En los sistemas eléctricos, los transformadores juegan un importante rol. La mayoría de estos equipos basan su aislamiento dieléctrico en la combinación papel (celulosa)- aceite, por lo que conocer el estado de salud de esta combinación, es de gran importancia en el estado general del transformador.

Durante la vida del transformador, los materiales dieléctricos dentro de él se van deteriorando paulatinamente, dejando pequeñas concentraciones de impurezas (tales como agua, ácidos, monóxido de carbono, dióxido de carbono y compuestos furánicos), que se acumulan en el aceite.

Dado que es relativamente sencillo recolectar muestras de aceite dieléctrico en los transformadores, es posible entonces conocer sus propiedades físicas y dieléctricas (como rigidez dieléctrica, humedad, acidez, factor de potencia, color, tensión interfacial, concentración de gases disueltos, contenido de furanos, lodos), y mediante su análisis, determinar si el transformador está en operación normal o ha desarrollado algún tipo de falla específica, como descargas parciales, arcos, sobrecalentamientos o puntos calientes.

El aceite contiene los residuos dejados por el envejecimiento propio de la operación del equipo. El aceite aislante es una mezcla de cadenas de hidrocarburo con diferentes pesos moleculares, y se descompone en hidrógeno (H2) y gases de hidrocarburo de bajo peso molecular, tales como metano (CH4), etano (C2H6), etileno (C2H4) y acetileno (C2H2), etc. La cantidad de cada uno de ellos en el proceso de descomposición varía con los diferentes tipos de fallas. Es así como las fallas de baja energía, generan fundamentalmente hidrógeno y metano, y con el incremento gradual de energía, aparecen el etano, etileno y acetileno (es más profunda la rotura de los enlaces moleculares, dando origen a moléculas de mayor peso).

Además, cuando el aceite se oxida, pequeñas cantidades de monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO2) pueden ser detectados, y en la medida que el tiempo transcurre, pueden llegar a acumularse en cantidades significativas. Por otra parte, cuando las aislaciones sólidas, tales como el papel, cartones y maderas laminadas se descomponen, junto con el agua, grandes cantidades de CO y CO2, y otras pequeñas cantidades de gases de hidrocarburos y furanos pueden formarse. Las cantidades de CO y CO2 se incrementan con el aumento de la temperatura, de la presencia de oxígeno en el aceite y del contenido de humedad en el papel.

Conforme a lo descrito, la cantidad y composición de cada gas en el aceite es un importante indicador del índice o estado de salud del transformador. El contenido de furfurales (tipo más estable de compuesto furánico) que se forma en el proceso de envejecimiento del papel, es un indicador efectivo de la degradación de los materiales aislantes sólidos.

Como resumen, los factores que intervienen en el envejecimiento del transformador, son el perfil de carga (porcentaje respecto de la nominal), condiciones ambientales y el historial de fallas que pueda registrar la unidad, lo que, en conjunto, finalmente determinarán la vida remanente del transformador.

La evaluación de la condición de estado básico consiste en que, a través de los valores que entregan los tres análisis básicos del aceite (físico-químico, gases disueltos y contenido de furanos), se puede generar un conjunto de ecuaciones de carácter empírico y estadístico que entregan una “nota” ponderada en función del grado de importancia que tiene cada componente del análisis, en el envejecimiento de la unidad.

Adicionalmente, se integra a la evaluación un subíndice que dice relación con el grado de carga estimado del transformador durante el tiempo que ha estado en operaciones desde que se conectó al servicio. El grado de carga determina la temperatura del punto más caliente en los devanados que, a su vez, incide directamente en el grado de polimerización (GP) del papel aislante. Tomando entonces el GP aceptado por los estándares internacionales vigentes, correspondientes al papel nuevo y al final del ciclo de vida útil del transformador (30 o 40 años), se establece una proporción exponencial al tiempo que la unidad lleva trabajando para su GP estimado. El subíndice así obtenido, se pondera también en su participación dentro de la “nota” final.

Finalmente, se suman todos los subíndices mencionados y se obtiene un indicador final del estado del transformador, cuyo resumen se muestra en la siguiente tabla:

El presente artículo establece un procedimiento de análisis de condición de estado básico en transformadores que se encuentran en servicio, basado solamente en pruebas realizadas al aceite dieléctrico y una estimación del grado de carga con que ha trabajado la unidad durante su vida. No obstante, debido a la complejidad de los procesos de envejecimiento que se verifican en el transformador y a los muchos factores que influencian el envejecimiento, una evaluación más exacta del envejecimiento necesita un modelo que combine otros factores, tales como resistencia del aislamiento, naturaleza de posibles fallas ocurridas, un cálculo más preciso de la temperatura del punto más caliente de los enrollados en base al perfil de carga histórico, entre otros.

Por otra parte, es posible que mediante el enriquecimiento de los registros estadísticos, afinar el peso de las ponderaciones de cada subíndice para mejorar la exactitud del índice de salud final obtenido.