Salvamos la brecha en la supervisión de DGA en línea
Resumen
La detección temprana de fallos y la evaluación clara de la gravedad son esenciales para priorizar el mantenimiento y evitar fallos en los transformadores. Aunque el análisis de gases disueltos (DGA) es el método preferido de detección de fallos y diagnóstico, las soluciones de monitorización en línea suelen ser demasiado caras o demasiado limitadas en valor de diagnóstico, lo que limita el enfoque de red inteligente, donde todos los transformadores críticos de una red se pueden monitorizar en tiempo real con el software central.
En este artículo se presenta una estrategia de monitorización en línea rentable que utiliza hidrógeno (H₂), acetileno (C₂H₂) y humedad disuelta. Esto ha sido posible gracias a la adopción de tecnología de espectroscopía láser de diodo ajustable para la medición precisa del acetileno en la monitorización de transformadores. Aunque el hidrógeno proporciona una amplia detección temprana, el acetileno es un marcador de fallos de alta energía y la humedad refleja el aislamiento y el riesgo dieléctrico. Respaldado por los principios termodinámicos de formación de gases y los datos de campo, el enfoque logra una sólida cobertura de diagnóstico que no es posible obtener con métodos de detección de fallos basados en la monitorización de solo hidrógeno, hidrógeno y monóxido de carbono o gas compuesto.
1. Introducción
Los fallos inesperados del transformador pueden provocar apagones, daños en el equipo y reparaciones costosas. Aunque el análisis DGA de laboratorio fuera de línea sigue siendo el método definitivo para evaluar el estado de piezas activas en aceite de los transformadores en servicio y realizar diagnósticos de averías, los operarios de transformadores (y cada vez más las aseguradoras) ya reconocen que la monitorización del DGA en línea es esencial para mantener la fiabilidad de los sistemas eléctricos de alta tensión. Esto se debe a que, en un entorno digital de sistema de alimentación, el análisis de gases disueltos en continuo (DGA) ofrece ventajas que complementan las pruebas de laboratorio tradicionales, especialmente para detectar fallos de rápido desarrollo que se producen entre el muestreo periódico de aceite fuera de línea.
De hecho, los primeros sistemas en línea de la década de los 90 han demostrado el valor de la monitorización continua de los transformadores; sin embargo, su diseño generalmente se centró en el uso del hidrógeno como un indicador de anomalías.
Para mejorar la capacidad de diagnóstico, incluida la capacidad de detectar y medir la tendencia del acetileno como gas de mayor riesgo, posteriormente se desarrollaron monitores en línea multigases que ofrecían información detallada sobre los tipos de fallos y las gravedades. Aunque se consideran el estándar de referencia, su coste y complejidad dificultan una implementación generalizada, especialmente en flotas grandes o instalaciones remotas.
Para lograr una cobertura más amplia y una reducción de riesgos a nivel de flota, muchos operadores de transformadores han adoptado monitores de un gas, dos gases o compuestos de gas más sencillos. Sin embargo, este enfoque presenta varios problemas:
- Falsas alarmas causadas por una generación de hidrógeno sin fallos (gaseado disperso, envejecimiento del aceite o errores de muestreo) [3].
- Interpretación ambigua del monóxido de carbono (CO), ya que el CO puede ser el resultado tanto de la oxidación benigna del aceite como de la degradación crítica de la celulosa [4].
- Detección tardía o pérdida de detección de fallos eléctricos graves cuando no se monitorizan gases de arco como el acetileno.
Además, la monitorización de gases compuestos oculta el comportamiento individual de los gases, lo que evita diagnósticos claros de averías.
Por lo tanto, existe una creciente necesidad entre los operarios de transformadores de:
- Alerta temprana de condiciones en desarrollo que podrían conducir a un fallo catastrófico, de modo que los operadores puedan determinar si los equipos de investigación y mantenimiento deben ser enviados en modo de emergencia o no; y
- Asequibilidad y sencillez, para permitir la monitorización de un mayor número de transformadores.
En otras palabras, los operarios de transformadores necesitan: Eficacia, fiabilidad y rentabilidad en una solución de monitorización DGA.
2. DGA: contexto y principios de diagnóstico
El aceite para transformadores DGA se basa en el principio de que las tensiones eléctricas y térmicas de los transformadores descomponen los materiales aislantes, tanto de aceite como de aislamiento sólido, que generan gases característicos del tipo y la gravedad de la avería.
2.1 Origen y significado de los gases disueltos
Cada gas tiene un valor de diagnóstico como se describe en la Tabla 1.
| Gas | Fuente de gas | Valor de diagnóstico |
|---|---|---|
| Hidrógeno (H₂) | Calentamiento de baja energía, descargas parciales, arcos, gas disperso, etc. | Alerta temprana, pero no muy específica |
| Acetileno (C₂H₂) | Arco eléctrico, descarga de alta energía | Indicador claro de fallos eléctricos graves/alta temperatura |
| Metano (CH₄) | Averías térmicas de baja energía | Contexto de fallos térmicos |
| Etano (C₂H₆) | Sobrecalentamiento moderado | Contexto de fallos térmicos |
| Etileno (C₂H₄) | Fallos térmicos de alta temperatura | Contexto de sobrecalentamiento grave |
| Monóxido de carbono (CO) | Degradación del papel, oxidación del aceite | Indicador de envejecimiento del aislamiento, pero propenso a falsos positivos |
| Dióxido de carbono (CO₂) | Degradación del aceite/papel, oxidación | Indicador de envejecimiento del aislamiento |
| Oxígeno (O₂) / Nitrógeno (N₂) | Entrada de aire | Detección de fugas y contaminación atmosférica |
2.2 Fundamento termodinámico de la generación de gases de fallo
La generación de gas en transformadores sigue la descomposición termodinámica de materiales aislantes bajo diferentes niveles de tensión. La Figura 1 explica los mecanismos fundamentales a través de los cuales las cantidades variables de energía conducen a la formación de gases específicos.
El modelo termodinámico simplista para la formación de gases descrito en la Figura 1 confirma que:
- El H₂ y el CH₄ se generan a energías de activación térmica relativamente bajas.
- El C₂H₆ y C₂H₄ requieren mayor energía, típica de un sobrecalentamiento moderado.
- La formación de C₂H₂ requiere la entrada de energía más alta, correlacionada directamente con los arcos eléctricos y los fallos de alta energía.
| Nivel de energía | Generación de gas | Tipo de fallo típico |
|---|---|---|
| Baja (corona, descarga parcial) | H₂, CH₄ | Descarga parcial, gaseado disperso |
|
Media (sobrecalentamiento, puntos calientes) |
C₂H₆, C₂H₄, CH₄ | Fallos térmicos (T1, T2) |
|
Alta (arco eléctrico, sobrecalentamiento grave) |
C₂H₂ |
Arco eléctrico, descarga de alta energía y fallos térmicos (T3) |
Aunque todos los gases y las relaciones entre algunos de ellos proporcionan información de diagnóstico, el H₂ y el C₂H₂ son los más importantes para la detección temprana de fallos graves. En la Figura 1 y en la Tabla 2, se puede observar que el hidrógeno y el acetileno son los dos gases principales asociados con fallos eléctricos y condiciones de alta temperatura.
La humedad, aunque no es un gas, desempeña un papel importante en la evaluación del estado del aislamiento y en la predicción del riesgo de fallo dieléctrico.
2.3 El Caso de H₂, C₂H₂ y la monitorización de la humedad
Centrarse en el H₂, el C₂H₂ y la humedad disuelta resuelve la necesidad de los operadores de una estrategia de monitorización que permita la reducción del riesgo a nivel de flota, y la priorización de la investigación y el mantenimiento. Esto se puede lograr detectando anomalías y aclarando la gravedad de la avería, de la siguiente manera:
- Hidrógeno (H₂): un indicador precoz universal de muchos fallos, como descargas parciales, calentamiento de baja energía y gaseado disperso más benigno.
- Acetileno (C₂H₂): confirma la presencia de arcos eléctricos o descargas de alta energía con un sobrecalentamiento superior a ~700 °C. El C₂H₂ rara vez se genera en condiciones benignas, lo que lo convierte en un parámetro de diagnóstico decisivo, a diferencia de otros gases.
- Humedad: proporciona información sobre el envejecimiento del aislamiento y el riesgo de ruptura dieléctrica o formación de burbujas bajo tensión térmica.
Al combinar la detección temprana de fallos, el diagnóstico sencillo y el coste asequible, esta metodología ofrece una solución práctica y escalable para proteger las flotas de transformadores en los sistemas de energía actuales, que evolucionan rápidamente.
3. Combinación de teoría y experiencia práctica
Además de desarrollar unos modelos geométricos bien establecidos para el diagnóstico de DGA, el Dr. Michel Duval formuló un modelo termodinámico que caracterizaba la evolución del gas a través de diferentes temperaturas y las tensiones asociadas vinculadas a estos gases. El modelo se describe en [5] y se ilustra en la Figura 2.
En una investigación independiente, un grupo de investigación coreano [6] estableció una correlación entre varias condiciones de estrés y la probabilidad de fracaso.
La Tabla 3 integra el estudio coreano, la Tabla C.3 "Ocurrencia de tipos de fallas o tensiones identificadas por DGA" [8] y el método de gas clave.
|
|
| Gases frente a fallo/tensión | H₂ (%) | C₂H₆ (%) | CH₄ (%) | C₂H₄ (%) | C₂H₂ (%) | Probabilidad de fallo (%) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| DP | 95 | 2 | 2 | 1 | 0 | 1 |
| S | 85 | 10 | 5 | 0 | 0 | 0 |
| T1 | 46,7 | 23,3 | 23,3 | 6,7 | 0 | 4 |
| O | 40 | 20 | 24 | 16 | 0 | 0 |
| C | 33,3 | 16,7 | 20,8 | 25 | 4,2 | 0 |
| T2 | 29,2 | 12,5 | 16,7 | 33,3 | 8,3 | 6 |
| T3 | 25 | 8,3 | 12,5 | 41,7 | 12,5 | 30 |
| D2 | 40 | 4 | 8 | 16 | 32 | 40 |
| D1 | 50,7 | 2,2 | 3,6 | 7,2 | 36,2 | 13 |
La conclusión principal derivada de la tabla es que dos gases, el acetileno y el hidrógeno, se asocian sistemáticamente a todos los casos de fallo documentados. En la mayoría de los casos en los que se produjeron fallos, el acetileno sirvió como precursor principal, lo que indica de forma fiable la presencia de situaciones de fallo potencialmente catastróficas de alto riesgo. El hidrógeno proporcionó un valor diagnóstico complementario al capturar modos de fallo adicionales no identificados exclusivamente por el acetileno.
Esta observación respalda el desarrollo de la estrategia de diagnóstico descrita en la sección Lógica del flujo de diagnóstico.
4. Lógica del flujo de diagnóstico
La lógica de decisión de monitorización en línea propuesta integra mediciones de H₂ y C₂H₂, y mediciones de humedad para proporcionar una orientación clara y procesable. Los umbrales y acciones sugeridos se describen en la Tabla 4.
| Estado | Hidrógeno (ppm) | Acetileno (ppm) | Recomendación |
|---|---|---|---|
| No hay alarma | <50 Y <0,5 | Supervisión continua | |
| Alarma no crítica | >50 Y <0,5 | Programar DGA de laboratorio | |
| Alarma crítica: posible fallo de descarga eléctrica incipiente | <50 Y >0,5 | Programar DGA de laboratorio en un plazo máximo de 24 horas | |
| Alarma crítica: fallo constante* | >50 Y >15 | Programar una inspección urgente y una DGA del laboratorio. Prepárese para una reducción de carga o interrupción | |
|
Una humedad elevada en el sistema de aislamiento representa un riesgo de formación de fallos (o aumento si el fallo ya existe). |
|||
*Durante los primeros años de vida del transformador, si el contenido de hidrógeno es superior al 25 % y el de acetileno está por encima del 5 %, se recomienda programar una inspección urgente y un análisis DGA en laboratorio. Prepárese también para una reducción de carga o interrupción.
Las condiciones rutinarias no requieren ninguna acción, mientras que un nivel elevado de hidrógeno indica a la DGA sin conexión que investigue posibles fallos de baja energía. Los aumentos simultáneos de hidrógeno y acetileno, o los aumentos rápidos de ambos, activan acciones de mantenimiento inmediatas para evitar fallos graves. Este enfoque permite realizar una intervención oportuna a la vez que minimiza las interrupciones innecesarias.
Cuando se combina con la monitorización del hidrógeno y el acetileno, la medición de la humedad proporciona información esencial sobre el margen dieléctrico y la tensión de aislamiento, lo que completa la imagen necesaria para evaluar tanto la probabilidad como la gravedad potencial de los fallos del transformador.
5. Análisis económico
Sobre la base del Folleto Técnico CIGRE 783 [7], el Cuadro 5 proporciona una indicación de coste-ingresos para diferentes tipos de enfoques de monitorización.
| Tipo de monitorización | Coste estimado (precios relativos) | Cobertura de fallos graves | Comentario |
|---|---|---|---|
| 9-gas | $$$$ | ~95–98% | Diagnóstico óptimo, alto coste |
| Compuesto 4-gas | $$ | ~80–90 % | Buen compromiso, pero escasa especificidad |
| H₂ + CO | $-$$ | ~60–75 % | Uso común, pero escasa especificidad |
| H₂ | $ | ~60–75 %*,** | Solicite un DGA sin conexión antes de realizar un diagnóstico |
| H₂ + C₂H₂ (propuesta) | $$ | ~80–90 % | Alto valor y especificidad; detecta arcos eléctricos con el mismo rendimiento que las tecnologías de monitorización de diagnóstico de fallos. |
* Cobertura después de pruebas sin conexión; ** Algunas empresas de servicios públicos reportan cobertura de fallos de solo 50–60 %
La Tabla 5 compara la cobertura de diagnóstico y el coste relativo de varias configuraciones de DGA en línea.
Los porcentajes de cobertura representan la capacidad de detección estimada para condiciones de fallo graves, en función de los datos publicados y la experiencia en el sector. Los niveles de coste son relativos y reflejan los precios de mercado típicos para cada tipo de monitorización.
Mientras que las soluciones de solo hidrógeno y H₂ + CO ofrecen una detección básica de fallos con especificidad limitada, la adición de acetileno mejora significativamente la capacidad de identificar fallos de descarga de alto riesgo sin la complejidad y el coste de sistemas multigases completos.
La Tabla 5 muestra que la ampliación del número y el tipo de gases monitorizados mejora la capacidad de detección de fallos. El enfoque de H₂ + C₂H₂ proporciona un enfoque equilibrado entre la detección de fallos, el rendimiento de diagnóstico y la asequibilidad del sistema.
Casos de uso de hidrógeno, acetileno y monitorización de humedad
Dado que el equipo DGA en línea se utiliza tanto para supervisar transformadores individuales en mal estado como para reducir el riesgo a nivel de flota mediante la implementación en todos los transformadores críticos, independientemente del estado actual, se puede considerar el enfoque de monitorización de hidrógeno, acetileno y humedad en los siguientes casos:
- Transformadores de distribución de subestaciones críticos y en buen estado: reducción de riesgos a nivel de flota
- Transformadores de generación y transmisión en buen estado: reducción de riesgos a nivel de flota
- Transformadores industriales y otros transformadores de misión crítica en buen estado: reducción de riesgos a nivel de flota
- Energías renovables críticas y saludables: reducción de riesgos a nivel de flota
- Gasificación de transformadores donde no se requiere diagnóstico DGA en tiempo real: monitorización con presupuesto limitado
6. Conclusión
A medida que las principales empresas de servicios públicos empiezan a implementar estrategias de reducción de riesgos a nivel de flota para transformadores de potencia media, cada vez es más evidente la necesidad de un enfoque de supervisión de costes-beneficios bien equilibrado.
La estrategia de monitorización de humedad de H₂ + C₂H₂ + humedad que se presenta en este artículo proporciona la detección de fallos y la cobertura de diagnóstico correcta para evitar fallos críticos en los transformadores, a un nivel de coste que finalmente permite la implementación en toda la flota con una verdadera reducción de riesgos. Si se utiliza junto con el punto de referencia del sector para la toma de decisiones finales (las pruebas de aceite de laboratorio), este enfoque puede respaldar lo que probablemente sea la estrategia de monitorización de transformadores más eficaz disponible en la actualidad.
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Acknowledgement
This article benefited substantially from the input and expertise of Mr. Marius Grisaru, consultant and electric oil diagnostics expert.
Bibliography
[1] Wagner HH. Pennsylvania TCG Transformer Fault-Gas Continuous Monitor. Doble Conference Index of Minutes. Sec. 6-701; 1967.
[2] Duval M. Dissolved Gas Analysis, It Can Save Your Transformer. IEEE Electric Insulation Magazine 1989; 5:22-27.
[3] Grisaru M. Transformer maintenance: Hydrogen–the most measured and monitored transformer parameter. Transformers Magazine. 2018; 5(4):42-49.
[4] Höhlein-Atanasova I, Frotscher R. Carbon oxides in the interpretation of dissolved gas analysis in transformers and tap changers. IEEE Electr Insul Mag. 2010; 26(6):22-26.
[5] Ongoing Activities at IEEE, IEC and CIGRE on DGA. EPRI-TSUG Conference, St. Louis; 2013.
[6] Jung JR, et al. Advanced Dissolved Gas Analysis (DGA) diagnostic methods with estimation of fault location for power transformer based on field database; 2016
[7] CIGRE Technical Brochure 783. DGA Monitoring Systems; 2019
[8] CIGRE Technical Brochure 771. Advances in DGA interpretation. 2019
