Gases esenciales en la monitorización de transformadores: qué información nos dan sobre el estado de los activos

Los transformadores de potencia se encuentran entre los componentes de mayor importancia y más costosos de las redes eléctricas. Si se averían, pueden producirse interrupciones generalizadas e incidentes medioambientales, además de suponer costes de sustitución significativos. Para los operadores de redes eléctricas, las compañías eléctricas y las instalaciones industriales, supervisar el estado de los transformadores ha pasado de ser un lujo de mantenimiento a una exigencia para las operaciones. De los transformadores se espera que se mantengan en servicio décadas, a menudo mucho tiempo más que el de su vida útil prevista original, por lo que la capacidad de evaluar su estado con la debida exactitud se ha convertido en elemento esencial para preservar la fiabilidad de la red.

Históricamente, el mantenimiento ha consistido en ensayos en discontinuo: toma de muestras periódicas de aceite, conforme a las directrices del sector, que se envían a laboratorios para que las analicen. Si bien resulta eficaz para obtener información aislada del estado del transformador en un momento, esta estrategia provoca que las operaciones tengan que interrumpirse entre una medición y otra, en las que posibles averías incipientes empiezan a formarse y desarrollarse sin control. El sector ha cambiado progresivamente hacia soluciones de monitorización continua que ofrecen información en tiempo real sobre el estado de los transformadores.

Entre las diversas estrategias de monitorización, el análisis de gases disueltos (DGA) ha adquirido tal popularidad que ha pasado a ser el "análisis de sangre" definitivo para comprobar el estado de los transformadores. Mientras que los análisis en laboratorio exhaustivos permiten estudiar siete o más gases, también es posible mantener vigilados tres indicadores clave y en tiempo real de manera que resulte provechosa: el hidrógeno, el acetileno y la humedad. De esta forma, se obtiene la información esencial sobre los cambios que se producen en el estado de un transformador.

Los gases clave y su importancia

El hidrógeno es el indicador universal de la presencia de averías en el aceite de los transformadores. Aparece en casi todas las condiciones de avería, desde las coronas de baja potencia hasta los arcos de gravedad, pasando por las descargas parciales. Su presencia en niveles elevados (normalmente por encima de 100 ppm) indica que se está produciendo alguna anomalía en el transformador. La generación de hidrógeno comienza a temperaturas relativamente bajas, alrededor de 150 °C, lo que lo convierte en un indicador fiable de la mayoría de las averías en desarrollo en las primeras etapas. No obstante, aunque el hidrógeno es un indicador fiable de que existe una avería, por sí solo no basta para determinar ni la gravedad ni las características de esta.

El acetileno sirve como indicador esencial de la existencia averías de alta potencia. Además, es el indicador más definitorio de posibles situaciones peligrosas. A diferencia del hidrógeno, el acetileno solo se forma a temperaturas superiores a 700 °C, que suelen producirse únicamente durante arcos o puntos de alta temperatura extrema. La presencia de acetileno por encima del umbral de 2 ppm (conforme a las indicaciones del boletín técnico 783 de CIGRE) indica un estado que requiere atención urgente. Los sistemas de detección actuales con sensibilidad al nivel de la de un laboratorio pueden detectar acetileno a niveles de hasta 0,5 ppm, lo que constituye una valiosa advertencia temprana de averías de alta potencia que estén desarrollándose.

La humedad, a pesar de no ser un gas indicativo de averías, es la que deteriora el aislamiento (sólido y líquido) de un transformador silenciosamente. El exceso de humedad acelera el envejecimiento del aislamiento del papel y reduce su rigidez dieléctrica, lo que provoca averías prematuras. Cada vez que la humedad contenida en un aislamiento en papel se duplica, su vida útil se reduce a aproximadamente la mitad. Además, la humedad reduce la rigidez dieléctrica del aceite, lo que permite que las condiciones de avería se den a temperaturas y cargas más reducidas. Además, la humedad afecta a la generación y la distribución de gases de avería, lo que puede dar lugar a resultados de diagnóstico erróneos si no se le presta la debida atención. Monitorizar los niveles de humedad junto con el hidrógeno y el acetileno ofrece más información sobre el estado de los transformadores y ayuda a los equipos de mantenimiento a interpretar los datos de los gases con mayor exactitud, en particular al diferenciar entre condiciones verdaderamente preocupantes y variaciones normales.

Interpretación eficaz de los datos de los gases

Los umbrales de concentración de los distintos gases constituyen la base para la evaluación del estado de los transformadores. En las normas del sector se disponen valores clave de hidrógeno y acetileno. En el caso del hidrógeno, los niveles inferiores a 100 ppm suelen ser indicativos de que las condiciones son normales; por su parte, si se superan los 700 ppm, apuntan a que se está produciendo una avería. Los umbrales de acetileno son notablemente más bajos: los niveles superiores a 2 ppm indican la presencia de arcos eléctricos, se estén produciendo estos ahora o en el pasado.

La relación entre hidrógeno y acetileno proporciona un excelente indicador para determinar la gravedad de un tipo de avería que ninguno de los dos gases puede ofrecer por sí solo. Si los niveles de hidrógeno aumentan sin presencia de acetileno detectable, suele ser indicativo de una avería de baja potencia, como una descarga parcial o un recalentamiento localizado de menos de 700 °C. Por el contrario, si aparece acetileno junto con un nivel elevado de hidrógeno, en particular si ambos aumentan rápidamente, apunta claramente a que se está desarrollando una avería de alta energía que requiere de atención urgente. Puesto que los dos gases se miden por separado, se dispone de un formidable instrumento para la medición de DGA en continuo: un detector de alarma.

La velocidad con la que se observan cambios en las concentraciones de gas suele ser el indicativo más temprano y fiable de que se están produciendo problemas. Un aumento lento y constante del hidrógeno puede indicar que existe una avería estable de baja potencia que se puede monitorizar en el tiempo, mientras que un aumento rápido apunta a que lo que existe es un problema que se está acelerando y que exige de acción inmediata. Los actuales sistemas de detección, con funciones de toma de muestras continua, destacan en la detección de estos patrones de cambio.

Contextualizar los datos de gases con las condiciones de funcionamiento y los niveles de humedad es esencial para que la interpretación sea precisa. Los patrones de carga de trabajo, los cambios de temperatura ambiente y las fluctuaciones de humedad influyen en la generación y distribución de gases en el aceite de los transformadores. Las estrategias de monitorización más eficaces incorporan mediciones de humedad junto con datos de gases, y emplean algoritmos que tienen en cuenta estos factores contextuales.

La evolución de las tecnologías de monitorización

La monitorización de transformadores comenzó con la toma de muestras manuales del aceite, un proceso que sigue siendo relevante hoy en día a pesar de los avances tecnológicos. Aunque proporciona una exactitud muy buena para diversos parámetros, este método genera "ángulos muertos" notables en los que no hay información entre intervalos de muestreo, normalmente de entre 6 y 12 meses para los transformadores normales.

Las estrategias de monitorización en continuo nacieron en la década de 1970. Empezaron con la detección de humedad y se ampliaron posteriormente a la supervisión de gases combustibles. Los primeros sistemas tenían limitaciones importantes: los monitores exclusivamente de hidrógeno podían detectar averías, pero no daba información ni sobre su naturaleza ni gravedad; por su parte, los sensores de gas compuesto tendrían que hacer frente a dificultades para distinguir entre los distintos tipos de avería y muchos sistemas sufrían problemas de sensibilidad cruzada. Quizá la cuestión más importante es que los detectores de fallos tempranos carecían de la sensibilidad necesaria para detectar acetileno en valores lo suficientemente bajos (de menos de 2 ppm) como para detectar de forma temprana averías de alta potencia.

Los avances recientes en la tecnología de detección, especialmente la espectroscopia de absorción láser, han transformado las capacidades de monitorización de transformadores. La tecnología de espectroscopia de absorción láser de diodo sintonizable (TDLS) permite detectar gases de forma extraordinariamente selectiva ajustando el láser con precisión al espectro de absorción de un gas específico, con lo que se eliminan de manera eficaz las interferencias provocadas por otros gases presentes en el aceite. Esta capacidad de selección permite obtener una sensibilidad notable: los sistemas actuales son capaces de detectar niveles de acetileno de apenas 0,5 ppm, un valor muy inferior al umbral crítico.

El sector ha avanzado de manera continua, desde la detección básica de averías hasta una categorización más especializada. Gracias a la monitorización continua del hidrógeno y el acetileno, los sistemas actuales no son solo capaces de detectar averías, sino que también dan información esencial sobre su tipo y gravedad. La medición simultánea de la humedad mejora aún más esta capacidad, ya que tiene en cuenta el efecto de la humedad en el comportamiento del gas y ofrece más contexto con respecto al estado del aislamiento.

Aplicar estrategias eficaces para la monitorización

Para elegir la estrategia de monitorización adecuada es necesario analizar detenidamente la importancia del transformador, los costes de sustitución y el contexto de funcionamiento. En transformadores de importancia esencial en los que una avería podría suponer una interrupción considerable del servicio, la monitorización continua de hidrógeno, acetileno y humedad ofrece la combinación óptima de detección temprana de averías y categorización de los fallos de estas.

La integración de la monitorización de gases con los programas de mantenimiento mejora ambas cuestiones. Una buena aplicación de esta integración vincula los datos de monitorización con las labores de mantenimiento, con umbrales específicos para las concentraciones de hidrógeno y acetilo, además de valores de velocidad de cambio para activar protocolos. Las eléctricas que incorporan la monitorización de la humedad por hidrógeno-acetileno en sus programas de mantenimiento pueden ampliar los intervalos de mantenimiento habituales a la vez que mantienen o mejoran la fiabilidad del transformador.

El estudio de la relación entre costes y beneficios para la supervisión de la implementación debe ir más allá de los precios de los equipos individuales para incluir el impacto del ciclo de vida total. Los sistemas de monitorización específicos que llevan un seguimiento exacto del hidrógeno, el acetileno y la humedad a menudo proporcionan el equilibrio óptimo entre protección y asequibilidad. El cálculo de costes debe tener en cuenta no solo el equipo de monitorización, sino también la complejidad de la instalación, las necesidades de mantenimiento continuo y la vida útil prevista.

Los estudios de casos prácticos demuestran el valor real de la aplicación de una estrategia de monitorización. Una empresa industrial de gran envergadura detectó acetileno en 1,5 ppm en un transformador crítico mediante ensayos periódicos de laboratorio. En lugar de retirar inmediatamente el transformador del servicio, instalaron un monitor de hidrógeno-acetileno de alta precisión para llevar un seguimiento del estado entre estos ensayos. Otro ejemplo es el de una eléctrica que cambió varias decenas de monitores de gas compuestos por sistemas capaces de detectar acetileno con precisión junto con la monitorización de hidrógeno. De esta manera, observaron mejoras significativas en la eficiencia de mantenimiento al distinguir claramente entre averías urgentes de alta potencia, que requieren una respuesta inmediata, y problemas en desarrollo de menor prioridad que podrían abordarse durante los lapsos programados.

Conclusión

El futuro de la monitorización de transformadores reside en el seguimiento preciso y centrado de los parámetros más esenciales (hidrógeno, acetileno y humedad), combinado con análisis complejos que interpreten estas mediciones en su contexto. Esta estrategia permite obtener información que sirva para tomar las posteriores medidas que proceda, al tiempo que sigue siendo lo suficientemente rentable como para poder aplicarse en parques de transformadores completos.

Los profesionales del mantenimiento que gestionen parques de transformadores pueden sacar las siguientes conclusiones esenciales: la capacidad de detectar acetileno con la precisión de un laboratorio es esencial para detectar averías de alta potencia antes de que se agraven; la monitorización del hidrógeno y el acetileno proporciona un valor de diagnóstico significativamente mayor que cualquiera de los parámetros por sí solos, y la incorporación de mediciones de humedad junto con la monitorización de gases ofrece un contexto esencial para una interpretación exacta.

Aquellas organizaciones que quieran mejorar su monitorización del estado de los transformadores deben recurrir a sistemas de detección que lleven un seguimiento preciso del hidrógeno, el acetileno y la humedad, en particular en el caso de activos esenciales en los que la monitorización que se emplee no aporte información los suficientemente clara sobre la gravedad de las averías. Fijar protocolos de respuesta bien definidos garantiza que los datos de monitorización se traduzcan en eficacia para los trabajos de mantenimiento, con lo que se incrementa la fiabilidad de los transformadores al tiempo que se optimizan los recursos de mantenimiento.