Análise de fallos e casos de resolución de problemas en transformadores de distribución

Causas de fallos nos transformadores de distribución
Fallos causados polo aumento da temperatura
Impacto nos materiais metálicos
Cando un transformador está en funcionamento, se a corrente é demasiado grande, provocando que a carga do cliente supere a capacidade nominal do transformador, a temperatura do transformador aumentará, o que, por sua vez, abrandará os materiais metálicos e reducirá significativamente a súa resistencia mecánica. Tomemos o cobre como exemplo. Se está exposto a un ambiente de alta temperatura superior a 200 °C durante un período prolongado, a súa resistencia mecánica debilitarase significativamente; se a temperatura supera 300 °C nun breve período, a resistencia mecánica tamén caerá drasticamente. Para os materiais de aluminio, a temperatura de traballo a longo prazo debe controlarse por debaixo dos 90 °C, e a temperatura de traballo a curto prazo non debe superar os 120 °C.
Impacto dun mal contacto
O mal contacto é unha causa importante de moitos fallos no equipo de distribución, e a temperatura da parte de contacto eléctrico ten un gran impacto na calidade do contacto eléctrico. Cando a temperatura é demasiado alta, a superficie do condutor de contacto eléctrico oxidarase violentamente, e a resistencia de contacto aumentará significativamente, provocando que a temperatura do condutor e as súas compoñentes suban, e, en casos graves, os contactos poden soldarse xuntos.
Impacto nos materiais de aislamento
Cando a temperatura ambiente supera o rango razonable, os materiais de aislamento orgánicos volveranse fráxiles, acelerando o seu proceso de envellecemento, provocando unha diminución significativa das propiedades de aislamento, e, en casos graves, pode ocorrer un rompemento dieléctrico. Os estudos mostran que, para os materiais de aislamento de clase A, dentro do seu rango de resistencia á temperatura, por cada aumento de 8 - 10 °C na temperatura, a vida útil efectiva do material reducirase case a metade. Esta relación entre a temperatura e a vida útil coñécese como "efecto de envellecemento térmico", que é un factor importante que afecta a fiabilidade dos materiais de aislamento.
 Fallos nos transformadores de distribución causados por mal contacto
Fallos causados pola oxidación das capas protectoras
Para mellorar o rendemento integral dos compoñentes conductores, as tecnoloxías de modificación de superficie adoitan usarse na práctica de enxeñaría para tratar as partes de contacto clave. Tomemos o varón conductor dun transformador como exemplo. Xeralmente, forma-se unha capa protectora de metal precioso (como o ouro, a prata ou unha liga baseada en estaño) na súa superficie de traballo a través da electrochapado. Esta capa de unión metalúrgica pode mellorar significativamente as propiedades físicas e químicas da interface de contacto.

Debe notarse que durante a operación mecánica no mantemento do equipo ou baixo carga térmica a longo prazo, a capa pode pelarse parcialmente ou sufrir oxidación e corrosión, provocando problemas como un aumento anómalo na resistencia de contacto e unha diminución na capacidade de portar corrente. Os datos experimentais amosan que cando a perda de espesor da capa supera o 30%, a estabilidade da conductividade eléctrica da súa interface mostrará unha tendencia de decaemento exponencial.
Corrosión química causada pola conexión directa de cobre e aluminio
Nun sistema de conexión eléctrica, o contacto directo entre metais disímiles como o cobre e o aluminio formará unha diferenza de potencial electrodico significativa, e o seu valor pode chegar a 0,6 - 0,7 V. Esta diferenza de potencial desencadeará unha corrosión galvánica grave. Na práctica de enxeñaría, debido ao non cumprimento das especificacións de construción ou a selección incorrecta de materiais, a conexión directa de conductores de cobre e aluminio sen tratamento de transición ocorre con frecuencia.

Despois de que este método de conexión se energiza, formarase gradualmente unha capa de película óxida na interface de contacto, resultando nun aumento non lineal na resistencia de contacto. Baixo a temperatura de traballo nominal, a vida útil efectiva destas unións xeralmente non supera as 2000 horas, e finalmente, ocorrerán fallos debido ao deterioro da superficie de contacto.
Calentamento severo nos contactos eléctricos causado por mal contacto
Durante a instalación real dos transformadores de distribución, xeralmente configúranse caixas de medición antirrobo no lado de baixa tensión. Debido ao espazo interno limitado da caixa de medición e ás técnicas de construción non estándar, frecuentemente ocorren problemas como a conexión en espiral dos cables ou a crimpagem mecánica floxa dos bornes. Estes maus contactos levarán a un aumento anómalo na resistencia de contacto, provocando un sobrecalentamento baixo a acción da corrente de carga, e entón activando o fallo de ablación do varón conductor de baixa tensión.

Máis seriamente, o aumento continuo da temperatura no extremo do devanado de baixa tensión acelerará o proceso de envellecemento térmico do material de aislamento, creando riscos ocultos de descarga parcial. Ao mesmo tempo, o sobrecalentamento tamén fará que o aceite do transformador sofra unha reacción de pirolise, reducindo a súa resistencia dieléctrica e o seu rendemento de refrixeración. Os datos experimentais amosan que cando a temperatura do aceite supera continuamente os 85 °C, a súa tensión de ruptura diminuirá aproximadamente o 15% - 20% por ano. Este múltiple efecto de deterioro é moi probable que cause accidentes de ruptura dieléctrica cando se atopa con sobrexensions por raio ou conmutación, levando finalmente ao fallo do transformador.
Fallos nos transformadores de distribución causados pola humidade
O aumento da humidade relativa do ambiente ten un dobre impacto no sistema de aislamento do equipo de distribución. En primeiro lugar, a resistencia dieléctrica do aire húmido diminúe significativamente, e a súa tensión de ruptura está negativamente correlacionada coa humidade; en segundo lugar, a adsorción de moléculas de auga na superficie dos materiais de aislamento formará canles conductivos, resultando nunha diminución da resistencia superficial. Máis seriamente, cando a humidade difunde no interior dos medios de aislamento sólidos ou se disolve no aceite do transformador, provocará un aumento agudo na perda dieléctrica.

Cando o contido de auga no aceite do transformador alcanza uns 100 μL/L, a súa tensión de ruptura de frecuencia industrial caerá a aproximadamente o 12,5% do valor inicial. Este deterioro do rendemento de aislamento aumentará significativamente a corrente de fuga do equipo. Nun ambiente húmido, pode ocorrer descarga parcial incluso baixo a tensión de funcionamento nominal. Os datos estatísticos amosan que nun ambiente con humidade relativa superior ao 85%, a taxa de fallos dos transformadores de distribución aumenta 3-5 veces comparada coa dun ambiente seco, manifestándose principalmente como fallos de ruptura dieléctrica e accidentes de flashover superficial.

Fallos nos transformadores de distribución causados pola instalación inadecuada de pararraios
No sistema de enerxía, a fiabilidade do rendemento dos dispositivos de protección contra sobrexensions afecta directamente a seguridade de funcionamento dos transformadores. Como compoñentes principais de protección, a calidade da instalación, o funcionamento e mantemento, e as probas preventivas dos pararraios de óxido metálico (MOA) son os elos clave para garantir a súa eficacia. No entanto, debido ás técnicas de construción non estándar, a implementación inadequada dos procedementos de detección e a falta de alfabetización profesional do persoal de operación e mantemento, o efecto de protección real dos dispositivos de protección adoita reducirse significativamente, sendo isto unha causa importante de accidentes de ruptura dieléctrica nos transformadores de distribución.

Dende a perspectiva da práctica de operación, os dispositivos de protección estarán afetados por varias tensións ambientais durante o servizo a longo prazo. Factores como ciclos de temperatura, vibracións mecánicas e medios corrosivos poden causar a degradación do rendemento de conexión do sistema de terra. Cando o sistema está suxeito a golpes de raio, o bucle de terra fallido non poderá descargar a enerxía de sobrexensión a tempo, resultando nunha ruptura térmica do propio dispositivo de protección. Segundo as estatísticas, entre os casos de fallos dos dispositivos de protección, os accidentes de explosión causados por un mal terra representan máis do 60%, e o proceso de liberación de enerxía adoita ir acompañado dunha descarga de arco intensa.
Varias métodos de diagnóstico de fallos para transformadores de distribución
Diagnóstico de fallos a través do xuízo intuitivo
O diagnóstico de fallos dos transformadores de distribución pode ser xulgado inicialmente a través das características externas. Os contidos de observación inclúen: a integridade da carcasa (fendas, deformación), estado mecánico (fixadores floxos), rendemento de selado (vestixios de fuga), estado da superficie (nivel de suxidade, fenómenos de corrosión) e signos anómalos (cambios de cor, marcas de descarga, xeneración de fumo), etc. Estas características externas teñen correspondencias específicas cos fallos internos.

Cando o aceite do transformador presenta un color marrón escuro e ten olor a queimado, acompañado dun aumento anómalo da temperatura e da activación dos componentes de protección do lado de alta tensión, xeralmente indica que hai anomalias no sistema de circuito magnético, posiblemente danos de aislamento entre as láminas de silicio ou fallos de aterramento multipunto do conductor magnético.

Se a corrente de funcionamento aumenta anómalamente, a temperatura do aceite sobe significativamente, os parámetros trifásicos son asimétricos, acompañados da activación dos dispositivos de protección do lado de baixa tensión, fumo no conservador de aceite e fluctuacións na tensión secundaria, pódese determinar como un fallo de curto-circuíto entre espiras causado polo fallo do aislamento entre os conductores do devanado. Cando os parámetros eléctricos dunha certa fase desaparecen completamente (tensión e corrente son 0), esta característica xeralmente corresponde a un fallo de rotura de bobina ou fusión do conductor de conexión.

O fenómeno de proxección de aceite do conservador de aceite é unha señal importante de fallos graves internos do transformador. Cando a taxa de xeración de gas do fallo supera a capacidade de procesamento do dispositivo de alivio de presión, formarase presión positiva dentro do tanque de aceite. Inicialmente, maniféstase como fuga nos puntos de selado débiles. A medida que a presión continúa a subir, pode ocorrer finalmente a proxección de aceite na superficie de unión do corpo do tanque. Este tipo de fallo adoita causarse pola ruptura dieléctrica entre fases do devanado, xeralmente acompañada da fusión de componentes de protección do lado de alta tensión. Segundo as estatísticas das accións do relé de gas, aproximadamente o 75% dos fallos graves pasarán por este proceso de desenvolvemento.
Diagnóstico de fallos a través dos cambios de temperatura
Durante o funcionamento dos transformadores de distribución, os conductores portadores de corrente inevitavelmente xerarán perdas de calor debido ao efecto Joule, que é un fenómeno físico normal. No entanto, cando o equipo ten anomalías eléctricas (como a degradación do aislamento, mal contacto) ou defectos mecánicos (como a deformación do devanado, fallo do sistema de refrixeración), o seu estado de equilibrio térmico será interrompido, manifestándose como a temperatura de funcionamento que supera o valor permisible deseñado. Segundo a teoría do envellecemento térmico, por cada aumento de 6 - 8 °C na temperatura, a taxa de envellecemento dos materiais de aislamento duplicarase, afectando significativamente a vida útil do equipo.

Para os aumentos de temperatura anómalos causados por fallos internos, xeralmente hai anomalias evidentes no sistema de circuito de aceite. Cando a temperatura do punto quente alcanza o valor crítico, o aceite do transformador sofrerá unha reacción de pirolise, xerando unha cantidade enorme de gas, provocando a activación do dispositivo de alivio de presión, resultando en fuga de aceite ou proxección de aceite. Na práctica de enxeñaría, pódese usar un método simple para xulgar inicialmente o estado de temperatura do equipo: se a superficie da carcasa do transformador pode tocar con a man máis de 10 segundos, a súa temperatura superficial xeralmente non superará os 60 °C. Este valor empírico pode usarse como referencia para a avaliación rápida no local.
Diagnóstico de fallos a través dos cambios de odor
O momento en que se abre a tapa do coxín de aceite, pódese sentir un olor peculiar e punzante a queimado. Isto indica que o devanado dentro do transformador está queimado, xeralmente acompañado da fusión de dous a tres fusibles de salto de fases.

Diagnóstico de fallos a través dos cambios de son
Durante o funcionamento dun transformador, o efecto de magnetorrestricción xerado pola magnetización do núcleo de ferro activará vibracións mecánicas periódicas. Estas vibracións e as súas características acústicas asociadas sirven como indicadores importantes do funcionamento normal do equipo. A tecnoloxía de diagnóstico acústico permite unha monitorización eficaz do estado de funcionamento do transformador. Específicamente, as características de frecuencia da sinal de son, os cambios no nivel de presión sonora e as características do espectro de vibración poden revelar potenciais fallos do equipo.

Ao usar o método de detección acústica, pódese empregar un varón conductor (como un varón aislante) como medio para a conducción da onda sonora. Unha extremidade do varón entra en contacto coa carcasa externa do equipo, e a outra extremidade colócase preto do órgano auditivo para escuchar. Unha vez detectadas as sinais de son anómalas, deben implementarse medidas de mantemento preventivo de inmediato para evitar a escalada dos fallos. As seguintes son as correspondencias entre as características acústicas típicas e os tipos de fallos:

• Sonidos "choc" intermitentes: Xeralmente, isto indica que as laminas do núcleo de ferro están floxas ou que os fixadores teñen un torque insuficiente. O nivel de presión sonora xeralmente está no rango de 60 a 70 decibelios.
  Sonidos de descarga de alta frecuencia: Accompañando fenómenos de descarga parcial, as sinais sonoras exhiben unha característica de "chasquido". En casos graves, o nivel de presión sonora pode superar os 85 decibelios, e xeralmente hai marcas visibles de descarga.

• Sonidos explosivos repentinos: Estes xeralmente ocorren cando o aislamento dos conductores está danado ou hai unha descarga ao solo. O cambio repentino no nivel de presión sonora supera os 20 decibelios.

• Sonidos de rugido de baixa frecuencia: Comúnmente asociados con fallos de aterramento do lado de baixa tensión, a frecuencia das sinais sonoras está concentrada no rango de 100 a 400 hercios.

• Sonidos de silbo agudo: Isto indica que o equipo está nun estado de sobreexcitación, e a frecuencia principal das sinais sonoras xeralmente está entre 1 e 2 quilohercios.

• Sonidos de burbujeo: Accompañando aumentos anómalos na temperatura do aceite, as sinais sonoras exhiben unha característica continua de "borboteo", xeralmente indicando a deterioración do rendemento de aislamento do aceite.

Diagnóstico de fallos a través de instrumentos
Debido ás restricións da tecnoloxía do equipo, as estacións de enerxía adoitan usar un multimetro para medir se a resistencia dos conductores do devanado está conducindo para determinar se hai cortes de fío ou curtos-circuitos entre espiras dentro do transformador; usa un tester de resistencia de aislamento para medir a resistencia de aislamento de cada devanado do transformador ao solo, para determinar se o aislamento principal está roto. Cando o aislamento entre o devanado e o solo ou entre fases está roto, o seu valor de impedancia de aislamento aproximaráse a 0 Ω.

Ao probar o rendemento de aislamento do devanado, é necesario medir os parámetros de aislamento dos seguintes tres circuitos respectivamente: a resistencia de aislamento entre o devanado primario, o devanado secundario e a carcasa; a resistencia de aislamento entre o devanado secundario, o devanado primario e a carcasa; e a resistencia de aislamento entre o devanado primario e o devanado secundario. Debe notarse que o punto de potencial de terra de referencia na proba é a estrutura de carcasa metálica do transformador. Os valores de referencia da resistencia de aislamento dos transformadores de aceite imerso amóstranse na Táboa 1.

Tecnoloxías de diagnóstico de fallos para transformadores de distribución
As tecnoloxías de diagnóstico de fallos para transformadores de distribución son medios cruciais para asegurar o funcionamento seguro do equipo. A través de tecnoloxías de diagnóstico avanzadas, poden detectarse oportunamente fallos potenciais, e tomar medidas eficaces para prevenir a expansión dos fallos. A continuación, introdúcense varias tecnoloxías de diagnóstico de fallos comúnmente utilizadas para transformadores de distribución.
Proba de resistencia DC do devanado
A proba de resistencia DC do devanado é un dos métodos básicos para detectar o estado de saúde dos devanados do transformador. Mediante a medición da resistencia DC do devanado, é posible determinar se hai problemas como cortes de fío, mal contacto ou curtos-circuitos entre espiras no devanado. Por exemplo, durante a inspección rutinaria dun transformador nunha certa área, detectouse unha resistencia DC anómala no devanado do lado de alta tensión. Unha inspección posterior revelou un curto-circuíto entre espiras no devanado. A substitución oportuna do devanado evitou a ocorrencia dun fallo máis grave. A proba de resistencia DC do devanado ten as vantaxes de operación simple e resultados intuitivos, e é un método de detección imprescindible no mantemento diario dos transformadores.
Análise de gases disoltos (DGA)
A Análise de Gases Disoltos (DGA) é un medio técnico importante para diagnosticar fallos internos dos transformadores. Ao analizar os componentes e conteudos dos gases disoltos no aceite do transformador, é posible determinar se hai fallos como sobreaquecimento e descarga dentro do transformador. Usando o método de tres razóns da IEC60599, os fallos de tipo descarga poden identificarse con precisión. Por exemplo, detectáronse altas concentracións de acetileno (C2H2) e hidróxeno (H2) no aceite dun certo transformador. A análise polo método de tres razóns determinou que era un fallo de tipo descarga. A manutención oportuna evitou o dano do equipo. A DGA ten as vantaxes de alta sensibilidade e diagnóstico preciso, e é un medio importante para monitorizar a condición dos transformadores.
Detección de descargas parciais
A detección de descargas parciais é un método importante para avaliar a condición de aislamento dos transformadores. As descargas parciais xeralmente ocorrem en áreas de aislamento débil, e a descarga a longo prazo levará ao deterioro gradual dos materiais de aislamento, causando finalmente fallos graves. A través da detección de descargas parciais, poden detectarse oportunamente defectos de aislamento, e poden tomarse medidas preventivas. Por exemplo, durante a deteção de descargas parciais dun certo transformador, atopouse un fenómeno de descarga no bocal de alta tensión. Despois de substituír o bocal, o fenómeno de descarga desapareceu, ampliando eficazmente a vida útil do equipo. A detección de descargas parciais ten as vantaxes de ser non destructiva e de alta sensibilidade, e é un medio importante para monitorizar o aislamento dos transformadores.
Detección combinada de vibración e som
A detección combinada de vibración e som é para determinar se hai fallos mecánicos dentro do equipo analizando as señais de vibración e son durante o funcionamento do transformador. Por exemplo, para un transformador defectuoso, a amplitude de vibración superou o estándar en 3 dB na banda de frecuencia de 125 Hz. A inspección revelou que a grapa do núcleo de ferro estaba floxa. Despois de apertarla oportunamente, a vibración volviu á normalidade. A detección combinada de vibración e som ten as vantaxes de monitorización en tempo real e diagnóstico preciso, e é un medio importante para diagnosticar fallos mecánicos dos transformadores.
Detección de termografía infravermella
A detección de termografía infravermella é para determinar se hai fallos de sobreaquecimento no equipo detectando a distribución de temperatura na superficie do transformador. Por exemplo, durante a detección de termografía infravermella dun certo transformador, atopouse unha temperatura anómala na conexión do bocal de alta tensión. A inspección revelou que os parafusos de conexión estaban floxos. Despois de apertalos oportunamente, a temperatura volviu á normalidade. A detección de termografía infravermella ten as vantaxes de ser non contacto e de diagnóstico rápido, e é un medio importante para diagnosticar fallos de sobreaquecimento dos transformadores.
Métodos e exemplos de eliminación de fallos para transformadores de distribución
Salto de liña causado por curto-circuíto entre espiras no transformador
Fenómeno do fallo
Ocorreu un salto de corrente na liña de 10 kV nunha certa subestación. Despois de reducir parte da carga, a corrente excesiva aínda ocorreu durante o ensaio de recierre.
Análise da causa do fallo
Despois de que o persoal de mantemento chegou á zona do fallo, primeiro usaron un megómetro para probar o rendemento de aislamento da liña de alimentación, e o valor de aislamento medido ao solo foi de aproximadamente 2 MΩ. Posteriormente, conectou un instrumento de monitorización ao terminal delta aberto do lado secundario do transformador de tensión de 10 kV. Durante o ensaio de energización temporal, a lectura de tensión observouse que era de aproximadamente 40 V. Combinando os resultados da investigación no local, non se conectou ningún novo equipamento eléctrico a esta liña antes do fallo.

Baseándose nisto, excluíuse a posibilidade de acción da protección contra corrente excesiva causada por sobrecarga. Segundo a análise dos parámetros de funcionamento normais, esta liña non debería activar a protección contra corrente excesiva nin ter unha anomalia de aterramento monofásico. A través da detección sistemática e o xuízo comprehensivo, determinouse inicialmente que a causa raíz do fallo podería ser a ruptura de aislamento entre espiras no devanado interno dun certo transformador de distribución. Despois da análise, foi posible que houvesa un fallo de curto-circuíto entre espiras nun certo transformador de distribución desta liña. Polo tanto, a liña transfirouse de operación a mantemento, e notificouse a inspección da liña.