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Análisis de gases disueltos para el monitoreo y diagnóstico de transformadores de potencia en servicio



  1. Resumen
  2. Introducción
  3. Materiales y Métodos
  4. Conclusiones
  5. Referencias

RESUMEN.

El artículo trata sobre el análisis de
gases disueltos (AGD) en el aceite dieléctrico de los
transformadores; a través del cual y en correspondencia
con los niveles y relaciones existentes, es posible monitorear y
diagnosticar el proceso de deterioro involucrado, incrementando
la confiabilidad y la vida útil de los equipos, con la
reducción de los índices de falla. Se hace un
recorrido completo por los gases disueltos en el aceite como
resultado de la degradación y los posibles
diagnósticos asociados a ellos. Se presentan resultados de
la aplicación de esta técnica de diagnóstico
en la Unidad Cienfuegos, de la Empresa de Construcciones de la
Industria Eléctrica (ECIE), utilizando las
concentraciones determinadas por el medidor portátil de
gases disueltos Transport X (KELMAN LTD).

Palabras Claves- AGD, Análisis de Gases
Disueltos, Diagnóstico de transformadores, Kelman LTD,
Monitoreo, Transport X.

DISSOLVED GASES ANALYSIS FOR MONITORING AND
DIAGNOSING OF ON LINE POWER TRANSFORMERS.

ABSTRACT. The article is about dissolved gases analysis
(DGA)in transformers dielectric oil, through which and in
correspondence with existent levels and ratios, is possible
monitoring and diagnosing deterioration process involved,
increasing reliability and useful life of equipments, with
decreasing failure rates. It makes a complete travel over the
dissolved gases in oil, as a degrading result and associated
diagnostics possible to their. It presents results of
applications of this diagnostic technique in Cienfuegos Utility,
from Construction Enterprise of Electrical Industry (CEIC), using
determinate concentrations by dissolved gases portable analyzer
Transport X (KELMAN LTD).

Key Words— DGA, Gases Dissolved Analysis,
Kelman LTD, Monitoring, Transformer Diagnostic, Transport
X.

Introducción

En el Sistema Electroenergético Nacional, los
transformadores de potencia son elementos vitales, por su
significación y por sus costos. El aumento de las
potencias, la elevación de los voltajes y las necesidades
de transmitir potencia a distancias cada vez mayores convierten a
los Transformadores en equipos eléctricos de la mayor
importancia.

En el mundo, las estadísticas de fallas en
transformadores de potencia indican que el 41 % de estas,
están relacionadas con el conmutador o cambia tap; el 19 %
con los devanados; el 3 % con el núcleo; el 12 % con los
bushing; el 13 % con el tanque y los fluidos y el 12 % con los
accesorios [1]. En Cuba, las estadísticas de fallas
típicas para transformadores del Sistema
Electroenergético Nacional muestra que los puntos
principales de falla y, por tanto, los que deben ser monitoreados
con máxima prioridad son los enrollados y los cambia tap,
en los casos en que estos existen, siendo el punto débil,
el aislamiento [2].

Nuestra Empresa tiene establecido y diseñado un
programa de diagnóstico y mantenimiento
profiláctico o preventivo, para garantizar la
operación confiable de los transformadores.

La detección de algunos tipos de fallas o eventos
(arcos en las guías; falsos contactos, descargas
parciales, etc.) y su localización constituían un
problema anteriormente. Actualmente, la información
obtenida de un sistema de adquisición de datos con el
monitoreo permite detectar fallas tanto de rápido, como de
lento desarrollo, lo que supera los métodos convencionales
de las pruebas eléctricas realizadas sólo con el
equipo fuera de servicio, que no pueden detectar las fallas de
rápido desarrollo, por estar basados en mediciones
espaciadas en el tiempo [3].

Materiales y
Métodos

ANÁLISIS DE GASE
DISUELTOS

El propósito de este análisis es conocer
exactamente las diferentes sustancias que componen los gases
disueltos en el aceite extraído del transformador. Para
ello se utiliza el medidor portátil de gases disueltos
"Transport X". De acuerdo a la naturaleza de los gases disueltos
en el aceite aislante, se puede determinar la causa de la
anormalidad para prevenir y solucionarla antes que se convierta
en una falla.

Cuando el transformador se somete a esfuerzos
térmicos y eléctricos anormales debido a la
degradación del aceite y de los materiales aislantes, se
generan ciertos gases combustibles. El tipo y las concentraciones
de gases generados son importantes por cuanto el proceso de
envejecimiento normal produce cantidades extremadamente
pequeñas de gases, mientras que condiciones incipientes o
fallas declaradas generan cantidades grandes.

Los gases típicos generados por algunas fallas
incipientes en transformadores de potencia son: Hidrógeno
H2, Oxígeno O2, Nitrógeno N2, Metano CH4,
Monóxido de carbono CO, Etano C2H6, Dióxido de
carbono CO2, Etileno C2H4 y Acetileno C2H2 [4]. (El
Hidrógeno H2, Metano CH4, Monóxido de carbono CO,
Etano C2H6, Etileno C2H4 y Acetileno C2H2 son gases
combustibles)

Cuando se detectan gases en cantidad suficiente como
para suponer la existencia de una falla, es necesario conocer la
severidad de ella, lo cual se determina en base a la tasa de
crecimiento por día de cada gas en particular o del total
de gases combustibles disueltos en el aceite.

Los mecanismos de falla más comunes son: Arqueo;
Corona, Descargas de baja energía y Sobrecalentamiento
general o puntos calientes.

Identificación de la falla con la
ayuda del análisis de gases disueltos.

La detección de una condición anormal
requiere de una evaluación de la concentración del
gas generado y de la tendencia de generación. La cantidad
de cada gas, con respecto al volumen total de la muestra, indica
el tipo de falla que está en proceso [5], [6].

Existen dos maneras de representar los resultados de
gases disueltos: A partir de las concentraciones individuales y
por las relaciones entre gases.

Acetileno (C2H2)

La presencia del acetileno (C2H2) en los gases disueltos
en el aceite es siempre debido a una falla eléctrica. Si
el acetileno (C2H2) está acompañado solamente de
CH4 y de H2, se trata de arco de duración limitada en el
aceite. Si estos elementos son acompañados de CO y CO2,
este arco implica o compromete el aislamiento sólido. Si
estos mismos elementos (C2H2; CH4 e H2) sin CO ni CO2 son
acompañados de C2H6, C3H8, C2H4 y C3H6, significa
descargas parciales fuertes o arcos en el aceite. Si
además se observa CO, significa que las descargas se
producen en un asilamiento sólido. Etileno
(C2H4)

Si los productos de degradación contienen C2H4
(sin C2H2) se trata siempre de una degradación
térmica. Si no hay CO2, en el punto caliente no interviene
el asilamiento sólido. La temperatura de esta falla
será superior o inferior a 500 oC según sea mayor
la cantidad de C2H4 o de CH4 respectivamente, entre los productos
detectados. En general están acompañados de H2,
C2H6, C3H8 y C3H6. Cuando además de estos compuestos (H2,
C2H6, C3H8 y C3H6) se constata la presencia de CO2 y
eventualmente de CO la falla es en un punto caliente igual o
superior a 130 oC. Mientras no alcance 300 oC la relación
CO/CO2 permanece en el orden de 0.1; el dióxido de carbono
(CO2) está siempre presente en mayor
concentración.

Dióxido de Carbono
(CO2)

En ausencia de C2H2 y del C2H4, el CO2, solo
acompañado de un poco de CO o de CH4, es
característico de un envejecimiento térmico normal
del papel.

Cuando se observa un fuerte predominio del H2 y de
hidrocarburos saturados como C2H6, C3H8 y C3H6, con una
relación CO/CO2 superior a 0.1, se trata de
pequeñas descargas parciales que erosionan por largo
tiempo el aislamiento sólido.

Hidrógeno (H2)

La presencia de H2 (Hidrógeno), solo
acompañado eventualmente de una cantidad de CH4 (Metano)
es debida a descargas parciales, ya sea en el aislamiento, en la
superficie libre de aceite, o bien, es la primera
manifestación de una falla eléctrica más
grave.

Compuestos del aire (O2, N2).

En el caso de fallas en el relé Buchholz, puede
ser que el gas extraído de este contenga O2 y N2. Si la
proporción O2, N2 es similar a la del aire, se puede
tratar de una entrada de aire. Si la proporción de O2 es
mucho menor que la del aire, esto puede ser debido a un punto
caliente de temperatura superior a 100 oC en efecto, el
coeficiente de solubilidad del N2 en los aceites minerales
clásicos pasa por un máximo entre 80 – 100
oC.

En la tabla 1 se resumen los posibles
diagnósticos a partir de los productos de
degradación.

TABLA 1

Tabla de posibles diagnósticos a
partir de los gases disueltos como resultado de la
degradación.

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Una vez obtenidas las concentraciones se
utilizan varias técnicas para diagnosticar la
condición del transformador: La gráfica de
Dörnenburg, el triángulo de Duval, el método
nomográfico, patrones de diagnóstico y las
relaciones entre gases de Rogers. Las cuatro primeras,
diagnostican basándose en una interpretación
gráfica.

Para lograr un diagnóstico
más preciso, se requiere de la utilización
simultánea de las técnicas de análisis de
gases disueltos y de descargas parciales.

Ambigüedad de ciertos
diagnósticos.

La identificación de una falla con ayuda del
análisis de los gases formados se da solo para un tipo de
falla a la vez. Es frecuente que un transformador en servicio
presente dos fallas simultáneas o simplemente una falla
superpuesta al envejecimiento térmico normal. La
incertidumbre no es siempre fácil de discernir pero puede
ser utilizado un cierto número de criterios: en
particular, el caso de una relación CO/CO2 > 0.1 debe
ser siempre considerado como índice de descarga que
compromete el aislamiento. Desgraciadamente se trata de una
codificación necesaria pero no suficiente.

Una ambigüedad clásica proviene de la
superposición de una pequeña falla térmica,
un punto caliente del orden de 120 oC por ejemplo, y
pequeñas descargas parciales en el aislamiento
sólido, en este caso, hay C2H4 sin C2H2 y el
diagnóstico que se da es "punto caliente en el
aislamiento sólido
" lo que es verdad pero ignora la
existencia de descargas parciales en el asilamiento
sólido. Si en este caso existe una relación CO/CO2
> 0.1 debe pensarse en la superposición de estos dos
efectos, igualmente una relación C2H6/C2H4 > 1 es
siempre índice de descarga parcial.

En resumen, se puede concluir que gracias a la presencia
de C2H2 existe un arco eléctrico y que la presencia de una
gran cantidad de monóxido de carbono, ampliamente superior
a la de dióxido de carbono, hace pensar en un arco que
compromete el aislamiento a base de celulosa. También
puede tratarse, con frecuencia, de un arco en el aceite que
atacan, al pasar, un barniz o una pintura.

TABLA 2

Tabla de concentraciones límites
"seguras" en ppm de gases disueltos en aceite.

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El medidor portátil de gases disueltos, te
muestra las concentraciones calculadas; te brinda la posibilidad
de ver los límites que tiene preestablecidos según
el criterio utilizado por el fabricante y da acceso a las
técnicas adicionales para el diagnóstico (Figura
1).

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Figura 1. Ejemplo de muestra de los
resultados y de los límites de las concentraciones del
Transport X

Una vez realizado el análisis con el
Transport X se utilizan varias técnicas
adicionales para diagnosticar la condición del
transformador: Triángulo de Duval [7] y Patrones de
Diagnóstico, que utilizan las concentraciones individuales
y Método de Dörnenburg [8] y Rogers [9], que utilizan
las relaciones entre gases [(C2H2/C2H4); (CH4/H2); (C2H2/C2H6) y
CO2/CO)].

El Equipo brinda cuatro posibilidades de
diagnósticos adicionales (Figura 2): Key Gas, que
según la norma IEEE C-57-104-1991 selecciona el gas
principal y muestra -según su contenido- el
diagnóstico; Relaciones de Rogers, también
basado en la norma IEEE C-57-104-1991, que brinda las Relaciones
entre gases [CH4/CH2 (R1); C2H2/C2H4 (R2); C2H4/C2H6 (R5);
C2H6/CH4 y CO2/CO] e indica el caso Rogers seleccionado con su
correspondiente diagnóstico; Triángulo de
Michel Duval
, que muestra el Triangulo con su zonas
predeterminadas ubicando en el diagnóstico del
transformador y ETRA (Asociación de Investigaciones
Tecnológicas de Japón),
que a través de
dos algoritmos te facilita el patrón de gas [compara el
patrón medido con uno similar de la herramienta y brinda
entonces el diagnóstico] y muestra dos diagramas de
diagnóstico [A: (C2H2/C2H4 vs C2H4/C2H6) y B: (C2H2/C2H6
vs C2H4/C2H6)], ubicando en ellos la condición del
transformador.

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Figura 2. Ejemplo de las herramientas de
análisis del Transport X para el diagnóstico del
transformador

La Figura 3 muestra ejemplos de las cuatro posibilidades
de diagnósticos adicionales que brinda el medidor
portátil de gases disueltos Transport
X
.

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Figura 3. Ejemplos prácticos de
las cuatro posibilidades de diagnósticos
adicionales.

La Figura 4 muestra un ejemplo de cómo imprime
los resultados el equipo de medición.

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Figura 4. Ejemplo de cómo muestra
los resultados el Transport X.

Finalmente, el equipo trae un software asociado:
"Perception", al que se le pueden introducir los datos desde el
equipo de medición, a través de una interfase con
puerto USB. Este programa, hace un análisis completo a
partir de las concentraciones de gases encontradas y da
seguimiento a los incrementos de gases disueltos en las
diferentes pruebas realizadas en determinados períodos de
tiempo.

Finalmente brinda el diagnóstico y hace
recomendaciones de cómo proceder.

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Figura 5. Ejemplo del informe de
diagnostico brindado por el software "Perception".

Conclusiones

El análisis de la presencia y
concentración de gases generados depende del tipo;
localización y temperatura de la falla, solubilidad y
grado de saturación de los diferentes gases en el aceite;
el sistema de preservación del aceite; el tipo y
relación de circulación del aceite; de los
diferentes materiales que se encuentran involucrados en el
proceso de degradación y de los procedimientos de muestreo
y medición [10] por lo que los procedimientos de
análisis de gases tienen una lógica difícil,
de ahí que se recomiende un segundo análisis en
diferentes puntos del transformador para confirmar el
diagnóstico.

La principal desventaja de las técnicas de
diagnóstico que utilizan el análisis de gases
disueltos en el aceite es la necesidad de que la falla
esté activa durante algún tiempo para permitir que
los gases generados sean detectados, debido al volumen de aceite
que está involucrado.

Referencias

  • [1] C. Bengtsson, "Status and trends
    in transformers monitoring
    ", IEEE Transactions on power
    delivery, vol .II, no. 4, Julio 1966.

  • [2] Jorge J. Montané; Santiago A.
    Dorrbercker; Dennis Arce; Orestes Hernández

    "Estado actual del diagnóstico de transformadores
    de potencia en las centrales eléctricas cubanas
    ";
    APLICACIONES INDUSTRIALES. Ingeniería
    energética, vol. XXXII, no. 1/2011 Enero – Marzo
    ISSN 1815 – 5901

  • [3] A. Setayeshmehr, A. Akbari, H. Borsi, E.
    Gockenbach.
    "On-line Monitoring and Diagnoses of
    Power Transformer Bushings
    ". IEEE Transactions on
    Dielectrics and Electrical Insulation.
    2006, no. 1, pp.
    608-615.

  • [4] S. D. Myers, J. J. Kelly y R. H.
    Parrish
    "A guide to transformer maintenance" S.D. Myers
    Inc. Akron, Ohio, 1981.

  • [5] Compendio bibliográfico
    "Curso de Homologación para operadores de
    subestaciones de 220 kv
    " ENUNE, Mayo 2010, pp.
    94-97.

  • [6] IEEE C57, "IEEE guide for the
    interpretation of gases generated in oil-immersed
    transformers, 1991.

  • [7] M. Duval "Fault gases formed in
    oil-filled breathing EHV power transformers
    . The
    interpretation of gas analysis data
    ". IEEE-PES,
    Conference paper C74 476-8, 1974.

  • [8] E. Dörnenburg, O. E. Gerber,
    "Analysis of dissolved and free gases for monitoring
    performance of oil-filled transformers". Brown Boveri review,
    vol. 54, no. 213, 1967.

  • [9] R. R. Rogers, "IEEE and IEC codes
    tom interpret incipient faults in transformers, using gas in
    oil analysis", IEEE transactions, EL. 13 no. 5,
    1978.

  • [10] R. Liñán, R.
    Álvarez, L. Jiménez, F. A. Contreras y A.
    Núñez,
    "Monitoreo y diagnóstico en
    línea de transformadores de potencia".
    Artículos técnicos, Boletín iee,
    Julio/Agosto de 1997 pp. 192-203.

 

 

Autor:

Gustavo Crespo Sánchez

Especialista "A" en Subestaciones Eléctricas en
la Empresa de Construcciones de la Industria Eléctrica
(E.C.I.E.). Graduado en Ingeniería Eléctrica en la
Universidad Central de Las Villas en 1984. Se recibió en
la misma Universidad como Máster en Ciencias en
Ingeniería Eléctrica Mención Sistemas
Eléctricos de Potencia, en el 2005. Profesor Auxiliar del
Ministerio de Educación Superior y Profesor Principal de
la Escuela Nacional de Capacitación de la Unión
Eléctrica. Especialista en: Diagnóstico de
Transformadores de Potencia en servicio (Termografía
Infrarroja; Descargas Parciales y Análisis de Gases
Disueltos en Aceites).

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