy de acuerdo en que un equipo antiguo en funcionamiento es interesante. Pero discrepo con la afirmación de que solo esos transformadores eran “mejores” por dos razones principales:
1. Porque desconocemos las condiciones a las que estuvieron expuestos estos equipos a lo largo de su vida útil. ¿Cuál fue la temperatura de funcionamiento? ¿Cuál fue la carga aplicada? ¿Cuánto tiempo se mantuvo realmente energizado? Todas estas condiciones determinan cuánto se consumió de la vida útil del equipo a lo largo del tiempo.
2. Porque desconocemos la situación real de la vida útil restante de estos activos… pueden estar llegando al final de su vida útil y fallar en cualquier momento, sin que haya tiempo disponible para ninguna intervención o traslado de carga.
Estos transformadores antiguos son similares al de la foto que encabeza este artículo (generado por la inteligencia artificial DALL-E) y nos remontan a una época en la que los proyectos se concebían con una metodología de cálculo diferente: el diseño debía ser lo suficientemente robusto como para absorber las diferentes características de los materiales disponibles para la fabricación (piezas y componentes con menor uniformidad debido a un control de calidad menos exigente en comparación con los actuales). Cabe mencionar también que las herramientas disponibles para analizar el margen de seguridad de los proyectos no ofrecían la precisión ni la facilidad de uso a las que estamos acostumbrados hoy en día (considerando, por ejemplo, las herramientas computacionales de simulación numérica). Por lo tanto, entre otras razones, incluso con mayores distancias y tamaños, no se puede afirmar que los diseños antiguos fueran “mejores”.
Aproveché la oportunidad para pedirle a la inteligencia artificial DALL-E que generara una imagen de un transformador antiguo que alimenta un edificio comercial, y el resultado es la imagen que se muestra a continuación.
Entonces, ¿cómo saber cuándo un transformador está al final de su vida útil?
El criterio más común para determinar el envejecimiento de un transformador es la conservación de las características de aislamiento del material celulósico. Cuando se produce una disminución de la capacidad de aislamiento de este material, cualquier demanda eléctrica, incluso en condiciones nominales de funcionamiento, puede provocar fallos en el equipo debido a problemas dieléctricos.
Por lo tanto, la vida útil del aislamiento celulósico (medición del desgaste del papel aislante) se determina midiendo el grado de polimerización (GP). El GP del papel aislante se encuentra generalmente entre 1400 y 1200 cuando es nuevo. Sin embargo, tras someterse a procesos de secado durante la fabricación del transformador, que exponen la parte activa a altas temperaturas, el GP disminuye y tiende a situarse en el rango de 1000. Con el funcionamiento del equipo, el papel se degrada y el GP disminuye, debido al aumento de la temperatura intrínseca y a la presencia de oxígeno en el papel aislante. El límite comúnmente utilizado como criterio para el final de la vida útil del aislamiento es aproximadamente GP = 200.
Obviamente, medir el GP (Porcentaje de Tierra) es una estrategia muy eficaz para determinar la vida útil restante del equipo. Sin embargo, esta medición requiere tomar una muestra de papel del interior del equipo. Este procedimiento es algo complejo y, por lo tanto, las especificaciones técnicas más actuales suelen exigir que se coloque una muestra de papel en un lugar de fácil acceso dentro del transformador, por ejemplo, cerca de una ventana de inspección.
Sin embargo, independientemente de dónde se recoja la muestra de papel aislante para las pruebas de medición de GP, ya sea de la parte activa o de la muestra de sacrificio, la intervención necesaria en el transformador es bastante compleja. Esta complejidad se relaciona con los pasos del proceso, siendo los principales: desenergizar el equipo, reducir el nivel de fluido aislante, acceder al punto interno, recolectar la muestra y restablecer el fluido aislante. Estos pasos a menudo impiden la verificación de GP mientras el transformador está en funcionamiento, ya que deben ser realizados por un equipo especializado con el equipo adecuado para evitar la introducción de no conformidades en el equipo analizado, como la entrada de humedad o partículas en el aceite aislante y la parte activa durante el proceso de recolección de la muestra.
Pero en última instancia, ¿qué se puede hacer para controlar la vida útil de un transformador?
Considerando la realidad real de la operación de los transformadores, un mundo que impone penalidades por cortes de energía y donde cualquier apagado de un equipo debe ser planificado con anticipación e incluso evitado, las acciones de monitoreo de las condiciones de operación pueden y deben ajustarse para minimizar la intervención en los equipos.
En este caso, las pruebas más habituales que se pueden realizar con el transformador en funcionamiento se enumeran a continuación:
- Análisis fisicoquímico y cromatográfico de gases del aceite aislante: esta prueba determinará las concentraciones de gases disueltos en el aceite aislante. Este punto podría justificar un artículo completo, pero, en resumen, se puede asumir que cualquier defecto incipiente en la parte activa de un transformador, incluyendo aquellos que puedan surgir con el tiempo de funcionamiento y el envejecimiento del papel aislante, comienza a manifestarse en los gases disueltos y las características fisicoquímicas del aceite aislante. La toma de la muestra de aceite aislante para esta prueba es relativamente sencilla y puede realizarse con el equipo energizado, lo que significa que requiere una intervención mínima en el funcionamiento del transformador.
- Medición y detección de descargas parciales: Cuando un transformador está al borde de una falla de aislamiento y el papel está desgastado, presentará cierto nivel de descargas parciales. La medición del nivel de descargas parciales puede realizarse directa o indirectamente. La medición directa se realiza inyectando un nivel de voltaje en el equipo y midiendo el nivel de descargas parciales. Este método es bastante preciso; sin embargo, requiere que el transformador esté desenergizado para la medición. Para realizar la medición de descargas parciales indirectamente, que también es bastante precisa, se puede utilizar el método de emisión acústica. Este método se basa en la instalación de sensores (micrófonos) en el equipo que detectan el nivel de descargas parciales mediante la emisión acústica que generan. Una ventaja importante de este método es que permite utilizar la triangulación de señales y, mediante técnicas de procesamiento de señales 3D, identificar la región del equipo que genera el mayor nivel de descarga. Esta ubicación, aunque sea aproximada, puede ayudar mucho a desarrollar una estrategia de intervención, dirigiendo los esfuerzos directamente al elemento causante, que podría ser un devanado de una fase determinada, un cable de conexión, un interruptor o un buje.
- Factor de potencia de aislamiento: Al supervisar la conservación del aislamiento del equipo, se pueden medir la tangente delta y el factor de potencia de aislamiento de los devanados y bujes. Esta prueba, si bien debe realizarse con el transformador desenergizado, es relativamente sencilla y puede indicar el nivel de desgaste del aislamiento de los elementos del transformador. Esta prueba tiene una capacidad limitada para determinar cuándo se debe retirar el equipo de servicio, pero puede utilizarse con base en una referencia (obtenida con un transformador nuevo, por ejemplo) y generar un análisis de tendencias a lo largo del tiempo de funcionamiento, lo que fundamenta las estrategias de intervención y mantenimiento.
- Análisis de Respuesta en Frecuencia (FRA): Los transformadores están expuestos naturalmente a eventos operativos típicos, y cada evento genera cambios en su parte activa y, en consecuencia, en sus características operativas. En este sentido, para identificar, por ejemplo, si el equipo ha sufrido un incidente grave que altere significativamente la composición de la parte activa, es posible utilizar la prueba de Medición de Respuesta en Frecuencia (FRA) de los devanados. Esta prueba genera una especie de firma del equipo, basada en sus características constructivas. Así, a lo largo de su vida útil, esta prueba puede realizarse para verificar si se conservan las características constructivas. Por lo tanto, esta prueba se utiliza ampliamente para la evaluación después de eventos de gran magnitud, como cortocircuitos, inspecciones internas, reemplazo de pasatapas y conmutadores, y/o traslados logísticos del equipo entre ubicaciones operativas.
- Termografía: El registro termográfico es una técnica no invasiva que permite medir la temperatura sin contacto directo con el objeto analizado. Esta técnica se utiliza ampliamente en transformadores para detectar posibles problemas térmicos, como conexiones defectuosas de pasatapas, puntos calientes en pararrayos, bloqueos en los sistemas de refrigeración y corrientes circulantes que pueden provocar un sobrecalentamiento localizado en las paredes del tanque, que al entrar en contacto con el aceite pueden generar gases. La termografía es una técnica importante para el mantenimiento preventivo y el diagnóstico de averías en equipos a lo largo de su vida útil.
Cabe destacar que existen diversos artículos, normas y guías CIGRE con abundante información sobre la monitorización de las condiciones de operación y la vida útil de un transformador. El objetivo de este artículo fue presentar algunos enfoques para transformadores antiguos en funcionamiento y las principales pruebas que se pueden realizar en estos equipos. Es fundamental analizar cada situación particular para tomar las medidas adecuadas para preservar la vida útil del activo o minimizar los costos de mantenimiento o reparación tras una falla, por ejemplo.
No te preocupes, si no estás seguro de qué estrategia utilizar, ¡estamos aquí para ayudarte!
Si usted tiene dudas sobre la interpretación de los resultados de las pruebas de gases disueltos y fisicoquímicas del aceite aislante, no ha llegado a una conclusión sobre si aplicar el método de medición de descargas parciales directo (eléctrico) o indirecto (acústico), o si la respuesta del FRA es adecuada, o incluso de dónde se originan los puntos de calentamiento evidenciados en la termografía, puede contar con el Equipo Técnico de TRINSE, quien con seguridad analizará su situación y le brindará argumentos técnicos para tomar la decisión más acertada posible, buscando siempre aumentar la vida útil del equipo y, cuando esto ya no sea posible, identificar el momento más adecuado para la intervención y/o minimizar los costos de una recuperación.