Cómo la Cromatografía de Gases Detecta y Diagnostica Fallas en Transformadores de 500+ kV [Estudio de Caso]

0 Introducción
El análisis de gases disueltos (DGA) en aceite aislante es una prueba crucial para los grandes transformadores de potencia sumergidos en aceite. Utilizando la cromatografía de gases, es posible detectar de manera oportuna el envejecimiento o cambios en el aceite interno de los equipos eléctricos llenos de aceite, identificar posibles fallas como sobrecalentamiento o descargas eléctricas en etapas tempranas, y evaluar con precisión la gravedad, tipo y tendencia de desarrollo de la falla. La cromatografía de gases se ha convertido en un método esencial para monitorear y garantizar la operación segura y estable del equipo, y se ha incorporado en las normas internacionales y nacionales relevantes [1,2].

1 Estudio de Caso
El transformador principal número 1 de la Subestación Hexin es modelo A0A/UTH-26700, con una configuración de voltaje de 525/√3 / 230/√3 / 35 kV. Fue fabricado en mayo de 1988 y puesto en servicio el 30 de junio de 1992. El 20 de septiembre de 2006, el sistema de monitoreo por computadora indicó una "operación de relé de gas ligero en el transformador principal número 1". La inspección posterior por parte del personal operativo reveló grietas y una fuga severa de aceite en ambos terminales de la fase B del lado de 35 kV, junto con la presencia de gas en el relé de gas, lo que llevó a solicitar inmediatamente su apagado. Antes de este incidente, las pruebas eléctricas de rutina y las pruebas de monitoreo del aceite aislante no habían mostrado anomalías.

2 Análisis de Cromatografía de Gases y Diagnóstico de Fallas
Se recogieron muestras de aceite y gas inmediatamente después del apagado para realizar pruebas cromatográficas. Los resultados de las pruebas se muestran en las Tablas 1 y 2. Los resultados indicaron concentraciones anormales de gases disueltos tanto en el aceite del transformador como en el relé de gas. Se realizó un análisis integral utilizando los datos cromatográficos y el método del criterio de equilibrio para evaluar las concentraciones de gas en las muestras de aceite y gas.

Tabla 1 Registro Cromatográfico del Aceite Aislante de la Fase B del Transformador Principal Número 1 de la Subestación Hexin (μL/L)

Tabla 2 Registro Cromatográfico del Gas del Relé de Gas de la Fase B del Transformador Principal Número 1 de la Subestación Hexin (μL/L)

Según los Estándares de Calidad para Aceite de Transformador en Servicio, se debe prestar atención cuando alguna de las siguientes concentraciones de gases disueltos en el aceite de transformadores de 500 kV exceda los valores especificados: hidrocarburos totales: 150 μL/L; H₂: 150 μL/L; C₂H₂: 1 μL/L. Se detectó acetileno (C₂H₂) en el aceite del transformador con una concentración φ(C₂H₂) de 12.13 μL/L, excediendo el umbral de atención más de 12 veces. Basándose en el método de análisis de exceso de componentes [3], se determinó preliminarmente que existía una falla interna en el transformador.

Un análisis adicional basado en los gases característicos indicó una falla de descarga de alta energía, ya que φ(C₂H₂) es un indicador clave para distinguir entre sobrecalentamiento y descarga eléctrica. Usando el método de tres razones de la IEC, se calcularon las siguientes razones:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1.2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0.56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6.6,
lo que resultó en un código de 102. Esto llevó a la conclusión preliminar de que había ocurrido una descarga de alta energía (es decir, arco) dentro del transformador.

Usando el método del criterio de equilibrio [4] y la composición de gas en el relé de gas, se calcularon las concentraciones teóricas de aceite basadas en las diferentes solubilidades de los gases en el aceite. Se derivó la relación αᵢ de las concentraciones teóricas a las medidas en el aceite (ver Tabla 2). Basándose en la experiencia de campo, bajo condiciones normales, los valores de αᵢ para la mayoría de los componentes caen dentro del rango de 0.5–2. Sin embargo, durante fallas repentinas, los gases característicos suelen mostrar valores de αᵢ significativamente mayores que 2. En este caso, todos los componentes de gas en el relé de gas mostraron valores de αᵢ mucho mayores que 2, indicando una falla interna repentina.

Los resultados de las pruebas eléctricas mostraron que las resistencias de contacto del interruptor de carga, las resistencias DC de los devanados y las diferencias de fase máximas estaban dentro de los límites aceptables. Las corrientes de fuga entre los devanados y hacia tierra, así como sus comparaciones históricas, no mostraron anomalías. Los parámetros de pérdida dieléctrica y resistencia aislante también eran normales. Estos resultados descartaron la entrada generalizada de humedad, la degradación mayor de la aislación o defectos de aislación generalizados, confirmando que el sistema de aislamiento principal estaba intacto.

Basándose en un análisis integral de los resultados anteriores, se concluyó que había ocurrido una falla de arco repentina dentro del transformador. Las concentraciones de CO y CO₂ en el aceite no mostraron aumentos significativos, y aunque los niveles de hidrocarburos totales estaban aumentando, aún no habían excedido los límites. Esto sugirió que era poco probable una implicación a gran escala de la aislación sólida. Sin embargo, debido a los altos valores de αᵢ para CO y los hidrocarburos totales, se sospechaba de una falla de descarga repentina que involucraba daños localizados en la aislación sólida.

3 Inspección Interna y Acciones Correctivas
Para determinar aún más la causa raíz, se drenó y se inspeccionó el transformador. Se retiraron los dos terminales de 35 kV y el elevador de la fase B para su examen, revelando que la tira de tierra de igualación de tensión en la placa de presión del extremo del bobinado había sido quemada. Al levantar la tapa del tanque, se encontró que el soporte aislante de la placa de presión del bobinado superior había sido dañado debido a un estrés mecánico a largo plazo, resultando en un doble punto de tierra. Esto creó una corriente circulante, lo que llevó a un arco que quemó la tira de tierra. El gran volumen y la alta tasa de generación de gas crearon una presión interna significativa, causando grietas y fugas severas de aceite en los dos terminales de 35 kV cerca del punto de descarga. Los hallazgos de la inspección fueron completamente consistentes con las conclusiones obtenidas del análisis cromatográfico.

Medidas Correctivas:
• Reemplazar los componentes de soporte aislante dañados;
• Realizar degasificación y filtración del aceite aislante;
• Devolver el transformador a la operación normal después de las pruebas de aceptación exitosas;
• Mejorar el monitoreo operativo y reanudar la gestión regular solo después de confirmar que no hay problemas adicionales a través de un seguimiento y análisis continuos.

4 Conclusión
(1) Este estudio aplicó con éxito la cromatografía de gases para diagnosticar una falla de arco interna en la fase B del transformador principal número 1 de la Subestación Hexin, proporcionando una valiosa experiencia para la operación y diagnóstico de fallas en grandes transformadores de potencia.

(2) Cuando opera el relé de gas de un transformador, se deben recoger muestras de aceite y gas para su análisis cromatográfico. Combinando los resultados cromatográficos, los datos históricos, el método del criterio de equilibrio y las pruebas de aislamiento, es posible determinar si la falla es interna o relacionada con componentes auxiliares, e identificar la naturaleza, ubicación o componente específico involucrado. Esto permite un mantenimiento oportuno y asegura la seguridad del equipo.

(3) El análisis cromatográfico del aceite aislante es una de las medidas más efectivas para monitorear la operación segura de los equipos eléctricos llenos de aceite. Un DGA regular permite la detección temprana y el monitoreo continuo de las fallas internas y su gravedad. Para garantizar la operación segura de los grandes transformadores y mantenerse al tanto de su estado de salud, se debe realizar la cromatografía de gases de acuerdo con las normas de la industria eléctrica, y se debe aumentar la frecuencia de las pruebas cuando sea necesario.