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El análisis de gases disueltos (AGD) detecta y cuantifica los gases disueltos en el aceite aislante de los transformadores para identificar fallos en desarrollo antes de que se produzca un fallo catastrófico. Cuando el aceite del transformador y el aislamiento de celulosa experimentan un estrés anormal, ya sea por sobrecalentamiento, arco eléctrico o descarga parcial, los enlaces moleculares se rompen y liberan gases característicos que crean una huella digital de diagnóstico para los ingenieros de mantenimiento.
En más de 200 transformadores de potencia de 35 kV a 500 kV instalados sobre el terreno, la DGA ha proporcionado sistemáticamente la alerta más temprana de los fallos en desarrollo, a menudo entre 6 y 18 meses antes de que los métodos de diagnóstico convencionales detecten las anomalías. Este tiempo de antelación transforma el mantenimiento reactivo en intervenciones planificadas.
La física subyacente a la DGA se centra en la descomposición térmica y eléctrica de los materiales aislantes. Diferentes niveles de energía rompen diferentes enlaces químicos, lo que explica por qué cada tipo de fallo produce una firma de gas distinta.
A temperaturas inferiores a 300 °C, la descomposición del petróleo genera principalmente hidrógeno (H₂) y metano (CH₄). La actividad de descarga parcial -fallas eléctricas de baja energía que se producen en los huecos de gas o en las interfaces aceite-papel- impulsa la formación de hidrógeno a estas temperaturas relativamente modestas. Las pruebas realizadas en transformadores de distribución de media tensión demuestran que los índices de generación de hidrógeno de 50-200 ppm/año suelen indicar el desarrollo de una descarga parcial sin riesgo de fallo inmediato.
A medida que el estrés térmico aumenta hasta los 500-700°C, el etileno (C₂H₄) se convierte en el hidrocarburo dominante. Los puntos calientes localizados por corrientes circulantes, conductos de refrigeración bloqueados o conexiones deterioradas crean las condiciones para la formación de etileno. Cuando las concentraciones de etileno superan las 100 ppm con rápidas tasas de generación, se hace necesaria una investigación inmediata.
El acetileno (C₂H₂) requiere temperaturas de arco superiores a 700°C para una formación significativa. Incluso concentraciones traza de 2-5 ppm justifican la investigación, ya que el acetileno raramente aparece durante el funcionamiento normal del transformador. Este gas sirve como marcador definitivo de fallos eléctricos de alta energía.
El monóxido de carbono (CO) y el dióxido de carbono (CO₂) son el resultado de la degradación de la celulosa en el aislamiento de papel y no de la descomposición del aceite. La relación CO₂/CO proporciona información sobre la gravedad de la degradación: las relaciones inferiores a 3 suelen indicar un envejecimiento acelerado que requiere intervención, mientras que las superiores a 7 indican un envejecimiento térmico normal.
Los niveles de oxígeno y nitrógeno, aunque no son gases de fallo en sí mismos, revelan la integridad del conservador y de la junta. Un nivel elevado de oxígeno acelera la oxidación del aceite y la formación de lodos, lo que agrava otros mecanismos de degradación.
Cada gas disuelto cuenta una historia específica sobre las condiciones internas del transformador. La comprensión de estas firmas permite una identificación precisa de los fallos.
Hidrógeno (H₂) se forma a las energías de fallo más bajas, normalmente por encima de 150°C. Las fuentes primarias incluyen la descarga parcial en el aceite o en las interfaces aceite-papel, la descarga corona en bolsas de gas y las chispas de baja energía de potenciales flotantes. La experiencia sobre el terreno demuestra que el envejecimiento de los casquillos de porcelana a menudo produce aumentos graduales de hidrógeno por efecto corona en capas de gradación capacitiva degradadas.
Metano (CH₄) indica descomposición térmica entre 150-300°C. Entre las fuentes más comunes se encuentran las corrientes circulantes en las laminaciones del núcleo, las juntas deficientes en las correas de puesta a tierra del núcleo y el sobrecalentamiento de las conexiones menores. El metano por sí solo rara vez indica problemas urgentes, pero justifica la vigilancia.
Etano (C₂H₆) aparece con un estrés térmico moderado entre 300-500°C. Las fuentes coinciden con el metano, pero con mayor intensidad: conductos de refrigeración obstruidos, deterioro de los contactos del cambiador de tomas bajo carga y puntos calientes localizados en el bobinado.
Etileno (C₂H₄) requiere temperaturas de 500-700°C, lo que indica un sobrecalentamiento grave. Los conductores sobrecalentados, las laminaciones del núcleo en cortocircuito y los fallos en las conexiones de los casquillos generan una cantidad considerable de etileno. Las tendencias al alza del etileno exigen una investigación seria, independientemente de la concentración absoluta.
Acetileno (C2H2) representa el gas de fallo más crítico, ya que se forma sólo a temperaturas superiores a 700°C, condiciones asociadas a fallos de arco y descargas de alta energía. Incluso concentraciones traza de 2-5 ppm justifican la investigación, ya que el acetileno raramente aparece durante el funcionamiento normal.
Monóxido de carbono (CO) y Dióxido de carbono (CO₂) señalan específicamente la degradación de la celulosa. El envejecimiento térmico del aislamiento de papel produce ambos gases, y la proporción indica la gravedad. El rápido aumento de los niveles de CO, especialmente por encima de 50 ppm/mes, indica un deterioro acelerado del papel que acorta la esperanza de vida del transformador.
Oxígeno (O₂) y Nitrógeno (N₂) indican exposición atmosférica. Los transformadores sellados deben mantener el oxígeno por debajo de 3.000 ppm. El oxígeno elevado acelera la oxidación, creando subproductos ácidos que atacan el aislamiento de papel.
[Perspectiva del experto: Errores en la interpretación de gases]
- Los cambiadores de tomas de carga (LTC) con contactos de arco que comparten el aceite del tanque principal producen acetileno durante la conmutación normal-siempre verifique el tipo de LTC antes de interpretar los datos de C₂H₂.
- Los gases de escape de ciertos tipos de petróleo pueden producir hidrógeno y metano sin que se produzcan fallos reales; establecer líneas de base para marcas de petróleo específicas.
- El tratamiento reciente del petróleo (desgasificación, filtrado) suprime temporalmente los niveles de gas, lo que puede enmascarar la aparición de fallos.
- El sobrecalentamiento procedente de fuentes externas (exposición solar en depósitos expuestos) puede generar gases térmicos no relacionados con fallos internos.
Existen tres métodos principales para transformar las concentraciones brutas de gas en diagnósticos de fallos. Cada uno de ellos ofrece distintas ventajas en función de la complejidad del fallo.
Método Key Gas proporciona la evaluación de campo más rápida al identificar qué gas muestra la concentración más alta o la velocidad de aumento más rápida. El hidrógeno dominante indica una descarga parcial. El etileno dominante indica fallos térmicos graves. El acetileno dominante indica la formación de arcos. Este método funciona bien en casos claros, pero tiene dificultades con las señales de fallos mixtos en los que operan simultáneamente varios mecanismos de degradación.
Ratios Rogers utilizan relaciones matemáticas entre pares de gases -CH₄/H₂, C₂H₆/CH₄, C₂H₄/C₂H₆ y C₂H₂/C₂H₄- para clasificar las fallas en códigos predefinidos. El enfoque sistemático reduce la subjetividad de la interpretación. Sin embargo, los ratios de Rogers suelen arrojar resultados de “sin diagnóstico” cuando los ratios se sitúan fuera de los límites definidos, algo habitual en fallas incipientes o mixtas.
Triángulo Duval traza los porcentajes relativos de metano, etileno y acetileno en coordenadas triangulares. Siete zonas dentro del triángulo corresponden a tipos de falla específicos:
El método Duval gestiona las averías mixtas mejor que los métodos de relación y goza de una amplia aceptación por parte de las compañías eléctricas. Las extensiones que incluyen el Triángulo Duval 4, el Triángulo 5 y el Pentágono se ocupan de equipos específicos como cambiadores de tomas de carga y reactores de derivación.
IEEE C57.104-2019 hace hincapié en los niveles absolutos de concentración con un estado de cuatro niveles (Condición 1-4), mientras que CEI 60599 se centra en las relaciones de gases y los rangos de concentración típicos. La mayoría de las empresas de servicios públicos aplican enfoques híbridos, utilizando métodos de relación IEC para la identificación de fallos combinados con umbrales absolutos estilo IEEE para la activación de alarmas.
| Método | Mejor aplicación | Limitación principal |
|---|---|---|
| Clave Gas | Detección rápida sobre el terreno | Faltas mixtas |
| Ratios Rogers | Clasificación sistemática | Resultados frecuentes de “sin diagnóstico |
| Triángulo Duval | Identificación de fallos mixtos | Requiere datos de tres gases como mínimo |
| IEEE C57.104 | Alarmas de umbral absoluto | Menor especificidad del tipo de fallo |
| CEI 60599 | Diagnóstico basado en ratios | Requiere experiencia en interpretación |
Los resultados de los AGD de laboratorio significan poco sin unos niveles de alarma adecuados al contexto. El siguiente marco refleja las prácticas habituales de las empresas de servicios públicos para los transformadores de aceite mineral, aunque los umbrales específicos varían en función de la clase de tensión, la antigüedad y la criticidad del activo.
| Gas | Normal (ppm) | Precaución (ppm) | Advertencia (ppm) | Crítico (ppm) |
|---|---|---|---|---|
| H₂ | <100 | 100-200 | 200-500 | >500 |
| CH₄ | <50 | 50-100 | 100-150 | >150 |
| C₂H₆ | <30 | 30-60 | 60-100 | >100 |
| C₂H₄ | <50 | 50-100 | 100-200 | >200 |
| C₂H₂ | <2 | 2-10 | 10-35 | >35 |
| CO | <500 | 500-700 | 700-1,000 | >1,000 |
| CO₂ | <5,000 | 5,000-8,000 | 8,000-12,000 | >12,000 |
Estos valores representan una orientación general para transformadores ≤69 kV. Las unidades de clase de transmisión suelen utilizar umbrales más estrictos.
Las concentraciones absolutas sólo cuentan una parte de la historia. La tasa de generación de gas suele alertar antes:
Las tendencias requieren intervalos de muestreo coherentes. Los transformadores críticos suelen requerir un muestreo trimestral; los transformadores de distribución pueden utilizar intervalos anuales. Los monitores de AGD en línea justifican su coste en unidades críticas en las que la detección precoz evita averías por valor de millones en costes de sustitución y pérdidas de producción.
Los umbrales estándar requieren ajustes para:
Los ingenieros que especifican nuevos equipos rellenos de aceite se benefician de la comprensión de los fundamentos de la DGA cuando evalúan las opciones de un fabricante de transformadores de distribución. La calidad del aceite de base y las opciones de diseño -clase de aumento de la temperatura del devanado, eficiencia del sistema de refrigeración, materiales de aislamiento- influyen directamente en los perfiles de generación de gas a largo plazo.
[Visión experta: la lógica de las alarmas en la práctica]
- No activar nunca las alarmas en caso de rebasamiento en una sola muestra; exigir un muestreo de confirmación en un plazo de 2 a 4 semanas.
- Las alarmas de velocidad de cambio detectan los fallos de evolución rápida que aún no han superado los umbrales absolutos.
- La normalización de las flotas -comparación de las unidades individuales con las medias de la población- identifica los valores atípicos incluso cuando todas las unidades se encuentran dentro de los rangos “normales”.
- Documentar las respuestas a las alarmas y los resultados para afinar los umbrales en función de la correlación real de fallos.
La calidad de las muestras determina el valor diagnóstico. Las muestras contaminadas o manipuladas incorrectamente arrojan resultados engañosos que pueden desencadenar intervenciones innecesarias o pasar por alto fallos auténticos.
Preparación previa al muestreo: Lave la válvula de muestreo con 200-500 mL de aceite antes de recoger la muestra de análisis. Esto purga el aceite estancado y la contaminación de la válvula. Utilice jeringas de vidrio herméticas al gas o recipientes metálicos diseñados para el muestreo de DGA; los recipientes de plástico permiten la permeación del gas.
Minimización de la exposición al aire: Complete el proceso de toma de muestras rápidamente. El aire disuelto en la muestra durante la recogida eleva artificialmente las lecturas de oxígeno y nitrógeno al tiempo que diluye potencialmente las concentraciones de gas de fallo. Llene completamente los recipientes, eliminando el espacio libre.
Envío y almacenamiento: Envíe las muestras en las 24-48 horas siguientes a su recogida. El almacenamiento prolongado permite la evolución continua de los gases y el intercambio atmosférico. Las temperaturas extremas durante el transporte pueden alterar los equilibrios de solubilidad de los gases.
Establecimiento de referencia: Los transformadores nuevos deben tener una línea de base de DGA dentro de los 3-6 meses de energización. De este modo se capturan los niveles iniciales de gas antes de que se acumule la tensión de servicio y se obtienen puntos de referencia para futuras tendencias.
Integración de la supervisión en línea: Los monitores continuos de DGA que utilizan espectroscopia fotoacústica o detección de conductividad térmica alcanzan límites de detección de 1-5 ppm con ciclos de medición cada hora o cada día. Estos sistemas destacan en la captura de condiciones de fallo transitorias que el muestreo por lotes podría pasar por alto entre las pruebas trimestrales. La integración con SCADA permite automatizar las alarmas y la visualización de tendencias.
Para las instalaciones que gestionan tanto transformadores llenos de aceite como equipos de conmutación aguas arriba, la disciplina de diagnóstico necesaria para una AGD eficaz se extiende naturalmente a la comprensión de los requisitos de mantenimiento de los dispositivos de protección de media tensión. Las tecnologías sin aceite, como las de a fabricante de interruptores de vacío eliminan los problemas de gases disueltos en los equipos de conmutación, al tiempo que proporcionan una protección fiable de los transformadores.
Los resultados del AGD rara vez son suficientes para realizar una evaluación completa del estado. La comparación de los datos de gases con otros métodos de diagnóstico mejora la localización de fallos y las decisiones de intervención.
Pruebas de calidad del aceite complementar la DGA evaluando la integridad del aislamiento desde distintos ángulos. El contenido de humedad afecta a la rigidez dieléctrica y acelera el envejecimiento del papel: correlacione la humedad elevada con las tendencias de CO/CO₂ que indican la degradación del papel. La acidez (número de neutralización) revela la acumulación de subproductos de la oxidación. La tensión interfacial disminuye a medida que se degrada el aceite, lo que coincide con los indicadores de estrés térmico.
Pruebas eléctricas localizar los fallos que detecta la DGA. Las mediciones de resistencia del devanado identifican problemas de conexión sugeridos por firmas de gas térmico. Las pruebas del factor de potencia revelan contaminación o humedad en el aislamiento. La verificación de la relación de vueltas confirma la integridad del devanado cuando el DGA muestra posibles fallos entre vueltas.
Imágenes térmicas durante el funcionamiento identifica los puntos calientes externos -conexiones sueltas, radiadores bloqueados, deficiencias del sistema de refrigeración- que contribuyen a la generación de gas térmico. La correlación de los hallazgos termográficos con las tendencias de DGA identifica las causas raíz.
Detección ultrasónica de descargas parciales valida los resultados de la DGA de hidrógeno dominante confirmando las fuentes de descargas parciales activas. En ocasiones, los métodos acústicos pueden localizar la actividad de descarga en casquillos, cambiadores de tomas o regiones de bobinado específicos.
La comprensión de la física de la detección de averías en los transformadores crea una intuición de diagnóstico aplicable a todos los equipos de potencia. Los principios subyacentes funcionamiento del interruptor de vacío-separación de contactos, extinción de arcos, recuperación dieléctrica- representan retos de diagnóstico análogos en equipos de conmutación en los que se aplican diferentes técnicas de medición.
Crear un programa integral de evaluación del estado significa establecer correlaciones entre los métodos de diagnóstico de su parque de transformadores. Con el tiempo, surgen patrones: ciertas firmas de gas predicen de forma fiable anomalías específicas de las pruebas eléctricas, las tendencias particulares de la calidad del aceite preceden a los cambios en la generación de gas y los hallazgos de las imágenes térmicas explican resultados de DGA que de otro modo serían desconcertantes.
Referencia externa: IEC 60076 - Normas IEC 60076 para transformadores de potencia
El muestreo anual es adecuado para la mayoría de los transformadores de distribución que funcionan en condiciones normales, aunque las unidades que muestran niveles de gas elevados o que experimentan sobrecargas frecuentes pueden justificar un control trimestral hasta que se estabilicen las tendencias.
Los monitores en línea son excelentes para obtener tendencias continuas y captar sucesos transitorios, pero normalmente miden menos gases que los análisis de laboratorio completos; la mayoría de las empresas de servicios públicos utilizan la monitorización en línea para las unidades críticas, al tiempo que mantienen la confirmación periódica del laboratorio.
El hidrógeno es el primer indicio de problemas debido a su baja temperatura de formación, aunque el acetileno -incluso a niveles mínimos- exige una respuesta más urgente porque indica la existencia de un arco activo.
Los transformadores más antiguos acumulan niveles de gas de fondo debido al envejecimiento térmico acumulado; la interpretación debe comparar los valores actuales con las tendencias históricas específicas de la unidad, en lugar de limitarse a umbrales genéricos de población.
El procesamiento del petróleo (desgasificación, filtración, recuperación) suprime temporalmente los niveles de gas disuelto; las muestras posteriores al procesamiento establecen nuevas líneas de base, y cualquier aumento rápido del gas después puede indicar que el procesamiento expuso una actividad de falla previamente enmascarada.
Los fluidos de ésteres naturales producen patrones de generación de gas diferentes a los de los aceites minerales, con una desgasificación dispersa generalmente más elevada y correlaciones temperatura-gas diferentes; la interpretación requiere una orientación específica para los ésteres en lugar de umbrales estándar para los aceites minerales.
El análisis de furano (que mide los subproductos de la degradación del papel) combinado con la tendencia del DGA proporciona una mejor estimación de la vida útil que cualquiera de los dos métodos por separado.
