Mantenimiento de transformadores de media tensión sumergidos en aceite: qué significan los resultados de gases disueltos

Un resultado de análisis de gases disueltos solo resulta útil cuando se consideran conjuntamente el patrón de gases, su tasa de cambio, el historial de carga del transformador y la calidad de la muestra. Un único valor elevado puede ser una advertencia temprana, el remanente de un evento anterior o un artefacto introducido durante el muestreo. Una concentración creciente o un cambio repentino en el patrón relativo de gases merece más atención que un resultado aislado sin una línea base.

Dentro de un transformador de media tensión sumergido en aceite, el aceite mineral y el aislamiento de celulosa se descomponen de forma diferente bajo el efecto del calor, las descargas eléctricas y la oxidación. Los gases resultantes se disuelven en el aceite y proporcionan evidencia indirecta de condiciones que no pueden observarse desde el exterior. El hidrógeno, metano, etano, etileno, acetileno, monóxido de carbono, dióxido de carbono, oxígeno y nitrógeno suelen evaluarse conjuntamente porque su combinación es más informativa que cualquier gas por sí solo.

Analice la tendencia antes de asignar una falla

Comience comparando el resultado más reciente con muestras anteriores tomadas de la misma unidad. Debe conocerse el intervalo de muestreo, así como si el transformador estaba energizado, su carga aproximada, la temperatura del aceite, los eventos recientes de maniobra y cualquier mantenimiento realizado antes de tomar la muestra. Un resultado obtenido después del tratamiento o relleno de aceite, el transporte o un período de parada puede no ser directamente comparable con una muestra anterior tomada con el transformador energizado.

La tasa de generación de gases suele modificar la decisión de mantenimiento. Una concentración moderada que se ha mantenido prácticamente estable durante varios ciclos de ensayo puede requerir una observación continua. Una concentración menor que aumenta rápidamente en un intervalo corto puede indicar un defecto activo. La concentración establece la condición que debe investigarse; la tendencia indica si dicha condición está evolucionando.

No calcule una tasa de generación a partir de muestras con fechas de toma inciertas, métodos de ensayo diferentes o volúmenes de aceite inconsistentes. Una comparación deficiente puede generar una falsa alarma u ocultar una escalada real. Si un resultado entra en conflicto con la condición observada del transformador, obtenga una muestra de confirmación cuidadosamente controlada antes de planificar trabajos intrusivos, salvo que la actuación de las protecciones, un sonido anormal, actividad de presión u otra evidencia indiquen una falla interna urgente.

Lo que indican los principales gases

El hidrógeno con poco o ningún acetileno suele indicar una descarga de baja energía en lugar de un arco severo. Cuando aparece acetileno junto con hidrógeno y otros gases hidrocarbonados, la preocupación cambia porque la energía involucrada puede ser mayor. Esta distinción afecta la urgencia de pruebas adicionales, las restricciones de carga y la planificación de paradas.

El metano, etano y etileno requieren una atención similar. El metano y el etano se asocian habitualmente con fallas térmicas de menor temperatura en el aceite. Una mayor proporción de etileno puede indicar una superficie en contacto con el aceite a mayor temperatura. Sin embargo, un patrón térmico no identifica el componente exacto. Las conexiones de conductores flojas, los contactos degradados del cambiador de tomas, las vías de refrigeración bloqueadas, el calentamiento relacionado con el flujo magnético y las corrientes circulantes pueden generar gases inducidos por el calor. Se requieren inspecciones externas y registros operativos para delimitar la ubicación.

El acetileno eleva el nivel de atención

El acetileno merece un examen inmediato porque se genera a temperaturas asociadas con el arco eléctrico. Su presencia no debe activar automáticamente una inspección interna, pero debe impedir una interpretación superficial de la muestra. Primero determine si el acetileno estaba ausente en pruebas anteriores, si está aumentando y si una falla pasante reciente, una operación del cambiador de tomas o un evento de maniobra podrían explicar el cambio.

El tanque principal y el cambiador de tomas bajo carga deben considerarse por separado cuando sus sistemas de aceite son independientes. Las operaciones del cambiador de tomas pueden generar gases combustibles en su propio compartimiento de aceite. Mezclar el historial de diagnóstico del cambiador de tomas con el del tanque principal puede sugerir erróneamente una falla en el devanado o el núcleo. Confirme el punto de muestreo, el circuito de aceite y la configuración del equipo antes de comparar los resultados.

Cuando el acetileno aumenta en el tanque principal, revise los registros de relés, los eventos de carga, el estado de las boquillas, las conexiones de conductores y cualquier indicio de descarga interna intermitente. Repita el DGA utilizando una muestra representativa del mismo punto. Si el resultado repetido confirma el aumento, deben seleccionarse pruebas eléctricas y de condición adicionales de acuerdo con la falla sospechada y la viabilidad de la parada. El objetivo es determinar si el transformador puede permanecer en servicio bajo observación o si el daño interno continúa.

Los gases de carbono revelan estrés del aislamiento, pero lentamente

El monóxido de carbono y el dióxido de carbono proceden en gran medida de la degradación del aislamiento de celulosa. Su interpretación difiere de la de los gases hidrocarbonados porque el papel y el cartón prensado envejecen durante un período prolongado, y los gases pueden liberarse gradualmente. Un valor elevado de dióxido de carbono en un transformador antiguo puede reflejar el envejecimiento acumulado del aislamiento en lugar de un punto caliente actual.

Un nivel creciente de monóxido de carbono, especialmente cuando se acompaña de un cambio en la relación entre monóxido y dióxido de carbono, merece una evaluación más detallada. El resultado es más preocupante cuando la temperatura del aceite es normal, el equipo de refrigeración funciona y la tendencia continúa acelerándose. Los datos de humedad, el análisis de furanos cuando esté disponible, las pruebas dieléctricas y los registros de inspección térmica pueden ayudar a diferenciar el envejecimiento general del aislamiento del sobrecalentamiento localizado de la celulosa.

No utilice una relación de dióxido de carbono a monóxido de carbono como regla independiente de aprobación o rechazo. La relación cambia según las prácticas de conservación del aceite, la pérdida de gas por respiración, el reemplazo de aceite, el inertizado con nitrógeno y la antigüedad del papel. Es un indicador diagnóstico complementario, no un sustituto de la revisión de tendencias.

Errores de muestreo que distorsionan el diagnóstico

Un método de laboratorio técnicamente correcto no puede compensar una muestra de aceite no representativa. La entrada de aire en la jeringa o botella modifica las lecturas de oxígeno y nitrógeno y puede diluir los gases disueltos. Una válvula que no se ha purgado puede contener aceite estancado de la conexión de muestreo en lugar de aceite del tanque. Los recipientes de muestra con fugas, el transporte prolongado a alta temperatura, el etiquetado incompleto y los residuos de disolvente de limpieza también pueden comprometer el resultado.

• Utilice un dispositivo de muestreo limpio y hermético a los gases, adecuado para análisis de gases disueltos, y verifique que los accesorios y tubos no aspiren aire.
• Purgue suficientemente la conexión de muestreo para eliminar el aceite estancado, evitando al mismo tiempo pérdidas o derrames innecesarios de aceite.
• Registre el punto de muestreo, la fecha, la condición de carga del transformador, la temperatura del aceite cuando esté disponible y cualquier evento operativo inusual antes de enviar la muestra.
• Mantenga la consistencia de las muestras repetidas: la misma válvula de muestreo y un estado operativo comparable hacen que la tendencia sea mucho más fiable.

El oxígeno y el nitrógeno son especialmente útiles para evaluar la integridad de la muestra y el comportamiento de respiración del tanque. Valores inesperadamente altos pueden indicar ingreso de aire durante el muestreo, un sistema de conservador con fugas o una exposición reciente del aceite al aire. Por sí solos no diagnostican una falla eléctrica interna, pero pueden explicar por qué las relaciones de gases parecen inconsistentes.

Utilice el contexto operativo para localizar la fuente probable

El DGA indica la energía de la falla y los productos de descomposición; rara vez identifica por sí solo una ubicación física precisa. Un patrón de gases térmicos que aumenta solo durante períodos de alta carga dirige la atención hacia las conexiones, la capacidad de refrigeración, la resistencia de contacto y las rutas conductoras de corriente. Un patrón que cambia después de operaciones de tomas apunta al circuito del cambiador de tomas o a los conductores relacionados. Los gases que aumentan después de un evento de cortocircuito requieren revisar el riesgo de desplazamiento mecánico, además del estrés eléctrico.

Los arreglos de suministro de respaldo o temporal también pueden alterar los patrones de carga. Cuando una instalación transfiere carga mediante unGrupo electrógeno diésel de tipo abierto, confirme si el transformador experimentó escalones de carga inusuales, energizaciones frecuentes, ajustes de tensión o un ciclo de trabajo modificado alrededor de la fecha de muestreo. Estos eventos no explican cada aumento de gas, pero son relevantes para distinguir un defecto interno persistente de una respuesta a condiciones operativas excepcionales.

La termografía de terminales accesibles, la inspección del sistema de refrigeración, la revisión del funcionamiento de ventiladores y bombas, los escaneos infrarrojos de boquillas y cajas de cables, y los registros de mantenimiento del cambiador de tomas deben utilizarse para comprobar la hipótesis del DGA. La prueba de seguimiento seleccionada debe responder a una pregunta específica. Las pruebas amplias sin una hipótesis de falla suelen producir lecturas no relacionadas y retrasan la decisión.

Convertir un informe de laboratorio en una decisión de actuación

Clasifique el resultado según su urgencia en lugar de tratar cada gas anormal como una condición de parada. Los gases históricos estables sin evidencia operativa adversa pueden mantenerse bajo un intervalo de muestreo reducido. Un aumento claro en un patrón térmico requiere investigar la refrigeración, la carga, los contactos y las fuentes de calentamiento localizado. El rápido aumento de gases combustibles, el acetileno detectado recientemente, la actividad de relés de protección, cambios de presión inexplicados o ruido anormal justifican una pronta revisión de ingeniería y una decisión sobre la reducción de carga o la retirada de servicio.

Conserve los informes originales de laboratorio, los cromatogramas cuando se proporcionen, los detalles de las muestras, los registros de carga y las acciones correctivas en un único archivo histórico del transformador. Esto evita que un problema recurrente se trate como un evento nuevo tras un cambio de personal o contratistas. También facilita la interpretación del siguiente resultado de DGA, ya que el historial de mantenimiento explica si una tendencia de gases continuó, se estabilizó o respondió después de una reparación.

El DGA es más eficaz cuando se trata como evidencia que orienta la siguiente inspección, y no como un diagnóstico desvinculado del historial operativo del equipo. Una muestra de confirmación limpia, una tendencia fundamentada y verificaciones de seguimiento específicas proporcionan una base más sólida para la actuación de mantenimiento que cualquier valor aislado de gas.