Aumento de los niveles de gas en un transformador de potencia de 132 kV: ¿Qué debe comprobar?

El aumento de los niveles de gas en un transformador de potencia de 132 kV puede indicar fallas térmicas o eléctricas en desarrollo, pero un solo resultado del análisis de gases disueltos (DGA) rara vez cuenta toda la historia. Para los equipos de mantenimiento posventa, la pregunta inmediata es práctica: ¿puede el transformador seguir en servicio mientras se investiga, o las pruebas justifican una intervención urgente?

La respuesta depende de qué gases están aumentando, con qué rapidez cambian y qué otros fenómenos se observan en el transformador. Un resultado de laboratorio sospechoso merece atención, pero no constituye un diagnóstico automático. Antes de decidir las medidas correctivas, analice en conjunto la calidad del muestreo, el historial de funcionamiento, el rendimiento de refrigeración y las indicaciones de protección.

Antes de interpretar el informe, compruebe si existe un riesgo operativo inmediato

No empiece por las relaciones de gases si el transformador ya muestra señales de deterioro. Revise el registro de eventos de la sala de control y consulte al operador. Un aumento de gases acompañado de un disparo del relé Buchholz, una actuación de la protección de sobrepresión súbita o de la protección diferencial, ruido anormal, humo o una fuga importante de aceite representa una situación distinta a una advertencia aislada del laboratorio.

Si se ha activado alguna protección o se sospecha una falla interna activa, siga los procedimientos de emergencia del sitio e involucre a los especialistas responsables de protección y transformadores. No restablezca las protecciones ni vuelva a energizar el transformador basándose únicamente en que un resultado posterior de DGA parezca menos preocupante.

Antes de continuar con una investigación rutinaria, determine lo siguiente:

• Si se han producido alarmas de protección, temperatura, nivel de aceite o refrigeración.
• Si el transformador soporta una carga inusual o ha experimentado una sobrecarga reciente.
• Si las indicaciones de temperatura del aceite y de los devanados son fiables y se encuentran dentro de los límites de funcionamiento aprobados.
• Si el último aumento de gases es gradual, se está acelerando o está asociado a un evento específico.

El muestreo y la inspección deben realizarse conforme a los procedimientos aprobados para equipos de alta tensión energizados. Nunca abra cubiertas, afloje conexiones ni acceda a componentes internos como parte de una solución de problemas informal.

Asegúrese de que el aumento corresponda al transformador y no al proceso de muestreo

Un equipo de mantenimiento puede perder un tiempo valioso investigando una falla que solo existe en el registro de la muestra. Antes de interpretar un cambio, compare el nuevo informe con los resultados anteriores del mismo compartimento de aceite y punto de muestreo.

Compruebe la identificación del activo, la fecha de muestreo, las unidades de los gases, el método del laboratorio y el tipo de fluido. Confirme si el resultado procede del tanque principal, de un compartimento independiente del cambiador de tomas bajo carga (OLTC) o de un monitor en línea. Estas fuentes no son intercambiables.

A continuación, revise cómo se tomó la muestra. ¿Se purgó suficientemente la válvula? ¿Se utilizó un recipiente aprobado y hermético a los gases? ¿Había burbujas de aire? ¿Se sometió la muestra a demoras innecesarias o a una manipulación inadecuada? Los cambios en la técnica de muestreo pueden restar fiabilidad a las comparaciones, en particular a bajas concentraciones.

Si el resultado es inesperado y no hay señales de alerta que lo corroboren, solicite cuanto antes una muestra de confirmación conforme al procedimiento de muestreo del sitio y de acuerdo con IEC 60475 o la norma equivalente aplicable. Siempre que sea posible, mantenga el mismo punto de muestreo y el mismo método de laboratorio. Sin embargo, no retrase una medida operativa urgente para obtener una segunda muestra si los eventos de protección o el rápido empeoramiento de las condiciones ya indican un riesgo significativo.

Tenga en cuenta cualquier cambio en la línea de base del aceite

La sustitución o reposición de aceite, la filtración, la desgasificación al vacío y las reparaciones pueden modificar las concentraciones de gases disueltos. Una disminución tras el tratamiento no demuestra que haya desaparecido el origen de la falla; la generación de gases puede reanudarse posteriormente.

Registre estas actividades junto con el historial de DGA. Compruebe también si el líquido aislante es aceite mineral o éster natural. La química del fluido afecta a la generación y la interpretación de los gases, por lo que los criterios para aceite mineral no deben aplicarse sin más a equipos llenos de éster.

¿Qué gases están aumentando y qué podría significar ese patrón?

Analice el patrón completo de gases en lugar de interpretar un solo gas como una etiqueta de falla. Las siguientes asociaciones ayudan a orientar la investigación, pero ninguna determina por sí sola la ubicación o la gravedad de una falla.

Un aumento nuevo y confirmado de acetileno en el aceite del tanque principal requiere una pronta evaluación por parte de especialistas, sobre todo si también aumenta el hidrógeno o hay indicaciones de protección. Sin embargo, declarar que existe un «arco interno» basándose en una sola medición de trazas no es una práctica sólida. También deben tenerse en cuenta los gases residuales de un evento anterior, la contaminación de la muestra y la configuración de los compartimentos de aceite.

Del mismo modo, la relación entre dióxido de carbono y monóxido de carbono no debe utilizarse por sí sola para diagnosticar el sobrecalentamiento del papel. La antigüedad del aislamiento, el tratamiento del aceite, la exposición al oxígeno y la química del fluido pueden influir en los resultados. El análisis de furanos puede aportar pruebas complementarias sobre el estado de la celulosa, pero su interpretación también depende del historial del aceite y de los materiales aislantes.

En un transformador de potencia de 132 kV, la tendencia suele importar más que una medición aislada

Una concentración de gases relativamente elevada que se ha mantenido estable durante años puede corresponder a una condición histórica. En cambio, una concentración menor que aumenta bruscamente en un intervalo breve puede indicar un problema activo en desarrollo. Importan tanto el nivel absoluto como la velocidad de cambio.

Para muestras comparables, calcule el cambio medio de concentración:

Tasa media de cambio = (concentración más reciente − concentración anterior) ÷ días transcurridos.

Si un gas aumenta de 40 ppm a 100 ppm en 30 días, el incremento medio es de 2 ppm por día. Este cálculo describe la tendencia observada; no es un umbral de alarma universal ni una medición directa de la producción total de gases.

Interprete la tasa con cautela. Los intervalos desiguales entre muestras pueden ocultar una aceleración. El tratamiento del aceite, la pérdida de fluido, la liberación de gases hacia un espacio de cabeza y los cambios en la temperatura del aceite pueden afectar a las concentraciones medidas. Una diferencia cercana a la incertidumbre del laboratorio no debe tratarse como una tasa de generación precisa.

Utilice los criterios de la empresa eléctrica aplicables, las recomendaciones del fabricante y las normas vigentes, como IEC 60599 o IEEE C57.104, dentro del ámbito indicado para cada una. La clase de tensión por sí sola no proporciona un límite de gases universalmente seguro. También son importantes el historial de carga, el líquido aislante, el diseño del transformador y su condición de referencia.

Relacione la tendencia de los gases con lo ocurrido en el sitio

El registro de investigación más útil sitúa en una misma cronología los resultados de DGA y los eventos operativos. Represente los gases pertinentes junto con la carga, la temperatura ambiente, la temperatura del aceite en la parte superior, la indicación de temperatura de los devanados, el estado del sistema de refrigeración y la actividad del cambiador de tomas. Busque un cambio que comenzara antes del aumento de gases, no solo después de este.

Refrigeración y carga: vaya más allá de la lectura de temperatura

Compruebe la disponibilidad de ventiladores y bombas, los ajustes de arranque automático, las fuentes de alimentación de control, los contactores y el historial de alarmas. Si hay circulación forzada de aceite, verifique el caudal real mediante comprobaciones aprobadas, en lugar de suponer que un motor en marcha garantiza un caudal adecuado.

Inspeccione si hay obstrucciones en el flujo de aire de los radiadores, suciedad, fugas y posiciones incorrectas de las válvulas. Un banco de radiadores que haya quedado aislado tras el mantenimiento puede reducir silenciosamente la capacidad de refrigeración. Una temperatura ambiente elevada, una sobrecarga sostenida o una carga armónica anormal pueden agravar el problema.

Siempre que sea posible, compare las lecturas de temperatura con referencias calibradas. Un sensor defectuoso puede ocultar el sobrecalentamiento, mientras que una lectura normal del aceite en la parte superior no descarta un punto caliente localizado en una conexión dentro del tanque. Los indicadores de temperatura de los devanados pueden ofrecer una estimación, en lugar de medir directamente el punto más caliente.

Conexiones, pasatapas y actividad del cambiador de tomas

Revise los terminales accesibles y los pasatapas para detectar señales de calentamiento, fugas, decoloración o patrones térmicos anormales. La termografía debe realizarse a distancias seguras y conforme a los procedimientos aprobados del sitio. El calentamiento externo puede revelar un problema de conexión, pero no permite descartar una falla interna.

En el caso del OLTC, revise el número de operaciones, el mantenimiento reciente, las alarmas de conmutación y si su sistema de aceite es independiente del tanque principal. En ciertos diseños de OLTC, la presencia de gases de conmutación puede ser normal; si aparecen en el tanque principal, es necesario explicar su presencia en lugar de suponer que el resultado es inocuo.

Los cortocircuitos externos recientes, los eventos de rayos, las perturbaciones de conmutación y las vibraciones anormales también deben incluirse en la cronología. Estos datos ayudan a los especialistas a decidir si se justifican otras pruebas eléctricas o una inspección interna.

Elija la siguiente medida a partir del conjunto de pruebas

Las decisiones de mantenimiento deben ser proporcionales al riesgo y no basarse en una sola señal de laboratorio codificada por colores. Utilice tres vías prácticas; las decisiones finales corresponden al propietario del activo y al personal técnico autorizado.

• Cambio confirmado pero lento, sin anomalías que lo respalden: considere mantener el equipo en servicio con un plan de monitorización aprobado. Establezca el siguiente intervalo de muestreo según la tendencia y las recomendaciones aplicables, y especifique qué cambio activará una escalada.
• Cambio persistente o acelerado, con posibles indicios térmicos: investigue cuanto antes la refrigeración y la carga. Mientras se evalúa la causa, pueden ser apropiadas una reducción de carga autorizada, una monitorización más frecuente de la temperatura, la repetición del análisis DGA y la revisión por parte de especialistas.
• Rápido aumento de gases, patrones de descarga preocupantes o actuación de las protecciones: solicite una evaluación operativa y de ingeniería inmediata. Es posible que, conforme a los procedimientos del sitio, sea necesario sacar el equipo de servicio o aislarlo; no debe darse por sentado que es aceptable mantenerlo en funcionamiento.

Las pruebas adicionales deben responder a una pregunta concreta. Según las pruebas disponibles, los especialistas pueden recomendar análisis de humedad y calidad del aceite, mediciones de capacitancia y factor de disipación de los pasatapas, resistencia de los devanados, evaluación del aislamiento o una investigación específica de descargas parciales. Muchas pruebas requieren una interrupción del servicio y condiciones controladas; solicitar todas las pruebas disponibles rara vez mejora el diagnóstico.

El DGA en línea puede ser útil cuando se necesita observar más de cerca una tendencia en desarrollo, pero confirme qué gases mide el monitor y revise su estado de calibración. Un monitor que solo mide hidrógeno no puede ofrecer la misma perspectiva diagnóstica que un análisis de laboratorio de varios gases.

Cierre el ciclo: compruebe que la intervención ha funcionado

Después de reparar los controles de refrigeración, corregir conexiones, cambiar las condiciones de funcionamiento o completar trabajos internos, establezca una línea de base posterior a la intervención y documéntela. El muestreo de seguimiento debe mostrar si la tendencia de los gases se estabiliza, continúa o se acelera. Si se realizó una desgasificación, distinga la eliminación inmediata de los gases de la tasa posterior de nueva acumulación.

Para planificar una sustitución o modernización, el transformador sumergido en aceite de 110 kV de Jinshida Electric Power Technology Co., Ltd. ofrece una referencia pertinente sobre equipos sumergidos en aceite utilizados en subestaciones, sistemas industriales y conexiones de energías renovables a la red. No es automáticamente intercambiable con una unidad de 132 kV: la tensión del sistema, la tensión máxima para el equipo, la coordinación del aislamiento, la capacidad, la configuración de refrigeración y la selección del líquido deben confirmarse específicamente para cada proyecto.

Proporcione al fabricante o al equipo de servicio un conjunto conciso de pruebas: datos de la placa de características, detalles de los compartimentos, tipo de fluido, historial completo de DGA, registros de muestreo, tendencias de carga y temperatura, eventos de protección e historial de mantenimiento. Esto es mucho más útil que enviar un único informe marcado como «nivel alto de gases».

El objetivo no es simplemente reducir una cifra. Se trata de determinar si existe una falla activa, controlar el riesgo operativo y verificar que el trabajo correctivo haya resuelto la causa. Para los equipos de posventa responsables de un transformador de potencia de 132 kV, este enfoque basado en pruebas hace que la siguiente decisión sea más clara y más fácil de justificar.