Presencia, Efectos, Medición y Eliminación de la Humedad en Transformadores de Potencia Sumergidos en Aceite Mineral

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1 Presencia, Efectos, Medición y Eliminación de la Humedad en Transformadores de Potencia Sumergidos en Aceite Mineral Introducción La mayoría de los expertos en la industria están de acuerdo en que la humedad en transformadores de potencia sumergidos en aceite mineral no es deseable. Sin embargo el problema es el cómo determinar la cantidad de humedad que está presente en el sistema de los aislamientos y más concretamente, en que parte se encuentra dentro de la compleja estructura de los aislamientos de los transformadores de potencia. Para fines prácticos, un transformador en operación nunca está en una condición de equilibrio en lo que respecta a la distribución de la humedad, ya que la humedad se desplaza del aceite a los aislamientos y viceversa dependiendo de la temperatura y las características de absorción de la humedad de cada material, lo cual hace que sea muy difícil usar una metodología de equilibrio en donde se hace la medición de la humedad en un medio para estimar la humedad en el otro medio. El propósito de este documento es revisar por qué la humedad está siempre presente, en cierta medida, en los aislamientos de los transformadores de potencia sumergidos en aceite mineral, explicar por qué la humedad no es deseable, revisar las metodologías actuales para la estimación de la cantidad de humedad en el sistema de los aislamientos y de manera breve recomendaciones de cómo eliminar la humedad, si se encuentra que es excesiva. Fuentes de humedad Los tres contribuyentes mayores al nivel de humedad en el sistema de aislamientos son: Humedad residual del proceso de fabricación, humedad proveniente del entorno y humedad producida por el envejecimiento de la celulosa Humedad residual del proceso de fabricación: Una de las características del aislamiento de celulosa es que es higroscópico. Durante la fabricación de la estructura de aislamientos de los transformadores de potencia es necesaria la humedad en los aislamientos de papel y cartón prensado para poder darle las formas complejas requeridas. Típicamente, el contenido de humedad de los aislamientos para este proceso anda entre el 6 y 8 por ciento. Esta humedad, al final del proceso de fabricación de los transformadores de potencia, debe ser removida, típicamente usando calor y vacío, hasta dejarla entre el 0.3% y 0.5%. La humedad no se extrae completamente ya que los aislamientos empiezan a perder su resistencia mecánica cuando el contenido de humedad está por debajo de 0.1%. El nivel de humedad del transformador, ya que deja la fábrica, no está actualmente especificado en las normas de fabricación, por lo que se debe especificar el nivel de humedad y el método de medición para asegurar que el nivel especificado de humedad está presente cuando los transformadores se embarcan. Humedad proveniente de la atmosfera: Existen hoy en día diferentes sistemas de preservación cuya función es limitar la exposición del sistema de aislamiento de los transformadores a la atmósfera al tiempo que permite la expansión y contracción térmica del aceite debido a la carga y las condiciones ambientales. Los sistemas sellados utilizan una cámara de gas que puede ser regulada o estática, o tanque conservador aislado de la atmosfera utilizando una membrana, para proveer espacio para las fluctuaciones de volumen debidas a los ciclos térmicos. También existen los tanques conservadores con respiración libre que suelen tener una trampa de humedad, tal como un secador de gel de sílice, en línea con el tubo de respiración. No es raro que este material se sature o que en las unidades selladas las juntas se deterioren con el tiempo permitiendo que la humedad entre en el sistema de aislamiento. También los procedimientos de mantenimiento a menudo incluyen la apertura de agujeros de inspección o el remplazo de boquillas, exponiendo de este modo el sistema de aislamientos a la atmosfera, lo que da como resultado la entrada de humedad. Humedad producida por el envejecimiento de la celulosa: El aislamiento de celulosa es un polímero hecho de monómeros individuales de glucosa. Cuando el aislamiento es nuevo la cadena de estos polímeros contiene aproximadamente 1200 anillos. Conforme los aislamientos envejecen la cadena se acorta, formando óxidos de carbono y moléculas de agua durante el proceso de despolimerización. 1

2 Efectos de la humedad La humedad puede afectar al rendimiento del sistema de aislamiento de las siguientes maneras: Disminuye la rigidez dieléctrica, disminuye la temperatura de inicio de formación de burbujas y acelera la velocidad de envejecimiento de los aislamientos. como a lo largo de ella (contorneo) no se ve afectada de manera significativa hasta que el contenido de humedad excede el 3% o 4%. Menor rigidez dieléctrica: Los sistemas de aislamiento son diseñados de manera que la tensión dieléctrica, ya sea durante las pruebas de aceptación en fábrica o en condiciones de servicio, no exceda la rigidez dieléctrica del sistema de aislamientos. Las tres áreas que se consideran en el sistema de aislamiento son la rigidez dieléctrica del aislamiento sólido (celulosa), la rigidez dieléctrica del aceite y la rigidez dieléctrica de la interfaz entre el aislamiento sólido y el aceite, también conocida como resistencia de fuga o contorneo. La presencia de la humedad afecta estas propiedades tal como se describe en las siguientes figuras (1-3) Figura 1 - Tensión de ruptura contra contenido de humedad, "NN3000X" = Aceite mineral Figura 2 - Tensión de inicio de descargas parciales en contorneo superficial y tensión de ruptura contra el contenido de humedad Uno puede ver a partir de las figuras 2 y 3 que la rigidez dieléctrica tanto a través de la celulosa y Figura 3 - Nivel de inicio de Descargas Parciales del cartón prensado contra contenido de humedad Cuando la humedad es superior al 4% la rigidez dieléctrica se ve afectada considerablemente, por lo cual se deben tomar medidas para eliminar la humedad del sistema de aislamientos. Del mismo modo se puede observar en la figura 1, que la rigidez dieléctrica del aceite no se ve afectada de manera significativa hasta un nivel de saturación del 20%. Cuando la humedad en el aceite supera el 50% de saturación la rigidez dieléctrica es lo suficientemente baja como para que se deban tomar medidas para eliminar la humedad del sistema. Menor temperatura de inicio de formación de burbujas: Se ha demostrado que la sobrecarga de un transformador puede liberar burbujas de gas que consisten principalmente de vapor de agua. La temperatura de formación de gas está relacionada con la temperatura de punto caliente. Con un nivel de humedad del 2%, la formación de las burbujas puede producirse a una temperatura de punto caliente de 145 C. Para el aislamiento muy seco la posibilidad de generación de burbujas es muy baja debido a que la temperatura de punto caliente necesaria es muy alta (200 C aproximadamente). El contenido de gas disuelto en el aceite y la presión estática son otros factores que contribuyen en la determinación de la temperatura de formación de burbujas. 2

3 Existe una relación matemática para estimar la temperatura de punto caliente de inicio de formación de burbujas en función de la humedad del aislamiento de los conductores y el contenido de gas disuelto en el aceite [1] aplicable a sistemas de preservación de aceite sellados. La figura 4 es una representación gráfica de esta relación. envejecimiento de los papeles de celulosa. La figura 5 muestra estos resultados. Figura 4 - Temperatura de inicio de formación de burbujas Vida de los aislamientos: La vida de los aislamientos está en función de la disociación hidrolítica de la molécula de celulosa que se despolimeriza dando como resultado cadenas de celulosa más cortas. La longitud de la cadena se designa por un número, el grado de polimerización (DP). Después del proceso de manufactura en fábrica, el DP del aislamiento nuevo en transformadores es de 900 a Durante la vida normal de un transformador el DP puede caer hasta 200, lo que se considera el final de la vida útil de los aislamientos. La temperatura y humedad son los factores decisivos en el proceso de despolimerización. Las guías de sobrecargas dan información sobre la pérdida de la vida en función de la temperatura pero no mencionan la humedad. Desde el punto de vista de deterioro térmico la celulosa se degrada progresivamente conforme aumenta el nivel de humedad, sin embargo, no existe un valor de humedad límite claro. Ya que la generación de humedad es inevitable en transformadores en operación, mantener la temperatura y la concentración de humedad tan baja como sea posible es la mejor manera de aumentar la vida térmica de los aislamientos. Un estudio realizado por Lundgaard [2] se investigó el efecto de la humedad sobre la tasa de 3 Figura 5 - Envejecimiento de papel impregnado en aceite en transformadores de potencia Metodologías para estimar el agua en el aislamiento sólido Medición directa de humedad por el método de valoración de Karl Fischer: Este método esta descrito en ASTM D-3277, siendo este el único estándar que actualmente cubre la metodología para determinar el contenido de humedad en papel y cartón impregnado en aceite. En este método la muestra de papel impregnado en aceite se añade directamente en el recipiente de valoración de Karl Fischer, dejándola en el solvente de valoración el tiempo suficiente hasta que toda el agua sea extraída del papel. La cantidad de agua en el papel se determina por la reacción de Karl Fischer. El papel se retira entonces del solvente de valoración, luego es desengrasado, secado y pesado. Este peso corresponde al del papel seco. El porcentaje de humedad se calcula dividiendo el peso del agua valorada obtenida de la muestra por el peso de la muestra seca. Existen variantes de este método en donde la principal diferencia consiste ste en el uso de metanol o calor para extraer el agua de la muestra de papel. Sin embargo este método y sus variantes están limitados por la dificultad de obtener muestras de papel de transformadores en operación especialmente de las regiones de puntos calientes. Además, la precisión de los resultados se ve afectada por la absorción de humedad durante la obtención, transportación y preparación de la muestra, la incertidumbre si el método libera toda el agua de la muestra de papel y el hecho de que los

4 laboratorios tratan de manera diferente condiciones no cubiertas por los estándares. Métodos de equilibrio: Ya que es difícil obtener una muestra de papel o cartón del interior del transformador, un método utilizado para estimar el contenido de humedad del papel es el método de equilibrio.. Este método se basa en el hecho de que en una condición de estado estable la humedad alcanzará un equilibrio entre los diversos materiales contenidos dentro de cualquier recipiente cerrado. Si se puede medir la humedad en un material, se puede entonces estimar la humedad en los otros materiales si estos están en estado de equilibrio. Este método se puede utilizar extrayendo una muestra de aceite del tanque del transformador y mediante el método de valoración de Karl Fischer se mide el agua en el aceite. El supuesto clave en esta metodología es que los materiales estén en equilibrio, lo que a menudo no es el caso, como se explica más adelante. Curvas de humedad de equilibrio para Aceite y Papel Cuando un transformador sumergido en aceite está en operación, el intercambio de humedad entre el papel y el aceite es un proceso continuo. El aislamiento posee más del 99% del agua, y el nivel de humedad se expresa en porcentaje. El nivel de humedad en el aceite se expresa en partes por millón (mg / kg) (1% = 10,000 ppm) o en por ciento con respecto al nivel de saturación de humedad. La aplicación de curvas de equilibrio asume que el transformador está a una temperatura uniforme en todas partes, lo que es rara vez el caso. La figura 6 muestra el conjunto de curvas conocidas como "curvas de equilibrio de humedad" o curvas isotérmicas.. Es estas curvas se muestra la relación que existe entre la humedad en el aislamiento y la humedad en el aceite. Para estimar la humedad del papel a la humedad en el aceite, o viceversa, se tiene que conocer la temperatura. Un transformador en operación rara vez alcanza el equilibrio de humedad, incluso bajo condiciones de carga constante habrá zonas de temperatura diferentes. El aislamiento en los conductores de los bobinados está a mayor temperatura que los demás aislamientos, y por lo tanto más seco. Esto es evidente a partir de la Figura 6 [3] [4], donde para 4 un contenido dado de humedad en el aceite, el nivel de humedad en el papel disminuiría al aumentar la temperatura. Figura 6 - Curvas de equilibrio de humedad También se puede observar que para un cambio significativo de temperatura sólo la humedad en el aceite cambia apreciablemente. Sin embargo, el uso directo de las curvas de equilibrio a partir de los niveles de humedad en un transformador en operación requiere de mucho cuidado. Un cambio repentino en la carga que resulta en un cambio de temperatura puede no afectar adecuadamente la transferencia de humedad la cual depende de los coeficientes de difusión de los materiales. Esto es especialmente cierto cuando la carga del transformador se reduce o elimina y la temperatura cae significativamente. El proceso de difusión es considerablemente más lento a temperaturas más bajas. Los cálculos muestran que es posible que pasen semanas antes de que la transferencia de humedad se dé completamentemente aun a una temperatura ambiente constante. Otro factor importante en el proceso de difusión además de la temperatura es el espesor de los aislamientos. La tabla 1 muestra constantes de tiempo de difusión de humedad en función de temperatura y espesor [5]. Constante de tiempo en días Temperatura Espesor del aislamiento C 1 mm 2 mm 4 mm Tabla 1 - Constantes de tiempo de difusión de humedad

5 También la oxidación o envejecimiento de los aceites aumenta sus características de solubilidad en agua desplazando las curvas de equilibrio hacia el aceite, lo que resulta en una sobreestimación considerable de humedad en el papel [6]. A pesar de estas limitaciones las curvas de equilibrio pueden ser utilizadas para estimar el contenido medio de humedad del aislamiento en las siguientes circunstancias: La temperatura promedio del aceite sea tan alta como sea posible ( 60ºC) y la carga relativamente constante, se requieren múltiples mediciones de humedad del aceite y el aceite no estar envejecido. El color, número de neutralización, conductividad y tensión inter facial ayudan a evaluar si la condición del aceite es aceptable. La humedad del aislamiento del devanado en el punto más caliente puede estimarse a partir de las curvas de equilibrio desplazándose hacia la curva correspondiente a la temperatura del punto más caliente y leer el contenido de humedad de su aislamiento. Más adelante se afirma que otros métodos de estimación de la humedad, tales como mediciones de la respuesta dieléctrica han permitido la confirmación de la utilización de este método de estimación. La humedad en el aceite obtenido a partir de una prueba de laboratorio puede no reflejar la verdadera humedad en el aceite de la unidad debido a errores de muestreo, demora del análisis, variaciones del nivel de humedad en la unidad (por lo general se toma una muestra de aceite de la parte inferior), y la falta de registro de la real temperatura del aceite en el área de muestreo. La medición en línea de humedad en el aceite es ahora posible con el uso de sensores capacitivos de película delgada. Cuando se utilizan sensores de humedad en línea, el agua en el aceite se mide como porcentaje de saturación relativa (RS), no ppm. No es necesario convertir la RS a ppm para leer el porcentaje de humedad correspondiente en el aislamiento ya que existen curvas que relacionan por ciento de humedad en el papel y la saturación de humedad relativa en aceite [7]. Métodos de respuesta dieléctrica para determinación de humedad Desde la década de 1990 se ha dedicado mucho esfuerzo a la aplicación de métodos de respuesta dieléctrica para la determinación de nivel de secado en transformadores. Los métodos de respuesta dieléctrica tienen la ventaja de que las mediciones no se ven influidas significativamente por la humedad en el aceite o el equilibrio de humedad entre el papel y el aceite pero debe tomarse en cuenta que no se pueden aplicar a transformadores energizados y que el valor de humedad estimado aplica únicamente a los aislamientos sujetos a la prueba. Las tres técnicas que se han utilizado son: Medición de voltaje de recuperación (RVM), respuesta dieléctrica en el dominio del tiempo con medición de corrientes de polarización y despolarización (PDC) y respuesta dieléctrica en el dominio de la frecuencia con mediciones de capacitancia y tangente delta. De estas tres técnicas la respuesta dieléctrica en el dominio de la frecuencia ha resultado ser la más confiable para verificar la humedad en los aislamientos. Las pérdidas dieléctricas están relacionadas con la humedad en el aislamiento y al medirlas en un amplio rango de frecuencias se observó que la región de baja frecuencia es mucho más sensible a los cambios de humedad que la región de alta frecuencia Se ha comparado la estimación de la humedad usando curvas de equilibrio y métodos de respuesta dieléctrica [8] encontrado que los valores de humedad promedio son similares cuando la temperatura del aislamiento es por lo menos 40 C. Para obtener la humedad en la región de punto más caliente se puede utilizar el conjunto de curvas de equilibrio de humedad usando la curva correspondiente a la temperatura del punto más caliente. Eliminación de la Humedad Como se ha visto en este documento, la gran mayoría de la humedad en el sistema de aislamientos papel-aceite reside en el papel (99%), por lo tanto el secado del aceite por sí solo no reducirá de forma permanente el contenido de humedad presente en el aceite. 5

6 El método tradicional de eliminación de la humedad consiste es drenar el aceite, calentar la parte activa y luego hacer vacío, y repetir este proceso hasta que los aislamientos alcancen un valor de humedad aceptable. También existen los métodos en línea que extraen la humedad del aceite de manera continua. Este método, dependiendo del nivel de humedad, puede tomar de semanas hasta meses en obtener el valor de humedad deseado, también debe tenerse cuidado de no obtener un valor de humedad tan bajo que dañe los aislamientos y considerar que durante este tiempo se estarán también eliminando los gases de diagnóstico de fallas incipientes. Conclusión: De momento no existe un método confiable para estimar el nivel de humedad en los aislamientos de transformadores de potencia sumergidos en aceite mineral, sin embargo se ha mencionado en este documento que se ha comparado la estimación de la humedad usando curvas de equilibrio y métodos de respuesta dieléctrica, encontrado que los valores de humedad promedio son similares cuando la temperatura del aislamiento es por lo menos 40 C. Una de las desventajas de los métodos de respuesta dieléctrica es que las pruebas se tienen que hacer con el transformador des energizado, de ahí que si lo que se desea es tener un valor en tiempo real, lo recomendable seria el uso de un sensor en línea indicador de humedad relativa del aceite y combinar su uso con curvas de equilibrio de humedad basadas en valores de humedad relativa en aceite contra el porcentaje de humedad en los aislamientos. Para esta aplicación se deberá tomar en cuenta que la precisión del uso de las curvas de equilibrio aumenta a mayor temperatura ya que se acelera la difusión de la humedad, la carga sea relativamente constante, se obtengan múltiples mediciones de humedad del aceite y el aceite no este envejecido. Una vez que se obtiene el valor promedio de humedad, la humedad en la región de punto más caliente se puede obtener utilizando las mismas curvas de equilibrio empleando la curva correspondiente a la temperatura del punto más caliente. Como ya se mencionó, si el valor obtenido está por encima del valor deseable, se deberán tomar medidas para extraer el exceso de humedad. Bibliografía: [1] IEEE Std C , IEEE Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Transformers [2] Lars E. Lundgaard, Walter Hansen, Dag Linhjell, Terence J. Painter, Ageing of oilimpregnated paper in power transformers, IEEE Trans. Vol. 19 No. 1, January 2004 [3] Y. Du, M. Zahn, B.C. Lesiutre, A. V. Mamishev, and S. R. Lindgren, Moisture Equilibrium in Transformer Paper-Oil Systems, IEEE Electrical Insulation Magazine, Jan/Fen 1999 Vol. 15, No. 1, pp [4] T. V. Oommen, Moisture equilibrium Curves Use and Misuse, Doble Conf. Paper, 2003 [5] J. Aubin, B. Vogel, G. Bennett and J. Eitzel, Determination of Moisture in Transformer Insulation from Long-Duration Measurement of Moisture in Oil CIGRE Bugge 2007 Paper 27 [6] Canadian Electrical Association Report 301 T 368, Field Measurement to Determine Moisture Content in Solid Transformer Insulation, December 1993 [7] W. A. Wink, The Effect of Relative Humidity and Temperature on Paper Properties, Tappi, June 1961, Vol. 11, No. 6, pp.17a-189a [8] G. K. Frimpong, M. Perkins, A. Fazlagic, and Uno Gafvert, Estimation of Moisture in Cellulose and Oil Quality of Transfiormer Insulation Using Dielectric Response Measurements, 2001 Doble Conf. Paper 6