¿Qué parámetros se prueban en las pruebas de transformadores tipo aceite?

Transformadores tipo aceiteson activos críticos en los sistemas de energía eléctrica. Para garantizar que funcionen de forma segura, eficiente y confiable, se deben realizar una serie de pruebas rigurosas, tanto en fábrica como durante la puesta en servicio, así como durante toda su vida útil. Estas pruebas verifican la resistencia eléctrica, la integridad mecánica, el rendimiento térmico y el estado del aceite aislante.

A continuación, se explican los parámetros clave por categoría de prueba.

Parte 1: Pruebas de rutina (realizadas en cada transformador)

Estas pruebas se realizan en cada unidad antes de que salga de fábrica para confirmar la calidad básica de fabricación.

1. Medición de la resistencia del devanado

Este parámetro mide la resistencia CC. Al medir la resistencia de cada devanado de fase (tanto primario como secundario), los ingenieros pueden detectar conexiones sueltas, hilos rotos, posiciones incorrectas del cambiador de tomas o desequilibrios de fase significativos. Los valores aceptables deben equilibrarse entre fases (normalmente dentro del 2%) y coincidir con los cálculos de diseño.

2. Relación de voltaje y desplazamiento de fase

Este parámetro verifica la relación de vueltas. Se aplica un voltaje al devanado primario y se mide el voltaje inducido en el lado secundario. También se comprueba el ángulo de fase entre los devanados. Esto garantiza que el transformador produzca el voltaje de salida y la relación de fase correctos (por ejemplo, Dyn11). Normalmente se requiere que el error esté dentro de ±0,5%.

3. Pérdida sin carga y corriente de excitación

La pérdida sin carga (pérdida del núcleo) es causada por histéresis y corrientes parásitas en el núcleo. La corriente de excitación es la corriente necesaria para magnetizar el núcleo. La medición de estos parámetros ayuda a detectar defectos centrales, como laminaciones en cortocircuito o un ensamblaje deficiente. Una pérdida excesiva sin carga significa que el transformador desperdiciará una cantidad significativa de energía de forma continua.

4. Pérdida de carga y voltaje de impedancia

La pérdida de carga (pérdida de cobre) es el calor generado por la corriente que fluye a través de los devanados. El voltaje de impedancia determina la regulación de voltaje del transformador y la magnitud de las corrientes de falla. Para medirlos, se cortocircuita el secundario y se eleva el voltaje en el primario hasta que fluye la corriente nominal.

5. Resistencia de aislamiento (prueba de Megger)

Este parámetro mide la resistencia CC entre devanados y entre devanados a tierra (núcleo y tanque). Una resistencia de aislamiento alta (normalmente >1000 MΩ para transformadores nuevos) indica que el sistema de aislamiento está seco, limpio e intacto. La baja resistencia generalmente sugiere entrada de humedad o contaminación.

6. Rigidez dieléctrica (prueba de tensión soportada)

Este parámetro verifica cuánta sobretensión puede soportar el aislamiento sin romperse. Hay dos formas comunes:

Resistencia de CA de fuente separada: prueba el aislamiento principal (devanados a tierra y entre devanados).

Resistencia CA inducida: prueba el aislamiento entre vueltas y entre capas.

No se requiere ninguna descarga eléctrica o avería durante la prueba para aprobarla.

Parte 2: Pruebas de tipo (verificación del diseño)

Estas pruebas se realizan en un prototipo de cada diseño para demostrar que el diseño cumple con todos los requisitos estándar.

1. Límites de aumento de temperatura

Este parámetro mide la temperatura en estado estacionario de los devanados (calculada mediante el método de cambio de resistencia) y el aceite superior bajo carga nominal. La temperatura es el factor más importante que afecta la vida útil del transformador: cada aumento de 6 °C por encima de la clasificación reduce a la mitad la vida útil del aislamiento. Las normas suelen exigir que el aumento de temperatura del devanado no exceda los 65 K (para aislamiento de clase A).

2. Tensión soportada por impulso de relámpago

Este parámetro simula la caída de un rayo en las líneas conectadas utilizando una forma de onda de voltaje de 1,2/50 µs. Se aplica una alta tensión de impulso para comprobar si el aislamiento puede sobrevivir a las sobretensiones atmosféricas. Esta es una prueba crítica para prevenir fallas repentinas del transformador debido a rayos.

3. Capacidad de resistencia a cortocircuitos

Este parámetro verifica si los devanados pueden resistir las enormes fuerzas electromagnéticas generadas durante un cortocircuito externo sin deformarse ni desplazarse. Después de la prueba, se verifican los cambios en la resistencia y la reactancia del devanado y se utiliza un análisis de respuesta de frecuencia para confirmar que no se han producido daños mecánicos.

Parte 3: Pruebas especiales (cliente o aplicación específica)

Estas pruebas se realizan cuando se requiere confianza adicional, como para transformadores grandes o críticos.

1. Nivel de Descarga Parcial (PD)

Este parámetro mide pequeñas descargas eléctricas dentro de los huecos del aislamiento o en las interfaces, expresadas en picoculombios (pC). La descarga parcial es una señal de advertencia temprana de deterioro del aislamiento. Para transformadores nuevos, normalmente se requiere que el nivel de PD sea inferior a 10 pC a 1,5 veces el voltaje nominal. Un nivel bajo de PD significa que el aislamiento está libre de burbujas o contaminantes.

2. Factor de disipación dieléctrica (Tan δ) y capacitancia

Tan δ (ángulo de pérdida) refleja cuánta energía se pierde en el material aislante. La capacitancia refleja la estructura geométrica del sistema de aislamiento. Ambos parámetros son muy sensibles a la humedad y al envejecimiento. Un valor de tan δ creciente indica que el aislamiento puede haberse humedecido o carbonizado.

3. Análisis de respuesta de frecuencia (FRA)

Este parámetro registra la "huella digital" de la impedancia del transformador en un rango de frecuencias (normalmente de 20 Hz a 2 MHz). FRA es extremadamente sensible al movimiento mecánico de los devanados causado por impactos de envío o fuerzas de cortocircuito. Al comparar las trazas de fábrica y de campo, si las trazas permanecen altamente correlacionadas (por encima del 98%), se demuestra que la estructura del devanado no cambia.

4. Impedancia de secuencia cero

Este parámetro mide la oposición del transformador a las corrientes de secuencia cero (corrientes de falla a tierra). Determina la magnitud de la corriente de falla a tierra monofásica en un sistema neutro sólidamente conectado a tierra y es una entrada esencial para la configuración del relé de protección.

Parte 4: Parámetros de prueba del aceite aislante (crucial para transformadores de tipo aceite)

El aceite actúa como aislante y refrigerante, por lo que sus propiedades físicas, químicas y eléctricas son fundamentales.

1. Tensión de ruptura (BDV)

Este es el indicador de resistencia eléctrica más directo del aceite. Se coloca una muestra de aceite entre dos electrodos en un espacio establecido (normalmente 2,5 mm) y se aumenta el voltaje hasta que se produce la ruptura. Generalmente se requiere que el aceite nuevo tenga un BDV de al menos 60 kV. Un BDV bajo indica que el aceite contiene humedad o partículas conductoras.

2. Contenido de agua

La humedad es el principal enemigo del aceite aislante. Reduce drásticamente el voltaje de ruptura y acelera el envejecimiento del aislamiento de celulosa. El aceite nuevo requiere un contenido de agua extremadamente bajo, normalmente inferior a 10 partes por millón (ppm).

3. Número de acidez (valor de neutralización)

Este parámetro mide la concentración de compuestos ácidos en el aceite. A medida que el petróleo envejece, el índice de acidez aumenta. Un índice de acidez alto puede corroer los componentes metálicos y acelerar la degradación del aislamiento.

4. Análisis de gases disueltos (DGA)

Esta es una de las herramientas de diagnóstico más poderosas. Al medir las concentraciones y proporciones de los gases disueltos clave: hidrógeno (H₂), metano (CH₄), etano (C₂H₆), etileno (C₂H₄), acetileno (C₂H₂), monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO₂), los ingenieros pueden identificar fallas internas ocultas. Por ejemplo:

Acetileno detectado → descarga de arco.

Etileno dominante → punto caliente de alta temperatura.

Aumento repentino de hidrógeno → descarga parcial.

5. Tensión interfacial (IFT)

Este parámetro refleja la presencia de contaminantes polares o subproductos del envejecimiento en el aceite. El petróleo nuevo tiene una tensión interfacial relativamente alta. A medida que el aceite envejece o se contamina, el valor IFT disminuye.

6. Punto de inflamación y punto de fluidez

El punto de inflamación mide el riesgo de incendio. El aceite mineral suele tener un punto de inflamación superior a 140°C.

El punto de fluidez mide la fluidez a baja temperatura. En climas fríos, se debe utilizar aceite con un punto de fluidez bajo.