Análisis de Gases para la Prevención Oportuna de Fallas en los Transformadores


Julio 2017, por Elisa Zambrano Gómez, Líder de Tecnología de Producto


Similar a los análisis de sangre, los cuales son utilizados para detectar problemas en la salud, el análisis de gases disueltos en el aceite puede ser útil para detectar de manera anticipada fallas en el transformador.

La degradación de los materiales aislantes utilizados en los transformadores provoca que se liberen gases combustibles dentro de la unidad. Por lo tanto, antes de que un aparato presente un problema que lo haga salir de operación, los niveles de gases disueltos en el aceite pueden ayudar al usuario a detectar fallas potenciales de manera anticipada.

Para realizar la prueba de gases disueltos (DGA, por sus siglas en inglés) se requiere tomar una muestra de aceite como parte de su mantenimiento de rutina, siguiendo los métodos establecidos para no alterar los resultados. Posteriormente, se extraen los gases del aceite y se realiza una cromatografía de gases, donde se detecta el volumen de cada uno en partes por millón (ppm).

Con esto se puede entender qué está pasando internamente en el aparato sin la necesidad de tener que desenergizarlo y abrirlo, ya que la distribución de gases encontrados en el aceite es indicativa del tipo de falla eléctrica que se puede presentar.

 Los 9 principales gases que se encuentran son:

· Gases Atmosféricos: Nitrógeno y Oxígeno

· Óxidos de Carbono: Monóxido y Dióxido de carbono

· Hidrocarburos: Acetileno, Etileno, Metano, Etano

· Otros: Hidrógeno

La concentración de un gas está relacionada a la sobre temperatura alcanzada, así como el volumen de aceite a dicha temperatura. Por lo que el nivel de concentración del gas sí está ligado a la severidad de la falla.

Las siguientes fallas se pueden detectar en los transformadores con aceite mineral:

· Los aislamientos de celulosa deteriorados por el sobrecalentamiento generan altos niveles de dióxido y monóxido de carbono.

· El sobrecalentamiento del aceite resulta en la producción de gases hidrocarburos.

· Las descargas parciales se pueden detectar con niveles altos de hidrógeno.

· El arqueo entre partes energizadas se puede detectar con la presencia de acetileno.

· Los problemas de hermeticidad en el tanque se pueden evidenciar con la presencia de nitrógeno y oxígeno.

Sin embargo, para profundizar más en el tipo de falla se utilizan varios modelos como el Triángulo de Duval (Figura 1), las relaciones de Rogers y las relaciones de Doernenberg. En estas herramientas se relacionan las concentraciones de gases hidrocarburos para detectar el rango de sobretemperatura presente y la intensidad de las descargas o descargas parciales.

 

 

PD= Descarga Parcial

T1= Falla térmica menor a 300°C

T2= Falla térmica entre 300 y 700°C

T3=Falla Térmica mayor a 700°C

D1= Descargas de baja energía (Chispa)

D2= Descargas de alta energía (Arqueo)

DT= Combinación de fallas eléctricas y térmicas

 

                

                                        

                                                   Figura 1. Triángulo de Duval 

Es relevante saber que algunas concentraciones bajas de gases son normales de la operación y que algunos procesos de manufactura como la soldadura pueden introducir gases en el aceite. También, la operación de algunos accesorios como fusibles e interruptores bajo carga (seccionadores), genera gases combustibles en condiciones normales. Así mismo, también es posible que una falla aislada genere una cierta cantidad de gases, pero luego ésta no se vuelva a presentar. Por lo tanto, es importante remarcar que una sola medición de gases no es suficiente para detectar un problema. El análisis debe evaluar la variación del contenido de gases a través de cierto período de tiempo. Esta tasa de cambio representa la severidad del problema presente.

Se recomienda hacer la prueba una vez al año, en particular en transformadores que proveen suministro crítico de electricidad. En caso que se hayan detectado altas concentraciones de algún gas, se recomienda repetir la prueba a los tres o seis meses, según la severidad.

Este método no permite conocer el lugar específico de la falla y no se puede aplicar cuando a una unidad se le ha cambiado el aceite. Sin embargo, es una prueba de mantenimiento preventivo de gran valor para evitar que una unidad salga de operación de manera inoportuna.

En los estándares IEC 60599 y ANSI/IEEE C57.104 se pueden encontrar los lineamientos completos para el diagnóstico del equipo basado en los volúmenes de los gases presentes, la tasa de cambio y la relación entre las concentraciones de los gases.