Humedad en transformadores de potencia
Sistema de aislamiento y conservación del
transformador
El sistema de aislamiento de un transformador de
potencia está hecho de aceite y celulosa. La celulosa es un aislante sólido
(papel y cartón prensado) que por lo general se procesa utilizando el método
Kraft. Una de las funciones principales de estos dieléctricos o materiales
aislantes es proporcionar aislamiento eléctrico entre las partes energizadas
del transformador. Sin embargo, el aceite y la celulosa tienen además otras
funciones. Por ejemplo, el aceite del transformador también (1) proporciona una
transferencia suficiente de refrigeración/calor, (2) conserva el núcleo y el
conjunto de la bobina al llenar los vacíos en la celulosa, y (3) minimiza el
contacto del oxígeno con la celulosa y otros materiales susceptibles a la
oxidación. Por su parte, la celulosa tiene una función mecánica, ya que soporta
los devanados, y una función térmica, en la creación de ductos de enfriamiento.
El diseño aislante incorpora aspectos como la
cantidad de formas, y la colocación de los materiales sólidos, el fluido y la
interfase entre los sólidos y los fluidos. El aceite tiene una rigidez
dieléctrica menor que la celulosa, pero al hacer que la permitividad esté lo
más cerca posible de la del aislamiento sólido (lo que se logra, por ejemplo,
utilizando métodos de particionamiento), la mayor parte del estrés dieléctrico
se distribuye en el material sólido, que por lo general tiene una mejor
habilidad para tolerar este estrés. Esto reducirá el estrés en el aceite, que
generalmente complementa el diseño.
Al fin y al cabo, por peso, los materiales
celulósicos (papel y cartón prensado) conforman comparativamente un procentaje
pequeño de los materiales del
transformador (por ejemplo 3.5%).
La tasa de degradación del aislamiento está
relacionada con la presencia de humedad, oxígeno, y la temperatura del
transformador. Los productos derivados del envejecimiento del aislamiento son
también, irónicamente, catalizadores del proceso de envejecimiento, e incluyen:
humedad, gas, monóxido, dióxido de carbono, ácidos y furanos. La extracción de
estos productos derivados hará más lento el proceso de envejecimiento.
Además de (1) extraer los catalizadores del
envejecimiento (la humedad, los ácidos y el oxígeno), el propietario de un
transformador puede implementar otras acciones para hacer más lento el proceso
de envejecimiento, incluyendo: (2) procesar el aceite para eliminar la humedad,
los ácidos, las partículas y los gases; (3) secar el transformador para
eliminar la humedad del aislamiento sólido; (4) reducir el oxígeno dando
mantenimiento al sistema de conservación del aceite (por ejemplo, reemplazando
las membranas defectuosas del conservador del aceite o manteniendo una presión
positiva en los transformadores con capa de nitrógeno); y (5) reducir la
temperatura, ya sea controlando la carga o incrementando la refrigeración.
Humedad en transformadores de potencia
Casi toda el agua de un transformador se encuentra
en la celulosa. Durante la operación normal a diferentes cargas y temperaturas,
parte del agua pasa de un lado a otro, entre el aceite y la celulosa. En
ocasiones, el contenido de agua en el aceite pude duplicarse, por ejemplo, cuando
se opera a temperaturas elevadas. Sin embargo, inclusive durante estos períodos,
la humedad en la celulosa permanece casi sin cambios. De hecho, el promedio del
contenido de humedad en el aislamiento sólido es muy constante. Es importante
tenerlo en cuenta.
Humedad en transformadores de potencia
Cuando se considera
que las pruebas de humedad en aceite se basan en la medición de la humedad en
una muestra de aceite a una temperatura dada, como medio para estimar la
cantidad de agua en la celulosa mediante tablas de equilibrio.
La presencia de agua en la parte sólida del
aislamiento, incluso en concentraciones pequeñas, incrementa la tasa de
envejecimiento, reduce la temperatura permisible de los puntos calientes en
el transformador e incrementa el riesgo de formación de burbujas y el subsecuente
fallo dieléctrico.
Además, la humedad reduce la rigidez dieléctrica
del aceite del transformador, así como el nivel de inicio de la actividad de
descarga parcial.
Se puede presentar una curva que describe la
expectativa de vida útil del aislamiento a diferentes temperaturas y contenido
de humedad, ilustra la influencia de la humedad en el envejecimiento. A una
temperatura de operación de 90 ºC, la celulosa, con una humedad del 1 % tiene
una expectativa de vida útil de alrededor de 12 años. Pero con un 3 % de
humedad, la expectativa de vida es tan solo a solo 3 años.
Por estas razones, la detección de la humedad es
importante para los gestores de activos que tienen la tarea de extender la vida
útil de activos caros, como los transformadores, así como la de cambiar el
mantenimiento, de una base periódica a estrategias basadas en las condiciones de
los equipos. La detección de la humedad también conlleva implicaciones para los
operadores de sistemas que podrían, de otra manera, causar sin querer, un fallo
en el devanado de un transformador al realizar cargas o conmutaciones de
emergencia si estas actividades tienen como resultado un incremento en la
temperatura que exceda la temperatura de inicio de la burbuja de un
transformador húmedo.
Durante la fabricación, el aislamiento de celulosa
en el transformador se seca cuidadosamente, antes de impregnarlo con aceite.
Por lo general, se busca que el contenido de humedad en el aislante sólido de
un transformador nuevo sea de menos del 0,5 % por peso, pero en última
instancia, depende de los requisitos del fabricante y del comprador. Conforme
el transformador envejece, el contenido de humedad por lo general se incrementa
en alrededor de un 0,05 % anual para un transformador sellado con tanque
conservador, y en aproximadamente 0,2 % anual para un transformador de
respiración libre. En un transformador viejo y/o muy deteriorado, el contenido
de humedad puede ser de más del 4 %.
El porcentaje aproximado recomendado por peso de
agua en el aislante sólido, de acuerdo con la norma IEEE C57.106-2002 depende
de la clase de voltaje del
transformador, de la siguiente manera:
n < 69 kV, 3 % máximo
69 - < 230 kV, 2 % máximo
230 kV y superior, 1,25 % máximo
Aunque existen docenas de estándares y guías acerca
de cómo lidiar con la humedad en el aislamiento de transformadores y reactores,
el fenómeno de la humedad en el aislamiento sólido se considera un caso
distinto del de la humedad en un medio aislante líquido o gaseoso. El Comité de
transformadores de IEEE/PES formó un grupo de trabajo en 2012 para desarrollar
un nuevo documento de referencia que tratará el problema de la humedad en el
aislamiento sólido-gaseoso, sólido-líquido o sólido-líquido-gaseoso de
transformadores y reactores en su totalidad, y que servirá para todos los
estándares y guías de IEEE que traten acerca de la humedad, como referencia de
base de conocimientos única.
La humedad residual en los “componentes
estructurales gruesos” que no se eliminó durante el secado de fábrica, o la
humedad superficial recogida por el aislamiento durante el ensamblado n.
El ingreso desde la atmósfera (la respiración
durante los ciclos de carga, empaques con fugas y trampas de agua defectuosas;
la exposición al aire húmedo durante el ensamblado en sitio o los procesos de
mantenimiento o reparación); esta es la principal fuente de la acumulación de
agua en los transformadores. Es deseable la detección temprana de los problemas
de mantenimiento que permiten el ingreso de la humedad y solucionarlos, porque
el secado o procesamiento de los transformadores es caro y que lleva tiempo.
Para dar una idea aproximada: de acuerdo con el informe CIGRE 2004, A2-205, el
tiempo necesario para secar un transformador de 400 MVA con 14 toneladas de
aislamiento, de un promedio de humedad del 3 % a un 1,5 % con el método de fase
de vapor que por lo general se realiza solo en la fábrica, es de un poco más de
dos días. Con ciclos de circulación de aceite caliente más vacío, se
requerirían casi 11 semanas; es evidente que lo mejor es evitar que se necesite
realizar este procedimiento.
Envejecimiento
(descomposición) de la celulosa y el aceite.
La humedad residual excesiva puede permanecer en
algunos componentes aislantes masivos, en particular en la madera y el plástico
o en materiales impregnados con resinas, que necesitan tiempos de secado más
extensos, en comparación con el papel y el cartón prensado. Por lo general, se
trata de soportes de cables, soportes de estructuras en el cambiador de tomas
bajo carga (OLTC), soportes de aislamiento para las bobinas del neutro del
devanado, los cilindros, el aislamiento de soporte del núcleo, etc.
Los distintos materiales aislantes tienen tiempos
de secado diferentes. El tiempo de secado es, más o menos, proporcionalmente
inverso al grosor del aislamiento al cuadrado. Sin embargo, la estructura del
material también es un factor importante; por ejemplo: el cartón prensado que
tiene una alta densidad requiere de un tiempo de secado más largo que un cartón
de menor densidad.
Medición
de la humedad
Método
directo
El contenido de humedad en el aislamiento sólido
del transformador puede medirse directamente tomando una muestra del papel del transformador
y midiendo su contenido de humedad mediante la valoración de Karl Fischer
(KFT). Sin embargo, en la mayoría de los casos, esto no es muy práctico. Este
método (KFT en muestras de papel) se considera en general como el estándar por
el que se juzgan la validez de los métodos indirectos de medición de humedad,
pero dejando a un lado lo poco práctico que resulta, este método también tiene
sus problemas.
La valoración de Karl Fischer permite determinar
rastros de cantidades de agua en una muestra, por medio del uso de la
valoración volumétrica o culombimétrica. El principio es añadir un agente
reactivo (disolución estándar de yodo) a una solución que contenga una masa
desconocida de agua hasta que toda el agua reaccione con el reactivo. Por la
cantidad del reactivo puede calcularse la masa del agua.
Existen varios factores que pueden afectar los
resultado de un análisis KFT, como por ejemplo:
Siempre existe un ingreso de humedad atmosférica
durante la toma de la muestra, su transporte y preparación. Esto ocurre en particular durante
el muestreo de papel de transformadores abiertos.
La celulosa vincula al agua con lazos químicos de
diferentes fuerzas. No es posible tener la seguridad de que la energía térmica
aplicada libere toda el agua.
La temperatura de calentamiento y el tiempo
ciertamente cambian el agua que se libera.
Los estudios han demostrado que los resultados de
la valoración KFT pueden tener una comparabilidad deficiente entre distintos
laboratorios.
Otro problema de las mediciones directas de la
humedad en la celulosa es la distribución desigual de la humedad en un
transformador. Para obtener un resultado "cierto" de una valoración
KFT del papel, es importante tomar muchas muestras y realizar un promedio de
los resultados.
El usuario debe estar consciente de la posibilidad
de variaciones y, por tanto, comprender que una desviación en la comparación
entre métodos indirectos y este (es decir, la medición directa de agua en el
papel) no necesariamente indica una debilidad de los métodos evaluados.
Mediciones de tangente delta/factor de potencia a
la frecuencia de línea
Mediciones de respuesta dieléctrica
Medición de tensión de retorno (RVM) – método de CC
Mediciones de corriente de
polarización-despolarización (PDC) – método de CC
Mediciones de la respuesta de frecuencia
dieléctrica (DFR/FDS) – método de CA
De estos métodos indirectos, los que se han
aplicado tradicionalmente en la industria para la evaluación de la cantidad de
agua en el papel aislante (por ejemplo, las mediciones de humedad en aceite y
el uso de tablas de equilibrio) solo proporcionan evaluaciones precisas si se ha
alcanzado equilibrio de humedad. Durante el funcionamiento normal de un
transformador, en el que la temperatura interna del aparato varía durante el
día, rara vez se logrará un equilibrio de la humedad entre el papel y el
aceite, ya que las constantes de tiempo de los procesos dinámicos de temperatura
y humedad son muy distintas. En casos extremos (por ejemplo, el sello de un
transformador dañado durante el envío), el ingreso de humedad resultante podría
estar notablemente lejano de un estado de equilibrio en el transformador
durante las pruebas consiguientes, dando lugar a una evaluación muy imprecisa
del agua en el papel al utilizar mediciones tradicionales.
Dicho lo anterior, la medición de los niveles de
humedad en el aceite es probablemente el método que se usa con más frecuencia
para la evaluación de la humedad.
Este enfoque consiste de tres pasos:
· Tomar una
muestra del aceite bajo condiciones de servicio, anotando la temperatura del
aceite.
· Realizar
la medición del contenido de agua mediante la valoración de Karl Fischer.
· Derivar
el contenido de humedad en el papel a través de las tablas de equilibrio.
· Hay
varios cuadros de equilibrio disponibles; la Figura 3 muestra el cuadro de
“Oomen”. Obsérvese el agudo declive en la región de baja temperatura, lo cual
complica severamente la habilidad para leer y determinar el resultado correcto.
El método de humedad en el aceite
Puede dar lugar a
errores importantes, como por ejemplo:
El muestreo, el transporte al laboratorio y las
mediciones de humedad mediante KFT causan errores impredecibles.
Los diagramas de equilibrio solo son válidos bajo
condiciones de equilibrio (que depende de una temperatura constante, sin
variaciones durante días o meses).
Un declive pronunciado en la región de baja
temperatura (en especial para aislantes secos) complica la lectura.
El usuario obtiene resultados dispersos utilizando
cuadros de equilibrio distintos.
El equilibrio depende de la capacidad de absorción
de humedad del aislamiento sólido y del aceite.
Se han documentado variaciones extremas en el
estimado de humedad entre laboratorios que recibieron la misma muestra de
aceite.
También deben observarse que, para aceites secos,
los resultados también variaron dentro de un mismo laboratorio, con una desviación
estándar típica de un 20 %. Además, las experiencias de campo han demostrado
que el análisis de agua en aceite por lo general tiende a sobrestimar la humedad
en el aislamiento sólido.
Un paso para mejorar el método de utilizar los
diagramas de equilibrio es usar la saturación relativa en aceite (%) o la actividad
del agua en lugar de la humedad por peso (ppm). En casos en los que se realizan
mediciones directas con un sensor de aceite montado directamente en el
transformador, se eliminan los problemas y errores de muestreo y transporte.
Además, la capacidad de absorción de humedad depende menos de la temperatura y
la influencia del envejecimiento del aceite en los niveles de saturación de
humedad se vuelve insignificante, ya que ya está incluida en la saturación
relativa. Sin embargo, la precisión del método depende de la correcta
aplicación de los cuadros específicos de materiales para traducir el porcentaje
de humedad relativa a humedad en papel y, en última instancia requiere
equilibrio.
Mediciones
de tangente delta/factor de potencia a frecuencia de línea
Una medición de tangente delta/factor de potencia a
frecuencia de línea (50/60 Hz) es la medida de la pérdida combinada en aceite y
celulosa. Se sabe que la medición no puede distinguir entre un transformador
seco con aceite de servicio viejo, de un transformador húmedo con aceite nuevo.
Además, el método por lo general es insensible a niveles de humedad de < 2,5
% tal como se indica en la Figura 4, que describe la relación entre los valores
de tangente delta a frecuencia de línea y los niveles de humedad de un
transformador tipo columna típico nuevo y viejo. La pendiente relativamente
plana (respuesta) del factor de potencia/tangente delta con relación a los
niveles de humedad en aumento significa una sensibilidad baja. Las pendientes
no se vuelven más agudas (en el punto en el que el factor de potencia se vuelve
más sensible a la humedad) sino hasta registrar una humedad de alrededor del
2,6 %, en el caso de un transformador nuevo.
También es bien sabido que las tablas/factores de
corrección de temperatura de la prueba de tangente delta/factor de potencia
estándar (TCF) que se proporcionan en los estándares y en los manuales de
usuario/recomendaciones de muchos fabricantes de instrumentos son incorrectas para
el transformador individual. Esto añade una fuente adicional de imprecisión al
método.
Los métodos de respuesta dieléctrica han surgido
como alternativas atractivas, en gran parte debido a las imprecisiones que se
obtienen con la mayoría de los otros métodos indirectos antes descritos. La
versión para CA de este método de prueba eléctrica no intrusiva (basado en
modelos) es muy fiable y de gran repetibilidad. No hay necesidad de esperar un
equilibrio ni hay imprecisiones debidas al muestreo o al manejo del aceite, y
la prueba puede realizarse como parte del paquete de pruebas eléctricas
planificadas durante una parada operativa para mantenimiento.
Mediciones
de la respuesta dieléctrica
Las mediciones de la respuesta dieléctrica se
pueden realizar en el dominio del tiempo (CC) o de la frecuencia (CA), e
incluyen:
Métodos en CC – Dominio de tiempo
Medición del tensión de retorno (RVM); tensión
contra tiempo
Medición de la corriente de
polarización-despolarización (PDC); corriente contra tiempo
Método en CA – Dominio de frecuencia
Mediciones de la respuesta de frecuencia
dieléctrica (DFR/FDS); factor de disipación y capacitancia contra frecuencia
Se han realizado diversas pruebas y experimentos
[9] para comparar el uso de estos métodos de respuesta dieléctrica (RVM, PDC y
DFR/FDS) para el análisis del contenido de humedad de diferentes diseños de
geometría de aislantes a distintas temperaturas (utilizando los programas de
software correspondientes), con un análisis KFT.
Los resultados del análisis RVM diferían
notablemente, aunque el contenido de humedad en papel fuera constante durante
todas las mediciones. Aparecieron las dependencias en la conductividad del
aceite, la temperatura y la geometría del aislamiento. Por tanto,el software
RVM utilizado, que no tomaba en cuenta la geometría
ni los parámetros del aceite, fue incapaz de evaluar correctamente la humedad
en los sistemas de aislamiento papel-aceite.
Los resultados del análisis PDC mostraron una
influencia mucho menor de la geometría del aislamiento y una menor dependencia
de la temperatura, debido a que el software de interpretación utilizado se
encargó de compensar ya esas influencias. Con una mayor conductividad del
aceite, el contenido de humedad evaluado se incrementó, aunque en realidad
permaneció constante. Sin embargo, los resultados de la simulación fueron muy
próximos al nivel evaluado por la valoración de Karl Fischer.
El análisis DFR/FDS proporcionó la mejor
compensación de la geometría del aislamiento. Al mismo tiempo, el papel parecía
volverse más seco con el incremento de la temperatura. Esto realmente sucede
debido a una difusión de la humedad en el papel, pero no al grado indicado.
La tendencia observada revela más bien una
compensación imperfecta de las variaciones de temperatura. Al igual que ocurre
con otros métodos, una conductividad mayor del aceite da por resultado un
ligero incremento del contenido estimado de humedad.
Las mediciones en CC y CA (por ejemplo, PDC y
DFR/FDS) pueden llevarse a cabo en alta o baja tensión. También es posible
combinar técnicas convirtiendo matemáticamente los datos del dominio de tiempo
a datos del dominio de frecuencia, y viceversa [10]. Los métodos de CA suelen
ser más confiables en entornos de subestaciones porque son más robustos en
condiciones de interferencia elevada que los métodos en CC, en particular las
mediciones en baja tensión de CC, que son muy sensibles a la interferencia de
CC de, por ejemplo, la corona.
Mediciones
de la respuesta de frecuencia dieléctrica
El primer instrumento de campo para mediciones
DFR/FDS de transformadores, pasatapas (bushings) y cables se introdujo en 1995.
Desde entonces, se han llevado a cabo diversas evaluaciones de la tecnología y,
como ejemplo, varios proyectos/informes internacionales definen las mediciones
de la respuesta dieléctrica junto con el modelo del aislamiento como el método
preferido para la medición del contenido de humedad del aislante de celulosa en
transformadores de potencia [2], [9], [7], [11].
En pruebas DFR, se mide la capacitancia y el factor
de potencia/disipación. El principio de medición y la configuración son muy
similares a la prueba tradicional de 50/60 Hz, con la diferencia de que se
utiliza una tensión de medición mucho más baja (por ejemplo, 200 V pico) y en
lugar de medir a la frecuencia de línea (50/60 Hz), las propiedades de
aislamiento se miden en un rango de frecuencia, por lo general de 1 kHz hasta 1
mHz.
Los resultados se presentan como capacitancia y
tangente delta/factor de potencia contra frecuencia. La configuración de las
mediciones se muestra en la Figura 5, mientras que en la Figura 6 aparecen los
resultados típicos de un DFR, de mediciones en transformadores en diferentes
condiciones.
Evaluación
de la humedad
El método de utilizar el DFR para determinar el
contenido de humedad en el aislante de papel-aceite en el interior de un
transformador de potencia immerso en aceite se ha descrito en detalle en varios
trabajos y artículos en otras partes [2], [9], [11], [12] y en este boletín simplemente
se realiza un breve resumen.
El factor de disipación de un aislamiento de
celulosa/aceite graficado contra la frecuencia, muestra una curva típica en
forma de S invertida.
Con el incremento de temperatura, la curva se
desplaza hacia frecuencias más altas. La humedad afecta principalmente las
áreas de baja y alta frecuencia.
Fuente: Material accesado catalogo megger
