Transformadores de potencia sumergidos en aceite para subestaciones: cómo difieren los patrones del análisis de gases disueltos (DGA) entre unidades con OLTC y sin OLTC

Para los profesionales del mantenimiento de transformadores de potencia sumergidos en aceite de subestaciones, comprender cómo difieren los patrones del análisis de gases disueltos (DGA) entre las unidades con cambiador de tomas bajo carga (OLTC) y sin OLTC es fundamental para un diagnóstico preciso de fallas y una gestión proactiva de activos. Este artículo analiza las variaciones clave de las firmas de DGA, como el acetileno elevado en los arcos relacionados con OLTC frente al metano/etileno sostenido en las fallas térmicas de unidades sin OLTC, ayudando a los ingenieros de campo a distinguir las anomalías operativas de las fallas incipientes.

Mecanismos principales de generación de gases DGA: OLTC frente al tanque principal

La diferencia fundamental no reside en el aceite en sí, sino en el aporte energético localizado y el entorno físico. En los transformadores sin OLTC, los gases de falla se originan casi exclusivamente por la degradación del aislamiento dentro del tanque principal, principalmente del papel de celulosa y el aceite mineral sometidos a estrés térmico o eléctrico. Sin embargo, las unidades OLTC incorporan un sistema secundario diferenciado: un compartimento aislado y lleno de aceite que alberga contactos mecánicos que interrumpen la corriente de carga durante la regulación de tensión. Este compartimento funciona bajo arcos de conmutación repetidos, sobretensiones transitorias y desgaste de contactos, procesos que generan gases a velocidades y proporciones fundamentalmente distintas de las del tanque principal.

El acetileno (C₂H₂) es el indicador más revelador. Aunque cualquier nivel de C₂H₂ superior a 1–2 ppm requiere investigación, su presencia en el aceite del OLTC, incluso sin niveles altos correspondientes de hidrógeno o metano, se asocia fuertemente con arcos intermitentes entre los contactos del selector de tomas o del conmutador desviador. En cambio, el acetileno en el aceite del tanque principal suele indicar fallas internas graves: cortocircuitos entre espiras de devanados, descargas disruptivas en pasatapas o fallas de puesta a tierra del núcleo. Es importante destacar que el acetileno relacionado con OLTC suele aparecer *sin* aumentos proporcionales de hidrógeno (H₂), porque la energía del arco está altamente localizada y la circulación de aceite entre compartimentos se restringe intencionalmente.

La interpretación de las relaciones de gases requiere conocimiento de los compartimentos

Las relaciones de Rogers y los triángulos de Duval son herramientas potentes, pero suponen que el origen de los gases es homogéneo. Aplicarlos a muestras de aceite mezclado o ignorar los límites entre compartimentos conduce a diagnósticos erróneos. Por ejemplo:

• Una relación C₂H₂/C₂H₄ > 3 en el aceite del tanque principal sugiere una descarga de alta energía; la misma relación en el aceite del OLTC puede reflejar una actividad de conmutación normal durante cambios frecuentes de toma bajo carga elevada.
• CH₄ y C₂H₄ elevados con C₂H₂ bajo en el aceite del tanque principal indican fallas térmicas (>300°C) en devanados o circuitos magnéticos. Sin embargo, el mismo patrón en el aceite del OLTC suele indicar sobrecalentamiento de abrazaderas de contacto o una deficiente integridad de conexión, no arqueo, y puede correlacionarse con un aumento de la resistencia de contacto medido mediante pruebas de resistencia dinámica (DRT).
• La concentración de H₂ por sí sola no es fiable: los compartimentos OLTC presentan con frecuencia niveles de H₂ 2–5× superiores a los del tanque principal debido a descargas parciales durante la transición de contactos, incluso cuando no existe ninguna falla incipiente.

Por lo tanto, la confianza diagnóstica requiere *muestreo por separado*: muestras específicas de aceite del OLTC tomadas del conservador o de la válvula de drenaje del OLTC, y muestras del tanque principal tomadas de la válvula inferior, nunca de un puerto de muestreo común aguas abajo de la tubería de interconexión.

El contexto operativo modifica las firmas de gases

La tasa de generación de gases no es estática. Depende en gran medida del ciclo de trabajo y de las condiciones ambientales. Una unidad OLTC que realiza 200 cambios de toma al día en una operación minera, donde las fluctuaciones de tensión exigen una regulación frecuente, acumulará acetileno más rápidamente que una unidad idéntica en una subestación de transmisión estable con ajustes semanales. Del mismo modo, la temperatura ambiente afecta la viscosidad del aceite y la formación de burbujas: el aceite más frío ralentiza la liberación de gases del aislamiento sólido, retrasando la detección de fallas térmicas en etapa inicial en unidades sin OLTC, mientras que el aceite caliente acelera los subproductos de oxidación como CO y CO₂, enmascarando firmas de falla sutiles.

El contenido de humedad también influye. Los compartimentos OLTC son más propensos a la entrada de humedad a través de sellos de respiraderos o por el envejecimiento de juntas. El agua reacciona con superficies metálicas calientes para producir hidrógeno, elevando las lecturas de H₂ independientemente de las fallas eléctricas. En las unidades sin OLTC, la humedad degrada principalmente la resistencia del aislamiento de papel y acelera el envejecimiento, como lo evidencian las relaciones crecientes de CO/CO₂ con el tiempo, no picos inmediatos de gas.

Protocolo práctico de muestreo

El muestreo estandarizado reduce los falsos positivos:

• Tome aceite del OLTC únicamente después de que la unidad haya permanecido desenergizada durante ≥4 horas para permitir que los gases se equilibren.
• Evite tomar muestras inmediatamente después de los cambios de toma: los primeros 30 minutos posteriores a la operación muestran picos transitorios de C₂H₂ no relacionados con la progresión de fallas.
• Utilice jeringas purgadas con nitrógeno y la técnica de triple enjuague para eliminar la contaminación del aire, especialmente importante para las mediciones de H₂ y C₂H₂ de baja concentración.
• Registre la temperatura ambiente, el historial de carga (kVA y duración) y la hora del último cambio de toma junto con cada muestra.

Factores de material y diseño que influyen en los perfiles de gases

La construcción del transformador influye en los niveles de gas de referencia. Las unidades que utilizan láminas de acero al silicio de grano orientado y alta permeabilidad, como las delTransformador minero antideflagrante, presentan menores pérdidas en vacío y un calentamiento reducido del núcleo, lo que da como resultado una menor generación de etileno y metano de fondo durante el funcionamiento normal. Esto facilita la detección de firmas de fallas térmicas emergentes sobre una línea de base más estable. Por el contrario, las unidades más antiguas con devanados de aluminio pueden mostrar hidrógeno elevado debido a la corrosión galvánica en aceite húmedo, lo que complica la interpretación de tendencias de DGA no relacionadas con fallas eléctricas.

El diseño del tanque también es importante. Los compartimentos OLTC sellados con volumen de aceite limitado concentran los gases más rápidamente que los grandes tanques principales, lo que significa que los umbrales de ppm para actuar deben ajustarse en consecuencia. Una lectura de 5 ppm de C₂H₂ en un depósito OLTC de 10 litros tiene mayor relevancia que el mismo valor en un tanque principal de 10,000 litros.

Cuando los patrones DGA se superponen: resolución de ambigüedades

Algunos escenarios desafían una atribución sencilla basada en compartimentos. La migración de aceite a través de juntas deterioradas o respiraderos compartidos puede mezclar los gases y producir firmas híbridas. En tales casos, la evidencia corroborativa es esencial: termografía infrarroja de los mecanismos de accionamiento del OLTC, detección ultrasónica de descargas parciales cerca de las carcasas del selector de tomas o análisis cromatográfico de compuestos furánicos (2-FAL, 5-MF) para evaluar la gravedad del envejecimiento del papel en el tanque principal. El análisis de furanos es especialmente valioso cuando el DGA muestra CH₄/C₂H₄ moderado pero ningún tipo de falla claro, lo que indica degradación térmica lenta en lugar de una falla aguda.

Por último, recuerde que el DGA identifica *qué* está ocurriendo químicamente, no *por qué*. Los gases elevados señalan procesos de degradación, pero la causa raíz requiere integración con datos de pruebas eléctricas (relación de transformación, resistencia de devanados, SFRA), registros de inspección mecánica (desgaste de contactos, tensión de resortes) y registros operativos. Un aumento constante de C₂H₂ en el aceite del OLTC junto con una resistencia de contacto creciente y un “crepitar” audible durante los cambios de toma confirma el arqueo. Sin esos datos de respaldo, la misma tendencia de gases podría reflejar una sobrecarga temporal o una sobretensión transitoria, no una falla progresiva.

El DGA sigue siendo indispensable, pero su capacidad diagnóstica solo se manifiesta cuando se interpreta dentro del contexto físico y operativo preciso de la arquitectura de cada transformador de potencia de subestación sumergido en aceite. Tratar las unidades OLTC y sin OLTC como funcionalmente equivalentes en el análisis de gases ignora la física de sus distintos modos de falla y conlleva el riesgo tanto de una intervención prematura como de una omisión peligrosa.