Un transformador puede resultar dañado por fallas causadas por humedad, agua, oxígeno, calor, contaminación externa, vibraciones, sobre voltajes, y elevados esfuerzos eléctricos, o también por fenómenos de origen eléctrico, electrodinámico, electromagnético, dieléctrico, térmico o mecánico. Sus consecuencias pueden ser catastróficas, por lo que se recomienda la implementación de programas de mantenimientos sistemáticos, preventivos, predictivos y correctivos, dependiendo de la complejidad y del acceso que se tenga a las unidades.

1) Estado de las partes activas

• Análisis de los gases disueltos en el aceite del transformador: el análisis por cromatografía de gases disueltos en el aceite, es el único que permite una detección precoz de averías en las partes activas del equipo (fallas térmicas, eléctricas). Cualquier funcionamiento anómalo del transformador genera la producción de gases característicos disueltos en el fluido dieléctrico en proporciones inusuales.

2) Estado del aislamiento del fluido

• Análisis de los fluidos del transformador.

• Análisis de la rigidez: permite comprobar si el aceite del transformador sigue teniendo las propiedades de aislamiento necesarias.

• Análisis del contenido en agua: permite cuantificar la concentración de agua en el aceite del transformador por causa de la degradación de los componentes internos (papel, fluido) y de factores externos (humedad atmosférica).

• Análisis del índice de acidez: es el marcador de la degradación química del aceite del transformador (por envejecimiento tipo oxidación acelerada por los catalizadores específicos, cobre).

3) Estado de contaminación por PCB

• Búsqueda de PCB en los aceites minerales: permite cuantificar la posible contaminación del aceite del transformador por PCB debida a manipulación, complementos no adecuados, una presencia inicial (equipos antiguos).

• Búsqueda de hidrocarburos: la presencia de altos niveles de hidrocarburos puede afectar a la característica de inflamabilidad. Tras un tiempo, el aceite se vuelve inflamable.

4) Estado de aislamiento celulósico

• Análisis de los derivados furánicos: cuando los aislamientos celulósicos se degradan, se aparecen unos compuestos denominados “derivados furánicos”, disueltos en el aceite del transformador. Así, a partir de una muestra de aceite, es posible conocer el nivel de degradación de los aislamientos. Este análisis permite diagnosticar la posible degradación del material celulósico (en especial, el papel de revestimiento de las bobinas) y se realiza, por norma general, en los transformadores de 20 años o más sometidos a otros análisis cuyos resultados hacen presumir la presencia de degradación.

1) Mantenimiento sistemático

• Control visual (limpieza, corrosión, fugas).

• Limpieza y comprobación de las protecciones de los sistemas de ventilación.

• Limpieza y comprobación de las protecciones de los reguladores.

• Limpieza y comprobación de las protecciones de los controles (por termografía infrarroja).

2) Mantenimiento preventivo

Al igual que los análisis del aceite del transformador, esta modalidad de mantenimiento permite comprobar las propiedades del fluido dieléctrico, al detectar cualquier falla que emane de las partes activas (bobinado, circuito eléctrico, magnético, regulado) y de los aislamientos celulósicos.

• Termo filtrado al vacío del aceite.

• Regeneración del aceite dieléctrico.

• Lavado y secado de la parte activa.

• Suministro, cambio e implementación de aceite dieléctrico, bushings, válvulas, accesorios.

3) Mantenimiento predictivo

Es un análisis periódico del aislamiento. Es una herramienta clave para monitorear el estado del transformador y sus componentes, ya que provee información relativa al estado del aceite y permite la detección de posibles causas de falla en el equipo. Hay dos pruebas para este tipo de mantenimiento:

A) Pruebas de aceite:

• Rigidez dieléctrica.

• Análisis físico-químico.

• Cromatografía de gases.

• Contenido de furanos.

• Contenido de PCB.

• Contenido de inhibidor.

• Factor de potencia al aceite.

B) Pruebas eléctricas:

• Relación de transformación.

• Resistencia de devanados.

• Resistencia de aislamiento.

• Factor de potencia.

4) Mantenimiento correctivo

Cuando existen fallas o mal funcionamiento, se requiere un trabajo de corrección de anomalías. En este caso, se necesita detener el transformador para repararlo.

• Cambio de bobinas, empaques y aceite dieléctrico.

• Pintura general del transformador.

• Repotenciación y reemplazo de instrumentos y de accesorios de la unidad.

A pesar de ser una unidad estática, el transformador presenta en su interior un proceso dinámico del tipo térmicoeléctrico. Sus sistemas de aislamiento están constituidos por el aislamiento líquido (aceite) y el aislamiento sólido (celulosa), materiales orgánicos que están sometidos a alteraciones químicas bajo la influencia de humedad, oxígeno, calor y catalizados por el material de bobinado (cobre, aluminio) y hierro.

De acuerdo a las recomendaciones del fabricante, la mejor práctica es que el transformador no sufra sobrecargas ni sobretensiones; para ello se debe tener un estricto seguimiento de la operación del equipo, mediante una bitácora de cargas y temperaturas para generar un mantenimiento a su debido tiempo.