Monitoreo de Gas en Transformadores en Tiempo Real para Apoyar el Mantenimiento Basado en Condiciones

Un transformador de potencia puede ser la inversión única más grande realizada en cualquier sistema eléctrico, sin embargo, falla de una manera predecible y prevenible. Incluso antes de que un transformador se dispare, se queme o falle catastróficamente, la descomposición de su aceite aislante debido al estrés térmico y eléctrico ha comenzado, produciendo gases específicos que se disuelven en el aceite. Estos gases incluyen hidrógeno de descargas parciales, etileno producido debido al sobrecalentamiento y acetileno de arcos, entre otros. Tradicionalmente, el análisis de gases disueltos es el estudio de los gases producidos en un fluido aislante similar a realizar análisis de sangre. Sin embargo, con el análisis de gases disueltos en tiempo real, el proceso avanza de una simple visita anual al laboratorio a un monitoreo continuo de salud donde el transformador mostrará si hay o no un defecto en desarrollo, qué tan rápido está creciendo y cuándo se requiere acción.

Esta guía destaca el proceso de monitoreo de gases en transformadores en tiempo real, qué gases buscar y su significado, las tecnologías utilizadas en sistemas de monitoreo en tiempo real, beneficios para los propietarios de activos y cómo establecer sistemas de monitoreo que ofrezcan un buen retorno de inversión.

Respuesta: El servicio de monitoreo de gases en transformadores en tiempo real es capaz de analizar continuamente las concentraciones de gases típicamente presentes en el aceite del transformador (como hidrógeno, metano, etano, etileno, acetileno, monóxido de carbono y dióxido de carbono) utilizando sistemas de monitoreo de gases en línea (ya sea en forma de cromatografía de gases o mediante espectroscopía fotoacústica/infrarroja, o a través del uso de sensores específicos de hidrógeno). Cada uno de estos gases es indicativo de uno de los fallos que sufre el transformador. Para transformadores críticos, el uso de monitores en línea puede generar ahorros significativos ya que la necesidad de realizar mantenimiento se basa en la necesidad en lugar de simplemente en el calendario, evitando así interrupciones no programadas por completo.

¿Qué es el Monitoreo de Gases en Transformadores en Tiempo Real?

El Monitoreo de Gases en Transformadores en Tiempo Real es un proceso de medición continua de la concentración de gases disueltos en el aceite aislante de un transformador en funcionamiento sin sacarlo de línea. La conexión se realiza a través del sistema de aceite del transformador, generalmente a través de la válvula de drenaje o una válvula de muestreo dedicada, para extraer continuamente aceite o gas en intervalos predeterminados dentro de un rango de tiempo de minutos a horas. El aceite o gas se analiza, y las lecturas se muestran y/o transmiten a un sistema SCADA o de gestión de activos.

El método en línea de DGA es el método de diagnóstico más aplicado en el sector eléctrico para transformadores llenos de aceite. Las empresas de servicios públicos están acostumbradas al método fuera de línea, que implica tomar muestras de aceite a intervalos definidos (generalmente cada año) y enviarlas a un laboratorio para recibir un cromatograma de gases una semana después. El método en línea ofrece todas las características del DGA basado en software mientras procesa datos continuamente, eliminando muchos pasos que consumen tiempo y proporcionando la tasa de cambio de los gases disueltos que se liberan como uno de los primeros signos de advertencia que un transformador puede proporcionar.

Los Gases: Lo Que Cada Uno Te Indica

Los aceites y papeles de transformador liberan un rango limitado de gases diagnósticos clave mientras se descomponen bajo estrés eléctrico. La “firma” de gas se determina identificando tanto los gases que están presentes como sus concentraciones relativas entre sí.

Gas	Causa Típica	Firma de Falla
Hidrógeno (H2)	Descarga parcial, corona, fallas de baja energía	Indicador temprano principal; a menudo el primer gas en aumentar
Metano (CH4)	Fallas térmicas de baja temperatura	Aumenta con el sobrecalentamiento por debajo de ~300°C
Etano (C2H6)	Estrés térmico moderado	Se empareja con metano en firmas térmicas
Etileno (C2H4)	Fallas térmicas de alta temperatura (300-700°C)	Domina en puntos calientes severos
Acetileno (C2H2)	Arco, descarga de alta energía	La firma más peligrosa; indica arco
Monóxido de carbono (CO)	Degradación de celulosa (papel)	El aumento de CO señala aislamiento sobrecalentado
Dióxido de carbono (CO2)	Envejecimiento normal más estrés de celulosa	La relación CO2/CO ayuda a determinar la antigüedad de la falla

Aprender solo dos reglas es más importante que la memorización de un gráfico de gases de falla de muestra. Primero, entender que los patrones de gas son más importantes que cualquier gas individual es importante. Por ejemplo, tener un transformador con bajos niveles de hidrógeno y metano no es una falla tan grave como un transformador que experimenta un aumento en la presencia de acetileno. Segundo, la tendencia es más importante que el número específico de cualquier concentración de gas. Un transformador puede tener gases en concentraciones aceptables según IEEE C57.104, pero si las concentraciones están viendo un duplicado cada mes, representa una situación mucho más urgente que una que tiene concentraciones de gas más altas estables durante los últimos dos o tres años.

Cómo Funciona el DGA en Línea: Tecnologías de Sensado

Las compensaciones entre precio y rendimiento entre diferentes técnicas probadas utilizadas en monitores de DGA en línea incluyen:

• Cromatografía de gases (GC): un estándar de oro de laboratorio conocido por su adaptabilidad en línea. Utiliza un gas portador que mueve el gas extraído a través de columnas cromatográficas donde los gases se separan por características moleculares y se detectan en secuencia. Los GCs de múltiples gases en línea te ofrecen el paquete completo de gases clave (H2, CH4, C2H2, C2H4, C2H6, CO y CO2) convirtiéndolo en la variedad más precisa de monitores en línea.
• Espectroscopia fotoacústica e infrarroja (PAS/IR): las moléculas de gas absorben frecuencias infrarrojas con una absorción específica que proporciona medición de gas así como identificación. La tecnología PAS ofrece alta fiabilidad durante períodos más largos con menos mantenimiento, lo que es beneficioso para períodos prolongados. Actualmente, los sistemas de múltiples gases ofrecen una gama completa de gases clave.
• Sensores específicos de hidrógeno: considerados una de las variedades más económicas con el potencial de que el hidrógeno se libere primero entre varios métodos diferentes de detección de fallas (descarga parcial, arco, sobrecalentamiento, todos producen H2). Hay un gran valor en los monitores de hidrógeno que producen datos significativos de advertencia temprana y con costos más bajos que el equipo de múltiples gases.

La toma de muestras es tan vital como la detección: el dispositivo debe ser capaz de extraer una muestra de gas representativa del aceite (las técnicas de muestreo de espacio de cabeza o vacío son las más utilizadas) y el monitor debe estar calibrado, instalado y funcionando para capturar datos fiables; un monitor no calibrado es peor que no tener monitor en absoluto, ya que da a los fabricantes una falsa confianza. Nuestra guía de fundamentos de pruebas de aceite de transformador cubre los fundamentos de muestreo detrás de cada programa de monitoreo.

Interpretación de los datos: estándares y métodos

El proceso de determinar la causa de las concentraciones de gas crudo implica determinar los parámetros necesarios utilizando varios métodos en lugar de usar uno solo, como lo establece el IEEE C57.104 y el Triángulo de Duval.

• El estándar IEEE C57 es la base sobre la cual se basan tales métodos, a saber, los límites de gas permisibles por naturaleza de los transformadores sumergidos en aceite para cuatro condiciones (Condición 1 = normal; Condición 4 = acción urgente) que tienen con su conjunto de pautas requeridas para el muestreo tomado para cada condición, y lo que se espera de los operadores. La versión 2019 del estándar establece que la Condición 1 debe tener una tasa de muestreo establecida en un año, mientras que se prescribe un muestreo de cuatro meses para la Condición 2, y la Condición 3 tendrá una frecuencia de muestreo de un mes, mientras que el muestreo semanal debe ocurrir para la Condición 4.
• El método del Triángulo de Duval utiliza un método de representación visual (IEC 60599) que predice tipos de fallas basándose en el porcentaje relativo de tres tipos de gases: metano, etileno y acetileno, que caen bajo las categorías de descarga parcial, descarga de baja/alta energía y error térmico.,
• El método de razón utiliza las metodologías de Doernenburg, Rogers y IEC 60599 para la identificación de fallas basándose en la razón de pares de gases de acuerdo con las tablas.
• El método de gas clave tiene en cuenta posibles flujos basados en el gas dominante; por ejemplo, cuál de los cuatro gases H2, C2H4 y CO son prevalentes, con la conclusión alcanzada sobre el tipo particular de defecto.
• El método de análisis de tendencias de monitoreo en tiempo real mide la tasa de generación de gas como un determinante crítico para la toma de decisiones efectiva.

Ningún método puede funcionar de forma aislada, por lo tanto, los inspectores experimentados utilizan su experiencia para combinar los enfoques y proporcionar un contexto para una mejor toma de decisiones. Para una guía práctica sobre la lectura de informes de DGA, nuestra guía de interpretación de DGA pasos a través de un informe de gas real de principio a fin.

De la Monitorización al Mantenimiento Basado en Condiciones

El mantenimiento basado en condiciones no se basa en el calendario para los programas de mantenimiento, sino que se centra en lo que está ocurriendo dentro de cada equipo individual. En términos simples, no se dice que “se inspeccione cada transformador cada año y se pruebe el aceite cada año sin importar en qué condición se encuentre”. En su lugar, se dice que “se observe todo continuamente, se haga algo cuando los datos indiquen que es momento de hacer algo, y se ajuste la frecuencia de muestreo según lo dictamine la condición. Más específicamente:

• Los transformadores no se tocan y los presupuestos y horas de trabajo se desvían hacia equipos que requieren atención.
• El equipo genera monitoreo de gas y se llevan a cabo investigaciones especiales en las que se realiza un muestreo rápido junto con imágenes térmicas, pruebas de calidad del aceite (incluyendo humedad mediante el método de Karl Fischer, voltaje de ruptura, análisis de furanos del papel, etc.) y diagnósticos acústicos (verificaciones de descarga parcial) para identificar las áreas problemáticas en los transformadores.
• El equipo alerta a los sistemas sobre ciertas acciones que deben tomarse: la carga se redistribuye, los repuestos están en espera, las interrupciones se planifican y el equipo se desenergiza (si los productos comienzan a indicar un aumento significativo en la generación de acetileno).

Esencialmente, el programa de mantenimiento se ha transformado en un árbol de decisiones basado en el sistema que monitorea el activo, que es lo que los gerentes de activos quieren decir con mantenimiento “predictivo” en contraposición al mantenimiento “reactivo”. Debido a que las tasas de generación de gas son el parámetro más informativo, son los datos continuos en línea los que hacen que el árbol de decisiones funcione, ya que una muestra anual no puede indicar si la generación de gas se está acelerando. Para obtener orientación sobre el programa de inspección más amplio que rodea la monitorización, consulte nuestra lista de verificación de mantenimiento de transformadores.

El Caso de Negocio: Beneficios y Retorno de Inversión

Las ventajas de los sistemas de monitoreo de gas en tiempo real son específicas y económicamente cruciales donde se utilizan los activos críticos.

• Detección de fallas en una etapa temprana: defectos como descarga parcial, puntos calientes o conexiones sueltas pueden ser detectados meses antes de la falla para que las reparaciones se puedan realizar a casi ningún costo.
• Evitación de interrupciones forzadas: la falla no anticipada de transformadores puede llevar a pérdidas de producción. El costo de una interrupción forzada es mucho mayor que el mero precio del sistema de monitoreo. Según la investigación realizada por EPRI (Instituto de Investigación de Energía Eléctrica), se puede decir que incluso una sola interrupción forzada evitada podría cubrir el costo del programa de monitoreo.
• Utilización de recursos de manera más eficiente: el mantenimiento y el muestreo deben centrarse solo en los activos que necesitan ayuda para utilizar los recursos de manera eficiente.
• Mayor vida útil de los activos: si se detecta el sobrecalentamiento del transformador antes de que cause daños al aislamiento, el transformador durará varios años.
• Seguridad: la detección de la firma de gas indica la aparición de un fallo de arco, lo que permite a los operadores tomar acciones preventivas.
• Tomar decisiones basadas en hechos: los cambios en la carga o la compra y reemplazo de transformadores deben hacerse basándose en los datos históricos de condición en lugar de simplemente adivinar.

Se considera seguro y una buena práctica equipar todos los transformadores importantes con sistemas de monitoreo en tiempo real y no utilizar esta tecnología en unidades menos críticas y depender solo de pruebas anuales. Nuestro soluciones de monitoreo de transformadores página muestra cómo se empaquetan típicamente el hardware y los servicios de monitoreo para tales flotas.

Soluciones y Programas de la Industria

Un sistema completo de monitoreo en tiempo real consta de cuatro capas. En la industria, cada capa puede implementarse en diversas escalas.

• Analizadores DGA en tiempo real: analizadores de hidrógeno de gas único para flotas con presupuesto y técnicas de GC/PAS de gas múltiple para instalaciones críticas. Los fabricantes predominantes son Qualitrol y sus competidores como Vaisala y Serveron/TM8, Morgan Schaffer y Camlin.
• Sistemas integrados de monitoreo de transformadores: acumulación de DGA en una plataforma junto con monitoreo de temperatura del aceite y temperatura del devanado del transformador, etc. (por ejemplo, Cambridge y Siemens).
• La interfaz con sistemas SCADA/gestión de activos, donde los resultados se integran en los sistemas de control de gestión de la planta con respecto a alertas y paneles de control, donde se toman decisiones de CBM.
• Servicio que incluye interpretación de DGA y pruebas de laboratorio como base para futuras implementaciones.

En estaciones de energía solar y eólica, el primer paquete incluye transformadores principales y transformadores elevadores de generador, mientras que en industrias, el paquete puede utilizar transformadores de alimentación y fabricación. La conclusión es “monitorea lo que deseas datos absolutamente confiables y monitorea lo que puedes permitirte perder”. Para ayuda en la dimensionamiento de un programa para tu flota, contacta a nuestro equipo — y comienza con nuestra página acerca de para ver cómo apoyamos la selección y monitoreo de transformadores para propietarios en diversas industrias.

Preguntas Frecuentes

¿Qué gases detecta DGA y qué significan?

Un programa completo de DGAs mide siete gases esenciales, a saber, hidrógeno — que indica una descarga parcial, metano y etano para colapso térmico leve, etileno para sobrecalentamiento a altas temperaturas, acetileno para arco y monóxido de carbono / dióxido de carbono para degradación del dieléctrico de papel. Dependiendo de la presencia y tendencias de estos gases, se puede determinar la razón y el grado de fallo, en lugar de utilizar solo el número de concentración individual de uno de esos gases.

¿Con qué frecuencia se debe muestrear el aceite del transformador?

Según IEEE C57.104-2019, el estándar establece que los aceites de transformador deben muestrearse anualmente en caso de Condición 1 (condición normal), trimestralmente para Condición 2, mensualmente para Condición 3 y semanalmente para Condición 4. Los transformadores recién comisionados pueden ser llamados para muestreo mensual durante el primer trimestre.

¿Vale la pena el monitoreo DGA en línea?

Para transformadores críticos, vale la pena la inversión. Porque la producción perdida, además del costo de los reemplazos, en caso de paradas forzadas, superaría fácilmente el costo de la inversión en el monitor. Para transformadores auxiliares, el muestreo en laboratorio al menos una vez al año o trimestralmente será la mejor práctica.

¿Cuál es la diferencia entre el mantenimiento basado en condiciones y el mantenimiento preventivo?

El mantenimiento preventivo funciona con un cronograma preestablecido, independientemente de cualquier estado medido del equipo. Así, el MBM utiliza mediciones reales (las tendencias actuales de gas, cargas y/o resultados de pruebas) para tomar medidas de modo que el equipo sano permanezca intacto y en desarrollo. Así, el CBM ahorra dinero en cualquier trabajo realizado. La introducción del monitoreo de gas en tiempo real es la capa informativa que permite utilizar el CBM.

Referencias

• IEEE Technology Navigator — Resumen del análisis de gases disueltos
• Power Prognosis — Interpretación integrada de DGA basada en IEEE C57.104
• REIG — Guía de campo de DGA para transformadores de plantas solares (cadencia de muestreo, Duval, retorno de inversión)
• Springer — Análisis de gases disueltos en línea: posibilidades, experiencias, limitaciones
• Megger — Cómo interpretar los resultados de DGA para la salud del transformador

Conclusión

Con la detección de gas en transformadores en tiempo real, la valiosa mercancía de la instalación eléctrica cambia de ser una caja negra sin información a ser un paciente con un electrocardiograma. Los gases disueltos que están en el aceite del transformador, que incluyen hidrógeno, metano, etano, etileno, acetileno y óxidos de carbono, son señales de advertencia temprana que han demostrado su eficacia a lo largo de los años en el uso de DGA y estándares y en el uso de herramientas para la interpretación al convertir las señales en decisiones de mantenimiento. La transición del uso de muestreo de laboratorio periódico a monitoreo en línea en tiempo real trae una ventaja clave, que es la tasa de cambio, y así, en este caso, una ventaja clave es lo que se encuentra entre lograr la detección de un problema a un costo rutinario o darse cuenta de que existía a través de una parada forzada. Es esencial tener en cuenta el caso de negocio, que se completa y cierra con la primera falla evitada para el propietario de un transformador crítico.