Las fallas que ocurren con la aislación en grandes transformadores en servicio normalmente implican largos períodos de indisponibilidad y muy costosas reparaciones.

En base a datos estadísticos del ENEL, alrededor del 20% de las salidas de servicio de transformadores de central y de interconexión con potencias ³ 100 MVA, son debidas a fallas en los devanados por colapso de su aislamiento.

Estas fallas son debidas a esfuerzos eléctricos, térmicos y mecánicos, donde la vida de la máquina está supeditada a su aislamiento.

Controles adecuados realizados en lapsos regulares o bien en ocasiones especiales, resultan un medio adecuado de incrementar la confiabilidad de los transformadores, haciendo posible descubrir la existencia de fallas incipientes.

No existe un único control o ensayo que permita obtener un diagnóstico del estado del aislamiento, salvo en casos muy puntuales, se requiere implementar una serie de diferentes controles no necesariamente programados.

Se deben tener en cuenta también otros parámetros que afectan el comportamiento del aislamiento como por ejemplo las condiciones de servicio, diseño y construcción de los transformadores.

Cuando un considerable número de transformadores están bajo observación, es preferible proceder en base a datos estadísticos, centralizando el trabajo y coordinando los distintos niveles de operación, con la interpretación de los resultados de los ensayos, y con las recomendaciones para una adecuada acción.

Se debe para ello implementar una adecuada base de datos que permita un buen procesamiento de la información y seguimiento de las máquinas que se encuentran en observación.

Se han desarrollado métodos no destructivos para controlar el aislamiento de los transformadores, algunos de ellos se encuentran normalizados para poder obtener resultados comparables entre diferentes laboratorios.

El análisis de los gases disueltos en el aceite ha demostrado ser un método práctico para el control de los transformadores en servicio, es muy sensible y permite obtener información anticipada de posibles fallas.

Los gases (con excepción del oxígeno y nitrógeno) disueltos en el aceite son consecuencia de una degradación del aceite y de las moléculas de celulosa que constituyen el aislamiento de los transformadores como consecuencia de las solicitaciones térmicas y eléctricas.

Diferentes modos de solicitación como ser temperaturas normales de funcionamiento, puntos calientes con fuertes diferencias de temperatura, descargas parciales, arcos, producen diferentes composiciones de gases disueltos en el aceite.

Para evaluar el origen de la producción de gases se analiza la distribución relativa de algunos gases y su velocidad de producción.

Este método de control de transformadores de potencia ha sido estudiado intensivamente por distintos grupos de trabajo internacionales y adoptado por distintos organismos como por ejemplo CIGRE, IEC e IEEE.

La frecuencia con que las muestras de aceite deben tomarse depende en principio del tamaño del transformador y del grado de importancia que la máquina tiene en la red en la cual se encuentra.

Se mencionan a continuación algunos casos típicos donde el análisis de los gases es recomendable:

Distintos usuarios y en diferentes países han adoptado distintas rutinas de obtención de muestras, resultando usual para transformadores de potencia ³ 300 MVA y tensiones ³ 220 kV obtener una muestra por año.

Este ensayo no reemplaza los controles de rigidez dieléctrica, tangente d , coeficiente de neutralización y otros ensayos que deben realizarse anualmente para controlar el aceite aislante.

Para obtener una correcta información del contenido de gases en el aceite del transformador, es de extrema importancia no distorsionar los resultados con una inadecuada extracción del aceite.

Esta distorsión puede ser provocada por:

El recipiente donde se almacena la muestra no debe permitir la fuga de los gases (no se deben utilizar envases de plástico), debe estar completamente lleno para asegurar la no difusión de los gases fuera del aceite.

Si se ha formado una fase gaseosa, el equipo de extracción debe ser tal que todo el volumen de aceite y el gas contenido se extraiga sin entrar en contacto con el aire ambiente.

El envase debe ser capaz de permitir las variaciones de volumen por temperatura del aceite para evitar su posible desgasificación.

La muestra de aceite obtenida es luego introducida en el cromatógrafo que es el instrumento que permite determinar el contenido en partes por millón (ppm) de los gases.

Independientemente de una eventual falla interna del transformador los siguientes factores influencian la relación de gases y su composición:

Una situación que puede llevar a una incorrecta interpretación de los resultados es la presencia de un conmutador bajo carga en la misma cuba. Cuando se opera el conmutador se producen pequeños arcos que provocan una gran producción de gases. Estos gases son del mismo tipo que los producidos por una falla en la parte activa del transformador.

Transformadores que tienen un bajo contenido de O2 muestran una menor proporción de gases que aquellos que tienen el aceite saturado de aire. La proporción de gases decrece aproximadamente en forma lineal con el contenido de O2 por debajo de aproximadamente 500 ppm de O2. Por debajo de 300 ppm de O2 la producción de gases es independiente del contenido de O2.

La publicación IEC 60599 "Interpretation of the analysis of gases in transformers and other oil-filled electrical equipment in service" y la IEEE Std C57.104 – 1991 "Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil-Immersed Trasformers", describen como se debe interpretar la concentración de gases disueltos en el aceite o libres, el diagnóstico de la condición del transformador en servicio y sugieren acciones a seguir. Pueden también aplicarse en principio a transformadores de medición, cables en aceite fluido, etc.

La tabla siguiente muestra dos ejemplos típicos obtenidos de la bibliografía [1], para los cuales se dan datos de los gases, la relación entre la concentración de distintos gases, la predicción de la falla diagnosticada y el resultado del examen realizado en los transformadores controlados.

En el estado actual de la técnica se emplea la cromatografía líquida «HPLC» (high perfomance liquid cromatography), muy utilizado en varios países para determinar el contenido de productos furánicos en el aceite, cuya presencia deriva del degradamiento térmico del papel.

El furano o furfurano es un hidrocarburo líquido de la serie heterocíclica pentagonal, con un átomo de oxígeno en el núcleo y de fórmula C2H4O.

Se ha relevado un cierta correlación entre la cantidad de furfurol (aldehido heterocíclico derivado del furano, de fórmula C5H4O2, denominado también furfural) producido, por unidad de peso de papel, y el grado de polimerización alcanzado por el papel [3].

Se debe tener en cuenta en la utilización de esta relación, el efecto de la distribución no uniforme de la temperatura en el transformador, la humedad del papel y de la eventual presencia de oxígeno.

Un intento para determinar la vida residual del transformador en base a los resultados del análisis de los productos furánicos se describe en la publicación [4], siendo este método utilizado por Eletricité de France [2].

En Italia, desde algunos años, la cromatrografía líquida se realiza con muestras de aceite, tomadas de un cierto número de transformadores de gran potencia de la red del ENEL [5]. Los resultados obtenidos se utilizan en el estudio, actualmente en curso, para la definición de los criterios a adoptar para la interpretación de los resultados.

En Japón ha sido desarrollado un método de estimación de la vida residual basado en la velocidad de producción y la cantidad total de gas CO y CO2 disueltos en el aceite [6].

Consiste en controlar la correlación entre la cantidad de CO y CO2 producida, por unidad de peso de papel sometido a envejecimiento térmico, y el grado de polimerización (DP) alcanzado por el mismo.

Como la velocidad de producción de estos gases depende de la temperatura en el transformador, es necesario tener en cuenta la distribución de temperatura en el transformador para evaluar la cantidad de papel sometido a cada nivel de temperatura considerado.

Se ha demostrado mediante pruebas de laboratorio que la resistencia a la tracción del papel es directamente proporcional al grado de polimerización, y que cuando este último alcanza valores del orden de DP = 200 la resistencia a la tracción se reduce bruscamente a cero.

Se recuerda que para la evaluación de la vida del transformador se deben tener en cuenta además las solicitaciones mecánicas y eléctricas, aunque su efecto resulte difícil de ponderar.

Para evaluar las solicitaciones mecánicas no queda otro recurso que recurrir a información obtenida de pruebas realizadas en laboratorio con modelos de arrollamientos y datos de la experiencia de utilización de los transformadores.

Para las solicitaciones eléctricas se han realizado estudios con base experimental, que permiten evaluar el grado de envejecimiento como se indica en la bibliografía [7] y [8].

La experiencia de trabajo realizada en Italia por el ENEL hacia fines de la década de los años 70, después de muchos años de aplicación de esta técnica condujo a las siguientes conclusiones:

Los datos históricos obtenidos conjuntamente con las pruebas de diagnóstico actuales, se utilizan para una mejor evaluación del estado y de la vida residual de los transformadores.

Este problema resulta muy complejo, requiriendo la colaboración entre constructores, utilizadores, laboratoristas, etc. La coordinación de las distintas actividades, demanda un adecuado esfuerzo organisativo siendo necesario la utilización de modernos métodos de gestión de información (banco de datos, etc.).