Facilitar la adopción del monitoreo con DGA en línea
Resumen
La detección temprana de fallas y una evaluación clara de su gravedad son esenciales para priorizar el mantenimiento y prevenir las fallas de los transformadores. Si bien el análisis de gases disueltos (DGA, del inglés Dissolved Gas Analysis) es el método de detección y diagnóstico de fallas preferido, las soluciones de monitoreo en línea a menudo son demasiado costosas o demasiado limitadas en su valor de diagnóstico, lo que impide aprovechar plenamente el enfoque de red inteligente, en el que todos los transformadores esenciales en una red se pueden monitorear en tiempo real con un software central.
En este artículo, se presenta una estrategia de monitoreo en línea rentable mediante hidrógeno (H₂), acetileno (C₂H₂) y humedad disuelta. Esta estrategia es posible gracias la espectroscopia láser de diodos ajustable para la medición precisa de acetileno en el monitoreo de transformadores. Si bien el hidrógeno permite identificar de forma temprana una gran variedad de fallas, el acetileno es un marcador de fallas de alta energía, y la humedad indica un riesgo de aislamiento y dieléctrico. Respaldado por los principios termodinámicos de la formación de gases y los datos en terreno, el método logra una excelente cobertura diagnóstica que no es posible con los métodos de detección de fallas basados solamente en el hidrógeno, el monóxido de carbono y el monitoreo de gas compuesto.
1. Introducción
Las fallas inesperadas de los transformadores pueden provocar apagones, daños en el equipo y reparaciones costosas. Si bien el DGA (del inglés Dissolved Gas Analysis, análisis de gases disueltos) de laboratorio fuera de línea sigue siendo el método definitivo para evaluar el estado de las piezas activas en el aceite de los transformadores en servicio y realizar diagnósticos de fallas, el valor del monitoreo con DGA en línea ya es reconocido por los operadores de transformadores y cada vez más por las aseguradoras como esencial para mantener la confiabilidad de los sistemas eléctricos de alta tensión. Esto se debe a que, en un entorno de sistema de eléctrico digital, el análisis de gases disueltos (DGA) en línea ofrece ventajas que complementan las pruebas de laboratorio tradicionales, particularmente para detectar fallas de desarrollo rápido que ocurren entre muestreos periódicos de aceite fuera de línea.
De hecho, los primeros sistemas en línea de la década de 1990 han demostrado el valor del monitoreo continuo de los transformadores; sin embargo, su diseño generalmente se centraba en el uso de hidrógeno como un indicador inequívoco de anomalías.
Para mejorar la capacidad de diagnóstico, incluida la capacidad de detectar y medir la tendencia del acetileno como el gas de mayor riesgo, posteriormente se desarrollaron monitores en línea de varios gases, lo que ofrece información detallada sobre los tipos de fallas y sus gravedades. Aunque se considera el criterio de mayor confiabilidad, su costo y complejidad dificultan su implementación generalizada, especialmente en flotas grandes o en instalaciones remotas.
Para lograr una cobertura más amplia y una reducción del riesgo a nivel de la flota, muchos operadores de transformadores han adoptado monitores más simples de un solo gas, dos gases o de gas compuesto. Sin embargo, este método presenta varias falencias:
- Falsas alarmas causadas por la generación de hidrógeno sin haber falla (gaseado por dispersión, 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 no detección de fallas eléctricas graves cuando no se monitorean gases de formación de arco eléctrico, como el acetileno.
Además, el monitoreo de gas compuesto enmascara el comportamiento de gases individuales, lo que impide un diagnóstico claro de las fallas.
Por lo tanto, existe una necesidad cada vez mayor entre los operadores de transformadores de lo siguiente:
- advertencia temprana de desarrollo de condiciones que podrían causar una falla catastrófica, de modo que los operadores puedan determinar si se deben enviar equipos de investigación y mantenimiento en modo de emergencia o no; y
- asequibilidad y simplicidad, para permitir el monitoreo de una mayor cantidad de transformadores.
En otras palabras, los operadores de los transformadores necesitan lo siguiente: Eficacia, confiabilidad y asequibilidad en una solución de monitoreo con DGA.
2. DGA: antecedentes y principios de diagnóstico
El DGA de aceite del transformador se basa en el principio de que los estreses eléctricos y térmicos dentro de los transformadores descomponen los materiales aislantes, tanto el aislamiento de aceite como el sólido, lo que genera gases característicos según el tipo y la gravedad de la falla.
2.1 Orígenes e importancia de los gases disueltos
Cada gas tiene un valor de diagnóstico como se describe en la Tabla 1.
| Gas | Fuente del gas | Valor de diagnóstico |
|---|---|---|
| Hidrógeno (H₂) | Calefacción de baja energía, descargas parciales, formación de arco eléctrico, gaseado por dispersión, etc. | Advertencia temprana, pero no muy específica |
| Acetileno (C₂H₂) | Formación de arco eléctrico, descarga de alta energía | Un indicador inequívoco de fallas eléctricas graves/alta temperatura |
| Metano (CH₄) | Fallas térmicas de baja energía | Contexto para fallas térmicas |
| Etano (C₂H₆) | Sobrecalentamiento moderado | Contexto para fallas térmicas |
| Etileno (C₂H₄) | Fallas térmicas de alta temperatura | Contexto para un 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) | Ingreso de aire | Detección de fugas y contaminación atmosférica |
2.2 Base termodinámica de la generación de gases de falla
La generación de gases en los transformadores sigue la descomposición termodinámica de los materiales aislantes en diferentes niveles de estrés. La Figura 1 explica los mecanismos fundamentales a través de los cuales diversas cantidades de energía conducen a la formación de gases específicos.
El modelo termodinámico simplista para la formación de gases descrito en la Figura 1 confirma lo siguiente:
- El H₂ y el CH₄ se generan a energías de activación térmica relativamente bajas.
- El C₂H₆ y el C₂H₄ requieren una mayor energía para su generación, lo que es típico de un sobrecalentamiento moderado.
- El C₂H₂ requiere la mayor cantidad de energía para su formación, lo que se correlaciona directamente con la formación de arco eléctrico y las fallas de alta energía.
| Nivel de energía | Generación de gases | Tipo de falla típico |
|---|---|---|
| Baja (corona, descarga parcial) | H₂, CH₄ | Descarga parcial, gaseado por dispersión |
|
Medio (sobrecalentamiento, puntos calientes) |
C₂H₆, C₂H₄, CH₄ | Fallas térmicas (T1, T2) |
|
Alta (formación de arco eléctrico, sobrecalentamiento grave) |
C₂H₂ |
Formación de arco eléctrico, descarga de alta energía y fallas térmicas (T3) |
Si bien todos los gases y las relaciones entre algunos de estos proporcionan información de diagnóstico, el H₂ y el C₂H₂ son los más críticos para la detección temprana de fallas graves. A partir de la Figura 1 y la Tabla 2, se puede observar que el hidrógeno y el acetileno son los dos gases principales asociados con fallas eléctricas y condiciones de alta temperatura.
La humedad, aunque no es un gas, cumple una función importante en la evaluación del estado del aislamiento y en la predicción del riesgo de fallas dieléctricas.
2.3 Los argumentos clave que respaldan el monitoreo de H₂, C₂H₂ y humedad
El monitoreo centrado en H₂, C₂H₂ y humedad disuelta aborda la necesidad de los operadores de contar con una estrategia de monitoreo que permita la reducción de riesgos a nivel de flota y la priorización de las investigaciones o el mantenimiento. Esto se puede lograr detectando anomalías y esclareciendo la gravedad de las fallas, como se indica a continuación:
- Hidrógeno (H₂): indicador temprano universal de muchas fallas, que incluyen la descarga parcial, el calentamiento de baja energía y el más benigno gaseado por dispersión.
- Acetileno (C₂H₂): confirma la formación de arcos eléctricos o las descargas de alta energía con sobrecalentamiento por encima de ~700 °C. El C₂H₂ rara vez se genera en condiciones benignas, lo que lo convierte en un parámetro de diagnóstico inequívoco, a diferencia de otros gases.
- Humedad: proporciona información sobre el envejecimiento del aislamiento y el riesgo de ruptura dieléctrica o formación de burbujas bajo estrés térmico.
Gracias a que combina la detección temprana de fallas, los diagnósticos sencillos y la asequibilidad, esta metodología ofrece una solución práctica y escalable para proteger las flotas de transformadores en los sistemas eléctricos en rápida evolución de la actualidad.
3. Combinación de la teoría y la experiencia práctica
Además de desarrollar los modelos geométricos consolidados para el diagnóstico de DGA, el Dr. Michel Duval formuló un modelo termodinámico que caracteriza la evolución de los gases a través de diferentes temperaturas y sus respectivos estreses vinculados 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 falla.
La Tabla 3 integra el estudio coreano, la Tabla C.3 "Ocurrencia de tipos de fallas o estrés identificados por DGA" [8] y el método de gases clave.
|
|
| Gases frente a fallas/estrés | H₂ (%) | C₂H₆ (%) | CH₄ (%) | C₂H₄ (%) | C₂H₂ (%) | Probabilidad de falla (%) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 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 primaria derivada de la tabla es que dos gases (acetileno e hidrógeno) están asociados de manera coherente con todos los casos de fallas documentados. En la mayoría de los casos en los que se produjeron fallas, el acetileno sirvió como el precursor principal indicando de manera confiable la presencia de condiciones de falla potencialmente catastróficas y de alto riesgo. El hidrógeno proporcionó un valor de diagnóstico complementario capturando modos de falla adicionales no identificados exclusivamente por el acetileno.
Esta observación respalda el desarrollo de la estrategia de diagnóstico descrita en la sección Lógica de flujo de diagnóstico.
4. Lógica de flujo de diagnóstico
La lógica propuesta para la decisión de monitoreo en línea integra mediciones de H₂, C₂H₂ y humedad para proporcionar una orientación clara y práctica. Los umbrales y las acciones sugeridos se describen en la Tabla 4.
| Condición | Hidrógeno (ppm) | Acetileno (ppm) | Recomendación |
|---|---|---|---|
| Sin alarma | <50 Y <0,5 | Continuar el monitoreo | |
| Alarma no crítica | >50 Y <0,5 | Programar DGA de laboratorio | |
| Alarma crítica: posible falla de descarga eléctrica incipiente | <50 Y >0,5 | Programar DGA de laboratorio en un plazo máximo de 24 horas | |
| Alarma crítica: falla constante* | >50 Y >15 | Programar una inspección urgente y DGA de laboratorio; prepararse para la reducción o interrupción de la carga | |
| Alarma crítica: aumento rápido | >10 ppm/hora | >1 ppm/hora |
Respuesta e investigación inmediata; considerar una interrupción del servicio de emergencia |
|
La humedad elevada en el sistema de aislamiento representa el riesgo de formación de fallas (o el agravamiento si la falla ya existe). |
|||
*Durante los primeros años de servicio del transformador, si el hidrógeno >25 ppm Y el acetileno >5 ppm, entonces la recomendación es programar una inspección urgente y un DGA; prepárese para la reducción o interrupción de la carga.
Las condiciones normales no requieren ninguna acción, mientras que el hidrógeno elevado hace necesario un DGA fuera de línea para investigar posibles fallas de baja energía. Los aumentos concurrentes de hidrógeno y acetileno, o los aumentos rápidos en ambos, hacen necesarias acciones de mantenimiento inmediato para evitar fallas graves. Este enfoque permite una intervención oportuna y, al mismo tiempo, minimiza las interrupciones innecesarias.
Cuando se combina con el monitoreo de hidrógeno y acetileno, la medición de la humedad proporciona una perspectiva crítica del margen dieléctrico y el estrés del aislamiento, lo que completa la imagen necesaria para evaluar la probabilidad y la posible gravedad de las fallas del transformador.
5. Análisis económico
Según el folleto técnico de CIGRE 783 [7], la Tabla 5 proporciona una indicación con respecto a los ingresos-costos para diferentes tipos de enfoques de monitoreo.
| Tipo de monitoreo | Costo calculado (precios relativos) | Cobertura de fallas graves | Comentario |
|---|---|---|---|
| 9 gases | $$$$ | ~95-98 % | Mejores diagnósticos, alto costo |
| Compuesto de 4 gases | $$ | ~80-90 % | Equilibrio aceptable entre costo y rendimiento, pero escasa especificidad |
| H₂ + CO | $-$$ | ~60-75 %* | Comúnmente utilizado, pero escasa especificidad |
| H₂ | $ | ~60-75 %*,** | Solicite un DGA fuera de línea antes de un diagnóstico |
| H₂ + C₂H₂ (propuesto) | $$ | ~80-90 % | Alto valor y especificidad; detecta formación de arco eléctrico con el mismo rendimiento que las tecnologías de monitoreo de diagnóstico de fallas. |
* Cobertura después de las pruebas fuera de línea. ** La protección para algunos servicios públicos es tan baja como 50-60 % de cobertura de fallas.
La Tabla 5 compara la cobertura de diagnóstico y el costo relativo de diversas configuraciones de DGA en línea.
Los porcentajes de cobertura representan la capacidad de detección calculada para condiciones de falla graves, según los datos publicados y la experiencia de la industria. Los niveles de costo son relativos y reflejan los precios típicos del mercado para cada tipo de monitoreo.
Si bien las soluciones de solo hidrógeno y H₂ + CO ofrecen detección básica de fallas con especificidad limitada, la adición de acetileno mejora significativamente la capacidad de identificar fallas de descarga de alto riesgo sin la complejidad y el costo de los sistemas completos de varios gases.
La Tabla 5 muestra que aumentar la cantidad y el tipo de gases monitoreados mejora la capacidad de detección de fallas, y que H₂ + C₂H₂ proporciona un enfoque equilibrado entre la detección de fallas, el rendimiento del diagnóstico y la asequibilidad del sistema.
Casos de uso del método de monitoreo de hidrógeno, acetileno y humedad
Dado que el equipo de DGA en línea se utiliza tanto para monitorear transformadores individuales en mal estado como para reducir el riesgo a nivel de flota, dado que se implementa en todos los transformadores esenciales independientemente de su estado actual, el método de monitoreo de hidrógeno, acetileno y humedad se puede considerar en los siguientes casos:
- Transformadores de distribución de subestaciones esenciales y en buen estado: mitigación de riesgos a nivel de flota
- Transformadores de transmisión y generación en buen estado: mitigación de riesgos a nivel de flota
- Transformadores industriales y otros de esenciales para la función en buen estado: mitigación de riesgos a nivel de flota
- Energías renovables esenciales y en buen estado: mitigación de riesgos a nivel de flota
Transformadores de gasificación en los que no se requieren diagnósticos DGA completos en tiempo real; monitoreo con presupuesto limitado
6. Conclusión
A medida que los servicios públicos líderes comienzan a implementar estrategias de reducción de riesgos a nivel de flota para transformadores de mediana corriente, la necesidad de un enfoque de monitoreo que equilibre convenientemente costos y beneficios se está volviendo cada vez más indiscutible.
La estrategia de monitoreo de H₂ + C₂H₂ + humedad presentada en este artículo proporciona la detección de fallas y la cobertura de diagnóstico que es importante para prevenir fallas críticas en los transformadores, a un nivel de costo que finalmente permite la implementación en toda la flota y una verdadera reducción de riesgos. El uso de este enfoque junto con el punto de referencia de la industria para la toma de decisiones final (pruebas de aceite de laboratorio) puede respaldar lo que probablemente sea la estrategia de monitoreo de transformadores más eficaz disponible en la actualidad.
Monitoreo confiable, protección más inteligente
Proteja sus transformadores con InsuLogix G2 de Megger. Experimente una detección precisa de fallas, diagnósticos factibles y un monitoreo asequible en toda la flota con nuestra solución de H₂ + C₂H₂ + humedad.
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
