Envejecimiento Del Aislamiento Del Transformador de Potencia Sumergido en Aceite

ITM. Gil Tobón. Envejecimiento del Aislamiento del Transformador.

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Envejecimiento del Aislamiento del Transformador de Potencia Sumergido en Aceite Gil Tobón, Jesid Arturo [email protected] Instituto Tecnológico Metropolitano ITM Institución Universitaria 

Resumen—Las fallas presentadas en los transformadores de potencia sumergidos en aceite tienen consecuencias graves sobre los costos operativos de mantenimiento y de reemplazo del transformador. Por tal motivo, en este trabajo se presenta dos técnicas de monitoreo tales como: el análisis de gases disueltos (DGA) y el análisis de contenido de compuestos furanicos como una importante herramienta no invasiva y eficiente, para evaluar la condición el envejecimiento del aislamiento del transformador.

Muchos procesos pueden contribuir a la degradación y al fallo del transformador, algunos de ellos se muestran en la Fig. 1. [3]. Pero generalmente varios autores expresan que la expectativa de vida de un transformador en términos de envejecimiento depende del nivel de degradación del aislamiento [4].

Índice de Términos— Aislamiento solido, Envejecimiento, Indicadores químicos, Tiempo de vida, Transformador de potencia. I. INTRODUCCIÓN

Los transformadores de potencia sumergidos en aceite son equipos de gran importancia y de gran costo dentro de los sistemas de potencia. Las fallas accidentales de este tipo de elementos podrían causar terribles interrupciones en el suministro de energía, generando por consiguiente la pérdida de fiabilidad del equipo. La prevención temprana de todas las posibles fallas reduce el riesgo de un fallo catastrófico, que implique la sustitución del equipo. Generalmente la vida útil restante del transformador presenta inconvenientes debido al envejecimiento del aislamiento, este aislamiento por lo general esta conformado por productos orgánicos: papel celulósico y aceite. Varios estudios experimentales han demostrado que la temperatura, la humedad y el oxígeno son causas principales para que se presente el envejecimiento del aislamiento del transformador [1] [2]. Y por ende la reducción de la vida útil restante del transformador. Esta degradación se activa más rápidamente a altas temperaturas de funcionamiento.

Derivado del curso de Máquinas Eléctricas II sem. 02-2012

Figura 1. Factores que influyen en el rendimiento y la degradación del aislamiento aceite-papel del transformador y los mecanismos de degradación que resulta.

II. DEGRADACIÓN DEL AISLAMIENTO DEL TRANSFORMADOR. A. Producción de compuestos furánicos:

El papel aislante esta compuesto de celulosa que es un polímero compuesto por largas cadenas de anillos de glucosa unidas por enlaces glicosídicos. Durante el proceso de degradación del papel, los enlaces glicosídicos se rompen, abriéndose los anillos de glucosa. La glucosa por lo tanto presenta degradación, produciendo compuestos furánicos,


entre los que esta el furfural (2FAL), siendo este el producto más estable y soluble en aceite [5]. Por tal motivo la concentración de este tipo de compuesto disuelto en el aceite, es la herramienta más utilizada como un indicador del estado de deterioro del papel aislante del transformador. B. Producción de gases:

Un transformador sano debe tener menos de 0,05 ml de gases combustibles (hidrocarburos de cadena corta: hidrógeno y metano, etano, etileno, acetileno) por 100 ml de niveles de aceite [6]. La descomposición térmica del papel aislante, se inicia cuando la celulosa, reacciona con el oxigeno produciendo óxidos de carbono (CO, CO2) y de hidrógeno y algo de metano (H2, CH4) [7]. Debido a que los aceites aislantes del transformador, por lo general son mezclas de diferentes moléculas de hidrocarburos. Al ser sometido a tensiones térmicas tiende a descomponerse liberando pequeñas cantidades de diversos gases, algunos de los cuales se muestran en la tabla I [8].

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Tabla I: Niveles normales de gases en el aceite y el grado de concentración en el transformador sano.

Concentración de gases en el aceite µl/l

Relación normal de gases en el aceite

Hidrogeno

75-200

Metano / Hidrogeno

< 0,1 >

Monóxido de carbono

500-1000

Etano/Metano

< 0,1

Metano

25-100

Etileno/Etano

<1

Etano

15-250

Acetileno/Etileno

< 0,5

Etileno

10-30

Acetileno

10-15

III. PERDIDA DE LAS PROPÍEDADES MECÁNICAS DEL PAPEL DEBÍDO AL ENVEJECIMIENTO Precisamente el papel con el cual se realiza el encintado de los conductores de cobre (bobinas), comercialmente es llamado Kraft, que es un material como explicamos anteriormente cuya base es celulosa, que bajo la acción de la temperatura y la humedad definen la expectativa de vida del transformador [10]. Fig. 3.

Las proporciones y concentraciones de estos gases, se pueden detectar por medio del análisis de gases disueltos (DGA), que se utilizan junto con el análisis de compuestos furánicos para determinar el envejecimiento del aislante del transformador de potencia. La Fig. 2 muestra la relación que existe entre la resistencia a la tensión del papel y la concentración de monóxido de carbono en el aceite. Según la norma (IEC 60567:2005) [9].

Figura 3. Duración esperada para el aislamiento sólido y su dependencia de la humedad y la temperatura.

Figura 2. Resistencia a la tracción del papel Vs la concentración de monóxido de carbono en el aceite a una temperatura 160 ° C.


Durante la degradación del papel aislante ubicado en el interior del transformador, su valor de grado de polimerización (DP) disminuye. Cuando el transformador es nuevo, después de realizarse la impregnación de los bobinados con aceite, se puede estimar que el DP promedio es de 1000. Y a medida


que se va degradando el valor del DP disminuye. Por ejemplo un valor de DP = 999... 601 muestra un papel ligeramente envejecido; DP = 600... 401 Papel con envejecimiento medio; DP = 400... 251 Papel fuertemente envejecido; DP = 250... 151 Papel muy fuertemente envejecido; DP ≤ 150 Papel extremadamente envejecido [11].

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En la actualidad en el mercado hay equipos electrónicos que proporciona un análisis de gases disueltos, en tiempo real, proporcionando información al instante sobre las condiciones del transformador. Fig. 4 [15].

El grado de polimerización del papel aislante es importante determinarlo ya que, este valor determina la resistencia que debe tener el papel para soportar la fuerza radial producida cuando las bobinas son sometidas a tensión: fuerza de compresión de la bobina interna y fuerza de tracción en la bobina externa [12]. IV. INDICADORES DEL ESTADO DE DETERIORO DEL AISLAMIENTO Desde el punto de vista del monitoreo del transformador es posible caracterizar el grado de envejecimiento del aislamiento (papel/aceite) por medio de indicadores de productos químicos, tales como: análisis de compuestos furánicos y análisis de gases disueltos (DGA). El DGA ha ganado aceptación en todo el mundo como un método de diagnóstico para la detección de fallas incipientes. Como se dijo anteriormente estos gases se producen por degradación del aceite del transformador y los materiales aislantes sólidos tales como papel, cartón prensado y transformerboard, que están compuestos de celulosa [13]. Generalmente el DGA se realiza para proveer un medio no invasivo para determinar objetivamente si existe una condición de falla en evolución al interior del transformador, también para confirmar la condición del equipo antes que entren servicio, además prevenir una salida inesperada del equipo y finalmente para reducir el nivel de riesgo de la unidad en el sistema. Este análisis se realiza extrayendo una muestra de aceite del transformador, llevándola a un laboratorio especializado y por medio de cromatografo son identificados y cuantificados que tipo de gases se encuentra disueltos en el aceite. El DGA, se realiza según la norma UNE-EN 60567 y los resultados se interpretan según la norma UNE-EN 60599 [14]. Derivado del curso de Máquinas Eléctricas II sem. 02-2012

Figura 4. Monitor de Gases SITRAM® GAS-Guard 8 de TLM™ – Transformer Lifecycle Management™. Fabricado por Siemens. Detecta: Metano, Hidrogeno, Acetileno, Etileno, Nitrógeno, Oxigeno, Monóxido de carbono, Dióxido de carbono y Etano.

Por otro lado en análisis de compuestos furánicos, se realiza ya que la celulosa con la cual está fabricada el papel aislante del transformador se degrada, dando origen a diversos compuestos furánicos. En modelos experimentales, los siguientes compuestos furánicos han sido encontrados: Furfurol (FOL), 2-Furfural (2-FAL), 2-Acetil-furano (AF), 5-Metil-2 Fufural (MF) y 5Hidroximetil-2-furfural (HMF). La degradación del papel aislante se calcula con el contenido de (2-FAL) ya que es el más estable, y se ha demostrado en pruebas experimentales, que este compuesto ha sido el que se presenta en mayores concentraciones [16]. La principal consecuencia de la alta concentración de compuestos furánicos, como se explico anteriormente es la disminución del DP del papel. En la Fig. 5 [17]. Podemos ver el comportamiento del grado de polimerización del papel según la concentración de compuestos furánicos.


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transformador y realizar pruebas mas tecnificadas pueden ser grandes. También si se desea instalar equipos de monitoreo, Sensores y equipos electrónicos, puede ser un factor de costo importante. La interpretación de las pruebas requiere personal con alta experiencia Interpretación equivocada de los datos puede llevar a conclusiones ilusorias sobre la condición del transformador.

Figura 5. DP en función Total de compuestos furánicos.

El contenido de compuestos furánicos es fuertemente dependiente de la humedad y la Temperatura del aceite y el contenido de celulosa del papel. Las temperaturas cercanas a 100 ° C son suficientes para provocar un aumento en la tasa de formación de compuestos furánicos [18]. Tanto el análisis DGA como el de compuestos furánicos, son un método no invasivo, eficiente para evaluar la condición del aislamiento. Por tal motivo en la actualidad el objetivo fundamental del monitoreo de las condiciones del transformador es promover la extensión de la vida de útil de trabajo restante, además minimizar los costos operativos del mantenimiento y de reemplazo. Adicional a lo anterior, una buena supervisión del aislamiento del transformador por medio de técnicas de diagnóstico, anteriormente mencionadas pueden ayudar a anticipar el fallo del transformador, por lo que la acción apropiada puede ser tomada antes de que se produzca dicho evento catastrófico y así poder poner en práctica un buen sistema de mantenimiento. V. CONCLUSIONES •

Las pruebas más utilizadas para diagnosticar el estado del aislamiento del transformador sumergido en aceite son: el análisis DGA y contenido de compuestos furánicos. El uso de otras técnicas está aumentando, pero está limitada por una serie de factores, Tales como: El costo de aislar el


• Se puede aseverar que el envejecimiento del aislamiento del transformador de potencia sumergido en aceite es factor de más importancia con el cual se puede determinar la vida útil restante del transformador. • Las pruebas utilizadas para diagnosticar el estado del aislamiento del transformador de potencia sumergido en aceite, ayudan a mantener una estadística sobre el comportamiento del equipo en el tiempo y en las diferentes condiciones de carga. Estos datos serian útiles a largo plazo para poder decidir la compra de un equipo nuevo de la misma marca, en caso de que se hubiesen obtenido resultados satisfactorios. Además ayudarían a obtener experiencia suficiente para la toma de decisiones concernientes a mantenimientos. • Otra gran ayuda que nos suministra las técnicas tradicionales para determinar el envejecimiento del aislamiento del transformador de potencia sumergido en aceite, tiene que ver, que con los resultados obtenidos del análisis DGA y contenido de compuestos furánicos, se puede inferir el estado de otro transformador similar al que se está monitoreando, el cual esta sometido a las mismas condiciones tanto geográficas, climáticas, como de carga. • Desde otro punto de vista, la determinación del envejecimiento del aislante solido del transformador sumergido en aceite, se realiza para: -

Controlar el estado del transformador y proporcionar una alerta temprana de las posibles fallas incipientes del transformador.

-

Para determinar si un transformador está en una condición adecuada para hacer frente a


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condiciones de funcionamiento, por ejemplo: cambio de carga, sobretensión de origen atmosférico o de maniobra etc.

[13] [14] Saha, T. K. (2003). Review of Modern Diagnostic Techniques for Assessing Insulation Condition in Aged Transformers. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 10 (5), 903-927.

-

Para obtener resultados que sirvan como referente, para interpretación de futuras pruebas.

[15] Siemens AG. (2010). Transformando análisis en confiabilidad. Transformer Lifecycle Management, Transformer Lifecycle Management 1-6. www. Siemens.com

-

Para ayudar en la planificación de la estrategia de sustitución de los transformadores que ya han cumplido su tiempo de vida.

[16] [17] W. Flores, E. M., Rattá, G., & Jardini, J. A. (2007). Vida de transformadores de potencia sumergidos en aceite: Situación actual. Parte II. Correlación entre resultados de ensayos físico-químicos. IEEE Latin America Transactions, 5 (8), 591-598.

REFERENCIAS

[18] Höhlein, I., & Kachler, A. J. (2004). Progress in transformer ageing research. Impact of moisture on DP of solid insulation and furane development in oil at transformer service temperatures. CIGRÉ, 1-7.

[1] [6] [10] Lundgaard, L. E., Hansen, W., Linhjell, D., & Painter, T. J. (2004). Aging of Oil-Impregnated Paper in Power Transformers. IEEE Transactions on Power Delivery, 19 (1), 230-237. [2] Flores, W., Mombello, E., Rattá, G., & Jardini, J. A. (2007). Vida de transformadores de potencia sumergidos en aceite: Situación actual. Parte I. Correlación entre la vida y la temperatura. IEEE Latin America Transactions, 5 (1), 50-54.

Jesid Arturo Gil Tobón. Estudiante Ing. electromecánica X semestre, Instituto Tecnológico Metropolitano ITM (Institución Universitaria). Tecnólogo mecánico. Institución Universitaria Pascual Bravo (2003).

[3] [8] Emsley, A., & Stevens, G. (1994). Review of chemical indicators of degradation of cellulosic electrical paper insulation in oil-filled transformers. IEE Proc.-Sei. Meas. Technol, 324-334. [4] Paul, K., & Bruaroy, T. M. (2006). Drying of power transformers in the field, applying the LFH-technology in combination with oil reclamation. Paul, Koestinger; Tom M. Bruaroy. CIGRE, 1-8. [5] G. Martins, M. A. (2007). Furfuraldeido - um indicador pratico da degradacao termica do papel kraft de transformadores. Ciência e Tecnologia dos Materiais, 19 (1-2), 1-10. [7] Rahim Hasan, B. S., & Chem, H. (2006). Transformer life assessment - electrical paper insulation degradation study of aged power transformer using furanic compound analysis technique. International Conference on Energy and Environment , 1-6. [9] Taghikhani, M. A. (2011). Power Transformer Insulation Lifetime Estimation Methods. International Journal of Energy Engineering, 1 (1), 9-11. [11] [12] Nejedly, J., Newesely, G (2004). Evaluation of the extent of ageing of paper in oil-immersed power transformers. CIGRÉ, 1-6.


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