¿Cómo detectar el envejecimiento en un transformador sumergido en aceite?

Transformadores sumergidos en aceite son activos críticos y de larga duración dentro de los sistemas de energía eléctrica. Sin embargo, como todos los equipos, sufren procesos de envejecimiento que en última instancia pueden comprometer la confiabilidad y la seguridad. La detección proactiva del envejecimiento es esencial para el mantenimiento informado, la planificación de la extensión de la vida y la prevención de fallas catastróficas.
¿Por qué detectar el envejecimiento?
Los principales materiales aislantes dentro de un transformador sumergido en aceite son el aceite aislante y el aislamiento sólido a base de celulosa (papel, cartón prensado). El envejecimiento degrada estos materiales, reduciendo su rigidez dieléctrica y su integridad mecánica. La degradación no controlada puede provocar una capacidad de carga reducida, descargas parciales y, en última instancia, fallas dieléctricas.

Métodos de detección de claves:

Análisis de aceite aislante (el fluido de diagnóstico primario):

Análisis de gases disueltos (DGA): esta es la piedra angular del monitoreo del estado del transformador. A medida que los materiales aislantes se degradan térmica y eléctricamente, generan gases característicos disueltos en el aceite. Los gases clave incluyen:

Hidrógeno (H?): Indicador general de descarga parcial o fallas térmicas.

Metano (CH?), Etano (C?H?), Etileno (C?H?): Indican principalmente la degradación térmica del aceite (temperatura baja, media, alta respectivamente).

Acetileno (C?H?): Fuerte indicador de arco eléctrico o fallas térmicas de muy alta temperatura (> 700°C).

Monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO?): indicadores primarios de degradación del aislamiento de celulosa (papel), especialmente envejecimiento térmico y sobrecalentamiento. ¿CO/CO en aumento? Los niveles son marcadores significativos del envejecimiento.

Análisis de compuestos furánicos: La degradación del aislamiento de celulosa produce compuestos químicos específicos llamados furanos (p. ej., 2-furfuraldehído). La medición de la concentración de furano en el aceite proporciona una evaluación cuantitativa directa del grado de pérdida de polimerización (DP) en el papel, que se correlaciona directamente con su resistencia mecánica y dieléctrica restante.

Acidez (Número de Neutralización): El envejecimiento tanto del aceite como de la celulosa produce subproductos ácidos. Un aumento del índice de acidez acelera la degradación tanto del aceite como del papel, formando un circuito de retroalimentación. El seguimiento de la acidez es crucial.

Contenido de humedad: El agua es un potente acelerador del envejecimiento de la celulosa y reduce la rigidez dieléctrica. Monitorear los niveles de humedad en el aceite (y estimar los niveles en el aislamiento sólido) es vital. El papel envejecido también libera agua ligada.

Resistencia dieléctrica / voltaje de ruptura: mide la capacidad del aceite para soportar tensiones eléctricas. La contaminación y los subproductos del envejecimiento pueden reducir este valor.

Tensión interfacial (IFT): mide la presencia de contaminantes polares y subproductos solubles del envejecimiento en el aceite. Un IFT decreciente indica contaminación y/o degradación avanzada del petróleo.

Pruebas eléctricas:

Factor de Potencia / Factor de Disipación (Tan Delta): Mide las pérdidas dieléctricas en el sistema de aislamiento (aceite y sólido). Un factor de potencia creciente indica un deterioro de la calidad del aislamiento debido al aumento de la conductividad debido a la humedad, la contaminación o los subproductos del envejecimiento.

Resistencia al bobinado: aunque se utiliza principalmente para detectar problemas de contacto, los cambios significativos a lo largo del tiempo a veces pueden correlacionarse con la degradación.

Análisis de respuesta de frecuencia (FRA): detecta principalmente la deformación mecánica (desplazamientos, holgura) dentro de la estructura del devanado. Si bien no es una medida directa del envejecimiento químico, el envejecimiento severo puede afectar la integridad mecánica, potencialmente detectable por FRA.

Medición de corriente de polarización/despolarización (PDC)/voltaje de recuperación (RVM): estas técnicas avanzadas de respuesta dieléctrica proporcionan información detallada sobre el contenido de humedad y el estado de envejecimiento del aislamiento de celulosa, complementando el análisis de furano.

Registros de inspección física y mantenimiento:

Inspección visual (interna cuando sea posible): durante las inspecciones internas (por ejemplo, después del procesamiento del aceite o para su reparación), el examen directo del núcleo, los devanados y los elementos estructurales puede revelar signos físicos de envejecimiento, como papel quebradizo, depósitos de lodos, corrosión o seguimiento de carbono.

Inspección de aceite: comprobaciones visuales del aceite para comprobar su claridad, color (el oscurecimiento puede indicar envejecimiento) y la presencia de sedimentos o lodos.

Historial de carga: la revisión de los perfiles de carga históricos, en particular los períodos de sobrecarga, proporciona contexto para el estrés térmico experimentado por el aislamiento.

Registros de temperatura de funcionamiento: Las altas temperaturas de funcionamiento sostenidas aceleran significativamente la tasa de envejecimiento de la celulosa.

Un enfoque integrado es esencial:

Ninguna prueba proporciona una imagen completa del estado de envejecimiento de un transformador sumergido en aceite. La detección eficaz se basa en una estrategia de seguimiento basada en condiciones:

Línea base: Establecer valores iniciales mediante pruebas exhaustivas después de la puesta en servicio o el servicio principal.

Tendencias: Realizar pruebas periódicas (especialmente DGA, furanos, humedad, acidez, factor de potencia) y analizar los resultados a lo largo del tiempo. Las desviaciones significativas respecto de las tendencias iniciales o establecidas son indicadores críticos del envejecimiento.

Correlación: Resultados de referencias cruzadas de diferentes pruebas. Por ejemplo, ¿aumento del CO/CO? y el aumento de furanos confirma fuertemente la degradación de la celulosa. La alta humedad combinada con una alta acidez acelera el envejecimiento.

Análisis de expertos: la interpretación de conjuntos de datos complejos, especialmente patrones DGA y resultados combinados, requiere experiencia. Los estándares de la industria (IEC, IEEE, CIGRE) proporcionan pautas, pero el contexto es clave.

La detección del envejecimiento en transformadores sumergidos en aceite es un proceso multifacético centrado en un análisis regular y sofisticado del aceite (DGA, furanos, humedad, acidez) respaldado por diagnósticos eléctricos clave (factor de potencia, respuesta dieléctrica) y datos contextuales (carga, temperatura, inspecciones). Al implementar y marcar sistemáticamente estos métodos, los operadores pueden evaluar con precisión el estado de sus activos, tomar decisiones informadas con respecto al mantenimiento (como reacondicionamiento o secado de aceite), gestionar el riesgo y optimizar la vida útil restante de estos componentes vitales de la red eléctrica. El monitoreo vigilante es la clave para garantizar la confiabilidad y seguridad continuas de los transformadores viejos sumergidos en aceite.