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Departamento de Electroenergética Métodos para interpretar la prueba de cromatografía de gases en transformadores de potencia Autores: Avilio Oscar Muñoz Ramírez Tutores: MSc. Leonardo Rodríguez Jiménez MSc. Agustín González Rodríguez
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Título del trabajo
Título del trabajo
Departamento de Electroenergética
Métodos para interpretar la prueba de cromatografía de gases en
transformadores de potencia
Autores: Avilio Oscar Muñoz Ramírez
Tutores: MSc. Leonardo Rodríguez Jiménez
MSc. Agustín González Rodríguez
Este documento es Propiedad Patrimonial de la Universidad Central “Marta Abreu” de
Las Villas, y se encuentra depositado en los fondos de la Biblioteca Universitaria “Chiqui
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PENSAMIENTO
Los hilos eléctricos, ¿qué son más, en su filamento central conductor, y en su envoltura
protectora, que nuestros nervios?
José Martí.
Diccionario Martiano
AGRADECIMIENTOS
A mis padres, por darme fuerzas en momentos oscuros y de incertidumbre, soy el más
afortunado por tenerlos.
A mi familia porque siempre están conmigo incondicionalmente, soy su fruto y continuidad.
A Diana por su amor y paciencia.
A mi tutor Leonardo.
A mis amigos
A la Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas y a su claustro de profesores que me
apoyaron y contribuyeron en mi formación.
TAREAS TÉCNICAS
Realización de un estudio sobre las características del aislamiento líquido en los
transformadores de potencia.
Familiarización con las técnicas más utilizadas para el análisis de gases disueltos
(DGA) en transformadores de potencia.
Caracterización de los métodos que existen para interpretar los resultados de la
cromatografía de gases: a partir de las concentraciones de cada gas o por las
relaciones entre gases.
Elaboración de un informe donde se plasmen los resultados significativos de los
métodos analizados.
RESUMEN
RESUMEN
La sociedad moderna reclama suministros cada vez más confiables y calidad de la energía
eléctrica que se consume; en ello tienen especial responsabilidad los transformadores de
potencia, por lo que un fallo de estos pudiese ocasionar consecuencias nefastas e
irremediables, tanto en los sistemas eléctricos como en los centros de consumo. La presente
investigación pretende brindar las herramientas necesarias para implementar un programa
de mantenimiento preventivo y predictivo, con carácter periódico, a transformadores de
potencia sumergidos en aceite.
En la base investigativa del proyecto se precisan aspectos de los transformadores de
potencia, como las clasificaciones, componentes principales, fallas incipientes más comunes
y el sistema de aislamiento, fundamental en el período de vida útil del transformador. Se
exponen las bases teóricas para el análisis de gases disueltos en el aceite aislante de los
transformadores de potencia, mediante la prueba de Cromatografía de Gases,
conjuntamente con los componentes principales de un cromatógrafo, y los métodos de
interpretación del análisis cromatográfico. Además, se aplicaron los procedimientos para
interpretar las pruebas de cromatografía de gases de cinco muestras de aceite de
transformadores de potencia dañados, usando los métodos de Relaciones de Doernenburg,
Relaciones de Rogers y Triángulo de Duval. Además se realiza una comparación entre los
métodos empleados y en consecuencia el Triángulo de Duval se muestra más acertado, y
siempre ofrece un diagnóstico, mientras que Doernenburg y Roger son ineficientes cuando
las concentraciones de los gases no exceden los límites establecidos.
Palabras Claves: Transformador de potencia, diagnóstico, Cromatografía de Gases,
Doernenburg, Rogers, Duval.
ÍNDICE
ÍNDICE
INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 1
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES. ......... 4
1.1 Clasificación de los transformadores ............................................................................. 5
1.2 Componentes del transformador de potencia ................................................................ 9
1.3 Sistema de Aislamiento ............................................................................................... 12
1.3.1 Degradación del sistema aislante ......................................................................... 13
1.4 Mantenimiento ............................................................................................................. 14
1.4.1 Mantenimiento correctivo ...................................................................................... 15
1.4.2 Mantenimiento preventivo ..................................................................................... 16
1.4.3 Mantenimiento predictivo ...................................................................................... 16
1.5 Principales fallas incipientes en el transformador ........................................................ 18
1.5.1 Efecto corona ........................................................................................................ 19
1.5.2 Pirólisis del aceite .................................................................................................. 19
1.5.3 Descargas parciales ............................................................................................. 20
1.5.4 Punto caliente ....................................................................................................... 20
1.5.5 Pirólisis de la celulosa ........................................................................................... 21
1.6 Consideraciones finales del capítulo ........................................................................... 21
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL
TRANSFORMADOR. ............................................................................................................ 23
2.1 Cromatografía de gases .............................................................................................. 23
2.2 Componentes de un cromatógrafo .............................................................................. 24
2.2.1 Fase móvil ............................................................................................................ 25
2.2.2 Fase estacionaria .................................................................................................. 25
2.2.3 Columna cromatográfica ....................................................................................... 25
2.2.4 Horno .................................................................................................................... 26
2.2.5 Detectores ............................................................................................................ 26
ÍNDICE
2.3 Cromatograma ............................................................................................................ 27
2.4 Normas relacionadas al análisis de gases disueltos en el aceite. ................................ 28
2.4.1 Norma IEEE 57.104 .............................................................................................. 29
2.4.2 Norma IEC 60599 ................................................................................................. 29
2.5 Métodos de interpretación del análisis cromatográfico ................................................ 31
2.5.1 Relaciones de Doernenburg ................................................................................. 32
2.5.2 Relaciones de Rogers ........................................................................................... 34
2.5.3 Triángulo de Duval ................................................................................................ 35
2.5.4 Método del Gas Clave .......................................................................................... 39
2.6 Consideraciones finales del capítulo ........................................................................... 41
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE
LA CROMATOGRAFÍA DE GASES. ..................................................................................... 42
3.1 Descripción de las etapas ........................................................................................... 42
3.2 Interpretación de resultados y diagnósticos. ................................................................ 46
3.3 Análisis comparativo de los métodos de diagnóstico. .................................................. 61
3.4 Consideraciones finales del capítulo. .......................................................................... 61
CONCLUSIONES ................................................................................................................. 62
RECOMENDACIONES ......................................................................................................... 63
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................................... 64
ANEXOS ............................................................................................................................... 66
Anexo #1. Hoja de informe de diagnóstico ........................................................................ 66
Anexo #2 .Guía rápida de diagnóstico ............................................................................... 68
Anexo #3. Control del historial de análisis de gases disueltos. .......................................... 69
INTRODUCCIÓN
INTRODUCCIÓN
Los transformadores de potencia constituyen partes vitales dentro del funcionamiento de una
subestación eléctrica. Su función principal es modificar los parámetros de la energía eléctrica
variando su valor de tensión y corriente eléctrica.
Durante su vida útil, los transformadores se ven expuestos a diferentes fenómenos que
alteran su funcionamiento como pueden ser: descargas eléctricas, corrosión ambiental, altas
temperaturas y esfuerzos eléctricos, díganse de gran magnitud y pequeña duración o de
pequeña magnitud y de larga duración. Todos estos fenómenos afectan en menor o mayor
medida el funcionamiento del transformador provocando fallas o salidas de servicio de los
mismos.
Para evitar este deterioro, el transformador cuenta con un sistema aislante que provee una
barrera dieléctrica capaz de soportar las diferencias de potencial a que están sujetos sus
componentes y así mantener el flujo de corriente principal por una trayectoria determinada,
evitando trayectorias no deseadas (cortocircuitos).
El aceite aislante funciona además como refrigerante, y brinda gran información sobre el
estado de funcionamiento del equipo. Con el deterioro de este se forman gases que se van
diluyendo en el aceite y que constituyen una clara señal de averías ya existentes o que
pudiesen manifestarse.
De forma periódica, se hace necesario determinar las condiciones en que se encuentra el
aceite aislante perteneciente al sistema de aislamiento mediante un plan de mantenimiento
predictivo y preventivo.
Existen diversas pruebas con el objetivo de predecir fallas incipientes en el transformador,
para las cuales dicho equipamiento no se muestra sensible, ya sea por la severidad de la
misma o por el rigor de trabajo al cual se haya sometido el transformador.
Una de las pruebas reconocidas internacionalmente como método efectivo, es el análisis de
la prueba de cromatografía de gases (DGA, por sus siglas en inglés) al aceite aislante, la
misma posibilita monitorear el estado en que se encuentra el equipo sin necesidad de
sacarlo de operación. Esta prueba consiste en la realización de análisis periódicos sobre el
aceite del transformador para determinar la concentración de un conjunto de gases que se
generan en él; además permite monitorear el estado en que se encuentra el equipo sin
necesidad de sacarlo de operación.
La distribución de estos gases puede estar relacionada con un tipo de avería o falla y la tasa
de generación del gas puede indicar su severidad.
INTRODUCCIÓN
Teniendo en cuenta las diferentes sustancias que componen los gases disueltos en el aceite
del transformador y su repercusión en el funcionamiento del mismo se establece como
problema científico de este trabajo de investigación el siguiente:
¿Cómo establecer la condición de operación en transformadores de potencia a partir de la
prueba de cromatografía de gases?
Teniendo en cuenta la situación problemática, se trazó como objetivo general:
Aplicar los métodos de interpretación del análisis de gases disueltos para establecer la
condición de operación en trasformadores de potencia.
Derivándose de este, los objetivos específicos siguientes:
1. Establecer los referentes teóricos acerca de los transformadores de potencia.
2. Describir los métodos para la interpretación de la cromatografía de gases disueltos en
el aceite del transformador de potencia.
3. Diagnosticar el estado del trasformador a partir de la cromatografía de gases.
Posibles impactos y aportes:
Con este trabajo se pretende establecer las herramientas, teóricas y prácticas, necesarias
para que el personal de mantenimiento de subestaciones eléctricas pueda realizar una
interpretación adecuada de los reportes de análisis cromatográfico realizado al aceite
dieléctrico de transformadores. Además, se pretende que el personal encargado sea capaz
de supervisar y diagnosticar el estado de funcionamiento de los transformadores,
identificando claramente el desarrollo de fallas incipientes. Con esto se evita la generación
de una avería mayor que lleve a la salida de funcionamiento del equipo.
Una vez que se analicen e interpreten los resultados contenidos en las pruebas de la
cromatografía de gases es posible establecer un plan de mantenimiento preventivo para
prevenir futuras fallas en los trasformadores de potencia y alargar la vida útil de los mismos.
Aplicabilidad:
Proveer un recurso poco invasivo para determinar si existe o no la condición de una
falla incipiente en el trasformador.
Prevenir una interrupción inesperada a partir de la interpretación de los resultados de
la cromatografía de gases en el transformador.
Reducir el riesgo al transformador, y sobre todo, al personal que se encuentra
monitorizando el mismo a partir de un plan mantenimiento concebido.
Métodos:
Para el desarrollo de la investigación se emplearon los métodos de nivel teórico: histórico-
lógico, analítico-sintético, inductivo–deductivo y abstracto-concreto. Además, también se
utilizaron métodos de nivel empírico como: la observación, la entrevista y el criterio de
especialistas.
INTRODUCCIÓN
El trabajo de investigación está estructurado por: introducción, tres capítulos de desarrollo,
conclusiones, recomendaciones, referencias bibliográficas y anexos. Para ello se utilizará la
plantilla estipulada para organizar los contenidos.
Primeramente en la introducción se dejará definida la importancia, la actualidad y necesidad
de tema que se aborda.
En el primer capítulo se precisan los referentes teóricos acerca de los transformadores de
potencia.
En el segundo capítulo se exponen las bases teóricas para el análisis de gases disueltos en
el aceite aislante de los transformadores de potencia.
En el tercer capítulo se aplican los métodos para la interpretación de la Cromatografía de
Gases.
Finalmente se presentan las conclusiones de la investigación realizada y las
recomendaciones para trabajos futuros.
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS
TRANSFORMADORES.
Con la evolución de la sociedad la demanda eléctrica ha aumentado vertiginosamente, por lo
cual la industria eléctrica ve necesario elevar la tensión en los centros de generación para
llevar a cabo la transmisión de energía y reducirla al llegar a los centros de consumo. El
dispositivo idóneo para realizar esta tarea es el transformador, un dispositivo eléctrico capaz
de transferir y convertir la energía eléctrica de uno o más circuitos, variando los niveles de
tensión y corriente sin alterar la frecuencia. Está constituido por dos o más bobinas de
alambre, aisladas entre sí eléctricamente y enrolladas alrededor de un mismo núcleo de
material ferromagnético.
La configuración básica del núcleo y los devanados de un transformador se muestra en la
figura 1.1, en uno de los lados del núcleo se enrolla un devanado que recibe la energía y que
se denomina primario (P) o de entrada, y en el opuesto, otro devanado que se denomina
secundario (S), el cual puede o no presentar el mismo número de espiras que P. Su principio
de funcionamiento se basa en el fenómeno de inducción electromagnética presente en sus
bobinas.
En la mayoría de los transformadores, los devanados de las bobinas se sitúan uno encima
del otro, para conseguir mejorar el acoplamiento. La presencia de un acoplamiento débil
disminuye el flujo Φm1 y reduce la tensión por secundario (E2); sin embargo, al acercar las
dos bobinas se logra aumentar el flujo Φm1 que contribuye con el aumento de la tensión E2.
Figura 1.1. Transformador elemental.
Dónde:
Eg: fuente de alimentación de corriente alterna [V]
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
E1: Tensión por primario [V]
E2: Tensión por secundario [V]
Im: Corriente de excitación [A]
Φm1: Flujo de magnetización [Wb]
Φf1: flujo de dispersión primario [Wb]
Φf2: flujo de dispersión secundario [Wb]
Bobinas con N número de vueltas o espiras.
1.1 Clasificación de los transformadores
Las formas en las que puede ser utilizado un transformador determinan las diferentes
clasificaciones a las que puede estar sujeto, generalmente, en dependencia de su operación,
construcción y aplicación. Se pueden fabricar transformadores monofásicos para formar un
banco trifásico o pueden ser trifásicos en una sola unidad. También, pueden ser clasificados
de acuerdo al medio ambiente en el que operan, por su capacidad o por la conexión de sus
devanados.
El transformador de potencia de acuerdo a su operatividad se caracteriza por tener una
capacidad mayor a 500 KVA. Según [1], se muestran a continuación las clasificaciones a
tener en cuenta referente a dichos transformadores:
Por la operación
Por el número de fases
Por su utilización
Por la construcción o forma del núcleo
En función de las condiciones de servicio
En función a su instalación
Tipo de enfriamiento
Por su capacidad
Por su aplicación
Por la preservación del aceite
Por la operación: Se refiere a la energía o potencia modificada del sistema eléctrico.
Transformador de distribución: Tiene capacidad desde 5 hasta 500 kVA (monofásico
y/o trifásico)
Transformador de potencia: Tiene capacidades mayores de 500 kVA.
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
Por el número de fases: De acuerdo a las características del sistema al que se conectará.
Monofásico: Transformadores de potencia o distribución que son conectados a una
línea (fase) y neutro (tierra). Tienen un solo devanado de alta tensión y uno de baja
tensión. La simbología utilizada es 1Φ.
Trifásico: Transformadores de potencia o distribución que son conectados a tres
líneas (fases) y pueden estar o no conectados a un neutro común (tierra). Tienen
tres devanados de alta tensión y tres de baja tensión. La simbología utilizada es 3Φ.
Por su utilización: De acuerdo a la función que cumplen dentro del sistema.
Transformadores para generación: Transformadores de potencia que se conectan a
la salida del generador. Proporcionan la energía a la línea de transmisión.
Transformadores de subestación: Transformadores de potencia que se conectan al
final de la línea de transmisión para lograr reducir la tensión a nivel de subestación.
Transformadores de distribución: Reduce la tensión de subtransmisión que llega a las
zonas de consumo.
Transformadores especiales: Son transformadores de potencia diseñados para
aplicaciones no incluidas en las anteriores y que pueden ser: reguladoras de tensión,
transformadores para rectificador, transformadores para horno de arco eléctrico,
etc.
Transformadores de instrumentación Son transformadores de potencial y
transformadores de corriente. Se utilizan en la medición, la protección y en el control.
Por la construcción o forma del núcleo: De acuerdo con la posición que existe entre la
colocación de las bobinas y el núcleo.
Núcleo acorazado: También se conoce como tipo “Shell”; el núcleo se encuentra
cubriendo los devanados de baja y alta tensión, como se muestra en la figura 1.2.
Figura 1.2. Núcleo tipo acorazado o Shell.
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
Núcleo no acorazado: Conocido además como tipo columna o “Core”. Las bobinas
abarcan una parte considerable del circuito magnético, como se muestra en la figura
1.3.
Figura 1.3. Núcleo tipo columna o Core.
En función de las condiciones de servicio:
Para uso interior.
Para uso a la intemperie.
El diseño de la subestación determina el tipo de equipos que deben utilizarse. En el caso de
transformadores de gran capacidad, en su mayoría todos son del tipo intemperie; mientras
que los tipos caverna, utilizados en instalaciones subterráneas, son de gran capacidad y
prácticamente iguales a los instalados a la intemperie.
Por el tipo de enfriamiento:
La selección del método de enfriamiento de un transformador es muy importante, ya que la
disipación del calor influye mucho en su tiempo de vida y capacidad de carga, así como, en
el área de su instalación y su costo. De acuerdo a [2] se han normalizado y definido algunos
métodos básicos de enfriamiento, como son:
La designación de la IEEE comprende las clasificaciones siguientes:
Para transformadores sumergidos en el aceite aislante:
OA (enfriamiento natural): El aceite aislante circula por convección natural dentro de
un tanque que tiene paredes lisas o corrugadas, o bien, provisto con tubos
radiadores. Se adopta para transformadores de más de 50 kVA con voltajes
superiores a 15 kV.
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
OA/FA (enfriamiento propio y enfriamiento por aire forzado): Constituye básicamente
un transformador de tipo OA, pero con la adición de ventiladores para aumentar la
capacidad de disipación de calor en las superficies de enfriamiento.
OA/FOA/FOA (enfriamiento propio/con aceite forzado-aire forzado/con aceite
forzado/aire forzado): El objetivo de este tipo de enfriamiento es incrementar el
régimen de carga del transformador tipo OA mediante el empleo combinado de
bombas y ventiladores.
El aumento de capacidad se realiza en dos pasos [3]:
1. Se utilizan la mitad de los radiadores y la mitad de las bombas para lograr aumentar
en 1.33 veces la capacidad del tipo OA.
2. Se hacen trabajar la totalidad de los radiadores y bombas para aumentar 1.667 veces
la capacidad del tipo OA. Se fabrican con capacidades de 10000 kVA monofásicos y
15000 kVA trifásicos.
FOA (enfriamiento por aceite forzado y de aire forzado): Estos transformadores
pueden absorber cualquier carga pico a plena capacidad, ya que se utilizan con los
ventiladores y las bombas de aceite trabajando simultáneamente.
OW (enfriamiento por agua): El agua es conducida por serpentines, los cuales están
en contacto con el aceite aislante del transformador y se drena por gravedad o por
medio de una bomba independiente. El aceite circula alrededor de los serpentines por
convección natural.
FOW (enfriamiento de aceite forzado y con enfriadores de agua forzada): Este tipo de
transformadores es prácticamente igual al tipo FO, sólo que el cambiador de calor es
del tipo agua- aceite y se hace el enfriamiento por agua sin tener ventiladores.
Para transformadores secos:
Este tipo de transformador se utiliza generalmente en sistemas de distribución de baja
tensión donde parte de la carga tiene un voltaje diferente al suministrado por la distribución
general. Pueden ser sistemas de iluminación, aire acondicionado, equipos médicos, etc.
AA (enfriamiento propio): No contienen aceite ni otros líquidos para su enfriamiento.
El aire es el medio aislante que rodea el núcleo y las bobinas. Por lo general, se
fabrican con capacidades inferiores a 2000 kVA y voltajes menores de 15 kV.
AFA (enfriamiento por aire forzado): Se emplean para aumentar la potencia
disponible de los transformadores tipo AA y su capacidad se basa en la posibilidad de
disipación de calor que brinden los ventiladores o sopladores.
AA/FA (enfriamiento natural y con enfriamiento por aire forzado): Básicamente es un
transformador tipo AA al que se le adicionan ventiladores con el objetivo de aumentar
su capacidad de disipación de calor.
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
Existe otra designación dada por la IEC atendiendo al sistema de refrigeración. Los equipos
de este tipo recogen el aceite caliente de la parte alta del tanque (mayor temperatura) y lo
retornan a la parte baja del tanque (menor temperatura). La gestión de la refrigeración puede
ser vista como dos circuitos térmicos independientes de aceite. Un circuito interno que
transfiere las pérdidas de energía que se producen en la superficie de los enrollados hacia el
aceite y un segundo circuito que evacúa esa energía desde el aceite hacia el exterior a
través del tanque y este a su vez hacia el exterior a través del aire.
Atendiendo a estas técnicas de refrigeración y combinación de las mismas se establecen los
tipos de refrigeración siguientes [4]:
ONAN (aceite natural – aire natural)
ONAF (aceite natural – aire forzado)
OFAN (aceite forzado – aire natural)
OFAF (aceite forzado – aire forzado)
OFWF (aceite forzado – agua forzado)
Por su aplicación:
De acuerdo con su aplicación en los sistemas eléctricos, se clasifican en los siguientes tipos:
Elevadores.
Reductores
Para instrumentos.
Reguladores.
Por la preservación del aceite:
De acuerdo con el sistema que se utiliza para la preservación del aceite, se tienen los
siguientes tipos:
Con tanque conservador: Los transformadores con tanque conservador, utilizan
diferentes métodos para preservar las propiedades del aceite, aislándolo del medio
ambiente y regulando la presión de salida de los gases.
Sin tanque conservador: Estos equipos no cuentan con tanque conservador, pero
utilizan métodos de respiración a través de silica gel o sellado con aire o nitrógeno
para la preservación del aceite.
1.2 Componentes del transformador de potencia
Los transformadores están integrados por distintos componentes que cumplen con una
función en particular. Estos se pueden ubicar en cuatro grandes grupos, que son:
Circuito magnético
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
Circuito eléctrico
Tanque junto con accesorios
Sistema de aislamiento
En cuanto a los accesorios, se clasifican en aquellos que indican condiciones de operación y
elementos de protección. La Figura 1.4 muestra un transformador de potencia con sus
principales componentes y accesorios.
Figura 1.4. Elementos de un transformador de potencia.
A. Boquillas de alta tensión. E. Relevador Buchholz.
B. Boquillas de baja tensión. F. Tanque.
C. Tanque conservador. G. Ventiladores.
D. Válvula de muestreo de aceite. H. Radiadores.
Circuito magnético (núcleo)
El núcleo está formado por láminas de acero al silicio de grano orientado y una alta
permeabilidad magnética, la cual facilita la trayectoria del flujo magnético, presentando
una baja reluctancia. En esencia, su función es conducir el flujo magnético, facilitando la
concatenación magnética de los circuitos eléctricos del transformador.
Circuito eléctrico (devanados)
El circuito eléctrico está formado por bobinas conectadas en serie o en paralelo (devanados),
en dependencia del nivel de tensión de operación o de la corriente requerida. Dichas bobinas
están aisladas entre si y se fabrican de material conductor (cobre o aluminio). El
transformador tiene un devanado primario que está conectado a la fuente de energía y un
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
devanado secundario conectado a la carga; la función del primario es crear un flujo
magnético capaz de inducir en el secundario una fuerza electromotriz. De esta forma se
transfiere la energía eléctrica del primario al secundario lo cual se denomina principio de
inducción magnética.
Tanques y accesorios
Los transformadores deben construirse con un tanque hermético, con el objetivo de
preservar en buen estado el aceite aislante y brindar protección a las zonas energizadas
del transformador. Además, se utiliza como estructura de montaje para los accesorios y el
equipo de control.
Según [2], los accesorios requeridos para un transformador son:
Indicador magnético de nivel de aceite.
Válvula de sobrepresión.
Válvula de alivio.
Relevador de presión súbita.
Indicador de temperatura del aceite.
Indicador de temperatura del devanado.
Indicador de la temperatura máxima de operación (hot spot).
Indicadores y registradores de temperatura remotos.
Gabinete de control o centralizador.
Transformadores de corriente.
Cambiador de derivaciones.
Relevador de flujo.
Sistemas de preservación del aceite.
Bombas e indicadores de flujo.
Placa de datos.
Empaques.
Punto de conexión a tierra.
Pintura.
Para el caso de transformadores de potencia se debe incluir:
Termómetros de contacto y sin contacto de alarma.
Niveles de aceite con contacto y sin contacto de alarma.
Relevador Buchholz.
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
Ventiladores.Sistema de aislamiento.
La función principal del sistema de aislamiento dentro del transformador es:
Aislamiento térmico: disipa el calor generado en el transcurso de la operación de la
unidad.
Aislamiento eléctrico: actúa como medio dieléctrico para prevenir la formación de
arcos entre dos conductores con alta diferencia de potencial.
El sistema de aislamiento del transformador se puede dividir en sistema de aislamiento
sólido y líquido. A continuación de se verán las principales características que tienen que
cumplir los materiales aislantes que lo conforman.
1.3 Sistema de Aislamiento
Un estado adecuado del sistema de aislamiento garantiza en gran medida el buen
funcionamiento y vida útil de un transformador, debido a que, en su gran mayoría, las fallas
en los transformadores son responsabilidad de dicho aislamiento y, además, del deterioro de
sus componentes.
El sistema de aislamiento se encarga de aislar los devanados del transformador entre ellos y
a tierra, además de las partes cercanas que conforman su estructura. La función principal
que realiza el aislamiento es la de crear una barrera dieléctrica capaz de soportar las
diferencias de potencial a las que es sometido el equipo.
Entre los aislamientos sólidos más difundidos y utilizados se encuentran: madera (papel
kraft, papel manila, cartón prensado, cinchos de papel, etc.), barnices, fibra vulcanizada,
porcelanas, baquelita, plásticos y recubrimientos de polvo epóxico.
Estos aislamientos solidos deben cumplir las funciones siguientes:
Cualidad para soportar las tensiones relativamente altas encontradas en servicio
normal (esfuerzos dieléctricos).
Cualidad para soportar esfuerzos mecánicos y térmicos, los cuales acompañan a un
cortocircuito.
Cualidad para prevenir excesivas acumulaciones de calor (transmisión de calor).
Entre los aislamientos líquidos más utilizados se pueden encontrar: los aceites aislantes
minerales, los compuestos de silicón y los líquidos askareles (estos últimos están fuera de
uso debido al alto poder tóxico que poseen). Los compuestos de silicón presentan gran
estabilidad eléctrica y térmica, no representan riesgo alguno a la hora de manipularlos, pero
su costo es considerable en comparación con los aceites minerales, que son más utilizados
debido a que proporcionan resistencia dieléctrica entre los componentes del transformador y
disipan el calor actuando como refrigerante.
Entre los factores que con más frecuencia afectan la vida útil del sistema de aislamiento,
destacan las altas temperaturas, la presencia de humedad y los campos eléctricos intensos.
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
De hecho, lo que sucede realmente con los aislamientos, es que éstos intervienen en
reacciones químicas propiciadas y aceleradas por los factores mencionados. Otros factores
que afectan la vida de los aislamientos son las sobretensiones transitorias originadas por las
maniobras y las descargas atmosféricas.
Para que el aceite aislante del transformador cumpla con su función de aislante dieléctrico y
refrigerante, debe contar con diferentes propiedades como: una rigidez dieléctrica
suficientemente alta para resistir las demandas eléctricas que se presentan mientras se
brinda servicio, una viscosidad adecuada para asegurar la circulación convectiva y facilitar la
transferencia de calor, un punto de escurrimiento bajo que asegure la fluidez del aceite a
bajas temperaturas, una buena estabilidad química, física y de preferencia, un bajo costo.
La materia prima para fabricar aceites aislantes se basa en hidrocarburos parafínicos,
nafténicos y aromáticos. Además, están presentes en concentraciones muy bajas
compuestos de azufre, nitrógeno y oxígeno (compuestos polares) que proporcionan al aceite
su inestabilidad a la oxidación.
Los procesos para la obtención de aceites aislantes se han desarrollado para eliminar de las
materias primas los componentes indeseables y conservar los deseables. Existen dos tipos
de aceites aislantes:
Aceites artificiales (askareles): Compuestos sintéticos no flameables, que una vez
descompuestos por arco eléctrico, solamente producen mezclas gaseosas no
flameables y tratar de recuperar su calidad no sería nada económico. Son muy
estables y difíciles de destruir, pero a su vez, son contaminantes ambientales y
tóxicos. Los más comunes son el tricloro difenil, pentacloro difenil y triclorobenceno.
Su problema fundamental al estar en operación es el agua, debido a que solo una
pequeña porción se disuelve en el aceite y el resto flota sobre la superficie,
ocasionando la rápida disminución de su resistencia dieléctrica. Un arco eléctrico
severo reduce también la resistencia dieléctrica de los askareles produciendo su
descomposición.
Aceites derivados del petróleo: Dentro de ellos se encuentran los de base nafténica,
que en general son de importación y tienen un bajo punto de congelación, ideales
para utilizarlos en lugares donde la temperatura ambiente es muy baja; y los de base
parafínica. Como derivados del petróleo, contienen azufre y compuestos de azufre,
variando desde 1 hasta 20%, en dependencia de su origen. Estos compuestos de
azufre influyen en las propiedades de los aceites y exigen que se realicen
tratamientos en el proceso del crudo; ya que para evitar la corrosión del cobre
(principal material utilizado en la construcción del equipo dieléctrico) se requiere la
ausencia de dichos compuestos de azufre.
1.3.1 Degradación del sistema aislante
El aceite aislante se deteriora gradualmente por la absorción de la humedad del aire y de
partículas extrañas que entran en el mismo, teniendo como principal efecto la oxidación. Esta
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
oxidación se acelera por el aumento de la temperatura del transformador y por el contacto
con metales tales como el cobre, hierro, etc. Además de lo anterior, el aceite sufre una serie
de reacciones químicas tales como la descomposición y la polimerización, que producen
partículas que no se disuelven en él y que se precipitan en el núcleo y los enrollados. Estos
sedimentos no afectan directamente la rigidez dieléctrica, pero los depósitos que se forman
sobre los devanados impiden su normal refrigeración.
Con el transcurso del tiempo, la oxidación provoca que el aceite empeore en cuanto a sus
características aislantes y refrigerantes hasta llegar a su degradación total.
El deterioro del sistema de aislamiento no solo se refiere a la degradación de la parte líquida.
Se conoce que la vida de servicio del papel aislante depende de la estabilidad del aceite, por
tanto, al afectarse las características del aceite aislante el papel también sufre alteraciones
en su composición, acelerando la degradación de las fibras de la celulosa. Todo lo anterior,
provoca la generación de diferentes tipos de gases, los cuales se convertirán en evidencia
de que existe una o más fallas en el transformador.
Debido a que, es muy difícil evitar la degradación del sistema aislante, se hace necesaria la
importancia de vigilar su estado con la programación de mantenimientos en el transformador
para una rápida detección y solución de las fallas que puedan presentarse, aun cuando estas
se encuentren en estado incipiente.
1.4 Mantenimiento
La adquisición de transformadores requiere de una elevada inversión inicial, por lo que se
necesita contar con las precauciones para hacer su vida útil más duradera. La vida útil del
transformador se ve afectada por diferentes estados de cargabilidad, además de fenómenos
naturales como descargas eléctricas, corrosión ambiental y fallas propias de operación que
influyen inevitablemente en el grado de envejecimiento de los aislantes.
De acuerdo a [5] la edad media para los transformadores es de 25 a 30 años.
En la figura 1.5 se muestra la curva típica de vida-muerte de un transformador; en la cual se
destacan tres etapas. Primeramente, en la que sufre de fallas inminentes; luego pasa al
período de vida útil (estabilidad) y finalmente, llega a un período de envejecimiento donde el
equipo será vulnerable a diversas fallas.
Figura 1.5.‐ Curva de vida‐muerte típica de un Transformador.
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
De lo anterior se evidencia, el por qué implementar un programa de mantenimiento sobre el
transformador en la búsqueda de garantizar la confiabilidad y continuidad del servicio
eléctrico. Refiérase a un mantenimiento predictivo y preventivo con carácter sistemático que
debe realizar la empresa eléctrica, y que implica reparación, reemplazo de piezas e
identificación de posibles condiciones de operación crítica.
El análisis de fallas en transformadores, históricamente ha arrojado que las operaciones de
mantenimiento deben estar orientadas a mejorar el aislamiento. Estas operaciones deben
realizarse en lapsos regulares de tiempo con vista a predecir fallas incipientes en el
transformador y teniendo en cuenta la dependencia vida útil del equipo – estado del
aislamiento.
Las pruebas que exige el mantenimiento, económicamente no son comparables con la
reparación o salida de servicio del transformador.
En los sistemas de potencia es primordial llevar a cabo el mantenimiento a cada equipo en
el menor tiempo posible (para lograr una interrupción breve) y realizarlo de forma
programada.
A partir de los resultados que se obtienen en las pruebas que se realizan al equipo, el
personal responsable del mantenimiento tiene los argumentos suficientes para tomar la
decisión de energizar o retirar de servicio un equipo que requiera mantenimiento.
El mantenimiento debe considerar los siguientes aspectos:
Archivo histórico, análisis de resultados y tendencias obtenidas en inspecciones y
pruebas.
Condiciones operativas del equipo.
Recomendaciones de los fabricantes.
Determinar actividades con prioridad de mantenimiento para cada equipo en
particular.
Contar con personal especializado.
Establecer métodos para su control.
Los tipos de mantenimientos aplicables al transformador son los siguientes:
Mantenimiento correctivo
Mantenimiento preventivo
Mantenimiento predictivo
1.4.1 Mantenimiento correctivo
Solo se actuará luego de que se presente una falla potencial en los equipos de la
subestación. De no ocurrir una falla, el mantenimiento no se realizará.
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
Este tipo de mantenimiento da lugar a las siguientes consecuencias:
Tener fuera de servicio el equipo.
Interrupciones en el servicio debido a cargas de trabajo no programadas.
Grandes costos.
El equipo sigue en funcionamiento hasta la aparición de la falla.
Impide el diagnóstico exacto de las causas que provocaron las fallas.
1.4.2 Mantenimiento preventivo
Tiene lugar antes de que ocurra una falla y se realiza cuando el personal a cargo estime
conveniente. Además, el fabricante puede estipular el momento adecuado para el
mantenimiento a través de los manuales técnicos.
Este mantenimiento se caracteriza por:
Seguir un programa previamente elaborado.
Implica reparación y reemplazo de piezas.
Contar con una fecha programada (desde el inicio hasta el final).
Contar con e l historial de todos los equipos y posibilitar la actualización de la
información técnica de los mismos.
Poseer un presupuesto aprobado que respalde las actividades a realizar.
1.4.3 Mantenimiento predictivo
Combina las ventajas de los dos tipos de mantenimiento anteriores, lo cual garantiza el
máximo tiempo de operación del equipo. Para ello es necesario aplicar técnicas de revisión y
pruebas más avanzadas, así como, controles rigurosos para su planeación y ejecución. Es
imprescindible contar con un historial del equipo y reportes lo más completos y confiables
posible.
Los mantenimientos predictivos consisten en:
Análisis Cromatográfico
Análisis físico-químicos
Inspección exterior
Medición de potencia
Medición de voltajes
Medición de corrientes
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
La presencia de una falla en algún elemento del transformador de potencia puede ser
detectada por la operación de sus propias protecciones, que son:
Protección diferencial.
Protección Buchholz.
Protección por sobrepresión.
Protección por sobretemperatura.
Protección por sobrecorriente de fase.
Protección por sobrecorriente de neutro.
El transformador de potencia en estado de falla deberá ser sujeto a una inspección visual
externa detallada, que declare las protecciones eléctricas operadas. Luego, debe pasarse a
la inspección física del transformador y con ello determinar sus condiciones externas,
llámense fugas de aceite, deformaciones, sobrecalentamiento en el tanque, daños en la
boquilla o en algún otro accesorio externo. También se debe revisar si hubo incendios o
daños a equipos aledaños. Por último, deben realizarse pruebas eléctricas para determinar
el tipo de falla, ubicarlas en el transformador de acuerdo a los resultados y hacer un análisis
de las mismas. Estas pruebas son:
Resistencia de aislamiento.
Pruebas de factor de potencia a devanados.
Pruebas de factor de potencia a boquillas.
Prueba de relación de transformación.
Corriente de excitación.
Rigidez dieléctrica del aceite.
Factor de potencia del aceite.
Cromatografía de gases disueltos en el aceite.
A partir de los resultados que se obtienen y su interpretación, se podrá determinar si existe
falla de aislamiento entre devanados o entre cualquiera de ellos a tierra, falla entre
espiras, desplazamientos internos, fallas en la boquilla y contaminación de aceite aislante.
De ser satisfactorios los resultados, se deberá investigar si se manifestó una operación
incorrecta de las protecciones.
La cromatografía de gases se utiliza como prueba rutinaria en la detección oportuna de
fallas incipientes, antes de que estas hagan operar alguna de las protecciones con las que
cuenta el transformador de potencia.
La frecuencia de monitoreo del aceite está regida según al plan de mantenimiento previsto
por la empresa, aunque pudiera tomarse como base la concentración del total de gases
combustibles (TGC) en partes por millón (ppm), tal como se indica en la Tabla 1.1.
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
Tabla 1.1. Frecuencia de muestrea en función del TGC.
TGC (ppm) Frecuencia de análisis
0 - 600 Anual
601 - 1500 Semestral
1501 - 2500 Bimestral
Mayor que 2501 Semanal
La concentración del total de gases combustible se determina como:
TGC = H2+CH4+C2H2+C2H4+C2H6+CO
1.5 Principales fallas incipientes en el transformador
Los aislamientos siempre realizan su función de disipar la energía, incluso a expensas de
su descomposición e independientemente del estado en que esté operando el transformador.
Los aislamientos del transformador se descomponen en gases, en dependencia de la
energía presente a su alrededor. En todos los transformadores es natural que exista
durante su operación energía térmica proveniente de la disipación propia de sus partes
activas y del calentamiento ambiental. Esta energía es suficiente para descomponer el
aislamiento sólido y líquido lentamente.
Los gases que se forman se disuelven en el aceite aislante en concentraciones con rangos
normales a lo largo de la vida operativa del equipo. La salida de rango de estos gases es
una muestra de un comportamiento anormal y posiblemente la generación de una falla
incipiente del transformador, la cual también puede ser provocada por:
Una instalación defectuosa.
Un escaso, nulo o erróneo mantenimiento.
Defectos en el diseño o durante la fabricación que no fueron detectados
oportunamente.
Mala operación.
Las fallas incipientes más comunes en un transformador son:
Arqueo (arco eléctrico)
Efecto corona
Descargas de baja energía
Sobrecalentamiento general o puntos calientes
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
Estos fenómenos pueden presentarse individual o simultáneamente, dando lugar a la
degradación de los materiales aislantes y con ello a la formación de gases combustibles y
no combustibles.
La dependencia que existe entre la temperatura con la formación de los diferentes gases,
proporciona la base para determinar los tipos de fallas que se pueden presentar dentro del
transformador durante su funcionamiento. Estos gases característicos son denominados
"Gases Clave" y constituyen una evidencia de la presencia de una falla en especial.
A continuación, se presentan estos gases y sus proporciones relativas para algunos tipos de
fallas.
1.5.1 Efecto corona
El hecho de haber falla de corona en el aceite implica tener suficiente energía para producir
hidrógeno (gas característico), ya que los enlaces carbono‐hidrógeno requieren poca energía
para romperse. Además, se produce acetileno (C2H2) y pequeñas cantidades de metano
(CH4) y etileno (C2H4). También se pueden formar monóxido y dióxido de carbono si la falla
afecta a la celulosa. En la Figura 1.6 se muestran los porcentajes relativos de los gases
claves si existe este tipo de falla.
Figura 1.6. Porciento de combustible en los gases claves durante el efecto corona.
1.5.2 Pirólisis del aceite
En este tipo de falla existen dos etapas: la de alta y la de baja temperatura, en dependencia
de la cantidad de energía que se esté disipando. En baja temperatura se pueden romper
enlaces carbono-carbono en la molécula del aceite formando metano y etano; mientras que,
en alta temperatura los gases carbono-hidrógeno del etano se rompen, dando lugar a la
formación de un doble enlace para producir etano e hidrógeno.
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
1.5.3 Descargas parciales
Las descargas eléctricas de baja energía producen hidrógeno (H2) y metano (CH4), con
pequeñas cantidades de etano (C2H6) y etileno (C2H4). Si las descargas ocurren en la
celulosa, pueden formarse cantidades considerable de monóxido y dióxido de Carbono. En la
Figura 1.7 se muestran los porcentajes relativos de los gases claves si existe este tipo de
falla.
Figura 1.7. Porciento de combustible en los gases claves durante descargas parciales.
1.5.4 Punto caliente
La energía térmica suministrada por una situación anormal como un punto caliente provoca
la descomposición del aceite, con un incremento de los gases y la presencia de etileno
(C2H4) en mayor concentración que el Etano (C2H6). El resultado de la descomposición
incluye etileno (C2H4), metano (CH4), hidrógeno (H2) y etano (C2H6), estos dos últimos en
menor proporción. De ser graves las fallas o de afectarse contactos eléctricos, puede
formarse en muy pequeña cantidad acetileno (C2H2). En la Figura 1.8 se muestran los
porcentajes relativos de los gases claves si existe este tipo de falla.
Figura 1.8. Porciento de combustible en los gases claves en presencia de puntos calientes.
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
1.5.5 Pirólisis de la celulosa
La celulosa es en esencia un compuesto complejo que se encuentra constantemente en
descomposición ante la presencia de calor (termodinámicamente inestable). Sin embargo,
los productos de su descomposición son bastante sencillos: dióxido de carbono (CO2), agua
(H2O) y monóxido de carbono (CO), siempre y cuando la degradación sea rápida y el
contenido de oxígeno (O2) sea pequeño.
Es necesario prestar atención especial a las relaciones entre dióxido/monóxido y
monóxido/dióxido, ya que, en la primera un valor elevado es indicio de oxidación del papel a
alta temperatura en presencia de suficiente oxígeno (O2); y en la segunda, un valor alto es
signo de una descomposición acelerada de la celulosa. En la Figura 1.9 se muestran los
porcentajes relativos de los gases claves si existe este tipo de falla.
Figura 1.9. Porciento de combustible en los gases claves durante la pirolisis de celulosa.
Existen varias condiciones que causan la generación o combinación típica de gases en el
aceite. Con estas ideas se puede establecer interpretaciones que correlacionen el contenido
de gases con el comportamiento del transformador. Con la detección de fallas
incipientes en su más temprana presencia y la capacidad de evaluar pequeños cambios
aparentemente insignificantes en los rangos de los gases clave, se puede llegar a
proporcionar un correcto mantenimiento al transformador antes que se altere su operación.
1.6 Consideraciones finales del capítulo
Al finalizar este capítulo se pueden establecer las conclusiones siguientes:
En la bibliografía que se consulta, varios autores coinciden en las clasificaciones
dadas a los transformadores de potencia.
Los componentes fundamentales del transformador son varios, pero se pueden
agrupar en las cuatro categorías siguientes: circuito eléctrico, circuito magnético,
sistema de asilamiento, tanque y accesorios.
CAPÍTULO 1. REFERENTES TEÓRICOS ACERCA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
La degradación del aceite aislante constituye un aspecto a tener en cuenta para la
programación de mantenimientos en el transformador con vista a detectar posibles
fallas.
En la bibliografía que se consulta existen innumerables técnicas y métodos de
mantenimiento para transformadores que involucran todas las partes del dispositivo
en dependencia de las características constructivas e importancia del elemento
dentro del sistema.
En el funcionamiento normal de los transformadores interaccionan una gran variedad
de elementos químicos-físicos que tienen que mantener sus parámetros aceptables
para que no existan dificultades en la correcta explotación de la máquina.
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN
EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
Como se analizó en el capítulo anterior, en el interior del transformador se generan gases
producto de la descomposición a la que se ven sometidos los materiales aislantes, al
enfrentarse a esfuerzos térmicos y eléctricos que coexisten en el sistema. Estos gases
pueden encontrarse disueltos en el aceite, en el colchón de gas sobre el aceite y en los
dispositivos de recolección de gases (relevador Buchholz o válvula de muestreo).
El tipo y las concentraciones de gases generados son importantes, ya que a pesar de que el
envejecimiento normal produce cantidades extremadamente pequeñas de ellos, las fallas
incipientes generan grandes cantidades de estos.
Estas concentraciones arrojan pruebas casi concluyentes sobre la existencia de fallas
incipientes y que con el debido seguimiento periódico del aceite podrían detectarse. El
método analítico más empleado en la detección de dichos gases es la Cromatografía de
Gases, ya que determina cualitativamente y cuantitativamente los gases disueltos en el
aceite del transformador.
2.1 Cromatografía de gases
La cromatografía de gases es un método físico que básicamente consiste en la separación
de mezclas, en el cual los componentes a ser separados se distribuyen entre dos fases: una
fase móvil que se mueve en una dirección definida, y otra estacionaria. El movimiento de las
sustancias durante la cromatografía es el resultado de dos fuerzas contrarias; la fuerza de
arrastre de la fase móvil y la fuerza resistente o acción de retardo del adsorbente ubicado en
la fase estacionaria.
Las moléculas alternan entre mantenerse sujetas al absorbente (acción de retardo) o ser
arrastradas por el flujo impuesto por la fase móvil (fuerza de arrastre), dando como
consecuencia que, pese a que el flujo es constante, solo una fracción de las moléculas se
está moviendo. La rapidez de las sustancias depende de cuán afines se muestren ante
alguna de las fases mencionadas.
Este método utiliza como medio de separación la elución. Se tiene en cuenta que el gas
portador (gas inerte) se utiliza como fase móvil y circula a lo largo de una columna de
manera continua; al transcurrir un tiempo se introduce una muestra de la mezcla a
determinar en estado gaseoso. Los procesos de adsorción y desorción de los componentes
se logran paulatinamente, en correspondencia de que tan poderosa se comporte la fase
estacionaria sobre cada uno de los componentes. Aunque es evidente que estos recorrerán
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
la misma distancia a lo largo de la columna, lo realizarán con diferentes velocidades, lo que
justifica la separación y elución en tiempos diferentes.
2.2 Componentes de un cromatógrafo
Desde el punto de vista analítico es conveniente separar dos acciones que se llevan a efecto
en el cromatógrafo de gases. La visión cualitativa de una mezcla de componentes se debe a
la columna, donde se realiza la separación de los mismos en diferentes tipos de retención,
quedándole al detector informar los momentos en que emergen los componentes de la
columna. Mientras que la visión cuantitativa de las proporciones en las que los componentes
integran una muestra dada, se debe fundamentalmente al detector que mide la
concentración de cada componente en el gas portador, o bien, la cantidad del mismo a lo
largo del tiempo, proporcionando de esta manera una señal determinada en magnitud por tal
concentración o cantidad.
Los principales componentes de un cromatógrafo, según [1], y que se muestran en la Figura
2.1 son:
Fuente de gas acarreador: Argón o Helio son los más comúnmente
usados.
Regulador de presión.
Puerto de inyección de muestra.
Columnas cromatográficas.
Medidores de flujo.
Detectores y registradores (un detector de ionización de flama y un
detector de conductividad térmica, utilizados para detectar hidrocarburos)
Jeringas para gas, de aguja fija para transferir los gases.
Contenedores de muestra (jeringas de vidrio o cilindros metálicos):
Jeringas de vidrio con capacidad de 50 ml o 100ml, terminadas en
pivote de tipo Luer, el cual es conectado a la válvula de tres vías.
Cilindros metálicos: estos contenedores son de acero inoxidable y
están provistos de válvulas en cada una de sus terminales. Su
capacidad puede ser de 150 ml. a 1000ml.
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
Figura 2.1.Principales componentes de un cromatógrafo de gases.
2.2.1 Fase móvil
El gas portador o fase móvil es un gas inerte, como el Helio, Argón o Nitrógeno [6],que no
reacciona con la muestra ni con la fase estacionaria. Su función es la de transportar los
componentes a través de la columna. Los valores del flujo dependen del diámetro interno de
la columna y se encuentra generalmente entre 1 a 90 ml/min [7].
2.2.2 Fase estacionaria
La fase estacionaria es un absorbente que retiene los compuestos de la mezcla durante un
tiempo. Puede ser un sólido permanente o ser un material con tendencia a convertirse en
líquido cuando se expone a la temperatura de operación.
2.2.3 Columna cromatográfica
La columna para la cromatografía de gases está formada por un tubo en el cual se coloca la
fase estacionaria y se desarrollan los procesos de adsorción y desorción entre la fase
estacionaria y los compuestos.
Se fabrica de diferentes materiales, diámetros y longitudes. En la actualidad existen dos tipos
fundamentales de columnas que son: columnas de relleno y columnas capilares. Su
eficiencia depende de factores como:
Largo de la columna.
Diámetro.
Tamaño de la partícula de relleno.
Naturaleza de las fases.
Cantidad de fases estacionarias.
Temperatura.
Velocidad del gas portador.
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
Cantidad de muestra inyectada.
Un factor primordial es la temperatura, que se lleva regularmente en forma programada, lo
cual significa, un aumento lineal de la temperatura con el tiempo. Dicha programación es
muy útil para muestras de mezclas con puntos de ebullición distintos. La temperatura deberá
ser suficientemente alta para que el análisis se efectúe en un plazo razonable y
suficientemente baja para lograr la separación deseada, donde el tiempo de retención se
duplica por cada 30 0C que disminuya la temperatura [8].
2.2.4 Horno
En el interior del horno está situada la columna, donde se debe tener una buena regulación
de la temperatura. La columna debe estar en el centro del horno sin contactar las paredes
del mismo y debe estar conectada en un extremo al puerto de inyección y el otro al detector.
El horno juega un papel muy importante ya que es el encargado de poner en óptimas
condiciones a la columna para el análisis.
2.2.5 Detectores
Es un dispositivo que se encuentra a la salida de la columna de separación. Este mide la
concentración de cada uno de los componentes de la muestra y genera una señal eléctrica
proporcional a dicha concentración.
El papel del detector es indicar los momentos de emersión de los componentes y
proporcionar una indicación cuantitativa de los mismos. Es decir, su acción se traduce en
una señal tipo eléctrica, que posteriormente será amplificada e interpretada mediante un
registrador gráfico que manifiesta los aspectos cualitativos y cuantitativos de dicha señal.
Dentro de las características principales de un detector se destacan las siguientes:
Estabilidad: Está determinada por la señal de fondo o ruido de fondo, que se debe a
perturbaciones instantáneas de la señal por causas ajenas a la presencia del
componente. La estabilidad de la señal indica la calidad de la misma, por lo que el
detector no debe ser susceptible a pequeños cambios en un ambiente externo.
Sensibilidad: Es un indicador de la respuesta del detector ante un cambio de la
propiedad física que mide, debido a la presencia de una menor o mayor cantidad de
componentes en dicho detector. Por ello, la sensibilidad del mismo se debe
considerar también como la respuesta frente a la variación de la cantidad del
componente.
Linealidad: La linealidad del detector considera que la respuesta del mismo (señal)
sea proporcional a la variación en la cantidad del componente que en un momento
determinado se encuentre en el detector. Esta característica permite eliminar la
necesidad de calibraciones frecuentes.
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
Tiempo de respuesta: Es el tiempo que transcurre entre un cambio de cantidad del
componente en el detector y la manifestación de tal cambio en el cromatograma. En
numerosas ocasiones este tiempo se ve afectado por varios factores, de los cuales
destaca como más importante el volumen muerto que se genera entre la conexión de
salida de la columna y el detector. Si dicho volumen muerto es grande, permite una
mayor difusión del soluto produciendo picos de forma anormal y pérdida en la
resolución.
Respuesta equivalente a todas las especies químicas: Esta es la propiedad más
deseable en todos los detectores, pero también es la más difícil de lograr en la
práctica. Solo los detectores de masa son absolutos, todos los demás requieren de
un conocimiento previo de los constituyentes de la muestra y calibraciones antes del
análisis cuantitativo.
2.3 Cromatograma
Como se mencionó anteriormente la muestra es transportada por la fase móvil a lo largo de
la columna que contiene a la fase estacionaria distribuida. Los compuestos de la muestra
experimentan interacciones repetidas (repartos) entre la fase móvil y la fase estacionaria.
Cuando ambas fases se escogen en forma apropiada, los componentes de la muestra se
separan gradualmente en bandas en la fase móvil.
Al final del proceso los componentes separados emergen en orden creciente de interacción
con la fase estacionaria, de manera que el componente menos retardado emerge primero y
el retenido más fuertemente eluye al último.
En la técnica de elución destacan dos tipos de cromatogramas:
Cromatogramas de escalones.
Cromatogramas de picos.
Un cromatograma es un registro gráfico en el cual se indican los componentes y el grado de
concentración que poseen en un intervalo de tiempo dado. En la figura 2.2 se observa un
cromatograma de picos típico y puede utilizarse para ilustrar los resultados que se obtienen
en un análisis de cromatografía de gases.
El hecho de salir solamente por la columna el gas portador utilizado como eluyente se
representa como una línea recta (línea base). Mientras que, cuando eluyen los picos de la
muestra, se dibuja el perfil de concentración resultando los parámetros siguientes:
Pico de aire: Corresponde a la detección de una cantidad pequeña de aire que entra a la
columna cuando se introduce la muestra en el cromatógrafo.
Línea base: Parte del registro correspondiente al gas portador puro.
Área de pico (S): Comprendida entre el pico y la prolongación de la línea base. Permite
determinar la concentración de cada componente por separado en la columna y depende de
la concentración de la muestra.
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
Tiempo muerto (t0): Tiempo requerido para eluir un soluto que no se retiene en la fase
estacionaria, o sea, el tiempo que un soluto permanece en la fase móvil. Representa
el espacio vacío de la columna.
Tiempo de retención (tR): Tiempo transcurrido desde la inyección de la muestra hasta
obtener el máximo del pico.
Tiempo de retención ajustado (tRI): Tiempo que el componente permanece en la fase
estacionaria.
Altura del pico (h): Distancia entre la cima del pico y la prolongación de la línea de
base. En caso de que este sea de vértice redondeado se trazan rectas tangentes a
los puntos de inflexión de las laderas. El punto de corte determina la altura del pico.
Anchura del pico (a): Longitud de la prolongación de la línea base, comprendida entre
las interacciones con la línea base de las laderas del pico o en su caso con las líneas
tangentes antes mencionadas.
Anchura del pico en la semialtura (ah/2): Distancia paralela a la línea base entre las
dos laterales del pico y tomada a la mitad de altura del pico.
Figura 2.2. Cromatograma típico.
Para continuar, resulta válido aclarar que el procedimiento para la extracción de la muestra de
aceite al transformador y realización de la prueba de cromatografía de gases no constituyen
objeto de estudio de este trabajo de investigación.
2.4 Normas relacionadas al análisis de gases disueltos en el aceite.
Una vez que se han obtenido la cantidad de los gases en el aceite del transformador, se
debe realizar una interpretación de los resultados. Existen dos normas internacionales
relativas al análisis de gases disueltos en transformadores: la noma IEC 60599 y la norma
IEEE C57.104. A continuación, se hace una breve descripción de ambas normativas.
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
2.4.1 Norma IEEE 57.104
La norma IEEE 57.104 es la norma empleada en Estados Unidos y otras partes del mundo
para realizar la interpretación de los gases disueltos en el aceite del transformador. La norma
clasifica el estado de los transformadores teniendo en cuenta las concentraciones de una
serie de gases en el aceite del transformador. En la Tabla 2.1 se puede ver en detalle los
valores que propone dicha normativa [9] [10].
Tabla 2.1. Norma IEEE 57.104.
Estado Límites de concentración de gases claves (ppm)
H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO CO2 TDCG*
Condición 1 100 120 1 50 65 350 2500 720
Condición 2 101-700 121-400 2-9 51-100 66-100 351-570 2501-
4000
721-
1920
Condición 3 701-
1800
401-
1000 10-35
101-
200
101-
150
571-
1400
4001-
10000
1920-
4630
Condición 4 >1800 >1000 >35 >200 >150 >1400 >10000 >4630
*Total de gases combustibles disueltos.
El estado del aceite viene determinado por el rango más alto de cada uno de los gases que
aparecen en la Tabla 2.1.
La condición 1 indica un buen funcionamiento.
La condición de 2 ó 3 significa que el transformador necesita una revisión de su
funcionamiento.
La condición 4 quiere decir que, sí continúa así el transformador, se producirá un fallo
seguro.
Cuando los valores de los gases son conocidos, se introducen en la tabla y se obtiene como
resultado un estado o condición determinada.
2.4.2 Norma IEC 60599
La norma IEC 60599 es la empleada en España y otros países europeos para realizar la
interpretación de los gases disueltos en el aceite de transformadores. Esta normativa indica
valores típicos y valores normales de incrementos de gases. Estos valores se pueden
observar en las Tablas 2.2 y 2.3. En ellas se muestran los valores de concentraciones y de
incremento de los gases considerados “normales” según esta norma [11] [10].
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
Tabla 2.2. Valores de concentración normales.
C2H2 H2 CH4 C2H4 C2H6 CO CO2
Todos los
transformadores
50-
150
30-
130
60-
280 20-90
400-
600
3800-
14000
Sin OLTC* 2-20
Con OLTC* comunicado
60-
280
*Del inglés “On Load Tap Changer”: Cambiador de tomas en carga
Tabla 2.3. Valores de incremento de gases típicos.
Valores en mililitros por día
Hidrogeno <5
Metano <2
Etano <2
Etileno <2
Acetileno <0.1
Monóxido de Carbono <50
Dióxido de Carbono <200
La expresión para calcular la velocidad de incremento de los gases es:
día
mldd
myyvelocidad
12
12
Dónde:
y1: es el análisis de referencia.
y2: es el último análisis.
12 yy : es el incremento en microlitros por día.
m: es la masa del aceite en kilogramos.
: es la densidad en kilogramos por metro cúbico.
d1: es la fecha del análisis de referencia.
d2: es la fecha del último análisis.
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
Ambas normas recomiendan realizar el análisis por uno de los métodos de interpretación de
gases como pueden ser: Rogers, Gas clave, Doernenburg y Duval.
2.5 Métodos de interpretación del análisis cromatográfico
Una vez obtenidas las concentraciones por medio de la cromatografía de gases se utilizan
varias técnicas que permiten diagnosticar la condición del transformador. Existen diversas
formas de interpretar los resultados de la cromatografía de gases, ya sea: a partir de las
concentraciones de cada gas o por las relaciones entre gases.
A pesar de que la formación de gases obedece a las teorías cinéticas y termodinámicas, al
final los criterios establecidos recaen en una correlación entre los datos obtenidos, así como,
el tipo y frecuencia de las fallas.
En presencia de una anomalía, se deben utilizar todos los métodos de diagnóstico actuando
con cautela, debido a que dichos métodos solo constituyen guías. Se hace necesario
auxiliarse de antecedentes, aplicar mediciones e incluir pruebas alternas que confirmen el
diagnóstico y permitan dar una conclusión más certera.
Se consideran como gases clave al: hidrógeno, metano, etano, etileno y acetileno. En la
Tabla 2.4 se muestran los valores de las concentraciones de los gases disueltos en el aceite.
La concentración oscila desde un valor de precaución hasta uno de peligro.
Tabla 2.4 Concentraciones límites seguras en ppm de gases disueltos en aceite [12].
Gases Fórmula ppm límite
(precaución/peligro)
Hidrógeno H2 100/700
Metano CH4 120/400
Etano C2H6 65/100
Etileno C2H4 50/100
Acetileno C2H2 2/5
Monóxido de carbono CO 350/570
Dióxido de carbono CO2 2500/4000
Total de Gases
Combustibles TGC 700/1900
La teoría de diagnóstico basada en el principio de degradación térmica emplea una serie de
relaciones de gases combustibles como indicador del tipo de falla. De acuerdo con
[13]existen cinco relaciones que son:
R1 → CH4/H2
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
R2 → C2H2/C2H4
R3 → C2H2/CH4
R4 → C2H6/C2H2
R5 → C2H4/C2H6
Los métodos más utilizados en la predicción del estado de un transformador son:
Relaciones de Doernenburg.
Relaciones de Rogers.
Triángulo de Duval.
El Método de Doernenburg utiliza las relaciones R1, R2, R3 y R4. Este método requiere la
presencia de niveles significativos de gases para que el diagnostico sea considerado como
válido.
El Método de Rogers utiliza las relaciones R1, R2 y R5. Este método no depende de la
concentración de cada gas en específico para que el diagnóstico se considere como válido.
Sin embargo, se recomienda utilizar solamente cuando los límites normales de cada gas en
particular han sido excedidos.
2.5.1 Relaciones de Doernenburg
Este método tiene en cuenta dos tipos de diagnóstico. El primero se basa en las
concentraciones de cada gas individualmente, y estos son comparados con valores patrones
según [13] que se muestran en la Tabla 2.5. La concentración de los gases está dada en
partes por millón (1ml/1000ml).
Tabla 2.5. Concentraciones de gases disueltos.
Gas Disuelto Concentración de gases (ppm)
Hidrógeno (H2) 100
Metano (CH4) 120
Acetileno (C2H2) 1
Etileno (C2H4) 50
Etano (C2H6) 65
Monóxido de carbon (CO) 350
El segundo tipo de diagnóstico tiene en cuenta las relaciones entre gases expuestas
anteriormente y estos se comparan con ciertos valores límites.
Según [13] [14] el procedimiento para diagnosticar fallas con el coeficiente de Doernenburg
es el siguiente:
Paso 1: Las concentraciones de gases se obtiene mediante la extracción de los mismos por
la cromatografía de gases.
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
Paso 2: Si al menos una de las concentraciones de gas (en ppm) para H2, CH4, C2H2 y
C2H4 supera el doble de los valores patrones y uno de los otros tres gases supera los
valores limites, el transformador se considera como defectuoso.
Paso 3: Se determina la validez del procedimiento de relación. Si al menos uno de los gases
en cada relación CH4/H2, C2H2/C2H4, C2H2/CH4 y C2H6/C2H2 excede el límite, el procedimiento
de relación es válido. De lo contrario las relaciones son no significativas y la unidad debe
volver a muestrearse e investigar por procedimientos alternativos.
Paso 4: Suponiendo que el análisis de relación es válido, cada una de las relaciones se
compara con los valores obtenidos en la Tabla 2.6 [15] en el siguiente orden de relación:
CH4/H2, C2H2/C2H4, C2H2/CH4 y C2H6/C2H2.
Paso 5: Si todas las relaciones validas de una falla en específico se encuentran dentro de los
valores mostrados en el Tabla 2.6, el diagnóstico sugerido es válido.
Tabla 2.6. Interpretación del origen de la falla de acuerdo al criterio de Doernenburg.
Diagnóstico R1 (CH4/H2) R2
(C2H2/C2H4)
R3
(C2H2/CH4)
R4
(C2H6/C2H2)
Descomposición Térmica >1.0 <0.75 <0.3 >0.4
Corona (Descarga parcial de
baja intensidad) <0.1
No
significativo <0.3 >0.4
Arco (Descarga parcial de alta
intensidad)
>0.1 hasta
<1.0 >0.75 >0.3 <0.4
Otros autores [1] utilizan solamente las relaciones R1 y R2 para el diagnóstico mediante una
gráfica, según la figura 2.3, con escala logarítmica en ambos ejes. Cada eje está asociado a
la relación de dos gases, como lo muestra la figura 2.3. En el eje vertical se encuentra la
relación R2 (C2H2/C2H4) y en el horizontal tenemos la relación R1 (CH4/H2).
Figura 2.3.‐ Gráfica de Doernenburg.
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
Dentro de la gráfica existen tres áreas bien definidas, las cuales corresponden a tres tipos de
fallas en el transformador: las de tipo térmica, las de tipo arco y los defectos de descargas.
Los diagnósticos mediante de este método se muestran de igual forma en la Tabla 2.7.
Tabla 2.7. Tabla de diagnóstico de Doernenburg.
Diagnostico R1(CH4/H2) R2 (C2H2/C2H4)
Falla Térmica >1.0 <0.75
Arqueo o arco >0.1 hasta <1.0 >0.75
Descarga parcial <0.1 No significativo
Como se mencionó, la gráfica de la Figura 2.3 presenta tres zonas correctamente
delimitadas, correspondientes a tres tipos de fallas que sugiere el método en cuestión:
Falla térmica: descomposición térmica de aceite mineral que se genera en un rango
de temperatura entre 150 y 500 C0.
Corona o descargas parciales: Descargas de baja intensidad.
Arqueo: Arcos de alta intensidad que por lo general se presentan en un rango de 700
a 1800 C0.
Este método fue propuesto con el objetivo de evitar que las unidades de concentración de
los límites máximos permisibles dados en partes por un millón dependieran del volumen del
transformador, puesto que, para un transformador de mayor volumen, un mismo volumen de
gas producido por una determinada falla diluirá más que un transformador de menor
volumen.
La gran desventaja de este método, es que existen combinaciones entre relaciones de gases
que no arrojan resultados y el método no identifica si existe falla y solo se recomienda la toma
de una nueva muestra, lo cual reduce la fiabilidad del método.
2.5.2 Relaciones de Rogers
Es un método donde el diagnóstico del tipo de falla que se obtiene es cualitativo, debido a
que no considera la magnitud de las concentraciones de los gases individuales.
Este método se basa en tres relaciones entre los cinco gases principales formados por la
descomposición del aceite de acuerdo a su aparición: hidrógeno (H2), metano (CH4),
acetileno (C2H2), etileno (C2H4) y etano (C2H6). El método de Rogers considera que la
concentración de etano proporciona información para diferenciar los problemas térmicos en
varias categorías. Utilizando este gas, Rogers propone las relaciones entre: R1 (CH4/H2), R2
(C2H2/C2H4) y R5 (C2H4/C2H6) fijando para cada relación ciertos límites, los cuales se
muestran en la Tabla 2.8.
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
Es válido aclarar que, de no coincidir los resultados obtenidos de las relaciones R1, R2 y R5
con los códigos de diagnóstico o no exista una clara interpretación del diagnóstico, se debe
tomar el que más coincida con los códigos obtenidos, prestando mayor interés a las
relaciones R2 y R5. Las causas de este error son muy variadas, y van desde relaciones no
consideradas hasta la posible ocurrencia de fallas simultáneas o en período de evolución.
Tabla 2.8 Clasificación de relaciones de Rogers [13].
Casos (C2H2/C2H4) (CH4/H2) (C2H4/C2H6) Diagnóstico
0 <0.1 >0.1 hasta
<1.0 <1.0 Unidad Normal
1 <0.1 <0.1 <1.0 Descargas parciales de baja
energía
2 0.1 hasta 3.0 0.1 hasta 1.0 >3.0 Descargas parciales de alta energía
(arco)
3 <0.1 >0.1 hasta
<1.0 1.0 hasta 3.0 Falla térmica (<3000C)
4 <0.1 >1.0 1.0 hasta 3.0 Falla térmica (<7000C)
5 <0.1 >1.0 >3.0 Falla térmica (>7000C)
Como se muestra en la Tabla 2.8, el método tiene en cuenta la existencia de cinco
condiciones o fallas:
Descargas parciales de baja energía: Descargas eléctricas en burbujas de vapor de
agua, causadas por saturación o un alto contenido de humedad en el aceite (burbujas
de vapor de agua).
Arco: Descargas repetitivas, que traen consigo la ruptura del aceite por arqueo entre
devanados y bobinas o entre bobinas y tierra.
Falla térmica <3000C: Sobrecalentamiento del conductor aislado.
Falla térmica <7000C: Sobrecalentamiento en el núcleo debido a concentraciones de
flujo, formación de falsos contactos e incremento de la temperatura en puntos
calientes.
Falla térmica >7000C: Alto grado de sobrecalentamiento, provocando la
descolocación del metal y que el aceite se carbonice.
2.5.3 Triángulo de Duval
Este método es el más empleado a nivel internacional, ya que ha demostrado ser el más
fiable para interpretar los resultados de los análisis de gases disueltos. El método analiza
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
solo las proporciones de tres gases en ppm (metano, etano, y acetileno) y con estos datos se
representa un punto en un mapa obteniendo así el tipo de falla [10] [1] [14].
Para la interpretación gráfica, Duval utiliza un triángulo equilátero compuesto por tres
vértices (%CH4, %C2H4 y %C2H2) [15]. Esta técnica propone un sistema de concentraciones
en ppm como se muestra:
ZYX
XHC
100% 22
ZYX
YCH
100% 4
ZYX
ZHC
100% 42
Siendo:
X: concentración en ppm de CH4
Y: concentración en ppm de C2H4
Z: concentración en ppm de C2H2
Se considera que la suma de las concentraciones de estos tres gases representa un 100%,
se calculan los porcentajes de participación para cada uno de ellos. En la Figura 2.4 se
muestra el Triángulo de Duval donde cada lado representa una escala desde cero a 100%
de cada gas. Los porcentajes calculados son ubicados en su respectivo eje, proyectando una
línea perpendicular a cada uno se ubica el punto de intersección entre estas tres líneas el
cual representa el 100%. Este punto se localizará en áreas que determinarán la condición del
transformador.
Figura 2.4. Triángulo típico de Duval (Versión 1).
A partir de la figura 2.4 se establece el tipo de falla que puede ser:
PD: Descarga parcial.
D1: Descarga de baja energía (chispa).
D2: Descarga de alta energía (arco).
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
DT: Mezcla de averías térmicas y eléctricas.
T1: Falla térmica bajo los 300 0C.
T2: Falla térmica entre 300 y 700 0C.
T3: Falla térmica a más de 700 0C.
Las fronteras que delimitan cada una de las zonas del triángulo se presentan en la Tabla 2.9
[10] [15]:
Tabla 2.9. Diagnóstico del tipo de avería de triángulo de Duval 1
Averías Valores límites de gases combustibles en
porcentaje
PD Descargas parciales CH4=98
D1 Descargas de baja energía C2H4=23-C2H2=13
D2 Descargas de alta energía C2H4=23;40-C2H2=13;29
T1 Averías térmicas a T0<3000C CH4=98-C2H4=20-C2H2=4
T2 Averías térmicas a 300<T0<7000C C2H4=20-C2H4=50-C2H2=4
T3 Averías térmicas a T0>7000C C2H4=50-C2H2=15
DT Mezcla de averías térmicas y
eléctricas C2H2=13;4;29;15-C2H4=40;50
Como ya se ha mencionado anteriormente, hay muchos tipos de transformadores, por lo que
sería poco razonable aplicar a todos el mismo triángulo. Con el transcurso del tiempo,
Michael Duval planteó nuevas versiones de su triángulo típico, de manera que fueran más
específicos y prácticos con las situaciones que pudieran presentarse [16]:
Para transformadores con aceite mineral – Triángulo 1(típico)
Para los cambiadores de tomas de carga en aceite – Triángulo 2
Para aceites no minerales (esteres naturales o sintéticos) – Triángulo 3
Para el año 2012, en [17] se presentan los triángulos 4 y 5 actualizados, los cuales se
describen a continuación y se muestran en las Figuras 2.5 y 2.6 respectivamente:
Para transformadores con averías de baja temperatura en aceite mineral – Triángulo
4
Se corresponde con los gases llamados “gases de baja energía”. Se debe utilizar solamente
si existen averías de baja temperatura (T2, T1 y PD); en caso de que se detecten
previamente D1, D2 o T3 no se debe usar.
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
Figura 2.5. Triángulo de Duval 4.
Este triángulo tiene cuatro zonas [18] correspondientes a:
S: Pérdida de aceite a T<200 0C.
O: Sobrecalentamiento a T<250 0C, pero no carbonizado el papel.
C: Posible carbonización del papel a T>300 0C.
PD: Corona (descargas parciales).
La correspondencia de gases según la Figura 2.5 es:
Cateto X: Etano
Cateto Y: Hidrógeno
Cateto Z: Metano
Para transformadores con averías a altas temperaturas en aceite mineral – Triángulo
5
Se corresponde con los gases llamados “gases de metal caliente”. Se debe utilizar
solamente si existen averías de baja temperatura (T2, T1 y PD); en caso de que se detecten
previamente averías D1, D2 o T3 no se debe usar.
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
Figura 2.6. Triángulo de Duval 5.
Este triángulo tiene seis zonas [18] correspondientes a:
S: Pérdida de aceite a T<200 0C.
O: Sobrecalentamiento a T<250 0C, pero no carbonizado el papel.
C: Posible carbonización del papel a T>300 0C.
PD: Corona (descargas parciales).
T2: Averías térmicas >300 0C.
T3: Averías térmicas >700 0C.
La correspondencia de gases según la figura 2.6 es:
Cateto X: Etano
Cateto Y: Metano
Cateto Z: Etileno
2.5.4 Método del Gas Clave
A pesar de que los métodos explicados anteriormente son los más difundidos y utilizados, es
necesario mencionar el método del Gas Clave, en el cual la presencia de dichos gases de
falla, se justifica y depende de la temperatura o la energía que pudiese romper el vínculo o
relación del aceite aislante.
El método en cuestión utiliza el gas individual en lugar del cálculo de los coeficientes de
gases y toma el que se encuentre en mayor proporción una vez tomada la muestra, para
determinar la falla. Se analizan cuatro tipos de fallas principales y consecuentemente cuatro
gases claves según se muestra en Tabla 2.10.
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
Tabla 2.10. Criterios de Diagnóstico del Método del Gas Clave.
Origen de la avería
Gas clave
Porcentaje
del gas
presente
(%)
Gráfico
Arco eléctrico en el
aceite(no tiene que ser el
de mayor cantidad, solo
debe ser
considerablemente mayor
a lo habitual)
Acetileno
(C2H2)
CO:<0.1
H2: 60
CH4: 5
C2H6:2
C2H4: 3
C2H2: 30
Grande cantidades de H2
asociados con descarga
corona o de alta energía
Hidrógeno
(H2)
CO: <0.2
H2: 85
CH4: 13
C2H6: 1
C2H4: 1
C2H2: <0.1
Sobrecalentamiento del
aceite producto de su
degradación térmica
Etileno
(C2H4)
CO:<0.01
H2: 2
CH4: 16
C2H6: 19
C2H4: 63
C2H2: <0.01
Sobrecalentamiento de la
celulosa(producido por el
envejecimiento del papel)
Monóxido
de carbono
(CO)
CO: 92
H2:6.7
CH4: 1.2
C2H6: <0.01
C2H4: <0.01
C2H2:< 0.01
0
20
40
60
0
20
40
60
80
100
CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
0
20
40
60
80
CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
0
20
40
60
80
100
CAPÍTULO 2. MÉTODOS DE ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE DEL TRANSFORMADOR.
Por último, es necesario determinar una vez sometida la muestra de aceite aislante a los
métodos enunciados anteriormente, el total de gases combustibles para establecer la fecha
del siguiente análisis cromatográfico como se enuncio en el capítulo anterior según la Tabla
1.3.
2.6 Consideraciones finales del capítulo
Al finalizar este capítulo se pueden establecer las conclusiones siguientes:
El análisis cromatográfico del aceite de un transformador constituye una herramienta
poderosa a la hora de emitir un diagnóstico del estado del transformador.
La cromatografía de gases es una técnica que puede detectar fenómenos internos
como son: arco, descargas parciales, sobrecarga excesiva y sobrecalentamiento
general o puntos calientes.
Los métodos que comúnmente son empleados para diagnosticar el estado del
transformador son: Gas Clave, Relaciones de Doernenburg, Código de Rogers y
Triángulo de Duval.
La presencia y cantidad de gas generado es indicador de la severidad que posee la
avería y es dependiente de variables como: tipo, localización geográfica, temperatura
de la falla, tasa de circulación del aceite y clase de material en contacto con la falla.
CAPÍTULO 3.APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA
INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES.
En los capítulos anteriores se hizo referencia al papel que juega el aceite dieléctrico en el
sistema de aislamiento de un transformador de potencia, sin obviar la función que ejerce
como refrigerante y el aporte que brinda a la hora de realizar el diagnóstico del estado de
funcionamiento del transformador en tiempo real, con ayuda de un análisis cromatográfico.
Además, se establecieron las bases para emitir un diagnóstico parcial del estado de
funcionamiento del transformador de potencia, apoyado en cuatro métodos de interpretación.
En lo adelante, se expone la aplicación de los métodos para obtener el diagnóstico. La
muestra representada consiste en seis transformadores de potencia pertenecientes a
diferentes subestaciones de la provincia de los cuales se cuenta con la prueba de
cromatografía de gases.
3.1 Descripción de las etapas
Las etapas para realizar la prueba de cromatografía de gases al aceite aislante de
transformadores de potencia son las siguientes:
I. Procedimiento para la extracción de la muestra.
II. Extracción de los gases disueltos.
III. Análisis cromatográfico.
IV. Cálculo de resultados.
V. Interpretación de resultados y diagnóstico.
VI. Informe.
I. Procedimiento para la extracción de la muestra.
El objetivo primordial de esta etapa es la obtención de una muestra representativa del aceite
contenido en el tanque del transformador en cuestión. Se debe tener en cuenta que la
muestra debe estar libre de burbujas, sin contaminación por la presencia de polvo, agua y
otras sustancias que puedan alterar los resultados de la prueba. En caso de que, luego de la
extracción, la muestra contenga burbujas de gas o se hayan formado después del muestreo,
estas no deben eliminarse ya que forman parte del estado en que se encuentra el aceite.
Para tomar la muestra de aceite es necesario seguir ciertas consideraciones y precauciones,
que ayudarán a obtener una muestra representativa, libre de burbujas y contaminantes
externos. A continuación, se hace referencia a dichas precauciones:
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
Las conexiones entre la válvula del transformador y la jeringa deben estar unidas
herméticamente para evitar la contaminación con la atmósfera.
El muestreo debe efectuarse en condiciones atmosféricas favorables, sin lluvia y con
una humedad relativa no mayor al 60%.
La manguera utilizada entre la válvula del transformador y la jeringa deben ser lo más
corta posible.
La tubería de hule o plástico debe ser impermeable al gas.
El punto de muestreo para este procedimiento será en la válvula de muestreo
ubicada en la parte baja del transformador.
La muestra deberá tomarse en consideraciones de trabajo normal del equipo, lo que
es importante al evaluar la velocidad de producción de gases.
La muestra tomada deberá enviarse lo más rápido posible al laboratorio, si es posible
ese mismo día.
La conexión en la válvula se debe realizar con un apriete normal, sin llegar a esforzar
la conexión hacia la válvula, ya que esto provoca una expansión en la rosca de la
válvula, lo que llevaría en posteriores muestreos a un mal sellado y posteriormente a
un gasto por el cambio de la misma.
II. Extracción de los gases disueltos.
Esta etapa consiste en la extracción de los gases disueltos en la muestra de aceite aislante
mediante un equipo de desgasificación lo cual constituye la primera parte del análisis. En la
actualidad se cuenta con avances significativos que permiten realizar internamente la
extracción de los gases luego de inyectar la muestra de forma automática.
A continuación, se mencionan los puntos fundamentales para la extracción de los gases
disueltos, según [2]:
Calcular la relación de colección volumétrica (RCV), que será posteriormente utilizada
para hacer una corrección al volumen de gas extraído.
Se debe someter a vacío con una presión absoluta de 130 mPA o menor, al sistema
del matraz colector y del matraz de desgasificación.
Conectar la jeringa con la muestra en la válvula de tres vías del matraz de
desgasificación mediante una manguera de material inerte.
Expulsar el aire contenido en la conexión, haciendo salir una pequeña cantidad de
aceite a través de la manguera y la válvula de enjuagar.
En el caso de existir una burbuja dentro de la muestra evitar que esta drene durante
el enjuague.
Cerrar las válvulas hacia las bombas de vacío y permitir el paso del aceite hacia el
matraz de desgasificación, abriendo lentamente la válvula de tres vías.
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
Accionar el agitador magnético vigorosamente por aproximadamente 10 minutos.
Cerrar la válvula de paso del matraz colector y permitir que el mercurio fluya dentro
del matraz colector.
Abrir la válvula de columna de referencia y por medio de bombeo manual igualar el
nivel de mercurio en la columna de referencia con el nivel en la bureta colectora.
Medir el volumen de gas extraído en la bureta, y corregir por la eficiencia de colección
mediante la división del volumen de gas extraído (Vge) entre la relación de colección
volumétrica (Rcv).
Determinar el volumen de aceite desgasificado en el matraz de desgasificación y
registrar el contenido de gas como un porcentaje del aceite en volumen.
III. Análisis cromatográfico.
Se inyecta en el cromatógrafo un volumen preestablecido de una mezcla de gas de
referencia certificada y se determinará el patrón de tiempos de retención para los
componentes de referencia de la mezcla, además de establecer las condiciones de
operación y tamaño. Para realizar estas acciones, el cromatógrafo debe prepararse de
acuerdo a las condiciones del fabricante y estabilizarse de manera que sea capaz de separar
los gases indicados.
IV. Cálculo de resultados.
El cromatograma resultante del análisis suministra tres unidades de información importantes
para cada pico, como: posición, altura y anchura. Esta información será suficiente para
determinar cuantitativamente cada componente, debido a que el área bajo el pico es
proporcional a la cantidad del soluto contenida en la zona eludida. Aunque existen diversos
métodos para el cálculo cuantitativo de cada componente, en la actualidad ya no son
necesarios debido a la existencia de integradores digitales que lo realizan automáticamente.
También se debe calcular la concentración total de gases combustibles (TGC) y por último,
con vistas a la interpretación se calculan todas las relaciones de gases a utilizar en los
métodos de diagnósticos.
V. Interpretación de resultados y diagnóstico.
Se determina si existe alguna irregularidad dentro del transformador. Además, en esta etapa
es primordial la correcta interpretación de los resultados arrojados por la prueba de
cromatografía de gases para corregir a tiempo fallas que puedan manifestarse. En esta
etapa se deben analizar las cuestiones siguientes.
A. Historial de análisis de gases disueltos.
B. Guía rápida para el diagnóstico.
C. Aplicación de los métodos de interpretación.
A. Historial de análisis de gases disueltos.
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
El historial debe ser lo más completo y confiable posible, en virtud de constituir la hoja de
vida del equipo y en cualquier momento puede contribuir a determinar el estado real del
transformador de potencia. Para ello se creó un modelo que proporciona el historial de
análisis de gases disueltos en el transformador una vez que se cuente con los resultados de
la prueba cromatográfica (Anexo#3).
B. Guía rápida para el diagnóstico.
Son dos pasos o “golpes de vista”, que ayudan a interpretar y emitir un diagnóstico preliminar
de forma rápida y sencilla. Tomando como bases las concentraciones tanto de los gases
clave como la aparición de monóxido y dióxido de carbono, dicho diagrama se muestra en el
Anexo #2.
Primer golpe de vista:
- Se revisa el estado de tres gases clave: hidrógeno, etileno y acetileno para
determinar de forma sencilla, rápida y clara si está presente una irregularidad. De ser
así, es necesario recurrir a un mayor estudio. Sí, todos estos parámetros dentro de
los rangos establecidos según [19] puede decirse que el transformador está
trabajando adecuadamente.
Segundo golpe de vista:
- Luego de pasar por el filtro del primer golpe de vista; si se encuentra un contenido
anormal de un gas clave, se pasa a revisar las cantidades de monóxido y dióxido de
carbono con la intención de estimar la participación de la celulosa, ya que, junto con
el gas clave puede dar una idea del lugar de la falla. Los valores límites para estos
gases son 1000 y 10000 ppm, pero se obtiene una mejor indicación con la relación de
CO2/CO. Si el contenido de CO es mayor a la décima parte del contenido de CO2 es
muy probable que se cuente con carbón o papel quemado. Es se debe por lo general
a que estos gases son producto de la combustión del papel aislante o de otros
materiales sólidos como el cartón, la madera, el lino y la baquelita.
- Cuando la concentración de los gases clave se presente fuera de los rangos
establecidos se deberá aplicar fundamentalmente tres métodos de interpretación. De
estar dentro de los rangos establecidos depende del criterio de los especialistas
aplicar o no los métodos de interpretación. Un factor que influye en gran medida en
esto es que falte el historial del equipo.
C. Aplicación de los métodos de interpretación.
Se determina la posible irregularidad dentro del transformador, su origen y gravedad a partir
de los métodos de interpretación, que en su conjunto darán mayor exactitud sobre el tipo de
falla.
VI. Informe.
A partir del procedimiento enunciado anteriormente, el laboratorio confeccionará un informe
en el cual se expone el nivel de concentración de los gases disueltos y un diagnóstico parcial
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
del transformador. En el presente proyecto se elaboró un modelo de informe con mayor
claridad, que ofrece un resumen de los resultados arrojados por cada método de
interpretación utilizado, y se recomienda cuándo se debe tomar la próxima muestra de
aceite, de manera que facilite el trabajo del personal encargado de examinar al equipo
(Anexo 1). En caso de que los gases se presenten fuera de rango, es conveniente
determinar la tasa de formación de estos gases con tomas más frecuentes, especialmente
cuando se carece de información sobre el equipamiento en cuestión; la frecuencia de
monitoreo del aceite está marcada por su concentración total de gases (TGC).
3.2 Interpretación de resultados y diagnósticos.
A continuación, se presentan los resultados de las concentraciones de los gases disueltos
arrojados por las pruebas, los que han sido evaluados por las normas: IEEE/IEC
C57.104:1991/ 60076-7:2018, y que se muestran en las Tablas 3.1 a la Tabla 3.5. Basado en
estos resultados, se realizó la interpretación y el diagnóstico de cada una por los tres
métodos estudiados con anterioridad.
Caso #1. Transformador SE Remedios 110 kV.
Tabla 3.1. Resultados de las concentraciones de gases.
Gas Concentración (ppm)
Hidrógeno (H2) 28
Metano (CH4) 196
Etano (C2H6) 77
Etileno (C2H4) 34
Acetileno (C2H2) 34
Monóxido de carbono (CO) 1001
Dióxido de carbono (CO2) 11068
Total de gases combustibles: TGC=1370
Al aplicar la primera etapa del procedimiento utilizando la guía rápida de diagnóstico, se
prevé un comportamiento normal del transformador y celulosa sin afectación (Anexo #2). No
obstante, debido a la cercanía que presenta el monóxido de carbono y el dióxido de carbono
a sus valores limites resulta necesario aplicar los métodos de interpretación.
Relaciones de Doernenburg:
Según el método, al analizar las concentraciones individuales de cada gas, el equipo se
considera defectuoso. Luego, se deben Calcular las relaciones de gases siguientes:
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
728
1964
2
H
CH
; 1
34
34
42
22
HC
HC
; 17.0
196
34
4
22
CH
HC
; 26.2
34
77
22
62
HC
HC
Las relaciones no se consideran significativas, debido a que los valores de las
concentraciones de H2 y C2H4 no exceden los valores límites establecidos según
[13].Además, se observa en la gráfica de Doernenburg (Figura 3.1) que el punto de
intercepción de los valores calculados coincide en un espacio sin clasificación. Aquí se pone
en evidencia al propio método por lo que, se hace indispensable el empleo de los métodos
restantes.
Figura 3.1 Grafica de Doernenburg para el caso #1.
Relaciones de Rogers:
Se realiza el cálculo de las relaciones siguientes:
728
1964
2
H
CH ; 1
34
34
42
22
HC
HC ; 44.0
77
34
62
42
HC
HC
Los resultados obtenidos se ubican en la tabla 3.2 de Rogers para determinar el diagnóstico
de falla.
Tabla 3.2. Resultados por el método de Rogers para el caso #2.
Caso C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6 Diagnóstico
3 <0.1 >0.1 hasta <1.0 1.0 hasta 3.0 Falla térmica (<3000C)
4 <0.1 >1.0 1.0 hasta 3.0 Falla térmica (<7000C)
5 <0.1 >1.0 >3.0 Falla térmica (>7000C)
El diagnóstico arrojado por el método de las relaciones de Rogers no es concluyente, puesto
que las relaciones más significativas, dígase C2H2/C2H4 y C2H4/C2H6 no se encuentran dentro
de los rangos.
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
Triángulo de Duval:
Se realiza el cálculo de los porcentajes de concentración de los siguientes gases disueltos:
%9.12264
3400
3434196
)34(100100% 22
ZYX
XHC
%2.74264
19600
3434196
)196(100100% 4
ZYX
YCH
%9.12264
19600
3434196
)34(100100% 42
ZYX
ZHC
A continuación, se ubica el punto en el triángulo de Duval (Figura 3.2) con la intercepción de
los porcentajes calculados:
Figura 3.2. Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 1).
Según los resultados y la ubicación del punto en el triángulo el diagnóstico es: mezcla de
averías térmicas y eléctricas. Luego, como las averías térmicas son de baja temperatura, es
necesario utilizar el triángulo 4 según se muestra en la Figura 3.3, para el cual se calculan
los porcentajes en las relaciones siguientes:
%3.91967728
)28(100100% 2
CBA
AH
%58.251967728
)77(100100% 62
CBA
BHC
%651967728
)196(100100% 4
CBA
CCH
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
Figura 3.3. Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 4).
A partir de la ubicación del punto en el triángulo se obtiene como diagnóstico: posible
carbonización del papel a temperatura >3000C.
Por último, se establece la fecha del siguiente análisis cromatográfico a partir del total de
gases combustibles (TGC=1370) según la Tabla 3.3.
Tabla 3.3 Frecuencia de análisis según el TGC.
TGC(ppm) Frecuencia de análisis
601-1500 Semestral
Caso #2. Transformador SE Placetas 110 kV.
Tabla 3.4. Resultados de las concentraciones de gases.
Gas Concentración (ppm)
Hidrógeno (H2) 11
Metano (CH4) 143
Etano (C2H6) 115
Etileno (C2H4) 50
Acetileno (C2H2) 3
Monóxido de carbono (CO) 452
Dióxido de carbono (CO2) 2713
Total de gases combustibles: TGC=774
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
Al aplicar la primera etapa del procedimiento para el diagnóstico de falla usando la guía
rápida de diagnóstico, se prevé la existencia de calentamiento y celulosa afectada. Es
necesario entonces, aplicar los métodos de diagnóstico.
Relaciones de Doernenburg:
Según el método, en su primera etapa el equipo califica como defectuoso. Posterior a esto,
se calculan las relaciones de gases siguientes:
1311
1434
2
H
CH ; 06.0
50
3
42
22
HC
HC ; 02.0
143
3
4
22
CH
HC ; 3.38
3
115
22
62
HC
HC
Las relaciones se consideran significativas, por lo que el método se considera válido, debido
a que al menos uno de los gases en cada relación excede el límite según [13]. En la Figura
3.4 se muestra la gráfica de Doernenburg, donde se ubica el punto de intercepción de los
valores calculados.
Figura 3.4 Grafica de Doernenburg para el caso #2.
El resultado del diagnóstico mediante la gráfica de Doernenburg es: falla térmica. Este
resultado se corrobora con la tabla de diagnóstico de Doernenburg (Tabla 3.5) y se concluye
que:
Tabla 3.5. Tabla de diagnóstico de Doernenburg para el caso #2.
Diagnóstico CH4/H2 C2H2/C2H4 C2H2/CH4 C2H6/C2H2
Falla Térmica >1.0 <0.75 <0.3 >0.4
El diagnóstico final es: falla térmica. Esto es debido a la descomposición térmica del aceite
mineral.
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
Relaciones de Rogers:
Se realiza el cálculo de las relaciones siguientes:
1311
1434
2
H
CH ; 06.0
50
3
42
22
HC
HC ; 43.0
115
50
62
42
HC
HC
Luego, los resultados obtenidos en el cálculo se ubican en la tabla de Rogers (Tabla 3.6)
para determinar el diagnóstico de falla.
Tabla 3.6. Tabla de diagnóstico de Rogers para el caso #2.
Caso C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6 Diagnóstico
0 <0.1 >0.1 hasta <1.0 <1.0 Unidad Normal
El diagnóstico arrojado por el método de las relaciones de Rogers que resulta más específico
y coincidente: Unidad normal.
Triángulo de Duval:
Se realiza el cálculo de los porcentajes de concentración de los gases disueltos a partir de
las relaciones siguientes:
%5.1196
300
350143
)3(100100% 22
ZYX
XHC
%72196
14300
350143
)143(100100% 4
ZYX
YCH
%5.25196
5000
350143
)50(100100% 42
ZYX
ZHC
Luego se ubica el punto formado con la intercepción de los porcentajes calculados en el
triángulo de Duval (Figura 3.5).
Figura 3.5. Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 1).
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
El diagnóstico determinado por el triángulo típico de Duval es: falla térmica a
3000C<T<7000C. Es necesario utilizar el triángulo 4 (Figura 3.6), para el cual se calculan los
porcentajes siguientes:
%09.411514311
)11(100100% 2
CBA
AH
%7.4211514311
)115(100100% 62
CBA
BHC
%5311514311
)143(100100% 4
CBA
CCH
Figura 3.6. Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 4).
A partir de estos resultados y con la ubicación del punto en el triángulo 4 de Duval, el
diagnóstico es: sobrecalentamiento a T<2500C, pero no carbonización del papel.
Finalmente, se establece la fecha del siguiente análisis cromatográfico a partir del total de
gases combustibles (TGC=774) según la Tabla 3.7.
TGC(ppm) Frecuencia de análisis
601-1500 Semestral
Tabla 3.7. Frecuencia de análisis según el TGC.
Caso #3. Transformador SE Calabazar Sagua 110 kV.
Tabla 3.8. Resultados de las concentraciones de gases.
Gas Concentración (ppm)
Hidrógeno (H2) 7
Metano (CH4) 11
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
Etano (C2H6) 28
Etileno (C2H4) 144
Acetileno (C2H2) 18
Monóxido de carbono (CO) 238
Dióxido de carbono (CO2) 3552
Total de gases combustibles: TGC=446
Al aplicar la primera etapa del procedimiento para el diagnóstico de falla usando la guía
rápida de diagnóstico, se prevé un comportamiento normal del transformador y una celulosa
sin afectación, pero es necesario aplicar los tres métodos de diagnóstico debido a los valores
que presentan el monóxido de carbono y el dióxido de carbono.
Relaciones de Doernenburg:
En su primera etapa, el equipo no se considera defectuoso, pero por cuestiones de
confiabilidad se recomienda continuar. Para ello, se calculan las relaciones de gases
siguientes:
57.17
114
2
H
CH ; 12.0
144
18
42
22
HC
HC ; 6.1
11
18
4
22
CH
HC ; 56.1
18
28
22
62
HC
HC
Las relaciones no se consideran significativas, debido a que los valores de las
concentraciones individuales de CH4, H2 y C2H6 no exceden los valores límites establecidos
según [13]. Esto pone en evidencia la confiabilidad del método. Se procede ahora al análisis
gráfico, mostrado en la Figura 3.7.
Figura 3.7. Grafica de Doernenburg para el caso #3.
Gráficamente, el diagnóstico es: falla térmica, índice de una descomposición térmica del
aceite mineral.
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
Luego, al corroborar este resultado con el de la tabla de diagnóstico de Doernenburg (Tabla
3.9) no se llega a una conclusión, debido a que el valor de la relación C2H2/CH4 no se
corresponde con el valor obtenido en los cálculos.
Tabla 3.9. Tabla de diagnóstico de Doernenburg para el caso #3.
Diagnóstico CH4/H2 C2H2/C2H4 C2H2/CH4 C2H6/C2H2
Falla Térmica >1.0 <0.75 <0.3 >0.4
Relaciones de Rogers:
Se realiza el cálculo de las relaciones siguientes:
57.17
114
2
H
CH ; 12.0
144
18
42
22
HC
HC ; 14.5
28
144
62
42
HC
HC
Luego, los resultados obtenidos en el cálculo son insertados en la tabla de Rogers (Tabla
3.10) para determinar el diagnóstico de falla.
Tabla 3.10. Resultados por el método de Rogers para el caso #3.
Caso C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6 Diagnóstico
4 <0.1 >1.0 >3.0 Falla térmica >7000C
El diagnóstico arrojado por el método de las relaciones de Rogers que resulta más
determinante que el método de Doernenburg y coincide con el criterio emitido en él informe
de laboratorio: falla térmica a temperatura >7000C, lo cual indica un alto grado de
sobrecalentamiento, provocando la descolocación del metal y que el aceite se carbonice.
Triángulo de Duval:
Se realiza el cálculo de los porcentajes de concentración de los gases disueltos siguientes:
%4.10173
1800
1814411
)18(100100% 22
ZYX
XHC
%35.6173
1100
1814411
)11(100100% 4
ZYX
YCH
%2.83173
14400
1814411
)144(100100% 42
ZYX
ZHC
Luego se ubica el punto formado con la intercepción de los porcentajes calculados
anteriormente en el triángulo de Duval (Figura 3.8).
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
Figura 3.8. Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 1).
El diagnóstico emitido según este método es: falla térmica a T>7000C. Por ende, se deben
recalcular nuevamente, para el triángulo 5 de Duval (Figura 3.9), los porcentajes siguientes:
%3.15183
2800
1441128
)28(100100% 62
CBA
AHC
%01.6183
1100
1441128
)11(100100% 4
CBA
BCH
%7.78183
14400
1441128
)144(100100% 42
CBA
CHC
Figura 3.9. Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 5).
El nuevo diagnóstico según el método es: avería térmica a T>7000C.
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
Por último, se establece la fecha del siguiente análisis cromatográfico a partir del total de
gases combustibles (TGC=446, según la Tabla 3.11.
Tabla 3.11. Frecuencia de análisis según el TGC.
TGC(ppm) Frecuencia de análisis
0-600 Anual
Caso #4. Transformador SE Santa Clara 110 kV.
Tabla 3.12. Resultados de las concentraciones de gases.
Gas Concentración (ppm)
Hidrógeno (H2) 135
Metano (CH4) 14
Etano (C2H6) <2
Etileno (C2H4) 28
Acetileno (C2H2) 175
Monóxido de carbono (CO) 320
Dióxido de carbono (CO2) 5617
Total de gases combustibles: TGC=673
Al aplicar la primera etapa del procedimiento para el diagnóstico de falla utilizando la guía
rápida de diagnóstico, se prevé la existencia de un arqueo y una celulosa sin afectación.
Pero, se hace necesario aplicar los métodos de diagnóstico.
Relaciones de Doernenburg:
Según el método en su primera etapa, el equipo no se considera defectuoso, pero por
cuestiones de confiabilidad se debe continuar. Para ello se calculan las relaciones de gases
siguientes:
104.0135
144
2
H
CH ; 25.6
28
175
42
22
HC
HC ; 5.12
14
175
4
22
CH
HC ; 01.0
175
9.1
22
62
HC
HC
Las relaciones se consideran significativas, por lo que el método se considera válido, debido
a que al menos uno de los gases en cada relación excede el límite según las normas
americanas [13]. En la Figura 3.10 se muestra la gráfica de Doernenburg, donde se ubica el
punto de intercepción de los valores calculados.
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
Figura 3.10 Grafica de Doernenburg para el caso #4.
El diagnóstico a partir de la gráfica es: arqueo. Luego, este resultado se corrobora con el de
la tabla de diagnóstico de Doernenburg (Tabla 3.13) y se emite el diagnóstico definitivo que
será: Arqueo (arcos de alta intensidad).
Tabla 3.13. Tabla de diagnóstico de Doernenburg para el caso #4.
Diagnóstico CH4/H2 C2H2/C2H4 C2H2/CH4 C2H6/C2H2
Arqueo >0.1 hasta <1.0 >0.75 >0.3 <0.4
Relaciones de Rogers:
Se realiza el cálculo de las relaciones siguientes:
1.0135
144
2
H
CH ; 25.6
25
175
42
22
HC
HC ; 7.14
9.1
28
62
42
HC
HC
Luego, los resultados obtenidos en el cálculo son insertados en la tabla de Rogers (Tabla
3.14) para determinar el diagnóstico de falla.
Tabla 3.14. Resultados por el método de Rogers para el caso #4.
Caso C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6 Diagnóstico
2 0.1-3.0 0.1-1.0 >3.0 Descargas de alta energía (arco)
El diagnóstico por el método de las relaciones de Rogers es: Arco, que son descargas
repetitivas que traen consigo la ruptura del aceite por arqueo entre los devanados o bobinas
o, entre bobinas y tierra.
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
Triángulo de Duval:
Se realiza el cálculo de los porcentajes de concentración de los gases disueltos siguientes, y
se ubican sus resultados en el triángulo de Duval, mostrado en la Figura 3.11:
%6.80217
17500
2814175
)175(100100% 22
ZYX
XHC
%45.6217
1400
2814175
)14(100100% 4
ZYX
YCH
%9.12217
2800
2814175
)28(100100% 42
ZYX
ZHC
Figura 3.11. Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 1).
El diagnóstico emitido por el triángulo típico de Duval es: Descargas de baja energía o
chispas.
Por último, se establece la fecha del siguiente análisis cromatográfico a partir del total de
gases combustibles (TGC=673), según la Tabla 3.15.
Tabla 3.15. Frecuencia de análisis según el TGC.
TGC(ppm) Frecuencia de análisis
601-1500 Semestral
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
Caso #5. Transformador SE Santa Clara 110 kV.
Tabla 3.16. Resultados de las concentraciones de gases.
Gas Concentración (ppm)
Hidrógeno (H2) 36
Metano (CH4) 204
Etano (C2H6) 75
Etileno (C2H4) 24
Acetileno (C2H2) 41
Monóxido de carbono (CO) 956
Dióxido de carbono (CO2) 9976
Total de gases combustibles: TGC=1336
Al aplicar la primera etapa del procedimiento para el diagnóstico de falla utilizando la guía
rápida de diagnóstico, se prevé la existencia de un arqueo y una celulosa sin afectación.
Relaciones de Doernenburg:
Al aplicar la primera etapa del procedimiento para el diagnóstico de falla utilizando la guía
rápida de diagnóstico, se prevé la existencia de un arqueo y una celulosa sin afectación.
67.536
2044
2
H
CH ; 7.1
24
41
42
22
HC
HC ; 2.0
204
41
4
22
CH
HC ; 8.1
41
75
22
62
HC
HC
Las relaciones se consideran significativas, por lo que el método se considera válido, debido
a que al menos uno de los gases en cada relación excede el límite según [13]. En la Figura
3.12 se muestra la gráfica de Doernenburg, donde se ubica el punto de intercepción de los
valores calculados.
Figura 3.12 Grafica de Doernenburg para el caso #5.
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
Gráficamente el punto de intercepción de los valores requeridos, coincide en un espacio sin
clasificación. Esto pone en evidencia al propio método, por lo que resulta indispensable el
empleo de otros. Se comprueban los resultados introduciendo los valores en la tabla de
diagnóstico de Doernenburg, pero el resultado no es concluyente por lo cual, el método no
es el adecuado.
Relaciones de Rogers:
Se realiza el cálculo de las relaciones siguientes:
67.536
2044
2
H
CH ; 7.1
24
41
42
22
HC
HC ; 32.0
75
24
62
42
HC
HC
Luego, los resultados obtenidos en el cálculo se ubican en la tabla de Rogers para
determinar el diagnóstico de falla, pero no es satisfactorio debido a que pudiesen existir
varios diagnósticos, y en consecuencia el método se muestra inexacto.
Triángulo de Duval:
Se realiza el cálculo de los porcentajes de concentración de los gases disueltos siguientes:
%24.15269
4100
2420441
)41(100100% 22
ZYX
XHC
%8.75269
20400
2420441
)204(100100% 4
ZYX
YCH
%9.8269
2400
2420441
)24(100100% 42
ZYX
ZHC
Luego, se ubica el punto formado con la intercepción de los porcentajes calculados
anteriormente en el triángulo de Duval (Figura 3.13).
Figura 3.13. Ubicación de la falla en el Triángulo de Duval (Versión 1).
CAPÍTULO 3. APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE
GASES.
El diagnóstico emitido por el método es: descargas de baja energía o chispas.
Finalmente, se establece la fecha del siguiente análisis cromatográfico a partir del total de
gases combustibles (TGC=1336), según la Tabla 3.17.
Tabla 3.17 Frecuencia de análisis según el TGC.
TGC(ppm) Frecuencia de análisis
601-1500 Semestral
3.3 Análisis comparativo de los métodos de diagnóstico.
En la Tabla 3.18 se muestra una comparación entre los métodos: Relaciones de
Doernenburg, Relaciones de Rogers y Triángulo de Duval, tomando como referencia los
diagnósticos arrojados por el laboratorio al utilizar el método de la IEC.
Tabla 3.18.Comparación de métodos.
Muestras Diagnóstico referencia(Según
el método de la IEC)
Resultado del diagnóstico (equivocado/no
resuelto/correcto)
Relaciones de
Doernenburg
Relaciones de
Rogers
Triángulo de
Duval
Caso 1 Falla térmica. Alto nivel de
descomposición No resuelto No resuelto Correcto
Caso 2 Falla térmica. Alto nivel de
descomposición Correcto Equivocado Correcto
Caso 3
Falla térmica de alta
temperatura. Alto nivel de
descomposición
Correcto Correcto Correcto
Caso 4 Arco eléctrico.
Descomposición excesiva Correcto Correcto Equivocado
Caso 5 Arco eléctrico. Alto nivel de
descomposición No resuelto No resuelto Equivocado
3.4 Consideraciones finales del capítulo.
Al finalizar este capítulo se pueden establecer las conclusiones siguientes:
Para todas las muestras analizadas por los métodos de Relaciones de Rogers,
Doernenburg y Triángulo de Duval, se logró determinar por al menos uno de ellos, el
tipo de falla presente en el transformador.
El método del Triángulo de Duval resulta ser el más idóneo en la obtención de los
resultados.
CONCLUSIONES
CONCLUSIONES
- Se establecieron aspectos teóricos generales acerca de los transformadores de
potencia, constituyendo las pautas para el desarrollo del trabajo investigativo.
- Al describir los métodos para la interpretación de la cromatografía de gases disueltos
en el aceite del transformador de potencia, se demostró que los métodos de
Relaciones de Doernenburg y Relaciones de Rogers solo se deben utilizar cuando se
tiene la certeza de que el transformador se encuentra en estado de falla, y que
tienden a ser erráticos cuando no todas las concentraciones de los gases exceden
los límites establecidos.
- A partir de los resultados arrojados por la cromatografía de gases en el diagnóstico a
cinco muestras de aceite, se pudo determinar el estado parcial de funcionamiento de
cada transformador.
- De los métodos aplicados para diagnosticar el estado de los transformadores, el más
acertado fue el del Triángulo de Duval con un 60% de acierto, mientras que el más
deficiente fue el método Relaciones de Rogers con un 40% de cierto.
RECOMENDACIONES
RECOMENDACIONES
- Utilización de sistemas expertos (lógica difusa) para mejorar la exactitud del
diagnóstico a partir del DGA.
- Implementar un software que contemple cada uno de los métodos analizados para
facilitar el trabajo al personal de mantenimiento.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] R. P. Ignacio, "Procedimiento para realizar e interpretar la prueba de cromatografía
de gases en transformadores de potencia," 2010.
[2] A. S. A. American National Standards Institute, Electrical Standards Committee,
American Standards for Transformer, Regulators, and Reactors: ANSI ASA C57.10-
1948 Through C57.18-1948, C57.22-1948, C57.23-1948, C57.28-1948, C57.31-1948
Through C57.36-1948: American Standards Association, 1948.
[3] G. B. Reidy. (2013). Debate Sistema de enfriamiento de los transformadores de
potencia. Available: grupos.emagister.com
[4] "Loading guide for mineral-oil-immerserd power transformers," 2.0 ed, 2018, p. 89.
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kV," ed, 2008.
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[9] "Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil-Immersed Transformers.
Norma Interncional IEEE 57.104."
[10] M. A. Ramiro, "Aplicación del triángulo de Duval a la interpretación del análisis de
gases disueltos de transformadores con altos contenidos de 2-Furfuraldehido," 2015.
[11] "Equipos eléctricos impregnados en aceite en servicio. Guía para la interpetación de
los análisis de los gases disueltos y libres. Norma Internacional CEI/IEC 60599."
[12] C. S. Gustavo, "Análisis de gases disueltos para monitoreo y diagnóstico de
transformadores de fuerza en servicio," vol. 36, 2015.
[13] E. a. E. Engineers, "IEEE Guide for the Interpretation of Gases Generted in Oil-
Immersed Transformers," ed. United States of America: 2 February 2009, 2009.
[14] A. G. Carrera, "Análisis de gases disueltos en aceite para el mantenimiento
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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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[19] A. N. S. A. I. C57.104, "Guide for the detection and interretation of generated gases in
oil-immersed transformers and their relation to the service ability of the equipment,"
ed, 1991.
ANEXOS
ANEXOS
Anexo #1. Hoja de informe de diagnóstico
Reporte de análisis cromatográfico
Hoja informe de diagnóstico
Procedencia: ______________________ Marca: ________________________
Subestación: _______________________ No. Serie: _____________________
Voltaje (kV): ______________________ Fecha del muestreo: _____________
Capacidad (MVA): _________________ Fecha de recepción: _____________
Temperatura(0C): __________________ Fecha de análisis: _______________
Total de gases disueltos (TGC): ______ No. de Análisis: _________________
Gas Concentración (ppm)
Hidrógeno (H2)
Metano (CH4)
Etano (C2H6)
Etileno (C2H4)
Acetileno (C2H2)
Monóxido de carbono (CO)
Dióxido de carbono (CO2)
Total de gases combustibles:
Relaciones de Doernenburg y Rogers
CH4/H2
C2H2/CH4
C2H6/C2H2
C2H2/C2H4
C2H4/C2H6
Porcentajes de Duval
%C2H2
%CH4
% C2H4
ANEXOS
Diagnóstico y Recomendaciones:
ANEXOS
Anexo #2 .Guía rápida de diagnóstico
ANEXOS
Anexo #3. Control del historial de análisis de gases disueltos.
Control del historial de análisis de gases disueltos
Localización: Equipo:
Marca: Voltaje:
N0 Serie: Volumen:
Fecha Hidróg
eno H2
Oxígen
o O2
Nitrógen
o N2
Metan
o CH4
Acetilen
o C2H2
Etilen
o
C2H4
Etan
o
C2H
6
Monóxid
o de
carbono
CO
Dióxido
de
carbon
o CO2
TG
C
Comentario
s
