Asegurar la integridad mecánica y eléctrica de un transformador es vital para su correcto funcionamiento. Mediante las mediciones periódicas del diagnóstico de respuesta del barrido de frecuencia (SFRA) y de respuesta de frecuencia del dieléctrico (FDS) podremos investigar cómo conseguirlo
Ya es bien conocida la grandísima importancia de un transformador de potencia dentro de cualquier red eléctrica (transporte, distribución, industrias, red ferroviaria, etc…). Por lo tanto, debemos intentar bajar las tasas de averías, y la mejor manera es adelantarse a la inesperada interrupción. Esto no es posible sin un mantenimiento periódico adecuado que aplique las últimas tecnologías existentes en el mercado.
Los transformadores son como las personas, se deterioran con el tiempo. Pero a diferencia de las personas, su deterioro no se exterioriza tan evidentemente, y no podemos percibir nada a simple vista. No sólo los viejos transformadores pueden crear una interrupción de suministro, también los transformadores nuevos. Un transformador nuevo puede sufrir daños internos durante su transporte e instalación. Aunque es evidente que cualquier transformador, independientemente de su “edad”, no está libre de poder sufrir daños por cortocircuitos y sobretensiones provenientes de la red.
Cuando un transformador de potencia sufre una avería, sus consecuencias pueden llegar a ser catastróficas. Dejando de lado los costos por energía no suministrada, penalizaciones, no prestación de los servicios dependientes de energía eléctrica, etc…, pensemos en los quebraderos de cabeza que conlleva la reposición de las funciones que realizaba el transformador defectuoso.
Lo primero que debemos suponer, y que dependiendo que el defecto sufrido puede ocurrir, es que el transformador defectuoso no haya afectado al resto de la subestación como consecuencia, por ejemplo, de éste haberse incendiado. Seguidamente en la mayoría de los casos habrá un transformador de reserva que pueda sustituir al dañado, pero un segundo fallo podría llevar a un cese total del suministro eléctrico.
Este segundo fallo nos haría buscar un tercer transformador, y sabiendo que el tiempo de entrega de una nueva unidad puede ser de meses o incluso de años, nos obliga, dependiendo de la red, a disponer de un stock de transformadores nuevos o reparados. Como consecuencia de los precios actuales del cobre y del acero, tanto los transformadores nuevos como su reparación conllevan unos costos bastantes altos.
¿Cuál es la solución que nos pueda asegurar la integridad de un transformador de potencia en un 100%? Contestar a esta pregunta sería muy difícil. Pero sí podemos afirmar, que un mantenimiento periódico sin la realización de medidas eléctricas estaría muy lejos de poder asegurar algo.
¿Qué tipo de mediciones debemos realizar durante los mantenimientos? Las mediciones deben ser fiables, lo más rápidas posibles, adaptables al estado del transformador y adaptadas a las condiciones del medio donde se realizan. De esta forma, podremos protegernos contra fallos inesperados en transformadores; la clave está, en realizar las mediciones de manera regular.
¿Pero qué tipo de pruebas? Existen muchas pruebas convencionales para transformadores de potencia y todas son útiles. Sin embargo, obtener una imagen razonablemente completa del estado de un transformador con estas pruebas consume mucho tiempo, y durante la mayoría de las pruebas el transformador debe estar fuera de servicio.
En la actualidad hay dos mediciones que cumplen con el equilibrio entre datos obtenidos y tiempo empleado, que son; la respuesta del barrido de frecuencia (SFRA) y el análisis de respuesta de frecuencia del dieléctrico (FDS). En conjunto, proporcionan información fiable sobre la presencia de defectos en transformadores.
El análisis SFRA considera a un transformador como un circuito de múltiples capacidades, inductancias y resistencias. Este circuito RLC complejo genera una respuesta o “huella digital” cuando se le inyectan señales comprendidas en un rango determinado de frecuencias. Los resultados son mostrados como curvas.
Si el circuito RLC de un determinado transformador no ha sufrido ninguna variación durante su vida, la gráfica que obtendríamos en sucesivas medidas sería idéntica. Por lo que el fin de esta medida es comparar la gráfica obtenida con otra realizada más adelante. Si es correcto, podremos asegurar que el circuito electromagnético del transformador es correcto, de lo contrario, será un indicativo de la existencia de problemas mecánicos o eléctricos. Por ello, es totalmente aconsejable obtener un gráfica de referencia cuando el transformador es nuevo o sabemos que está en buen estado. También es posible realizar comparaciones entre transformadores con el mismo diseño, y en algunos casos, comparaciones entre los devanados de un mismo transformador.
¿Qué ganamos con una prueba SFRA? Detectar problemas que de otra manera requerirían múltiples mediciones con diferentes equipos, así como hallar problemas que con otras mediciones no podrían detectarse. Un software con buenas herramientas analíticas simplifica la comparación entre curvas y la identificación de los defectos. Sin embargo, las pruebas SFRA no proporcionan una indicación precisa de la presencia de contaminantes en el aislamiento del transformador ( agua , impurezas ,etc…).
Existen ensayos estandarizados para evaluar el contenido de humedad en el aceite del transformador, pero no podemos afirmar el nivel de humedad global dentro del transformador. De hecho, la mayoría de la humedad en un transformador está contenida en el aislamiento sólido, como el papel, en vez de en el aceite. Además, la humedad se mueve entre el aislamiento sólido y el aceite por las influencias de muchos factores, en particular, por la temperatura. Por lo tanto, la medición de humedad en el aceite no proporciona información fiable sobre la humedad en el aislamiento sólido.
Esto es importante, dado que la humedad en el aislamiento sólido acelera el proceso de envejecimiento y, adicionalmente, puede generar burbujas entre los devanados conllevando a fallos catastróficos e inesperados.
Para determinar el contenido de humedad en el transformador, se utiliza la espectroscopia del dieléctrico en el dominio de frecuencia (FDS). Como el análisis SFRA, ésta, involucra la medición de del transformador en un rango de frecuencias. Pero en este caso, se miden las propiedades dieléctricas del aislamiento (capacidad, tangente delta y conductividad del aceite). Estas medidas suelen realizarse a frecuencia industrial (50 Hz) por otros equipos. Sin embargo, el FDS, al hacerlo en un ancho bastante grande de frecuencias (incluida 50 Hz), puede distinguir un transformador seco pero con aceite en mal estado, de uno con humedad pero aceite en buen estado. Además se puede realizar una prueba FDS a cualquier temperatura y en un tiempo razonable.
Como hemos visto, con mediciones periódicas SFRA y FDS podemos obtener información bastante fiable sobre el estado del transformador ¿Pero qué hacer si los datos obtenidos indican la existencia de defectos? La respuesta depende del tipo de problema encontrado. Si el aceite posee un elevado contenido de humedad, éste puede reacondicionarse. Si hay demasiada humedad en el aislamiento sólido se puede secar el transformador. Si el transformador presentara un deterioro general, debería reducirse de inmediato su trabajo en la red y estudiar una acción correctiva. En resumen, el conocimiento del riesgo de fallo de un transformador permite buscar las mejores soluciones de forma consensuada y con la cabeza fría, sin duda, la mejor manera.
Obviamente, habrá personas preocupadas por el precio de los instrumentos necesarios para los análisis SFRA (FRAX) y FDS (IDAX), y por los costos de realización de las mediciones. Al considerar los costos, debemos recordar lo anteriormente relacionado con el fallo de un transformador. Si con el uso de estas mediciones evitáramos tan solo una avería, amortizaríamos los instrumentos, así como los costos de la realización de las pruebas realizadas durante meses, o tal vez años.
En conclusión, nunca descuide a un transformador de potencia, especialmente a uno antiguo. Puede estar en buen estado, o puede estar a punto de fallar. El tiempo lo dirá, pero es mucho mejor que lo digan las mediciones, evitando así muchos de inconvenientes y costos innecesarios.
Autor: Ing. Tony Wills
Adaptación: Ing. Ignacio Hortal
