DIAGNOSTICO PRECOZ DE FALLAS

EN TRANSFOIüWDEiS DE POTENCIA

AUTOR: Ing. Jesús R. C a b e l l o

T A B L A D E C O N T E N I D O

F'AG .

2 .0 . EFECTOS DEL AGUA SOBRE EL S I S m AISLANTE DEL TRANSFORMADOR

2.1. Es un compuesto polar. 2.2. Es un elemento fuertemente electropositivo. 2 . 3 . El agua es el solvente universal por excelencia. 2.4. El agua es un catalizador activo. 2.5 . El agua es por sí sola una substancia corrosiva. 2.6 . Los ácidos ogánicos contienen grupos polares.

3 .0 . EFECTOS DEL SOBRECALENTAMIENTO SOBRE LOS ELEMENTOS DEL S I S M AISLANTE DEL TRANSFORMADOR.

3 .1 . Aceites Aislantec para Transformador. 3 .2 . Estabilidad Témica de los Hidrocarburos 3.3 . Celulosa del Papel Aislante y la Madera que Soporta el

Equipo.

4 . 0 . EFECTO DE LA ENERGIA ELEC'RICA SOBRE LOS ELEMENTOS DEL S I S m AISLANTE DEL TRANSFORMADOR.

4 . 1 . Efecto Corona. 4 . 2 . Leyes de la Formación de Efecto Corona. 4 . 3 . Chispas y Arco Eléctrico.

5 . 0 . EFECTOS CCMBINADOS DE LA PRESENCIA DE AGUA. EL SOBRECALENMIIENTO Y LA ENERGIA ELECI'RICA SOBRE EL SISTEMA AISLANTE DE UN TRANSFORMA - DOR DE POTENCIA .

6.0 . ANALISIS UTILIZADO PARA DETECTAR, EN SU ETAPAINICIAL, LAS POSI- BLES FALLAS DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.

6.1 . Sobrecalentamiento del Equipo. 6 .2 . Producción de Gases Combustibles en el Transformador. 6.3. Guía de Indicadores de Deterioración. 6 .4 . Cromatogría de Gases.

7.0. IN'IERPRETACION DE LOS RESULTADOS DE LAS PRUEBAS PRACTICADAS A UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA.

7.1. Gases Claves. 7.2 . Relación de Volwnes de los Gases Producidos. 7 . 3 . Nomogramas.

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8 . 0 . CONCLUSIONES Y RECCMENDACIONES.

IIMGWSTICO PRECOZ DE FALLAS

EN ' R A I S ~ R E S DE POTENCIA

Poner fuera & servicio un transformador de potencia representa un serio problema para las empresas ir.dustriales y para las que se ocupan de prestar servicio de electricidad a las comunidades, ya que ello siempre trae consi- go o una parada de ~18nt.a o un apagh m á s o menos prolongado en un sector po - blacioaí No obstante el caso se vuelve más dramático cuando la interrup- ción de las operaciones del transformador es causada intempestivamente por un accidente ' del equipo, pues a los inconvenientes arriba anotados tendría- mos que añadir el costo de reparación o reposición del transformador.

Felizmente, hoy en día se disponen de métodos de inspección de los trans - formadores que permiten no sólo evaluar sus condiciones de operación, sino anticipar las posibles fallas que se podrían presentar, mientras el trans- formador se mantiene en operación. Este hecho, sin duda, representa una - gran ventaja para los dueños de transformadores y, claro está, para los - - usuarios de l a electricidad derivada por dichos equipos.

Ahora bien, diagnosticar precozmente las posibles fallas de un transfor- mador implica descubrir, controlar o eliminar a tiempo las causas que po- drían conducir a didaas fallas. En los Estados Unidos de Norteamerica la ex periencia ha demostrado el 85% de las fallas de los transformadores de- potencia tienen su origen en deficiencias del S 1 S . V DIELECTRICO O DE .4IS.- LAMIENTO del equipo, por lo cual conviene analizar: a) Cuales son esas defi ciencias ; b) C m podrlanis detectarlas antes de que puedan causar daños con - siderables o irreparabl-es al sistema; c) Como podrían ser controladas ade- cuadamente.

Como sabemos, el Sistema Dieléctrico de un Transformador está integrado por el conjunto de materiales que separan y/o soportan las partes metálicas energizadas o energizables del equipo y en el cual se pueden distinguir dos ti~os de aislamiento: al el aislamiento líouido o aceite Dara transfomado- res y b) el aislmiento'sblido cpePesttí integrado por aislante, made- ra, aisladores de cerámica. baquelita. resinas. etc. De los elementos ais- lante~ mencionados anal iza&; el aceite para e transformadores, compuesto - por hidrocarburos y el papel aislante y la madera, compuestos por celulosa.

Las deficiencias que presenta'el sistema aislante de un transformador se puedenmedir en su justa dimensión cuando se analizan los efectos origina- dos por la presencia del agua, el sobrecalentamiento del equipo y la elec- tricidad sobre los diferentes tipos de aislamiento utilizados en cada caso.

Por tanto, en este trabajo estudiaremos los siguientes aspectos del pro- blema planteado:

1. Efectos del agua sobre el sistema aislante del transformador. 2. Efectos del sobrecalentamiento sobre los elementos de dicho sistema. 3, Efectos de la electricidad sobre los hidrocarburos.

4 . Efectos combinados de la presencia del agua, el calentamiento y la - electricidad sobre el sistema aislante de un transformador de poten- cia.

5. Análisis que normalmente se utilizan para detectar dichos efectos en su etapa inicial o incipiente.

6. Interpretación de los resultados obtenidos a fin de identificar las - anormalidades existentes en la operación del transformador y las fa- llas que pudieran ocurrir de continuar dichas anormalidades.

7. Discusión y Recomendaciones.

2 . 0 . EFECTOS DEL AGUA SOBRE EL SISTEMA AISMTE DEL TRANSFORMADOR.

El agua es sin duda un compuesto que puede causar muchos daños al siste- ma aislante y otros canponentes de un transformador de potencia, pues sus - características físico-químicas de una u otra manera afectan la eficiencia de casí todos los elementos presentes en el equipo. En efecto, las caracte- rísticas más sobresalientes del agua, considerada como compuesto químico ac - tivo, son las siguientes:

2 . 1 . Es un compuesto polar, es decir puede conducir la corriente eléctrica. Aún cuando su resistividad eléctrica es considerable, 79,s a 81,O kv, esa resi2 tividad eléctrica decrece drásticamente cuando en el agua se encuentran di- suelta aún pequeñísimas cantidades de elementos ionizables (ácido, bases, sa - les).

2 . 2 . Es m elemento fuertemente electropositivo,por tanto es atraida hacia los - electrodos cargados negativamente, por tanto cuando el agua se encuentra - presente en el aceite de,un transformador tenderá a concentrarse en la par- te energizada del equipo.

2 . 3 . El agua es el solvente universal por excelencia y disuelve en mayor o menor grado a casí todos los elementos v com~uestos conocidos. los cuales. al es- - tar disueltos en el agua la hace; más Conductora de la electricidad: En el caso esécífico del agua presente en el aceite de transformador, ésta se aso cia a los ácidos orgánicos que se forman de la oxidación de los hidrocarbu- ros y contribuye as% a hacer más conductor a dicho aceite.

2 . 4 . El agua es un catalizador activo para un gran número de reacciones químicas y de todas las reacciones bioquímicas, por ello su presencia en el aceite - del transformador y en la celulosa del papel y la madera, presentes en el - transformador, contribuye a oxidar y degradar dichos materiales.

El agua es por sí sóla una substancia corrosiva frente a la mayoría de los metales y en especial de las aleaciones ferrosas presentes en los núcleos, - tambores y radiadores de los transformadores. Su acci6n corrosiva aumenta - considerablemente cuando se combina con los ácidos orgánicos derivados de la oxidación del aceite de transformador. Unida a los oxidos de nitrógeno (NO y N02) que se forman durante las descargas eléctricas que pueden realizarse en el transformador, forma ácidos nitroso y nítrico, respectivamente, que - son corrosivos frente a todos los metales presentes en el equipo. La corro- sividad del agua es mayor cuando se encuentra en estado llquido, por lo - - cual su efecto es más evidente en los radiadores de los transformadores, en los cuales se condensa por efecto de la disminución de la temperatura.

2.6. Los ácidos orgánicos contienen p p o s polares electronegativos que son _ - - - atraidos por el a~.lelectropositiva), lo cual hace que disminuya conside- rablemente la tensi& isiterfacial del sistema aceite-agua. Como se sabe la dismimción de la temien interfacial del aceite de transformador indica - que este se encuentra en m estado incipiente de oxidación.

Ya hemos Hsto -.el agua pmde actuar sobre cada uno de los elementos que integran el trarisfonaador, vale la pena examinar ahora las diferentes - formas en que el agua; pide estar presente en el transformador. Pues bien, el agua se enasenera en el transformador en las siguientes formas:

A. Disuelta (molealar) en el seno del aceite de transformador. Es bien co- nocida la frase de que "agua y aceite no se mezclan", no obstante se sa- be que el aceite de transformador disuelve pequeñas cantidades de agua - cuya magnitud depende de la temperatura a la cual este se encuentra some tido. En la FIGURA No 1 puede observarse la cantidad de agua (en el equT librio de saturación] que puede contener el aceite de transformador P* MIN AD-66 a presión at-snbsferica y temperatura moderadamente elevada. Es- te contenido & agua de saturación puede disminuir considerablemente me- diante métodos apropiados de secado, pero es tecnicamente imposible obte ner un aceite de transformadores completamente seco o libre de agua. car be indicar que el efecto del agua disuelta sobre la conductividad del - aceite es relativamente moderado cuando se le compara con el efecto del agua suspendida en el aceite.

B. Suspendida en el aceite de transformador. Cuando un aceite de transforma - sor se encuentra saturado de agua a una cierta temperatura y se le en- fría hasta una temperatura marcadamente menor, el exceso de agua que con tenía a la temperatura mayor, se condensa y queda suspendida en el seno- del aceite en forma de pequeñas gotitas. Si la temperatura sigue bajando esas gotitas amentan & tamaño, se unen entre sí y finalmente se preci- pitan hasta el fondo del recipiente que contiene al aceite. Ahora bien, el agua suspendida es arrcho m&, conductora que el agua disuelta, por tan - to un aceite de transfodr que ccmtiene agua suspendida siempre mos- trará una nary baja tensi6n de ruptura.

C. Depositada en el fado del transformador. Cuando en el aceite se suceden cambios altems de tcmxratura. subidas v baiadas considerables en for- ma periódica,. mientras* el aceite está en' coniacto con la atmósfera, es posible que el aceite tome agua de esta y por el proceso de disolucion y conden~acián lo deposite en el fondo del transformador. El agua allí de- positada no tiene mayores efectos imdiatos en el comportamiento o efi- ciencia del transformador, no obstante su presencia oxida la caja del - - transformador, contribuye a la degradación del aceite y propicia el cre- cimiento *de bacterias que aceleran los procesos antes mencionados.

D. Asociada a los Scidos orgánicos derivados de la descomposición del acei- te. Ya heqm - s nienr;icmado que los ácidas orgánicos que se forman por la de - g r % k i h - r ~ a t m % l del aceite cantienen grupos polares electronegat ivos - que ejercen una gran atraccion electroquímica por el agua, que posee una caracterfstica-elecmqlmica positiva. Pues bien, este efecto de atrac- ción hace que una considerable cantidad de agua permanezca suspendida o asociada a dichos Bcidos, en un aceite de transformador que se encuentra

en avanzado estado de oxidación. Esta asociación agua/ácido orgánico es buena conductora de electricidad y por e l l o su presencia en los aceites de transformadores baja, aún cuando moderadamente, l a tensión de ruptura de dichos aceites.

E . Ocluida y/o disuel ta en l a celulosa del papel y l a madera. Todos conoce- mos las propiedades absorbentes/adsorbentes del papel secante (celulosa) frente a l agua o soluciones acuosas. Debido a esa propiedad de l a celulo sa es que se l e u t i l i z a en los fi l tros-prensas. uno de los procesos de secado 'del acei te de transformador. En efecto ;e ha podido Comprobar que l a celulosa t iene una afinidad por e l agua que es entre 600 a 800 veces mayor que l a correspondiente a l a del acei te de transformador. Esto s ig- nif ica que en las condiciones de equil ibr io entre e l contenido de hume- dad de l a celulosa y del acei te de transformador, e l 99,75 de l a humedad to ta l del sistema estará contenida en l a celulosa y sólo e l 0,25% en e l acei te . La FIGURA No 2 i l u s t r a esa condición de equilibrio en función de l a temperatura y nos indica como es posible tener un transformador con - una apreciable cantidad de agua mientras su acei te se nos presenta r e l a - tivamente seco y con una aceptable tensión de ruptura. Todos estos he- chos hay que tomarlos muy en cuenta para l a correcta interpretación de - los resultados de es ta prueba. En t a l sentido conviene mencionar e l caso publicado en una reciente edición de ' m e Consultor Transformer Consul- tants" en l a que se menciona e l caso de un transformador de gran tamaño, con un contenido de aceite de 4000 galones y 8000 l ibras de ais lante de celulosa (papel y madera) que fue probado varias veces para determinar - su contenido de humedad mediante e l chispómetro. Los resultados de estas pruebas indicaban que e l acei te tenía una excelente resis t ividad, en e l orden de 38 a 41 kv, usando e l método ASTI1 D-877 de los discos planos. - No obstante las mediciones practicadas con e l "Megger" en .e l sistema a i s lante del transformador indicaban un factor de potencia de 4 5 % . conviene aclarar que cuando e l factor de potencia de un transformador es mayor de 240, e l l o debe ser motivo de preocupación por parte de los técnicos encar - gados de su custodia. Ante esa situación s e decidió sacar e l transformador de su tanque y se - encontró que e l sistema a is lante , en su conjunto, contenía entre 125 y - 135 galones de agua. Aclara también l a publicación que e l acei te estaba tan 5cido que se recomendó que fuese descartado. Este caso i l u s t r a que - l a s purebas de l a constante dieléctr ica del ace i te con e l chispómetro no son suficientes n i concluyentes para determinar e l estado del transforma dor, n i siquiera para e l acei te . Considerados separadamente, l a celulosa t iene una resis tencia dieléctr ica t r e s veces mayor que l a del aceite en iguales condiciones de secado, pero cuando s e l e sumerge en e l acei te , - su resis tencia dieléctr ica s e hace entre cinco y s e i s veces l a de éste .

3.0. EFECT0S'DEL;SOBRECALENTAMImO SOBRE LOS ELENENTOSDEL S?[STEMA AISLANTE DEL

Tanto los hidrocarburos. com~onentes de los acei tes ais lantes nara trans formadores, como l a celuloia, pksen te -en el-papei ais lante y l a madera que entran a formar parte de dichos equipos, sufren un proceso lento de descom- posición cuando se encuentran en contacto con e l agua y con los agentes a t - mósferico: oxigeno y luz solar . Ese proceso de descomposición se acelera - considerablemente cuando los hidrocarburos y l a celulosa son sometidos a mo -

deradas y altas temperaturas,pero la forma en que se sucede la descomposi- ción varía considerablemente en uno y otro caso. Por tanto e;t~diaremos se- paradamente la descanipos ición de los hidrocarburos (aceites c?i slarites) y de la celulosa (papel aislante y madera) .

3.1. Aceites Aislantes para Transformador. Un aceite para transformador es un de - rivado secundario del petróleo y por ello está compuesto de hidrocarburos, FIGURA No 3. Vale la pena hacer notar que los aceites para transfonnadores se obtienen a partir de un "destilado medio" del petr6ieo en cuya composi- ción se encuentran preferentemente nioleculas de hidrocarburos con 16 a 22 - atomos de carbono. Esto significa que ei p t o de ebullici6n de esa frac- ción o "destilado medio" de petróleo débería estar entre 287 y 361 "C. Claro está que el Punto Inicial de Ebullición de dicha fracción es siempre menor que 287 debido a que no se puede obtener una eficiencia de 100% en las to- rres de destilación de una refinería de petróleo. No obstante, con ese ran- go de ebullición se pueden obtener Puntos de Inflamación mayores que el es- pecificado para los aceites para transformadores. No todos los hidrocarbu- ros presentes en las fracciones de petróleo FIGURA No 4 son adecuados para producir un buen aceite para transformadores, pues, algunas de ellas presen tan características que son perjudiciales para lograr un desempeño adecuado del aceite aislante dentro de un transformador de alta potencia.

Si examinamos las características de las diferentes series de hidrocarb! ros presentes en una fracci6n cualquiera de petróleo, FIGURA N" 5 y las con frontamos con las que debería tener un aceite para transformadores, es fá- cil observar que la serie de los hidrocarburos naftenicos es la más conve- niente para producir dichos aceites, puesto que posee, en mediano grado, t o das las cualidades que deben estar presentes en los aceites aislantes. En efecto, cuando se quiere producir aceite aislante para transformadores es - necesario eliminar casí completamente los hidrocarburos pertenecientes a - las 'series de las Parafinas Nomles (N-Parafinas) y los Naftalenos a Asfal tenos, así c m también ajustar a niveles convenientes los hidrocarburos de la serie de los Arcnnáticos, tal como se indica en la FIGURA No 6, la cual explica el fundamento de la producción de los aceites aislantes para trans- f ormadores .

Cabe mencionar que, en base a la experiencia hasta ahora acumulada en es te campo, se ha llegado a fijar una composición ideal para los aceites aisT lantes de transformadores, la cual se muestra en la FIGURA N" 7. Estableci- da ya la composición ideal de los aceites aislantes para transformadores, - conviene que analicemos con un poco de detenimiento dos características de los hidrocarburos que tienen que ver con el comportamiento en operación y - con las fallas más caracterlsticas que se suceden en los transformadores de potencia. Esas caracterfsticas son: la estabilidad al calor y la estabili- dad a la tensión eléctrica.

3.2. Estabilidad .Térmica de los IIidrocarburos. Desde las primeras décadas de es- te siglo los técnicos de la industria ~etrolera se emezaron a DreocuDar - por 18s fenómenos inherentes a la des&mposición de 10s hidroc&burosLpesa- dos para obtener hidrocarburos livianos, en el rango de ebullición de la ga solina, lo mal di6 origen a los procesos de refinación conocidos como nesT composición Térmica de los Gasoils. Estos procesos generalmente requerían - altas temperaturas y presiones (sobre 400°C y 1000 lb/in2). La experiencia demostró que los t%idrocahuros o fracciones parafinicas (normales e isopa- rafinicas) eran los menos estables a las altas temperaturas, seguidas en or -

den ascendente por los naftenos de 6 carbones, naftenos con cadenas latera- les y por último los aromáticos". Posteriormente se observó que la presen- cia de algunas metales (paladio, platino, cobre, hierro, etc.) en el área - de la reacción, bajaba considerablemente la temperatura a la cual se produ- cía la desconposición de los hidrocarburos, dando así origen a los procesos de "Descomposición Catalítica" que sustituyeron completamente a los prime- ros. En los dos tipos de procesos, junto con las fracciones de gasolinas - que se deseaba obtener mediante ellos, se producían variables cantidades de gases, cuya composición depende preponderantemente de la temperatura y el - tiempo de calentamiento a los cuales se llevan a efecto las reacciones de - descomposición. Ahora bien, lo que realmente nos interesa para el tema que nos ocupa es la composición de los gases que se forman durante esos proce- sos, ya que así podríamos compararla con la de los gases que se forman du- rante las operaciones normales o anormales de los transformadores de poten- cia. En tal sentido, conviene citar al texto titulado "Química de los Deri- vados de Petróleo", en cuyas páginas 113 y 114 puede leerse lo siguiente: "La descomposición térmica en fase líquida, a temperatturas entre 450 y -

480°C produce gases que contienen grandes proporciones de hidrocarburos pa- rafinicos, cantidades relativamente pequeñas de olefinas gaseosas y una pe- queña proporción de hidrogéno. El propileno parece ser la olefina gaseosa - que se encuentra en mayor proporción en dichos gases, seguida muy de cerca por el etileno". "Brook y sus colaboradores reportan algunos análisis de gases derivados -

de un proceso de descomposición llevado a efecto a variables temperaturas y una presión de 6 atmósferas, como se indica a continuación:

CRUDO No 1 CRIJDO No 2

1 1.1 11 1 1 11 111 Temperatura, OC 340 41 5 422 41 7 43 2 437

Olef inas 15,4 15,3 13,O 25,4 37 ,O 33,s

Parafinas 81,s 79,s 81,3 74,3 62,1 63,s

Hidrógeno 0,O 4,O 4,4 0,3 0 ,9 3,o

Es interesante destacar que en ambos casos la cantidad de hidrógeno pro- ducido aumentó con la temperatura, pero aún así se mantiene muy baja con re lación a las de parafinas y olefinas presentes en dichos gases. Por otra - parte, en un artículo titulado "Cromatografía de Gases y Transformadores" aparecido en una publicación del "Consultores de Transformadores" se puede leer lo siguiente: "El aceite de trasnfonnador está compuesto de más de - - 3500 hidrocarburos diferentes, la mayoría de los cuales son muy estables y requieren una ALTA ENERGIA para romper las moleculas de esos hidrocarburos. Resulta interesante indicar que en un aceite para transformadores sometido a sobrecalentamiento (temperaturas superiores a 500°C) sin ser sometido a - tensiones eléctricas de ninguna clase, se observó desprendimiento de gases, cuyos análisis no mostraron la presencia de hidrógeno libre, pero en cambio si se determinaron en dichos gases, apreciables cantidades de etileno, eta- no, metano y acetileno".

3 . 3 . Celulosa del Papel Aislante y la Madera que Sop~rta el Equipo. Las modera- das y altas temperaturas que se generan en las operaciones anormales y/o du rante los períodos de sobrecarga de los transformadores de potencia tambiéñ causan deskomposición o pirolisis en la celulosa de que se componen el pa- pel aislante y la madera incluidos en dichos equipos. El mecanismo de esas reacciones es poco conocido, pero si es bien conocido el hecho de que los - productos de esas reacciones son: hidrógeno, monoxido de carbono y dioxido de carbono, cuando se realiza en un medio no midante, como lo es el inte- rior de un transformador, aislado de la atmósfera. Conviene mencionar que - durante la descomposiciófí natural de la celulosa se produce normalmente dio xido de carbono y agua, no obstante es posible que si esa descomposición se lleva a efecto en un medio no oxidante, se produzcan además monoxido de car - bono e hidrógeno.

4.0. EFECTO DE LA ENERGIA ELECTRICA SOBRE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA AISLANE DEL TRANSFORMADOR.

Aún cuando no parece muy significativo el efecto de la energía eléctrica sobre la celulosa, no hay duda de que si lo es el sobrecalentamiento que - ella puede producir cuando aparecen las chispas intermitentes y/o arcos - -

eléctricos entre los conductores que forman los arrollados de los transfor- madores. Como veremos a continuación, la energía eléctrica por sí sola, aún a temperaturas normalmente bajas, si puede producir efectos característicos en los aceites aislantes para transformadores, evidencias de los cuales se discutiran a continuación:

En el número correspondiente al mes de Junio de 1919 apareció en la Re- vista Técnica lTLECTRICAL JüRNAL" un artículo titulado "Algunas Caracterís- ticas de los Aceites para Transformadores" en el cual su autor O.H. Eschhol? del Departamento de Ingeniería e Investigaciones de la Westinghouse Electric and Elanufaturing Company, afirma lo siguiente: "a característica muy im- portante de los hidrocarburos presentes en el aceite dieléctrico y que no - se ha tomado en cuenta hasta ahora, es la formación de gases en el seno de dicho aceite cuando en él ocurre una descarga eléctrica de mediana intensi- dad. Estos gases son completamente diferentes a los vapores emitidos por el aceite cuando se calienta ... y resultan de la desintegración térmica de las molenilas de hidrocarburos. El análisis de esos gases muestra la siguiente composición, en volumen por ciento:"

Dióxido de Carbono 1.17 Oxigeno 1.36 H I DROGENO 59.10 Me tan0 4.20

Hidrocarburos Pesados 4 .S6 bíonoxido de Carbono 19.21 Nitrógeno 10.10

"Ese análisis indica la presencia de una predominante cantidad de hidró- geno y una ~elativamente pequeña de hidrocarburos. El nitrógeno y el oxige- no en los productos de la reacción muestran la presencia de 13% de aire - - ocluido. En vista de la violencia envuelta en la reacción del oxigeno y el hidrógeno y del hecho de que el hidrógeno es explosivo en el aire, dentro - del rango del 10 y 66%, es evidente que &a fuerza destructiva puede produ- cirse de la ignición en la atmósfera de los gases provenientes de la descom - posición del aceite". Los conceptos emitidos en el artículo describen una - situación diferente a la resultante de los casos en que el aceite para - -

transformadores era sometido sólo a sobrecalentamiento, s in que estuviese - presente l a tensión e léc t r ica , por lo cual hay que suponer que l a producción de apreciables cantidades de hidrógeno en las operaciones anormales de los transformadores de potencia, es un efecto relacionado fundamentalmente con l a presencia,de l a energía eléctr ica.

4 .1 . Efecto Corona. Si se establece una diferencia de potencial entre dos conduc - tores paralelos o concentricos y posteriormente se aumenta esa diferencia - de potencial.,llegará un momento en que se producirá un ruido o s i lvido que se hará más intenso a medida que aumenta l a diferencia de potencial. S i se observa a los conductores en un recinto suficientemente obscuro, se notara un halo fosforescente alrededor de esos conductores. A l mismo tiempo se per c ib i rá un olor caracter ís t ico de ozono. Estos efectos son debidos a l a i o n i zación del a i r e presente en l a cercanía de los conductores, lo cual origina una disminución considerable de l a resis t ividad d ie léc t r ica de los gases - que l o forman: Nitrógeno y Oxigeno preferentemente. E l fenómeno en su con- junto se conoce con e l nombre de efecto corona. E l efecto corona también - ioniza a cualquier otro gas presente en l a cercanía de los conductores. - - Cuando se inserta un watimetro en un conductor que presenta e l efecto coro- na, se observa que exis te una pérdida de corriente en dicho conductor, pér- dida que se acentda cuando aumenta l a intensidad del efecto corona.

,4.2. Leyes de l a Formación de Efecto Corona. 1. Para unas condiciones dadas de se~arac ión de los conductores Y densidad

del a i r e , e l efecto corona se inikia a más bajo vol taje cuandó disminuye e l diámetro del conductor.

2. A mayor espacio entre los conductores s e requiere un mayor vol taje para que se in ic ie e l e f e c b corona.

3. Una disminución de l a presión barométrica decrece l a densidad del a i r e y disminuye e l vol taje a l cual se in ic ia e l efecto corona. Un aumento de - l a temperatura del a i r e (gas) disminuye su densidad y también e l nivel - de vol taje a l cual se in ic ia e l efecto corona. Por otra parte , e l polvo, l a humedad y otras impurezas disminuyen e l nivel de voltaje a l cual se - in ic ia e l efecto corona. Vale l a pena aclarar que e l acei te dieléctr ico para transformador puede

contener, en condiciones de equilibrio de saturación, entre 8 y 12% de a i r e , a temperatura ambiente. Conviene recordar además que los gases que se forman durante las operaciones de los transrEomdores también se ionizan por e l - efecto corona.

4.3. Chispas y Arco Eléctrico. E l efecto corona se in ic ia en l a superficie misma del conductor, debido a que e l gradiente de voltaje es mayor en ese punto. Cuando e l vol taje aumenta e l efecto corona se va extendiendo más y más ha- c i a e l exterior y llega a tomar l a forma de las cerdas de un brocha orienta das hacia l m dos conductores. Finalmente s i e l vol taje crece suficientemeñ t e l a ionización del a i r e se hace tan intensa que hace colapsar su r e s i s t i r vidad dieléctr ica y entonces se produce una descarga o chispa entre los con - ductores.

Si e l voltaje aumenta aún más se producirá un ARCO ELECTRICO entre los - conductores. Esto sucede cuando colapsa por completo l a resistencia dieléc- t r i c a del a i r e , que s e estima en 30 kV/cm., en condiciones atmósfericas nor males. Cabe mencionar además que los gases ionizados son mucho más activoc

que en su f o m molenilar, razón por l a cual e l Nitrógeno que es un gas iner - t e , en su forma molenilar, s e hace muy activo en presencia de una tensión - e léc t r ica adecuada. De es te modo se explica l a formación de óxidos de n i t ró geno por e l efecto corona en los transformadores de potencia. Igual fenÓmer no podría explicar l a f o m c i 6 n de ozono y amoníaco durante las descargas - e léc t r icas atmósfericas. También podría explicar e l fenómeno de corona l a - formación de óxidos de carbono (CO y COZ) en los aceites dieléctricos some- t idos a l efecto de un potencial e léctr ico.

5.0. EFECTOS CCPBINADOS DE LA PRESENCIA DE AGUA. EL SOBRECALENTAbIIENTO Y LA ENER- GIA ELECTRICA SOBRE EL SISTEMA,SLO~TE DE UN WSFORMADOR DE POTENCIA.

Indiscutiblemente que no es posible concebir una situación en l a cual ca da uno de los factores mencionados actue separadamente en un transformador- de potencia, ya que unos derivan de otros o a l menos adquieren intensidad,- como concesuencia de l a presencia de otro o de otros . Por tanto, podemos -

afirmar que de l a inter-relación de esos factores se producen una se r i e de fenómenos que pueden afectar seriamente e l funcionamiento normal de los - - transformadores de potencia. Entre esos fenómenos debemos destacar los s i - guientes :

A. Pérdidas de corriente a través del sistema ais lante debido a l a pre- sencia de agua, l a s cuales se miden por e l factor de potencia del s i c - tema a is lan te .

B. Efecto Corona, como resultado del incremento del vol taje en los con- ductores.

C. Ionización de los gases presentes en e l transformador y con e l l a l a - formación de oxidos de nitrógeno que a l cambiarse con e l agua produ- cen ácidos nitroso y n í t r i co , fuertemente corrosivos.

D. Chispas entre conductores, como consecuencia del de 1a.disminución - de l a resis tencia del d ie léc t r ica debido a l efecto combinado de l a io - nización de los gases y l a presencia de agua en e l sistema.

E. Arco eléctr ico entre conductores, como consecuencia de l a disminución d e - l t i ~ e s i s t i v i d a d del sistema de aislamiento que los separa.

F. Sobrecalentamiento localizados como consecuencia de las chispas y/o - e l arco eléctr ico.

G. Producción de gases combustibles como consecuencia de l a descomposi- ción del acei te a is lante Y l a celulosa del papel.

H. Explosión del transfonnadór como consecuencia- de l a sobrepres ión gene rada por l a formación y/o combustión de gases combustibles y , por úlT timo

1. Incendio del transformador como consecuencia de l a presencia de gases combustibles, a l t a s temperaturas y fuentes de ignición, en forma s i - mul táneas .

Para visual izar mejor l a inter-relación que existen entre esos factores y los fenómenos producido, hemos preparado e l 'TriZingulo de Causas y Efec- tos" que se muestra en l a FIGURA No 8. Ante l a situación representada en d i cha figura, no queda otro camino que t r a t a r de ev i ta r o mantener a l mínimo- l a interacción para cada uno de los factores que contribuyen a crearla,pues de ese modo dicha situación se puede mantener por e l mayor tiempo posible - s i n que se produzcan efecto pe3judiciales a l a operación del transformador.

No bstante, conviene mencionar que en los últimos años e l diseño de los

transformadores se ha orientado hacia la reducción del tamaño del equipo, con el consiguiente uso de menor cantidad de aceite dieléctrico, tal como - se ilustra en la FIGURA N" 9, y con lo cual se aumenta considerablemente - las posibillidades de recalentamiento del equipo. Otra tendencia que también ha contribuído a esa situación indeseable es la práctica de sobrecargar - los equipos por encima de su capacidad de diseño, con lo cual se acorta c o ~ siderablemente la vida útil del transformador, si no se le practica el man- tenimiento adecuado en el tiempo preciso. Para tener una idea del efecto - que el recalentamiento puede causar en las operaciones de un transformador de potencia, veamos, en la FIGüRA N" 10, como cambia la acidez del aceite - aislante cuando se mantiene a dicho aceite a temperaturas mayores de 60°C.

6.0. ANALISIS UTILIZADO PARA DETECTAR, EN SU ETAPA INICIAL, LAS POSIBLES FALLAS DE LOS TRANSFORblADORES DE POTENCIA.

Si observamos el Triángulo de Causas y Efectos mostrado en la FIGURA N" 8 podemos concluir que existen dos síntomas muy importantes que indican que algún problema se gesta dentro del transformador y que pueden medirse con - precisión sin que el transformador sea puesto fuera de servicio: esos sínto - mas son: a] El recalentamiento del equipo y b) La producción de gases com- bustibles y COZ dentro del equipo. El primer síntoma es fácilmente detecta- ble con sólo ver los indicadores de temperatura instalados en el equipo y - el segundo,analizando los posibles gases disueltos en el aceite aislante - y/o los acumulados en el espacio libre de la parte superior de la caja del transformador. Cabe indicar que la mayoría de los transformadores de alta - potencia tienen hoy en día alarmas que indican recalent.amiento de equipo - por encima de una temperatura de operación pre-determinada y/o la presencia de gases combustibles dentro del transformador.

6.1. Sobrecalentamiento del Equipo. El sobrecalentamiento de un transformador de potencia es un sistema no deseable pero no necesariamente indica que algtín problema se está gestando en el equipo, pues una sobrecarga temporal del - transformador puede ser causa de recalentamiento. Lo que realmente debe pre - ocupar son los aumentos de temperatura permanentes y continuados, ya que - ello puede indicar algún "sobrecalentamiento localizado" o punto caliente - (hot-spot) dentro del equipo. Ahora bien, cómo es posible detectar un punto caliente dentro de un transformador que se mantiene en operación.. . ? La res puesta es: con un detector o analizador de Rayos Infrarojos. No es mi inteñ ción explicar aquí como se lleva a efectos un análisis de Rayos ~nfrarojos- (Análisis I.R.) pero debo explicarles muy a la ligera la teoría sobre la - cual se fundamenta dicho análisis.

Todo cuerpo - material posee y emite una determinada cantidad de energía, la cual aumenta a medida que aumenta su temperatura. Así por,ejemplo el hie rro cambia de color, es decir, emite radiaciones visibles de diferentes cor lores, cuando se le calienta a elevadas temperaturas, y no por eso deja de - ser el elemento hierro que todos conocemos. Esto también sucede con los - - otros metales conocidos. Pero así como el hierro, en esas condiciones, emite energía cuyas radiaciones están dentro del espectro de la luz visible (FIGg RA 11) también emite radiación infra-roja, no visible, de diferentes longi- tudes de onda para cada nivel de temperatura. Estos rayos infrarojos atra- viesan las paredes metálicas del transformador y mediante un detector apro- piado pueden hacerse visibles y anaLizarse e n f o m adecuada, conociendo sus

efectos sobre medios apropiados, tal como son los efectos de los rayos X so - bre películas fotográficas. Cabe recordar que los rayos infra-rojos son - identificados como energía calórica y son los responsables de las "quema- das" que se producen con la luz del sol.

6.2. Producción de Gases Combustibles en el Transformador. Ya hemos visto como - el sobrecalentamiento y la presencia de agua en el transformador hacen posi ble que se produzcan gases combustibles y C02 como resultado de la descompo - sici6n del aceite dieléctrico y de la celulosa.

A. Descomposición del Aceite Dieléctrico. El mecanismo de descomposición de las moleculas de los hidrocarburos de los cuales se componen los aceites dieléctricos , en los transformadores de potencia, se muestra en la FIGURA No 12. Nótese que el efecto corona es, aparentemente, el responsable de la presencia del hidrógeno en los gases combustibles que se producen en el transformador. De la misma manera se estima que los puntos o zonas ca 1ientes.producidas por chispas esporádicas son las que conducen a la for - mación de metano, etano y propano. Cuando por una mayor frecuencia de - las chispas entre conduct,ores del transformador se acentúa el recalenta- mient-o del aceite, en las vecindades de las zonas calientes, entonces - tiene lugar la formación de olefinas de bajo peso molecular: eteno y pro peno. Por último cuando se sucede el arco eléctrico entre conductores o- entre estos y la caja del transformador. entonces se produce acetileno.

B. Descomposición de 1á Celulosa. La celulósa se descompbne para producir - dióxido de carbono (C02) y agua (H20). En ambiente reductor también pro- duce nionóxido de carbono (CO). El proceso de descomposición de la celulg sa es frecuentemente activado por la acción bacterial, así como también por la presencia de altas temperaturas. En los transformadores de poten- cia, la alta temperatura es sin duda la causa fundamental de la descompg sición de la celulosa, ya que el aceite aislante en el transformador es un medio anaeróbico y menos propicio para el crecimiento bacterial. El - necanismo de la reacción de descamposciión de la celulosa se explica en la FIGURA No 13.

6 . 3 . Guía de Indicadores de Deterioración. En base a los conceptos discutidos an terioxmente, se ha logrado establecer una Guía de Indicadores de Deteriorar ción de los elementos que conforman el sistema de aislamiento de los trans- formadores de potencia, la cual se muestra en la FIGURA No 14.

6.4 . Cromatografía de Gases. La cromatografía es una técnica empleada desde hace algún tiempo y con bastante éxito en la separación de diferentes tipos de - hidrocarburos. En principio se utilizó preferentemente la "cromatografía en fase gaseosa", en la cual era necesario evaporar los diferentes componentes presentes en la mezcla de hidrocarburos para que luego pudiesen ser separa- dos convenientemente. Esa técnica se conoce con el nombre de Cromatografia de Gases, que es precisamente la que se utiliza para analizar los gases que se producen en el interior de un transformador de potencia en operación. La cromatografía en fase líquida es también una técnia sumamente interesante, pero su discusián escapa al propósito de este trabajo. La cromatografia co- mo técnica de separación de compuestos de similar comportamiento físico-qui mico, se fundamenta en la diferente atracción que presentan las moleculas - de esos compuestos, frente a las de otro material que actua como adsorbente.

La atraccidn del adsorbente frente a las moleculas de los compuestos que se desea separar depende del peso o volumen de las moleculas de dichos com- puestos:mientras mayor es el volumen o peso de las moleculas será mayor la atracción o adsorción que sobre ellas ejerce el lecho fijo del material ad- sorbente. Para ilustrar graficamentt! lo que sucederá en un columna cromatg gráfica con las moleculas de una mezcla de gases, pudieramos citar el si- guiente ejemplo: si en un tubo de vidrio suficientemente largo (6 metros) , colocado en posici6n horizontal, colocamos una mezcla de arena de diferen- tes tamaños y la soplamos con un chorro de aire que sea capaz de arrastrar, a una velocidad moderada aún a los granos de arenas más pesados, observare- mos que los que menos pesan adquiriran una mayor velocidad y saldran de prL mero por el extremo del tubo, seguidos de los otros de mayor tamaño y así - sucesivamente hasta que salen los de mayor peso. En este caso, la "adsor- ción" sobre los granos de arena, la hemos sustituido por la fuerza de la - gravedad que origina un "roce" entre los granos de arena y las paredes del tubo de vidrio. En el caso de las columnas cromatográficas se usa un com- puesto quhico, de moleculas relativamente grande, disperso en partículas - muy finas de gel de silice. Otras veces se usa gel de silice solamente, pe- ro lo importante es lograr una mayor adsorción para que la separación sea - lo más completa posible. Ahora bien, si en lugar de partículas de arena po - nemos en una columna cromatográfica una mezcla de moleculas de hidrocarbu- ros y luego soplamos con un gas inerte (helio, por ejemplo), las moleculas más pequeñas serán arrastradas a una mayor velocidad a trave9 de esa colm- na y saldrán de primero por el otro extremo de dicha columna. El tiempo que esas moleculas permanecen en la columna se llama "tiempo de residencia", el cual se usa para identificar a dichas moleculas, luego que la columna ha si do "calibrada" con muestras conocidas. Detrás de las moleculas más pequeñas (metano) vendrán otras un poco más grandes (etano) , a las cuales también se le ha determinado de antemano su tiempo de retención, y así s.ucesivamente - hasta que todas han sido .barridasu de la columna. Una vez identificadas - esa moleculas, mediante su tiempo de retención en la columna cromatográfica (tubo capilar de hasta 100 metros de longitud) la cantidad de cada componen te se mide mediante detectores térmicos o cualquiera otro sistema cuantitay tivo de análisis: ionización de llama, espectrografía de masa, etc.

Ahora bien los análisis cromatográficos que se practican a los transfor- madores de potencia pueden ser de dos tipos: análisis de los gases acumula- dos en la parte superior, libre o vacía, del transformador o GAS LIBRE y el análisis de los GASES DISUELTOS en aceite dielectrico. De estos análisis el el de los gases disueltos es el que más significado tiene en el estudio de los diagn$sticos prematuros de las fallas de los transformadores de poten- cia. En estos estudios es muy importante tomar en cuenta la solubilidad re lativa de los gases disueltos en el aceite dielectrico a la temperatura p< valeciente en el tran~formador~en el momento de la toma de la muestra. La - solubilidad.relativa de los gases que más frecuentemente se encuentran pre- sentes en los análisis de gas provenientes de tnm.fO.Xmad~ms de potencia se indica en la FIGURA No 15.

ImRETACION DELOS GRJLTADOS DE LAS PRUEBAS PRACTICADAS A UN TRANSFORMA- DOR DE POTENCIA.

El análisis de los resultados de las pruebas que se realizan para deter-

minar la gestación de .las fallas de los transformadores de potencia, es una tarea difícil y delicada, ya que para ello se necesita tener un amplio cono cimiento, tanto de la teoría y operación de los equipos utilizados en dichos análisis como de todos los aspectos relacionados con las reacciones que - normalmente hacen posible la obtención de los resultados logrados.

Los resultados que se obtienen con el Analizador Infrarojo (AIR) son más fáciles de interpretar que los obtenidos con el Cromatógrafo de Gases (C.G.) para los cuales se necesita una sólida experiencia previa y un amplio cono- cimiento del comportamiento físico-químico de los gases en el medio que se les analiza (aceite dieléctrico). No obstante quisiera mencionar algunos - criterios más o menos definidos en relación con la interpretación de los re sultados obtenidos de los análisis de gas practicados a los transformadoreF de potencia: Esos criterios son los siguientes:

7.1. Gases Claves. Algunos autores identifican la gestación de ciertas fallas - en los transformadores de potencia, mediante la presencia de cierto "gases claves", como se indica en la FIGURA No 16.

7.2. Relación de Volumenes de los Gases Producidos. Otros autores consideran - que no siempre la sóla presencia de los gases claves pueden ser suficientes para determinar la gestación de una determinada falla en el transformador, sino que asocian la posible falla con la relación de los volumenes de los - gases producidos en el transformador, por ejemplo, etano/etileno, hidrógeno/ acetileno, etc.

7 . 3 . Nomogramas. Debido a que para calcular las cantidades de cada gas presente en el aceite dieléctrico, hay que tomar en cuenta, entre otras variables, - la solubilidad de cada gas en dicho aceite, los señores O. Church y L.M. Ro - mero de la Universidad de California desarrollaron un sistema gráfico, me- diante el cual se facilita grandemente la interpretación de los resultados de los análisis cromatográficos y su correlación con las posibles fallas f~ turas de los transformadores. Espero en futura presentación, ahondar en es- te aspecto, por demás interesante.

8.0. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

Luego de haber analizado los factores que crean las condiciones necesa- rias para aue se produzca una falla en un transformador de potencia, pode- mos concluir que a esas condiciones se llega mediante un proceso lento, cu- yos efectos bien pueden ser detectados y controlados a tiempo.

También hemos visto que las fallas de los transformadores de potencia - que causan la interrupción del servicio de electricidad de una instalación industrial o a una comunidad, se traducen en pérdidas e incomodidades muchf simo mayores.que las que pudieran ocasionar el control periódico y el mte - nimiento adecuado del equipo. Por tanto es conveniente planificar y ejecu- tar un programa de mantenimiento preventivo de los transformadores de poten - tia si se quiere asegurar operaciones seguras y más permanentes de dichos - equipos.

FI(ñTRA NO 01 CONENIDO DE AGUA.

EN ESTADO M SATURACKB

FIGURA NO02

EQUILIBRIO DE L A HUMEDAD CONTENIDA

EN EL SISTEMA CEUJLOSA-ACEITE

O 10 20 3ü 40 50 6 0 . 7 0 ' 0 90

TEMPERATURA, .C

FIGURA No 03. PñODUCi* DE PRROLEO

FIGURA N004.

SERIES DE HIDROCARBUROS m

NP PARAFINAS CH~-C~-CH~.CHZ.CH~.CHP.CH~ c7H16 2286

CH3 1P ISOPARAFINAS CH3-CH.CH.CH2.Cb CM16 2.286

b-h C H CH2

N CICLOPARAFINAS 2Hc(-)c HCHa CIHM 2,000 NAFTENICOS

CHz CH2 .

AR AROMATICOS H C U C - C H , CrHa 1.143

CH CH HcciT AS NAFTALENOS &Ha aqroo

/ ASFALTENOS

HC\ C / C H CH CH

l

FI- N005. PROPIEDADES DE LOS HIDROCARBUROS

,., COEFICIENTE DE EXPANSION 4 ESTABILIDAD A LA OXlDAClON 4- GRAVEDAD ESPECIFICA INTENSIDAD DEL COLOR

_____$

PUNTO DE ANILINA _____)

PUNTO DE FLUIDEZ e----- t----

TENDENCIA A EMITIR GASES 4- . TENDENCIA A DISOLVER AGUA 4- TENSION INTERFACIAL VISCOSIDAD _____)

F I m N008. ANALlSlS DE LAS FALLAS DEL SISTEMA DIELECTRICO DE LOS

TRANSFORMADORES DE POTENCIA

FIGURA N006. PROCESOS DE PRODUCCION

1 HIDROCARBUROS: 1 HIDROCARBUROS: 1

DESTILADO DE PETROLEO

PARAFINICOS ISOPARAFINICOS NAFTENICOS AROMATICOS NAFTALENICOS IMPUREZAS

ACEITE PARA TRANSFORMADOR

- ISOPARAFINICOS NAFTENICOS AROMA1 ICOS

FIGURA N007. COMPOSICION IDEAL

Vol. %

HIDROCARBUROS:

I soparaf ínicos

Nafténicos

Aromáticos

Trionqulo de Covsor y Efectos

F I G U R A N" 9

VOLUhiEK DE ACEITE UTILIZADO EN

LOS TRANSFORJ44DORES DE POTENCIA

POR kLr *

A N O GALS/kVA POR CIENTO

* Transfonner Consultants

F I G U R A N" 10

TENPERATüRA VIDALTTIL DEL EQUIPO AROS

60°C 20,OO 70°C 10,OO 80°C 5,OO 90 "C 2,SO 100°C 1,25 1 10°C 7 meses.. .

* Tiempo estimado para que el Aceite alcance un N" Neutro igual a 0,25 mg . KOH/g.

FIGURA N012.

PESCOMPOSICION TERMICA DE LOS HIDROCARBUROS

Hz CH4 C2Hs CsHo

0 O Efecto Coronq Chis~aq

H H H H H H H H H H C ~ H H.C..C..C.-C..C..C..C..C-.C..C..~..C.H

" " : " " " " " " " &d Ct43

Calentomiant~ Arco Fledricp

9 0 CzH4 C3Hs C2 H2

1 DESCOMPOSICION TERMICA DE LA CELULOSA

FIGURA N014. GUIA DE INDICADORES DE DETERIORACION

. .. .

Acetileno "2 A r c o e W ~ 0 1 ~ d . l

Hidrógeno H2 Ac+it.

E l c c r r ~ d WorM, Julio 1.10BO. 8..do .n lnmt- 4Ld.l por k km Cmtrol de Geiirr& & E k e b D d d & C m M

I N O I C A O O R

HidlT5geno

Metano

SIMBOLO

"2

CH.

T IPO D E D E T E R I O R O 1

Corona M el aceita

Dacompoíicion támi d.l '

FIaJRA N015. SOLUBlLlDAD RELATIVA DE LOS GASES

O lb 20. 30 4ü 50 60 70 80

TEMPERATURA. *c

F I G U R A K0 16

GASES CLAVES PARA IDJ3TIFICAR

LAS F.4LLAS EN TRANSFORMADORES

GASES CLAVES EFECTOS

1. Aceite Dielectrico Hidrógeno Corona Etileno Sobrecalentamiento Acetileno Arco Eléctrico

11. Celulosa blonoxido y Dioxido de Carbono

Corona, Sobre- calentamiento y Arco Eléctrico