La tasa de falla de los transformadores en aceite podría aumentar 500% en 10 años.
Actualizado: 22 nov 2021
Los Transformadores convencionales de potencia y distribución son generalmente considerados como dispositivos confiables presentando una tasa de fallas baja. Sin embargo, el envejecimiento de la infraestructura de las subestaciones ubicadas a nivel global está causando una preocupación y se tiene evidencia del incremento de las pérdidas.
Es predecible un aumento de las fallas de los transformadores de subestación en un 500% dentro de los próximos 10 años debido a que las unidades instaladas en los años 1960 y 1970 están excediendo su ciclo de vida operacional esperado. El cálculo de la tasa de falla de los transformadores ha mostrado que la confiabilidad rápidamente decrece después de 35 a 40 años de uso y para los 60 años ya es casi el 100%.
Gráfica de la tasa de falla típica de transformadores y equipos de potencia
Mientras la edad de los equipos tiene una influencia importante en las fallas, también lo tienen mantenimientos de procedimientos inadecuados. Afortunadamente, existen varios medios prácticos y métodos comprobados que significativamente reducen el riesgo de las fallas de los transformadores.
Definición
Un transformador es un dispositivo que transfiere energía eléctrica desde un nivel de voltaje a otro. Ellos pueden ser secos o líquidos (por ejemplo aislados en aceite), considerando los transformadores secos disponibles en tamaños de hasta 10 MVA aunque tamaños más grandes tienden a ser llenos en aceite. Aceite mineral aislante es comúnmente utilizado. Tambien aceites de silicón, esteres, etc., pueden ser usados, pero esto puede ser más costoso.
En transformadores en aceite, los devanados y el núcleo están totalmente sumergidos en el líquido cuyas funciones son el enfriamiento/medio de transferencia de calor y aislamiento eléctrico para controlar las corrientes parásitas. Son este tipo de transformadores los que están considerados en la presente nota técnica.
Partes Principales Componentes
Transformador de Potencia Típico Aislado en Aceite
Tanque del Transformador. Sostiene los devanados del transformador y sus medios de aislación, principalmente el aceite aislante.
Bushings de Alto Voltaje. Son los terminales donde el devanado primario del transformador terminan y sirven con un aislante del tanque del transformador.
Bushings de Bajo Voltaje. Como en los Bushings de Alto Voltaje, los terminales donde el devanado secundario del transformador terminan y sirven como un aislador del tanque del transformador.
Aletas de Enfriamiento/Radiador. Para que el transformador pueda disipar el calor generado en su aislamiento en aceite, aletas de enfriamiento y radiadores están usualmente adjuntados a los tanques del transformador.
Ventiladores de Enfriamiento. Pueden ser usualmente ubicados adheridos a las aletas de enfriamiento.
Tanque Conservador. Un sistema de preservación de aceite en el cual el aceite en el tanque principal es aislado de la atmósfera, considerando un rango de temperatura especificado, por medio de un tanque auxiliar lleno de aceite y conectado al tanque principal completamente lleno de aceite.
Terminal del Sistema de Puesta a Tierra. Usualmente presente cuando una conexión estrella (Y) es usada en uno de los devanados del transformador.
Válvula de Drenaje. Usado para drenar el aceite del transformador.
Deshidratación y Respiradero (No Mostrado). Previene que la humedad normal en el aire de entrar en contacto con el aceite del equipo eléctrico, principalmente debido a cambios en la carga y cambios de la temperatura.
Temperatura del Aceite/Manómetro. Utilizado para monitorear las caracteristicas internas del transformador, especialmente sus devanados.
Bushings de los Transformadores de Corriente. Localizados en los terminales del transformador y usados para propósitos de medición y protección.
Panel de Control. Alberga el dispositivo de monitoreo del transformador y los dispositivos auxiliares.
Los transformadores en aceite con tanque conservador normalmente están equipados con un relé de acumulación de gas (Relé Buchholz). Este es un dispositivo que funciona con el gas y aceite en la línea de tubería entre el tope del tanque principal del transformador y el conservador. La función de este relé es de detectar una condición anormal dentro del tanque y enviar una alarma o señal de disparo. Bajo condiciones normales el relé está completamente lleno de aceite. La operación ocurre cuando los flotadores son desplazados por la acumulación de gas, o una aleta se mueve por una oleada de aceite.
Los transformadores sin conservador están usualmente equipados con relés de presión súbita, los cuales funcionan de manera similar al relé Buchholz.
Relé Buchholz
Envejecimiento del Transformador
La vida del transformador depende en gran medida de la vida del papel que es utilizado para el aislamiento de las bobinas del transformador y varios otros componentes. La vida del papel es función de la calidad del aceite con el cual el transformador es llenado, la calidad del papel propiamente, la temperatura de funcionamiento, la carga y las variaciones de temperatura a los cuales el transformador es expuesto,
La calidad del aceite es función del ciclo de funcionamiento del transformador y del régimen de mantenimiento que es realizado. El tiempo medio de falla (MTF) de grandes transformadores es de aproximadamente 50 años. Todos los analisis efectuados indican que las fallas son relativamente extrañas en los primeros 25 años pero que la tasa de fallas incrementa significativamente luego de los 40 años de uso.
Fallas
La causa principal de la falla de transformadores esta relacionada con el aislamiento (por ejemplo inadecuado o defectuoso aislamiento, deterioro o corto circuito). Estas pueden resultar de un número de diferentes causas. Por ejemplo:
Vibración, lo cual produciría falla de aislamiento y corto circuito.
Cortocircuitos externos, involucrando una o más vueltas de bobina.
Otras razones de falla que pueden ser encontradas comúnmente incluyen humedad dentro del transformador, lo cual puede provocar cortocircuitos. El contenido de humedad del aceite debe ser monitoreado rutinariamente en funcionamiento. Cuando el contenido de agua alcanza un cierto nivel, el aceite debe ser secado si no se quiere reducir la vida útil del trasformador drásticamente.
Los sistemas de secado del aceite en etapas están disponibles en el mercado y los respiradores de sílica gel son rutinariamente utilizados para minimizar el ingreso de agua en operación normal. Fallas del líquido aislante es otra de las causas mayores de fallas en transformadores. La pureza y secado del aceite se deteriorara como resultado del ingreso de humedad, sobrecarga prolongada, bajo nivel de aceite o la presencia de partículas conductoras en suspensión. La rigidez dieléctrica del aceite puede ser reducida a un nivel peligroso bajo al cual rompimiento del aislamiento o flashing puede ocurrir si no es rutinariamente monitoreado.
Acción Preventiva
A pesar de que se pueden incluir no todas las medidas que se mencionaran a continuación, las siguientes medidas preventivas básicas de mantenimiento pueden grandemente reducir el potencial de fallas de transformadores en aceite y asi mismo reducir las interrupciones en la energía electrica:
Inspección termografía de los sistemas electricos. Las inspecciones deben ser efectuadas anualmente o más frecuentemente (por ejemplo cada cuatro-meses o semestralmente) cuando lo justifique la experiencia de pérdida, la instalación de equipos nuevos o cambios en las condiciones ambientales, operacionales o de carga.
Inspección de la condición general del transformador, incluyendo fugas, al menos mensualmente. Corriente, Voltaje, temperatura, nivel del líquido y lecturas de presión/vacío deben ser efectuadas para asegurar que ellas están dentro de los limites adecuados.
Prueba de ruptura de aislamiento dieléctrico del aceite aislante, acidez, color, factor de potencia y tensión interfacial al menos anualmente. Adicionalmente, analisis de gas disuelto en el aceite (tambien conocido como analisis de gases disueltos (DGA)) debe ser realizado anualmente o más frecuentemente como lo indiquen los resultados de las pruebas.
El nivel actual de frecuencia de mantenimiento deberá ser determinado por la criticidad del equipo en el sitio y las potenciales exposiciones como resultado de pérdidas de alimentación electrica debido a fallas.
Referencias
Paul Carter. Liquid Filled Transformer Maintenance. Tech Talk. Volume 2. Allianz R. Consulting. Allianz GC&Specialty. Germany. 2011
NFPA 70B, Recommended Practice for Electrical Equipment Maintenance, 2010 Edition
FM Global Property Loss Prevention Data Sheet 5-4, Transformers, May 2010
Más información:
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