Guía IEEE para la interpretación de
gases generados en inmersión en aceite
C57.104
TM
Transformadores
IEEE Power & Energy Society
Patrocinado por el
Comité de Transformadores
IEEE
3 Park Avenue
Nueva York, NY 10016-5997, EE. UU.
2 de febrero de 2009
IEEE Std C57.104™ -2008
(Revisión de
IEEE Std C57.104-1991)
IEEE Std C57.104™ -2008
(Revisión de
IEEE Std C57.104-1991)
Guía IEEE para la interpretación de gases
generados en transformadores
sumergidos en aceite
Patrocinador
Comité de Transformadores
del
IEEE Power & Energy Society
Aprobado el 26 de septiembre de 2008
Junta de normas IEEE-SA
Abstracto: Se describen procedimientos detallados para analizar el gas de los espacios de gas o los
dispositivos de recolección de gas, así como el gas disuelto en el aceite. Los procedimientos cubren: 1) la
calibración y el uso de instrumentos de campo para detectar y estimar la cantidad de gases combustibles
presentes en las mantas de gas sobre el petróleo o en los relés detectores de gas; 2) el uso de instrumentos
fijos para detectar y determinar la cantidad de gases combustibles presentes en los equipos cubiertos con
gas; 3) obtención de muestras de gas y aceite del transformador para análisis de laboratorio; 4) métodos de
laboratorio para analizar la capa de gas y los gases extraídos del aceite; y 5) interpretar los resultados en
términos de capacidad de servicio del transformador. La intención es proporcionar al operador información
útil sobre la capacidad de servicio del equipo. Una extensa bibliografía sobre desprendimiento de gas,
detección,
Palabras clave: análisis de gas, aceite, transformadores llenos de aceite, transformadores
•
The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc.3 Park
Avenue, Nueva York, NY 10016-5997, EE. UU.
Copyright © 2009 por el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Inc.
Reservados todos los derechos. Publicado el 2 de febrero de 2009. Impreso en los Estados Unidos de América.
IEEE es una marca registrada en la Oficina de Patentes y Marcas Registradas de EE. UU., Propiedad del Institute of Electrical and Electronics Engineers,
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Segunda impresión: 9 de marzo de 2009: en esta impresión se incluye una corrección de la Figura 3.
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para preparar las respuestas adecuadas. Dado que los estándares IEEE representan un consenso de intereses interesados, es
importante asegurarse de que cualquier interpretación también haya recibido la concurrencia de un equilibrio de intereses. Por
esta razón, el IEEE y los miembros de sus sociedades y los Comités Coordinadores de Normas no pueden brindar una respuesta
instantánea a las solicitudes de interpretación, excepto en aquellos casos en los que el asunto haya recibido previamente una
consideración formal. Una declaración, escrita u oral, que no se procese de acuerdo con el Manual de Operaciones de la Junta de
Normas de IEEE-SA no se considerará la posición oficial de IEEE o de cualquiera de sus comités y no se considerará, ni se
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que presente información sobre los estándares del IEEE deberá dejar en claro que sus puntos de vista deben considerarse los
puntos de vista personales de ese individuo en lugar de la posición, explicación o interpretación formal del IEEE.
Los comentarios para la revisión de los Estándares IEEE son bienvenidos por parte de cualquier parte interesada, independientemente de su
afiliación a IEEE. Las sugerencias para cambios en los documentos deben ser en forma de cambio de texto propuesto, junto con los
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uso interno o personal, siempre que se pague la tarifa correspondiente al Centro de autorización de derechos de autor. Para organizar el
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Introducción
Esta introducción no forma parte de IEEE Std C57.104-2008, Guía IEEE para la interpretación de gases generados en
transformadores sumergidos en aceite.
IEEE Std C57.104-1991 fue oficialmente retirado por IEEE basado en la recomendación del Comité de Transformadores de
la IEEE Power & Energy Society a finales de 2005. La intención de este documento se ha centrado en realizar cambios
menores para abordar algunos de los más cuestiones urgentes (como corregir errores tipográficos, errores fácticos y los
valores enumerados en la Tabla 1 de la versión de 1991 de la guía) y publicar esta guía para que la utilice la industria.
Tras la publicación de este documento, el grupo de trabajo planea comenzar de inmediato el proceso de revisión
adicional de la guía para reflejar avances adicionales en el conocimiento y las tendencias actuales, e incorporar
material relevante presentado durante un intento anterior infructuoso de revisar la guía.
Aviso a los usuarios
Leyes y regulaciones
Los usuarios de estos documentos deben consultar todas las leyes y regulaciones aplicables. El cumplimiento de
las disposiciones de esta norma no implica el cumplimiento de los requisitos reglamentarios aplicables. Los
implementadores de la norma son responsables de observar o hacer referencia a los requisitos reglamentarios
aplicables. IEEE, mediante la publicación de sus estándares, no tiene la intención de instar a que se tomen medidas
que no cumplan con las leyes aplicables, y estos documentos no pueden interpretarse como tal.
Derechos de autor
Este documento está protegido por derechos de autor de IEEE. Está disponible para una amplia variedad de usos públicos
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derecho de copyright sobre este documento.
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momento por la emisión de nuevas ediciones o pueden ser enmendados de vez en cuando mediante la
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en la edición actual del documento junto con las enmiendas, correcciones o erratas vigentes en ese momento.
Para determinar si un documento dado es la edición actual y si ha sido enmendado mediante la publicación de
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el sitio web de IEEE-SA en http://standards.ieee.org.
iv
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Errata
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Interpretaciones
Se puede acceder a las interpretaciones actuales en la siguiente URL: http://standards.ieee.org/reading/ieee/interp/
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Patentes
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por derechos de patente. Con la publicación de esta guía, no se toma ninguna posición con respecto a la existencia
o validez de cualquier derecho de patente en conexión con la misma. El IEEE no es responsable de identificar las
Reclamaciones de Patentes Esenciales para las que se puede requerir una licencia, de realizar investigaciones
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en cualquier acuerdo de licencia, sea razonable o no discriminatorio. Se advierte expresamente a los usuarios de
esta guía que la determinación de la validez de cualquier derecho de patente y el riesgo de infracción de dichos
derechos es de su exclusiva responsabilidad.
v
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Participantes
En el momento en que esta guía se envió a la Junta de Normas IEEE-SA para su aprobación, la Guía DGA
El Grupo de Trabajo tenía los siguientes miembros:
Richard Ladroga, Silla
Susan McNelly, Secretario
Claude Beauchemin
Oscar Bello
Paul Boman
Jim Dukarm
James Gardner
James Graham
C. Clair Claiborne
Bill Griesacker
Joseph Kelly
Donald Platts
Thomas Prevost
Timothy Raymond
Hyeong Sim
Brian Sparling
William Darovny
Kent Miller
Barry Ward
Jim Zhang
Bill Chiu
Jerry Corkran
John Crouse
David Wallach
Stan Lindgren
James McIver
Dan Perco
Los siguientes miembros del comité de votación individual votaron sobre esta guía. Los votantes pueden tener
votó por aprobación, desaprobación o abstención.
William J. Ackerman
Steven Alexanderson
I. Antweiler
Stan Arnot
Carlo Arpino
Ali Al Awazi
Barry Beaster
Stephen Beattie
Robert Beavers
Carpeta Wallace de WJ
(Bill) Bergman
Thomas Bishop
Thomas Blackburn
Thomas Blair
Steven Brockschink
Chris Brooks
Kent Brown
Carl Bush
James caso
Donald Cash
Juan Castellanos
Bill Chiu
C. Clair Claiborne
Raymond Nicholas
Saurabh Ghosh
James Graham
Randall Groves
Kenneth Hanus
Robert Hartgrove
Gary Heuston
Scott Hietpas
David Horvath
James Huddleston
Francis Huguet
Joe Nims
James Jones
Jeffrey Ray
R. Jackson
Lars Juhlin
Robert Keefe
Joseph Kelly
Gael Kennedy
Joseph L. Koepfinger
Neil Kranich
David W. Krause
Jim Kulchisky
Gary Engmann
Donald Fallon
Gene Del Fiacco
Joseph Foldi
Bruce Forsyth
Marcel Fortin
James Gardner
Dinesh Pranathy Sankarakurup
Daniel Sauer
John Vergis
John W. Matthews
Barry Ward
Stephen Lambert
Fred Elliott
Johannes Rickmann
Michael Roberts
Charles Rogers
John Rossetti
Thomas Rozek
Keith N. Malmedal
Richard Ladroga
Chung-Yiu Lam
John Densley
Dieter Dohnal
Donald Dunn
Bertrand Poulin
Gustav Preininger
Thomas Prevost
Iulian Profir
Thomas Lundquist
John Lackey
Tommy Cooper
Jerry Corkran
Willaim Darovny
Alan Darwin
Álvaro Portillo
Bartien Sayogo
Devki Sharma
Hyeong Sim
James E. Smith
Steve Snyder
John Spare
Brian Sparling
S. Thamilarasan
James Thompson
Saumen Kundu
Stephen Conrad
Stephen Dare
Robert Olen
J. Patton
Christopher Petrola
Donald Platts
Debra Longtin
William Lowe
G. Luri
J. Dennis Marlow
WilliamMcDermid
Susan McNelly
Joseph Melanson
Gary Michel
Daniel Mulkey
T. Traub
David Wallach
WilliamWessman
Kenneth White
WilliamWimmer
Roland Youngberg
Kipp Yule
Jerry Murphy
R. Musil
Michael S. Newman
vi
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Theodore Zeiss
Waldemar Ziomek
Ahmed Zobaa
Cuando el Consejo de Normas IEEE-SA aprobó esta guía el 26 de septiembre de 2008, tenía las siguientes
afiliación:
Robert M. Grow, Silla
Thomas Prevost, Vicepresidente
Steve M. Mills, Presidente anterior
Judith Gorman, Secretario
Víctor Berman
Richard DeBlasio
Jim Hughes
Richard Hulett
Mark Epstein
Alexander Gelman
William Goldbach
Arnie Greenspan
Ken Hanus
Joseph L. Koepfinger *
Ron Petersen
Joven Kyun Kim
Andy Drozd
John Kulick
David J. Law
Glenn Parsons
Poderes de mandril
Narayanan Ramachandran
Jon Walter Rosdahl
Anne-Marie Sahazizian
Malcolm Thaden
Howard Wolfman
Don Wright
* Miembro Emérito
También se incluyen los siguientes enlaces de la Junta de Normas IEEE-SA sin derecho a voto:
Satish K. Aggarwal, Representante de NRC
Michael Janezic, Representante de NIST
Lisa Perry
Editor de proyectos de estándares IEEE
Matthew J. Ceglia
Gerente del Programa de Estándares IEEE, Desarrollo de Programas Técnicos
vii
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Contenido
1. Información general ............................................... .................................................. .................................................. .1
1.1 Alcance ................................................ .................................................. ................................................. 1
1.2 Limitaciones ................................................ .................................................. ......................................... 2
2 Referencias normativas.............................................. .................................................. .................................. 2
3. Definiciones, siglas y abreviaturas .......................................... .................................................. ...... 3
3.1 Definiciones ................................................ .................................................. ......................................... 3
3.2 Siglas y abreviaturas .............................................. .................................................. ............... 3
4. Teoría general .............................................. .................................................. ............................................ 3
4.1 Descomposición celulósica ............................................... .................................................. .................... 3
4.2 Descomposición del aceite ............................................... .................................................. ............................... 3
4.3 Aplicación a equipos .............................................. .................................................. .................... 4
4.4 Establecimiento de datos de referencia .............................................. .................................................. .................... 5
4.5 Reconocimiento de un problema de gaseado: establecimiento de prioridades operativas ........................................ ......... 5
5. Interpretación del análisis de gas ............................................ .................................................. ........................ 5
5.1 Fallos térmicos ............................................... .................................................. ..................................... 5
5.2 Fallos eléctricos: descargas de baja intensidad ........................................... ............................................. 6
5.3 Fallos eléctricos: arco eléctrico de alta intensidad ........................................... .................................................. .. 6
6. Procedimientos operativos sugeridos que utilizan la detección y el análisis de gases combustibles ............... 6
6.1 General ................................................ .................................................. .............................................. 6
6.2 Determinación de las tasas de generación de gas combustible ............................................ ........................................ 8
6.3 Determinación del espacio de gas y equivalentes de gas en aceite disuelto ..................................... .................... 8
6.4 Monitoreo del deterioro del aislamiento usando volumen de gas disuelto .......................................... .............. 9
6.5 Evaluación de la condición del transformador usando concentraciones individuales y de TDCG ............................... 9
6.6 Evaluación del posible tipo de falla por el método de gas clave ....................................... ............................ 12
6.7 Evaluación del posible tipo de falla mediante el análisis de los gases combustibles separados generados .............. 14
7. Instrumentos para detectar y determinar la cantidad de gases combustibles presentes .............................. 17
7.1 Instrumentos portátiles ............................................... .................................................. ......................... 17
7.2 Instrumentos fijos ............................................... .................................................. ............................. 18
8. Procedimientos para la obtención de muestras de gas y aceite del transformador para análisis de laboratorio ............... 19
8.1 Muestras de gas para análisis de laboratorio ............................................ .................................................. .... 19
8.2 Gas disuelto en aceite ............................................. .................................................. ............................. 19
viii
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9. Métodos de laboratorio para el análisis de la capa de gas y los gases extraídos del aceite ......................... 19
9.1 General ................................................ .................................................. ............................................ 19
9.2 Determinación del total de gas disuelto ............................................ .................................................. ... 19
9.3 Determinación de gases disueltos individuales ............................................ ......................................... 19
9.4 Determinación de los gases individuales presentes en la capa de gas ........................................ .................... 19
Anexo A (informativo) Bibliografía ............................................ .................................................. ............. 20
ix
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Guía IEEE para la interpretación de gases
generados en transformadores
sumergidos en aceite
AVISO IMPORTANTE: Esta norma no está destinada a garantizar la seguridad, la protección, la salud o la protección del
medio ambiente en todas las circunstancias. Los implementadores de la norma son responsables de determinar las
prácticas adecuadas de seguridad, protección, medio ambiente y salud o requisitos reglamentarios.
Este documento IEEE está disponible para su uso sujeto a avisos importantes y renuncias legales. Estos avisos y exenciones
de responsabilidad aparecen en todas las publicaciones que contienen este documento y se pueden encontrar bajo el título
"Aviso importante" o "Avisos importantes y exenciones de responsabilidad sobre documentos IEEE". También pueden
obtenerse a pedido de IEEE o consultarse enhttp://standards.ieee.org/IPR/disclaimers.html.
1. Información general
La detección de ciertos gases generados en un transformador lleno de aceite en servicio es con
frecuencia la primera indicación disponible de un mal funcionamiento que eventualmente puede
conducir a una falla si no se corrige. Arcos, descargas parciales, chispas de baja energía, sobrecargas
severas, falla del motor de la bomba y sobrecalentamiento en el sistema de aislamiento son algunos
de los posibles mecanismos. Estas condiciones que ocurren individualmente, o como varios eventos
simultáneos, pueden resultar en la descomposición de los materiales aislantes y la formación de
varios gases combustibles y no combustibles. El funcionamiento normal también resultará en la
formación de algunos gases. De hecho, es posible que algunos transformadores funcionen durante
toda su vida útil con cantidades sustanciales de gases combustibles presentes.
En un transformador, los gases generados se pueden encontrar disueltos en el aceite aislante, en la capa de gas sobre el
aceite o en los dispositivos de recogida de gas. La detección de una condición anormal requiere una evaluación de la
cantidad de gas generado presente y la tasa continua de generación. Se puede obtener alguna indicación de la fuente de
los gases y el tipo de aislamiento involucrado determinando la composición de los gases generados.
1.1 Alcance
Esta guía se aplica a los transformadores sumergidos en aceite mineral y trata:
a)
La teoría de la generación de gas combustible en un transformador La
B)
interpretación del análisis de gas
C)
Procedimientos operativos sugeridos
1
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Guía IEEE para la interpretación de gases generados en transformadores sumergidos en aceite
D)
Varias técnicas de diagnóstico, como gases clave, coeficientes de Dornenberg y coeficientes de Rogers
mi)
Instrumentos para detectar y determinar la cantidad de gases combustibles presentes Una bibliografía
F)
de la literatura relacionada
1.2 Limitaciones
Se han establecido muchas técnicas para la detección y medición de gases. Sin embargo, hay
que reconocer que el análisis de estos gases y la interpretación de su significado es, en este
momento, no una ciencia sino un arte sujeto a variabilidad. Su presencia y cantidad dependen
de variables del equipo como el tipo, la ubicación y la temperatura de la falla; solubilidad y grado
de saturación de varios gases en aceite; el tipo de sistema de conservación de aceite; el tipo y la
velocidad de circulación del aceite; los tipos de material en contacto con la falla; y, finalmente,
las variables asociadas a los propios procedimientos de muestreo y medición. Debido a la
variabilidad de los límites de gas aceptables y la importancia de varios gases y tasas de
generación, es difícil obtener un consenso.
El resultado de varias pruebas por turnos de ASTM indica que los procedimientos analíticos para el análisis de gases son difíciles,
tienen poca precisión y pueden ser tremendamente inexactos, especialmente entre laboratorios. Se debe realizar un análisis
replicado que confirme un diagnóstico antes de tomar cualquier medida importante.
Esta guía está destinada a brindar orientación sobre métodos y procedimientos específicos que pueden
ayudar al operador del transformador a decidir sobre el estado y la operación continua de un
transformador que presenta formación de gas combustible. Sin embargo, se debe advertir a los operadores
que, aunque las razones físicas de la formación de gas tienen una base técnica firme, la interpretación de
esos datos en términos de la causa o causas específicas no es una ciencia exacta, sino que es el resultado de
evidencia empírica a partir de la cual las reglas para la interpretación se han derivado. Por lo tanto, las
causas o condiciones exactas dentro de los transformadores pueden no inferirse de los diversos
procedimientos. La aplicación continuada de las reglas y límites de esta guía, acompañada de la
confirmación real de las causas de la formación de gas,
La experiencia individual con esta guía ayudará a los operadores a determinar el mejor procedimiento, o
combinación de procedimientos, para cada caso específico. Algunos de los factores que intervienen en la decisión
del operador son: el tipo de sistema de conservación de aceite, el tipo y frecuencia del programa de muestreo y las
instalaciones analíticas disponibles. Sin embargo, ya sea que se utilicen por separado o como complementos entre
sí, los procedimientos descritos en esta guía proporcionan al operador información útil sobre la capacidad de
servicio del equipo.
2 Referencias normativas
Los siguientes documentos referenciados son indispensables para la aplicación de este documento (es decir, deben
entenderse y utilizarse, por lo que cada documento referenciado se cita en texto y se explica su relación con este
documento). Para las referencias con fecha, sólo se aplica la edición citada. Para referencias sin fecha, se aplica la última
edición del documento de referencia (incluidas las enmiendas o correcciones).
ASTM D 923, Prácticas estándar para el muestreo de líquidos aislantes eléctricos.1
ASTM D 2945, Método de prueba estándar para el contenido de gas de los aceites aislantes.
1
Las publicaciones de ASTM están disponibles en la Sociedad Estadounidense de Pruebas y Materiales, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, PA
19428-2959, EE. UU. (Http://www.astm.org/).
2
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Guía IEEE para la interpretación de gases generados en transformadores sumergidos en aceite
ASTM D 3305, Práctica estándar para muestrear pequeños volúmenes de gas en un transformador.
ASTM D 3612, Método de prueba estándar para el análisis de gases disueltos en aceite de aislamiento eléctrico por
cromatografía de gases.
3. Definiciones, siglas y abreviaturas
Para los propósitos de esta guía, se aplican los siguientes términos y definiciones. El diccionario autorizado de términos de los
estándares IEEE se debe hacer referencia a los términos no definidos en esta cláusula.
3.1 Definiciones
3.1 gases clave: Gases generados en transformadores llenos de aceite que se pueden utilizar para la determinación cualitativa de
tipos de fallas, en función de qué gases son típicos o predominantes a diversas temperaturas.
3.2 descarga parcial: Una descarga eléctrica que solo une parcialmente el aislamiento entre conductores y
que puede ocurrir o no junto a un conductor.
3.2 Siglas y abreviaturas
TCG
TDCG
gas combustible total
gas combustible disuelto total
4. Teoría general
Las dos causas principales de formación de gas dentro de un transformador en funcionamiento son las perturbaciones térmicas y
eléctricas. Las pérdidas del conductor debido a la carga producen gases por descomposición térmica del aceite asociado y el
aislamiento sólido. Los gases también se producen a partir de la descomposición del aceite y el aislamiento expuestos a las
temperaturas del arco. Generalmente, cuando los gases de descomposición se forman principalmente por bombardeo iónico, hay
poco o ningún calor asociado con descargas de baja energía y descargas parciales.
4.1 Descomposición celulósica
La descomposición térmica del aislamiento de celulosa impregnado en aceite produce óxidos de carbono (CO, CO2) y
algo de hidrógeno o metano (H2, CH4) debido al aceite (CO2 no es un gas combustible). La velocidad a la que se
producen depende exponencialmente de la temperatura y directamente del volumen de material en ese
la temperatura. Debido al efecto de volumen, un gran volumen de aislamiento calentado a temperatura moderada
producirá la misma cantidad de gas que un volumen más pequeño a una temperatura más alta.
4.2 Descomposición del aceite
Los aceites minerales para transformadores son mezclas de muchas moléculas de hidrocarburos diferentes, y los
procesos de descomposición de estos hidrocarburos en fallas térmicas o eléctricas son complejos. Los pasos
fundamentales son la ruptura de los enlaces carbono-hidrógeno y carbono-carbono. Se forman átomos de hidrógeno
activos y fragmentos de hidrocarburos. Estos radicales libres pueden combinarse entre sí para formar gases, hidrógeno
molecular, metano, etano, etc., o pueden recombinarse para formar nuevas moléculas condensables. Otros procesos de
descomposición y transposición conducen a la formación de productos como etileno y acetileno y, en el extremo, a carbón
moderadamente hidrogenado en forma de partículas.
3
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Estos procesos dependen de la presencia de hidrocarburos individuales, de la distribución de energía y temperatura en la
vecindad de la falla y del tiempo durante el cual el petróleo está sometido a tensión térmica o eléctrica. Estas reacciones
ocurren estequiométricamente; por lo tanto, las degradaciones específicas de los conjuntos de hidrocarburos del aceite
del transformador y las condiciones de falla no se pueden predecir de manera confiable a partir de consideraciones
cinéticas químicas. Un enfoque alternativo es suponer que todos los hidrocarburos del aceite se descomponen en los
mismos productos y que cada producto está en equilibrio con todos los demás. Los modelos termodinámicos permiten
calcular la presión parcial de cada producto gaseoso en función de la temperatura, utilizando constantes de equilibrio
conocidas para las reacciones de descomposición relevantes. Un ejemplo de los resultados de este enfoque se muestra en
la Figura 1 debido a Halstead. La cantidad de hidrógeno formado es relativamente alta e insensible a la temperatura; la
5
CH4
3
H2
1
NUEVO MÉJICO2
LOGConcentration (presión parcial)
formación de acetileno se vuelve apreciable sólo a temperaturas cercanas a los 1000 ° C.
C2H6
-1
-3
C2H2
-5
C 2 H4
-7
1725
1225
725
225
Grados de temperatura C
Figura 1: Presiones parciales de equilibrio térmico de Halstead en función de la temperatura
La formación de metano, etano y etileno también tiene dependencias únicas de la temperatura en el
modelo. El enfoque termodinámico tiene límites; debe asumir un equilibrio isotérmico idealizado pero
inexistente en la región de una falla, y no hay ninguna disposición para hacer frente a múltiples fallas en un
transformador. Sin embargo, las concentraciones de los gases individuales que se encuentran realmente en
un transformador se pueden usar directamente o en proporciones para estimar el historial térmico del
aceite en el transformador a partir de un modelo y para aducir fallas pasadas o potenciales en la unidad.
Como ejemplo más simple: la presencia de acetileno sugiere que se ha producido una falla de alta
temperatura, tal vez un arco, en el aceite de un transformador; la presencia de metano sugiere que, si ha
ocurrido una falla, se trata de una falla eléctrica o térmica de menor energía.
4.3 Aplicación a equipos
Todos los transformadores generan gases hasta cierto punto a temperaturas normales de funcionamiento. Pero ocasionalmente ocurre una
anomalía generadora de gas dentro de un transformador en funcionamiento, como un sobrecalentamiento local o general,
4
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problemas dieléctricos, o una combinación de estos. En los equipos eléctricos, estas anomalías se denominan
"fallas". Las fallas térmicas, de descarga parcial y de arco se describen en 5.1, 5.2 y 5.3. Fallos internos en aceite
producir los subproductos gaseosos hidrógeno (H2), metano (CH4), acetileno (C2H2), etileno (C2H4), y etano (C2H
6). Cuando la celulosa está involucrada, las fallas producen metano (CH4), hidrógeno (H2), carbón
monóxido (CO) y dióxido de carbono (CO2). Cada uno de estos tipos de fallas produce ciertos gases que generalmente son
combustibles. El total de todos los gases combustibles puede indicar la existencia de cualquiera, o un
combinación de fallas térmicas, eléctricas o de descargas parciales. Ciertas combinaciones de cada uno de los gases
separados determinadas por cromatografía son únicas para diferentes temperaturas de falla. Además, se ha descubierto
que las proporciones de ciertos gases clave sugieren tipos de fallas. La interpretación de los gases individuales puede
resultar difícil cuando hay más de una falla, o cuando un tipo de falla progresa a otro tipo, como un problema eléctrico
que se desarrolla a partir de uno térmico.
Los intentos de asignar al gas una importancia mayor que la justificada por la variabilidad natural de los propios eventos
generadores y de medición pueden dar lugar a graves errores de interpretación. Sin embargo, a pesar de esto, estos mecanismos
de generación de gas son la única base existente para las reglas y procedimientos analíticos desarrollados en esta guía. De hecho,
se sabe que algunos transformadores continúan funcionando durante muchos años a pesar de tasas de generación de gas
superiores a la media.
4.4 Establecimiento de datos de referencia
Establecer un punto de referencia para la concentración de gas en transformadores nuevos o reparados y seguirlo con un
programa de monitoreo de rutina es un elemento clave en la aplicación de esta guía. El monitoreo del estado (capacidad de
servicio) de un transformador debe realizarse de manera rutinaria y puede comenzar en cualquier momento, no solo para
unidades nuevas.
Generalmente, se recomienda el muestreo diario o semanal después del inicio, seguido de intervalos mensuales o más largos. Los intervalos de
muestreo de rutina pueden variar según la aplicación y los requisitos individuales del sistema. Por ejemplo, algunas empresas de servicios públicos
toman muestras de transformadores elevadores de generador (GSU) de cuatro a seis veces al año, las unidades con capacidad nominal superior a 138 kV
se muestrean dos veces al año y algunas unidades de 765 kV se muestrean mensualmente.
4.5 Reconocimiento de un problema de gaseamiento: establecimiento de prioridades operativas
Se ha adquirido mucha información sobre el diagnóstico de condiciones de falla incipientes en sistemas de
transformadores. Esta información es de naturaleza general, pero a menudo se aplica a problemas o situaciones muy
específicos. Un hallazgo consistente con todos los esquemas para interpretar el análisis de gas es que cuanta más
información disponible sobre el historial del transformador y los datos de prueba, mayor es la probabilidad de un
diagnóstico correcto de la salud de la unidad.
Se han empleado varios esquemas simples que emplean gases principales o programas que usan proporciones de gases clave
para proporcionar un diagnóstico tentativo cuando la información anterior no está disponible o indica que no existía una condición
de falla. Los métodos principales de gas o proporción requieren que estén presentes niveles de gases detectables o mínimos o que
se excedan las normas, antes de que puedan proporcionar un diagnóstico útil.
5. Interpretación del análisis de gases
5.1 Fallos térmicos
Con referencia a la Figura 1, la descomposición del aceite mineral de 150 ° C a 500 ° C produce relativamente grandes
cantidades de gases de bajo peso molecular, como el hidrógeno (H2) y metano (CH4), y rastrear
cantidades de gases de alto peso molecular etileno (C2H4) y etano (C2H6). A medida que la temperatura de falla en el
aceite mineral aumenta a temperaturas moderadas, la concentración de hidrógeno excede la del metano, pero
ahora las temperaturas van acompañadas de cantidades significativas de gases de mayor peso molecular, primero
5
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etano y luego etileno. En el extremo superior del rango de falla térmica, cantidades crecientes de hidrógeno
y etileno y trazas de acetileno (C2H2) puede producirse. A diferencia de la descomposición térmica del aceite, la
descomposición térmica de la celulosa y otros aislamientos sólidos produce monóxido de carbono (CO),
dióxido de carbono (CO2), y vapor de agua a temperaturas mucho más bajas que las de la descomposición del petróleo ya
tasas exponencialmente proporcionales a la temperatura. Porque el papel comienza a degradarse a menor
temperaturas que el aceite, sus subproductos gaseosos se encuentran a temperaturas normales de funcionamiento en el
transformador. Un transformador GSU, por ejemplo, que opera en o cerca de la capacidad nominal de la placa
generar varios cientos de microlitros / litro (ppm) de CO y varios miles de microlitros / litro (ppm) de CO2
sin puntos calientes excesivos.
La proporción de CO2 /El CO se utiliza a veces como indicador de la descomposición térmica de la celulosa. Esta
la proporción es normalmente más de siete. Para el CO2 /Relación de CO, los valores respectivos de CO2 y CO debe
exceder 5000 μL / L (ppm) y 500 μL / L (ppm) para mejorar el factor de certeza, es decir, las proporciones son
sensible a los valores mínimos. A medida que aumenta la magnitud de CO, la relación de CO2 /El CO disminuye. Esto puede indicar
una anomalía que está degradando el aislamiento celulósico.
5.2 Fallos eléctricos: descargas de baja intensidad
Con referencia a la Figura 1, las descargas de baja intensidad, como las descargas parciales y la formación de arcos intermitentes
de muy bajo nivel, producen principalmente hidrógeno, con cantidades decrecientes de metano y trazas de acetileno. A medida
que aumenta la intensidad de la descarga, las concentraciones de acetileno y etileno aumentan significativamente.
5.3 Fallos eléctricos: arcos de alta intensidad
Con referencia a la Figura 1, a medida que la intensidad de la descarga eléctrica alcanza proporciones de descarga
continua o de arco que producen temperaturas de 700 ° C a 1800 ° C, la cantidad de acetileno se vuelve
pronunciada.
6. Procedimientos operativos sugeridos que utilizan la detección y el análisis de
gases combustibles
6.1 General
Desde un punto de vista operativo, es importante establecer las siguientes prioridades:
a)
Detección. Detecte la generación de cualquier gas que exceda las cantidades "normales" y
utilice las pautas adecuadas para que la posible anomalía pueda reconocerse lo antes posible
a fin de minimizar el daño o evitar una falla.
B)
Evaluación. Evalúe el impacto de una anomalía en la capacidad de servicio del transformador, utilizando un
conjunto de pautas o recomendaciones.
C)
Acción. Tome la acción recomendada, comenzando con una mayor vigilancia y un análisis de confirmación
o complementario y que lleve a una determinación de la sensibilidad de la carga, reduzca la carga en el
transformador o realmente retire la unidad del servicio.
El éxito del análisis de gases de falla requiere la detección de gases lo antes posible utilizando los siguientes
métodos:
⎯ Medición directa de la cantidad de gas combustible en el espacio de gas o relé [combustible total
gas (TCG) —ver 7.2.1 y 7.2.2].
6
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⎯ Medición directa de la cantidad de gas combustible disuelto en el aceite (monitores de gas en aceite—
ver 7.2.3).
⎯ Separación y análisis cromatográficos de los componentes individuales en una mezcla de gases extraída
de una muestra del aceite del transformador o una muestra del espacio de gas del transformador (ver Cláusula 9).
Inmediatamente después de la detección inicial de gases combustibles, se desarrollará un procedimiento operativo que
utilice los datos de gas de las fuentes mencionadas anteriormente. La Figura 2 es un diagrama de flujo que rastrea el
proceso sugerido desde la detección inicial de gas combustible hasta la evaluación final del estado del
transformador.
EJEMPLOS
Gas detectado en
Paso 1
relé, espacio de gas,
o aceite
Paso 2
Espacio de gas
Gas detectado
en aceite
en el espacio de gas
Datos (μL / L): H2 = 270
Gas total = 1,5%
canales4 = 190, CO = 280
Comparar valores
C2H2 = 5, C2H4 = 17
con tabla 1
tabla 1 indica
Condición 1: Normal
Conservador
Gas detectado
C2H6 = 4
Total disuelto
gas combustible
tabla 1 indica
Condición 2, 3, 4: puede
Paso 3
tabla 1 indica
Condición 2
Continúe con el paso 4
Paso 4
Remuestrear (ver 6.2)
indica una tasa de
20 μL / L / día y
creciente
Remuestrear (ver 6.2)
indica una tasa de
0.025% / día y
creciente
Tabla 3
Tabla 2
existir un problema
Reanudar normal
vigilancia
Remuestrear para encontrar
tasa de generación:
Referirse a 6.2
Paso 5
Espacio de gas o
Disuelto en aceite:
muestra de relé:
Ir a Tabla 3
Ir a Tabla 2
Indica Condición 2, Intervalo C y Procedimiento 3.
Avisar al fabricante; extrema precaución; planificar
la interrupción; volver a muestrear por intervalo;
analizar el espacio de gas y los componentes del gas
disuelto (ver NOTA 1)
Paso 6
Investigue el posible tipo de falla utilizando los métodos
descritos en 6.6, 6.7.1, o 6.7.2. Intervalo de remuestreo
inicial recomendado y procedimiento operativo.
6.6 Gas clave: H2, CH4 - Corona eléctrica
6.7.1 Tipo de falla de Doernenburg (ver NOTA 1): Posible
formación de arco
6.7.2 Tipo de falla de Rogers: Caso 2 Posible formación de
arco
Ajuste el intervalo de muestreo y el procedimiento
operativo según los datos y la experiencia acumulados
NOTA: Suponga que los componentes disueltos son iguales en ambos ejemplos.2
Figura 2 — Diagrama de flujo del procedimiento operativo
2
Las notas en el texto, las tablas y las figuras de una norma se proporcionan solo con fines informativos y no contienen los requisitos necesarios para implementar
esta norma.
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6.2 Determinación de las tasas de generación de gas combustible
Un determinado volumen y distribución de gas puede generarse durante un largo período de tiempo por una falla
relativamente insignificante o en un período de tiempo muy corto por una falla más severa. Por lo tanto, una medición no
indica la tasa de generación y puede indicar muy poco sobre la gravedad de la falla. Una vez que se detecta una presencia
sospechosa de gas, es importante estar seguro de si la falla que generó el gas está activa.
Una tasa de evolución superior a 2,8 L (0,1 pies3) de gas combustible por día puede indicar que la unidad tiene una falla
interna activa. Para calcular la tasa de evolución, tome la suma de las concentraciones [en μL / L (ppm)] de todos
los gases combustibles (todo menos CO2, O2, y N2) en la primera y segunda muestras y uso
Ecuación (1) como sigue:
R=
(S T- S ) ×V
0 ×10-6
(1)
T
donde
R
S0
ST
V
T
es la tasa (litros / día)
es la primera muestra (microlitros / litro)
es la segunda muestra (microlitros / litro) es el
volumen de aceite del tanque (litros)
es el tiempo (días)
Los límites para las tasas de generación de gas promedio se dan para el análisis del espacio de gas (TCG) en 6.5.1 y para el
total
análisis de gas disuelto (TDCG) en 6.5.2.
6.3 Determinación del espacio de gas y equivalentes de gas en aceite disuelto
El espacio de gas y los equivalentes de petróleo se utilizan para comparar los resultados del análisis del espacio de gas (TCG) con
los resultados del análisis de los gases disueltos en el petróleo (TDCG). Las comparaciones de las proporciones de gas obtenidas
del espacio de gas se pueden comparar con proporciones similares de gases extraídos del petróleo. Cabe señalar que el calculado
valores equivalentes de TCGmi y los valores de TCG medidos experimentalmente probablemente no muestran una estrecha
concordancia, ya que la ecuación para obtener los equivalentes supone la existencia de equilibrio entre los
manta de gas y el aceite. Esta condición puede no existir, particularmente en el caso de una falla que progresa
activamente. Sin embargo, la ecuación es valiosa para la determinación de un valor límite para el TCG esperado.
concentración en la capa de gas. El equivalente de gas disuelto de TCGmi se obtiene mediante la ecuación (2).
∑
TCG =
mi
Cn
⎡
⎢
⎢
⎢
⎤
FC ⎥
BC ⎥
∑
GRAMO
(2)
⎥ ×100
C1 ⎢ norte Fgramo ⎥
⎢
⎢⎣ GRAMO
1 B
⎥
gramo ⎥⎦
donde
TCGmi es una estimación del porcentaje de gas combustible en el espacio de gas
C
GRAMO
FC
BC
Fgramo
es el gas combustible
¿Cada gas se disuelve en aceite (combustible y no combustible)?
es la concentración expresada en microlitros / litro (ppm) de gas combustible, gramo, disuelto en aceite es el
coeficiente de solubilidad de Ostwald del gas combustible, gramo
es la concentración de un gas particular disuelto en aceite
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Bgramo
es el coeficiente de solubilidad de Ostwald de un gas particular
Coeficiente de Ostwald
Gas
(B) (25 °C)
H2a
O2
CO2
C2H 2a
C2H4
0.0429
0,138
0.900
0,938
a
1,35
0.0745
norte2
CO a
0.102
C2H 6a
1,99
CH4a
0.337
NOTA: Los coeficientes de Ostwald son para un aceite con una densidad de 0.880 en STP.
a Combustibles.
6.4 Monitoreo del deterioro del aislamiento usando volumen de gas disuelto
Un método aceptable para monitorear el deterioro del material aislante del transformador implica calcular
el volumen total de gas desprendido. El volumen total de gas desprendido es un indicador de la magnitud
de las fallas incipientes.
Las muestras sucesivas indican cambios con el tiempo a medida que se desarrollan las fallas. Las tendencias son evidentes cuando se representa
gráficamente el volumen de gas en función del tiempo. Para determinar el volumen, en galones, de gas de falla disuelto en aislante
aceite, use la Ecuación (3).
(3)
TDCG =VFG (V)
1000 000
donde
FG
V
es la suma de H2, CH4, C2H6, C2H4 C2H2, y CO [microlitros / litro (ppm)] es el
volumen de aceite en el transformador [litros (galones)]
TDCGV es el volumen total de gas combustible disuelto [litros (galones)]
Este método sencillo es útil para transformadores completamente llenos de aceite (tipo conservador)
con
condiciones que producen pequeñas cantidades de gas de falla. Estas condiciones garantizan un monitoreo continuo, pero aún no
han desarrollado un carácter distintivo de acuerdo con los otros métodos de determinación de fallas descritos en esta guía. Este
método de volumen de gas de falla continúa siendo útil a medida que aumentan las condiciones de falla, con la ventaja adicional
de que permite el monitoreo continuo del deterioro del aislamiento a pesar de cualquier actividad de manejo de petróleo que
incluya la desgasificación.
6.5 Evaluación de la condición del transformador usando concentraciones individuales y de TDCG
Puede ser difícil determinar si un transformador se está comportando normalmente si no tiene un historial previo de gas
disuelto. Además, existen considerables diferencias de opinión sobre lo que se considera un “transformador normal” con
concentraciones aceptables de gases.
Se ha desarrollado un criterio de cuatro niveles para clasificar los riesgos de los transformadores, cuando no existe un historial
previo de gas disuelto, para el funcionamiento continuo a varios niveles de gas combustible. El criterio utiliza ambas
concentraciones para gases separados y la concentración total de todos los gases combustibles. Ver tabla 1.
⎯ Condición 1: TDCG por debajo de este nivel indica que el transformador está funcionando satisfactoriamente (ver
Figura 2). Cualquier gas combustible individual que exceda los niveles especificados debe impulsar una
investigación adicional (ver 6.6 y 6.7).
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⎯ Condición 2: El TDCG dentro de este rango indica un nivel de gas combustible superior al normal. Ninguna
Los gases combustibles individuales que excedan los niveles especificados deben impulsar una investigación adicional.
Proceda según la Figura 2, Paso 3. Se deben tomar medidas para establecer una tendencia (Figura 2, Paso 4). Puede
haber fallas. Continúe con 6.5.1 o 6.5.2.
⎯ Condición 3: TDCG dentro de este rango indica un alto nivel de descomposición. Cualquier individuo
El gas combustible que exceda los niveles especificados debe impulsar una investigación adicional. Proceda
según la Figura 2, Paso 3. Se deben tomar medidas inmediatas para establecer una tendencia (Figura 2, Paso 4).
Probablemente haya fallas. Continúe con 6.5.1 o 6.5.2.
⎯ Condición 4: El TDCG que excede este valor indica una descomposición excesiva. Operación continuada
podría resultar en una falla del transformador. Proceda de inmediato y con precaución según la Figura 2,
Paso 3 y 6.5.1 o 6.5.2.
Tabla 1 — Concentraciones de gas disuelto
Límites clave de concentración de gas disuelto [μL / L (ppm)a]
Estado
Hidrógeno
Metano
Acetileno
Etileno
Etano
(H2)
(CH4)
(C2H2)
(C2H4)
(C2H6)
50
Carbón
monóxido
(CO)
Carbón
dióxido
TDCGB
(CO2)
Condición 1
100
120
2 500
720
101–700
121–400
1
2-9
350
Condición 2
51-100
66–100
351–570
2500–4 000
721–1920
Condición 3
701–1800
401–1000
10–35
101-200
101-150
571-1400
4 001–10 000
1921–4630
Condición 4
> 1800
> 1000
> 35
> 200
> 150
> 1400
> 10000
> 4630
sesenta y cinco
NOTA 1 — La Tabla 1 asume que no se han realizado pruebas previas en el transformador para el análisis de gas disuelto o que no existe un
historial reciente. Si existe un análisis previo, debe revisarse para determinar si la situación es estable o inestable. Consulte 6.5.2 para conocer las
acciones apropiadas que se deben tomar.
NOTA 2 — Un round-robin de ASTM indicó variabilidad en el análisis de gas entre laboratorios. Esto debe tenerse en cuenta al realizar análisis de
gas en diferentes laboratorios.
a Los
números que se muestran en la Tabla 1 están en partes de gas por millón de partes de aceite [μL / L (ppm)] volumétricamente y se basan en un gran
transformador de potencia con varios miles de galones de aceite. Con un volumen de aceite más pequeño, el mismo volumen de gas dará una mayor concentración
de gas. Los pequeños transformadores de distribución y reguladores de voltaje pueden contener gases combustibles debido al funcionamiento de fusibles de
expulsión internos o interruptores de carga. Los códigos de estado en la Tabla 1 tampoco son aplicables a otros aparatos en los que los interruptores de ruptura de
carga operan bajo aceite.
B El valor TDCG no incluye CO2, que no es un gas combustible.
La Tabla 1 enumera las concentraciones de gas disuelto para los gases individuales y el TDCG para la Condición 1 a la
Condición 4. Esta tabla se usa para hacer la evaluación original de una condición de gaseado en un transformador nuevo o
reparado recientemente o se usa si no hay pruebas previas en el transformador para gases disueltos o si no hay
antecedentes recientes. Se advierte a los usuarios de esta guía que las concentraciones de gas disuelto contenidas en la
Tabla 1 son valores de consenso basados en las experiencias de muchas empresas. El operador del transformador puede
decidir usar diferentes concentraciones de gas disuelto para los gases individuales (particularmente acetileno) y TDCG
según el criterio de ingeniería y la experiencia con otros transformadores similares.
La condición para un transformador en particular se determina encontrando el nivel más alto para gases
individuales o el TDCG en la Tabla 1. Por ejemplo, si una muestra contiene las siguientes concentraciones de gas
(en microlitros / litro (ppm), vol / vol):
H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO TDCG 270253 5
17 75524 1034
Los gases que caen en la condición más alta son H2, CH4, C2H2, C2H6, y TDCG. Por lo tanto, estos datos indicarían que
el transformador se clasificaría como Condición 2. Este ejemplo también se puede utilizar para
mostrar otros dos factores que se deben considerar al usar esta tabla, es decir, la edad del transformador y el tipo
de condición incipiente.
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Los transformadores nuevos (un año o menos) generalmente contienen niveles de gases que caerían muy por debajo de la
Condición 1 y no contienen niveles detectables de acetileno. Por lo tanto, el grado de preocupación en el ejemplo sería mucho
mayor para un transformador de 1 mes que para un transformador de 20 años.
Otra consideración es que el acetileno puede generarse a partir de tres condiciones incipientes de falla diferentes,
es decir, sobrecalentamiento del aceite a alta temperatura, descarga parcial (descarga de baja energía) o formación de arco
eléctrico. En caso de sobrecalentamiento, el acetileno representará una pequeña proporción de los gases de hidrocarburos. En el
caso de una descarga parcial, se generarán concentraciones muy altas de hidrógeno en relación con el acetileno, y esto
generalmente sería motivo de preocupación aunque el TDCG no sea anormalmente alto. La afección más grave es la formación de
arco. Cuando se produce un arco eléctrico de alta energía, el hidrógeno y el acetileno son generalmente de la misma magnitud, al
igual que los gases de hidrocarburos. Cuando se encuentra una condición de arco activo, se requiere atención inmediata.
6.5.1 Determinación de la condición del transformador y el procedimiento de operación utilizando TCG en el
espacio de gas
Cuando ocurren aumentos repentinos en las concentraciones de gas combustible o tasas de generación en el espacio de
gas de transformadores que funcionan con éxito y se sospecha una falla interna, utilice el procedimiento recomendado en
la Figura 2.
La Tabla 2 indica los intervalos de muestreo iniciales recomendados y los procedimientos operativos para varios niveles de TCG (en
porcentaje).
Una vez que la fuente de gasificación se determina mediante análisis, inspección, consulta o combinaciones de los mismos
y se ha evaluado el riesgo, entonces se debe aplicar el juicio de ingeniería para determinar el intervalo de muestreo final y
el procedimiento operativo.
Tabla 2 — Acciones basadas en TCG
Intervalos de muestreo y procedimientos operativos
Niveles de TCG
(%)
Tasa de TCG
(%/día)
para tarifas de generación de gas
Muestreo
Procedimientos de operación
intervalo
Condición 4
≥5
> 0,03
A diario
Considere la posibilidad de retirarlo del
0,01 hasta 0,03
A diario
servicio. Avisar al fabricante.
<0.01
Semanal
Tenga mucho cuidado. Analice los
gases individuales. Planifique la
interrupción.
Avisar al fabricante.
Condición 3
Condición 2
Condición 1
≥2 a <5
≥0,5 a <2
<0,5
> 0,03
Semanal
Tenga mucho cuidado. Analice los
0,01 hasta 0,03
Semanal
gases individuales. Planifique la
<0.01
Mensual
interrupción.
> 0,03
0,01 hasta 0,03
Mensual
Mensual
<0.01
Trimestral
> 0,03
Mensual
Avisar al fabricante.
Tenga cuidado.
Analice los gases individuales.
Determine la dependencia de la carga.
Tenga cuidado.
Analice los gases individuales.
Determine la dependencia de la carga.
0,01 hasta 0,03
<0.01
Trimestral
Continúe con el funcionamiento normal.
Anual
Ejemplo: Un transformador tiene un nivel de TCG de 0.4% y está generando gas a una tasa constante de 0.035% TCG por
día. La Tabla 2 indica la Condición 1. Se deben tomar muestras mensualmente y el operador debe tener cuidado, analizar
los gases individuales y determinar la dependencia de la carga.
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6.5.2 Determinación del procedimiento operativo y el intervalo de muestreo a partir de los niveles de TDCG y las
tasas de generación en el aceite.
Cuando ocurren aumentos repentinos en el contenido de gas disuelto del aceite en transformadores que funcionan con
éxito y se sospecha una falla interna, se deben usar los procedimientos recomendados en la Figura 2. La Tabla 3 indica los
intervalos de muestreo iniciales recomendados y los procedimientos operativos para varios niveles de TDCG [en
microlitros / litro (ppm)]. Una tasa de generación de gas en aumento indica un problema de gravedad creciente; por lo
tanto, se recomienda un intervalo de muestreo más corto.
Una vez que se determina la fuente de gaseado, mediante análisis, inspección, consulta o combinaciones de los
mismos, y se ha evaluado el riesgo, se debe aplicar el juicio de ingeniería para determinar el intervalo de muestreo
final y el procedimiento operativo.
Tabla 3 — Acciones basadas en TDCG
TDCG
niveles
(μL / L)
Condición 4
> 4630
Intervalos de muestreo y procedimientos operativos
Tasa de TDCG
(μL / L / día)
para tarifas de generación de gas
Muestreo
Procedimientos de operación
intervalo
> 30
A diario
Considere la posibilidad de retirarlo del
10 hasta 30
A diario
servicio. Avisar al fabricante.
<10
Semanal
Tenga mucho cuidado. Analice los
gases individuales. Planifique la
interrupción.
Condición 3
Condición 2
1921 al 4630
721 hasta 1920
Semanal
Tenga mucho cuidado. Analice los
10 hasta 30
Semanal
gases individuales. Planifique la
<10
Mensual
interrupción.
> 30
Mensual
Avisar al fabricante.
Tenga cuidado.
Mensual
Analice los gases individuales.
10 hasta 30
Condición 1
≤720
Avisar al fabricante.
> 30
<10
> 30
Trimestral
Mensual
Determine la dependencia de la carga.
Tenga cuidado.
Analice los gases individuales.
Determine la dependencia de la carga.
10 hasta 30
<10
Trimestral
Continúe con el funcionamiento normal.
Anual
Ejemplo: Si un transformador tiene un nivel de TDCG de 1300 μL / L (ppm) y genera gas a una tasa constante por debajo
de 10 μL / L (ppm) por día, debe tomarse una muestra trimestral y el operador debe tener cuidado, analizar los gases
individuales. y determinar la dependencia de la carga. Si la tasa aumenta a 30 μL / L (ppm) por día, el operador ahora debe
tomar muestras mensualmente.
6.6 Evaluación del posible tipo de falla por el método de gas clave
El análisis anterior de la dependencia de la temperatura de los tipos de gases de descomposición de aceite y celulosa
(véanse 4.1 y 4.2) proporciona la base para la determinación cualitativa de los tipos de fallas a partir de los gases que son
típicos o predominantes a diversas temperaturas. Estos gases y proporciones importantes se denominan "gases clave". La
Figura 3 indica estos "gases clave" y las proporciones relativas para los cuatro tipos generales de fallas.
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Figura 3: Evaluación de gases clave
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6.7 Evaluación del posible tipo de falla mediante el análisis de los gases combustibles
separados generados
El uso de relaciones de gas para indicar un único tipo de falla posible es un proceso empírico basado en la experiencia de
cada investigador individual en la correlación de los análisis de gas de muchas unidades con el tipo de falla
posteriormente asignado como causa de la perturbación o falla cuando se examinó la unidad. . Este proceso fue atribuido
a Doernenburg y posteriormente confirmado por Rogers en sistemas europeos, de los cuales se obtiene la mayor parte de
la correlación diagnóstica. Los investigadores estadounidenses han aplicado las normas europeas a las unidades de
Sistemas estadounidenses con diversos grados de éxito; sin embargo, no existe una base de datos estadounidense de tamaño comparable a
los informes europeos.
Las teorías de diagnóstico basadas en los principios de degradación térmica descritos en 4.1 y 4.2 emplean una serie de relaciones
de ciertos gases combustibles clave como indicadores de tipo de falla. Estas cinco proporciones son:
Relación 1 (R1) = CH4 /H2
Relación 2 (R2) = C2H2 /C2H4
Relación 3 (R3) = C2H2 /CH4
Relación 4 (R4) = C2H6 /C2H2
Relación 5 (R5) = C2H4 /C2H6
El primer método de relación (Doernenburg; ver 6.7.1) utiliza las relaciones 1, 2, 3 y 4. Este procedimiento requiere que
estén presentes niveles significativos de gases para que el diagnóstico sea válido.
El segundo método (Rogers; consulte 6.7.2) utiliza las relaciones 1, 2 y 5. El método Rogers no depende de las
concentraciones específicas de gas que existan en el transformador para que el diagnóstico sea válido. Sin embargo,
sugiere que el método se utilice solo cuando se hayan superado los límites normales de los gases individuales.
6.7.1 Evaluación del posible tipo de falla por el método de la relación de Doernenburg
El método de Doernenburg sugiere la existencia de tres tipos de fallas generales como se discute en la Cláusula 4 y la Cláusula 5. El
método utiliza concentraciones de gas a partir de las cuales se calculan las Relaciones 1, 2, 3 y 4. El procedimiento paso a paso
(diagrama de flujo) se muestra en la Figura 4.
Los valores de estos gases se comparan primero con concentraciones especiales:L1 en la Tabla 4 (vea los Pasos 2, 3 y 4 en
la Figura 4) - para determinar si realmente hay un problema con la unidad y luego si hay suficiente generación de cada gas
para que el análisis de relación sea aplicable. Luego, las relaciones en el orden Relación 1, Relación 2, Relación 3 y Relación
4 se comparan con los valores límite, proporcionando un diagnóstico de falla sugerido como se indica en la Tabla 5. La
Tabla 5 proporciona los valores límite para las proporciones de gases disueltos en el aceite y gases obtenidos del espacio
de gas del transformador o relé de gas.
El diagrama de flujo de la Figura 4 ilustra la aplicación paso a paso del método de relación de Doernenburg para gases
extraídos del aceite del transformador únicamente. Se sigue exactamente el mismo procedimiento para los gases
obtenidos del espacio de gas o relés de gas, excepto que los valores límite para las relaciones serán los adecuados para el
espacio de gas (ver Tabla 5).
Las descripciones de los pasos indicados en la Figura 4 son las siguientes:
Paso 1 Las concentraciones de gas se obtienen extrayendo los gases y separándolos por cromatógrafo.
(ver Cláusula 9).
Paso 2 Si al menos una de las concentraciones de gas [en microlitros / litro (ppm)] para H2, CH4, C2H2, y C2H4
excede el doble de los valores del límite L1 (ver Tabla 4) y uno de los otros dos gases excede los valores
por limite L1, la unidad se considera defectuosa; continúe con el Paso 3 para determinar la validez del procedimiento de relación.
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Paso 3 Determinación de la validez del procedimiento de relación: si al menos uno de los gases en cada relación R1, R2, R3 o R4
excede el límite L1, el procedimiento de relación es válido; de lo contrario, las proporciones no son significativas y la unidad debe
volver a muestrearse e investigarse mediante procedimientos alternativos.
Paso 4 Suponiendo que el análisis de razones es válido, cada razón sucesiva se compara con los valores obtenidos
de la Tabla 5 en el orden R1, R2, R3 y R4.
Paso 5 Si todas las relaciones sucesivas para un tipo de falla específico caen dentro de los valores dados en la Tabla 5, la
el diagnóstico sugerido es válido.
Figura 4 — Diagrama de flujo del método de la relación de Doernenburg
Tabla 4 — Concentraciones límite de gas disueltoa
Concentraciones L1
Gas clave
[μL / L (ppm)]
100
120
350
1
50
Hidrógeno (H2)
Metano (CH4)
Monóxido de carbono (CO)
Acetileno (C2H2)
Etileno (C2H4)
Etano (C2H6)
a Estos
sesenta y cinco
valores difieren de los valores de Doernenburg y coinciden con la Condición 1 de la
Tabla 1.
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Tabla 5 — Relaciones para gases clave — Doernenburg
Relación 1 (R1)
Relación 2 (R2)
Relación 3 (R3)
Relación 4 (R4)
CH /4 H2
C2H2 /C2H4
C2H2 /CH4
C2H6/C2H2
Diagnóstico de fallas sugerido
Gas
Petróleo
1. Descomposición térmica
2. Descarga parcial
(EP de baja intensidad)
3. Arqueo (DP de alta intensidad)
Gas de petróleo
espacio
espacio
> 0,1
<0,1
<0.01
> 0,01 a <0,1
> 0,1 a <1,0
<0,3
<0,75 <1,0
> 1.0
Gas de petróleo
espacio
<0,1
No firmarimportante
<0,3
<0,1
> 0,75
> 0,3
> 0,1
> 1.0
Gas de petróleo
espacio
> 0,4
> 0,4
<0,4
> 0,2
> 0,2
<0,2
6.7.2 Evaluación del posible tipo de falla por el método de relación de Rogers
El método de la relación de Rogers sigue el mismo procedimiento general que el método de Doernenburg, excepto que
solo se utilizan tres relaciones (R1, R2 y R5). Este método, que se muestra en el diagrama de flujo paso a paso (ver Figura
5), también se basa en los principios de degradación térmica descritos en 4.1 y 4.2. La validez de este método se basa en
la correlación de los resultados de un número mucho mayor de investigaciones de fallas con el análisis de gas para cada
caso. Pero, al igual que con el método de Doernenburg, las relaciones de Rogers pueden dar relaciones que no encajan en
los códigos de diagnóstico; por lo tanto, se deben considerar otros métodos analíticos dados en 6.5 y 6.6, así como otras
opciones descritas en la Figura 2.
La Tabla 6 muestra los valores de las tres proporciones de gases clave correspondientes a los diagnósticos sugeridos
(casos). Estas relaciones, según Rogers, son aplicables tanto a los gases extraídos del espacio de gas (o relé) como a los
gases extraídos del petróleo. Los tipos de fallas (casos) dados en la Tabla 6 se han elegido combinando algunos casos
del número de tipos de fallas sugeridas originalmente por Rogers.
Tabla 6 — Coeficientes de Rogers para gases clave
Caso
0
1
2
3
4
5
a Habrá
R2
R1
R5
C2H2 /C2H4
CH4 /H2
<0,1
<0,1
> 0,1 a <1,0
<0,1
<1.0
<1.0
0,1 hasta 3,0
0,1 hasta 1,0
> 3,0
<0,1
<0,1
<0,1
CH
2 4/ CH
26
> 1.0
1.0 a 3.0
1.0 a 3.0
> 1.0
> 3,0
> 0,1 a <1,0
Diagnóstico de fallas sugerido
Unidad normal
Arco eléctrico de baja densidad de energía — PDa
Arqueo: descarga de alta energía
Térmica a baja temperatura
Térmica <700 °C
Térmica> 700 °C
una tendencia a que las proporciones R2 y R5 aumenten a una proporción superior a 3 a medida que la descarga aumenta en intensidad.
La Figura 5 es un diagrama de flujo que describe la aplicación paso a paso del método de relación de Rogers.
dieciséis
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R2
APORTE
Y
<0,1
GAS
R1
0,1 - 1,0
norte
R5
Y
<1.0
Y
CASO O
NO
CULPA
norte
norte
CASO 3
R1 = CH4 /H2
R5
1.0 - 3.0
BAJA TEMPERATURA
Y
TÉRMICO
SOBRECARGA
R2 = C2H2 /C2H4
R5 = C2H4 /C2H6
R1
> 1.0
Y
R5
1.0 - 3.0
CASO 4
Y
TÉRMICO
<700 C
norte
R5
> 3,0
R2
R1
Y
<0,1
<0,1
R5
Y
<1.0
Y
> 3,0
CASO 5
Y
TÉRMICO
> 700 C
CASO 1
Y
PARCIAL
DESCARGA
norte
R2
Y
0,1 - 3,0
R1
0,1 - 1,0
R5
CASO 2
Y
ENERGIA ALTA
ARCO
Figura 5 — Diagrama de flujo del método de relación de Rogers
7. Instrumentos para detectar y determinar la cantidad de gases combustibles
presentes.
7.1 Instrumentos portátiles
Muchos de los gases generados por un posible mal funcionamiento en un transformador de aceite son combustibles. La
detección y estimación in situ de gases combustibles en el transformador en el campo utilizando un medidor de gas
combustible portátil puede ser la primera y más sencilla indicación de un posible mal funcionamiento, y puede constituir
la base para pruebas adicionales o una decisión operativa.
Cuando se desee una determinación más precisa de la cantidad total de gases combustibles o una determinación
cuantitativa de los componentes individuales, se puede utilizar un método analítico de laboratorio que utilice un
cromatógrafo de gases o un espectrómetro de masas.
ADVERTENCIA
Los gases generados en los transformadores pueden ser explosivos.
Deben observarse precauciones estrictas al tomar muestras de los gases del transformador.
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7.2 Instrumentos fijos
La confiabilidad de los transformadores se puede mejorar monitoreando el espacio de gas o los gases disueltos en el aceite
utilizando instrumentos autónomos de montaje fijo. Estos instrumentos de monitoreo continuo indican la presencia de un
determinado gas o el total de gases combustibles y hacen sonar una alarma cuando los gases combustibles exceden un nivel
predeterminado. También se pueden utilizar registradores opcionales para proporcionar un registro diario de los gases
combustibles presentes.
Si se desea la cantidad de los componentes individuales del gas, se debe utilizar un método analítico de laboratorio que utilice un
cromatógrafo de gases o un espectrómetro de masas.
Hay tres métodos algo relacionados para monitorear los gases, como se describe en 7.2.1, 7.2.2 y 7.2.3.
7.2.1 Método 1
El primer tipo de monitor de gas compara continuamente la conductividad térmica del gas del transformador con la del
nitrógeno puro y es adecuado para cualquier transformador de tipo cerrado con un espacio de gas sobre el aceite del
transformador.
Está calibrado con hidrógeno, aunque las proporciones de los combustibles no se obtienen de las
mediciones.
El gas del transformador circula continuamente a través de una sección de un puente de Wheatstone y se devuelve
al transformador. La otra sección del puente contiene nitrógeno puro y está equilibrada con el gas del
transformador.
Cuando se producen gases combustibles en el transformador, se mezclan con el gas del transformador y aumentan la
conductividad térmica del gas del transformador. El aumento de la conductividad térmica del gas del transformador
desequilibra el puente de Wheatstone y el desequilibrio es proporcional al total de los gases combustibles como se indica
en un medidor.
7.2.2 Método 2
El segundo tipo de monitor de gas muestrea continuamente el gas del transformador a intervalos fijos y quema cualquier
gas combustible presente para proporcionar una medida del total de gases combustibles. Este tipo de monitor se usa solo
en transformadores con una presión positiva de nitrógeno sobre el aceite.
A un intervalo fijo (generalmente 24 h), se bombea una muestra del gas del transformador desde la unidad, se mezcla con
aire y se pasa por un sensor de calentamiento de platino de un puente de Wheatstone. Se quema cualquier gas
combustible de la muestra. Esto eleva la temperatura del sensor y desequilibra el puente, que se equilibró con un
segundo sensor de platino en el aire. El grado de desequilibrio es proporcional a la cantidad de TCG presente en el gas del
transformador como se indica en un medidor.
7.2.3 Método 3
El tercer tipo de monitor de gas mide continuamente la cantidad de hidrógeno y otros gases combustibles disueltos en el
aceite del transformador.
El hidrógeno y los otros gases combustibles de proporciones desconocidas que se difunden a través de una membrana
permeable se oxidarán en un electrodo de platino permeable al gas; el oxígeno del aire ambiente se reducirá
electroquímicamente en un segundo electrodo. El contacto iónico entre los dos electrodos lo proporciona un electrolito
gelificado de ácido sulfúrico de alta concentración. La señal eléctrica generada por esta pila de combustible es
directamente proporcional a la concentración de TCG y se envía a un circuito eléctrico de acondicionamiento. La señal de
salida resultante está compensada por temperatura.
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Un relé se opera junto con el medidor de porcentaje de gas de modo que cuando los gases combustibles exceden un valor
preestablecido, el relé hace sonar una alarma.
En el momento de la instalación y cada año a partir de entonces, se debe inspeccionar el equipo para asegurarse de que el
monitor esté funcionando correctamente. El operador debe seguir la guía de instrucciones del fabricante.
8. Procedimientos para la obtención de muestras de gas y aceite del transformador para
análisis de laboratorio.
8.1 Muestras de gas para análisis de laboratorio
Todas las muestras de gas de la capa de gas sobre el aceite deben tomarse de acuerdo con ASTM D 3305.3
8.2 Gas disuelto en aceite
Todas las muestras de aceite de aparatos eléctricos que se tomen para el análisis de gas disuelto en aceite
deben tomarse de acuerdo con ASTM D 923.
En determinadas condiciones, puede producirse la estratificación de los gases disueltos en el aceite y la mezcla completa puede
requerir muchas horas. En estos casos, cuando sea posible, las muestras de aceite deben obtenerse de más de una ubicación en el
transformador.
9. Métodos de laboratorio para analizar la capa de gas y los gases
extraídos del aceite.
9.1 General
Las pruebas comparativas en muestras de aceite esencialmente idénticas (por ejemplo, del mismo transformador)
realizadas por varios laboratorios han indicado una falta de precisión, con la concentración medida de ciertos gases clave
informados que difieren en un factor de 3 o más. La razón principal parece ser la falta de uniformidad en el grado, es
decir, la eficiencia de la extracción de gas. Para obtener valores umbral o límite exactos y de aplicación general de las
concentraciones o las tasas de evolución de los gases clave, es necesario obtener eficiencias de extracción uniformes y
elevadas (por ejemplo, del 97%) para los gases característicos individuales.
9.2 Determinación del gas disuelto total
La determinación del gas disuelto total debe realizarse de acuerdo con ASTMD 2945.
9.3 Determinación de gases disueltos individuales
La determinación de los gases disueltos individuales debe realizarse de acuerdo con ASTM D 3612.
9.4 Determinación de los gases individuales presentes en la capa de gas
El análisis de los gases individuales presentes en la capa de gas sobre el aceite se puede realizar utilizando ASTM D
3612, comenzando en la Sección 10 de esa norma. Las secciones 13.1 y 13.2 de ASTM D 3612 no son aplicables en
este caso.
3 La
información sobre las referencias se puede encontrar en la Cláusula 2.
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Anexo A
(informativo)
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