Cómo el oxígeno y los ácidos influyen en el envejecimiento de los transformadores

2. 1. Introducción

Como se describe en nuestro artículo, Cómo la temperatura y el agua influyen en el envejecimiento de los transformadores, que se enfocó en el comportamiento de envejecimiento de los transformadores con los sistemas de celulosa de aceite, el envejecimiento de los transformadores puede acelerarse debido a varios factores. Este documento lo guía a través del efecto del oxígeno y los ácidos en el rendimiento de los transformadores. Existen formas para reducir las influencias de estos aceleradores, para mitigar y ralentizar el proceso de envejecimiento en su flota de transformadores. Hay formas en que puede usar el oxígeno en beneficio de su transformador y hay medidas que puede tomar para prevenir el envejecimiento acelerado por completo.

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   2. La influencia del oxígeno

Tanto el O₂ como el nitrógeno (N₂) ingresan al transformador desde la atmósfera. El oxígeno se consume dentro del transformador y proporciona información crucial sobre el estado del transformador y la velocidad de envejecimiento. El efecto acelerador del envejecimiento del oxígeno se identificó en 1976 en un artículo del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (International Council on Large Electric Systems, CIGRE) (El transformador sin oxígeno con envejecimiento reducido por desgasificación continua) *. Hay muchos posibles puntos de entrada del oxígeno en el transformador, pero el principal medio de entrada se debe a los cambios en el volumen de aceite como consecuencia de los cambios de temperatura y carga.

Cuando aumentan las temperaturas de funcionamiento del transformador, el aceite se expande y aumenta su volumen. El mayor volumen de aceite actúa como un pistón para expulsar los gases atmosféricos del transformador. Cuando la temperatura disminuye, el volumen de aceite se contrae y los gases atmosféricos son absorbidos al transformador. Se han desarrollado diferentes diseños de sellado de transformadores para evitar la entrada de O₂ en el transformador durante estos cambios de volumen. Cuando se evalúa el contenido de gas del aceite de transformador con el Análisis de gas disuelto (Dissolved Gas Analysis, DGA), es necesario comprender el diseño de sellado de su transformador porque el análisis de O₂ variará de acuerdo con los diseños de sellado.

Las siguientes alternativas de sellado se utilizan en la industria:

El O₂ se consume dentro del transformador, por lo que el contenido de O₂ estará en un estado equilibrado entre la disponibilidad y el consumo. Entonces, por lo general, los niveles de O₂ en sistemas cerrados serán más bajos que en los sistemas de respiración abierta. Cuesta evaluar el contenido de gas en los sistemas de respiración abierta, ya que la velocidad de intercambio de gas entre el tanque del transformador y la atmósfera puede diferir en un factor de 1:10 de acuerdo con el diseño y la configuración del conservador.

Además, en los sistemas de respiración abierta, las concentraciones de aproximadamente 22.000 a 25.000 ppm pueden considerarse normales. Si el contenido de O₂ es inferior que 20.000 ppm, se puede suponer que se está consumiendo y que se está produciendo un envejecimiento acelerado. Los niveles de dióxido de carbono (CO₂₎ también se pueden usar de la misma manera. Los niveles de CO₂ superiores que 6000 ppm son una clara indicación del envejecimiento acelerado. Si el valor de O₂ es de alrededor de 10.000 ppm, se pueden alcanzar valores de CO₂ superiores que 12.000 ppm en casos extremos. Los valores límite en función de la norma IEEE no se aplican a los transformadores de respiración abierta, y la relación CO/CO₂ es aplicable en cierta medida.

Los valores encontrados en sistemas cerrados con bolsas de aire o membranas serán completamente diferentes que los de los sistemas de respiración abierta. Los transformadores con sistemas cerrados generalmente tienen un contenido de oxígeno residual de 2000 a 4000 ppm, combinado con 1500 a 2000 ppm de CO₂ en sistemas cerrados. Sin embargo, si el O₂ es «0» y el CO₂ está por encima de 4000, nuevamente se puede asumir que el transformador está envejeciendo a una velocidad acelerada.

3. La influencia de los ácidos

La interacción del O₂ y el calor con el aceite aislante en el transformador produce la formación de ácidos en el aceite. Los ácidos se miden por el número de ácido expresado en «mgKOH/g». Este número indica cuánto material alcalino (KOH) se necesita para neutralizar los ácidos en el aceite. Un número de acidez es una medida del nivel de acidez y es la forma más importante de evaluar la condición del aceite aislante en el transformador.

La tensión interfacial (Interfacial Tension, IFT) también es un indicador útil de la calidad del aceite. La IFT es una medida de la diferencia en la tensión superficial del aceite, que es no polar, en comparación con la tensión superficial del agua, un elemento altamente polarizado. La IFT entre dos materiales con polaridad similar será baja. Cuando el fluido aislante de aceite mineral se degrada a través del contacto con el O₂, se forman ácidos hidrófilos (que atraen el agua), como los ácidos carboxílicos. Estos son altamente polares y no son muy solubles en aceite debido a la baja polaridad del aceite. La presencia de ácidos hidrofílicos en el aceite aumenta su polaridad y produce una IFT más baja. Una IFT baja indica la presencia de ácidos y agua, lo que puede afectar las propiedades dieléctricas del aceite y generar lodo en el transformador.

El número de ácido y la tensión interfacial deben considerarse juntos. Por ejemplo, un número de ácido alto de 0,2 mgKOH/g, típicamente generará una tensión superficial interfacial de menos de 20 N/m. Los estándares especifican valores límite de 0,1 mgKOH/g para transformadores de más de 70 kV y 0,25 para los que tengan un voltaje menor. El último valor no tiene sentido, ya que el efecto químico es independiente del voltaje de funcionamiento. Además, la precipitación de lodo comienza más allá del valor de 0,1, lo que puede reducir la capacidad de enfriamiento del transformador y la seguridad operativa. Por lo tanto, las medidas correctivas tienen sentido a un valor de 0,1.

La velocidad de formación del ácido se puede usar para evaluar el diseño del sistema de enfriamiento interno del transformador y la velocidad de envejecimiento. Una velocidad de formación del ácido alta significa que el aceite está estresado térmicamente, lo que hace que el aceite se degrade a una velocidad más rápida. Esto puede indicar un enfriamiento inadecuado debido a un diseño deficiente. El «delta (Δ) de la formación del ácido» puede usarse como un indicador tanto del diseño apropiado del sistema de enfriamiento interno como de la velocidad de envejecimiento del transformador. El ácido también ataca activamente el aislamiento de celulosa y acelerará su descomposición. Esto se hace evidente con el aumento del consumo de O₂ en el proceso de descomposición ante la presencia de aceites ácidos.

4. 4. Combinación de oxígeno y ácido

El oxígeno y el ácido funcionan al unísono y deben evaluarse juntos. Esto significa que ambos productos deben abordarse en un esfuerzo por dar mantenimiento a los transformadores que envejecen. Tanto el O₂ como los ácidos degradan el aislamiento de papel (sólido) dentro de un transformador. De hecho, el consumo de O₂ es un muy buen indicador de la velocidad de envejecimiento general del sistema. El alto consumo de O₂ implica una degradación más rápida del aislamiento sólido de papel. El consumo de O₂ generalmente disminuye después de la regeneración del aceite, por lo que se puede prever que la velocidad de degradación del papel disminuirá en consecuencia.

Sin embargo, la regeneración del aceite a menudo genera una continua degradación ácida del aislamiento de papel. La velocidad de degradación ácida de la celulosa depende de la concentración de agua y la concentración de iones H+ separados de los ácidos. Muchos de los ácidos formados en el aceite de transformadores y en la degradación de la celulosa se absorben en el papel. Por lo tanto, incluso cuando la regeneración de aceite elimina el O₂ del sistema, los ácidos que aún permanecen en el aislamiento de papel continúan degradando la celulosa y creando un camino hacia una oxidación más rápida, como se muestra en la sección 6.2. También es importante evaluar la producción de acidez junto con el contenido de CO₂ y O₂, como se muestra en el ejemplo 6.1.

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   5. ¿Qué soluciones son útiles y cuándo?

5.1. Abordar el problema del O₂:

Es útil equipar los transformadores con sistemas de sellado que impidan la entrada de oxígeno, bolsas de aire en el conservador de aceite o sellos de flujo ascendente entre el conservador de aceite y la atmósfera. Los sistemas de desgasificación parcial también han demostrado ser útiles para la restauración y conservación de transformadores antiguos de respiración abierta, donde reducen la proporción de gases atmosféricos (N₂, O₂) a aproximadamente el 30 % de los valores saturados.

Los sistemas mencionados también eliminan el agua de la celulosa. La tarea implica cómo resolver este problema desde el punto de vista técnico y económico. En los transformadores de respiración abierta más antiguos, los equipos de derivación o regeneración son un método comprobado para reducir el O₂ en el aceite. El aceite se toma de la parte inferior del transformador, se desgasifica, se seca y se envía de vuelta a la parte superior. Dado que las conexiones estándares, como los grifos de muestra de aceite, se pueden usar para cambiar el sistema de regeneración entre diferentes transformadores sin apagarlos, una unidad de regeneración puede tratar de dos a cuatro transformadores medianos en ciclos de tres a seis meses. Esto genera una reducción de la disponibilidad de oxígeno y en la velocidad de envejecimiento. Por lo tanto, los costos de mantenimiento se reducen al mínimo, ya que no es necesario reparar el transformador, como con un cambio del conservador. Como el aceite se seca, el agua del sistema se drena del transformador.

5.2. Hay tres formas de abordar el problema de la acidez:

– Llenado del transformador con aceites inhibidos en comparación con aceites no inhibidos. Debe evitar el uso de aceites no inhibidos. El inhibidor actúa de manera muy similar a un recubrimiento de protección contra la corrosión anódica en estructuras de acero. Protegerá al aceite de la degradación oxidativa para evitar la generación de ácidos en el aceite. La mayoría de los inhibidores de aceite contienen 2,6-diterc-butil-p-cresol (DBPC; BHT) y 2, 6-diterc-butilfenol (DBP). Los aceites sin estos inhibidores se degradarán con mayor velocidad y requerirán cambios frecuentes de aceite, lo que puede requerir mucho tiempo y es costoso.

– Tan pronto como se alcancen 0,1 mgKOH/g, el aceite debe regenerarse y, luego, debe inhibirse, incluso si el aceite no se inhibió originalmente. No inhibir el aceite después de la regeneración va en contra de las buenas prácticas, ya que el aceite recién regenerado no contiene estabilizadores de envejecimiento.

– Diseño correcto del transformador para evitar el estrés térmico en el aceite. En nuestro artículo anterior, Cómo la temperatura y el agua influyen en el envejecimiento de los transformadores, analizamos que el diseño térmico correcto implica que, para los transformadores que se espera sufran cambios de carga frecuentes, el sistema de enfriamiento interno debe eliminar los picos de temperatura durante los aumentos rápidos de carga, es decir, un enfriamiento dirigido al aceite (Oil Directed, OD). Para los transformadores donde se necesita bombear el aceite, por ejemplo, los forzados con aceite/agua (Oil Forced/Water Forced, OFWF), o en el caso de radiadores de aceite a aire instalados de forma remota, el enfriamiento en los devanados debe basarse en un diseño natural de aceite (Oil Natural, ON) para que la temperatura del aceite se distribuya de la manera más uniforme posible dentro del sistema de devanado.

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   6. Ejemplos

6.1

En el siguiente caso, el muy bajo contenido de oxígeno es indudable. Se alcanzó inmediatamente después de la puesta en marcha. A partir de 2004, se incluyó en el programa de conservación de la población de transformadores a pesar de que el transformador estaba en excelentes condiciones. Como se muestra a continuación, el contenido de ácido parece estar aumentando rápidamente y ha alcanzado el umbral de regeneración (0,1 mgKOH/g) en solo 9 años. Esto significa que el estrés térmico en este transformador ha generado una pérdida rápida de la calidad del aceite.

6.2 Ejemplo de interacción del ácido y el oxígeno

Acoplador de red 250 MVA, 220/110 kV

Este transformador es un excelente ejemplo que muestra la interacción del ácido y el oxígeno. El transformador comenzó un envejecimiento acelerado después del 2000 y alcanzó su etapa de Fin de vida útil (End of Life, EOL) en 2007. Hasta 1993, el contenido de O₂ >> 20.000 era típico para un transformador de respiración abierta que funciona correctamente. Sin embargo, el contenido de CO₂ era alto, lo que indica un alto nivel de consumo de O₂. En 1996, el O₂ cayó y la acidez fue de 0,109 mgKOH/g, que estaba en el límite máximo. A partir de 2000, el contenido de O₂ continuó disminuyendo mientras que la acidez aumentó. Además, en 2003 se descubrieron niveles de furano de aproximadamente 5 ppm.

En 2007, todos los indicadores revelaron que el transformador había alcanzado una condición de Fin de vida útil (EOL), incluidos los siguientes valores:

• O₂ bajo (13.000 ppm).
• CO₂ alto, nivel de furano de 9 ppm.
• Voltaje de ruptura inaceptable (32 kV).
• Alto nivel de agua (21 ppm).

6.3 Perfil de un transformador de red construido en 1969: 110/20 kV 31,5 MVA; tipo de respiración abierta.

Los valores en la tabla a continuación muestran que el transformador, que fue diseñado adecuadamente, todavía estaba en excelentes condiciones después de más de 30 años.

El Acetileno (C2H2) se produce al mezclar los gases del Cambiador de tomas bajo carga (On-Load Tap Changer, OLTC) en el espacio de aire común en el conservador. Este transformador es un buen ejemplo de diseño adecuado que muestra buenos valores y una condición prácticamente nueva.

El transformador de 1969 tenía los siguientes valores:

• valores saturados para N₂ (67.621 ppm);
• O₂ (~ 30.000 ppm);
• un CO₂ por debajo de 2000 ppm;
• muy bajos gases C2 y C3 y sin furanos.

DGA de 2003-2009

6.4 Ejemplo de un transformador de tipo cerrado con alto consumo de oxígeno.

El alto consumo de oxígeno del transformador a continuación sugiere un pronóstico desfavorable a largo plazo. El transformador falló tres años después del análisis.

Resultó muy difícil evaluar este transformador porque el propietario realizó tratamientos de desgasificación regulares. Para entender la condición del transformador, el O₂ y el CO₂ deben considerarse juntos. El consumo de todo el O₂ (0) disponible con alto contenido de CO₂ (6000) para el diseño de tipo cerrado de este transformador mostró un rápido envejecimiento. Debido a que los gases se redujeron al mínimo y tuvieron que volver a saturarse, fue un buen indicador de los procesos internos.

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   7. Resumen

Los aceleradores de envejecimiento del ácido y el oxígeno funcionan al unísono para fomentar el envejecimiento del sistema de aceite y celulosa. Ambos factores dependen en gran medida del diseño del transformador, particularmente, del diseño del sistema de enfriamiento interno.

A menudo, se genera un ciclo de auto-reforzamiento en el que tiene lugar lo siguiente:

• El alto consumo de oxígeno acelera el proceso de envejecimiento.
• El proceso de envejecimiento produce ácido, lo que aumenta el consumo de oxígeno.

Debido a que estos dos elementos trabajan juntos para acelerar el envejecimiento del transformador, debe asegurarse de que el sistema de enfriamiento del transformador funcione y esté diseñado correctamente. La segunda buena práctica es evitar el uso de aceite no inhibido. En tercer lugar, debe evitar la entrada de oxígeno.

Si su transformador respira abiertamente o está sellado de la atmósfera, si está diseñado adecuadamente y adopta el mapeo como una práctica de mantenimiento predictivo, puede lograr una vida útil más larga para su flota.

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*El transformador sin oxígeno con envejecimiento reducido por desgasificación continua, W. Lamp y E. Spicar, presentado durante el Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (CIGRE), septiembre de 1976.