El incremento de la demanda energética se asocia al Producto Interno Bruto (PIB), pero no necesariamente al mismo ritmo. Pese a que el crecimiento económico ha sido del orden del 2%, se espera que el aumento en la demanda de energía para los próximos años se mueva en torno a un 4% anual. Por esa razón, la necesidad de disponibilidad de los sistemas eléctricos en el país es fundamental y, en ese sentido, el mantenimiento de los equipos en las subestaciones de poder, principalmente los transformadores, toma una mayor relevancia, pues son los equipos que hacen posible la realización práctica y económica del transporte de energía a grandes distancias.

Siendo el transformador de poder el activo más importante de una subestación, las empresas han puesto especial atención en asegurar una alta disponibilidad del equipo y garantizar la continuidad del servicio eléctrico. Para cumplir con este objetivo, es indispensable implementar un adecuado programa de mantenimiento preventivo, desde el inicio de su explotación, que permita a los encargados evaluar el estado del transformador para determinar la necesidad de tomar acciones correctivas y programarlas sin interrupción del servicio.

Es evidente que la vida de un transformador está determinada por la vida del sistema aislante, aceite-papel, el que se ve afectado por la presencia de humedad, partículas en suspensión, oxígeno y calor excesivo, por lo que el monitoreo de las condiciones del aceite aislante y los registros operacionales del transformador, tales como la carga aplicada, el voltaje y las lecturas de los instrumentos de temperatura del transformador, permitirán contar con una valiosa información para determinar el estado del equipo.

En la actualidad los programas de mantenimiento consideran lo siguiente:

1.- Análisis físico-químicos del aceite aislante: incluye las siguientes pruebas:

• Contenido de humedad (ASTM D-1533)

• Rigidez dieléctrica (ASTM D-1816)

• Tensión interfacial (ASTM D-971)

• Número de neutralización (ASTM D-974)

• Factor de potencia (100°C) (ASTM D-924)

• Color (ASTM D-1500)

• Densidad (ASTM D-1298)

• Aspecto visual (ASTM D-1524)

• Contenido de furanos (ASTM D-5387)

Estos ensayos permiten conocer el estado de las propiedades más importantes del aceite, las que son fundamentales para determinar el estado del sistema aislante del transformador.

2.- Análisis cromatográfico de los gases disueltos en el aceite: este análisis es una de las herramientas más importantes a la hora de determinar el estado de la aislación. El deterioro del aceite y del material aislante producirá la generación de gases que permiten determinar el tipo de problema o falla del transformador. Las principales causas de la generación de gases en los transformadores en operación, son de tipo térmicas o eléctricas:

• El aumento de temperatura causado por las pérdidas en los conductores provocará la descomposición del aceite y de la aislación sólida en contacto o en sus cercanías.

• Descargas con alta corriente de circulación descomponen el aceite, en primer lugar en hidrógeno y acetileno.

• Descargas de baja energía provocan principalmente la formación de hidrógeno y metano.

• El sobrecalentamiento del aceite origina hidrocarburos livianos, tales como metano, etano, etileno y propileno en adición al hidrógeno.

• La celulosa se descompone en dióxido de carbono y monóxido de carbono.

Una vez determinada la concentración de los gases, se podrá diagnosticar la condición del equipo aplicando los diferentes métodos de diagnóstico existentes:

• Método Rogers o de las razones entre gases.

• Método del total de los gases combustibles. Norma IEEE C57.104-1991.

• Gráfica de Dörnenburg.

• Triángulo de Duval

3.- Ensayos eléctricos al transformador: consideran las siguientes pruebas de medida:

• Medida de la relación de transformación.

• Medida de la resistencia de enrollados.

• Medida de la resistencia de aislación.

• Medida del factor de disipación y capacidad de los enrollados.

Los resultados de estas medidas deben ser comparadas con ensayos anteriores.

4.- Inspección termográfica:
esta inspección permite detectar la existencia de calentamiento anormal en los conectores de los aisladores de Alta y Baja Tensión, además de puntos localizados en la pared del estanque.

5.- Análisis de Respuesta de Frecuencia SFRA: permite determinar alteraciones en la geometría de la parte activa provocadas por el desplazamiento o deformación de los enrollados, lo que alterará la impedancia del circuito equivalente y, por consecuencia, la respuesta de frecuencia. Para este análisis se necesita tener un ensayo de referencia.

Como dijimos anteriormente, el plan de mantenimiento debe tener una frecuencia establecida para la realización de los diferentes controles y pruebas. Los ensayos físico-químicos del aceite aislante se realizan una vez año y en el caso de que los resultados indiquen que los parámetros del aceite se encuentran fuera de los límites aceptables, se debe tomar las medidas destinadas a restablecer estos valores, ya sea por reacondicionamiento por medio del filtrado bajo vacío o por la regeneración del aceite por filtrado con tierra de Füller.

El análisis cromatográfico de los gases disueltos es recomendable realizarlo por lo menos una vez al año y después de la aplicación de sobrecargas o la desconexión por la operación automática de las protecciones del transformador.

La necesidad de la realización de ensayos eléctricos u otras mediciones estarán determinadas por los resultados de los ensayos del aceite y por las condiciones de operación del equipo.

En la actualidad existen diferentes equipos que permiten monitorear en línea los diferentes parámetros del transformador.