Los resultados anormales del análisis de gases disueltos (DGA), la operación del relé de gas y el aumento excesivo de temperatura en los transformadores de puesta a tierra sumergidos en aceite no suelen ser problemas aislados. A menudo son indicaciones combinadas de sobrecalentamiento interno, descarga parcial, arco eléctrico o deterioro del aislamiento. Un diagnóstico fiable debe integrar el análisis de gases disueltos, el monitoreo de la condición térmica y las pruebas eléctricas, con referencia a las normas IEC aplicables.
Fabricante de transformadores de puesta a tierra de neutro
1. Anomalías en el DGA: Indicadores químicos de fallas internas
El análisis de gases disueltos es uno de los métodos más eficaces para detectar fallas latentes en transformadores sumergidos en aceite. Según IEC 60599, los gases clave como el hidrógeno (H₂), el metano (CH₄), el etano (C₂H₆), el etileno (C₂H₄), el acetileno (C₂H₂), el monóxido de carbono (CO) y el dióxido de carbono (CO₂) pueden ayudar a identificar el tipo de falla interna.
| Gas característico |
Posible tipo de falla |
Causas típicas |
| Principalmente H₂ |
Descarga parcial |
Humedad en el aislamiento, burbujas de gas, alto estrés eléctrico |
| Principalmente CH₄ y C₂H₄ |
Sobrecalentamiento a baja temperatura |
Sobrecalentamiento local del núcleo, conexiones flojas |
| Principalmente C₂H₄ |
Sobrecalentamiento de temperatura media a alta |
Puesta a tierra multipunto del núcleo, calentamiento por flujo disperso |
| Presencia de C₂H₂ |
Sobrecalentamiento a alta temperatura o descarga |
Cortocircuito entre espiras, descarga en los conductores, arco eléctrico |
| CO y CO₂ elevados |
Envejecimiento del aislamiento sólido |
Carbonización del aislamiento de papel o degradación térmica |
Puntos clave de interpretación:
- Un único resultado de DGA no debe utilizarse como la única base para el diagnóstico de fallos. Deben considerarse la tasa de generación de gas y las relaciones de gas, como el método de relaciones IEC o el método del Triángulo de Duval.
- Incluso si las concentraciones de gas están por debajo de los niveles de preocupación típicos, un aumento rápido en la tasa de generación de gas debe tratarse como anormal.
- Si el transformador de puesta a tierra está equipado con un cambiador de tomas en carga o fuera de circuito, los resultados de DGA del compartimento de aceite del cambiador de tomas deben analizarse por separado. Puede consultarse el Triángulo de Duval 2 cuando sea aplicable.
- La aparición de acetileno requiere especial atención, ya que puede indicar una descarga de alta energía o una falla grave. Sin embargo, la evaluación final debe basarse en la concentración de gas, la tasa de generación de gas y los resultados de las pruebas eléctricas.
2. Operación del relé de gas: Un indicador directo de la gravedad de la falla
Los relés de gas normalmente se clasifican como protección de gas ligero, que emite una señal de alarma, y protección de gas pesado, que inicia un disparo. Tras la operación del relé de gas, se deben recoger y analizar el gas libre del relé y las muestras de aceite del tanque principal de acuerdo con IEC 60599.
Causas comunes de la operación de gas ligero:
- Sobrecalentamiento interno menor o descarga parcial que produce pequeñas cantidades de gas combustible;
- Entrada de aire debido a una purga de aire incompleta tras la filtración o el relleno de aceite, o debido a un sellado deficiente;
- Nivel de aceite bajo que causa acumulación de gas en el relé;
- Perturbación del flujo de aceite causada por el impacto de un cortocircuito externo.
Causas comunes de la operación de gas pesado:
- Cortocircuitos en el devanado entre espiras, entre capas o entre fases;
- Arco eléctrico interno;
- Sobrecalentamiento grave del núcleo acompañado de un fuerte impacto de flujo de aceite;
- Cortocircuitos graves por fallas de paso cerca del transformador.
Nota: Si opera el relé de gas ligero y el gas recogido no es combustible, primero deben verificarse el sellado, el nivel de aceite y la purga de aire. Si el gas es combustible, o si opera el relé de gas pesado, el transformador no debe volver a energizarse hasta que se haya identificado la causa.
3. Aumento excesivo de temperatura: Signos visibles de anomalías térmicas
La evaluación del aumento de temperatura debe llevarse a cabo de acuerdo con IEC 60076-2:2011, que distingue tres categorías principales de aumento de temperatura:
- Aumento de temperatura del aceite en la parte superior: la diferencia entre la temperatura del aceite en la parte superior y la temperatura del medio de refrigeración bajo carga continua nominal;
- Aumento de temperatura promedio del devanado: generalmente determinado por el método de resistencia;
- Aumento de temperatura del punto caliente del devanado: refleja la tensión térmica en el punto más caliente del aislamiento del devanado.
Según IEC 60076-2:2011, los límites típicos de aumento de temperatura para transformadores sumergidos en aceite bajo carga continua nominal son: aumento de temperatura del aceite en la parte superior que no exceda los 60 K, y aumento de temperatura promedio del devanado que no exceda los 65 K. El aumento de temperatura del punto caliente depende de la clase térmica del aislamiento, el método de refrigeración y el modelo térmico. Para el aislamiento de Clase A, la temperatura de referencia del punto caliente para un envejecimiento normal se toma comúnmente como 98 °C. Los límites aplicables reales deben confirmarse en función de la placa de características del equipo, los documentos técnicos del fabricante y la versión aplicable de IEC 60076-2.
La evaluación de sobrecarga puede referirse a IEC 60076-7, que clasifica las sobrecargas en carga cíclica normal, carga de emergencia de larga duración y carga de emergencia de corta duración. Los niveles de sobrecarga permisibles dependen de la relación de carga inicial, la temperatura ambiente y el método de refrigeración.
Causas externas:
- Operación en sobrecarga;
- Fallo del sistema de refrigeración, como radiadores obstruidos o ventiladores y bombas de aceite detenidos;
- Alta temperatura ambiente o ventilación deficiente;
- Dispositivos de medición de temperatura anormales, que pueden dar lecturas altas falsas.
Causas internas:
- Puesta a tierra multipunto del núcleo que causa corriente circulante;
- Cortocircuitos en el devanado entre espiras, entre capas o entre hilos;
- Mal contacto en los cambiadores de tomas;
- Sobrecalentamiento local de las estructuras de sujeción o de las paredes del tanque causado por flujo disperso;
- Deterioro del aceite aislante, lo que reduce la disipación de calor y el rendimiento del aislamiento.
4. Consideraciones especiales para transformadores de puesta a tierra
Los transformadores de puesta a tierra se diseñan comúnmente con una conexión en zigzag o un devanado de puesta a tierra dedicado. En condiciones normales de operación, su carga es relativamente baja. Sin embargo, durante una falla a tierra monofásica, puede requerirse que soporten una corriente de secuencia cero relativamente alta durante un corto período. Se debe prestar especial atención a los siguientes puntos durante el diagnóstico de fallas:
- Duración de la corriente de secuencia cero y su efecto de acumulación térmica;
- Influencia del método de puesta a tierra del neutro en la magnitud de la corriente de falla;
- Condición de la corriente de puesta a tierra del núcleo. La corriente de puesta a tierra del núcleo aceptable debe verificarse con los documentos técnicos del fabricante o las especificaciones del proyecto. Si el valor aumenta significativamente, debe evaluarse la posibilidad de una puesta a tierra multipunto del núcleo junto con los resultados de DGA, las pruebas de aislamiento y las condiciones de operación del sitio.
5. Procedimiento integrado de diagnóstico y tratamiento
| Condición observada |
Posible dirección de la falla |
Acciones recomendadas |
| Aumento de hidrocarburos totales, principalmente C₂H₄/CH₄, sin C₂H₂ |
Falla por sobrecalentamiento |
Verificar la corriente de puesta a tierra del núcleo, el cambiador de tomas y el sistema de refrigeración |
| Aumento de H₂ con señales de descarga parcial |
Descarga parcial o humedad |
Medir el contenido de humedad, la pérdida dieléctrica y la descarga parcial |
| Aparición o aumento rápido de C₂H₂ |
Descarga o cortocircuito |
Medir la resistencia de CC del devanado y realizar pruebas de aislamiento |
| Activación de gas ligero con gas no combustible |
Ingreso de aire o nivel de aceite bajo |
Verificar el sellado, realizar la purga de aire y rellenar el aceite si es necesario |
| Aumento de la elevación de temperatura con DGA anormal |
Sobrecalentamiento interno o descarga |
Evaluar la carga, la condición de refrigeración y los resultados de las pruebas eléctricas |
Principios generales de actuación:
- Verificar la fiabilidad de los datos de campo, incluidos los indicadores de temperatura, la corriente de carga, el nivel de aceite y el estado del sistema de refrigeración;
- Recoger muestras de gas y aceite para DGA y comprobar la combustibilidad del gas;
- Excluir factores externos como fallos del sistema de refrigeración, problemas de estanqueidad, sobrecarga y errores de medición de temperatura;
- Realizar pruebas eléctricas, como la resistencia de CC de los devanados, la resistencia de aislamiento, la pérdida dieléctrica y la medición de la corriente de puesta a tierra del núcleo;
- Decidir si se acorta el intervalo de monitoreo, se programa el mantenimiento en parada o se toman medidas de parada de emergencia según la naturaleza de la falla.
Normas de referencia
- IEC 60599 — Guía para la interpretación de gases disueltos y libres en equipos eléctricos rellenos de aceite mineral
- IEC 60076-2:2011 — Elevación de temperatura para transformadores sumergidos en líquido
- IEC 60076-7 — Guía de carga para transformadores de potencia sumergidos en aceite mineral
Este artículo es solo para referencia técnica. El diagnóstico real y las decisiones operativas deben basarse en la placa de características del equipo, los documentos técnicos del fabricante, los resultados de las pruebas en sitio y las versiones aplicables de las normas IEC o nacionales.
Los resultados del análisis de gases disueltos deben evaluarse junto con la tasa de generación de gas, las relaciones de gas, el análisis de gas libre, el historial de carga, las pruebas eléctricas y las condiciones de operación en sitio. Un único resultado de DGA no debe utilizarse como la única base para la determinación de fallas.
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