Evaluación de Muestras de Aceite Dieléctrico en Transformadores de Potencia
Un enfoque integral para el diagnóstico y mantenimiento predictivo.
1. Introducción: El Diagnóstico Vital del Transformador
El transformador de potencia es uno de los activos más críticos y costosos de cualquier sistema eléctrico. Su fiabilidad operativa es fundamental para garantizar la continuidad del suministro. Dentro del transformador, el aceite dieléctrico cumple dos funciones vitales: actúa como aislante para prevenir arcos eléctricos entre los componentes energizados y como refrigerante para disipar el calor generado durante la operación.
Con el tiempo, el aceite se degrada debido al estrés térmico, eléctrico y a la oxidación. Este proceso de envejecimiento no solo compromete sus propiedades, sino que también refleja la salud interna del transformador. Por ello, el análisis del aceite dieléctrico es análogo a un «análisis de sangre» para el equipo, proporcionando información invaluable sobre su estado operativo, detectando fallas incipientes y permitiendo una transición de un mantenimiento correctivo a uno predictivo y basado en la condición.
2. Toma de Muestras: El Origen de un Diagnóstico Preciso
La validez de cualquier análisis de aceite depende críticamente de la calidad de la muestra obtenida. Una muestra contaminada o no representativa puede llevar a conclusiones erróneas y costosas. El procedimiento estándar para la toma de muestras de aceite de transformadores se describe en la norma ASTM D923.
Puntos Clave para un Muestreo Correcto:
- Purgar la Válvula: Antes de tomar la muestra, se debe drenar una cantidad suficiente de aceite (típicamente 1-2 litros) para limpiar la válvula de cualquier sedimento o humedad acumulada.
- Recipientes Adecuados: Se deben utilizar jeringas de vidrio o botellas de vidrio de color ámbar, limpias y secas, para evitar la contaminación y la degradación de la muestra por la luz UV. Para análisis de gases disueltos (DGA), las jeringas son el estándar.
- Evitar la Contaminación: La toma de muestras debe realizarse en condiciones de tiempo seco. Se debe minimizar la exposición de la muestra al aire para evitar la absorción de humedad y oxígeno.
- Identificación Clara: Cada muestra debe ser etiquetada inmediatamente con información esencial: identificación del transformador, fecha, hora, punto de muestreo y temperatura del aceite.
3. Ensayos Físico-Químicos Clave
Estos ensayos evalúan las propiedades fundamentales del aceite como aislante y refrigerante.
Rigidez Dieléctrica (ASTM D1816 / D877)
Mide la tensión máxima que el aceite puede soportar sin fallar. Un valor bajo es un fuerte indicador de contaminación, principalmente por agua y partículas conductoras.
Contenido de Agua (ASTM D1533)
Se mide en partes por millón (ppm). El agua es el enemigo principal del sistema de aislamiento, ya que reduce drásticamente la rigidez dieléctrica y acelera el envejecimiento del papel aislante.
Número de Acidez (ASTM D974)
Indica la cantidad de compuestos ácidos formados por la oxidación del aceite. La acidez ataca químicamente el papel y las partes metálicas, y promueve la formación de lodos.
Tensión Interfacial (ASTM D971)
Mide la afinidad entre el aceite y el agua. Un valor bajo indica la presencia de contaminantes polares y productos de la oxidación, que pueden formar lodos y afectar la capacidad de enfriamiento.
Factor de Potencia Dieléctrica (ASTM D924)
Mide las pérdidas de energía (pérdidas dieléctricas) a través del aceite. Un valor alto es señal de contaminación o envejecimiento avanzado del aceite.
4. Análisis de Gases Disueltos (DGA)
El DGA es la herramienta de diagnóstico más poderosa para detectar fallas incipientes. Las fallas térmicas y eléctricas (como sobrecalentamiento, descargas parciales y arcos) descomponen las moléculas del aceite y del papel aislante, generando gases que se disuelven en el aceite. Los gases clave que se monitorean son:
- Hidrógeno (H₂)
- Metano (CH₄)
- Etano (C₂H₆)
- Etileno (C₂H₄)
- Acetileno (C₂H₂)
- Monóxido de Carbono (CO)
- Dióxido de Carbono (CO₂)
4.1 Herramientas de Diagnóstico Gráfico
La concentración y la proporción relativa de estos gases permiten identificar el tipo y la severidad de la falla a través de herramientas gráficas.
El Triángulo de Duval
Desarrollado por Michel Duval, este método utiliza las concentraciones porcentuales de tres gases clave —Metano (CH₄), Etileno (C₂H₄) y Acetileno (C₂H₂)— para identificar el tipo de falla. La suma de estos tres gases se considera el 100%, y el punto resultante se grafica en el triángulo para caer en una de las zonas de falla definidas.
Leyenda de Zonas de Falla:
4.2 Avances de la Norma IEEE C57.104-2019
La revisión de 2019 de la guía IEEE C57.104 introdujo un cambio fundamental en la filosofía de interpretación del DGA. El nuevo enfoque se centra más en la **tasa de generación de gases** que en sus concentraciones absolutas, reconociendo que un nivel alto pero estable es menos preocupante que un nivel bajo pero en rápido aumento.
Sistema de Estatus DGA
La norma establece un sistema de 3 estatus para clasificar los resultados del DGA y guiar las acciones a tomar:
DGA Estatus 1: Normal
Los niveles de gas son bajos y no hay indicación de generación activa. Se considera una condición aceptable. Se recomienda continuar con el monitoreo de rutina según la política de la empresa.
DGA Estatus 2: Posiblemente Sospechoso
Hay niveles de gas moderados o una posible generación reciente. Se justifica una investigación adicional y un aumento en la frecuencia de muestreo para confirmar si hay una falla activa y monitorear su evolución.
DGA Estatus 3: Probablemente Sospechoso
Se detectan niveles de gas altos o una generación activa y significativa. Esta condición indica una alta probabilidad de una falla activa. Se requiere una evaluación completa, diagnóstico del tipo de falla y la consideración de acciones correctivas.
Nuevas Tablas de Normalización y Tasas de Generación
La norma proporciona tablas estadísticas (basadas en ~1.4 millones de muestras) para determinar el estatus. Estas tablas segmentan los valores por la **edad del transformador** y la **relación O₂/N₂**, lo que ayuda a diferenciar equipos sellados de los respirantes.
- Tablas 1 y 2 (Concentraciones Típicas): Definen los umbrales para niveles de gas bajos, intermedios y altos (percentiles 90 y 95).
- Tablas 3 y 4 (Tasas de Generación): Definen los incrementos (Delta) y tasas de generación que se consideran «normales». Superar estos valores es un indicador clave de una falla activa.
El Pentágono de Duval
Como complemento a los triángulos, la norma introduce los **Pentágonos de Duval**. Estas herramientas utilizan los cinco gases combustibles principales (H₂, CH₄, C₂H₆, C₂H₄, C₂H₂) para ofrecer un diagnóstico más detallado, permitiendo identificar sub-tipos de fallas como el «stray gassing» (S), sobrecalentamientos de baja temperatura (O) o la carbonización del papel (C).
5. Análisis de Furanos (ASTM D5837)
Mientras que el aceite puede ser tratado o reemplazado, el aislamiento sólido (papel y cartón prespán) no puede serlo. La vida útil de un transformador está directamente ligada a la vida de su aislamiento de celulosa. La degradación térmica de la celulosa produce compuestos llamados furanos, que se disuelven en el aceite.
El análisis de furanos, especialmente del compuesto 2-Furfural (2FAL), permite estimar el Grado de Polimerización (GP) del papel. El GP es una medida de la longitud de las cadenas de celulosa y se correlaciona directamente con su resistencia mecánica. De esta forma, los furanos actúan como un indicador indirecto del envejecimiento y la fragilidad del papel, ayudando a estimar la vida útil remanente del transformador.
6. Marco Normativo de Referencia
Los análisis y la interpretación de resultados se rigen por estándares internacionales para asegurar la consistencia y fiabilidad. Las normas más importantes son:
| Norma | Descripción |
|---|---|
| IEEE C57.104-2019 | (Última Revisión) Guía para la Interpretación de Gases Generados en Transformadores Inmersos en Aceite. |
| IEC 60599 | Equipos eléctricos impregnados con aceite mineral – Guía para la interpretación del análisis de gases disueltos y libres. |
| ASTM D3612 | Método de prueba estándar para el análisis de gases disueltos en aceite aislante eléctrico por cromatografía de gases. |
| ASTM (Varias) | Conjunto de normas que definen los procedimientos para cada uno de los ensayos físico-químicos (D1533, D974, etc.). |
7. Conclusión
El programa de análisis de aceite dieléctrico es una piedra angular en la gestión moderna de activos eléctricos. La combinación de ensayos físico-químicos, el análisis de gases disueltos y el análisis de furanos proporciona una visión completa y profunda de la salud del transformador.
Implementar un programa robusto de monitoreo, alineado con las últimas recomendaciones de normativas como la IEEE C57.104-2019, permite detectar problemas en sus etapas iniciales, planificar intervenciones de mantenimiento de manera eficiente, evitar fallas catastróficas, optimizar los costos de operación y, fundamentalmente, extender la vida útil de estos activos tan valiosos.