{"id":12021,"date":"2021-08-23T19:23:48","date_gmt":"2021-08-23T19:23:48","guid":{"rendered":"https:\/\/polywaterv2.wpengine.com\/?p=12021"},"modified":"2025-06-24T07:40:13","modified_gmt":"2025-06-24T12:40:13","slug":"aceleradores-del-envejecimiento-en-los-transformadores","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.polywater.com\/es\/knowledge-hub\/aceleradores-del-envejecimiento-en-los-transformadores\/","title":{"rendered":"C\u00f3mo influyen la temperatura y el agua en el envejecimiento de los transformadores"},"content":{"rendered":"
<\/div>\n

1. Introducci\u00f3n<\/h2>\n

Diversos factores influyen en el envejecimiento de los transformadores con sistemas de aceite\/celul\u00f3sicos y aceleran el proceso de envejecimiento. En este art\u00edculo, analizar\u00e9:<\/p>\n

1. Las influencias espec\u00edficas de la temperatura y el agua en el envejecimiento del transformador.
\n2. V\u00edas por las cuales la humedad y el agua ingresan al transformador.
\n3.\u00a0C\u00f3mo la temperatura y el agua aceleran el envejecimiento del transformador.<\/p>\n

\"\"<\/p>\n

\"\"
\nTambi\u00e9n describir\u00e9 c\u00f3mo realizar lo siguiente:<\/p>\n

1.\u00a0 Reducir las influencias de estos aceleradores.
\n2.\u00a0 Secar los transformadores anegados.
\n3.\u00a0 Minimizar las influencias de la temperatura.
\n4.\u00a0 Evitar el envejecimiento acelerado por completo.<\/p>\n

Adem\u00e1s, describir\u00e9 los factores que deben especificarse al principio de la fase de dise\u00f1o del transformador para garantizar un activo confiable a largo plazo. Abordar\u00e9 el \u00e1cido y el ox\u00edgeno y su papel como aceleradores en un art\u00edculo posterior.<\/p>\n

2. La influencia de la temperatura<\/h2>\n

Las altas temperaturas tienen un efecto significativo en los procesos de envejecimiento del transformador.<\/p>\n

2.1 La regla de Montsinger<\/h3>\n

En la d\u00e9cada de 1930, Montsinger ayud\u00f3 a cuantificar el grado de envejecimiento acelerado del transformador debido a la temperatura.1 Determin\u00f3 que un aumento de temperatura de 8 \u00b0C reduce a la mitad la vida \u00fatil del transformador.
\nMontsinger tambi\u00e9n demostr\u00f3 que el proceso de envejecimiento es insignificante en temperaturas inferiores a 50 \u00b0C. Estos principios contin\u00faan vigentes hasta el d\u00eda de hoy, incluso con el desarrollo de nuevos materiales utilizados en transformadores en los 70 a\u00f1os transcurridos.<\/p>\n

En funci\u00f3n de estos principios, generalicemos que un aumento de 10 \u00b0C reduce la vida \u00fatil a la mitad y que supervisar la temperatura de un transformador solo tiene sentido cuando supera los 50 \u00b0C. Por debajo de esta temperatura, el envejecimiento ser\u00e1 tan lento como para descartar cualquier falla en cualquier momento durante la vida \u00fatil estimada del transformador.<\/p>\n\n\n\n
Contenido relacionado: <\/strong>C\u00f3mo el ox\u00edgeno y los \u00e1cidos influyen en el envejecimiento de los transformadores<\/a><\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

3. La influencia del dise\u00f1o<\/h2>\n

No existe una trayectoria t\u00edpica o id\u00e9ntica de envejecimiento del transformador, porque no existe un transformador \u00abest\u00e1ndar\u00bb.\u00a0 Como se indic\u00f3 anteriormente, la temperatura es un acelerador de envejecimiento.\u00a0 Espec\u00edficamente, el envejecimiento depende de la temperatura en el \u00e1rea m\u00e1s caliente del transformador.\u00a0 No tiene sentido considerar una temperatura promedio.\u00a0 El envejecimiento no es promedio y siempre estar\u00e1 acompa\u00f1ado de una temperatura espec\u00edfica en un lugar espec\u00edfico dentro del transformador.<\/p>\n

Para evaluar el envejecimiento del transformador, hay que comenzar por la zona m\u00e1s caliente.\u00a0 Si la celulosa ha perdido su resistencia mec\u00e1nica debido al envejecimiento t\u00e9rmico en un lugar determinado del transformador, no importar\u00e1 si el valor del grado de polimerizaci\u00f3n (degree of polymerization, DP) sigue siendo \u00abbueno en promedio\u00bb. En dicho caso, el transformador no se romper\u00e1 \u00aben promedio\u00bb.\u00a0 Fallar\u00e1 por completo y, a menos que ya haya llegado al final de su vida \u00fatil (EOL), deber\u00e1 repararse como m\u00ednimo.\u00a0 Por lo tanto, es importante determinar durante la etapa de especificaci\u00f3n del transformador que el dise\u00f1o del sistema de enfriamiento interno se optimice para las condiciones en las que funcionar\u00e1 el transformador.<\/p>\n

Ser\u00e1 imposible corregir un sistema de enfriamiento interno defectuoso m\u00e1s adelante, lo cual trataremos en detalle en la Secci\u00f3n 5.1.<\/p>\n

La influencia del agua y la humedad<\/h2>\n

4. El agua como producto de envejecimiento<\/h2>\n

Se han publicado muchos art\u00edculos sobre el asunto: \u00abEl agua como producto del envejecimiento\u00bb. Algunos afirman que el contenido de agua puede usarse para evaluar la edad de un transformador. El fundamento t\u00e9cnico de dichas afirmaciones parece bastante aceptable, ya que es una cuesti\u00f3n de qu\u00edmica. Se libera agua cada vez que las mol\u00e9culas de celulosa de cadena larga se rompen por procesos qu\u00edmicos impulsados t\u00e9rmicamente. En consecuencia, se podr\u00eda decir que el proceso de envejecimiento es una fuente de agua dentro del transformador. Lo que queda menos claro es la medida en que este fen\u00f3meno, llamado pir\u00f3lisis de la celulosa, juega un papel importante en los transformadores anegados.<\/p>\n

Desde mi experiencia personal, todos los transformadores viejos muestran un mayor contenido de agua, pero la pir\u00f3lisis no es una fuente significativa. Las fuentes externas de agua\/humedad son m\u00e1s importantes en el envejecimiento acelerado de los transformadores.<\/p>\n

4<\/span><\/b>.<\/span><\/b>1<\/span><\/b> V\u00edas de entrada del agua y la humedad<\/strong><\/span><\/b>\u00a0<\/span><\/h3>\n

El contenido de agua en distintos transformadores de edad y condiciones de funcionamiento similares no es lo suficientemente similar como para inferir un mecanismo de envejecimiento universal. Debido a las diferencias en el contenido de agua en los transformadores, debemos concluir que las causas externas generan las diferencias.<\/p>\n

Los transformadores m\u00e1s anegados son aquellos que han sufrido cambios de carga frecuentes y estr\u00e9s t\u00e9rmico en el \u00e1rea del tanque. Los transformadores con componentes cr\u00edticos, como los casquillos de alta corriente y bajo voltaje (low-voltage, LV) utilizados en plantas de electr\u00f3lisis, inherentemente tienen fugas y muestran un mayor contenido de agua. Lo mismo se aplica a los transformadores elevadores de generaci\u00f3n (generator step-up, GSU).<\/p>\n

Por otro lado, los transformadores de red y transmisi\u00f3n normalmente tienen un contenido de agua bastante bajo. Estos transformadores son transformadores herm\u00e9ticamente sellados y de respiraci\u00f3n abierta con un contenido de agua similar despu\u00e9s de muchos a\u00f1os. Esto indica que la mayor parte de la humedad\/agua en el transformador proviene de fuentes externas.<\/p>\n

4.2<\/span><\/b> Agua de enfriamiento<\/strong><\/span><\/b><\/h3>\n

Otra fuente de agua proviene de las fugas de los enfriadores de agua, especialmente aquellos que tienen una sola pared.\u00a0 No importa si la presi\u00f3n est\u00e1tica debe ser mayor en el lado del aceite que en el lado del agua.\u00a0 Los codos de las tuber\u00edas son especialmente propensos a las microgrietas y a la presi\u00f3n parcial alta, lo que permite que el agua penetre en el interior del transformador.<\/p>\n\n\n\n
Contenido relacionado: <\/strong>Mapeo de las poblaciones de transformadores<\/a><\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

5. Evitar el envejecimiento acelerado<\/strong><\/h2>\n

Para reducir con eficacia el envejecimiento prematuro del transformador, hay que detectar y controlar los aceleradores. Esto debe abordarse a principios de la etapa de dise\u00f1o. Es de vital importancia insistir en los dise\u00f1os correctos del sistema de sellado por un lado y las bajas cargas t\u00e9rmicas por el otro. Con un sistema de enfriamiento adecuado, las temperaturas m\u00e1ximas pueden mantenerse m\u00e1s bajas, lo que prolonga significativamente la vida \u00fatil de un transformador.<\/p>\n

\"\"<\/p>\n

5.1<\/span><\/b> Garantizar el correcto dise\u00f1o t\u00e9rmico<\/strong><\/span><\/b>\u00a0<\/span><\/h3>\n

El fabricante debe demostrar, incluso durante la fase de dise\u00f1o del proyecto, que el perfil de temperatura de su transformador es apropiado. Ninguna de las temperaturas admisibles debe superarse en ning\u00fan momento, ni siquiera durante per\u00edodos cortos. Incluso en la etapa de especificaciones t\u00e9cnicas, es imprescindible seleccionar el sistema de enfriamiento apropiado para la funci\u00f3n del transformador. Por ejemplo, para los transformadores que se espera que sufran cambios de carga frecuentes, el sistema de enfriamiento interno debe estar dise\u00f1ado para eliminar los picos de temperatura durante aumentos r\u00e1pidos de carga, por ejemplo, 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 dise\u00f1o natural de aceite (oil natural, ON) para que el aceite se distribuya de la manera m\u00e1s uniforme posible dentro del transformador.<\/p>\n

Para verificar el dise\u00f1o t\u00e9rmico de un transformador despu\u00e9s de su finalizaci\u00f3n, se utilizan fibras \u00f3pticas para generar un perfil extenso de las temperaturas dentro del transformador. Idealmente, deber\u00eda haber al menos varios sensores en cada devanado por fase. La distribuci\u00f3n \u00f3ptima del sensor est\u00e1 en la parte superior, 2\/3 de la mitad superior, 2\/3 de la mitad inferior y en la parte inferior. Por lo general, la fase central en un transformador trif\u00e1sico debe estar equipada en cada devanado (devanado de derivaci\u00f3n fino, grueso, terciario, de alto y de bajo voltaje).<\/p>\n

5.2<\/span><\/b> Supervisar el comportamiento de gasificaci\u00f3n<\/strong><\/span><\/b><\/h3>\n

Durante el funcionamiento, el comportamiento de gasificaci\u00f3n del transformador proporcionar\u00e1 datos concluyentes sobre la eficacia de su dise\u00f1o. La especificaci\u00f3n t\u00e9cnica del transformador debe estipular que se proh\u00edbe la presencia de gases inducidos t\u00e9rmicamente durante la operaci\u00f3n, por ejemplo, C2<\/sub>H4<\/sub>, C2<\/sub>H6<\/sub>, C3<\/sub>H4<\/sub>, C3<\/sub>H6<\/sub>, C3<\/sub>H8<\/sub>. Su presencia indica temperaturas superiores a 150\u00a0\u00b0C. El valor de estos gases en un an\u00e1lisis de gas disuelto (Dissolved Gas Analysis, DGA) debe ser \u00ab0\u00bb. De lo contrario, las condiciones t\u00e9rmicas presentes en el transformador son inaceptables. No aconsejo aplicar ning\u00fan l\u00edmite a los valores.<\/p>\n

5.3<\/span><\/b> Reducir el contenido de agua<\/strong><\/span><\/b><\/h3>\n

Si las pruebas revelan un mayor contenido de agua, por ejemplo, durante la prueba de calidad del aceite, el contenido de agua debe reducirse. Este valor se ve afectado por la temperatura de muestreo y siempre debe verificarse con el diagrama de Nielsen.<\/p>\n

5<\/b>.3<\/b>.1 Medir el contenido de agua<\/strong><\/b><\/h3>\n

Como el agua est\u00e1 presente en el transformador, su valor debe recogerse directa o indirectamente del transformador. El contenido de agua de una muestra de aceite en s\u00ed no indica nada.<\/p>\n

Un m\u00e9todo \u00fatil para medir el contenido de agua es utilizar una evaluaci\u00f3n de humedad del aceite junto con un diagrama de Nielsen. Para hacer esto, las temperaturas en la parte superior e inferior del transformador deben controlarse durante un per\u00edodo prolongado para garantizar que la carga del transformador est\u00e9 equilibrada. Los sistemas que utilizan una sonda capacitiva son particularmente \u00fatiles para este fin. Las mediciones deben registrarse en el rango de ppm.<\/p>\n

Un sistema de medici\u00f3n diel\u00e9ctrico directo comprobado para el contenido de agua es el sistema de detecci\u00f3n de fuego y gas (Fire and gas detection, FDS). Los datos de esta medici\u00f3n pueden considerarse precisos y pueden respaldarse con el m\u00e9todo anterior.<\/p>\n

Los siguientes datos deben usarse como valores de referencia para la evaluaci\u00f3n del contenido de agua:<\/span><\/p>\n

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\u00a0<\/span><\/p>\n

5.3.2 Soluciones y selladores<\/strong> <\/span><\/h3>\n

Si el contenido de agua excede el nivel apropiado, la celulosa requiere secado. Hay diferentes procesos de secado disponibles. El m\u00e9todo m\u00e1s simple y menos problem\u00e1tico es utilizar sistemas de derivaci\u00f3n. Extraen agua del transformador durante el funcionamiento al drenarlo a trav\u00e9s de la v\u00eda del aceite. No se aconseja el uso de equipos de tratamiento de aceite porque solo secan el aceite y no pueden eliminar m\u00e1s del 1\u00a0% del agua almacenada
\ndel transformador.<\/p>\n

El sellado adecuado del transformador debe ser una prioridad principal para evitar la entrada de humedad y agua.\u00a0 El uso de tecnolog\u00edas dise\u00f1adas espec\u00edficamente para el sellado de transformadores garantizar\u00e1 el rendimiento a largo plazo del transformador.<\/p>\n

Los factores clave en la elecci\u00f3n de los selladores de transformadores incluyen:<\/p>\n