Sobre el artículo
Se estudian métodos para aumentar la fiabilidad operativa de los transformadores de potencia, autotransformadores y reactores de derivación con el fin de reducir el riesgo de daños, que acompañan a los cortocircuitos internos y a los incendios y explosiones de equipos.
Fuente: revista Élektricheskie Stantsii, nº 9, septiembre de 2014, pp. 41 – 48M. M. L’vova, S. Yu. L’vov, V. B. Komarov, E. O. Lyut’ko, V. P. Vdoviko, V. V. Demchenko, S. G. Belyaev, V. A. Savel’ev, M. Yu. L’vov, y Yu. N. L’vov
Introducción
Los cortocircuitos internos causan los daños más graves a los transformadores de potencia, autotransformadores y reactores de derivación, que funcionan a una tensión de 110 kV y superior (en adelante, simplemente transformadores). Los análisis han demostrado que los daños que acompañan a los cortocircuitos internos representan el 80% del total de daños en los bobinados, el 89% del total de averías de los conductores de alta tensión y el 25% del total de averías de los reguladores bajo carga. En más del 30% de los casos, los daños se deben a explosiones e incendios.
El objetivo de este artículo es estudiar el problema del aumento de la fiabilidad operativa de los transformadores mediante la reducción del riesgo de daños que conllevan los cortocircuitos internos, las explosiones y los incendios en los transformadores. Los principales factores que dan lugar a un aumento del número de averías en los transformadores son los siguientes:
- Un aumento del número de transformadores que funcionan durante más tiempo que su vida útil mínima de 25 años, establecida por la norma.
- El uso de transformadores más allá de los límites de sus parámetros normales;
- La ausencia, en los documentos normativos, de una serie de criterios necesarios para obtener una información más completa y fiable, que permita estimar la capacidad de funcionamiento de los transformadores.
En general, existe un número suficiente de documentos eficaces que permiten determinar el estado de los transformadores y si pueden seguir utilizándose.
No obstante, como demuestra la experiencia, en los transformadores pueden producirse procesos de ionización y térmicos en regiones locales del aislamiento, que dan lugar a cortocircuitos internos, explosiones e incendios en los equipos, en un tiempo inferior a la periodicidad de control establecida en el Documento de Reglamentación (Normas para pruebas de equipos eléctricos).
Las ideas centrales a la hora de diagnosticar el estado técnico de un sistema y estimar el riesgo son el «estado límite» y los «criterios de estado límite».
Según la norma estatal GOST R 53480-2009, el «estado límite es el estado de un componente, para el cual su uso posterior es inadmisible o indeseable por razones de peligro o por razones económicas o ecológicas»; «los criterios de estado límite son indicadores de un estado límite para el cual debe tomarse una decisión sobre el estado del equipo». En la actualidad, el procedimiento y los criterios para determinar el estado límite de los transformadores de potencia no figuran en los documentos técnicos normalizados.
No obstante, la experiencia adquirida a lo largo de muchos años de uso proporciona una base científica para un procedimiento de estimación del estado límite de los transformadores de potencia que funcionan a una tensión de 110 kV y superior. Los principales indicadores y criterios del estado límite de los transformadores son los siguientes:
- Desgaste del aislamiento del bobinado.
- Deformación peligrosa de los bobinados, debido a las altas corrientes de cortocircuito.
- Contaminación peligrosa de los bobinados por partículas coloidales que contienen metales, que se forman como resultado de la interacción del aceite con los materiales de construcción.
Cuando el grado de polimerización del aislamiento de papel de los bobinados se reduce a 250 unidades, se produce lo siguiente:
- La resistencia mecánica del aislamiento se reduce en no menos de cuatro veces con respecto al valor inicial;
- Pérdida de agua (deshidratación) del papel aislante a un nivel del 6% en masa y superior.
Posibles daños en el aislamiento del bobinado por reducción del grado de polimerización a 250 unidades:
- Daños en el aislamiento del bobinado por la presión axial de las fuerzas cuando hay corrientes de cortocircuito;
- Reducción de la fuerza eléctrica entre los devanados cuando el aislamiento del conductor está dañado (rotura o fisura) en un factor de 1,5 a 2. El factor de seguridad calculado de la fuerza eléctrica en diferentes estructuras de devanados de transformadores varía de 1,1 a 1,7;
- Calentamiento de una parte del aislamiento debido a las pérdidas dieléctricas, que va acompañado del quemado del aislamiento por la tensión de trabajo, debido a un aumento local de la concentración de humedad durante la deshidratación.
Cuando se alcanza el estado límite, aumenta el riesgo de que se produzcan daños en el transformador debido al cierre del devanado, cuando hay corrientes de cortocircuito, rayos y sobretensiones de conmutación, y por debajo de la tensión de trabajo. El problema de determinar las características de la vida útil del aislamiento de papel de los transformadores de potencia que se han utilizado durante mucho tiempo consta de dos partes: la determinación de la probabilidad de daños en el transformador debido a la degradación del aislamiento y una estimación de la vida útil residual.
Debemos señalar aquí los resultados de las investigaciones a gran escala de 686 transformadores en funcionamiento desde hace mucho tiempo en Japón. Las características de probabilidad de los daños en los transformadores debidos a la degradación del aislamiento se definen mediante las siguientes relaciones:
donde P es el valor «actual» del grado de polimerización y F es la probabilidad de que se produzcan daños en los transformadores debido a la degradación del aislamiento.
En [8] se derivó la siguiente ecuación para la vida útil del aislamiento de papel de los transformadores japoneses, relacionada con su grado de polimerización:
donde P0 es el valor inicial del grado de polimerización del aislamiento de papel de los devanados del transformador, y ô es la vida útil del transformador en el instante en que se midió el valor «actual» del grado de polimerización, en años.
No obstante, hay que señalar que esta relación se mantiene principalmente para los transformadores extranjeros. Los transformadores de potencia rusos no están equipados con un sistema de filtros para purificar continuamente el aceite (filtros de termosifón o de adsorción). El estado de las capas exteriores del aislamiento, cubiertas de aceite después de un uso prolongado, por regla general, es peor que el estado de las capas interiores, en contacto con los conductores de cobre. Este último es responsable de los efectos apreciables de los productos oxidados y ácidos del envejecimiento del aislamiento de papel y del aceite durante la degradación del aislamiento.
Cuando los transformadores de potencia se utilizan con el funcionamiento regulado de los filtros termosifón y de adsorción, debido a la concentración constantemente baja de catalizadores de Reducción del riesgo de daños en los transformadores de potencia de 110 kV y superiores que acompañan a los cortocircuitos internos 485 la formación de lodo y la degradación, el valor del grado de polimerización de las capas externas del aislamiento de los devanados de las bobinas es mayor que el de las capas internas, en contacto directo con el cobre.
Para los transformadores que se han utilizado durante mucho tiempo junto con filtros para purificar directamente el aceite del transformador, se puede asumir que el método de estimación de la vida residual del aislamiento, basado en el comportamiento cinético real del cambio en el grado de polimerización para diferentes grupos de transformadores de potencia con aproximadamente la misma carga, está completamente justificado.
En este caso, a partir de los resultados de las investigaciones, la relación entre el grado inverso de polimerización y la vida adopta la forma de una familia de anamorfismos semilogarítmicos:
donde Keff es la constante de velocidad efectiva de destrucción del aislamiento durante el uso, año-1.
A partir de la ecuación para P0 igual al valor «actual» del exponente de polimerización, y P igual a 250, correspondiente al agotamiento completo de la vida del aislamiento, podemos determinar la vida residual del aislamiento de los transformadores ôr.
donde Keff es la constante de velocidad efectiva de destrucción del aislamiento durante el uso, año-1. A partir de la ecuación (5) para P0 igual al valor de «corriente» del exponente de polimerización, y P igual a 250, correspondiente al agotamiento completo de la vida útil del aislamiento, podemos determinar la vida residual del aislamiento de los transformadores.
En la actualidad, sobre la base de las investigaciones que hemos llevado a cabo, se ha adquirido una base de datos bastante amplia para realizar estimaciones cinéticas prácticas para determinar la vida residual del aislamiento de los transformadores de potencia que se han utilizado durante mucho tiempo basándose en el grado de polimerización.
A continuación se indican los valores máximos de la constante de velocidad «anual» efectiva de la degradación del aislamiento de papel de los devanados Keff para grupos de transformadores de potencia con una carga diferente.
Estas características cinéticas nos permiten formular las siguientes conclusiones:
- La vida útil del aislamiento de papel de los devanados, de los diferentes grupos de equipos de transformadores de potencia, utilizados en Rusia, está determinada por la constante de la tasa anual de degradación del aislamiento, que, en su conjunto, es una función de la carga del grupo específico de transformadores, y el grado de polimerización del papel bobinado inicial, utilizado para el aislamiento del devanado cuando se fabrica;
- La constante de la tasa de degradación del aislamiento de papel de los devanados de los transformadores de red de 220 – 500 kV es aproximadamente la mitad que la de los transformadores modulares de 110 – 500 kV de las centrales térmicas.
Cuando se producen deformaciones peligrosas o un desplazamiento de los devanados, el transformador puede resultar dañado debido a la alteración del aislamiento y de los huecos de aislamiento. Cuando se utiliza un transformador de este tipo es posible que se produzcan descargas parciales, en las que se forma principalmente hidrógeno.
Cabe señalar que, en las publicaciones del SIGRE de 2008, se dan ejemplos de los daños sufridos por 16 reactores de maniobra debido al desarrollo de cierres de devanados como consecuencia de la contaminación del aislamiento de los devanados por partículas coloidales de sulfuro de cobre CuS2 que contienen metal (5 – 7% en masa) al utilizar aceites que contienen azufre, a saber, Nitro 10 GBA y Nitro 10 GBN.
Los métodos que se utilizan actualmente para estimar la contaminación del aislamiento de los devanados, basados en la medición de la tangente de pérdida del aislamiento dieléctrico de los devanados, sólo permiten determinar la contaminación del aislamiento del devanado con respecto a tierra y entre los devanados.
El aislamiento del bobinado no se controla con este método. Los cierres de devanados siguen siendo de baja sensibilidad durante un tiempo relativamente largo para los dispositivos de protección de transformadores (diferenciales y gaseosos) siempre que el daño se aísle, por regla general, antes de que se produzca un cortocircuito interno.
Los filtros para la limpieza continua del aceite (filtros de termosifón o de adsorción) desempeñan un papel importante en la reducción del riesgo de que se produzcan cierres de bobinado. Así, para una masa de aceite en el transformador de 50 toneladas, pueden adsorberse hasta 230 kg o más de compuestos polares -productos del envejecimiento del aceite- en los filtros de gel de sílice para la limpieza continua del aceite.
Cabe señalar que los indicadores de las concentraciones de compuestos metálicos de materiales estructurales que son más peligrosos en la práctica en el aislamiento de bobinado cuando hay filtros para la limpieza continua del aceite en la sustitución moderna de gel de sílice, por regla general, no supera el 2% en masa.
Con el fin de aumentar la eficacia operativa de los filtros para la limpieza continua del aceite para la eliminación completa de las partes orgánicas y minerales de la contaminación de los materiales aislantes, es aconsejable desarrollar una nueva generación de sorbentes mediante la modificación físico-química de la superficie de los geles de sílice utilizados en la actualidad.
En la práctica, se ha introducido ampliamente el aislamiento de tipo concentrador RIP con polímero duro. Ofrecen la posibilidad de reducir considerablemente el riesgo que entrañan las explosiones y los incendios, así como las acciones peligrosas sobre el medio ambiente.
Sin embargo, a tensiones de 220 – 500 kV, se ha observado el fallo de estos aditivos en varios casos.
El material aislante de los cables de alta tensión funciona en condiciones de radiación ionizante de electrones acelerados de baja energía en presencia de un campo eléctrico.
Los cables de alta tensión con aislamiento de papel-aceite poseen la propiedad de «autorrestauración». Aquí, la plastificación (relleno) del papel aislante con aceite provoca la degeneración de los radicales libres que se forman (partículas con electrones no apareados) por su aceptación por el aceite. Esto suprime el desarrollo de los procesos de destrucción por radiación en el papel aislante que forma parte del aislamiento papel-aceite cuando se producen descargas parciales.
Por lo tanto, el aceite es capaz de absorber y disolver los productos gaseosos y otros productos de la descomposición del aceite y del aislamiento sólido, formados por la acción de las descargas parciales que tienen una acción desionizante bastante fuerte en el canal de descarga.
En el caso de los aislamientos RIP sólidos, los daños derivados de las descargas parciales se acumulan. Las principales etapas de las formas iniciales de desintegración, son las siguientes:
- Ruptura de los vínculos
- La formación de radicales libres y su conversión en grupos químicos estables
- La acumulación de desintegraciones moleculares seguida de la producción de submicrofisuras.
Evidentemente, la formación de radicales libres en el aislamiento puede provocar un aumento local considerable de la conductividad eléctrica en la región donde se producen descargas parciales y su posterior desarrollo.
El ritmo de los microprocesos depende entonces no de las tensiones medias, sino de las tensiones locales, que actúan en pequeñas regiones, donde se produce la ruptura elemental de los enlaces.
Cuando aumenta el nivel de descargas parciales, aumenta la potencia de la dosis absorbida de radiaciones ionizantes, lo que conduce al desarrollo de procesos de erosión radiativa y, en última instancia, a la rotura del aislamiento principal de plomo.
El uso del aislamiento RIP no provoca daños en los cables de alta tensión a tensiones de 35 y 110 kV. La experiencia adquirida en el uso de cables de 35 y 110 kV muestra un nivel de fiabilidad bastante alto.
No obstante, los daños en los cables de 220 kV y superiores indican una relación bastante estricta entre las características estructurales-químicas y de tamaño de masa del aislamiento RIP y su estabilidad frente a los efectos operativos, incluidas las descargas parciales intensivas. Como se desprende de la experiencia operativa, los cables de alta tensión con aislamiento RIP son propensos a dañarse en las partes con mayor intensidad de campo, en la región de la brida de montaje.
Recientemente, tanto en Rusia como en el extranjero, se ha generalizado el uso de sistemas para la supervisión continua del estado de un transformador. Lo mejor es utilizar los sistemas para desconectar a tiempo un transformador antes de que se produzca un arco, explosiones o incendios. Sobre la base de la experiencia existente a estos efectos, es aconsejable controlar continuamente los siguientes factores:
- El contenido de gases disueltos en el aceite, principalmente hidrógeno,
- El contenido de humedad del aceite;
- Descargas parciales
El ejemplo más claro es el de los daños sufridos por el transformador de tipo TTs-400000500-UKhL1, puesto en servicio en 2012. Al transformador se le suministró una protección de relé regular, así como automatismos antiaccidentes y un sistema automático de extinción de incendios por agua.
Además de éstos, se incluyó un sistema de observación continua del contenido de gases combustibles y del nivel de humedad del aceite, así como un sistema de vigilancia de las características de las descargas parciales, colocado en los cables de alta tensión del transformador, junto con un sistema de prevención de explosiones e incendios en el transformador, fabricado por la empresa Sergi Transformer Protector Company (del tipo MRT).
Fig. 1. Disruptive disk of the system for preventing explosions and fires in a transformer, manufactured by Sergi Transformer Protector Company after operation.
La desconexión de emergencia de la unidad fue provocada por la acción de la protección diferencial del transformador. El funcionamiento de éste y del disco explosivo provocó el funcionamiento del sistema de protección contra explosiones e incendios (sistema de protección del transformador) y del sistema de protección contra incendios del transformador. El disparo de la protección diferencial del transformador ocurrió 22 mseg después de la ocurrencia de un cortocircuito, y la operación del disco del transformador ocurrió después de 23 mseg (la apariencia del disco después de la operación se muestra en la Fig. 1).
Transcurridos 24 mseg, se generó una señal para desconectar los disyuntores y activar el sistema de protección contra explosiones e incendios (el protector del transformador). Después de 29 mseg funcionó la segunda etapa de la protección gaseosa del transformador, y 48 mseg después – la etapa I. A continuación, 52 mseg después, se desconectaron los disyuntores. Después de 94 mseg se generó la señal «Funcionamiento de la válvula de preprotección» y «Sobrecalentamiento del devanado» (por encima de 115°C). La protección por relé normal y la automatización antiemergencia han funcionado sin observaciones.
Se ha señalado el resultado positivo del funcionamiento del protector de transformador sin liberación de presión y posterior suministro de nitrógeno en el depósito del transformador. Se ha registrado la ausencia de ignición y la deformación del depósito del transformador.
El arco eléctrico de la mitad superior de la fase B de alta tensión, con entrada en el centro de la bobina, fue la causa de los daños en el transformador. Arc flashover
se produjo debido a una reducción de la resistencia eléctrica del aislamiento de la barrera de aceite, lo que provocó el desarrollo de una descarga progresiva sobre la superficie del cilindro aislado eléctricamente, cerca del devanado del transformador (Fig. 2).
Fig. 2. Creeping discharge tracks on the surface of an electrically insulated cylinder
Como se desprende del gráfico de los impulsos de descarga parcial (Fig. 3), la amplitud máxima de rotura del primer canal de aceite se observó 36 horas después del instante en que se produjo el arco eléctrico. En el gráfico que muestra el contenido de gases inflamables y el nivel de humedad del aceite del sistema HYDRAN M2 (Fig. 4) se observa un aumento del nivel de concentración de gas después de 36 h desde el instante en que se produjo un arco eléctrico intenso de 22 a 70 ppm. El grado de
El peligro de desarrollo de un defecto se establece a partir de la tasa relativa de aumento de la concentración de gases calientes (Documento normativo RD 1530340-46.32-00, Izd. VNIIÉ, Moscú, 2000). Esta tasa fue del 4363% en un mes.
Según el Documento Normativo RD 153-340-46.32-00, si la tasa relativa de aumento de la concentración de gas/gases (en este caso el gas principal es el hidrógeno) supera el 10% al mes, esto indica la presencia de un defecto de rápido desarrollo en el transformador. La fracción volumétrica del hidrógeno disuelto en el aceite ascendió entonces a 0,007%, es decir, no alcanzó el valor límite de 0,01% para la masa de aceite de 47,39 toneladas después de 36 h. En el sistema de vigilancia HYDRAN M2 no se proporciona un indicador de la tasa relativa de aumento de gas, principalmente hidrógeno, que es el principal indicador que señala un grado de peligro de desarrollo de un defecto.
Para los ajustes de funcionamiento de la señalización de advertencia y emergencia, especificados por el fabricante de fábrica del sistema HYDRAN M2, la señalización que indica la avería del equipo antes de la aparición de un arco eléctrico intenso no funcionó, ya que los valores de los indicadores medidos no alcanzaron el nivel establecido. Para determinar el grado de peligro de aparición de un defecto, basándose en la experiencia actual, el ajuste de funcionamiento que indica el nivel de gases calientes debe fijarse en un índice relativo de aumento del hidrógeno y no debe ser inferior al 1000% al mes.
Actualmente, en las normas rusas, sólo se utiliza el valor máximo de la carga aparente qmax como característica normalizada de las descargas parciales, sin indicar su intensidad, lo que conduce a una estimación subjetiva del grado de peligrosidad de las descargas parciales. La ruptura del aislamiento por descargas parciales únicas se produce considerablemente más despacio que la ruptura del aislamiento por descargas parciales formadas repetidamente para el mismo valor de la carga aparente.
En la norma IEC [22], se establece que, para estimar el grado de peligro de rotura del aislamiento debido a la acción de las descargas parciales, se deben utilizar los valores máximos de la carga aparente qmax de las descargas parciales que se forman repetidamente a lo largo de un ciclo de registro.
Basándose en la experiencia adquirida en el diagnóstico del aislamiento de transformadores de tensión de 220 – 500 kV y en el análisis de los datos experimentales adquiridos sobre la rotura del aislamiento de papel-aceite debida a descargas parciales, es preferible establecer que el criterio para las descargas parciales que se produzcan repetidamente sea igual a 0,5, un nivel de peligro de una carga aparente debida a descargas parciales no inferior a 10 nC y una duración de un ciclo de registro de 1 s a 1 min.
Hay que tener en cuenta que cuando se utilizan equipos eléctricos, fuera de los parámetros estándar, aumenta la probabilidad de que se produzcan cortes y, como consecuencia, aumenta el peligro tanto para los equipos como para la vida y la salud del personal.
El objetivo de las medidas de reparación-prevención es garantizar que el transformador funcione dentro de sus parámetros estándar, es decir, que un objeto se transfiera al estado correcto en el que corresponde a todos los requisitos de la documentación técnica estándar y/o del constructor (diseño).
Todos los indicadores presentados en el Documento Reglamentario RD 34.45-51.300-97, a excepción del grado de polimerización, la resistencia al cortocircuito y la contaminación por partículas coloidales que contienen metales, que son los principales indicadores del estado límite del transformador, se pueden transferir a un estado que corresponda a los requisitos del citado documento, utilizando medidas de reparación-prevención o sustituyendo componentes individuales del transformador (cables de alta tensión, aceite, etc.).
De acuerdo con el requisito de la sección 1.5 de la «Norma para el uso técnico de plantas y redes eléctricas de la Federación Rusa» (SPO ORGRÉS, Moscú, 2003), se especifica una inspección técnica del equipo eléctrico basada en la documentación técnica estándar sobre la vida útil, y al realizar cada inspección, dependiendo del estado del equipo, se anota la fecha en la que debe realizarse la siguiente inspección.
Los problemas que plantea la inspección técnica son la estimación del estado y también la determinación de las medidas necesarias para garantizar la vida útil establecida del equipo eléctrico. Naturalmente, este requisito se extiende también a los transformadores. En este caso, es necesario que las comisiones, que realizan inspecciones técnicas, sigan un orden establecido para sacar conclusiones sobre el estado límite del transformador y, cuando el estado del transformador se aproxime a su estado límite, indicar la necesidad (la conveniencia) de planificar su sustitución.
Cuando un transformador alcanza su estado límite durante el uso, antes de sustituirlo hay que realizar mediciones del contenido de humedad y de la tensión de ruptura del aceite, así como un análisis cromatográfico de los gases disueltos en el aceite, principalmente hidrógeno, con una periodicidad de una vez cada seis meses para revelar cualquier reducción de la resistencia eléctrica del aislamiento de papel-aceite.
A continuación, es aconsejable que los componentes de señal del relé de gas se transfieran a la posición de desconexión, y elegir el orden en el que se conecta el disyuntor para la desconexión automática de repetición de las líneas eléctricas desde el extremo de la subestación opuesta, en la que se establece el transformador, o incluso introducir una parada en la conexión automática de repetición.
CONCLUSIONES
1
Se han desarrollado enfoques sistemáticos y se ha adquirido suficiente experiencia, lo que permite ahora enunciar los principios del enfoque complejo para estimar el estado técnico de los transformadores de potencia y determinar el estado límite y tomar decisiones con el fin de reducir el riesgo de daños, explosiones e incendios en los transformadores. No obstante, es necesario proseguir las investigaciones y elaborar, a partir de ellas, una serie de documentos importantes destinados a obtener información más completa y fiable para estimar la capacidad de funcionamiento de los transformadores.
En concreto, es necesario establecer los siguientes requisitos:
- la necesidad de desarrollar «procedimientos para estimar el estado límite al realizar una inspección técnica de transformadores»;
- la necesidad de elaborar una norma sobre «criterios para estimar la contaminación del aislamiento de los devanados de transformadores, autotransformadores y reactores en miniatura por partículas coloidales que contengan metales»;
- la necesidad de investigar una nueva generación de materiales de sorción en filtros para la limpieza continua del aceite para la eliminación completa de las partes orgánicas y minerales de las contaminaciones con el fin de prolongar la vida útil de los transformadores.
2
En la actualidad se ha desarrollado una metodología bastante completa para estimar la vida residual del aislamiento de papel de los devanados de los transformadores, que debe calcularse utilizando el parámetro del grado de polimerización basado en su dinámica de variación real.
3
El problema más urgente es utilizar un sistema de vigilancia para indicar los procesos que se producen cuando se desarrollan cortocircuitos internos en un transformador en la fase en que se están desarrollando daños eléctricos, que preceden a la aparición de un arco eléctrico. Para conseguirlo, hay que especificar la supervisión del contenido de gas, principalmente hidrógeno, el contenido de humedad en el aceite del transformador y las descargas parciales. Es necesario desarrollar una base estándar para tomar una decisión sobre la retirada de un transformador del funcionamiento antes de que se produzca un arco eléctrico mediante el uso de un sistema de supervisión.
