Análisis de gases disueltos en aceites minerales y ésteres naturales a base de soja ante condiciones de fallas en transformadores

Abstract

El análisis de gases disueltos en aceite (DGA) es una de las herramientas de diagnóstico más utilizadas para la evaluación de la condición de los transformadores. La experiencia ha demostrado que es una de las técnicas mas eficaces para detectar condiciones de falla en diferentes partes constructivas del transformador (aislamiento, núcleo, bobinados, etc.). También es un método fiable y económico para detectar fallas en comparación con otras pruebas en las cuales, por ejemplo, es necesario remover del servicio al transformador para poder ejecutarlas. Las solicitaciones térmicas y eléctricas pueden generar gases dentro del transformador. El análisis de estas concentraciones de gases y sus tasas de crecimiento son útiles para diagnosticar el estado del transformador. Históricamente, el aceite mineral ha sido el líquido dieléctrico más utilizado en los transformadores de potencia. Por lo tanto, la generación de gases para este líquido es bien conocida. Sin embargo, en los últimos 20 años ha resurgido el uso de ésteres naturales como líquidos dieléctricos para transformadores, principalmente por cuestiones medioambientales y de seguridad contra incendios. Su aplicación está muy extendida en los transformadores de distribución y, en menor medida, en los de potencia. La composición química de los ésteres naturales y los aceites minerales es diferente. Esto implica que sus propiedades y su degradación son diferentes. Varios trabajos de investigación abordan la generación de gases en los ésteres naturales producto de fallas. Sin embargo, la mayoría de ellos son ensayos de laboratorio en los que se utilizan pequeños volúmenes de aceite con modelos no muy representativos. Es por ello que se asume que los resultados obtenidos pueden dar una idea del comportamiento del líquido aislante, pero no reproducen las condiciones reales de servicio y de falla encontradas en un transformador en funcionamiento. Además, estos resultados han mostrado una gran dependencia de los set-ups utilizados. De todos modos, se ha demostrado que los gases generados en aceite mineral y en éster natural son los mismos, pero en diferentes proporciones para los mismos modos de falla. Sin embargo, actualmente no existen suficientes datos de campo relativos a los ésteres naturales que indiquen si la interpretación del DGA requiere una atención especial. Esta tesis doctoral presenta una revisión exhaustiva del estado del arte del DGA en los ésteres naturales e identifica los aspectos faltantes de investigación en esta temática. Se determina que las principales diferencias entre el aceite mineral y el éster natural se dan con las fallas de baja temperatura. Además, la generación normal de gases a la temperatura de funcionamiento del transformador difiere entre los dos líquidos, lo que lleva a una posible interpretación del DGA incorrecta. Por este motivo, se proponen caminos teóricos de formación de gases para aceite mineral y éster natural a base de soja, basadas en su descomposición química. Este desarrollo proporciona la base para la generalización de los tipos de gases esperables para una determinada temperatura de falla. Por último, los desarrollos teóricos se verifican experimentalmente con ensayos. Estos ensayos incluyen fallas térmicas de 250, 400 y 800 °C, así como el análisis de los gases generados a 80 °C.

Dissolved Gas Analysis in oil (DGA) is one of the most widely used diagnostic tools for transformer condition assessment. Experience has proved that it is one of the most effective techniques for detecting fault conditions in different constructive parts of the transformer (insulation, core, windings, etc.). It is also a reliable and economical method of detecting faults in comparison to other tests where, for example, transformers must be removed from service in order to perform the test. Thermal and electrical stresses can generate gases inside the tank. The analysis of this gas concentrations and their increase rates are helpful in diagnosing the condition of the transformer. Historically, mineral oil was by far the most widely used dielectric liquid in power transformers. Therefore, the gas generation for this liquid is well known. However, in the last 20 years, there has been a resurgence in the use of natural esters as dielectric liquids for transformers, mainly for environmental and fire safety concerns. Their application is widespread in distribution transformers and to a lesser extent in power transformers. The chemical composition of natural esters and mineral oils is different. This implies that their properties and degradation are different. Many research papers address the gas generation in natural esters from faults. However, most of them are laboratory tests where small volumes of oil are used with models that are not really representative. Therefore, it is assumed that the results obtained can give insight into the insulating liquid behaviour, but they do not replicate the real service and fault conditions found in an operating transformer. Furthermore, these results have shown a great dependence on the set-ups used. Anyway, it has been demonstrated that the gases generated in mineral oil and natural esters are the same, but in different ratios for the same fault modes. However, currently there is insufficient field data relative to natural ester to indicate if interpretation of the DGA requires special attention. This PhD thesis presents a comprehensive review of the state of the art of DGA in natural esters and identifies the missing research issues in this area. It is determined that the major differences between mineral oil and natural ester are with low temperature faults. Also, the normal gas generation at transformer operating temperature differs between the two liquids, leading to possible misdiagnosis of the DGA. For this reason, theoretical gas formation pathways for mineral oil and soybean-based natural ester based on their chemical decomposition are proposed. This development provides the basis for generalisation of the gas types to be expected at a given fault temperature. Finally, the theoretical developments are experimentally verified by tests. These tests include thermal faults of 250, 400 and 800 °C, as well as the analysis of gases generated at 80 °C.