Los transformadores de potencia son el activo más importante y costoso de un sistema de transmisión de energía eléctrica y tienen un ciclo de vida similar al de una persona. Son concebidos (diseñados), nacen (se construyen), enfrentan los peligros de una muerte prematura (defectos tempranos de diseño), se enferman o envejecen (sufren el deterioro de sus componentes internos por operación inadecuada o por envejecimiento normal) y mueren (fallan o su utilización ya no resulta costeable debido a pérdidas). Los métodos de diagnóstico aplicables a los transformadores son muy similares a los métodos de diagnóstico clínico que se utilizan en las personas. Los conceptos de electrocardiograma, auscultación y análisis de muestras médicas, tienen su equivalente directo con las metodologías de diagnóstico de transformadores. El objetivo de este artículo es identificar y describir algunos de los indicadores de condición más importantes empleados en el diagnóstico de transformadores de potencia, y correlacionarlos con algún equivalente clínico.

El papel aislante y otros materiales basados en celulosa son, en muchos sentidos, el corazón de un transformador de potencia, ya que el ciclo vital de estos equipos está íntimamente relacionado con el estado físico o grado de deterioro de esos materiales. La vida del papel aislante depende de varios factores, como el efecto de la temperatura de operación del transformador, la humedad presente en su sistema aislante y el realce del campo eléctrico local por efecto de imperfecciones constructivas y de diseño. Estos parámetros tienen sus analogías directas con la fiebre o el incremento de la temperatura corporal por algún sobreesfuerzo, y con defectos congénitos o hereditarios en los humanos que se acentúan en presencia de algún esfuerzo (algún problema cardiaco que se hace evidente por excederse en el ejercicio).

De acuerdo con lo anterior, es de vital importancia contar con indicadores de cada uno de los subsistemas del transformador relevantes para su estado de salud, con la finalidad de minimizar la ocurrencia de fallas, como se describe a continuación.

Subsistema térmico del transformador

Este subsistema está relacionado con la temperatura de operación del equipo, lo cual tiene su equivalente directo con la temperatura del cuerpo humano. En ambos casos, las temperaturas de operación están relacionadas con:

 La temperatura ambiente. Si hace mucho calor, bastan pequeños esfuerzos adicionales efectuados más allá de los esfuerzos normales, para ocasionar daños en la salud de las personas o en los transformadores.

 La temperatura a la que se exponen el transformador o los humanos por su operación normal. En el caso de una persona la temperatura normal es de 36°C, mientras que en los transformadores es de 95 a 105°C, considerando, en el caso de los transformadores, una temperatura ambiente de 40°C y el tipo de papel utilizado en su construcción.

 La temperatura a la que se exponen el transformador o los humanos durante su operación en condiciones de emergencia. El análogo humano podría ser un individuo que corre una maratón en un clima extremadamente cálido. En el caso de los transformadores, estas condiciones de sobrecarga se dan cuando a un transformador se le encomiendan tareas adicionales porque otro transformador que debería llevarlas a cabo está dañado o en mantenimiento. Como es fácil suponer, no pueden repetirse frecuentemente esta clase de esfuerzos ni en las personas ni en los transformadores.


Subsistema fisicoquímico

En este rubro se detectan y analizan gases disueltos en el aceite y la humedad presente en el interior del transformador. El equivalente clínico es el análisis de muestras de orina o de sangre en busca de concentraciones anormales de glucosa y triglicéridos.

Los gases disueltos en el aceite son combustibles y tienen su origen en defectos internos del transformador que deterioran al papel y al aceite aislante. Entre estos defectos tenemos descargas parciales (pequeños arcos eléctricos) que forman hidrógeno; arqueos eléctricos de alta energía que forman acetileno; y temperaturas excesivas en el papel y en el aceite que forman dióxido y monóxido de carbono, así como metano y etano.

El agua presente en el interior de un transformador tiende a migrar al papel aislante cuando el equipo está operando con baja carga y, por lo tanto, su temperatura no es muy elevada. En estas condiciones, el agua excesiva envejece al papel aislante oxidándolo y haciéndolo quebradizo. Sin embargo, el gran riesgo de la humedad excesiva se hace notable durante las variaciones térmicas del transformador. Por ejemplo, a partir de alrededor de las 18:00 horas, cuando el periodo de máximo de consumo eléctrico comienza, los transformadores se calientan. En estas condiciones, el agua en exceso es transpirada en forma de vapor del papel aislante hacia el aceite, haciendo latente el riesgo de formación de burbujas que debilitan al transformador, pudiendo tener fallas entre bobinas (también llamadas devanados), o entre devanados y los elementos conectados a tierra. Al pasar la hora pico, alrededor de la una o dos de la mañana, el transformador baja su actividad, enfriándose. En estas condiciones, el agua que había sido liberada previamente como vapor, regresa rápidamente hacia el papel. El problema de esto es que el agua, ahora en estado líquido, no es absorbida inmediatamente por el aislamiento sólido, bañando peligrosamente zonas sobre la superficie del papel y recordándonos, de mala manera, que el agua y la electricidad no se llevan.

Para finalizar, es posible detectar descargas parciales en los transformadores de manera similar a la que un médico detecta arritmias y problemas respiratorios con un estetoscopio. Este método de detección de descargas parciales o arcos eléctricos en transformadores utiliza sensores que se colocan en el exterior del tanque del equipo y detectan las ondas ultrasónicas (sonoras) que se producen al ocurrir una descarga en su interior. Las ondas sonoras viajan desde el punto de descarga hasta los sensores (estetoscopios), llegando a los mismos con diferencias en sus tiempos de arribo. En teoría, las ondas llegarán primero al sensor colocado más cerca del origen de la descarga, mientras que llegarán al último al sensor más lejano. Utilizando un método matemático adecuado, es posible procesar la información de tiempos de llegada, las magnitudes y las formas de onda de las señales acústicas, lo cual permite ubicar el punto de origen de las descargas y realizar acciones de mantenimiento y reparación que eviten que los transformadores fallen.

Las analogías descritas facilitan el entendimiento de problemas comunes que afectan la confiabilidad operativa de los transformadores de potencia. El Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL) puede apoyar a fabricantes, usuarios y empresas en general con la evaluación de especímenes, asesoría en el diseño o con capacitación avanzada, para solventar de la mejor manera los problemas que se presentan en transformadores. Recuerde que, de acuerdo con la analogía de este artículo, el transformador es un ente que requiere cuidados especiales que le permitan llevar una vida útil, sana y feliz, y que el INEEL es, sin duda alguna, su médico de confianza.

Autores:
Carlos Gustavo Azcárraga Ramos, carlos.azcarraga@ineel.mx
Alberth Pascacio de los Santos, pascacio@ineel.mx