Qué significan los niveles crecientes de gases disueltos en un transformador de 110 kV

Un aumento de los gases disueltos en un transformador de 110 kV significa que se está acumulando gas en el aceite aislante, pero por sí solo no permite determinar la causa ni la gravedad. La cuestión inmediata es si el cambio refleja una falla interna activa, un cambio en las condiciones de operación o un problema de muestreo. Un aumento confirmado y acelerado requiere más atención que una única lectura elevada que se ha mantenido estable durante años.

Una evaluación útil combina los gases individuales, sus tasas de cambio, el historial de operación y otros indicadores de condición. La decisión práctica consiste en determinar si se debe repetir la muestra, investigar la refrigeración o la carga, intensificar el monitoreo o escalar el caso para tomar una decisión operativa urgente. Tratar todos los aumentos de la misma manera puede provocar interrupciones innecesarias o retrasar una intervención.

Determinar si el aumento es real

Antes de interpretar un nuevo informe de DGA, compárelo con los resultados anteriores del mismo compartimento de aceite. Confirme el punto y las fechas de muestreo, las unidades, el método del laboratorio y cualquier tratamiento reciente del aceite. Una muestra del tanque principal y otra de un compartimento independiente del cambiador de tomas bajo carga corresponden a entornos de operación distintos y no deben combinarse en una sola tendencia.

El muestreo y la manipulación pueden afectar los resultados. Las burbujas de aire, una conexión de muestreo que no se haya purgado adecuadamente, recipientes inadecuados o un sellado deficiente pueden alterar la composición de los gases medida. Un cambio brusco inesperado debe dar lugar a una revisión de la calidad de la muestra y, cuando las condiciones operativas lo permitan, a una repetición rápida del muestreo mediante el procedimiento establecido.

Compruebe si el aumento aparente supera la variación normal del método de medición. Los cambios porcentuales pueden parecer drásticos cuando la concentración inicial estaba cerca del límite de detección. Una relación calculada a partir de dos concentraciones de gas muy bajas también puede sugerir una categoría de falla sin ofrecer un diagnóstico fiable.

El mantenimiento reciente puede interrumpir la tendencia. La sustitución de aceite, la reposición, el tratamiento al vacío y la desgasificación modifican las concentraciones de gas sin que necesariamente cambie la condición subyacente. Después del tratamiento, los gases retenidos en el aislamiento de papel pueden redistribuirse en el aceite. Establezca una nueva línea base y conserve el historial anterior.

Analizar el patrón de gases antes de atribuir una falla

El análisis de gases disueltos detecta productos que se forman cuando el aceite y el aislamiento sólido se someten a esfuerzos eléctricos o térmicos. Los distintos esfuerzos tienden a producir patrones de gases diferentes, pero estos se solapan. Utilícelos para formular una hipótesis de trabajo y elegir las comprobaciones de seguimiento, en lugar de considerar un solo gas como prueba de un defecto concreto.

La aparición de acetileno en el aceite del tanque principal o un aumento rápido de este gas requieren una pronta escalación. Las maniobras normales pueden generar acetileno en un compartimento independiente del cambiador de tomas lleno de aceite, por lo que debe determinarse el origen del gas. Es necesario investigar una posible contribución del cambiador de tomas; esta no debe usarse para descartar automáticamente un resultado anómalo del tanque principal.

Los óxidos de carbono también requieren contexto. El monóxido de carbono por sí solo no demuestra un daño grave del papel, y la relación entre dióxido de carbono y monóxido de carbono no es una medida independiente de la condición del aislamiento. Cuando se sospeche deterioro de la celulosa, combine el DGA con indicadores de envejecimiento adecuados, como el análisis de furanos cuando corresponda, y con el historial del aislamiento y de los tratamientos del aceite del transformador.

Los métodos basados en relaciones de gases y las herramientas gráficas pueden ayudar a clasificar un patrón válido. Su utilidad disminuye cuando las concentraciones son demasiado bajas, se superponen varios procesos o el tratamiento del aceite ha alterado el equilibrio de los gases. Una clasificación diagnóstica es más sólida cuando concuerda con la tendencia y las pruebas operativas.

¿A qué velocidad están aumentando los gases?

La concentración describe el gas acumulado presente en el aceite muestreado. La tasa de cambio ayuda a evaluar si puede haber un proceso activo. Un transformador con una cantidad de gas estable desde hace tiempo plantea una preocupación distinta a la de uno que presenta un aumento rápido a partir de una línea base baja.

Para un cálculo inicial de la tendencia, reste la concentración anterior de la concentración actual y divida el resultado por el tiempo transcurrido. Utilice unidades coherentes, como partes por millón por día. Calcule las tasas de cada gas por separado, así como cualquier medida agregada que se use en el programa de mantenimiento. Un valor total puede ocultar un cambio significativo en un gas de diagnóstico.

Dos muestras proporcionan una tasa promedio para un intervalo; no revelan cuándo se produjo el aumento. Este podría haberse desarrollado gradualmente o durante un evento breve. Otras muestras o un monitoreo en línea adecuado pueden mostrar si la tendencia continúa o se acelera. Interprete esos resultados junto con el momento en que ocurrieron cambios de carga, alarmas y perturbaciones.

Una tasa de concentración en ppm por día no equivale al volumen total de gas producido. El volumen de aceite y la distribución de los gases son importantes al comparar transformadores. Las diferencias de diseño, los sistemas de preservación, la antigüedad y los historiales de operación también limitan las comparaciones directas entre unidades.

No existe una concentración universal de gas que determine si todos los transformadores de 110 kV son seguros o inseguros. La tensión nominal por sí sola no permite definir un umbral de actuación. Aplique los criterios de DGA establecidos para el activo, las directrices del fabricante y el marco de diagnóstico pertinente; después, evalúe la tendencia real y las pruebas complementarias.

Relacionar el cronograma del DGA con las condiciones de operación

Compare las fechas de muestreo y las tendencias de gases con la carga, la temperatura ambiente, la temperatura del aceite en la parte superior, los indicadores disponibles de temperatura de los devanados, el estado del sistema de refrigeración y la actividad del cambiador de tomas. La relación entre estos registros suele aclarar cuál debe ser la siguiente investigación.

Si los gases térmicos comienzan a aumentar durante periodos de mayor carga, compruebe si los ventiladores y las bombas arrancan correctamente y si están disponibles las etapas de refrigeración requeridas. Revise el estado de los radiadores, las posiciones de las válvulas, los circuitos de control y la plausibilidad de los sensores de temperatura. Un problema de refrigeración puede aumentar el esfuerzo térmico aunque la causa inicial no sea un defecto eléctrico.

Una temperatura indicada normal no descarta un punto caliente localizado. Una conexión interna defectuosa, una corriente circulante u otra fuente de calor concentrada pueden generar gases mientras la temperatura del aceite a granel se mantiene dentro de su rango habitual. El crecimiento continuo de gases con una carga normal merece una investigación, incluso cuando la pantalla de temperatura parece normal.

Cuando los gases sigan los picos de demanda, la gestión de la carga puede reducir el esfuerzo térmico mientras se investiga la causa. En un parque industrial o una instalación de energía renovable, un sistema de almacenamiento de energía en contenedor con refrigeración líquida de 1 MW/2 MWh puede ayudar a gestionar los picos de demanda si su punto de conexión, estrategia de despacho y capacidad disponible reducen efectivamente la carga que atraviesa el transformador afectado. Su sistema de refrigeración por batería controla la temperatura de las baterías; no enfría el aceite del transformador ni repara una falla interna. Por ello, cualquier propuesta para reducir la carga requiere una evaluación eléctrica específica del sitio.

Revise también las fallas pasantes, las actuaciones de protección, los eventos de maniobra inusuales y los trabajos recientes. El DGA puede indicar un problema en desarrollo aunque no se haya producido un disparo de protección. A la inversa, una actuación anómala de la protección requiere investigación aunque la siguiente muestra de aceite muestre solo un cambio moderado.

Elegir la respuesta en función de las pruebas

La respuesta debe reflejar la fiabilidad del resultado, el mecanismo sospechado y las consecuencias de continuar operando. No permita que un programa rutinario de muestreo determine la urgencia de una tendencia anómala.

• Un cambio pequeño y aislado sin otras anomalías que lo respalden: revise la calidad del muestreo y la variación de la medición; después, programe una confirmación con un intervalo adecuado a la condición sospechada.
• Un aumento repetible de gases térmicos asociado a la carga: investigue el rendimiento de la refrigeración y el régimen de operación, considere ajustes de carga autorizados y acorte el intervalo de monitoreo.
• Crecimiento persistente sin una explicación operativa clara: escale el caso para una evaluación de ingeniería y seleccione diagnósticos específicos en función del patrón de gases y del historial del transformador.
• Aceleración rápida, aparición de acetileno en el tanque principal o crecimiento de gases acompañado de anomalías de protección o físicas: solicite una evaluación operativa urgente conforme al procedimiento del sitio para condiciones anómalas. Puede ser necesario sacar el equipo de servicio.

No retrase una respuesta operativa urgente solo para obtener otro resultado de laboratorio rutinario. La actuación del relé de gas, las indicaciones de sobrepresión súbita, los ruidos anómalos u otros signos de una falla interna pueden cambiar la decisión de inmediato. Repetir la muestra ayuda al diagnóstico, pero no invalida las pruebas de protección.

Los intervalos de muestreo deben responder a una pregunta concreta: ¿podría producirse un cambio con consecuencias importantes antes de que esté disponible el siguiente resultado? Los niveles de gases históricamente estables pueden justificar un seguimiento rutinario de tendencias. Una falla activa sospechada requiere una observación más frecuente, teniendo en cuenta el plazo de entrega del laboratorio.

El DGA en línea puede mejorar la visibilidad cuando la tendencia cambia rápidamente o las interrupciones tienen consecuencias importantes. Compruebe qué gases mide el monitor y cómo se comparan sus lecturas con los resultados del laboratorio. Un monitor de un solo gas puede revelar un cambio, pero aporta menos detalles de diagnóstico que un sistema multigás. Establezca una comparación coherente antes de interpretar las diferencias entre instrumentos como deterioro del transformador.

Utilizar pruebas de seguimiento para resolver una incertidumbre concreta

Las pruebas adicionales son más útiles cuando se dirigen a una hipótesis de trabajo. Si se sospecha un problema térmico, revise el funcionamiento de la refrigeración, los registros de temperatura, el equilibrio de carga y las conexiones externas accesibles. La termografía puede identificar calentamientos externos, pero no descarta una falla dentro del tanque.

Si se sospecha actividad eléctrica, puede ser adecuado realizar una investigación especializada de descargas parciales u otros diagnósticos eléctricos. El método depende del defecto sospechado, del acceso disponible y de si la unidad sigue energizada. Planifique las pruebas fuera de servicio en función de las pruebas disponibles; un paquete de pruebas amplio es menos útil que una investigación específica capaz de cambiar la decisión operativa.

Cuando preocupe la participación del aislamiento de papel, examine los indicadores de humedad y envejecimiento junto con el DGA. La distribución de la humedad entre el aceite y el papel cambia con la temperatura, por lo que un único resultado de humedad en el aceite no debe considerarse una medición directa de la condición del papel.

La filtración o desgasificación del aceite puede reducir las concentraciones medidas, pero una lectura más baja tras el tratamiento no demuestra que haya desaparecido la fuente que produce los gases. Conserve los resultados previos al tratamiento, documente los trabajos y vigile si vuelve a generarse gas. De lo contrario, el tratamiento puede ocultar la tendencia necesaria para determinar si las medidas correctivas dieron resultado.

Dejar clara la siguiente acción en el informe de condición

Un informe útil relaciona las pruebas con una decisión. Registre el compartimento muestreado, los resultados históricos comparables, los cambios de cada gas, las limitaciones del muestreo, las condiciones de operación y las alarmas pertinentes. Indique el mecanismo sospechado y las pruebas que lo respaldan, y señale cualquier explicación alternativa que pudiera cambiar la respuesta.

A continuación, especifique quién revisará el siguiente resultado, cuándo estará disponible y qué cambios darán lugar a una escalación. Adjunte el historial reciente de DGA y la cronología operativa cuando solicite apoyo al fabricante del transformador o a un especialista en diagnóstico. «Continuar con el monitoreo» solo se convierte en una acción concreta cuando se definen el intervalo y los criterios de decisión.

La tarea inmediata es determinar si la generación de gases está activa y cuánto tiempo hay para investigar. Confirme la tendencia, identifique el patrón de gases de mayor relevancia, relaciónelo con las pruebas operativas y elija una respuesta que permita detectar el deterioro antes de que llegue el momento de tomar la siguiente decisión operativa.