Los transformadores de potencia son un eslabón importante en los sistemas de suministro de energía. Le permiten conectar secciones de la red con diferentes voltajes y reducir las pérdidas de electricidad durante la transmisión a largas distancias.
La falla repentina de un transformador deja áreas residenciales enteras sin electricidad. Para que esto suceda lo menos posible, es necesario un mantenimiento de los transformadores oportuno. El servicio de transformador debe realizarse a intervalos regulares. Pero esta frecuencia puede variar según el estado actual del transformador, que se determina mediante métodos de diagnóstico.
Causas de emergencias del transformador
Las causas de emergencias del transformador pueden ser diferentes. Es difícil recopilar estadísticas en todo el mundo, pero como guía, puede tomar el estudio de William Bartley, que realizó en 2003. Bartley analizó 94 casos de fallas de transformadores de potencia y, a partir de ello, identificó las causas de los accidentes ocurridos. Entre ellos (clasificados de casos más frecuentes a menos frecuentes):
- daños en el aislamiento;
- errores de diseño, defectos en los materiales de construcción, errores de instalación;
- contaminación del aceite;
- sobrecarga;
- inflamación / exploción;
- sobretensiones de red;
- mantenimiento inadecuado;
- contacto con agua;
- malos contactos;
- rayo;
- humedad en el aislamiento.
Algunas razones pueden estar relacionadas. Por ejemplo, la humedad en el aislamiento sólido conduce a una disminución de su resistencia eléctrica y a la rotura. Por lo tanto, se debe controlar el contenido de humedad del aislamiento del transformador. Asignan: aislamiento sólido (papel) y líquido (aceite). Las medidas para cada tipo de aislamiento tienen sus propias especificaciones.
Determinación de la humedad del aislamiento
La determinación de la humedad del aislamiento sólido se lleva a cabo por métodos directos e indirectos. Para el método directo, se requiere una muestra de papel, que se toma con pinzas al abrir la parte activa del transformador o se coloca en el interior antes de poner en funcionamiento el transformador (primera puesta en marcha o después de la reparación). Una vez extraída del transformador, la muestra de papel se envía al laboratorio para su análisis. Dado que el contenido de humedad a menudo difiere en diferentes puntos del aislamiento sólido, puede ser necesario tomar varias muestras del papel.
El método indirecto es la evaluación del contenido de humedad de aislamiento de los devanados del transformador utilizando el contenido de humedad del aceite. Para ello se utilizan las denominadas curvas de equilibrio de agua del sistema papel-aceite. Estas curvas muestran la distribución del agua entre el papel y el aceite a diferentes temperaturas. La abscisa muestra el valor del agua en el aceite en gramos por tonelada, después de lo cual se traza una línea recta perpendicular a la ordenada hasta que se cruza con la curva que corresponde a la temperatura actual del aceite. Al dejar caer la perpendicular desde el punto de intersección al eje de ordenadas, se puede obtener el contenido de agua del aislamiento de papel, que se mide como un porcentaje.
Los métodos de curva de equilibrio pueden ser muy propensos a errores y requieren la determinación del contenido de agua del aislamiento líquido. Consideramos el popular método de la medición de Karl Fischer utilizado en muchos laboratorios para medir el contenido de humedad del aceite.
Valoración de Karl Fischer
El contenido de humedad en aceite del transformador se puede determinar utilizando el método Karl Fischer. Este es uno de los métodos químicos clásicos para determinar el contenido desconocido de una sustancia en otra. Su esencia radica en la adición de una tercera sustancia, cuya concentración se conoce. Esta sustancia generalmente se llama valorante. A continuación, el valorante interactúa con la sustancia, cuya concentración debe determinarse. Una vez finalizada la interacción, según el volumen del valorante consumido, se determina el volumen de la sustancia, en nuestro caso es agua. Este es un algoritmo del método clásico de Karl Fischer. Por el momento, hay modificaciones. En general, el método es aplicable para medir pequeñas cantidades de agua en muestras de aceite, se realiza principalmente en el laboratorio, requiere el uso de equipos especiales y la experiencia del personal. Existe una alternativa a la medición de Karl Fischer, que discutiremos a continuación.
Dispositivo para medición de humedad en aceite TOR-1
La prueba expresa de contenido de agua en aceite parece prometedor ya que da resultados más inmediatos. GlobeCore ha desarrollado un dispositivo TOR-1 compacto, portátil, confiable y fácil de usar (altura – 38 centímetros, largo y ancho – 18 centímetros).
El dispositivo TOR-1 está diseñado para determinar la fracción de masa de agua en aceites aislantes, incluso en pequeñas cantidades. Además del contenido absoluto de agua en ppm, el dispositivo también mide la temperatura del aceite. La precisión y estabilidad de las mediciones se logra mediante el uso de un sensor capacitivo que no es sensible a la contaminación que pueda estar contenida en el aceite aislante.
Después de presionar el botón para iniciar las mediciones, los valores de contenido de humedad y temperatura aparecen en los indicadores. Un resultado más preciso está disponible en diez minutos.
La clase de protección del dispositivo permite probar el aceite aislante cerca de los transformadores en cualquier clima, y el sensor opera a temperaturas ambiente de -40 a +60 grados Celsius. La confiabilidad de la operación se logra mediante el uso de botones de metal resistentes al vandalismo, protección de metal del elemento sensible, fuente de alimentación estabilizada y protección incorporada de equipos eléctricos.
El dispositivo TOR-1 ahorra tiempo y reduce la complejidad de las mediciones en cualquier condición operativa. Se puede utilizar tanto de forma independiente como como parte de laboratorios móviles para el análisis de aceite en línea en el campo.
De interés práctico es la determinación online de la humedad en transformador, en el que las mediciones se realizan en modo automático de forma continua y con una determinada frecuencia. GlobeCore ha desarrollado una tecnología de este tipo, pero hablaremos de ella en uno de los siguientes artículos de nuestro sitio web.
Qué hacer cuando se produce la humedad en el aceite del transformador
La pregunta sigue siendo qué hacer si el análisis de las muestras de aceite mostró un exceso del valor estándar para el contenido de humedad en las muestras de aceite aislante seleccionadas. La primera solución posible es el reemplazo de aceite en los transformadores. Pero no es racional, ya que ahora se han desarrollado tecnologías de secado efectivas, que permiten reducir el contenido de agua a valores permisibles y seguir utilizando el aceite en el transformador. GlobeCore fabrica sistemas para secar aceites de transformadores utilizando zeolitas, así como para alta temperatura y alto vacío.
Tecnología de secado con zeolita, representada por los equipos de la serie ZP. Se trata de uno o dos cartuchos en los que se vierte zeolita, una sustancia con alta actividad en relación con la absorción de agua. Al bombear aceite a través de los cartuchos, la zeolita absorbe agua y la retiene de forma segura en sus gránulos. Las ventajas del secado con zeolita son la simplicidad de la implementación y la capacidad de trabajar con aceites que contienen una cantidad relativamente grande de agua.
La segunda tecnología consiste en calentar el aceite y evaporar el agua y los vapores de gas de su superficie mediante un vacío profundo, que se crea mediante un potente sistema de vacío de dos etapas. La tecnología de secado por vacío térmico se implementa en instalaciones de la serie CMM.
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