Image Alt
servicios

Cromatografía de gases

para aceites de transformador

INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS DE CROMATOGRAFÍA DE GASES

Observaciones importantes:
La formación de gases en un transformador; es causada siempre por un calentamiento, que puede deberse a:

1) Sobrecalentamiento:

  • En devanados
  • Local
  • Severo
  • En conductores.

2) Descarga parcial.
3) Chisporroteo

4) Corrientes circulantes en:

  • Devanados
  • Núcleo
  • Tanque
  • Terminales y uniones.

5) Arqueo.
6) Corona.

Este efecto hace que el aceite se gasifique, el gas que se generara dependerá del grado de temperatura que alcance en cada caso.

Es de gran importancia que cuando se tiene concentración de gases combustibles en forma anormal, o bien alguno de ellos en exceso se desgasifique el aceite y en un lapso de tiempo no mayor de 6 meses se verifique que no se estén generando nuevamente, ya que la concentración o la formación de un gas combustible puede causar una explosión del transformador.

Debe considerarse que la temperatura que causa la gasificación generalmente no altera la temperatura del volumen total en el transformador en forma significativa, ya que el aceite esta enfriándose a través de los radiadores continuamente.

Como se ha mencionado anteriormente, el aceite esta en proceso de enfriamiento continuamente ya que actúa como un disipador de temperatura de los devanados y núcleo del transformador. Por consiguiente es muy importante el sistema de ventilación con que se cuenta, y si se tiene un sistema de enfriamiento deficiente o el transformador esta muy encerrado es necesario instalar ventiladores a los radiadores y extractores a la habitación.

Es de gran importancia verificar con que capacidad de carga esta trabajando el transformador puesto que esta es otra causa de calentamiento en devanados.

Es también causa de calentamiento no tener el nivel adecuado de aceite.

Tener conexiones flojas en terminales o en derivador de taps, núcleo flojo, etc. también es un motivo de puntos calientes y en algunos casos efectos corona.

  • Los gases como nitrógeno, oxigeno y bióxido de carbono no son gases combustibles.
  • Mientras el porcentaje de nitrógeno sea mayor menos riesgo de una explosión tendremos.
  • El porcentaje de oxigeno no esta determinado dentro de un limite.
  • El contenido de bióxido de carbono es representativo solo con la presencia de monóxido de carbono. O en deficiencia de enfriamiento.

La primera impresión que debemos atender en el análisis de gases disueltos es el contenido de tres gases de clave:  El hidrógeno, el etileno y el acetileno.  Es una indicación sencilla, rápida y clara que requiere de mayor estudio en el caso de delatar condiciones anormales, pero dando valores normales, que es lo mas frecuente, nos permite dedicar el tiempo a asuntos de mayor urgencia.

Antes de observar los resultados lea esto:

  • Hidrógeno: le llamamos el gas de “alarma”, ya que por ser un compuesto inorgánico es poco soluble en el aceite y se declara inmediatamente aun antes de cualquier indicación de anomalía por los hidrocarburos. Este gas se presenta con cualquier tipo de falta, el valor límite es de 1000 ppm, aunque una indicación de 150 a 200 ppm es preocupante, sobre todo si se trata de un transformador nuevo.  En este caso es conveniente realizar muestreos mensuales hasta definir su tendencia o la correspondencia de otro gas clave. En la literatura se menciona que las descargas parciales o efecto corona se caracterizan por producir altas cantidades de hidrógeno sin un notorio aumento de otro gas orgánico. Las descargas parciales son rara vez diagnosticadas por cromatografía de gases, pudiera ser porque con algo de tiempo esta falla se transforma en un arqueo de baja energía, o tal vez por lo poco frecuente de este defecto.
  • Etileno: Cuando su contenido es mayor al doble de la cantidad de acetileno, es indicativo de sobrecalentamiento de algún metal (puntos calientes). Por lo general se trata de conectores, tornillerias y/o laminaciones por los que esta circulando una apreciable cantidad de corriente.
  • Acetileno: La presencia del acetileno es la condición menos favorable, ya que significa la existencia de un arqueo, entre piezas con diferentes potencial o la separación de contactos, lo cual es sumamente destructivo.

Segunda observación, la participación de la celulosa

La siguiente observación después de encontrar un contenido anormal de un gas clave, es revisar las cantidades de monóxido y dióxido de carbono (CO y CO2). Esto es con la intención de estimar la participación de la celulosa, ya que junto con el gas clave nos puede dar una idea del lugar de la falla.

Nota importante:
Si se indica sobrecalentamientos locales o severos, es importante verificar lo siguiente:

  • Posible presencia de armónicos
  • Condición del enfriamiento del transformador, es posible que este instalado en un lugar con poca ventilación y requiera apoyo con un ventilador, etc.
  • Verificar si no hay fases desbalanceadas.
  • Verificar si las conexiones externas están bien apretadas.
  • Igual que en el punto anterior si existe metano quiere decir que tiende al chisporroteo. Por la indicación de falla por efecto corona, chisporroteo o arqueo, saque de operación su transformador y analícelo.

MÉTODO DE INTERPRETACIÓN DE LA C.S.U.S.

(CALIFORNIA STATE UNIVERSITY SACRAMENTO)

Agrupa las fallas de transformadores en 4 grupos diferentes, considerando cantidades normales precautorias y anormales de cada gas en el aceite.

Tipo de gasConcentración de gases en p.p.mInterpretación
NormalPrecauciónAnormal
Hidrógeno<150151 a 999>1000Arquea - corona
Metano <25
16 a 79>80Chisporroteo
Etano<1011 a 34>35Sobrecalentamiento local
Etileno<2021 a 149>150Sobrecalentamiento severo
Acetileno<1516 a 69>70Arqueo
Monóxido de carbono<500501 a 999>1000Sobrecalentamiento severo
Bióxido de carbono<10,00010, 001 a 14,999>15,000Sobrecalentamiento Severo
Nitrógeno<1 a 10%N.d.N.d
Oxigeno<0.2 a 3.5%N.dN.d
Total de gases combustibles<0.030%0.031% a 0.499%0.500%

Determinar la frecuencia de muestreo y análisis del aceite del transformador de acuerdo con la siguiente tabla:

FRECUENCIA DE MONITOREO

TCGD (ppm)Frecuencia de análisis
0 - 600Anual
601 - 1500Semestral
1501 – 2500Bimestral
2501 – o mayorSemanal

Nota: El método de prueba expuesto es sugerido y aprobado por la NMX-J-308-ANCE “Guía para el manejo, almacenamiento control y tratamiento de aceites minerales aislantes para transformadores en servicio” en la norma existen varios métodos de diagnósticos como este y todos tienen diferentes limites.

DINAMIKA

Más de 10 años de experiencia en la comercialización, distribución subterranea y servicios.

Contáctanos

Lunes - Jueves: 8 am a 6 pm; Viernes: 8 am a 3 pm
Manuel Oviedo 381-A Libertad Tijuana B.C. México
+52 (664) 607-3952
ventas@dinamik.mx
Abrir chat
Cotiza
¡Hola! Gracias por contactarnos, nuestros horarios de atención son de lunes a viernes de 8 am a 6 pm, déjanos tu mensaje y te responderemos lo antes posible.