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¿Por qué fallan los Transformadores?

Por

Hongzhi Ding Richard Heywood

John Lapworth Simon Ryder

Traducción de CPYCIE para sus clientes

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¿Por qué fallan los Transformadores?

Hongzhi Ding, Richard Heywood (hding@doble.com) (rheywood@doble.com)

John Lapworth and Simon Ryder (jlapworth@doble.com) (sryder@doble.com )

Doble PowerTest Ltd. 5 Weyvern Park, Peasmarsh, Guildford, Surrey, GU3 1NA, United Kingdom

Traducción para CPYCIE por:

Israel Daniel Serrano.

Resumen El conocimiento y la investigación de las fallas en los transformadores de potencia son de vital importancia en la comprensión de los resultados del análisis de gases disueltos (DGA) y la evaluación de la condición mediante mediciones eléctricas para prevenir nuevos incidentes. Este artículo técnico discute con ejemplos los modos de falla comunes observados en los transformadores de potencia con fallas graves. La investigación también indica lo que podemos hacer a favor de la prevención de fallas en los transformadores de potencia, con ejemplos también, mostrando cómo fallas en desarrollo podrían evitarse a través de una continua revisión de la condición de la salud del Transformador mediante un efectivo análisis por DGA en combinación con una efectiva evaluación de la condición. Introducción. Si bien la asistencia en la investigación de las fallas inesperadas de los transformadores es un aspecto importante de trabajo, hay muchos ejemplos de los defectos de los componentes del transformador y fallas que fueron detectadas mucho antes de que pudiese producirse un fallo inesperado, es decir, durante el análisis de gas disuelto de rutina (DGA), la evaluación de las condiciones eléctricas y operaciones de mantenimiento. Muchos transformadores de potencia en servicio están obligados a operar más allá de su vida de diseño original, principalmente como consecuencia de la falta de presupuesto entre el gran número de transformadores con envejecimiento y los limitados recursos disponibles para solventar los reemplazos, y también porque estos transformadores con envejecimiento están todavía en buena condición de trabajo a pesar de su edad y su capacidad para soportar cargas máximas que son generalmente desconocidas. Como parte del programa de evaluación de salud y de extensión de la vida del transformador, en los últimos años Doble PowerTest tienen registros de inspección de desmontaje forense detallado de más de cien grandes transformadores de potencia. Esto implica ser testigo del proceso de desmantelado y hacer una inspección minuciosa de cada componente para evaluar su condición.

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Este desmontaje de transformadores de potencia ha permitido la evaluación del estado de los componentes que normalmente no se abordó durante el mantenimiento de rutina debido a su inaccesibilidad. El conocimiento de las causas de las fallas de transformadores en servicio, junto con las evaluaciones realizadas libranzas de transformadores retirados es debido a la exposición a un alto riesgo, y esto ha dado una información valiosa sobre los modos de deterioro / falla en particular a los grupos de diseño. Esto se ha traducido en primer lugar, en una estrategia de diagnóstico para evaluar el estado de los transformadores de potencia que se acercan al final de su vida útil, después integrándolo en evaluaciones de salud y evaluación de riesgos y finalmente utilizado en la planificación de reemplazo de transformadores envejecidos. Las experiencias de Doble PowerTest hasta el momento revelan que la mayoría de las fallas de los transformadores no se deben al envejecimiento, pero daños localizados o envejecimiento, son debidos a algunas limitaciones en el diseño, fabricación, aplicación y al mantenimiento localizado. A veces, un transformador de potencia falla sin ninguna señal de advertencia. En la mayoría de los casos, sin embargo, los síntomas de desarrollo de falla se pueden detectar, prevenir o ser eliminados. 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.

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Figura 1 Devanado trifásico montado sobre el núcleo, visto desde el lado HV

Los parámetros esenciales que caracterizan el transformador ideal dependen, en gran medida, de las propiedades del núcleo. Las propiedades que son críticamente importantes en los materiales del núcleo de transformador son: la permeabilidad, la saturación, la resistividad y la pérdida de histéresis. En general se cree que en el núcleo han sido hechos los avances más significativos en el diseño y la construcción de transformadores de potencia [6].

El rendimiento de los transformadores de potencia depende de los sistemas de aislamiento dieléctrico y refrigeración. Estos dos sistemas están íntimamente relacionados, ya que es la cantidad de calor que tanto el núcleo como los conductores generan lo que determina la permanencia y la durabilidad del aislamiento, además el sistema aislamiento dieléctrico está diseñado para llevar fuera algo del calor consigo. Es de vital importancia que el aislamiento utilizado en un transformador de potencia debe ser capaz de separar los diferentes circuitos; aislar el núcleo del devanado y el tanque de los circuitos portadores de corriente; proporcionar soporte mecánico para las bobinas eléctricas y resistencia a los esfuerzos mecánicos impuestas por el sistema de potencia como subidas de tensión y corto circuitos.

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Generalmente se ha utilizado papel Kraft para el aislamiento del devanado conductor, cartón prensado de alta densidad para devanado interno y el aislamiento entre fases, y papel crepé para el aislamiento de las terminales. Las propiedades críticas que determinan la vida funcional de aislamiento dieléctrico aceite / papel son: la pureza química, estabilidad térmica, mecánica y rigidez dieléctrica. ¿Que provoca la falla de transformadores de Potencia? En general se cree que las fallas se producen cuando un componente o estructura de transformador ya no es capaz de soportar los esfuerzos impuestos sobre ella durante el funcionamiento. Durante el curso de su vida, el transformador de potencia en su conjunto ha estado sufriendo el impacto de los esfuerzos térmicos, mecánicos, químicos, eléctricos y electromagnéticos en condiciones normales y transitorias de carga. La condición del transformador se deteriora gradualmente desde el principio, lo que resulta en:

• Reducción de la rigidez dieléctrica (es decir, la capacidad de soportar arqueos y pulsos de switcheo)

• Reducción de la resistencia mecánica (es decir, la capacidad de soportar cualquier tipo de fallas)

• Reducción en la integridad térmica del circuito de conducción de corriente (es decir, la capacidad de soportar sobrecargas)

• Reducción en la integridad electromagnética (es decir, la capacidad de transferir la energía electromagnética en condiciones específicas, incluyendo sobre excitación y sobrecarga).

Un fallo se produce en última instancia, cuando el esfuerzo a soportar por el transformador con respecto a una de las propiedades clave anteriores es excedido por el estrés de la operación. Una manera útil de pensar en las fallas de un transformador de potencia puede ser ilustrada en la Figura 2, según lo propuesto por CIGRE WG 12,18 [7, 8]. En su temprana vida de servicio, el transformador de potencia tiene un margen de seguridad disponible entre la capacidad del equipo y los distintos tipos de estrés de los transitorios. Aquí "Rigidez" y "estrés" se utilizan de forma genérica para cubrir cualquier tipo de eventos, mecánicos o eléctricos. Sin embargo, después de un período de envejecimiento general éste puede no ser el caso. En algún punto en el proceso de deterioro, probablemente mucho antes de que la vida útil se agote, una o más partes del transformador bien pueden haber cambiado justo lo suficiente o incluso fallar de tal manera que el transformador ya no realice lo necesario, e. g. incluso si un transitorio, tal como una sobretensión o un cortocircuito cercano ha sido soportado con éxito, una fallo podría ocurrir en el siguiente transitorio.

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Los mecanismos de falla que están involucrados en un gran transformador suelen ser complejos. Los mecanismos funcionales típicos de falla en un transformador se resumen en la Tabla 1, según la CIGRE WG12.18. Tenga en cuenta que este es un modelo de falla funcional sólo para el conjunto núcleo-bobina de un transformador, sin incluir los cambiadores de tomas de carga (OLTC) y las boquillas.

También es importante distinguir una falla y un evento. Una falla se atribuye principalmente a un cambio permanente e irreversible en la condición del transformador. El riesgo de una ocurrencia de una falla no sólo depende del nivel de la falla en desarrollo, sino también el componente funcional transformador involucrado. El evento podría ser reparable en el sitio, dependiendo del tipo de deterioro, así como la gravedad del mismo.

Tabla 1

Modelo funcional del Transformador [7,8]

Componente del Sistema

Defecto Posible Falla y modo de Falla

Sistema Dieléctrico Envejecimiento anormal del aceite Arqueo debido a:

Envejecimiento anormal del papel Aislamiento Mayor Descargas Parciales Envejecimiento Excesivo papel

Aislamiento Menor Contenido excesivo de Agua Descargas Parciales Destructivas

Aislamiento de cables Contaminación del aceite Descargas Progresivas

Pantallas electrostáticas Contaminación de la superficie Descargas localizadas en superficies

Sistema Mecánico

Soportes

Devanados

Soporte de terminales

Perdida de sujeción en devanados

Perdida de devanado

Falla del aislamiento solido debido a:

Falla de soporte de conductores

Desplazamiento de devanado (radial, axial, helicoidal)

Circuito Electromagnético

Núcleo

Devanados

Aislamiento de la estructura

Sujeción de la estructura

Escudos Estáticos

Circuito de aterrizamiento

Circulación de Corrientes

Dispersión de Flujo

Envejecimiento de laminaciones

Perdida de sujeción del núcleo

Potencial Flotante

Corto circuito (circuito abierto) en el circuito de puesta a tierra

Producción excesiva de gases debido a:

Sobrecalentamiento General

Sobrecalentamiento localizado

Arqueo / Descargas de baja energía

Corto-circuitos entre espiras

Circuito de corriente

Terminales

Conductores de devanados

Malas uniones

Falsos contactos

Contactos deteriorados

Corto-circuito debido a:

Sobrecalentamiento localizado

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Figura 2 Un modelo conceptual de falla propuesto por CIGRE WG 12.18 [7,8]

De nuestros registros y datos casos de estudio, las fallas de los transformadores de potencia son comúnmente asociadas con concentraciones de estrés localizado (fallas), que puede ocurrir por varias razones, entre ellas:

• Debilidades en el Diseño y fabricación, por ejemplo, un mal diseño del tamaño del conductor, malas uniones, pobre blindaje al estrés y derivaciones, mal diseño de sujeción, inadecuado enfriamiento local, alto flujo de dispersión, falta de mantenimiento, etc.

• La microestructura del material utilizado puede ser defectuosa desde el principio, por ejemplo, que contiene micro-huecos, micro-fisuras, etc.

• Ataque corrosivo del material, por ejemplo, corrosión por azufre en el papel y el conductor también puede generar una concentración de estrés local.

La debilidad en el diseño del transformador, la construcción y los materiales podrían ser cubiertos por una baja carga. Sin embargo, el aumento de la carga durante largos periodos en servicio descubrirá estas debilidades. Modos de falla más comunes Los modos de falla de grandes transformadores no siempre son claros. Pero sólo a partir de una suposición de la falla experimentada por un transformador de gran potencia, la mayoría de las fallas de los transformadores se pueden clasificar en uno o una combinación de más de uno de los tres modos siguientes:

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• Rompimiento del aislamiento en su conjunto, debido al severo envejecimiento del aislamiento sólido.

• Rompimiento de parte del aislamiento, debido a un envejecimiento prematuro por sobrecalentamiento localizado de alta temperatura.

• Falla mecánica de los Devanados.

Es común entre muchos de los modos de falla del transformador tener espiras en cortocircuito. La espira en corto fue desarrollado como resultado de la ruptura del aislamiento sólido que causa una elevación súbita de temperatura en del devanado. El rompimiento del aislamiento sólido podría ser debido al desgaste natural del aislamiento, sobrecarga repetida o una deficiencia en el sistema de enfriamiento, que a menudo resulta en el envejecimiento severo de aislamiento del devanado. Este tipo de falla (espiras en cortocircuito sin previo aviso o causa obvia del sistema) es un modo de fallo típico del "final de la vida". Si el transformador funciona anormalmente caliente y / o entrega menos de su voltaje de salida normal, uno puede asumir con seguridad la posibilidad de espiras en cortocircuito. Los rompimientos eléctricos son también un modo de falla común para los transformadores de potencia. Los rompimientos eléctricos podrían ser desarrollados por una serie de razones tales como el envejecimiento de aislamiento, el contenido de excesivo humedad, devanados deformes etc. La humedad reduce la rigidez dieléctrica del aislamiento y puede promover la aparición descargas progresivas en la superficie o en las barreras de cartón prensado y conducir a un arqueo. Devanados deformes indican que no sólo un alto nivel de esfuerzo pudo haber infringido desgaste en el aislamiento del conductor del devanado, sino también una reducción en el espacio eléctrico. Esta falla mecánica de los devanados pude entonces manifestarse como un rompimiento eléctrico que en realidad provoca un fallo del transformador. Un pobre diseño y sobrecalentamiento están muy relacionados entre sí y provocan altos modos de falla. En la parte inferior, la falta de refrigeración provoca también un sobrecalentamiento ya sea general o localizado a altas temperaturas, lo que resulta en el deterioro del aislamiento rápido y un daño progresivo. El rompimiento del aislamiento entre el núcleo y el tanque principal puede conducir a corrientes en el núcleo / bastidor / tanque y provocar el sobrecalentamiento local. Corrientes circulantes en el tanque pueden producir puntos calientes en el tanque y a través de las de las uniones de 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.

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Un pobre diseño y pérdida de sujeción está muy relacionado y conduce a elevados modos de falla también. El problema de diseño más conocido con la pérdida de sujeción es la falla de arqueo/chisporroteo por la pérdida de sujeción en los pernos, que compromete la resistencia mecánica del transformador y hace difícil el diagnostico de fallas dieléctricas utilizando AGD. Las descargas por arqueo/chisporroteo también conducen al deterioro del aceite y a la producción de carbón fino, que compromete la integridad del transformador. Tres casos de estudio en fallas de Transformadores Caso 1: Transformador fallado debido a espiras cortocircuitadas En Abril de 2009, un autotransformador de 30 años de edad 750 MVA 400/275/13 KV tuvo un disparo por Buchholz. El análisis de gases disueltos subsecuente de la muestra tomada del Buchholz claramente indico una falla. La protección eléctrica ha mostrado formas de onda inusuales a media fase inmediatamente antes del disparo. Las pruebas de evaluación de la condición después del disparo son mostradas en la tabla 2 (Relación de Transformación) y tabla 3 (Resistencia de devanados). La relación medida de la fase B difiere del valor esperado por tres veces más de lo permitido (0,5%), una indicación de vueltas perdidas, y un valor más bajo que el esperado indica que la falla es un devanado en serie. Las mediciones de resistencia de devanados confirman una falla de devanado en serie en la fase B que fue poco factible de reparar en el aspecto económico.

Se prosiguió al desmantelamiento, entonces la envoltura del devanado serie de la fase B fue removida, con esto las espiras cortocircuitadas fueron encontradas en el Segundo y tercer disco del devanado serie y esto mostro ser particularmente severo. La figura 3 muestra una fotografía de falla por espiras cortocircuitadas. Hubo una extensa perdida de aislamiento del conductor en la parte superior del devanado serie, que es poco probable que sea económicamente reparable.

Tabla 2

Relación de transformación en un autotransformador de 750MVA después del disparo de buchholz.

Relación esperada

Voltaje aplicado HV-N en KV

Relaciones medidas A phase

B phase

C

1.455 0.3 1.435 1.452 12.0 1.45

6 1.455

Nota: Mediciones hechas a 0.3 KV y 12 KV, Utilizando un equipo Doble M4000 analizador de aislamiento y un TTR Doble capacitor.

Tabla 3 Resistencia de devanados en un autotransformador de 750MVA después de un

disparo de buchholz. Devanado Fase A Fase B Fase C

Serie (400 a 275 kV) 0.1783 0.3296 0.1778 Común (275 kV to neutral) 0.5236 0.5222 0.5236 Notas: Mediciones hechas con un Microhmetro para transformador Tinsley 5896 a 5A. Acorde con WTI, la temperatura del transformador fue 15°C.

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Figura 4 Falla de transformador por espiras cortocircuitadas

Figura 4 Comparación de color en conductores en devanado serie de disco superior fase A:

De izquierda a derecha, espira externa, espira intermedia y espira interna

El peor grado de polimerización (DP) obtenido fue de 142/146 (promedio 144) del conductor intermedio de la parte superior del disco en el devanado de la fase B. El siguiente peor resultado fue 151/161 (promedio 156) del conductor intermedio de la parte superior del disco en la fase A. Los resultados de GP en muestras de papel expusieron que aparentemente la condición del aislamiento de devanado serie había alcanzado el final de su vida. El análisis de GP en muestras de papel también mostró que el Punto caliente del devanado fue localizado en el conductor intermedio de la parte superior del devanado en serie.

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La figura 4 muestra una comparación visual de los conductores tomados de la fase A en la parte superior del devanado serie, de izquierda a derecha es la espira externa, espira media y espira interna, respectivamente. Tenga en cuenta la severa decoloración del conductor medio implica no sólo la ubicación del punto caliente en el devanado serie, sino también el inadecuado diseño de refrigeración en el devanado en serie. El punto de aprendizaje de este estudio de caso es que el corto entre espiras fue desarrollado como resultado del severo envejecimiento del aislamiento entre conductores del devanado, que fue en parte una función de la edad del transformador y la carga a la que había sido sometido. El diseño térmico del devanado en serie, sin embargo, dio lugar a un sobrecalentamiento localizado de ciertas áreas, incluyendo el punto de falla. Caso 2: Falla de transformador debido a Arqueo A mediados de 2006, un transformador de 30 MVA tipo subestación 132/11kV de 42 años fallo arrojando aceite a la tierra desde el disco de ruptura. Se creía que el transformador pudo haber sido sometido a un fallo antes de esta falla catastrófica.

Figura 5 Falla de transformador por arqueo en el tanque principal.

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Figura 6

Primer plano de la fase B, bloques del extremo inferior del lado de AT (izquierda) y el lado de baja tensión (a la derecha)

Durante el desmontaje se encontró que el fallo en realidad involucró una severa formación de arcos / chispas en el tanque principal, que fueron ubicadas entre el listón de cobre desnudo conectado al extremo superior del devanado de la fase B de LV y la parte superior fase B en el soporte superior de acero en el lado de BT, donde el arqueo parecía ser especialmente grave para la lámina de cobre desnudo y la esquina de la plataforma de sujeción de acero. La figura 5 muestra una imagen de falla por arqueo generalizado en el tanque principal.

Al continuar la inspección del núcleo y los devanados durante desmantelado fue encontrada evidencia directa de la deformación mecánica de todos los devanados en las tres fases, en particular en fase B. La figura 6 muestra el grave desplazamiento del devanado de la fase B, en lo bloques inferiores. Tenga en cuenta que los bloques perdidos en el lado de BT han sido encontrados en el fondo del tanque.

Por ello, se cree que todos los devanados de tres fases y sobre todo los arrollamientos de fase B habían sido sometidos a fuerzas radiales muy significativas que las que los han torcido y aflojado como resultado. Se pensó también que la falta de sujeción del devanado había causado el movimiento hacia abajo de la fase B LV de devanado al final de la línea, lo que redujo la separación eléctrica entre la tira de cobre desnudo y la esquina del soporte de acero y finalmente causado una descarga disruptiva en el tanque principal.

El punto de aprendizaje de este caso de estudio es que el arqueo fue desarrollado como resultado de la reducción de la distancia eléctrica, que fue debido a la deformación mecánica causada por cortos circuitos y a un pobre diseño por no tener un soporte físico en la terminal del devanado de la fase B, que conecta con el Bus principal.

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Caso 4: Falla de Transformador debido a colapso Axial del Devanado A finales de 2004 se tomó la decisión de desmantelar un autotransformador de 50 años y 120 MVA 275/132/11KV que había sufrido una falla critica en el cambiador de derivaciones. El fallo se observó por primera vez durante un mantenimiento planificado, y parecía que el selector de fase B se alineó mal en un tap en comparación con los selectores de las fases A y C. Después de que el transformador se devolvió al servicio, el esquema de control de tensión con el tiempo envió el transformador hasta el final del rango de taps. En la posición final se requería el desviador de fase B para cambiar todo el devanado, en lugar de un paso del tap como fue diseñado. Esto dio lugar a graves daños en el cambiador de tomas en la fase B y grandes corrientes que fluyeron en la fase B del transformador. Pruebas de investigación de fallas se hicieron en el transformador y los resultados de las mediciones de capacitancia y factor de potencia de los devanados se enumeran en la Tabla 4. Los resultados de la fase B indican claramente un problema grave. La gran reducción de la capacitancia entre los devanados series y comunes así como derivaciones de devanados parecía indicar colapso axial del devanado. Durante el desmontaje de este fue encontrado que el transformador fallo debido a un colapso axial en el tap del devanado fase B, después de un fallo en la fase B del cambiador de taps. Esto habría sido muy complicado para reparar. La figura 7 muestra una imagen de falla por el colapso axial del devanado. Tenga en cuenta que no había graves defectos de diseño o características de diseño inusuales encontradas durante el desmontaje. El transformador parecía no tener fallas relacionados con la toma del devanado de la fase B. El análisis de grado de polimerización sobre muestras de papel estaba en la edad de 450 a 750, lo que indica poca edad y considerable vida útil remanente.

Tabla 4 Investigación de falla en un autotransformador de 120MVA

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Figura 7 Fase B colapsada

¿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.

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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.

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Figura 8

Falla por perdida de apriete en el lado de BT (Izquierda) y final de la fase A (derecha)

Figura 9 Los blindajes electrostáticos quemados: Vista general (izquierda) y de cerca (a la

derecha) 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 corriente. Este transformador había estado sufriendo de un fallo térmico en el tanque principal antes de ser retirado del servicio. El montaje de una resistencia a tierra hacia marco no detuvo el desarrollo de la falla. Se creía, por lo tanto, que la falla térmica no había sido causada por una corriente que circula en el núcleo, marco o tanque.

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Los niveles de gases disueltos en el tanque principal habían sido típicos a los de la población de grandes transformadores, hasta un año antes de que el transformador fuera removido del sistema. Entonces hubo un rápido incremento en el nivel de etileno, acompañados por aumentos en los niveles de hidrógeno, metano y etano. La última muestra antes de que el transformador fuera retirado del servicio contenía 324 ppm de etileno, 302 ppm de metano, 144 ppm de hidrógeno y 123 ppm de etano. La firma de gas disuelto indica claramente un fallo térmico grave en el tanque principal que se desarrolló hasta 2008. La tasa de deterioro parece haber aumentado durante el año. El nivel de monóxido de carbono había sido menor de 500 ppm para la mayor parte del tiempo de servicio, pero la proporción de dióxido de carbono y monóxido de carbono varió entre 2 y 45. Estos dos parecían sugerir solamente un moderado envejecimiento del aislamiento sólido. Sin embargo, las proporciones relativas de los gases sugirieron un fallo sobrecalentamiento localizado de alta temperatura que involucra al aislamiento sólido (relativamente alto hidrógeno y metano, bajo acetileno, relación etileno / etano <4). Basado en las mediciones de resistencia de devanado, se sospechaba que era probable un falso contacto en el circuito portador de corriente de la fase C, pero la investigación interna de todas las uniones y conexiones alrededor de la fase C en BT no dio indicios claros de cualquier problema. Finalmente se llegó a la conclusión de que el fallo debe estar en el interior del devanado común de la fase C. Durante el desmontaje, después de que el devanado común de la fase C fuera extraído, se constató que el estado de todas las juntas fuese bueno y no hubo ninguna indicación clara de cualquier problema. La figura 10 muestra una imagen de un punto de falla en desarrollo dentro del devanado común debido a un sobrecalentamiento localizado. El fallo térmico de alta temperatura localizada había provocado una gran pérdida de conductores y aislamientos, pero no había dado lugar a un cortocircuito entre espiras aún.

Figure 10 Desarrollar punto de fallo dentro de devanado común debido a un

sobrecalentamiento local

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El punto de aprendizaje a partir de este caso de estudio es que este desarrollo de falla no parece haber sido causado o agravado por el diseño del transformador, aunque la causa raíz de la falla térmico no se conoce realmente. Podría, sin embargo, ser causada por cualquiera de los motivos siguientes: daño microscópico a los conductores desde nuevo; un empalme débil en el conductor; aflojamiento y desgaste que se tradujo en la pérdida de aislamiento, y un transitorio del sistema. Caso 6: Desarrollo de una falla en un transformador salvado por AGD. Este es el caso de un autotransformador 750MVA 400/275/13kV construido en 1967 y actualmente todavía en servicio. En los últimos años este transformador se ha desarrollado fallo térmico severo dos veces, pero todo salvado por un análisis efectivo DGA. A finales de 2005, el transformador fue retirado del servicio debido al rápido incremento de gases disueltos que indicaban un fallo de metal desnudo en el interior del tanque principal (alto etileno como gas dominante). Las 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.

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Figura 11 El desarrollo de puntos debido a un sobrecalentamiento local fracaso: bus-bar conjunta en

conexiones terciarios (izquierda) y el casquillo de unión (derecha)

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.

Figure 12 Conexiones del devanado terciario en el autotransformador 750MVA

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Tabla 5 Mediciones de Resistencia de devanados antes de reparar

Medición

Resistencia Medida, mΩ Antes

11/6/08 21.6ºC, 41%

RH

Después 3/7/08

17.4ºC, 56% RH

Después 17/7/08

16ºC, 89% RH

(1)

TA a 3A2 11.023 8.211 7.802 (2)

TA a 3B2 15.732 15.874 15.836 (3)

3A2 a 3B2 10.783 7.624 7.745 (4)

3B2 a3C2 8.085 8.032 8.010 (5)

3C2 a 3A2 18.650 15.354 15.590 (6)

TC a3B2 8.124 8.112 8.046 (7)

TC a 3C2 0.4281 0.4273 0.3722

Notas: Mediciones hechas con medidor de bajas resistencias Tinsley resistanmeter

Después de la reparación las resistencias de los devanados se midieron de nuevo, y se confirmó que no hubo más anomalías de resistencia en el terciario. Tenga en cuenta que en la Figura 12, las conexiones del devanado terciario en este transformador son algo inusual, ya que las tres terminales del terciario son llevados fuera por el extremo de la fase A del transformador para carga terciaria, mientras que el arreglo original de llevar fuera los extremos (Terminales TA y TC) para el cierre y la puesta a tierra externa se mantiene al final de la fase C. La Tabla 5 resume las medidas de resistencia de devanado terciario antes y después de la reparación. El punto de aprendizaje a partir de este caso de estudio es que las fallas en desarrollo debido a las malas uniones/empalmes en los tanques principales de los transformadores podrían salvarse sólo con un efectivo análisis DGA en combinación con pruebas eficaces de evaluación de condición.

Conclusiones Las investigaciones de Fallas e incidentes en los componentes de transformadores de potencia tienen un papel importante en la mejora de la confiabilidad y la gestión del riesgo de falla en el transformador. La identificación de la causa principal de la falla y el posterior análisis permiten realizar recomendaciones para la acción correctiva que se tome y que esperanzadamente prevenga que fallas similares vuelvan a ocurrir en el futuro. Las fallas inesperadas de los transformadores de potencia suceden debido a descuidos de mantenimiento y sobrecargas. Un complemento para tu comprensión de cómo se supone que los componentes de transformadores de potencia deban funcionar con una cuidadosa observación a los daños y usted podrá prevenir las reparaciones. Cuando se descubren errores de diseño y / o debilidades en desarrollo a través del tiempo, la vigilancia mejorada / investigación en unidades hermanas construidos por un mismo fabricante le ayudará en la prevención de futuras fallas y por lo tanto ayuda en la gestión del riesgo de falla inesperado.

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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, 18-20 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.