Aceite del transformador: parámetros de funcionamiento

El aceite del transformador se usa ampliamente para refrigeración, aislamiento y extinción de arco en dispositivos eléctricos. La composición del aceite del transformador incluye naftenos, parafinas e hidrocarburos aromáticos. La fracción de masa de otras sustancias en el aceite del transformador, por regla general, no supera el 4-5% (en el aceite del transformador nuevo).

Parámetros de funcionamiento del aceite del transformador

La eficiencia de aceite del transformador se estima de acuerdo con los siguientes parámetros:

• tangente del ángulo de pérdida dieléctrica. La resistencia dieléctrica suficiente de aceite del transformador se consigue eliminando agua y partículas mecánicas;
• temperatura de solidificación. Cuanto menor es esta temperatura, mejor es la pequeña función a bajas temperaturas;
• viscosidad. Este parámetro debe ser mínimo, lo que asegura una eliminación eficiente del calor de las partes calientes;
• estabilidad oxidativa. El aceite del transformador no debe estar sujeto a una oxidación significativa durante la operación. Esta característica se puede mejorar con la ayuda de aditivos inhibidores especiales;
• punto de inflamación no debe superar los 135 ° C. El aceite del transformador no debe arder por debajo de esta temperatura.

Funciones de aceite del transformador

El aceite del transformador realiza al menos cuatro funciones en el transformador. El aceite del transformador sirve como aislante, enfría el transformador y extingue las descargas de arco. También en el aceite hay los gases disueltos, que surgen en relación con la oxidación del aceite, la humedad y los gases de la desintegración del aislamiento de celulosa, así como los gases y la humedad de la atmósfera. La observación cuidadosa de los gases disueltos en el aceite, así como otras propiedades del aceite, proporciona la información más precisa sobre el estado del transformador. La herramienta más importante para diagnosticar el estado de un transformador es observar tendencias al comparar diferentes análisis de la cantidad de gases disueltos y comprender esta información.

Análisis de gases disueltos en el aceite del transformador

Después de un mes de servicio, y anualmente, y aún más a menudo, en caso de problemas, se debe llevar a cabo un análisis de los gases disueltos. Este análisis es, sin duda, el medio más importante para determinar el estado del transformador. El análisis de los gases disueltos suele ser el primer indicador del problema e indica un deterioro en el estado del aislamiento y de aceite del transformador, el sobrecalentamiento, la presencia de puntos calientes locales y descargas parciales y de arco. La condición del aceite refleja la condición del transformador como un todo. Para analizar los gases disueltos, la muestra de aceite se envía al laboratorio para su análisis. Los indicadores más importantes son la velocidad de formación de gases individuales y la cantidad total de gases combustibles (TCG), de acuerdo con los estándares de la Electrotechnical Commission (IEC) 60599 [13] y IEEE C57-104 ™ [12].

ATENCIÓN:

Los resultados del análisis de los gases disueltos no serán precisos si el transformador se ha apagado y se ha enfriado, si el transformador es nuevo o si han transcurrido menos de 1 o 2 semanas después del tratamiento con aceite.

La siguiente es una guía para interpretar los resultados del análisis y las acciones propuestas basadas en el análisis. Al trabajar con transformadores, no hay respuestas simples y precisas. Los transformadores son dispositivos muy complejos y costosos; y cada transformador es diferente de los demás.

Las decisiones deben basarse en juicios competentes, basados en todos los datos disponibles, después de consultar con expertos competentes. El análisis periódico de los gases disueltos y su correcta interpretación, así como las inspecciones periódicas (descritas anteriormente) son medidas clave para prolongar la vida útil del transformador. Cada nuevo análisis de gases disueltos se debe comparar con el anterior para determinar las tendencias y la velocidad de generación de gas.

Cabe señalar que aunque se darán ejemplos a continuación, no hay medios universales para interpretar los resultados del análisis de gases disueltos [16]. Los transformadores son dispositivos muy complejos. En el tanque del transformador interactúan, el envejecimiento, las reacciones químicas, los campos electromagnéticos, la expansión y contracción de la temperatura, la variación de la carga, la gravedad y otras fuerzas. Exterior: a través de cortocircuitos, sobretensiones, amplio rango de fluctuaciones de temperatura y otras fuerzas (por ejemplo, el campo magnético y la gravedad de la Tierra) afectan al transformador.

No hay (o casi no existe) soluciones listas para interpretar el DGA; incluso entre los expertos no hay consenso. Consultas, experiencia, estudios, comparación con anteriores DGA, almacenamiento de registros sobre el historial de las condiciones del transformador y los problemas detectados en el desmontaje del transformador en el pasado, mejoran la comprensión y ayudan a garantizar la larga vida útil de este equipo.

Es muy importante mantener registros del estado de cada transformador individual. Si en el pasado hubo un cortocircuito total en el transformador, sobrecarga, problemas de enfriamiento o una serie de rayos, esta información es muy importante para determinar los procesos que ocurren dentro del transformador. Cuando el transformador es nuevo, las pruebas deben realizarse tan pronto como sea posible para determinar los parámetros iniciales. Tal conjunto de prueba debe incluir DGA, factor de potencia y otras pruebas (más sobre ellas – en la Sección 9, «Pruebas de Transformador»). La Tabla 6 contiene un resumen del análisis de los gases disueltos del transformador. Tabla 7: el ejemplo real de la DGA de transformadores de corriente Reclamation.

La Tabla 6: Análisis de los gases disueltos del transformador.

ATENCIÓN:

Para utilizar esta tabla, se requiere experiencia en ingeniería en el campo de los transformadores. Hay varias opciones para la acción, desde las más simples, por ejemplo, enviar una muestra adicional de aceite al laboratorio, a las más complejas, como un análisis detallado del estado del transformador. También puede ser necesario reparar, inspeccionar los componentes internos del transformador y / o reemplazar por completo el transformador.

El rango de condiciones muestra los datos de ensamblaje según IEEE C57-104, IEC 60599, Análisis de aceite de transformador de Delta X Research Transformer Oil Analysis y años de experiencia con transformadores.

La tabla fue compilada por Clarence Herron de Glen Canyon Field Office of Reclamation.

Método del gas clave

Este método de interpretación de los resultados de DGA se describe en el IEEE [12]. Los gases clave formados por la descomposición del aislamiento de aceite y papel son hidrógeno (H2), metano (CH4), etano (C2H6), etileno (C2H4), acetileno (C2H2), monóxido de carbono (CO) y oxígeno (O2). Con la excepción del monóxido de carbono y el oxígeno, todos estos gases son el resultado de la descomposición del aceite en sí.

El monóxido de carbono, el dióxido de carbono y el oxígeno se forman como resultado de la descomposición del aislamiento de celulosa (papel). El dióxido de carbono, el oxígeno, el nitrógeno (N2) y el agua también se pueden absorber del aire, en presencia de contacto entre el aceite y el aire o las fugas en el tanque. Algunos de nuestros transformadores tienen protección de nitrógeno (nitrógeno bajo la presión del aceite) y, en algunos casos, el nitrógeno puede estar cerca del punto de saturación (mirar tabla 8). El tipo y la cantidad de gas se determinan en el lugar donde falla el transformador, así como la fuerza y la energía. La energía puede variar desde baja, por ejemplo, descarga parcial, que produce hidrógeno y pequeñas cantidades de metano y etano, hasta una energía de arco muy alta, que conduce a la formación de todos los gases, incluido el acetileno.

Manual de cuatro condiciones DGA (Four-Condition DGA Guide (IEEE C57-104) – Este manual clasifica los riesgos en los transformadores sin problemas previos, y se publicó en el Standard IEEE Standard (Std) [20], C57-104™. Como indicadores, el manual utiliza combinaciones de gases individuales y la concentración total de gases combustibles. El manual no es generalmente aceptado, y debe considerarse como una de las herramientas que permiten estimar los gases disueltos en los transformadores. Los cuatro estados IEEE® se definen a continuación, y los niveles de gas se muestran en la Tabla 8.

ATENCIÓN:

Durante la operación, se forman ciertas cantidades de gases combustibles en los transformadores, y las cifras condicionales dadas en IEEE C57-104-1991 ™ [12] (Tabla 8 anterior) son muy conservadoras.

Los transformadores pueden trabajar de manera segura con las concentraciones de gases individuales en el Estado 4, si son estables, y la cantidad de gases no aumenta o aumenta muy lentamente.

Si la cantidad total de gases combustibles disueltos y gases individuales crece significativamente (más de 30 ppm por día [ppm / día]), esto indica un mal funcionamiento grave en el transformador.

El transformador debe desconectarse cuando se alcanzan los niveles del Estado 4.

• Estado 1: la cantidad total de gas combustible disuelto (TDCG) por debajo de este nivel indica un funcionamiento satisfactorio del transformador. Si la concentración de gases individuales excede los niveles especificados en la Tabla 8, se requiere un análisis de situación adicional.
• Estado 2: TDCG en este rango indica que los niveles de gases combustibles están por encima de lo normal. Si la concentración de cualquiera de los gases individuales excede los niveles especificados en la Tabla 8, se requiere un análisis de situación adicional. Puede haber un cortocircuito. Es recomendable tomar muestras de DGA al menos tan a menudo como sea necesario, para calcular los volúmenes de producción de gas por día para cada gas. (mirar la tabla 9 para conocer la frecuencia y la acción de muestreo recomendadas).
• Estado 3: TDCG en este rango indica un alto nivel de descomposición del aislamiento de celulosa y / o aceite. Al exceder cualquiera de los gases combustibles especificados en la Tabla 6, se requiere una investigación adicional. Puede haber uno o varios estados críticos al mismo tiempo. Es recomendable tomar muestras de DGA al menos tan a menudo como sea necesario para calcular los volúmenes de producción de gas por día para cada gas (mirar Tabla 9).
• Estado 4: TDCG en este rango significa descomposición excesiva de aislamiento de celulosa y / o aceite. La operación continua puede causar una falla del transformador (mirar la tabla 9).

Un aumento repentino en la concentración de gases clave y la velocidad de generación de gas es más importante para evaluar el estado del transformador que la cantidad acumulada de gas. Muy importante es el acetileno (C2H2). La formación de este gas en cualquier cantidad superior a unas pocas ppm, indica una formación de arco de alta energía.

Cantidades reastrables (unas pocas ppm) pueden producirse en el caso de un sobrecalentamiento muy fuerte (500 ° C o más).

Arco, causado por un rayo cerca o un salto de voltaje también puede conducir a la formación de C2H2 en pequeñas cantidades. En caso de la presencia de C2H2 en DGA, las muestras de aceite deben tomarse semanalmente o incluso diariamente para detectar la formación posterior de C2H2.

Si la formación adicional de acetileno no visible, y el nivel no supera el Estado 4 por IEEE®, el transformador puede seguir funcionando. Sin embargo, si la cantidad de acetileno continúa creciendo, se genera un arco de alta energía, el transformador debe ser apagado inmediatamente. La operación adicional del transformador es muy peligrosa y puede provocar una explosión catastrófica del tanque y la dispersión de aceite ardiente en un área grande.

La Tabla 9 supone que anteriormente en el transformador no se realizó el análisis DGA, y que no hay datos sobre cambios recientes en el estado del transformador. En presencia de los resultados del análisis DGA anterior, deben revisarse para evaluar si la situación es estable (no hay un aumento significativo en la concentración de gases) o inestable (hay un aumento significativo en la formación de gas).

NOTAS:

1. Para determinar el estado (1, 2, 3 o 4) del transformador, se utilizan tanto la cantidad de gases combustibles individuales como su cantidad total (TDCG). Por ejemplo, si TDCG está entre 1.941 ppm y 2.630 ppm, esto significa el Estado 3. Sin embargo, si el contenido de hidrógeno supera las 1.800 ppm, el transformador en esta el Estado 4, como se indica en la Tabla 8.
2. Si la tabla indica «Determinar la adicción de la carga», esto significa: intente determinar la relación entre la velocidad de formación de gas en ppm / día y la carga. El transformador puede estar sobrecargado o tener problemas con enfriamiento. Las muestras de aceite deben tomarse con cada cambio de carga; Sin embargo, esto puede ser imposible con cambios frecuentes en la carga.
3. Para obtener la velocidad de formación de gas TDCG, divide el cambio TDCG por el número de días entre la toma de las muestras en las que el transformador estaba bajo carga. Los días sin sobrecargas deben ser eliminados. La tasa de formación de gas en ppm / día se determina por el mismo método.

Antes de pasar a la Tabla 11, determine el estado del transformador de acuerdo con la Tabla 10, es decir Determine el Estado de 1, 2, 3 o 4 de transformador basados en el análisis DGA. El estado de un transformador individual se determina al encontrar el nivel más alto de cualquiera de los gases individuales o TDCG [12]. Tanto el gas separado, como el TDCG pueden aumentar el estado del transformador, lo que significa un mayor riesgo. Si el TDCG indica que el transformador en el Estado 4 y el gas individual indica el Estado 4, significa que el transformador está en el Estado 4.

Intervalos de muestreo y acciones recomendadas

Si hay cambios repentinos en la composición de los gases disueltos, se recomienda seguir los procedimientos indicados en la Tabla 9. Tabla 9 es la editada Tabla 3 de IEEE C57.104-1991 [12]. Para facilitar la lectura, cambiamos el orden – Estado 1 (menor riesgo) desde arriba, y Estado 4 (el mayor riesgo para el transformador) desde abajo. La tabla muestra la frecuencia de muestreo recomendada y las acciones en diferentes niveles de TDCG en ppm. Un aumento en la velocidad de formación de gas indica un problema creciente; Por lo tanto, al aumentación de la velocidad de formación de gas (ppm / día), se recomienda tomar muestras de aceite con mayor frecuencia (mirar Tabla 9). La tabla también contiene información de IEEE C57-104-1991 (tomada del texto). Puede mirar la tabla original en el estándar IEEE [12].

Si es posible determinar la causa de la formación del gas y evaluar los riesgos, se puede aumentar el intervalo entre muestreo. Por ejemplo, si la parte activa del transformador se prueba con un megóhmetro y se detecta la conexión a tierra, aunque la Tabla 9 recomienda un muestreo mensual, el operador puede decidir ampliar este intervalo porque se conoce la fuente de formación de gas y su velocidad.

Nunca puede tomar una decisión basada en solo un análisis DGA. La muestra de aceite seleccionada se contamina muy fácilmente por contacto con el aire.

Otra causa frecuente de errores es el marcado incorrecto de la muestra. Esto puede pasar al tomar una muestra, si la muestra está contaminada o se usa incorrectamente en el laboratorio. El manejo incorrecto de aceite del transformador puede permitir que algunos gases salgan a la atmósfera, mientras que otros gases, como el oxígeno, el nitrógeno o el dióxido de carbono, pueden ingresar a la muestra desde la atmósfera. Si usted da cuenta, que hay un problema en el transformador según el análisis DGA, lo primero que debe hacer es tomar otra muestra para comparar.

El diagrama de formación de gas (Figura 48) [14, 17] y su discusión a continuación, dan solo temperaturas aproximadas a las cuales ocurre la formación de gases. El diagrama no está dibujado a escala y se da solo para ilustrar la proporción entre las temperaturas, los gases y sus cantidades. Estas proporciones representan lo que generalmente se ha demostrado en condiciones controladas de laboratorio utilizando un espectrómetro de masas. El diagrama fue utilizado por R.R. Rogers y Central Electric Generating Board (CEGB)  en Inglaterra para desarrollar el «Método de proporción de Rogers» para el análisis de transformadores (más sobre esto en 6.1.9.4).

La barra vertical a la izquierda en el diagrama muestra qué gases y en qué cantidades relativas se forman en una condición de descarga parcial. Se debe tener en cuenta que todos los gases se forman, pero en cantidades mucho más pequeñas que el hidrógeno. Para formar moléculas de hidrógeno a partir del aceite, se requiere un evento de muy baja energía (descarga parcial / corona). Los gases dentro del transformador se forman como gases en una columna de destilación en una refinería de petróleo: se forman diferentes gases a ciertas temperaturas.

En el diagrama de formación de gas, vemos las cantidades relativas de gases, así como las temperaturas aproximadas. La formación de hidrógeno y metano comienza en pequeñas cantidades a una temperatura de aproximadamente 150ºC. Tenga en cuenta que cuando se excedan los máximos, la formación de metano (CH4), etano y etileno disminuye con el aumento de la temperatura adicional.

A una temperatura de aproximadamente 250 ºC, comienza la formación de etano (C2H6). A 350 ºC, comienza a formarse etileno (C2H4). El acetileno (C2H2) aparece a temperaturas de 500 ºC a 700 ºC. En el pasado, se creía que solo las cantidades reastrables de acetileno (C2H2) indican una exposición a temperaturas de al menos 700 ºC; Sin embargo, estudios recientes han llevado a la conclusión de que el sobrecalentamiento local a 500 ºC puede dar acetileno en pequeñas cantidades reastrables (unas pocas ppm). Los niveles más altos de acetileno solo pueden ocurrir cuando se calienta a más de 700ºC con formación de arco interno.

Tenga en cuenta que entre 200 ºC y 300 ºC, la formación de metano supera la formación de hidrógeno. A partir de 275 ºC y superiores, la formación de etano supera la formación de metano. A 450 ºC, la formación de hidrógeno supera la formación de todos los demás gases a temperaturas de 750 ºC – 800 ºC, a las cuales se forma más acetileno.

Cabe señalar que H2, CH4 y CO en pequeñas cantidades se forman durante el envejecimiento normal. La descomposición térmica de la celulosa, da como resultado la formación de CO, CO2, H2, CH4 y O2. La descomposición del aislamiento de celulosa comienza a una temperatura de solo 100 ºC y menor. Por lo tanto, el transformador no debe funcionar a temperaturas superiores a 90 ºC. Las fallas conducen a un calentamiento mucho más fuerte, los gases que aparecen en este caso serán visibles en DGA. La Tabla 11 (más adelante en esta sección) muestra los tipos de fallas, en parte tomada de IEC 60599 [13].

Esta tabla no está completa. Es imposible tener en cuenta en la tabla todas las causas y consecuencias, debido a la alta complejidad de los transformadores. Los resultados de la DGA deben estudiarse con toda la atención para identificar posibles fallas y tomar medidas. Estas decisiones se basan en la propia experiencia y rara vez son simples. La mayoría de las asociaciones profesionales creen que hay dos tipos de fallas: térmica y eléctrica. Las tres primeras fallas en la tabla son descargas eléctricas, y las últimas tres son fallas térmicas.

El etano y el etileno a veces se llaman «gases de metales calientes». Si estos gases se detectan en el transformador y el acetileno no está presente, el problema dentro del transformador generalmente está asociado con el metal calentado, por ejemplo, contactos deficientes en el regulador de tensión o mala conexión en algún lugar del circuito, por ejemplo en la barra colectora principal del transformador. Un flujo magnético aleatorio que interactúa con el tanque (por ejemplo, en los transformadores de la serie Westinghouse 7M) puede conducir a la formación de «gases de metal calientes». En ocasiones, el tablero del transformador puede desconectarse de la tierra. En este caso, la acumulación de estática y descarga en la superficie puesta a tierra, que también conduce a la formación de estos gases. La conexión a tierra indeseable del núcleo con las corrientes circulantes también puede causar su formación.

Hay otros parámetros.

Tenga en cuenta que ambos tipos de fallas (térmicas y eléctricas) pueden ocurrir simultáneamente, y una puede causar otra. En esta relación, no hay mención de fallas magnéticas; Sin embargo, ellas (por ejemplo, un flujo magnético libre que interactúa con un tanque de acero u otros elementos magnéticos) también pueden causar sobrecalentamiento local.

Gases atmosféricos

Los gases atmosféricos (N2, CO2 y O2) pueden ser muy útiles en DGA para determinar posibles deshermetizacion y fugas. Sin embargo, como es sabido, DGA determina la presencia de estos gases y por otras razones. El nitrógeno puede estar en el transformador debido al transporte de un transformador con nitrógeno en el interior o desde una almohada de nitrógeno. CO2 y el O2 se forman durante la descomposición de la celulosa. Es necesario realizar DGA varias veces y prestar atención a la presencia de gases atmosféricos y al posible aumento de los niveles de humedad. Además, debe estudiar cuidadosamente el transformador para detectar fugas de aceite del transformador. La humedad y los gases atmosféricos entran en el transformador cuando se apaga y la temperatura ambiente se reduce (para la humedad, mirar la Sección 6.1.11).

Software para DGA

Varias compañías ofrecen software para DGA y diagnóstico de problemas de transformadores. Dicho diagnóstico siempre debe ir acompañado con una evaluación del ingeniero. Estos programas cambian constantemente. Technical Service Center utiliza  “Transformer Oil Analyst” (TOA) de Delta X Research, que utiliza una combinación de varios métodos actuales de análisis DGA. Se puede obtener asistencia con el análisis de gases disueltos con ayuda de TSC a través de los grupos D-8440 y D-8450. Ambos grupos tienen este software y experiencia para diagnosticar problemas con los transformadores. Uno de los conjuntos de reglas, que TOA usa para las alarmas se basa en cierta medida en el estándar IEC 60599 (Tabla 10). Estas reglas también son muy útiles en los análisis diarios de gases disueltos, que se basan en los límites de L1 en IEC 60599, excepto el acetileno. IEC 60599 proporciona un valor inexacto y un rango para los límites de L1. TOA usa el promedio del rango y luego genera una advertencia si la velocidad de formación supera el 10% del límite L1 del mes. El acetileno es una excepción; IEEE indica el límite de L1 a 35 ppm (exceso), y el IEC establece el rango para el acetileno de 3 a 50. TOA toma el valor mínimo (3 ppm) y establece la velocidad de formación para la señal de alarma a 3 ppm/mes. Los límites de L1 son las cantidades de las cuales el transformador debe ser monitoreado más de cerca (es decir, el primer nivel de la amenaza).

NOTAS:

Si la velocidad de formación de uno o más gases es igual o superior a los límites de G1 (10% de los límites de L1 por mes), se debe prestar más atención a este transformador.

Reducir el intervalo entre tomar muestras para DGA, reducir la carga, desarrollar un plan para el cortocircuito futuro, contactar con el fabricante, etc.

Si la velocidad de formación de uno o más gases combustibles es igual o superior a los límites de G2 (50% de los límites de L1 por mes), se debe considerar que el transformador se encuentra en una condición crítica. Puede ser necesario reducir los intervalos entre el muestreo hasta un mes o una semana, programar el cortocircuito, la revisión o el reemplazo de un transformador, etc.

Si hay formación activa de arcos (se detectó C2H2) o el contenido de otros gases asociados con sobrecalentamiento es alto (por encima de los límites del Estado 4 en la Tabla 8) y se superan los límites de G2, se debe apagar el transformador. La Tabla 11 está tomada de IEC 60599 y contiene posibles fallas y posibles causas. Esta tabla no incluye todas las opciones posibles y se debe usar en combinación con otra información. Otras fallas posibles se enumeran en las páginas siguientes y anteriores.

Los transformadores son muy complejos y, por lo tanto, es imposible poner en la tabla todos los posibles problemas y causas. A continuación están indicadas otros problemas con los transformadores; cualquiera de ellos puede conducir a la formación de gases:

1. Los gases se forman durante el funcionamiento normal y el envejecimiento, principalmente H2 y CO, así como algo de CH4. H2 se forma más fácilmente, excepto, tal vez, CO. La formación de H2 y otros gases puede ser causada por una descarga parcial (descarga corona), ángulos agudos en las conexiones inferiores de las entradas, conexión floja de la tierra al circuito magnético, humedad del circuito magnético debido a la deshermetizacion de la junta anterior, conexión floja a la protección de las descargas corona desde debajo de las entradas. regulador de tensión de escudo, etc. El hidrógeno no es muy estable cuando se disuelve en aceite.
2. Los análisis posteriores de DGA pueden mostrar algunas fluctuaciones en la cantidad de H2 y otros gases inestables. El acetileno es el gas más estable; las fluctuaciones en la cantidad de este gas en la dirección del aumento significan que se genera un arco activo en el transformador.
3. Si las variaciones ocurren tanto en la dirección de aumentar como de disminuir en el rango de los límites de hardware de medición (sección 6.1.9.4, tabla 14) en DGA subsiguientes, esto es simplemente una fluctuación causada por el trabajo del equipo y el personal del laboratorio.
4. El funcionamiento continuo del transformador con sobrecarga provoca la formación de gases inflamables.
5. Los problemas con los sistemas de enfriamiento, descritos en las secciones 3.3.1 y 3.4.5, pueden causar sobrecalentamiento.
6. Una línea de aceite bloqueada dentro del transformador puede causar sobrecalentamiento local y conducir a la formación de gas.
7. La barrera montada flojamente dentro del transformador puede conducir a una dirección incorrecta del flujo de aceite para la refrigeración.
8. Los problemas con las bombas de aceite circulantes (desgaste del cojinete, rodete u operación inversa) pueden ocasionar problemas al enfriar el transformador.
9. Nivel de aceite demasiado bajo; este problema es difícil de notar inmediatamente si el indicador de nivel no funciona.
10. El sedimento en el transformador y el sistema de enfriamiento (mirar sección 3.4.5.4).
11. Posible aparición de corrientes circulantes aleatorias en el circuito magnético, la carcasa y / o el tanque.
12. Puesta a tierra no deseada del circuito magnético puede causar calentamiento, proporcionando una ruta de movimiento para las corrientes.
13. El sobrecalentamiento local puede ser causado por una mala conexión de los terminales o por los malos contactos del regulador de la tensión.
14. Además, el sobrecalentamiento local puede ser causado por descargas de electricidad estática acumuladas en tableros o núcleos magnéticos y una estructura que no está correctamente conectada a tierra.
15. El sobrecalentamiento local puede ser causado por un arco eléctrico entre el devanado y la puesta a tierra, entre los devanados de diferentes potencias, o en zonas de diferentes potenciales en un devanado, debido a un aislamiento desgastado o dañado.
16. El devanado y el aislamiento pueden dañarse por fallas aguas abajo (a través de fallas), lo que ocasiona importantes saltos de corriente en los devanados. Las fallas conducen a la aparición de fuerzas magnéticas y físicas extraordinarias que pueden deformar y aflojar devanados y cuñas. El resultado puede ser la formación de un arco en el transformador, comenzando desde el momento de la falla, o el aislamiento puede debilitarse, y el arco – formarse más tarde.
17. El aislamiento también puede dañarse por un aumento en la tensión, por ejemplo, de un rayo cercano, un salto en la conmutación, que puede causar una descarga de arco de inmediato o más tarde.
18. El aislamiento puede quedar inutilizable y desgastarse. La luminiscencia y la rigidez dieléctrica disminuyen, lo que permite la formación de descargas parciales y de arco. Esto también puede conducir a una reducción en la resistencia mecánica, después de lo cual las cuñas y los devanados pueden moverse a límites considerables durante la falla, lo que conduce a una falla mecánica y eléctrica completa.
19. Un alto nivel de ruido (zumbido de devanados sueltos o laminado del circuito magnético) puede causar la formación de gas cuando la temperatura aumenta por fricción. Compare el ruido de transformadores idénticos, si es posible. El TSC tiene medidores de nivel de sonido para la comparación de diagnóstico y la determinación de los niveles de ruido de referencia para la comparación en el futuro.

Temperatura

La velocidad de formación de gas aumenta exponencialmente al aumentar la temperatura y de forma lineal con el volumen de aceite y el aislamiento de papel suficientemente calentado para formación de gas [12]. Durante el alejamiento de la ubicación de la falla, la temperatura se reduce. La temperatura más alta está en el centro del mal funcionamiento; El aceite y el papel aquí generan la mayor cantidad de gas. Con el aumento en la distancia desde la falla (sobrecalentamiento local), la temperatura  y la velocidad de formación de gas disminuyen. Debido al efecto de volumen, un gran volumen calentado de aceite y papel forma la misma cantidad de gas que el volumen más pequeño a una temperatura más alta [12]. No podemos determinar la diferencia en función de los resultados de DGA. Esta es una de las razones por las cuales la determinación de los resultados DGA no puede considerarse una ciencia exacta.

Mezcla de gases

La concentración de gases cerca del mal funcionamiento activo será mayor que en la muestra tomada para DGA. Durante el alejamiento del mal funcionamiento, la concentración de gas se reduce. La mezcla uniforme de gases en todo el volumen de aceite depende del tiempo y la circulación del aceite. En ausencia de bombas que bombean aceite a la fuerza a través de los radiadores, una mezcla completa de gases en todo el aceite tomará más tiempo. En el funcionamiento de las bombas y la carga normal, el equilibrio completo en la mezcla debe ocurrir después de 24 horas y no tendrá un efecto significativo en DGA si la muestra se toma 24 o más horas después de que ocurre el problema.

Solubilidad de gases

La solubilidad de los gases en el aceite varía con la temperatura y la presión [14]. La solubilidad de todos los gases del transformador varía en proporción al aumento y la disminución de la presión. Los cambios en la solubilidad en la dependencia de la temperatura son mucho más complicados. La solubilidad del hidrógeno, nitrógeno, monóxido de carbono y oxígeno aumenta o disminuye en proporción a la temperatura. La solubilidad del dióxido de carbono, acetileno, etileno y etano es inversamente proporcional a los cambios de temperatura. Con el aumento de la temperatura, la solubilidad de estos gases disminuye, con una disminución – aumenta. La solubilidad del metano es prácticamente independiente de los cambios de temperatura.

La Tabla 12 es precisa solo a temperatura y presión estándar (TPE), (0 ºC / 32 ºF) y (14.7 psi / 29.93 in. Hg, es decir, presión estándar al nivel del mar). La Tabla 12 muestra solo la diferencia relativa en la forma en que los gases se disuelven en el aceite del transformador. En la tabla de solubilidad (Tabla 12) a continuación, comparando la solubilidad de hidrógeno (7%) y acetileno (400%), se puede ver que el aceite del transformador tiene una capacidad mucho mayor para el acetileno disuelto. Sin embargo, 7% de hidrógeno por volumen es 70,000 ppm, y 400% de acetileno es 4,000,000 ppm. Lo más probable es que nunca vea valores tan altos en los resultados DGA. El nitrógeno puede acercarse al nivel máximo en presencia de una almohada de nitrógeno bajo presión sobre el aceite.

La Tabla 12 muestra la cantidad máxima de cada gas que puede disolverse en aceite a temperatura y presión estándar. Un aceite con tal cantidad de gas se llama saturado.

Si su transformador está equipado con un tanque de expansión y los niveles de nitrógeno, oxígeno y dióxido de carbono están aumentando, existe una alta probabilidad de que el tanque tenga fugas, o de que el aceite del transformador haya sido mal tratado. Verifique que el diafragma o la bolsa de separación no tengan fugas (sección 4.9) e inspeccione la válvula de seguridad y otras aberturas selladas para la película de aceite. En un transformador de este tipo, la cantidad de nitrógeno, y especialmente de oxígeno, debería ser bastante baja. Sin embargo, si el transformador se ha instalado nuevo con nitrógeno bajo presión y no ha sufrido una desgasificación adecuada, la DGA puede mostrar un alto contenido de nitrógeno, pero su cantidad no debería crecer después de que el transformador haya estado funcionando durante varios años. Cuando se vierte el aceite en el nuevo transformador, el tanque del transformador se tratan con el vacío para eliminar el nitrógeno y verter aceite. El aceite del transformador absorbe fácilmente nitrógeno en el límite entre el aceite y el gas, y algo de nitrógeno puede retenerse en los devanados, en el aislamiento del papel y en los componentes del transformador. En este caso, la DGA puede mostrar concentraciones bastante altas de este gas. Sin embargo, la cantidad de oxígeno debe ser muy baja y la cantidad de nitrógeno no debería crecer. Es importante tomar una muestra de aceite al comienzo de la explotación del transformador para determinar la DGA básico, y luego realizar el análisis al menos una vez al año. El contenido de nitrógeno y oxígeno se puede comparar con los resultados DGA obtenidos previamente. Si la cantidad de estos gases aumenta, es muy probable que haya una fuga. Si la desgasificación del aceite se llevó a cabo, el nitrógeno y el oxígeno en los resultados DGA serán en pequeña cantidad. Es muy importante mantener registros precisos durante toda la vida útil del transformador; Cuando surgen problemas, esta información es muy útil para encontrar una solución.

1 – Indica gas inflamable. El sobrecalentamiento puede ser causado tanto por altas temperaturas como por cargas eléctricas inusuales o anormales.

ATENCIÓN:

No use el triángulo de Duval (Figura 49) para determinar si hay algún problema con el transformador. Tenga en cuenta que no hay ningún área en el triángulo que indique que no hay problemas en el transformador. El triángulo muestra el problema para cada transformador, independientemente de su presencia. Para detectar problemas, utilice el método IEEE® anterior o la Tabla 13, antes de aplicar el triángulo de Duval. El triángulo de Duval se usa solo para identificar el problema existente. Al igual que en otros casos, este método solo funciona cuando una cantidad significativa de gas ya está presente (no menos que los límites de nivel L1 y la velocidad de formación de gas G2 de la Tabla 13).

El origen del triángulo Duval – Michel Duval de Hydro Quebec desarrolló este método en la década de 1960, utilizando una base de datos con miles de resultados DGA y problemas de diagnóstico con transformadores. Más tarde, este método se incluyó en Transformer Oil Analyst Software versión 4 (TOA 4), desarrollado por Delta X Research, y utilizado por muchas industrias para diagnosticar problemas en los transformadores. Este método ha demostrado su precisión y fiabilidad durante muchos años de uso, y ahora está ganando popularidad. El método en sí y su aplicación se describen a continuación.

Cómo usar el triángulo de Duval

1. Primero, debe determinar si hay un problema con el método IEEE® y / o en la     Tabla 13 a continuación. Al menos uno de los gases de hidrocarburo o hidrógeno debe estar en el Estado 3 a través de IEEE® y aumentar a una cierta velocidad (nivel G2), de la Tabla 13 para confirmar el problema. Para usar la Tabla 13 sin el método IEEE®, al menos uno de los gases debe alcanzar nivel L1 o más, y la velocidad de formación de gas debe ser igual o mayor que nivel G2. Los límites de L1 y la velocidad de formación de gas de la Tabla 13 son más confiables que el método IEEE®; sin embargo, ambos métodos deben usarse para confirmar la presencia de un problema. Si hay un aumento brusco de H2 solo con monóxido de carbono o dióxido de carbono, en ausencia o con una pequeña cantidad de gases de hidrocarburo, la Sección 6.1.10 (relación CO2 / CO) debe usarse para determinar si el aislamiento de celulosa se destruye debido al sobrecalentamiento.
2. Después de confirmar el problema, use la cantidad total acumulada de tres gases en el triángulo de Duval y observe el porcentaje en total en el triángulo para obtener un diagnóstico. A continuación hay un ejemplo. Además, es necesario calcular el número de tres gases utilizados en el triángulo Duval, que se formó después de un fuerte aumento en la formación de gas. Si restamos la cantidad de gas formado después del inicio del crecimiento repentino, obtenemos la cantidad de gas producida después de la ocurrencia del problema. A continuación hay instrucciones detalladas y un ejemplo.

1. Tomar la cantidad (ppm) de metano en DGA y restar la cantidad de CH4 del DGA conducido previamente, hasta el inicio de un aumento brusco. Esto dará la cantidad de metano producida después de que haya ocurrido el problema.
2. Repetir el proceso para los dos gases restantes, etileno y acetileno.

3.  Plegar los tres números (diferencias) obtenidos en el paso 2 anterior. Esto nos dará el 100% de los tres gases clave que se formaron después de la ocurrencia del problema, utilizado en el triángulo de Duval.

4. Dividir cada diferencia individual por la diferencia de gas total obtenida en el paso 2 anterior. Esto da el porcentaje de crecimiento de cada gas en total.
5. Marcar el porcentaje de cada gas en el triángulo de Duval, comenzando en el lado indicado para ese gas en particular. Trazar líneas a través de un triángulo para cada gas, paralelas a las localización que se muestran a cada lado del triángulo. Un ejemplo se da a continuación.

Pasos para obtener el primer diagnóstico (punto 1) en el triángulo de Duval (Figura 50):

1. Usar la cantidad total de gas acumulado de DGA 2 = 369.
2. Dividir cada gas por la cantidad total para determinar el porcentaje de cada gas en total. % CH4 = 192/369 = 52%,% C2H4 = 170/369 = 46%,% C2H2 = 7/369 = 2%.
3. Trazar tres líneas en el triángulo de Duval, comenzando con los porcentajes obtenidos en el paso 2. Estas líneas deben dibujarse paralelas a las localizaciones en el lado correspondiente. Tenga en cuenta las líneas punteadas en la Figura 50 anterior.
4. El punto 1 se obtiene donde las líneas se cruzan en la zona T2 del triángulo, lo que significa un sobrecalentamiento de 300 a 700 ° C. Vea la Figura 49, arriba.

Pasos para obtener el segundo diagnóstico (punto 2) en el triángulo Duval (Figura 50) :

1. Usar el aumento en la cantidad de gases = 139.
2. Dividir cada valor del aumento en la cantidad de gas por el incremento total, obtenga el porcentaje de cada gas:

•  % de crecimiento CH4 = 50/139 = 36%
•  % de crecimiento de C2H4 = 86/139 = 46%
•  % de crecimiento C2H2 = 3/139 = 2%

Trazar tres líneas a lo largo del triángulo de Duval, comenzando con los porcentajes obtenidos en el paso 2. Estas líneas deben ser trazadas paralelas a las muescas en el lado correspondiente del triángulo. Mirar las líneas punteadas blancas en la Figura 50 arriba. Tenga en cuenta que la participación de C2H2 no cambió (2%); por lo tanto, ambas líneas son las mismas.

8.   El punto 2 es donde las líneas se cruzan en la zona T3, lo que significa sobrecalentamiento por encima de 700 ° C. Vea la Figura 49, arriba. La relación de la cantidad acumulada total de gas CO2 / CO = 2.326 / 199 = 11.7. La relación del crecimiento de CO2 / CO = 1.317 / 23 = 57. Ninguna de estas proporciones es no suficientemente baja, para causar preocupación. Esto muestra que el sobrecalentamiento no es lo suficientemente cercano al aislamiento de celulosa como para causar daño térmico. Un aumento significativo en la cantidad de CO2 puede significar pérdida de hermetización y fuga de aire atmosférico.

Nota:

1. El punto 2 es un diagnóstico más problemático, que se obtiene utilizando la cantidad total de gas acumulado. Es útil realizar cálculos para ambos métodos como una comprobación, en muchos casos los diagnósticos coinciden.
2. El CO y el CO2 están incluidos para mostrar que el problema no involucra un daño serio al aislamiento del papel. Las relaciones CO / CO2 se explican con más detalle en la Sección 6.1.10.

El problema probablemente está relacionado con un contacto de entrada deficiente, un regulador de tensión o un problema en la puesta a tierra del circuito magnético. Estos problemas probablemente puedan corregirse en los condiciones del campo. Cualquiera de ellos puede mostrar los resultados encontrados usando el diagnóstico triángulo de Duval. Es en esta zona que pueden ocurrir problemas que no conducen a la descomposición del aislamiento de celulosa, que mostraría una relación CO2 / CO significativamente menor. Para obtener más detalles sobre cómo determinar el problema probable, mirar la Sección 6.1.10.

Necesidad en una evaluación experta – Debería consultar con un experto de transformadores si el problema se rastrea en varios DGA. Consulte con el fabricante del transformador, el personal del laboratorio que realiza la DGA y a otros expertos del mantenimiento y diagnóstico del transformador. Nunca diagnostique sobre la base de un solo DGA; con la muestra podría ser mal utilizado o etiquetado incorrectamente, en las condiciones del campo o en el laboratorio.

El método del coeficiente Rogers para DGA – este método DGA [19] es una herramienta adicional por la cual es posible investigar gases disueltos en un aceite del transformador. El método del coeficiente Rogers compara el número de diferentes gases clave al dividir uno en otro. Esto da la proporción entre la cantidad de un gas y la cantidad del otro. En la tabla de formación de gas (Figura 48), se puede ver que a ciertas temperaturas, algunos gases son más activos que otros. Rogers usó estas dependencias y determinó que si hay una cierta relación, entonces se alcanzó una determinada temperatura. Comparando muchos transformadores con relaciones de cantidad de gases y datos similares tomados al inspeccionar los transformadores, Rogers pudo identificar varios problemas en los transformadores. Al igual que con el análisis de los gases clave anteriores, este método no ofrece una garantía del 100% y es solo una herramienta adicional en el análisis de problemas.

El método de coeficiente de Rogers, utilizando la relación de los tres gases clave, se basa en trabajos anteriores de Doernenburg, que aplicaba las proporciones de los cinco gases clave. El método del coeficiente es efectivo solo cuando hay una cantidad significativa de gases usados para calcular los coeficientes. Hay una buena regla: nunca tomar una decisión basada únicamente en el coeficiente, si la cantidad de cualquiera de los dos gases cuyos coeficientes se utilizan no es más de 10 veces la cantidad que un cromatógrafo de gases puede detectar [13]. Esta regla asegura que las imprecisiones en los instrumentos de medición no tendrán un efecto notable en los coeficientes. Si la cantidad de uno de los gases es menos de diez veces el límite de detección, lo más probable es que no tenga exactamente el problema indicado por el coeficiente.

Si el número de gases no excede al menos diez veces el límite mínimo de detección, no puede usar el método de coeficientes Rogers; esto significa que los resultados no son tan definidos como si la cantidad de gases fuera inferior a estos niveles.

Este es otro recordatorio de que los DGA no son una ciencia exacta, y que no existe una «mejor y más simple solución» para analizar problemas en un transformador. Los límites de detección aproximados se indican a continuación, según el laboratorio y el equipo (Tabla 14).

Si hay un problema en el transformador, entonces no hay problema con la cantidad mínima de gas en la que los coeficientes serán válidos. El gas será más que suficiente.

Si el transformador ha funcionado normalmente durante un tiempo, y el DGA muestra un fuerte aumento en la cantidad de gas, primero debe tomar la segunda muestra para su confirmación. Si en el próximo DGA la cantidad de gases es más consistente con los resultados previos, esto significa que la muestra previamente tomada estaba contaminada y no hay nada de qué preocuparse. Si la segunda muestra también muestra un aumento en la cantidad de gases, entonces el problema es real.

Para aplicar el método del coeficiente Rogers, es necesario restar los gases que estaban presentes antes del aumento brusco. Por lo tanto, se eliminan los gases que ya han aparecido en el proceso de envejecimiento normal y de problemas previos. Esto es especialmente cierto para los coeficientes que usan H2 y los gases del aislamiento de celulosa: CO y CO2 [13], que surgen durante el envejecimiento normal. El método de coeficientes Rogers usa tres coeficientes.

C2H2 / C2H4, CH4 / H2, C2H4 / C2H6: estas proporciones y problemas que determinan, se basan en una gran cantidad de DGA y fallas del transformador, así como en lo que se detectó después de fallas.

Hay otros métodos con coeficientes, pero solo hablaremos sobre el método de Rogers como el más común. La descripción del método es una paráfrasis del trabajo original de Rogers [19] y IEC 60599 [13]. El etileno y el etano a veces se llaman «gases de metales calientes». Tenga en cuenta que este problema no se aplica al aislamiento del papel, ya que el contenido de CO es muy bajo. La cantidad de H2 y C2H2 es menos de la sensibilidad mínima de los instrumentos en diez veces. Esto significa que el diagnóstico no será preciso 100%.

Sin embargo, una gran cantidad de etileno significa que el problema probablemente está asociado con un contacto deficiente, donde el conductor entrante está conectado al conductor de bobina, posiblemente con un contacto deficiente del regulador de voltaje o con una conexión a tierra adicional del circuito magnético (grandes corrientes circulantes en el circuito magnético y el tanque). Tenga en cuenta los dos problemas a continuación en la Tabla 16 (más adelante en este capítulo). Este ejemplo se eligió para mostrar un transformador para el cual el diagnóstico no era preciso. El juicio de ingeniería siempre es requerido.

ATENCIÓN:

El método del coeficiente de Rogers está destinado a identificar el problema, no su detección. Los coeficientes de Rogers dan solo una indicación de cuál es el problema, no pueden decir si lo tienes. Si sospecha que hay un problema, según el nivel general de gases combustibles o la formación acelerada de gas, generalmente tendrá suficientes gases para que este método funcione. Un buen sistema para determinar la presencia de un problema es usar la Tabla 9 con el método de gas clave.

Si dos o más de los gases clave están en el estado 2 y la formación de gas es al menos un 10% por mes desde el límite L1, entonces el transformador tiene un problema. Además, para obtener un diagnóstico correcto, la cantidad de gases utilizados en los coeficientes no debe exceder los límites de 10 veces de detección especificados anteriormente. El método del coeficiente de Rogers dará un diagnóstico correcto si la cantidad de gas es grande.

Si el gas utilizado en el denominador del coeficiente es cero o no se detecta durante el DGA, use el límite de detección para este gas como denominador. Esto le dará un coeficiente razonable para usar en el diagnóstico de la Tabla 15. Los códigos cero significan que no tiene ningún problema en esta zona.

Notas:

1. Habrá una tendencia de aumentación de la relación C2H2 / C2H4 de 0.1 a 3 o más. La relación de C2H4 / C2H6 varía de 1-3 a 3 a medida que aumenta la intensidad de las chispas. El código en la etapa inicial será 1 0 1.
2. Estos gases surgen principalmente en relación con la descomposición de la celulosa, lo que explica la presencia de ceros en este código.
3. Este estado generalmente se caracteriza por una mayor concentración de gases.

CH4 / H2 suele ser superior a 1; el valor real por encima o por debajo de 1 depende de muchos factores, como el sistema de protección de aceite (tanque de expansión, almohada de nitrógeno, etc.), la temperatura de aceite del transformador y su calidad.

1. El aumento en la cantidad de C2H2 (por encima del número de trazas) generalmente indica un sobrecalentamiento local de más de 700 ° C. Usualmente esto indica la formación de arco en el transformador. Si aumenta la cantidad de acetileno, y especialmente si aumenta la velocidad de formación de gas, el transformador debe desconectarse, el funcionamiento posterior del transformador es extremadamente peligroso.

Comentarios generales:

1. Los valores dados para los coeficientes se deben considerar como típicos (no absolutos). Esto significa que los coeficientes no son definitivos, puede haber transformadores con los mismos problemas en los cuales los coeficientes van más allá de los límites indicados en la parte superior de la tabla.
2. En las condiciones del campo, pueden ocurrir combinaciones de coeficientes no incluidos en los códigos anteriores. En este caso, el método del coeficiente de Rogers para el análisis no es aplicable.
3. Los transformadores con dispositivos de RTC (regulacion de tension bajo carga) pueden mostrar problemas con el código 2 0 2 o 1 0 2, dependiendo de la cantidad de intercambio de aceite del transformador entre la capacidad del RTC y el tanque principal.

Tenga en cuenta que la cantidad de metano crece lentamente, pero el etano aumentó significativamente entre las muestras 1 y 2, y no creció entre las muestras 2 y 3. Tenga en cuenta que los dos gases clave (CH2 y C2H6) son más altos que Estado 1 de IEEE® en la Tabla 9,entonces se puede utilizar el método del coeficiente de Rogers. De la tabla 15 se desprende que esta combinación de códigos es el Estado 6, que indica un problema térmico con un rango de temperatura de 150 ºC a 300 ºC.

La historia de la vida útil del transformador debe estudiarse cuidadosamente y es importante mantener registros precisos de cada transformador. Esta información es muy importante para evaluar su estado.

El transformador en este ejemplo es uno de los tres transformadores similares en los que se instala la refrigeración mejorada, y que funciona con mayores cargas después de que el generador se modificó hace varios años. El nivel de ruido del transformador (zumbido) es mucho mayor.  Hace unos años hubo una falla en el disyuntor, que provocó altas cargas mecánicas en el transformador. En general, esto significa que los devanados están sueltos, que pueden conducir a la formación de gas debido a la fricción (problema térmico) según los coeficientes de Rogers.

La comparación con dispositivos similares muestra un exceso de más de tres veces en etano en comparación con los otros dos, por encima de Estado 4 por IEEE®. La cantidad de gases aumenta lentamente; no hay un aumento brusco en la cantidad de gases combustibles. Tenga en cuenta el aumento significativo de la cantidad de O2 y N2 entre el primer y segundo DGA y una reducción significativa entre el segundo y el tercero. Esto muestra que la muestra de aceite del transformador estaba en contacto con el aire (atmósfera) y que la cantidad de estos gases en la muestra del medio no es exacta.

La relación de dióxido de carbono a monóxido de carbono

Esta relación no está incluida en el método de coeficientes Rogers. Sin embargo, es útil para determinar el efecto del problema al aislamiento de celulosa. Esta relación se incluye en el software de análisis de problemas del transformador, como Delta X Research Transformer Oil Analyst. Este análisis se puede obtener de TSC en D-8440 y D-8450 en Denver.

La formación de CO2 y CO en el proceso de degradación del papel impregnado en aceite se acelera significativamente al aumentar la temperatura. Calcule la relación operativa normal de CO2 / CO para cado DGA, en función de la cantidad acumulada total de ambos gases. Tenga en cuenta la concentración de CO2 y CO en varios DGA. La experiencia muestra que a cargas y temperaturas normales, la formación de CO2 es de 7 a 20 veces mayor que la formación de CO. Si la proporción de CO2 / CO es superior a 7, hay pocas razones para preocuparse. En algunos transformadores, la relación de hasta cinco veces la prevalencia de CO2 sobre CO puede considerarse como normal. Sin embargo, debe tener cuidado si la relación es inferior a 7. Si H2, CH4 y C2H6 aumentan significativamente, como el CO, y la relación es de 5 o menos, lo más probable es que haya un problema. Es necesario investigar bien el transformador, habiendo estudiado cuidadosamente todos los resultados anteriores de DGA y determinar la relación operativa normal de CO2 y CO.

ATENCIÓN:

Si hay una sospecha de un problema (aumento significativo en la cantidad de CO), la relación debe basarse en la formación de CO2 y CO entre DGA sucesivos, en la zona de los niveles acumulados totales de CO2 y CO.

Si sospecha que hay un problema, tome inmediatamente una nueva muestra para el DGA para confirmarlo. Tome la cantidad de CO2 formado entre los DGA, y divídelo por la cantidad de CO formado durante el mismo tiempo para determinar su proporción. Un indicador excelente de temperaturas anormalmente altas y un aislamiento de celulosa que se descompone rápidamente será un valor de CO2 / CO por debajo de 5. Si la relación es 3 o menos, indudablemente hay una rápida descomposición de la celulosa. En este caso, debe llevar a cabo la prueba de furano, que se describe en la sección 7.6.

El sobrecalentamiento extremo debido a la pérdida de enfriamiento o líneas de aceite bloqueadas mostrará una relación CO2 / CO de aproximadamente 2 a 3 con un aumento en el número de furanos. En ese caso, se recomienda la desactivación y la inspección interna; El transformador en esta condición está en peligro de una avería de emergencia. La Tabla 16 está adaptada de IEC 60599, Anexo A.1.1 [13]. Algunas formulaciones han cambiado debido a las características lingüísticas estadounidenses, diferentes de las europeas.

Notas:

1. La formación de «cera X» (X wax) se produce en aceites parafínicos (en una base de parafina). Tal aceite no se usa actualmente en transformadores en los EE. UU., Pero domina en Europa.
2. El último problema con el sobrecalentamiento en la tabla dice «más de 700 ° C». Estudios de laboratorio recientes han demostrado que el acetileno puede ocurrir en pequeñas cantidades de trazas a 500 ° C, lo que no se muestra en esta tabla. Tenemos varios transformadores con cantidades mínimas de acetileno, en las cuales, lo más probable es que no haya formación de arco activo, y ocurre acetileno, como en el ejemplo, como resultado de problemas térmicos con altas temperaturas. También puede ocurrir como resultado de una única descarga de arco, debido a un rayo cercano o a un salto de tensión.
3. Un contacto incorrecto en la parte inferior de las entradas puede confirmarse comparando la exploración infrarroja de la parte superior de la entrada con el escaneo de la misma entrada. Bajo carga, el calor del contacto malo en la parte inferior se transmite hacia arriba, lo que conducirá a un calentamiento notable. Si el contacto en la parte superior es verificado y confiable, entonces es probable que el problema esté en contacto deficiente desde abajo.

Problemas con el contenido de humedad

La humedad, especialmente en presencia de oxígeno, es muy peligrosa para el aislamiento del transformador. Estudios recientes de EPRI han demostrado que el oxígeno disuelto en un aceite del transformador de más de 2,000 ppm es excepcionalmente destructivo. Cada vez, debe estudiar los resultados de la prueba DGA y prueba de Dobl de aumentación del contenido de humedad y determinación de la relación humedad-peso (M / DW) o el porcentaje de saturación del aislamiento del papel. Cuando se alcanza el 2% M / DW, es necesario la deshumidificación. Nunca permita que M / DW exceda 2.5% en papel, o 30% de saturación de aceite sin deshumidificación del transformador. Cuando el contenido de humedad en el transformador se duplica, la vida útil del aislamiento disminuye en un 50%. Debe tenerse en cuenta que la vida del transformador es la vida del papel, y el propósito del papel es evitar el contacto con la humedad y el oxígeno. Para transformadores más antiguos con una tensión inferior a 69 kV, es aceptable un resultado de hasta 35 ppm a 60 ° C.

Para voltajes de 69 kV a 230 kV, es aceptable un DGA de 20 ppm a 60 ° C. Para voltajes superiores a 230 kV, la humedad nunca debe exceder 12 ppm a 60 ° C. Al mismo tiempo, el uso del contenido absoluto de humedad no siempre garantiza condiciones seguras, y se debe determinar el porcentaje de peso seco. Mirar la Tabla 19, «Límites de Dobl para los aceites de explotación», en la Sección 7.6. Si los valores son más altos, el aceite del transformador requiere tratamiento. Si el transformador se mantiene seco y sin oxígeno, su vida útil será más larga.

La recuperación requiere que los fabricantes sequen transformadores nuevos a no más de 0.5% M / DW durante la puesta en servicio. Esto significa que un transformador con 10,000 libras de papel aislante contiene 10,000 x 0.005 = 50 libras de agua (alrededor de 6 galones) en papel. Esta cantidad no es suficiente para afectar negativamente la resistencia dieléctrica. Cuando el transformador es nuevo, esta agua se distribuye uniformemente en todo el transformador. Es muy importante eliminar tanta agua como sea posible.

Cuando se enciende el transformador, el agua comienza a moverse hacia las áreas más frías del transformador y hacia los lugares con mayor carga eléctrica. Este suele ser el aislamiento en el tercio inferior del bobinado [6]. El aislamiento del papel tiene mucha más relación con el agua que el aceite del transformador. El agua puede se distribuye de manera desigual, con mucha más agua en el papel que en el aceite. El papel seca parcialmente el aceite del transformador esta absorebiendo el agua de él. La temperatura también es un factor importante en la distribución de agua entre papel y aceite del transformador. La Tabla 17 muestra los datos comparativos.

La Tabla 17 muestra la enorme gravedad entre el aislamiento del papel y el agua, y cómo el contenido de humedad en el papel depende de la temperatura. La cantidad de ppm de agua en el aceite que muestra DGA es solo una pequeña parte de toda el agua en el transformador. Durante muestreo el aceite, es importante apuntar la temperatura indicada por el sensor de temperatura del aceite superior. Algunos laboratorios proporcionan un porcentaje de aislamiento M / DW en los resultados DGA; otros dan un porcentaje de saturación de aceite, mientras que otros dan solo ppm de agua en aceite. Si tiene una temperatura de aceite y ppm de agua exactas, el Nomograma (Figura 55, Sección 6.1.11.2) mostrará el porcentaje de M / DW en el aislamiento y el porcentaje de saturación de aceite del transformador.

¿De dónde viene el agua? La humedad puede ser en el aislamiento cuando se entrega desde la fábrica. Si el transformador se abre para inspección, el aislamiento puede absorber la humedad de la atmósfera. Durante la deshermetizacion, la humedad ingresa a dentro en forma de agua o humedad en aire. La humedad también se forma durante la descomposición del aislamiento a medida que el transformador envejece. La mayor parte del agua ingresa al transformador desde aire húmedo o en forma de agua de lluvia a través de juntas malas debido a la diferencia de presión cuando se enfría el transformador.

Si el transformador se apaga durante la lluvia o la nieve, algunas construcciones de transformadores se enfrían rápidamente, lo que produce una caída de presión en el interior. Muy a menudo, el agua ingresa al transformador a través de las juntas entre la parte inferior de las entradas y la parte superior del transformador, y también a través de la junta del dispositivo de seguridad. Pequeñas fugas de aceite del transformador, especialmente a través de las tuberías del sistema de enfriamiento, también permiten que entre agua. Con un enfriamiento rápido y una caída de presión concomitante, se pueden bombear cantidades relativamente grandes de agua y vapor de agua al transformador en poco tiempo. Es importante reparar pequeñas fugas de aceite; Una pequeña cantidad visible de aceite no es importante en sí misma, pero muestra el lugar a través del cual el agua ingresa al transformador [23].

Es muy importante para prolongar la vida útil del transformador, mantener el transformador lo más seco posible y con la menor cantidad de oxígeno libre posible. La humedad y el oxígeno aceleran significativamente el proceso de descomposición del aislamiento del papel y conducen a la formación de ácidos, lodo y aún más humedad. El lodo se sedimenta en los devanados y en los elementos estructurales, lo que dificulta el enfriamiento, lo que permite que la temperatura suba lentamente con el tiempo. (Esto fue discutido anteriormente en la sección 3.4.5.4). Los ácidos aumentan la velocidad de descomposición, formando nuevos ácidos, lodo y agua a un ritmo acelerado [21]. Es un proceso acelerado constante de formación de un número creciente de ácidos, que causa una descomposición aún mayor. La solución es maximizar la deshumidificación del transformador y eliminar la mayor cantidad de oxígeno posible. Además, durante el DGA debe prestar atención al inhibidor. El aceite del transformador debe secarse cuando la humedad alcance los valores indicados en la Tabla 19 (que se muestra a continuación). Se debe agregar un inhibidor (ditertiary butyl paracresol [DBPC]) en una cantidad de 0.3% en peso de acuerdo con ASTM D-3787 para el tratamiento con aceite del transformador (ver Sección 7.3).

• El agua puede existir en un transformador en cinco formas:
• Agua libre, en el fondo del tanque.
• Hielo debajo del tanque (si la densidad del aceite del transformador es superior a 0.9, el hielo puede flotar).
• El agua puede estar en forma de una emulsión acuosa y aceite.
• El agua se puede disolver en aceite del transformador y se indica como ppm en DGA.
• El agua puede estar en forma de humedad si el transformador tiene una almohada de gas inerte.

El agua libre no causa problemas especiales con la resistencia dieléctrica del aceite, sin embargo, debe eliminarse lo antes posible. La presencia de un límite de interfase entre el agua y el aceite permite que el agua se disuelva en el aceite y ingresa al aislamiento.

Los problemas con el aceite en aislamiento se discutieron anteriormente. Si el transformador se pone fuera de servicio en invierno, el agua puede congelarse. Si la densidad del aceite es mayor a 0.9 (densidad del hielo), el hielo puede flotar. Esto puede provocar una falla del transformador si se enciende con hielo flotando en el interior. Esta es una de las razones por las que los laboratorios DGA miden la densidad de aceite del transformador.

La cantidad de humedad que se puede disolver en el aceite aumenta en proporción a la temperatura (mirar la Figura 51). Por lo tanto, para deshumidificación del transformador, se usan aceite del transformador caliente. La emulsión acuosa en aceite se puede formar a una temperatura de purificación de aceite demasiado alta. Cuando el aceite del transformador se enfría, la humedad disuelta forma una emulsión [21]. La emulsión acuosa y aceite causa una fuerte disminución de la resistencia dieléctrica.

¿Cuánta humedad en aislamiento se considera excesiva? Cuando el aislamiento alcanza 2.5% M / DW o 30% de saturación de aceite del transformador (dado en algunos DGA), el transformador debe secarse por vacío si el tanque está diseñado para vacío. Si el transformador es viejo, operaciones con el vacío pueden hacer más daño que ayudar. En este caso, es mejor realizar un reciclaje continuo con Bowser, lo más posible secando el aceite, lo que eliminará la humedad del papel. Con 2.5% M / DW, el aislamiento del papel se descompone mucho más rápido que lo normal [6]. Durante la descomposición del papel, se forma más agua a partir de los productos de descomposición, y el transformador se humedece cada vez más y su envejecimiento se acelera. Cuando se supera el 4% M / DW, existe el riesgo de una falla (incendio) si la temperatura aumenta a 90 ºC.

Agua disuelta en aceite del transformador – La humedad se mide en DGA en ppm. Algunos laboratorios también dan el porcentaje de saturación de agua en aceite. Esto es el porcentaje de agua que está en el aceite del transformador, en comparación con la cantidad máxima de agua que puede contener el aceite del transformador. La Figura 51 muestra que la cantidad de agua que el aceite del transformador puede disolver depende altamente de la temperatura. Los gráficos a continuación (Figura 52) son las curvas de porcentaje de saturación. En el eje izquierdo, encuentre la cantidad de agua en ppm en los resultados DGA. A partir de este punto, debe dibujar una línea horizontal. Desde la temperatura del aceite, debe dibujar una línea vertical. La Figura 51 muestra que la cantidad de agua que el aceite puede disolver depende altamente de la temperatura. Los gráficos a continuación (Figura 52) son las curvas de porcentaje de saturación. En el eje izquierdo, encuentre la cantidad de agua en ppm en los resultados DGA. A partir de este punto, debe dibujar una línea horizontal. Desde la temperatura del aceite, debe dibujar una línea vertical.

En el punto donde las líneas se cruzan, determinar el porcentaje de saturación. Si un punto cae entre dos curvas, debe estimar el porcentaje, dependiendo de la posición del punto. Por ejemplo, si el agua es de 30 ppm y la temperatura es de 40 ºC, se puede ver por las curvas que este punto de intersección de estas líneas se encuentra a medio camino entre la curva del 20% y la curva del 30%. Esto significa que el aceite del  transformadr está saturado en un 25%. Las curvas en la Figura 52 están tomadas de IEEE 62-1995 [20].

ATENCIÓN:

A temperaturas inferiores a 30 ° C, las curvas no son muy precisas.

Humedad en aislamiento del transformador

La Figura 53 muestra cómo se distribuye la humedad en el aislamiento del transformador. Tenga en cuenta que la distribución de la humedad depende de la temperatura, y que la mayor parte de la humedad está en la parte inferior, y la más pequeña, en la parte superior, donde la temperatura es más alta. Este ejemplo muestra que el contenido de humedad en la parte inferior es casi el doble que en la parte superior. La mayoría de los transformadores antiguos se rompen en el tercio inferior de los devanados, donde se acumula la mayor cantidad de humedad. La zona que contiene más humedad es el área con la carga eléctrica más alta. La humedad y el oxígeno son los principales enemigos del transformador. Es muy importante que el aceite del transformador esté lo más seco posible y con el menor contenido de oxígeno posible. La rotura debida a la humedad es la causa más frecuente de avería de los transformadores [6]. Sin una determinación precisa de la temperatura de aceite del transformador, el laboratorio no podrá proporcionar información precisa sobre M / DW o el porcentaje de saturación. Tampoco podrá calcular con precisión estos valores.

Métodos de aislamiento

Métodos para determinar la humedad del aislamiento, que se describen a continuación son estimados; No se debe tomar decisiones basadas en un solo DGA. La vida útil del transformador es la vida útil del aislamiento. El aislamiento se deteriora rápidamente bajo la influencia de la humedad y el oxígeno. Las soluciones deben basarse en varios DGA realizados durante un período de tiempo, y determinar la tendencia del crecimiento de la humedad.

Si el laboratorio no proporciona un porcentaje de M / DW, hay un método en IEEE 62-1995 [20]. En el gráfico (Figura 54), encuentre la temperatura de la muestra de aceite del transformador en la parte inferior del transformador y agregue 5ºC. No use la temperatura superior del aceite del transformador. Esto da una estimación de la temperatura del tercio inferior (el más frío) de los devanados, donde se encuentra la mayor parte del agua.

A partir de esta temperatura, traza una línea, en la curva. Desde el punto de intersección con la curva, traza una línea horizontalmente hacia la izquierda y encuentra el multiplicador de Myers. Tome este número y multiplique por el contenido de agua en ppm que muestra DGA. El resultado es el porcentaje de M / DW en la parte superior del aislamiento. Este método produce menos agua que un nomograma de General Electric (Figura 55). Este nomograma, publicado por General Electric en 1974, proporciona el porcentaje de saturación de petróleo y el porcentaje de aislamiento M / DW. Después de usar el método que se muestra en la Figura 54, pruébelo en este nomograma. El nomograma en la Figura 55 mostrará más agua que el método IEEE®.

Relación de temperaturas

Las curvas en la Figura 55 ayudan a comprender la relación entre la temperatura, la saturación de aceite del transformador y el porcentaje de aislamiento M / DW. Por ejemplo, tome un punto en el eje ppm de agua (10 ppm). Encuentre el punto correspondiente en el eje de temperatura (45 ºC). Encuentre el porcentaje de saturación y el porcentaje de M / DW en las líneas centrales. En este ejemplo, el porcentaje de saturación será aproximadamente 6.5%, y el porcentaje de M / DW es aproximadamente 1.5%. Ahora, permanezca en el punto de 10 ppm y cambie la temperatura hacia arriba (más fría) y observe qué tan rápido aumenta la humedad.

Por ejemplo, tome 20 ºC – el porcentaje de saturación de aceite del transformador será aproximadamente 18.5%, y% M / DW – aproximadamente 3.75%. Cuanto más frío sea el aceite, mayor será el porcentaje de humedad con la misma cantidad de ppm de agua en el aceite del transformador.

No tome decisiones sobre la deshumidificación basándose en solo un DGA y un solo cálculo; la decisión debe tomarse de acuerdo con las tendencias a lo largo de un período de tiempo. Tome más muestras y envíelas para su análisis. Debe controlar cuidadosamente la temperatura correcta de aceite del transformador. El nomograma muestra que el contenido de humedad cambia bruscamente con la temperatura.

La muestra no debe contactar con el aire. Después de aplicar un método IEEE más conservador, si nuevamente, las muestras tomadas posteriormente muestran un M / DW de 2.5% o más, y una saturación de aceite del transformador de 30% o más, se requiere un secado inmediato del transformador. Use el nomograma y los gráficos anteriores para determinar el porcentaje de saturación de aceite del transformador.

El aislamiento se descompone mucho más rápido de lo normal, con un alto contenido de humedad. La deshumidificación puede ser costosa; es razonable consultar con otros especialistas antes de tomar una decisión final. Sin embargo, el secado será mucho más económico que permitir que el transformador envejezca más rápido de lo normal, acortando significativamente su vida útil.

Por qué es importante purificar el aceite del transformador

Proporcionando buenas condiciones de trabajo para el transformador, el aceite del transformador está bajo la influencia de factores negativos: altas temperaturas, cargas, oxidación, tensiones críticas, etc. Esto explica la diferencia entre mantenimiento del aceite y del transformador. El transformador puede funcionar sin mantenimiento durante 10-15 años, y el aceite del transformador requiere tratamiento en un año y regeneración completa, después de 4-5 años.

Para resolver estos problemas, se recomienda utilizar instalaciones CMM de la compañía GlobeCore. La instalación CMM-R está conectada directamente al transformador y restaura todas las propiedades de aceite del transformador sin drenar del tanque del transformador. El transformador puede estar encendido o apagado.

La vida útil de aceite del transformador se puede prolongar mediante:

1. protección contra el contacto con el oxígeno instalando filtros especiales;
2. minimizando el calentamiento del aceite del transformador;
3. limpieza regular de agua y lodo;
4. reducción de la acidez durante el procesamiento;
5. adición de un aditivo antioxidante.

Compañía GlobeCore

El equipo de producción GlobeCore maximiza la eficiencia de purificación y regeneración del aceite del transformador, combinando el tratamiento de termo-vacío, la filtración de múltiples etapas y la purificación por adsorción. El último paso es muy importante, ya que elimina los ácidos y productos del envejecimiento del aceite del transformador y restaura por completo sus propiedades.

Los adsorbentes purifican completamente el aceite del transformador, eliminando estas impurezas. Después de este tratamiento, el aceite del transformador puede reutilizarse en transformadores e interruptores llenos de aceite. Siguiendo los modernos requisitos de purificación y regeneración de aceite del transformador, GlobeCore fabrica equipos en varias versiones: móviles (sobre ruedas, remolques, rodillos), estacionarios, a prueba de explosiones, aislados térmicamente, etc. Todos los productos están equipados con sensores modernos y sistemas de control para procesamiento de aceite del transformador.