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miércoles, 5 de agosto de 2015

Limitaciones de las técnicas DGA de detección de fallos incipientes en Transformadores

Entre las técnicas de detección de fallos incipientes en transformadores, el Análisis de Gases Disueltos (DGA) en el aceite aislante es una de las más utilizadas y en torno a la cual existe mayor investigación y avance, fundamentalmente basados en diagnósticos realizados por medio de criterios consolidados, tales como: Razón de Gases, Duval, Dörnemburg, Rogers, LABORELEC, Pugh…

Sin embargo, hay que tener en cuenta que esta técnica no esta falta de errores e imprecisiones, recordemos lo que indica la IEEE C 57.104 al respecto: “Estos análisis y la interpretación de su significado no es actualmente una ciencia, sino un arte sometido a variabilidad”.

Esta variabilidad es la responsable de muchos de estos errores e inconvenientes que pueden presentar este tipo de análisis, tales como:

- Las razones de gases definidos por estos criterios están basadas principalmente en apreciaciones humanas.

- Existe aún un alto grado de inconsistencia y ambigüedad cuando se aplican estos sistemas, debido a la falta de investigación de todas las combinaciones posibles de las razones de los gases.

- Existen dudas relativas a la validez de determinados diagnósticos de fallos definidos por las razones de gases.

Andrés Granero

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01/12/2015http://imseingenieria.blogspot.com/2015/08/limitaciones-de-las-tecnicas-dga-de.html

- Estos análisis aun no son capaces de detectar con alta confiabilidad múltiples

fallos que ocurren simultáneamente dentro de los transformadores.

- Estos métodos tampoco detectan fallos nuevos o desconocidos debido a la

carencia de conocimientos especializados dentro de ellos.

Algunas de las imprecisiones posibles del DGA donde la interpretación del

defecto puede no corresponderse con al fallo real, serían las siguientes:

- Acetileno en el depósito conservador proveniente del regulador en carga,

por fuga directa de acetileno a través de las paredes del compartimento del

regulador en carga o a través de las juntas de sellado. Es muy difícil distinguir

este fallo del de una avería en el interior de la cuba.

Efectivamente, el aceite del regulador en carga puede tener diferentes tipos de

contacto con la cuba principal

a) Por ser el mismo aceite del regulador en carga que el del depósito

conservador y el de la cuba.

b) Al tener el regulador en carga compartimentos separados de la cuba y el

depósito conservador pero un espacio de gases común,

c) Espacio para el aceite y el gas totalmente separado en los dos sistemas.

En los casos a) y b) los gases generados durante la maniobra del regulador de

tomas pasan al depósito conservador y de este a la cuba. Estos gases son

principalmente de acetileno e hidrógeno siendo interpretados en la cuba

principal como arcos muy importantes.

- Errores del DGA cuando el hidrógeno proviene de reacciones químicas:

a) La oxidación del acero en fase acuosa en el fondo de la cuba u otras

cavidades en contacto con el aceite pueden producir grandes cantidades de

hidrógeno, hasta 1000000 ppm, sin haber estado nunca el transformador puesto

en tensión.

b) La reacción entre el cloruro de zinc y el agua libre sobre una superficie

cincada genera hidrógeno (existe cloruro de zinc en el acero galvanizado).

Comentarios de grandes investigadores sobre errores de interpretación de fallos en el aislamiento sólido de Transformadores

A. de Pablo:

La interpretación de los resultados de los análisis de furfuraldehído en el

laboratorio es un problema de enorme magnitud. El laboratorio obtiene un valor,

y sólo uno, que se expresa como mg de furfural/g de aceite, pero dentro del

transformador el papel aislante tiene tantos grados de polimerización (DP) como

muestras pudieran recogerse (suponiendo que pudieran tomarse muestras de

papel, que generalmente no es posible). Esto es así porque dentro de un

transformador hay diferentes gradientes térmicos que hacen que el papel en

esa parte del devanado tenga un grado de polimerización diferente al de unos

centímetros más allá.

Desde que Peter Burton descubriera la presencia de furfuraldehído en el aceite

de transformadores que fallaron por fallo del aislamiento sólido (P. J. Burton, J.

Graham, A. C. Hall, J. A. Laver and A. J. Oliver. “Recent developments by

CEGB to improve the prediction and monitoring of transformer performance”,

CIGRE 1984 Session, Paper 12-09. Paris), muchos investigadores han

perseguido la fórmula mágica que permitiera correlacionar el furfuraldehído con

el grado de polimerización del papel, pero con poco éxito porque la solución es

extremadamente compleja.

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Publicado por Andres Granero en 2:08

Es más, yo mismo comprobé como cada capa de papel alrededor de un trozo

de conductor de pocos centímetros de longitud tenía un grado de polimerización

distinto entre 680 y 845 unidades (A. de Pablo, CIGRE TF 15.01.03, Bled

(Slovenia) 1996).

Por último, recientemente IEC ha aprobado la publicación de un TR (Technical

Report) 62874, pero a mí personalmente me parece muy pobre

H. Lutke:

(Transformer ageing research on furanic compounds dissolved in insulating oil

CIGRE, Paris, 2002) va más allá y concluye: “debido al gran número de

parámetros que afectan a la generación de compuestos furánicos y a la pérdida

de vida de un transformador, no es posible predecir la vida útil del

transformador en base al contenido de compuestos furánicos”

Luiz Cheim:

Indica que existen otros parámetros que deben ser analizados y tenerse en

cuenta en la futura evaluación del análisis de furanos, tales como: el tipo de

aislamiento, el contenido de humedad del aislamiento, la cantidad de oxígeno

en el aislamiento, la presencia de ácidos u otros contaminantes, los inhibidores

en el aceite, la partición de furanos entre el papel y el aceite y los tratamientos

del aceite (tales como la desgasificación y el secado o la regeneración), pueden

desempeñar un papel significativo en la velocidad de producción de furanos.

Y con relación a las estadísticas de análisis desarrollados sobre grandes

cantidades de muestras de transformadores, concluye: Otro punto que debe

tenerse en cuenta es la variación en el diseño del transformador. Dos

transformadores que operan bajo las mismas condiciones, pero de diferente

modelo o fabricante, es común que se comporten de manera diferente desde el

punto de vista térmico. A menudo, incluso los propios arrollamientos de un

transformador poseen diferente gradiente de temperaturas bajo unas

determinadas condiciones de carga. Estas variaciones en el gradiente de

temperatura pueden ser aún más significativas cuando se comparan los diseños

de dos fabricantes diferentes. Así, un análisis comparativo de dos

transformadores diferentes bien puede indicar similares DP pero cantidades

muy diferentes de los furanos producidos durante un tiempo de funcionamiento

dado.

Disponible en pdf en la siguiente URL:

http://www.mediafire.com/view/qj2rnj266rt4yyr/Limitaciones_del_m%C3%

A9todo_de_diagn%C3%B3stico_DGA.pdf

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