Elementos esenciales de mantenimiento y causas comunes de fallos en transformadores para subestaciones de alta potencia

El fallo de un transformador de alta potencia transformador de subestación también implica un costo que va más allá de las horas de reparación. Se cuantifica en centros de datos inactivos, líneas de producción paralizadas y ventanas de entrega perdidas. Ryan Electric, una empresa conjunta con Eaton (EE.UU.), fabrica transformadores secos, con impregnación al vacío y resina (VPI), sumergidos en aceite, tipo poste, de potencia y de distribución, con capacidades hasta 10 MVA y tensiones hasta 132 kV. Sabemos que la mayoría de los fallos catastróficos comienzan como pequeñas señales ignoradas. Este artículo analiza las causas más frecuentes de fallo en transformadores según su modo de fallo, incluyendo señales tempranas de advertencia, acciones en campo y los momentos en que se debe detener y desconectar el equipo.

Envejecimiento del aislamiento de los devanados: la degradación silenciosa

Con el paso de los años, los aislamientos de celulosa y epoxi se degradan progresivamente debido a esfuerzos térmicos, eléctricos y mecánicos. La actividad de descargas parciales también constituye un indicio previo de daño en transformadores de resina fundida y VPI.

Señal temprana : Ligera decoloración de los conductos de ventilación, olor inusual o aumento de la lectura de descargas parciales (PD). En el análisis del aceite / DGA, el análisis de furanos del aceite indica un aumento de 2-furfuraldehído en unidades sumergidas en aceite.

Acción en campo : Medición offline de descargas parciales (PD), limpieza de los conductos de refrigeración y verificación del perfil de carga frente a la placa de características. Reducir al mínimo la carga si las temperaturas de puntos calientes superan los límites.

Cuándo detenerse : Si las descargas parciales (PD) son repetidamente altas (superiores a 500 pC) o si el análisis de gases disueltos (DGA) detecta acetileno (C₂H₂) a una concentración superior a 5 ppm, retirar inmediatamente la unidad del servicio. Pueden producirse cortocircuitos entre espiras si se mantiene la alimentación activa.

Fallos del cambiador de tomas: desgaste mecánico y erosión de contactos

Muchos transformadores de subestación no tienen piezas móviles excepto los cambiadores de tomas bajo carga (OLTC). Las causas principales de fallo del transformador son la erosión de contactos, la acumulación de carbono y el desalineamiento del accionamiento motorizado.

Señal temprana : Ruido inusual durante el cambio de tomas, regulación de tensión desigual o aumento de la diferencia de temperatura entre el OLTC y el depósito principal.

Acción en campo : En el campo, verifique la presencia de partículas de carbono en el aceite, la corriente y el sincronismo del motor, e inspeccione los contactos del interruptor de derivación durante el mantenimiento programado.

Cuándo detenerse : Si el regulador de tensión bajo carga (OLTC) no logra completar un cambio de toma o el Relé Buchholz se activa durante la operación de cambio de toma, bloquee el cambiador de tomas y transfiera la carga. Evite cualquier actividad eléctrica adicional.

Ingreso de humedad en los aisladores: El camino oculto hacia la perforación eléctrica

La humedad puede penetrar en los aisladores de porcelana o compuestos a través de juntas defectuosas o grietas. Las condiciones húmedas provocan una disminución del voltaje de perforación eléctrica y aumentan la corrosión interna.

Señal temprana : Voltaje inusual de interferencia de radio (RIV), condensación visible de aceite en la mirilla de nivel de aceite o aumento de la capacitancia del aislador y de los valores de tangente delta.

Acción en campo : Realice termografía infrarroja, limpie los aisladores, reemplace las juntas, y realice un análisis de aceite y un análisis de gases disueltos (DGA) en el aceite del aislador, si procede.

Cuándo detenerse : Si el ángulo de pérdida (tan delta) es superior al 1 % a 20 °C o el contenido de hidrógeno es superior a 100 ppm en el análisis de gases disueltos (DGA), retire el aislador del servicio. El tanque del transformador puede destruirse por una descarga disruptiva bajo carga.

Deterioro del aceite y análisis de gases disueltos

El aceite mineral puede sufrir procesos de oxidación, arco eléctrico y sobrecalentamiento. El análisis de gases disueltos (DGA) es la herramienta diagnóstica más eficaz para transformadores de potencia y distribución sumergidos en aceite.

Señal temprana : Las relaciones clave entre gases cambian: el aumento de metano (CH₄) indica una falla térmica; el aumento de etileno (C₂H₄), una señal de metal caliente; y el aumento de acetileno (C₂H₂), una señal de arco eléctrico.

Acción en campo : Si algún gas supera los límites establecidos por IEEE, realice el DGA mensualmente. Realice pruebas y verifique la presión de la capa de nitrógeno; filtre el aceite si se detecta humedad superior a 20 ppm.

Cuándo detenerse : Apague la alimentación eléctrica de la instalación si el relé Buchholz actúa o si el DGA indica que el acetileno (C₂H₂) supera los 10 ppm y el hidrógeno supera los 500 ppm. Esto indica una condición previa a la falla en transformadores sumergidos en aceite.

Envejecimiento térmico acumulativo por sobrecarga: El asesino silencioso

La vida del aislamiento se reduce a la mitad por cada aumento de 6 °C en la temperatura por encima de la temperatura nominal del punto caliente. En la mayoría de estas aplicaciones, los transformadores están sometidos a sobrecargas cíclicas, como en centros de datos, almacenamiento de energía renovable y accionamientos industriales.

Señal temprana : Elevación constante de la temperatura del aceite superior bajo carga estable, mayor uso de ventiladores de refrigeración o análisis de gases disueltos (DGA) que indiquen un aumento constante del etano (C₂H₆).

Acción en campo : Aplicar límites dinámicos de carga, medir el rendimiento del sistema de refrigeración y registrar las horas de sobrecarga. Utilizar la historia térmica real, no el tiempo calendárico, para establecer el intervalo de revisión integral del transformador .

Detener la carga : Reducir la carga cuando la temperatura del aceite superior alcance 105 °C (inmerso en aceite) o 155 °C (resina fundida). Cuando el análisis de gases disueltos (DGA) revele signos de producción acelerada de gases (por ejemplo, duplicación del gas total disuelto en 24 horas), retirar el transformador del servicio y realizar una inspección interna.

Ryan Electric: Su socio en la prevención de fallos

Ryan Electric fabrica transformadores secos, con impregnación al vacío y presión (VPI), sumergidos en aceite, montados sobre pedestal, de potencia, de distribución y compactos, con una capacidad máxima de 10 MVA y hasta 132 kV. Cada transformador se somete a ensayos rutinarios, de tipo y especiales en nuestros laboratorios de ensayo dobles, acreditados por CNAS, con tensiones de 35 kV/110 kV, y cuenta con certificaciones IEEE, UL, CE, ASTA y DEKRA; además, disponemos de tres bahías de ensayo especializadas para unidades de resina fundida, sumergidas en líquido y de subestación. Ya sea para centros de datos de Microsoft o para proyectos de State Grid, ofrecemos la fiabilidad de la que más de 50 países ya confían.

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