Análisis de Fallas y Casos de Solución de Problemas de Transformadores de Distribución

Causas de Fallas en Transformadores de Distribución
Fallas Causadas por el Aumento de Temperatura
Impacto en Materiales Metálicos
Cuando un transformador está en operación, si la corriente es demasiado grande, causando que la carga del cliente supere la capacidad nominal del transformador, la temperatura del transformador aumentará, lo que a su vez ablandará los materiales metálicos y reducirá significativamente su resistencia mecánica. Tomemos el cobre como ejemplo. Si se expone a un ambiente de alta temperatura superior a 200 °C durante mucho tiempo, su resistencia mecánica se debilitará significativamente; si la temperatura supera 300 °C en un corto período, la resistencia mecánica también disminuirá bruscamente. Para los materiales de aluminio, la temperatura de trabajo a largo plazo debe controlarse por debajo de 90 °C, y la temperatura de trabajo a corto plazo no debe superar 120 °C.
Impacto de un Mal Contacto
Un mal contacto es una causa importante de muchas fallas en equipos de distribución, y la temperatura de la parte de contacto eléctrico tiene un gran impacto en la calidad del contacto eléctrico. Cuando la temperatura es demasiado alta, la superficie del conductor de contacto eléctrico se oxidará violentamente, y la resistencia de contacto aumentará significativamente, causando que la temperatura del conductor y sus componentes suba, y en casos graves, los contactos pueden soldarse juntos.
Impacto en Materiales Aislantes
Cuando la temperatura ambiental supera el rango razonable, los materiales aislantes orgánicos se volverán frágiles, acelerando su proceso de envejecimiento, lo que lleva a una disminución significativa en las propiedades aislantes, y en casos graves, puede ocurrir un fallo dieléctrico. Los estudios han demostrado que para los materiales aislantes de Clase A, dentro de su rango de resistencia a la temperatura, por cada aumento de 8 - 10 °C en la temperatura, la vida útil efectiva del material se reducirá casi a la mitad. Esta relación entre la temperatura y la vida útil se conoce como el "efecto de envejecimiento térmico", que es un factor importante que afecta la confiabilidad de los materiales aislantes.
 Fallas de Transformadores de Distribución Causadas por Mal Contacto
Fallas Causadas por la Oxidación de Revestimientos Protectores
Para mejorar el rendimiento integral de los componentes conductores, a menudo se utilizan tecnologías de modificación superficial en la práctica de ingeniería para tratar las partes de contacto clave. Tomemos el varilla conductora de un transformador como ejemplo. Se forma generalmente una capa protectora de metales preciosos (como oro, plata o aleaciones a base de estaño) en su superficie de trabajo a través de electrochapado. Esta capa de unión metalúrgica puede mejorar significativamente las propiedades físicas y químicas de la interfaz de contacto.

Es importante tener en cuenta que, durante la operación mecánica en el mantenimiento del equipo o bajo una carga térmica a largo plazo, el recubrimiento puede desprendérse parcialmente o sufrir oxidación y corrosión, lo que provoca problemas como un aumento anormal en la resistencia de contacto y una disminución en la capacidad de conducción de corriente. Los datos experimentales muestran que cuando la pérdida de espesor del recubrimiento supera el 30%, la estabilidad de la conductividad eléctrica de su interfaz mostrará una tendencia de decaimiento exponencial.
Corrosión Química Causada por la Conexión Directa de Cobre y Aluminio
En un sistema de conexión eléctrica, el contacto directo entre metales disímiles como el cobre y el aluminio formará una diferencia de potencial electrodico significativa, cuyo valor puede alcanzar 0.6 - 0.7 V. Esta diferencia de potencial desencadenará una corrosión galvánica grave. En la práctica de ingeniería, debido a la no conformidad con las especificaciones de construcción o a la selección inadecuada de materiales, ocurre con frecuencia la conexión directa de conductores de cobre y aluminio sin tratamiento de transición.

Después de que este método de conexión se energiza, gradualmente se formará una capa de óxido en la interfaz de contacto, resultando en un aumento no lineal en la resistencia de contacto. Bajo la temperatura de trabajo nominal, la vida útil efectiva de tales uniones suele ser no más de 2000 horas, y finalmente, se producirán fallas debido a la deterioración de la superficie de contacto.
Calentamiento Severo en Contactos Eléctricos Causado por Mal Contacto
Durante la instalación real de transformadores de distribución, generalmente se configuran cajas de medición antirrobo en el lado de baja tensión. Debido al espacio interno limitado de la caja de medición y a técnicas de construcción no estándar, a menudo surgen problemas como el enlace de cables enrollados o la crimpación mecánica floja de los bornes. Estas conexiones deficientes llevarán a un aumento anormal en la resistencia de contacto, causando sobrecalentamiento bajo la acción de la corriente de carga, y luego desencadenando la falla de ablación del varilla conductora de baja tensión.

Más seriamente, el aumento continuo de la temperatura en el extremo del devanado de baja tensión acelerará el proceso de envejecimiento térmico del material aislante, creando peligros de descarga parcial. Al mismo tiempo, el sobrecalentamiento también hará que el aceite del transformador sufra una reacción de pirolisis, reduciendo su resistencia aislante y su capacidad de enfriamiento. Los datos experimentales muestran que cuando la temperatura del aceite supera continuamente 85 °C, su voltaje de ruptura disminuirá aproximadamente 15% - 20% por año. Este efecto de deterioro múltiple es muy probable que cause accidentes de ruptura de aislamiento cuando se encuentre con sobretensiones por rayo o por conmutación, lo que finalmente llevará a la falla del transformador.
Fallas de Transformadores de Distribución Causadas por la Humedad
El aumento de la humedad relativa ambiental tiene un impacto dual en el sistema de aislamiento de los equipos de distribución. En primer lugar, la resistencia dieléctrica del aire húmedo disminuye significativamente, y su campo de ruptura está negativamente correlacionado con la humedad; en segundo lugar, la adsorción de moléculas de agua en la superficie de los materiales aislantes formará canales conductivos, resultando en una disminución de la resistividad superficial. Más seriamente, cuando la humedad se difunde en el interior de los medios aislantes sólidos o se disuelve en el aceite del transformador, causará un aumento agudo en la pérdida dieléctrica.

Cuando el contenido de agua en el aceite del transformador alcanza aproximadamente 100 μL/L, su voltaje de ruptura de frecuencia industrial caerá a alrededor del 12.5% del valor inicial. Este deterioro del rendimiento aislante aumentará significativamente la corriente de fuga del equipo. En un entorno húmedo, incluso puede ocurrir descarga parcial bajo el voltaje de operación nominal. Los datos estadísticos muestran que en un entorno con una humedad relativa superior al 85%, la tasa de fallas de los transformadores de distribución aumenta 3 - 5 veces en comparación con un entorno seco, manifestándose principalmente como fallas de ruptura de aislamiento y accidentes de flashover superficial.

Fallas de Transformadores de Distribución Causadas por la Instalación Inadecuada de Pararrayos
En el sistema de energía, la fiabilidad del rendimiento de los dispositivos de protección contra sobretensiones afecta directamente la seguridad de operación de los transformadores. Como componentes de protección principales, la calidad de instalación, operación y mantenimiento, y las pruebas preventivas de los pararrayos de óxido metálico (MOA) son los eslabones clave para garantizar su eficacia. Sin embargo, debido a técnicas de construcción no estándar, la implementación inadecuada de procedimientos de detección y la falta de alfabetización profesional del personal de operación y mantenimiento, el efecto de protección real de los dispositivos de protección a menudo se reduce significativamente, lo que es una causa importante de accidentes de ruptura de aislamiento en transformadores de distribución.

Desde la perspectiva de la práctica operativa, los dispositivos de protección se verán afectados por diversos factores de estrés ambiental durante el servicio a largo plazo. Factores como ciclos de temperatura, vibraciones mecánicas y medios corrosivos pueden causar la degradación del rendimiento de conexión del sistema de tierra. Cuando el sistema se ve sometido a golpes de rayo, el bucle de tierra fallido no podrá descargar la energía de sobretensión a tiempo, resultando en un fallo térmico del propio dispositivo de protección. Según las estadísticas, entre los casos de fallas de los dispositivos de protección, los accidentes de explosión causados por mala conexión a tierra representan más del 60%, y el proceso de liberación de energía a menudo va acompañado de un descarga arco intensa.
Varios Métodos de Diagnóstico de Fallas para Transformadores de Distribución
Diagnóstico de Fallas a Través del Juicio Intuitivo
El diagnóstico de fallas de transformadores de distribución se puede juzgar inicialmente a través de características externas. Los contenidos de observación incluyen: la integridad de la carcasa (grietas, deformaciones), estado mecánico (fijaciones sueltas), rendimiento de sellado (rastros de fugas), condición de la superficie (nivel de suciedad, fenómenos de corrosión) y signos anormales (cambios de color, marcas de descarga, generación de humo), etc. Estas características externas tienen relaciones específicas correspondientes con las fallas internas.

Cuando el aceite del transformador muestra un color marrón oscuro y tiene olor a quemado, acompañado de un aumento anormal de la temperatura y la operación de los componentes de protección del lado de alta tensión, generalmente indica que hay anomalías en el sistema de circuito magnético, posiblemente daño aislante entre las láminas de silicio o fallas de tierra multipunto del conductor magnético.

Si la corriente de operación aumenta anormalmente, la temperatura del aceite sube significativamente, los parámetros trifásicos son asimétricos, acompañados de la operación de los dispositivos de protección del lado de baja tensión, humo en el conservador de aceite y fluctuaciones en el voltaje secundario, se puede determinar como una falla de cortocircuito entre vueltas causada por el fallo del aislamiento entre los conductores del devanado. Cuando los parámetros eléctricos de una fase desaparecen completamente (voltaje y corriente son 0), esta característica generalmente corresponde a una falla de apertura de bobina o fusión del conductor de conexión.

El fenómeno de proyección de aceite del conservador de aceite es un signo importante de fallas internas graves del transformador. Cuando la tasa de generación de gas de la falla supera la capacidad de procesamiento del dispositivo de alivio de presión, se formará presión positiva dentro del tanque de aceite. Inicialmente, se manifiesta como fugas en los puntos de sellado débiles. A medida que la presión continúa aumentando, finalmente puede ocurrir proyección de aceite en la superficie de unión del cuerpo del tanque. Este tipo de falla generalmente se debe a la ruptura de aislamiento entre fases del devanado, generalmente acompañada de la fusión de los componentes de protección del lado de alta tensión. Según las estadísticas de las acciones del relé de gas, aproximadamente el 75% de las fallas graves pasarán por este proceso de desarrollo.
Diagnóstico de Fallas a Través de Cambios de Temperatura
Durante la operación de los transformadores de distribución, los conductores portadores de corriente generarán inevitables pérdidas de calor debido al efecto Joule, lo cual es un fenómeno físico normal. Sin embargo, cuando el equipo tiene anomalías eléctricas (como degradación del aislamiento, mal contacto) o defectos mecánicos (como deformación del devanado, fallo del sistema de enfriamiento), su estado de equilibrio térmico se interrumpirá, manifestándose como una temperatura de operación que supera el valor permitido de diseño. Según la teoría del envejecimiento térmico, por cada incremento de 6 - 8 °C en la temperatura, la tasa de envejecimiento de los materiales aislantes se duplicará, afectando significativamente la vida útil del equipo.

Para los aumentos de temperatura anormales causados por fallas internas, generalmente hay anomalías obvias en el sistema de circuito de aceite. Cuando la temperatura del punto caliente alcanza el valor crítico, el aceite del transformador sufrirá una reacción de pirolisis, generando una gran cantidad de gas, haciendo que el dispositivo de alivio de presión opere, resultando en fugas de aceite o proyección de aceite. En la práctica de ingeniería, se puede utilizar un método simple para juzgar inicialmente el estado de temperatura del equipo: si la superficie de la carcasa del transformador puede tocarse con la mano durante más de 10 segundos, su temperatura superficial generalmente no superará los 60 °C. Este valor empírico se puede usar como referencia para la evaluación rápida en el sitio.
Diagnóstico de Fallas a Través de Cambios de Olor
En el momento en que se abre la tapa del cojín de aceite, se puede oler un peculiar olor pungente a quemado. Esto indica que el bobinado dentro del transformador está quemado, a menudo acompañado de la fusión de dos a tres fusibles de caída de fase.

Diagnóstico de Fallas a Través de Cambios de Sonido
Durante la operación de un transformador, el efecto de magnetostricción generado por la magnetización del núcleo de hierro desencadenará vibraciones mecánicas periódicas. Estas vibraciones y sus características acústicas acompañantes sirven como indicadores importantes del funcionamiento normal del equipo. La tecnología de diagnóstico acústico permite un monitoreo efectivo del estado de operación del transformador. Específicamente, las características de frecuencia de la señal de sonido, los cambios en el nivel de presión sonora y las características del espectro de vibración pueden revelar fallas potenciales del equipo.

Al utilizar el método de detección acústica, se puede emplear una varilla conductora (como una barra aislante) como medio de conducción de ondas sonoras. Un extremo de la varilla se pone en contacto con la carcasa exterior del equipo, y el otro extremo se coloca cerca del órgano auditivo para escuchar. Una vez detectadas señales de sonido anormales, se deben implementar medidas de mantenimiento preventivo de manera oportuna para prevenir la escalada de fallas. A continuación, se presentan las correspondencias entre las características acústicas típicas y los tipos de fallas:

• Sonidos "clic" intermitentes: Generalmente, esto indica que las láminas del núcleo de hierro están sueltas o que los tornillos tienen un par de apriete insuficiente. El nivel de presión sonora generalmente se encuentra en el rango de 60 a 70 decibelios.
  Sonidos de descarga de alta frecuencia: Acompañando fenómenos de descarga parcial, las señales de sonido exhiben una característica de "chasquido". En casos graves, el nivel de presión sonora puede superar 85 decibelios, y a menudo hay marcas visibles de descarga.

• Sonidos explosivos repentinos: Estos ocurren principalmente cuando el aislamiento de los conductores se daña o hay una descarga hacia tierra. El cambio súbito en el nivel de presión sonora supera 20 decibelios.

• Sonidos de retumbar de baja frecuencia: Comúnmente asociados con fallas de tierra en el lado de baja tensión, la frecuencia de las señales de sonido se concentra en el rango de 100 a 400 hercios.

• Sonidos de silbido agudos: Esto indica que el equipo está en un estado de sobreexcitación, y la frecuencia principal de las señales de sonido suele estar entre 1 y 2 kilohertzios.

• Sonidos de ebullición de burbujas: Acompañando aumentos anormales en la temperatura del aceite, las señales de sonido muestran una característica continua de "borboteo", generalmente indicando la deterioración del rendimiento aislante del aceite.

Diagnóstico de Fallas a Través de Instrumentos
Debido a las limitaciones de la tecnología de equipos, las estaciones de suministro de energía generalmente utilizan un multímetro para medir si la resistencia de los conductores de los devanados está conduciendo para determinar si hay roturas de cable o cortocircuitos entre vueltas en el interior del transformador; se utiliza un tester de resistencia aislante para medir la resistencia aislante de cada devanado del transformador a tierra, para determinar si el aislamiento principal está roto. Cuando el aislamiento entre el devanado y la tierra o entre fases se rompe, su valor de impedancia aislante se acercará a 0 Ω.

Al probar el rendimiento aislante del devanado, se deben medir los parámetros de aislamiento de los siguientes tres circuitos respectivamente: la resistencia aislante entre el devanado primario, el devanado secundario y la carcasa; la resistencia aislante entre el devanado secundario, el devanado primario y la carcasa; y la resistencia aislante entre el devanado primario y el devanado secundario. Es importante tener en cuenta que el punto de referencia de potencial a tierra en la prueba es la estructura de la carcasa metálica del transformador. Los valores de referencia de la resistencia aislante de los transformadores sumergidos en aceite se muestran en la Tabla 1.

Tecnologías de Diagnóstico de Fallas para Transformadores de Distribución
Las tecnologías de diagnóstico de fallas para transformadores de distribución son medios cruciales para garantizar la operación segura del equipo. A través de tecnologías de diagnóstico avanzadas, se pueden detectar oportunamente las fallas potenciales y se pueden tomar medidas efectivas para prevenir la expansión de las fallas. A continuación, se introducen algunas tecnologías de diagnóstico de fallas comúnmente utilizadas para transformadores de distribución.
Prueba de Resistencia DC de Devanados
La prueba de resistencia DC de devanados es uno de los métodos básicos para detectar el estado de salud de los devanados del transformador. Al medir la resistencia DC del devanado, es posible determinar si existen problemas como roturas de cables, mal contacto o cortocircuitos entre vueltas en el devanado. Por ejemplo, durante la inspección rutinaria de un transformador en cierta área, se detectó una resistencia DC anormal en el devanado del lado de alta tensión. Una inspección posterior reveló un cortocircuito entre vueltas en el devanado. El reemplazo oportuno del devanado evitó la ocurrencia de una falla más grave. La prueba de resistencia DC de devanados tiene las ventajas de operación simple y resultados intuitivos, y es un método de detección indispensable en el mantenimiento diario de transformadores.
Análisis de Gases Disueltos (DGA)
El Análisis de Gases Disueltos (DGA) es un medio técnico importante para diagnosticar fallas internas de transformadores. Al analizar los componentes y contenidos de los gases disueltos en el aceite del transformador, es posible determinar si existen fallas como sobrecalentamiento y descargas en el interior del transformador. Usando el método de tres razones IEC60599, se pueden identificar con precisión las fallas de tipo descarga. Por ejemplo, se detectaron altas concentraciones de acetileno (C2H2) y hidrógeno (H2) en el aceite de un cierto transformador. El análisis mediante el método de tres razones determinó que era una falla de tipo descarga. El mantenimiento oportuno evitó el daño del equipo. DGA tiene las ventajas de alta sensibilidad y diagnóstico preciso, y es un medio importante para monitorear la condición de los transformadores.
Detección de Descarga Parcial
La detección de descarga parcial es un método importante para evaluar la condición de aislamiento de los transformadores. La descarga parcial generalmente ocurre en áreas de aislamiento débil, y la descarga a largo plazo conducirá a la gradual deterioración de los materiales aislantes, causando finalmente fallas graves. A través de la detección de descarga parcial, se pueden detectar oportunamente defectos de aislamiento y se pueden tomar medidas preventivas. Por ejemplo, durante la detección de descarga parcial de un cierto transformador, se encontró un fenómeno de descarga en el pasador de alta tensión. Después de reemplazar el pasador, el fenómeno de descarga desapareció, extendiendo efectivamente la vida útil del equipo. La detección de descarga parcial tiene las ventajas de no destructividad y alta sensibilidad, y es un medio importante para monitorear el aislamiento de los transformadores.
Detección Combinada de Vibración y Acústica
La detección combinada de vibración y acústica es para determinar si existen fallas mecánicas en el interior del equipo analizando las señales de vibración y sonido durante la operación del transformador. Por ejemplo, para un transformador defectuoso, la amplitud de vibración superó el estándar en 3 dB en la banda de frecuencia de 125 Hz. La inspección reveló que el perno de sujeción del núcleo estaba suelto. Después de un ajuste oportuno, la vibración volvió a la normalidad. La detección combinada de vibración y acústica tiene las ventajas de monitoreo en tiempo real y diagnóstico preciso, y es un medio importante para diagnosticar fallas mecánicas de transformadores.
Detección de Termografía Infrarroja
La detección de termografía infrarroja es para determinar si existen fallas de sobrecalentamiento en el equipo detectando la distribución de temperatura en la superficie del transformador. Por ejemplo, durante la detección de termografía infrarroja de un cierto transformador, se encontró una temperatura anormal en la conexión del pasador de alta tensión. La inspección reveló que los tornillos de conexión estaban sueltos. Después de un ajuste oportuno, la temperatura volvió a la normalidad. La detección de termografía infrarroja tiene las ventajas de no contacto y diagnóstico rápido, y es un medio importante para diagnosticar fallas de sobrecalentamiento de transformadores.
Métodos y Ejemplos de Eliminación de Fallas para Transformadores de Distribución
Salto de Línea Causado por Cortocircuito entre Vueltas en el Transformador
Fenómeno de Falla
Ocurrió un salto por sobrecorriente en una línea de 10 kV en cierta subestación. Después de reducir parte de la carga, aún ocurrió sobrecorriente durante la reconexión de prueba.
Análisis de Causa de la Falla
Después de que el personal de mantenimiento llegó al área de la falla, primero usaron un megómetro para probar el rendimiento aislante de la línea de suministro, y el valor de aislamiento medido a tierra fue de aproximadamente 2 MΩ. Posteriormente, se conectó un instrumento de monitoreo al terminal delta abierto del lado secundario del transformador de tensión de 10 kV. Durante la prueba de energización temporal, se observó que la lectura de voltaje fue de aproximadamente 40 V. Combinando los resultados de la investigación en el sitio, no se conectó ningún nuevo equipo eléctrico a esta línea antes de la falla.

Basándose en esto, se excluyó la posibilidad de que la acción de protección por sobrecorriente fuera causada por sobrecarga. Según el análisis de los parámetros de operación normales, esta línea no debería ni activar la protección por sobrecorriente ni tener una anomalía de toma de tierra en una sola fase. A través de la detección sistemática y el juicio integral, se determinó inicialmente que la causa raíz de la falla podría ser la ruptura del aislamiento entre vueltas en el devanado interno de cierto transformador de distribución. Después del análisis, fue posible que hubiera una falla de cortocircuito entre vueltas en cierto transformador de distribución de 250 kV·A en esta línea. Por lo tanto, la línea se transfirió de operación a mantenimiento, y se notificó la inspección de la línea.

Se descubrió que había un cortocircuito entre