Diferencias entre Transformadores de Intensidad (TI) para medida y protección

Los transformadores de intensidad en general tienen la misión de llevar a valores convenientes, normalizados y fácilmente medibles, el parámetro “intensidad de corriente” que circula por una red de transporte de energía, cumpliendo ciertas especificaciones de precisión.

Una vez transformada, la intensidad resultante puede ser controlada bien mediante un instrumento de medida (amperímetro, vatímetro, contador, etc.), bien mediante un relé de protección (de sobreintensidad, direccional, etc.). Estos aparatos más la extensión de cable de conexiones entre el transformador y los mismos constituye la “carga” del transformador (Zn) y absorben la potencia aparente (Pn) en voltamperios.

La “carga de precisión” se define según IEC 60185 como el valor de la carga en que están basadas las especificaciones de precisión.

La “potencia de precisión” es el valor de la potencia aparente en voltamperios con un factor de potencia especificado que el transformador suministra al circuito secundario con la intensidad nominal secundaria cuando está conectado a su carga de precisión.

La misión de los instrumentos de medida y la de los relés de protección son totalmente distintas.

Transformadores de intensidad para medida

Los instrumentos de medida deben ser alimentados con una intensidad secundaria siempre del orden de la nominal del transformador y lo más exactamente proporcional posible a la primaria, así como desfasada de esta en un ángulo  próximo a cero para un sentido apropiado de las conexiones. Normalmente estos instrumentos no están preparados para soportar intensidades de corriente muy superiores a la nominal (en contadores del orden de seis veces) pudiendo ser destruidos en caso contrario. El transformador de intensidad que lo alimenta debe responder a unas especificaciones que lo definen como “Transformador de Intensidad para Medida” (IEC 60185).

Para evitar que circulen intensidades elevadas por los aparatos de medida, interesa que a partir de un cierto valor de la sobreintensidad, el secundario del TI deje de reflejar la sobreintensidad primaria, o sea "se desacople" del primario. Esto se consigue diseñando el TI, de forma que el núcleo se sature y el error de relación aumente rápidamente al aumentar la intensidad primaria. Recuérdese que dicho error es siempre por defecto, o sea, la intensidad real secundaria es menor que la teórica según la relación de transformación K por el valor de la corriente de excitación secundaria Ie.

Siendo la intensidad de excitación

  

según la característica magnética del núcleo del transformador, es evidente que, con una carga Z₂ determinada (la nominal u otra cualquiera) al aumentar la intensidad primaria I₁ aumenta la secundaria I₂ y por tanto E₂ e Ie. Aumenta pues el error de intensidad por defecto.

Se diseña el circuito magnético de forma que rápidamente llegue a la saturación, a partir de un cierto valor de sobreintensidad primaria, en consecuencia la corriente de excitación Ie crecerá mucho en detrimento de la I₂ que pasa por los aparatos

hasta llegar a un punto a partir del cual la intensidad I₂ no crece más, aunque siga aumentando I_1.

Por todo lo indicado anteriormente, los transformadores de intensidad para medida presentan dos condiciones fundamentales:

• Tener una precisión adaptada a la aplicación para la corriente normal de utilización
• Proteger los aparatos en caso de corrientes de defecto

●  La precisión viene definida por la clase de precisión que determina el error admisible en fase y en módulo en una extensión del 5 % al 120 % de la corriente primaria asignada.

Las clases de precisión normalizadas según IEC son: 0,1 – 0,2 – 0,5 – 1 – 3 – 5

Las clases 0,5 y 1 son las utilizadas en la mayoría de los casos

La clase 0,2 es utilizada para contadores patrón

Las clases 0,1 - 3 - 5 no se utilizan en media tensión.

Caso particular: Los transformadores de gama extendida pueden ser utilizados permanentemente con corrientes primarias de 120, 150 o 200 % de la corriente asignada. El calentamiento y su precisión están garantizados.

● La protección de los aparatos de medida en caso de defecto viene definida por el factor de seguridad FS (antiguamente denominado factor de saturación), como sigue:

Donde Ips, es la corriente límite asignada e Ipn es la corriente primaria nominal.

Los valores preferentes de FS son 5 y 10

Figura 1: Relación entre Ipn y la Isn para un Fs £ 5

En caso de cortocircuito en la línea en la que está intercalado el arrollamiento primario del TI, la seguridad de los aparatos alimentados por el secundario del TI es tanto mayor cuanto menor es el factor de seguridad FS.

En los TI para alimentación de contadores, el factor de seguridad acostumbra a ser igual o inferior a 5 (FS ≤ 5)

La intensidad de seguridad es el valor indicado por el fabricante como la intensidad primaria más baja Ipn para la que el valor eficaz de la intensidad secundaria Isn multiplicado por la relación de transformación nominal Kn, no exceda de 0,9 veces el valor de la intensidad del primario, estando el secundario conectado a la carga nominal.

Esto puede expresarse con la fórmula:

La norma IEC 60185 da los errores máximos de corriente y desfase en función de la clase de precisión y del porcentaje de la corriente primaria asignada (ver tabla 1).

Tabla 1: Errores máximos de corriente y desfase en función de la clase de precisión pata TI utilizados para medida

Ejemplo de Transformador de intensidad utilizado para medida

Características: 500/1 A  15 VA  cl 0,5

Corriente primaria asignada 500 A

Corriente secundaria asignada 1 A

Clase de precisión 0,5

Potencia de precisión 15 VA

Para una corriente entre 100 % y 120 % de la corriente nominal, el error en corriente es inferior a ± 0,5 % y el error de desfase es inferior a ± 30 minutos (ver tabla 1)

Para una corriente entre el 20 % y 100 % de la corriente nominal, el error en corriente es inferior a ± 0,75 % y el error de desfase es inferior a ± 45 minutos. (ver tabla 1)

Transformadores de intensidad para protección

Por el contrario, cuando se trata de alimentación de relés de protección generalmente no es necesaria una precisión tan grande, ya que el relé trabaja siempre durante un tiempo muy corto y no es tan preciso como un instrumento de medida, si bien debe estar preparado para actuar cuando la intensidad que pase por él,  - reflejo de la que circula por el sistema de energía en un momento dado – alcance los altos valores correspondientes a un cortocircuito en dicho sistema, con el fin de que sea posible detectarlo y aislarlo. El transformador de intensidad que se utiliza para su alimentación debe responder a unos requisitos que lo clasifican como “Transformador de Intensidad para Protección”.

Por tanto, contrariamente al caso de los TI para medida, los TI para protección interesa diseñarlos de forma que no alcancen la saturación hasta valores elevados de sobreintensidad primaria, o sea que el crecimiento de Ie sea lento.

En su caso, los transformadores de intensidad para protección presentan dos condiciones fundamentales: tener un factor límite de precisión y una clase de precisión adaptados a la utilización.

● Tener un factor límite de precisión (FLP) adaptado a la utilización

El factor límite de precisión es la relación entre:

       -        La corriente límite de precisión para la cual el error es garantizado inferior a 5 o 10% según que la clase de precisión sea 5P o 10P (ver tabla 2).

       -        La corriente primaria asignada.

El transformador se saturara si FLP no es grande

Los valores IEC de FLP son: 5 – 10 – 15 – 20 – 30

Tabla 2: Errores máximos de corriente y desfase en función de la clase de precisión para los TI utilizados para protección

● Tener una precisión adaptada a la utilización

La precisión está definida por la clase de precisión

Las clases de precisión IEC son 5P y 10P. La elección dependerá de los aparatos conectados, por ejemplo, protección diferencial de alta impedancia = 5P, protección de máxima corriente de fase = 10P.

Ejemplo de transformadores de intensidad utilizados para protección

Características: 100/1 A   15 VA  5P10

Corriente primaria asignada (Ipn): 100 A

Corriente secundaria asignada (Isn): 1 A

Potencia de precisión: 15 VA

Clase de precisión: 5P

Factor límite de precisión (FPL): 10

Para una potencia prevista de 15 VA en 1 A, el error máximo en la corriente secundaria sera:

       -        Inferior al 1%  en Ipn = 100 A (ver tabla 2), en el secundario sería (Isn · 1%) = 1 A · 1% = ± 0,01 A

       -        Inferior al 5% en (Ipn · FLP) = 100 A · 10 = 1000 A (ver tabla 2), en el secundario sería (Isn · 10 · 5%) = 1 A · 10 · 5% = ± 0,5 A

La corriente en el secundario estaría comprendida entre 9,5 y 10,5 A para una corriente primaria de 1000 A (10 veces Ipn).

Transformadores de intensidad para medida y protección

Esta diferente problemática en la alimentación de aparatos de medida y de relés de protección hace aconsejable no mezclar en un mismo circuito secundario de un TI, aparatos de medida y relés. Lo correcto es destinar un TI (o bien un núcleo de un TI de doble núcleo), para los relés de protección y otro núcleo para los relés de protección. Desde luego, cada núcleo con las características adecuadas, a los aparatos que debe alimentar.

Obsérvese que se indica doble núcleo, no simplemente doble arrollamiento secundario, pues las condiciones de saturación que son las determinantes del distinto comportamiento frente a las sobreintensidades, residen básicamente en la característica del circuito magnético.

Conclusión

Mientras que para alimentar instrumentos de medida es precisa una intensidad secundaria muy fiel a la primaria y que no sobrepase un cierto valor, para alimentar relés de protección no se precisa una fidelidad  tan grande, pero es necesario que esta se mantenga dentro de ciertos límites hasta los valores de la corriente primaria que nos interese medir cuando se presenta un cortocircuito en la línea. Por todo ello, los transformadores de intensidad “adecuados” para unos y otros aparatos deberán responder a especificaciones, en parte, distintas.

FUENTES:

Norma IEC 60185: Transformadores de corriente

Norma IEC 60044-1: Transformadores de medida. Parte 1: Transformadores de corriente (sustituye a IEC 60185)

Arteche: Introducción a los transformadores de medida

Cuaderno técnico nº 194, Schneider Electric

CH. PREVE: Protección de Redes Eléctricas

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Comparación de capacidades térmicas entre fusibles e interruptores

Supongamos que en una red de distribución de 16 kA. se instala un transformador de 400 kVA/20 kV y lo deseamos proteger. Para hacerlo podemos optar por dos opciones: 

• con interruptor automático
• con fusibles.

En el primer caso supongamos un tiempo de actuación de 90 mseg. debidos al tiempo de apertura del interruptor más el tiempo de reacción del relé asociado al interruptor.

En el segundo caso el fusible es de un calibre de 25 A. según la indicación del fabricante del fusible.

En el primer supuesto, el tiempo que pasa desde que se inicia el cortocircuito hasta que se interrumpe el paso de intensidad transcurren 90 mseg. (0,090 seg.).

Durante este tiempo ya ha pasado la cresta de la onda cuyo valor es:

Como la actuación es a 0,09 seg.:

Es decir, la característica del interruptor sería de 4,8 kA térmicos durante 1 segundo, que es un valor muy inferior al de las características nominales de cualquier interruptor automático, lo cual quiere decir que se podría abaratar, térmicamente, el interruptor, pero como la intensidad pico para la que hay que dimensionar el aparato es de 40 kA, no se puede dimensionar para 4,8 kA, sino para 40 : 2,5 = 16 kA térmicos.

Esto quiere decir que este interruptor dejaría pasar:

En el segundo supuesto, un fusible de 25 A nominales, para una intensidad eficaz de 16 kA, la característica limitadora del fusible (figura 1) indica que la intensidad limitada es de 2,8 kA (aprox.) pico.

Figura 1: Diagrama de limitación de corriente para fusibles de media tensión

La intensidad eficaz correspondiente será:

Este valor se calcula suponiendo una distribución senoidal de la intensidad limitada, lo cual no es real, sino una hipótesis muy conservadora.

Por otra parte la energía total pasante (Integral de Joule) para un fusible de 25 A es de 8,4 x 10³  A² t (figura 2)

Figura 2: Datos técnicos de fusibles DIN para interior de 24 kV

Comparando esto con la energía pasante del interruptor, tendremos:

El circuito debe ser calculado para una capacidad térmica, en el caso de interruptor, 2.742 veces superior que en el caso de fusible.

Por otra parte, aunque el fusible es más rápido y mucho más limitador para protección de cortocircuitos, no es siempre el más adecuado de instalar, existiendo una auténtica controversia entre los fabricantes de unos y otros.

Por su parte, el RAT (Reglamento de Alta Tensión) limita en su ITC 09 apartado 4.2.1 b), la protección de transformadores con fusibles hasta una potencia de 1000 kVA:

b) Todos los transformadores AT/BT estarán protegidos contra los cortocircuitos de origen externo en el lado de salida. Contra los cortocircuitos internos habrá siempre una protección adecuada en el circuito de alimentación. La protección contra cortocircuitos de transformadores de potencia superior a 1000 kVA se realizará siempre con interruptor automático.

Normalmente, las posibles desventajas en la instalación de un interruptor en carga con fusibles disminuyen con la instalación de relés de sobreintensidad  con una curva de disparo a tiempo inverso, de característica extremadamente inversa, sin disparo instantáneo, para que el relé actúe con sobrecargas menores que la intensidad nominal del interruptor, y que el fusible actúe por cortocircuitos.

De esta forma, el relé es sensible a bajas intensidades de falta, equiparándose en protección el conjunto interruptor en carga con fusibles y relé al interruptor automático con relés; claro está que las características de corte y maniobras siempre serán superiores las del interruptor automático.

Sin embargo también existen tareas que si cumplen perfectamente los fusibles de alta capacidad de ruptura en relación con los interruptores, tales como:

- los interruptores no poseen velocidad de operación suficiente para evitar el daño de los semiconductores de potencia,

- el control de esfuerzos electrodinámicos dado por un interruptor no puede evitar la distorsión del bobinado de un transformador frente a un cortocircuito en bornes,

- Permitir severos ciclos de arranques de motores y actuar rápidamente frente a cortocircuitos, etc.

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Hay que destacar la necesidad de formación específica del personal que deba utilizar estos equipos, así como una amplia información del estado en que se encuentra el cable a identificar, ya que cualquier cambio en este origina diferentes modos de uso y conexión del mismo equipo.

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Correlación entre el grado de envejecimiento de los transformadores con la cantidad de compuestos furánicos

En la búsqueda por obtener un valor numérico aproximado de la vida del Transformador de potencia, se han desarrollado dos métodos:

• Las guías de carga, basadas en el modelo de Arrhenius-Dakin (*)
• La obtención del DP de manera directa o mediante el contenido de furanos en el aceite. (**)

(*) Ver post: “Mis reservas sobre las normas actuales y procedimientos para determinar la duración de vida de un Transformador” en el siguiente link:

http://imseingenieria.blogspot.com.es/2015/07/mis-reservas-sobre-las-normas-actuales.html

(**) Es muy conocida la existencia de una correlación entre el grado de polimerización (DP, por sus siglas en ingles) y el contenido en furanos presentes en el aceite de los Transformadores de Potencia.

La calidad del aislamiento de papel en un transformador depende del grado de polimerización (DP), que representa el número de anillos de glucosa en una cadena. Durante el envejecimiento del transformador, los anillos glucósicos se rompen, disminuyendo la resistencia mecánica del papel y generando subproductos como agua, gases, grupos aldehído y grupos de carboxilo. El control de los grupos aldehído o elementos de este grupo como el Furfural da una información acerca del grado de polimerización (DP). El diagnóstico con este método permite correlacionar el grado de envejecimiento del transformador con la cantidad de compuestos furánicos y a su vez con el DP dependiendo de las condiciones de funcionamiento y de los elementos que forman el transformador, por lo tanto, el monitoreo de los furanos se transforma en una importante técnica en el mantenimiento predictivo de los transformadores, ya que se puede correlacionar perfectamente con el deterioro del papel y por tanto, de la vida del transformador.

Es importante combinar este análisis con otros métodos de diagnóstico para poder conocer mejor el estado del transformador.

En los ensayos de cromatografía GDA (Gas Disuelto en Aceite) se identifica el deterioro de la celulosa por el contenido y las relaciones de CO y de CO₂. No obstante, muchas consideraciones son hechas cuando estas relaciones quedan fuera de los parámetros usuales, la más usual es analizar el contenido de furanos por Cromatografía Líquida de Alta Resolución,  conocida con las siglas HPLC.

El método que se emplea para analizar los compuestos Furanicos a través de la cromatografía líquida de alta viscosidad (HPLC) es el ASTM D5837 ó el IEC 61198. Con este análisis se puede reconocer los siguientes compuestos furánicos: 5-hidroximetil-2-furfural (HMF), Alcohol furfurílico (FOL), 2-furfural (FAL), 2-acetilfurano (AF) y 5-metil-2-furfural (MF). De todos, modos para simplificar, en general se mide, siguiendo la tendencia del 2 Furfural - (2 FAL).

Figura 1: Relación 2FAL vs Grado de Polimerización (GP)

Las relaciones deben evaluarse en función de las cantidades de papel que han sido afectadas, de la temperatura alcanzada en la zona, debido a que en muchos casos es sólo el 10% de toda la celulosa afectada por el punto caliente. Además, se da una situación adicional a ser tenida en cuenta y es que la medición se hace en muestras de aceite expresando la concentración en ppm, lo que obliga a estimar el valor dentro del volumen total de aceite.

Otra consideración a tener en cuenta en los furanos es que son inestables a elevadas temperaturas, por ello, merece atención especial, pueden existir mermas por descomposición de los propios furanos. Sin embargo, no se dispone aún de Normas para evaluar los resultados de las  concentraciones de furanos a partir de los cuales es conveniente realizar diagnósticos. 

A modo de sugerencia se recomiendan los siguientes criterios:    

FAL < 0.2 ppm  bien    

FAL > 0.5 ppm  observable investigar     

FAL > 1  ppm  mal

No obstante, lo mejor es realizar un análisis de tendencia,  verificando la evolución de las concentraciones de  los furanos en el aceite del transformador durante determinados periodos de tiempo.

Se debe resaltar que transformadores construidos con papeles mejorados térmicamente pueden producir cantidades muy inferiores de furanos. Para evaluar el contenido de furanos para el caso de transformadores que posean papel mejorado térmicamente, a modo indicativo se presenta una relación entre la formación de 2FAL  según el tipo de papel aislante utilizado.

Figura 2: Formación de furanos / tiempo

En la literatura técnica sobre este tema, se pueden encontrar varios modelos de degradación del papel, que difieren unos de otros en la forma de representar la correlación DP-Furanos, por ello, y con el fin de llegar a un consenso, es necesario elegir un modelo que se adecue a las necesidades industriales. Entre los modelos más aceptados en la industria estan los de S. D. Myers y Alfonso de Pablo a la vista de los conocimientos acumulados por estos autores y la experiencia obtenida en el campo al aplicar estos modelos.

En el post ”Debate sobre los modelos de evaluación de la degradación del papel en Transformadores de Potencia” se exponen detalles que pueden ser de interés para el técnico especialista.
Link:
http://imseingenieria.blogspot.com.es/2017/02/debate-sobre-los-modelos-de-evaluacion.html

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Debate sobre los modelos de evaluación de la degradación del papel en Transformadores de potencia

El proposito de este post es debatir sobre los modelos de evaluación de la degradación del papel en Transformadores para tener claro cual  representa mejor la correlación DP-Furanos, para ello, cuento con la participación del experto internacional en aceites Alfonso de Pablo (ex-miembro del grupo de trabajo A2.32 del CIGRE).

Revisión Bibliográfica:

La mayoría de laboratorios utilizan la relación:

DP [Log(= 2FAL 0.88) − 4.51]/(−0.0035)

la cual es una modificación de la ecuación Chendong ( “Monitoring Paper Insulation Aging by Measuring Furfural Contents in Oil”, 7th International Symposium on High Voltage Engineering, 1991).

Aunque aparentemente adecuada para transformadores sin papel térmicamente enriquecido, la correlación no es buena cuando dicha ecuación es aplicada a datos pertenecientes a transformadores con papel térmicamente enriquecido según: R. D. Stebbins, S. D. Myers and A. B. Shkolnik, “Furanic compounds in dielectric liquid samples: Review and update of diagnostic interpretation and estimation of insulation ageing,” IEEE Proc. of the 7th International Conf. on Properties and Applications of Dielectric Materials, June 1-5 2003 Nagoya).

Alfonso de Pablo desarrolla un modelo de degradación del papel basado en un programa común de investigación llevado a cabo por el grupo de trabajo 15.01.03 de la CIGRE. (Furfural and ageing: how are they related”, Insulating Liquids (Ref. No. 1999/119), IEE Colloquium on, 27 May 1999)

Alfonso de Pablo encuentra la correlación entre el DP y el 2-FAL:

DP = (8.88 DP0)/(8.88+2FAL)=(7100)/(8.88+2FAL)

asumiendo un DP inicial (DPo) de 800 y el 2-FAL en ppm,

Alfonso de Pablo demuestra que esta correlación debe cambiar para distintas condiciones de operación p.e. sobrecarga del equipo, puntos calientes, etc.

M. Dong, Z. Yan, G.J. Zhang, (Comprehensive diagnostic and aging assessment method of solid insulation in transformer”, Electrical Insulation and Dielectric Phenomena, 2003. Annual Report. Conference on 19-22 Oct. 2003, pp. 137– 140). sugieren una relación lineal entre el logaritmo del contenido total de furanos versus el contenido de agua y el tiempo de operación del equipo. Este modelo está basado en el análisis de correlación y correlación parcial entre las variables.

Además, estos autores sugieren una relación lineal entre el DP y el logaritmo del contenido total de furanos, la cual está basada en el análisis de correlación entre estas variables (R=-0.770). Obteniendo el valor de DP al utilizar:

DP=402.4 7- 220.87 Log(2FAL)

y utilizando este valor para estimar la vida del equipo.

Z. Yan, M. Dong, Y. Shang and M. Muhr, (“Ageing diagnosis and life estimation of paper insulation for operating power transformer”, International Conf. On Solid Dielectric, Toulouse, France, 4-5 July 2004) muestran otra ecuación similar a la anterior pero las constantes de la ecuación son algo distintas (418.95 y 233.48, respectivamente).

Y. Shang, L. Yang, Z. J. Guo and Z. Yan, (“Assessing aging of large transformers by furfural investigation”, IEEE 7th Intern. Conf. On Solid Dielectrics, June 2001) .de acuerdo con el análisis de regresión entre 2- FAL (ppm) y el DP, obtienen la relación:

Log(2FAL)=1.5062 – 0,035 DP

Siendo los resultados distintos a los encontrados utilizando la primera relación.

Los autores Alfonso de Pablo y Y. Shang, L. Yang, Z. J. Guo and Z. Yan, no mencionan si el papel de los transformadores muestreados es enriquecido térmicamente o no.

Posteriormente se obtiene: (IEC “Mineral insulating oils - Methods for the determination of 2- furfural and related compounds”. IEC 61198) la cual es una relación entre el 2-FAL (ppm) y el tiempo de operación continua (años) del transformador :

Log(2FAL) = 1.8308 + 0.0578 t

Alfonso de Pablo

Andrés, muy buena la revisión bibliográfica que has hecho.

Antes de nada una aclaración, yo derivé mi modelo de degradación a partir de papeles kraft normales (no mejorados térmicamente).

No obstante, la correlación entre el resultado de contenido en furfural disuelto en aceite y el grado de polimerización del papel tiene muy difícil solución por varios motivos:

1. En el laboratorio, cuando se analiza una muestra de aceite, se obtiene un único resultado. Sin embargo, el papel está inmóvil en el devanado y dentro de un transformador hay tantos grados de polimerización como muestras de papel puedas tomar, debido a que dentro del transformador existe un gradiente de temperaturas (zonas térmicas). 
2. El grado de polimerización del papel depende de varios factores. El principal es la temperatura, a mayor temperatura menor grado de polimerización. El segundo es el contenido en humedad del papel (hidrólisis del papel, el factor dominante a las temperaturas habituales de trabajo). Igualmente, a mayor humedad menor grado de polimerización. También influye el contenido en oxígeno disuelto en el aceite (oxidación), aunque en menor medida que los factores anteriores.
3. Otro aspecto que se sabe que influye mucho en el grado de polimerización del papel pero no se ha cuantificado convenientemente es el contenido en lodos y sedimentos. Sí se han hecho algunos intentos de relacionar la acidez del aceite con el grado de polimerización, pero la acidez no es el único factor que afecta.

Todos los modelos de degradación que mencionas, menos el mío, están basados en una correlación logarítmica entre furfural y DP, pero yo creo que esto es un artificio matemático (la escala logarítmica tiene menos dispersión que la normal) que no tiene ninguna justificación desde el punto de vista químico. Por ello, yo estudié el rendimiento de la reacción de descomposición del papel y vi que, entre 100 y 150ºC, el rendimiento de la reacción es del 30%, es decir, cada rotura de la molécula de celulosa rinde 0,3 moléculas de furfural y 0,7 moléculas de otros productos (otros furanos distintos al furfural, levoglucosano y otros azúcares).

A temperaturas superiores, cambia la cinética de la degradación y el rendimiento puede llegar al 85% de furfural, por lo que mi modelo solo puede usarse a estas temperaturas con muchísimo cuidado.

Por último y quizás lo más importante, en un transformador en servicio es imposible saber qué cantidad de papel se está degradando en cada momento como consecuencia de un punto caliente (se estima que esto puede ser entre un 2% y un 10% de la cantidad total de papel, pero solo es una estimación).

Por todo ello, es prácticamente imposible correlacionar furfural y DP en un transformador en servicio, sin cometer grandes errores derivados de todas estas incertidumbres (salvo que se trate de un calentamiento generalizado, pues entonces todo el papel tiene un DP muy parecido).

Aclaración:

El análisis de furanos difícilmente permite distinguir entre papel Kraft normal o mejorado térmicamente. Como bien dices, el papel kraft normal produce más furanos, posiblemente porque las bases que se usan para mejorar térmicamente el papel (diciandiamida, acronitrilo, melanina, poliacrilamida...) destruyen parte del furfuraldehído a medida que se forma. El único método es analizar el contenido en nitrógeno en el papel. Si aparece nitrógeno es papel mejorado térmicamente, si no es papel kraft normal. Pero este método es cuestionado y difícil de realizar por laboratorios de aceites de transformador como JORPA.

Andrés Granero  

Según indica la literatura técnica y mi experiencia de cuando trabaje en Schneider como empresa fabricante de transformadores, en Norte América se fabrican con papel térmicamente enriquecido a partir de los años sesenta y casi todos los transformadores manufacturados fuera de Norte América el papel no está térmicamente enriquecido. Sólo recientemente, fabricantes de transformadores de Europa y Japón han fabricado equipos con papel térmicamente enriquecido y esto se mantiene en la actualidad como una opción que el comprador tiene que solicitar específicamente.

Por esta razón y ante la duda creo que sin conocer estas características no se puede dar un diagnóstico adecuado del envejecimiento del papel, el contenido de furanos o su grado de polimerización. Bajo mi humilde punto de vista creo que el método más fiable y sencillo es preguntar al fabricante. Este es el motivo de mi pregunta: ¿Qué método utilizáis para poder discriminar si un transformador utiliza o no papel térmicamente enriquecido?

Alfonso de Pablo

Completamente de acuerdo contigo. La solución más adecuada es preguntar al fabricante (si todavía existe...).

Como regla general, he podido constatar que en América utilizan generalmente papel mejorado térmicamente y en Europa usamos papel kraft normal

Andrés Granero

He escuchado hablar sobre modernas técnicas de inteligencia computacional para el monitoreo y diagnóstico del papel aislante que obtienen un panorama más real que el de las técnicas de análisis estadístico y físico químico, tales como:

• Método que utiliza redes neuronales artificiales para evaluar la edad del papel aislante
• Método que usa la teoría borrosa para evaluar la condición de envejecimiento del aislamiento sólido.

¿Tienes experiencia o conocimiento de estas nuevas técnicas?

Alfonso de Pablo

La interpretación de los resultados de los análisis de furfuraldehído en el laboratorio es un problema de enorme magnitud. El laboratorio obtiene un valor, y sólo uno, que se expresa como mg de furfural/g de aceite, pero dentro del transformador el papel aislante tiene tantos grados de polimerización como muestras pudieras recoger (suponiendo que puedas tomar muestras de papel, que generalmente no es posible). Esto es así porque dentro de un transformador hay diferentes gradientes térmicos que hacen que el papel en esa parte del devanado tenga un grado de polimerización diferente al de unos centímetros más allá. Es más, yo mismo comprobé como cada capa de papel alrededor de un trozo de conductor de pocos centímetros de longitud tenía un grado de polimerización distinto entre 680 y 845 unidades (A. de Pablo, CIGRE TF 15.01.03, Bled (Slovenia) 1996).

Desde que Peter Burton descubriera la presencia de furfuraldehído en el aceite de transformadores que fallaron por fallo del aislamiento sólido (P. J. Burton, J. Graham, A. C. Hall, J. A. Laver and A. J. Oliver. “Recent developments by CEGB to improve the prediction and monitoring of transformer performance”, CIGRE 1984 Session, Paper 12-09. Paris), muchos investigadores han perseguido la fórmula mágica que permitiera correlacionar el furfuraldehído con el grado de polimerización del papel, pero con poco éxito porque la solución es extremadamente compleja.

El modelo de Luiz Cheim es quizás el más elaborado, pero hay otros autores que conducen a resultados parecidos, tales como: Burton, Chendong, Dominelli, Duart y la mía.

Por último, recientemente IEC ha aprobado la publicación de un TR (Technical Report) 62874, pero a mí personalmente me parece muy pobre.

Andrés Granero

Efectivamente Alfonso, la interpretación de los resultados de los análisis de furfuraldehido en laboratorio es un problema de enorme magnitud, tú mismo modelo de degradación ha experimentado diferencias notables con otros modelos propuestos por otros investigadores tales como: C. D. Xue, P.J. Burton, P. Vuarchex, X. Chendong, etc.

Incluso, H. Lutke, (Transformer ageing research on furanic compounds dissolved in insulating oil CIGRE, Paris, 2002) va más allá y concluye: “debido al gran número de parámetros que afectan a la generación de compuestos furánicos y a la pérdida de vida de un transformador, no es posible predecir la vida útil del transformador en base al contenido de compuestos furánicos”

Desgraciadamente no es sencillo extrapolar los datos obtenidos en el laboratorio al análisis de transformadores en servicio. Al analizar datos obtenidos sobre transformadores reales aparece una gran variabilidad en los datos, lo que hace que no sea posible aplicar de manera fiable ninguna de las ecuaciones propuestas en la literatura a la hora de tomar una decisión sobre el estado del transformador.

El mismo Luiz Cheim que mencionas, indica que existen otros parámetros que deben ser analizados y tenerse en cuenta en la futura evaluación del análisis de furanos, tales como: el tipo de aislamiento, el contenido de humedad del aislamiento, la cantidad de oxígeno en el aislamiento, la presencia de ácidos u otros contaminantes, los inhibidores en el aceite, la partición de furanos entre el papel y el aceite y los tratamientos del aceite (tales como la desgasificación y el secado o la regeneración), pueden desempeñar un papel significativo en la velocidad de producción de furanos.

Y con relación a las estadísticas de análisis desarrollados sobre grandes cantidades de muestras de transformadores, concluye: Otro punto que debe tenerse en cuenta es la variación en el diseño del transformador. Dos transformadores que operan bajo las mismas condiciones, pero de diferente modelo o fabricante, es común que se comporten de manera diferente desde el punto de vista térmico. A menudo, incluso los propios arrollamientos de un transformador poseen diferente gradiente de temperaturas bajos unas determinadas condiciones de carga. Estas variaciones en el gradiente de temperatura pueden ser aún más significativas cuando se comparan los diseños de dos fabricantes diferentes. Así, un análisis comparativo de dos transformadores diferentes bien puede indicar similares DP pero cantidades muy diferentes de los furanos producidos durante un tiempo de funcionamiento dado.

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