Garantizar la confiabilidad, eficiencia y longevidad de los transformadores depende de pruebas y diagnósticos rigurosos del aceite de transformador. El aceite de transformador funciona como medio aislante y refrigerante. Sin embargo, con el tiempo, su rendimiento puede verse afectado por altas temperaturas y estrés térmico, descomposición química, arcos eléctricos, entrada de humedad y contaminación por partículas.

Las pruebas periódicas del aceite de los transformadores de potencia permiten detectar fallas tempranas, como el sobrecalentamiento y el deterioro del aislamiento, antes de que se conviertan en costosas averías. Estos diagnósticos son indispensables para los administradores de activos y los profesionales de mantenimiento que buscan garantizar el rendimiento óptimo de los transformadores.

Por qué es esencial realizar pruebas periódicas del aceite del transformador

El aceite para transformadores es fundamental para su funcionamiento seguro y eficiente. Aísla los componentes bajo tensión, disipa el calor y protege contra la humedad y la contaminación. Sin pruebas periódicas, la degradación puede pasar desapercibida, lo que resulta en una disminución de la rigidez dieléctrica, una menor capacidad de refrigeración y una vida útil más corta del transformador.

Las principales razones por las que es importante realizar pruebas de aceite de forma rutinaria son:

· Detección preventiva de fallos:identificar problemas como absorción de humedad, arcos comburentes, descomposición de la celulosa o fallas del aislamiento antes de que ocurran fallas.

· Seguridad operativa y cumplimiento:mantener el aceite dentro de los estándares establecidos por ASTM, IEC y otras pautas de la industria para garantizar una operación segura.

· Optimización de costos:El mantenimiento proactivo es más económico que las reparaciones de emergencia o el reemplazo de componentes.

Pruebas básicas para el diagnóstico de aceite de transformador

Un programa de pruebas integral normalmente incluye las siguientes evaluaciones clave:

1. Inspección visual y física

Las comprobaciones iniciales revelan decoloración, turbidez o lodos. Se miden propiedades físicas como la viscosidad, la densidad y el punto de inflamación para garantizar la conformidad operativa. Las normas ASTM D1524 (densidad relativa), ASTM D92 (punto de inflamación) y ASTM D1500 (clasificación del color) son las más utilizadas.

2. Prueba de tensión de ruptura dieléctrica (BDV)

Esta prueba cuantifica la resistencia del aceite a la tensión eléctrica. Se aplica una rampa de alto voltaje hasta que el aceite presenta una falla eléctrica entre los electrodos estándar. Según las normas IEC 60156 y ASTM D877/D1816, la repetición de pruebas (normalmente cinco ciclos) determina la tensión de ruptura media. Una tensión de ruptura baja indica la presencia de contaminantes como humedad, partículas o subproductos de degradación.

3. Análisis de gases disueltos (DGA)

El análisis de gases disueltos en aceite (DGA) identifica gases como hidrógeno, metano, etileno y acetileno para detectar sobrecalentamiento, arcos eléctricos o descargas parciales. Diversas normas, como la IEC 60599 y la IEEE C57.104, definen umbrales de concentración e interpretaciones de la relación de gases, lo que facilita el diagnóstico preciso del tipo y la gravedad de las fallas.

4. Prueba de contenido de humedad

El agua disminuye la rigidez dieléctrica y favorece el daño del aislamiento sólido. La prueba de contenido de humedad, o titulación de Karl Fischer, mide la humedad en partes por millón (ppm), lo que orienta decisiones como la desgasificación o el reemplazo.

5. Acidez (Índice de Neutralización / TAN)

La oxidación del aceite provoca la acumulación de ácido. El Índice de Ácido Total (TAN), generalmente mediante la norma ASTM D974, cuantifica la acidez. Un aceite con un nivel superior a 0,25 mg de KOH/g se considera degradado.

6. Tensión interfacial (IFT)

Esta prueba mide la resistencia del aceite a la formación de lodos y contaminantes, y suele utilizarse junto con la prueba de acidez para evaluar la calidad del aceite. Los aceites limpios oscilan entre 40 y 50 dinas/cm, mientras que valores inferiores a ~24 dinas/cm sugieren contaminación o formación de lodos.

7. Análisis de furanos

Esto detecta compuestos furánicos que indican degradación del aislamiento de celulosa. Los niveles altos de furano suelen indicar envejecimiento térmico o degradación mecánica del aislamiento de papel.

Mejores prácticas para las pruebas de aceite de transformadores

1. Garantizar técnicas de muestreo adecuadas

Los procedimientos de muestreo adecuados son fundamentales para todo el proceso de análisis, ya que las muestras de baja calidad suelen dar lugar a resultados engañosos. Un requisito clave para esta tarea es utilizar recipientes limpios y bien sellados, idealmente botellas de vidrio de 500 ml con tapas cónicas. Otras pautas esenciales incluyen:

· Contar con personal calificado, ya sea interno o externo, para el manejo del muestreo.

· En la medida de lo posible, utilice kits de muestreo especializados con tapones, tubos de acero inoxidable y paños que no suelten pelusa.

· Purgue al menos 500 ml de aceite antes de recolectar la muestra de prueba.

· Registre la temperatura del aceite en el momento del muestreo, ya que esto es esencial para obtener lecturas precisas de humedad.

· Selle, etiquete y proteja inmediatamente las muestras de la luz o el calor.

2. Colaborar con laboratorios acreditados

Elija laboratorios certificados para realizar pruebas que cumplan con las normas ASTM, IEC e ISO. Las instalaciones acreditadas utilizan métodos estandarizados que garantizan la fiabilidad, por ejemplo, ASTM D877 para tensión de ruptura y D3612 para análisis de gases disueltos (DGA). Verifique siempre la calibración, el estado de acreditación y el plazo de entrega del laboratorio.

3. Monitorizar los parámetros principales y analizar sus tendencias

Priorice las pruebas que ofrecen la información predictiva más valiosa, como las pruebas de BDV, DGA, humedad, acidez, IFT y furanos. Además, realice un seguimiento de las lecturas a lo largo del tiempo para identificar tendencias, ya que los cambios graduales pueden indicar fallas en desarrollo incluso dentro de valores aceptables.

4. Mantener registros detallados

Almacene los resultados de las pruebas, las fechas de muestreo, las condiciones ambientales, los datos de carga del equipo y las acciones de mantenimiento de forma adecuada y en un lugar adecuado. El análisis de tendencias de estos datos puede facilitar la evaluación y planificación del estado de los activos. Correlacione las pruebas de aceite con eventos como la revisión del generador para evaluar la integridad general del sistema.

5. Implementar el monitoreo en línea para activos críticos

Para avanzar hacia el diagnóstico en tiempo real, los transformadores críticos se benefician de monitores en línea que miden la humedad, el gas disuelto en el aire (DGA), la viscosidad de la película de aire (BDV) y la temperatura. Estos sistemas emiten alertas tempranas y reducen la dependencia del muestreo periódico.

6. Tome medidas oportunas a partir de los hallazgos del diagnóstico

Cuando las pruebas indiquen anomalías (por ejemplo, aumento del acetileno, baja BDV, alta humedad), asegúrese de actuar con rapidez. Las medidas correctivas pueden incluir:

· Filtración o procesamiento de aceite

· Sistemas de secado y torres de desgasificación

· Reemplazo parcial de aceite o recuperación

· Mantenimiento correctivo del transformador (por ejemplo, servicio del cambiador de tomas, reemplazo de bujes)

Retrasar la acción puede acelerar la degradación y aumentar el riesgo de interrupciones.

7. Programe las pruebas según su criticidad

Adoptar un cronograma basado en riesgos:

· Transformadores críticos:pruebas trimestrales o semestrales.

· Unidades no críticas:anual o bienal, dependiendo de la exposición y el estrés operativo.

Cumplir con las políticas de activos específicas de IEEE, ASTM y de servicios públicos para determinar los intervalos.

Flujo de trabajo de pruebas integral

1. Preparación previa al muestreo:programar, aislar, purgar.

2. Recoger la muestra: enjuague y luego capture en un recipiente sellado.

3. Controles de campo:Realizar DGA o BDV básico en el sitio si es necesario.

4. Entregar al laboratorio:con datos de temperatura y cadena de custodia.

5. Procesamiento y análisis:El laboratorio ejecuta una batería completa de pruebas.

6. Informe de revisión:evaluar parámetros y tendencias.

7. Planificación de la mitigación: definir medidas correctivas.

8. Actualizaciones de registros:Incorpore los hallazgos a los sistemas de gestión de activos.

Integración con programas de mantenimiento de transformadores

Las pruebas de aceite son solo una parte de una estrategia sólida para el estado del transformador. Considere complementar el diagnóstico de aceite con lo siguiente:

· Inspecciones visuales:busque corrosión del tanque, fugas, estado de la pintura, integridad de los bujes.

· Encuestas termográficas: detectar puntos calientes anómalos en bujes, cambiadores de tomas y conexiones.

· Pruebas eléctricas fuera de línea:como pruebas de factor de potencia/megger, relación de vueltas, análisis de frecuencia de barrido para controles de salud más profundos.

· Vibración y ruido: rastrear señales anormales dentro del tanque del transformador.

· Documentación y formación del personal:Asegurarse de que el personal de muestreo y mantenimiento esté debidamente capacitado.

Este enfoque multifacético identifica fallas a nivel de aislamiento, devanado o núcleo.

Conclusión

Las pruebas y el diagnóstico del aceite de transformadores son pilares indispensables para la confiabilidad, el rendimiento y la seguridad de los activos. Un programa integral de mantenimiento preventivo puede reducir drásticamente el riesgo de fallas y prolongar la vida útil, además de generar mejores resultados y ahorros en costos en comparación con las reparaciones reactivas posteriores a una falla. Con una documentación minuciosa, cronogramas estructurados y personal capacitado, las pruebas de aceite de transformadores se convierten en un factor proactivo que facilita la excelencia operativa.