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Las averías y fallas más comunes en los transformadores eléctricos
Los transformadores eléctricos son dispositivos que no se conforman de partes giratorias y se encuentran totalmente cerrados. Su operación se desarrolla de manera estática, por lo tanto, un transformador de poder que recibe el mantenimiento adecuado durante su vida útil, tiene pocas probabilidades de presentar fallas graves. Aún así, de manera preventiva es importante saber cuáles son las fallas más comunes en los transformadores eléctricos y las posibles soluciones o medidas de prevención para dichas averías.
Tipos de avería en los transformadores
Cuando un transformador sufre una falla, éste debe ser inmediatamente desconectado del sistema para que pueda ser atendido rápidamente y así evitar que una falla común se convierta en una avería grave. Las averías internas se producen dentro de la zona de protección del transformador. Podemos dividirlas de la siguiente manera:
Fallas incipientes
Estas se desarrollan lentamente pero de no ser solventado el problema de forma rápida y eficaz, pueden convertirse en una avería grave. Los fallos de categoría incipiente pueden ser: ● Sobrecalentamiento: provocado por malas conexiones internas, deficiencia en los ventiladores y del flujo refrigerante que proporciona enfriamiento al sistema o bloqueo del flujo refrigerante. ● Sobre flujo magnético: en el núcleo del transformador, el flujo magnético tiene una densidad proporcional en relación a la tensión y frecuencia, es decir, cuanto más flujo haya en el núcleo se generan más pérdidas y sobrecalentamiento. ● Sobrepresión: se produce en el tanque del transformador por la emisión de gases, éstos se acumulan en el tanque y aumentan la presión. Este fallo se puede producir de forma repentina o paulatina. ● Descargas Parciales: Se producen entre dos partes “vivas” del equipo, son pequeñas descargas que deterioran progresivamente la aislación del equipo.
Fallas activas
Son los que ocurren de manera inesperada y necesitan ser solventados rápidamente para evitar daños mayores. Es en estos casos cuando el transformador debe ser desconectado de inmediato.
Aunque las fallas activas suelen estar asociados a los cortocircuitos también puede estar relacionado a otras dificultades como: ● Cortocircuitos en los devanados ● Cortocircuitos de fase a fase en los transformadores trifásicos ● Fallos en el núcleo y en el estanque ● Sobre voltaje ● Descargas eléctricas
Fallas internas en transformadores
Las fallas, si no pueden despejarse rápidamente se pueden convertir en muy graves. Por lo tanto se debe proporcionar al transformador de protección contra posibles fallas. Las fallas internas son las fallas que se producen en la zona de protección del transformador. Esta clasificación incluye no sólo las fallas dentro del tanque del transformador, sino también las fallas externas que se producen dentro de los lugares de los transformadores de corriente. Las fallas internas se dividen en dos clasificaciones: fallas incipientes y fallas activas. Las fallas incipientes son las fallas que se desarrollan lentamente, pero que pueden convertirse engrandes fallas, si la causa no se detecta y corrige. Las fallas activas son causadas por la avería en el aislamiento u otros componentes que crean una situación de estrés repentino que requiere una acción inmediata para limitar el daño y prevenir una fuerza destructiva adicional.
Fallas incipientes:
Sobrecalentamiento. Sobreflujo magnético. Sobrepresión. Sobrecalentamiento
El sobrecalentamiento puede ser debido a varias condiciones como:
- Malas conexiones internas, ya sea en el circuito eléctrico o magnético.
- La pérdida de refrigerante (aceite) debido a fugas.
- El bloqueo del flujo de refrigerante.
- La pérdida de ventiladores o bombas que están diseñados para proporcionar el enfriamiento. En general, los relevadores térmicos de sobrecarga y relevadores de temperatura, son utilizados para proporcionar protección contra sobrecalentamiento dando una alarma. También se proporcionan indicadores de temperatura. En los transformadores, cuando la temperatura se eleva, se activa la alarma y se encienden los ventiladores. Algunos termocoples o resistencia indicadores de temperatura se colocan cerca de los devanados, cuando la temperatura se eleva por arriba de niveles seguros, se activa la alarma. Si no se toman acciones correctivas
Sin conexión a tierra
- Los cortocircuitos en bobinas conectadas en delta
- Cortos circuitos fase a fase cortocircuitos (transformadores trifásicos)
- Cortos en vueltas del devanado.
- Fallas en el núcleo.
- Fallas del tanque Además de estas fallas, algunas otras fallas, como las fallas del cambiador de taps, sobrevoltaje debido a descargas eléctricas y aperturas/cierres de interruptores son comunes en los transformadores.
¿Por qué fallan los Transformadores?
Construcción y Diseño del transformador. Dado que los dispositivos eléctricos que transfieren la energía de un circuito eléctrico a otro por acoplamiento electromagnético, sin partes móviles, los transformadores de potencia son normalmente considerados como activos de alta fiabilidad, ya que están diseñados y construidos por la tecnología y los materiales a prueba de tiempo. Se cree generalmente que el transformador diseñado y construido en el siglo 20 ya era un producto maduro con las características esenciales del dispositivo y que se mantienen sin cambios hasta la fecha, aunque el transformador sigue evolucionando. Los principios que rigen el funcionamiento de todos los transformadores eléctricos son los mismos independientemente de su tamaño o de la aplicación [5]. El típico transformador de potencia está sumergido en aceite mineral para el aislamiento y refrigeración, y se sella en un depósito metálico hermético. Las terminales eléctricas de baja y alta tensión conducen hacia y desde las bobinas a través de las boquillas. Dentro de la cuba del transformador, núcleo y las bobinas se empaquetan juntos para minimizar las pérdidas eléctricas y los costos de material. El refrigerante de aceite mineral circula por convección a través de radiadores externos. La figura 1 muestra tres devanados ensamblados en el núcleo visto desde el lado de AT después de que fue retirado del tanque. Figura 1 Devanado trifásico montado sobre el núcleo, visto desde el lado HV
los empaques, lo que resulta en la emanación de descargas parciales de las superficies aterrizadas del tanque y partes montadas en el tanque. El sobrecalentamiento local en el circuito portador de corriente, si no es extremadamente severo, a menudo no será causa de falla directa del transformador, pero reducirá la resistencia mecánica del aislamiento de manera que cuando el transformador se somete a un fallo cerca de los terminales, éste entonces fallará [5]. Esto es igualmente cierto para el movimiento del devanado.
¿Qué podemos hacer sea eficaz en la prevención de fallas en nuestra
subestación?
¿Por qué fallan los transformadores es fácil de entender. Sin embargo, cada vez más ingenieros de transformadores hacen su parte en la prevención de las fallas, qué es la parte difícil. Así que, ¿qué podemos hacer que sea eficaz en la prevención de fallas de los transformadores en nuestras subestaciones? La respuesta simple es que un transformador de potencia se debe reemplazar cuando ya no cumple con el requisito de la fiabilidad del sistema y antes de que falle [4]. Con el fin de ser capaz de reemplazar los transformadores antes de que fallen, se considera necesario contar con una metodología de revisión de salud del transformador para analizar y prevenir fallas en el servicio [1-3]. Esto implica el uso de información de una amplia gama de fuentes, incluidas las pruebas de aceite, pruebas de evaluación de la condición en línea y fuera de línea e inspecciones visuales. Sin embargo, el conocimiento de los diseños de transformadores y de sus fortalezas y debilidades es esencial para la comprensión de la otra información. Dada la edad de muchos de los transformadores, dicha información es ahora en muchos casos sólo obtenible a través de presenciar el desmontaje de los transformadores. Los siguientes tres ejemplos de casos ilustran cómo las fallas en desarrollo podrían ser gestionados e incluso salvados por un efectivo análisis AGD en combinación con pruebas eficaces de evaluación de condición. Caso 4: Desarrollo de una falla debido a perdida de sujeción y flujo disperso A principios de 2009 un autotransformador con 43 años de edad de 240MVA 275/132/13kV fue sacado del servicio, por un reemplazo planificado. Este transformador había estado sufriendo de lo que se conoce como perdida de sujeción por muchos años, y el desmontaje forense de un transformador hermano un año antes de que fuera removido del sistema y que ha proporcionado información valiosa acerca de la condición probable de este transformador que se cree de se encuentra en riesgo de falla. Durante el desmontaje se encontró que aproximadamente un tercio de los pernos de sujeción mostró signos de haber estado suelto en el pasado. Algunos de los pernos de sujeción mostraron señales incluso de la erosión por chisporroteo o golpeteo (ranuras alargadas). En general, la sujeción del devanado se encontraba en muy mal estado y se veía mucho peor que lo que se veía desde el transformador hermano desechado un año antes. La pérdida de sujeción había dado lugar al desarrollo de arqueos / chisporroteos en un gran número de los pernos de sujeción, produciendo contaminación por carbón fino en todas partes sobre todo en las superficies del marco superior. La pérdida de apriete
también había resultado en el aflojamiento del ensamble del devanado conduciendo al desarrollo de descargas parciales y contaminación por carbón fino producido dentro de los devanados. La Figura 8 muestra un acercamiento de una falla grave de perdida de sujeción. Tenga en cuenta que uno de los tornillos de sujeción faltantes de había incrustado en el aislamiento por encima del devanado terciario, como se muestra claramente en la imagen de la derecha. Aquí estaba protegido eléctricamente por el anillo de sujeción de acero. La misma imagen también muestra un perno de sujeción doblado. Durante el desmantelamiento se observaron también los escudos electrostáticas posiblemente quemados y esto parecía ser extremadamente graves. La Figura 9 muestra la imagen de una lámina de cobre severamente sobrecalentada por el flujo de dispersión, lo que resulta en daños a las plataformas de sujeción en el extremo inferior, así como en el aislamiento adyacente. Esto no fue particularmente evidente a partir de los resultados de gases disueltos. En conclusión, los resultados de una falla severa más los escudos electrostáticas quemadas aportaron pruebas concluyentes para confirmar que éste transformador había llegado al final de su vida útil y, ciertamente, no era capaz de continuar en servicio. Caso 5: desarrollo de una falla debido a sobrecalentamiento localizado A principios de 2009 se tomó la decisión de desmantelar un autotransformador de 240MVA 400/132kV (sin terciario) Fabricado en 1996, que se creía de manera significativa en riesgo de falla por grave sobrecalentamiento localizado en el circuito de portador de
siguientes pruebas eléctricas, incluyendo las medidas de resistencia de devanado, apuntaban a un problema asociado a una unión del devanado en el devanado terciario, más probablemente implica las conexiones hacia las boquillas de terciario. Una inspección interna reveló uniones defectuosas en las conexión internas entre una de las principales barras colectoras del terciario y la terminal terciaria mano izquierda (3C2) en la caja de carga del terciario y el extremo de la fase A del tanque. Esto fue originalmente una sola barra de aluminio de varias partes, mientras que los conductores 3B2 y 3A2 eran dobles barras colectoras de cobre. El fallo parece ser debido a una conexión atornillada deficiente en la parte curva de la conexión donde lo dejó la caja de carga de terciario a subir hacia la parte superior del tanque principal para conectarse a las barras colectoras terciarias. Como parte de la reparación, se añadió una segunda barra colectora de cobre paralelo a la terminal 3C2. Desafortunadamente, después de que el transformador se volvió al servicio y la carga del terciario fue restaurada (por un reactor derivado), se observó más gasificación. El análisis de las mediciones de resistencia del devanado terciario realizadas después de la reparación de 2005 sugirió otro problema de alta resistencia con la conexión 3A2. Durante una interrupción planeada en 2008 estas medidas de resistencia se repitieron y confirmaron. Después se drenó el aceite y una inspección visual tuvo donde se encontró un depósito grande de carbono en la base de la boquillas 3A2 en la unión entre el conductor flexible y la boquilla. La figura 11 muestra un punto de falla en desarrollo en el tanque principal debido a un sobrecalentamiento local. Tenga en cuenta la imagen de la izquierda muestra un conjunto bus-bar sobrecalentado en conexiones de terciario y la imagen de la derecha muestra la unión de la boquilla sobrecalentada. Referencias [1] R. Heywood, J. Lapworth, L. Hall, and Z. Richardson, “Transformer lifetime performance: Managing the risks”, 3rd IEE International Conference on Reliability of Transmission and Distribution Networks, London; February 2005. [2] R. Heywood and A. Wilson, “Managing reliability risks-Ongoing use of ageing system power transformers”, Doble Israel Conference 2007. [3] A. Wilson, R. Heywood and Z. Richardson, “The life time of power transformers”, Insucon 2006, 24-26 May 2006, Birmingham, UK. [4] H. Ding and S. Ryder, “When to replace aged transformers? Experiences from forensic tear downs and research”, Euro TechCon 2008. Liverpool, 18-
November 2008. [5] M. J. Heathcote, J & P Transformer Book, 13th edition, Elsevier 2007. [6] J. W. Coltman, “The transformer”, IEEE Industry Applications Magazine, pp. 8-12, Jan/Feb 2002. [7] CIGRÉ Working Group 12.18, “Guide for life management techniques for power transformers”, CIGRÉ Brochure No. 227, 20 January 2003. [8] CIGRE WG 12.18 “Life management of transformers, draft interim report”, July 1999.
