Fallas Comunes de Transformadores de Potencia y Tecnología de Análisis y Diagnóstico (2024)

Los transformadores de potencia son equipos eléctricos de alta tensión importantes, ampliamente utilizados en el sistema eléctrico. Si ocurre una falla durante su operación, afectará el suministro de energía de la red y puede causar mayores pérdidas económicas directas. Aunque actualmente el transformador cuenta con múltiples protecciones, debido a sus propias razones, la tasa de fallas sigue siendo alta. Kingrun Instruments resume las causas de las fallas comunes en transformadores y las técnicas de diagnóstico más utilizadas, mediante el análisis de los datos de campo de fallas reportados por los clientes.

En el proceso de transmisión y distribución de energía, los transformadores de potencia son el núcleo de la conversión y transmisión de energía. Los accidentes graves en transformadores no solo causan daños a sí mismos, sino que también interrumpen el suministro eléctrico, generando enormes pérdidas económicas. Existen diversos tipos de fallas en transformadores, y la tendencia de ocurrencia de estas también varía. Solo comprendiendo completamente el estado operativo real del transformador, aplicando de manera integral diversos datos en línea e históricos, y utilizando diversas técnicas de diagnóstico, se pueden descubrir a tiempo las fallas ocultas y eliminar las fallas en su estado incipiente, garantizando así la operación estable del sistema eléctrico.

1 Análisis de fallos comunes en transformadores de potencia
1.1 Fallos en el circuito conductor y en el conmutador regulador de tensión
El fallo en el circuito conductor se debe principalmente al mal contacto de los conductores, a soldaduras deficientes en las uniones de los hilos de las bobinas y a falsas soldaduras. Una conexión deficiente de las uniones provocará calentamiento e incluso fusión, lo que afectará gravemente al funcionamiento normal del transformador y al suministro seguro de energía de la red; los terminales de los conductores del transformador son de cobre, y en lugares exteriores y húmedos no se deben conectar conductores de aluminio mediante tornillos a terminales de cobre. Cuando el agua con sales disueltas, es decir, el electrolito, penetra entre las superficies de contacto del cobre y el aluminio, bajo el efecto del acoplamiento eléctrico, el aluminio sufre una fuerte corrosión eléctrica, los contactos se deterioran rápidamente, lo que provoca calentamiento e incluso accidentes graves.
El fallo del conmutador regulador de tensión se debe principalmente a: fallo del contacto principal del conmutador, aflojamiento de los conductores de derivación del conmutador, quemado de los contactos del conmutador, presión de contacto insuficiente del conmutador; mal contacto en el conmutador de regulación bajo carga, quemado de los contactos del conmutador.
1.2 Fallo de aislamiento
El aislamiento interno de los grandes transformadores de potencia es una estructura compuesta por materiales aislantes como aceite, papel y cartón, que envejece continuamente bajo tensiones eléctricas, térmicas, mecánicas, etc. Especialmente en transformadores cercanos a su vida útil de diseño, cuyos materiales aislantes envejecen aceleradamente por la acción de la atmósfera y la humedad, lo que tiene un gran impacto en la seguridad y fiabilidad de su funcionamiento. La entrada de agua y humedad en el transformador (incluida la entrada de agua en los terminales de las envolventes), la mala calidad del aceite (pérdida dieléctrica excesiva, presencia de microorganismos, alto contenido de agua) y el sobrecalentamiento local también provocan daños en el aislamiento y descomposición térmica del material aislante.
1.3 Fallo por generación de gases
Los fallos comunes por generación de gases incluyen descargas y sobrecalentamientos. Según la densidad energética de la descarga, los fallos por descarga en transformadores se suelen clasificar en tres tipos: descarga parcial, descarga por chispa y descarga de alta energía. Los fallos por sobrecalentamiento se deben principalmente a defectos en conductores, fallos en el circuito magnético, y malos contactos y conexiones.
1.3.1 La descarga parcial se debe principalmente a la presencia de burbujas de aire en el aceite o cavidades en el material aislante sólido, lo que puede provocar descargas primero en el espacio de aire; la influencia de condiciones ambientales externas. Si el tratamiento del aceite es incompleto y se reduce, se forman burbujas en el aceite, etc. Mala calidad de fabricación. Si algunas piezas tienen esquinas afiladas, se producen descargas. Descargas causadas por mal contacto entre piezas metálicas o conductores eléctricos. Aunque la densidad energética de la descarga parcial no es grande, si progresa, formará un círculo vicioso de descargas que finalmente llevará a la perforación o daño del equipo, provocando accidentes graves.
1.3.2 Descarga por chispa causada por potencial flotante. Componentes a potencial de tierra, como la pantalla magnética de chapas de silicio y varios tornillos metálicos de sujeción, etc., que están mal conectados a tierra o se sueltan, provocan descargas por potencial flotante. El mal contacto en el extremo de la envolvente de alta tensión del transformador también puede formar un potencial flotante y causar descargas por chispa. La principal razón de las descargas por chispa en transformadores es la influencia de impurezas en el aceite. Las descargas por chispa pueden ocurrir a tensiones más bajas.
1.3.3 La descarga por arco es una descarga de alta energía, que suele deberse a la perforación del aislamiento entre espiras del devanado, seguida de la rotura de conductores o flashover a tierra y arqueo en el conmutador de derivaciones.
Los fallos por sobrecalentamiento se deben principalmente a defectos en conductores, fallos en el circuito magnético, y malos contactos y conexiones.
1.4 Fallo en el devanado
Los fallos en el devanado incluyen principalmente: soldadura deficiente en uniones, cortocircuito, cortocircuito entre fases, puesta a tierra del devanado, cortocircuito entre espiras, etc. La causa principal es que (1) el aislamiento local del transformador se dañó durante el mantenimiento o fabricación.
② Sobrecarga prolongada y mala disipación de calor durante el funcionamiento del transformador, caída de objetos extraños en los devanados, lo que provoca envejecimiento del aislamiento; ③ Compresión insuficiente, calidad deficiente de fabricación, la resistencia mecánica del transformador no soporta los impactos de cortocircuito, el aislamiento se daña y los devanados se deforman; ④ Humedad en los devanados. Esto provocará la expansión del aislamiento bloqueando los canales de aceite, resultando en sobrecalentamiento local del transformador.
1.5 Fallo por fuga de aceite
La fuga de aceite del transformador no solo causa grandes pérdidas económicas y contaminación ambiental a las empresas eléctricas, sino que también afecta la operación segura del transformador. La fuga ocurre principalmente en las soldaduras del tanque. Para las filtraciones en uniones planas se puede soldar directamente. Para filtraciones en esquinas y uniones de refuerzos, a menudo es difícil localizar con precisión el punto de fuga, o tras resoldar, vuelve a filtrar debido a tensiones internas. Para tales puntos, se puede añadir una chapa de hierro para resoldar, cortándola en forma de huso para soldar en la conexión a ambos lados; o cortar la chapa en triángulo para soldar según la posición real de la unión de tres lados.
Filtración de aceite en la base elevada o brida de la envolvente de alta tensión. Estas partes se deben principalmente a una instalación incorrecta de la junta de goma, y la brida puede sellarse con adhesivo durante la operación. La fuga en la envolvente del lado de baja tensión se debe a la tracción del bus y a la corta longitud de salida del lado de baja tensión, presionando el cordón de adhesivo sobre la rosca.
Fuga de aceite en el tubo antiexplosión. El tubo antiexplosión es una medida de seguridad para evitar la rotura del tanque del transformador debido a una falla interna que provoque presión excesiva. Sin embargo, la membrana de vidrio del tubo antiexplosión se rompe fácilmente por vibraciones durante el funcionamiento del transformador, y si no se reemplaza a tiempo, la humedad entra en el tanque, humedeciendo el aceite aislante, reduciendo su nivel de aislamiento y comprometiendo la seguridad del equipo. Por ello, se puede retirar el tubo antiexplosión y modificar instalando una válvula de alivio de presión.
1.6 Fallo por puesta a tierra múltiple
El núcleo del transformador solo debe conectarse a tierra en un punto; la conexión a tierra en dos o más puntos es una puesta a tierra múltiple. La operación con puesta a tierra múltiple del núcleo provocará, por un lado, cortocircuito local y sobrecalentamiento del núcleo. Por otro lado, debido a la corriente circulante generada en el conductor de puesta a tierra normal del núcleo, puede ocurrir sobrecalentamiento local en el transformador, y también pueden presentarse fallos por descarga, lo que pone en peligro la operación segura del transformador y debe tratarse oportunamente.

2 Método de diagnóstico de fallos en transformadores de potencia y tecnología de monitorización en línea
2.1 Método de análisis y diagnóstico de fallos en transformadores
Existen muchos métodos de análisis y diagnóstico de fallos en transformadores, principalmente: método de inspección visual, método de pruebas eléctricas preventivas y método de análisis de gases disueltos en aceite.
2.1.1 Método de inspección visual. Para un transformador en operación, algunas propiedades de fallo evidentes pueden diagnosticarse directamente mediante la inspección diaria de fenómenos anómalos.
2.1.2 Método de pruebas eléctricas preventivas. Este método de prueba es el principal para el diagnóstico de transformadores, y su efectividad es un factor decisivo para la precisión de los resultados. Obtener resultados de prueba confiables y precisos mediante diversas pruebas efectivas es la premisa básica para un diagnóstico correcto de fallos en transformadores.
2.1.3 Análisis de gases disueltos en aceite. El tipo de gas disuelto en el aceite tiene una correspondencia con la naturaleza de la falla interna del transformador. Por lo tanto, este método es muy efectivo para diagnosticar fallos internos del transformador.
2.2 Tecnología de monitorización en línea de transformadores
El propósito de la monitorización en línea de transformadores es identificar su estado mediante la recolección y análisis de señales características, para detectar fallos incipientes y monitorear la tendencia de desarrollo del estado de fallo. Actualmente, la monitorización en línea de transformadores de potencia es uno de los objetos más estudiados a nivel mundial, y se han propuesto muchos métodos diferentes. Tecnología de Análisis de Gases Disueltos en Aceite. Dado que diferentes fallos internos del transformador producen diferentes gases, se puede lograr el diagnóstico del aislamiento del transformador analizando la composición, contenido, tasa de generación y porcentaje relativo de los gases en el aceite.
Tecnología de monitorización en línea de descargas parciales. Las descargas parciales (DP) pueden ocurrir debido a campos eléctricos locales excesivos cuando el transformador falla internamente o opera en condiciones adversas. Cambios aparentes en los niveles de DP y sus tasas de crecimiento pueden indicar cambios que están ocurriendo dentro del transformador o reflejar vacíos, partículas metálicas, burbujas de aire, etc., en el aislamiento sólido debido a ciertos estados defectuosos.
Método de análisis de vibraciones. El análisis de vibraciones es un método efectivo ampliamente utilizado para monitorear este tipo de fallos en transformadores. Monitoreando y analizando la señal de vibración del transformador, se logra el propósito de monitorizar su estado.
Tecnología de medición de temperatura por infrarrojos. La tecnología de imagen térmica por infrarrojos utiliza un detector infrarrojo para recibir la señal de radiación infrarroja del objetivo medido, amplificarla, convertirla en una señal de video estándar y luego mostrar la imagen térmica infrarroja en una pantalla de TV o monitor. Cuando los conductores del transformador tienen mal contacto, operan sobrecargados, etc., provocarán sobrecalentamiento local en el circuito conductor, y la puesta a tierra múltiple del núcleo también causará

Método de análisis de respuesta en frecuencia. El análisis de respuesta en frecuencia es un método efectivo para determinar si la estructura del devanado o de los conductores del transformador se ha desplazado. El desplazamiento mecánico del devanado producirá un ligero cambio en la inductancia o capacitancia, y el método de respuesta en frecuencia se utiliza para monitorizar el estado del devanado del transformador midiendo este ligero cambio.
Indicador de temperatura del devanado. Los indicadores de temperatura del devanado se utilizan para monitorizar la temperatura de los devanados del transformador, dar alarmas por exceso de límite y, cuando sea necesario, iniciar disparos de protección. Actualmente, se ha desarrollado una nueva tecnología para la monitorización de temperatura en devanados de grandes transformadores, que consiste en incrustar una fibra óptica en el devanado para medir directamente la temperatura en tiempo real, mejorando así la tecnología de modelado predictivo del transformador y logrando el propósito de monitorizar el estado térmico del devanado en tiempo real.
3 Conclusión

Con el rápido desarrollo de la automatización de los sistemas de potencia, la fiabilidad del suministro eléctrico aumenta día a día. Para satisfacer esta demanda, debe desarrollarse un sistema de monitorización en línea más inteligente. Como se muestra en la Figura 1. Este sistema de monitorización inteligente en línea incluye sensores de varios dispositivos de monitorización de rendimiento dinámico de transformadores. Algunas de las señales eléctricas recogidas por los diversos sensores se procesan mediante amplificadores y circuitos de acondicionamiento y luego se conectan a circuitos de conversión analógico-digital, y otras se procesan mediante tarjetas de adquisición analógico-digital. Algunas se conectan a la computadora industrial tras el circuito de interfaz, los datos son procesados por el computador frontal y luego enviados al sistema de diagnóstico en tiempo real de fallos del transformador en la unidad central de procesamiento en segundo plano para diagnóstico y análisis,

Kingrun Transformer Instrument Co.,Ltd.

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