Análisis de Fallas y Medidas de Mejora para Alarmas de Gas Ligero en Transformador de Horno Eléctrico de 25 MVA

Un transformador de horno eléctrico de arco de 25 MVA en una empresa determinada es un equipo importado de la antigua Unión Soviética. Está compuesto por tres transformadores monofásicos, cada uno con una capacidad de 8,333 MVA, con un grupo de conexión D,d0. La tensión primaria es de 10 kV, y la tensión secundaria varía de 140 a 230.4 V. El método de cambio de tomas es a carga, con 21 pasos (los pasos 11, 12 y 13 se combinan en un solo paso, totalizando 23 posiciones). Cada fase puede regularse independientemente, permitiendo el ajuste separado de las fases A, B y C durante la fundición para mantener un corriente equilibrada a través de los electrodos trifásicos.

Durante la operación normal, el transformador de la fase B experimentó dos casos de alarmas de gas ligero. Después de la liberación del gas, se restauró la energía y la operación volvió a la normalidad. Se tomaron muestras de aceite simultáneamente para análisis cromatográfico de gases, y los resultados no mostraron anomalías. En ese momento, el problema se atribuyó principalmente a la entrada de aire debido a fugas en la sección de baja presión del sistema de tuberías de aceite. Sin embargo, en los días siguientes, las alarmas de gas ligero ocurrieron con frecuencia, llegando a 6-7 veces por turno. Los análisis posteriores de muestreo de aceite y cromatografía de gases revelaron resultados anormales.

1. Análisis de la falla de gas ligero en el transformador de horno de arco

El análisis cromatográfico de gases se basa en los gases que se disuelven en el aceite; cuando la concentración supera el límite de solubilidad del aceite, se forma gas libre. La composición de estos gases (en μL/L) está estrechamente relacionada con el tipo y la gravedad de las fallas internas. Por lo tanto, este método puede detectar fallas internas del transformador en etapas tempranas y monitorear continuamente la ubicación y el desarrollo de dichas fallas.

Conclusión del análisis: Los niveles totales de hidrocarburos y acetileno han superado los límites aceptables. Según las reglas de codificación del método de las tres razones, la combinación de códigos es 1-0-1, indicando que el tipo de falla es un arco eléctrico.

2. Hallazgos y análisis de la inspección con levantamiento del núcleo

2.1 Hallazgos de la inspección con levantamiento del núcleo

Para eliminar oportunamente los riesgos ocultos del equipo y prevenir la escalada de fallas, se realizó una inspección con levantamiento del núcleo. La inspección reveló que la falla se originó en los contactos del interruptor de polaridad dentro del cambiador de tomas a carga, que mostraban un sobrecalentamiento severo y daños significativos por quemaduras.

2.2 Análisis del sobrecalentamiento y daño a los contactos del interruptor de polaridad

2.2.1 Corriente de sobrecarga a largo plazo en los contactos

La corriente nominal a través de los contactos del interruptor de polaridad se calculó en 536 A. Debido a la operación frecuente de sobrecarga del horno, la corriente real superó la capacidad nominal del interruptor, causando un aumento excesivo de temperatura en los contactos. Este sobrecalentamiento formó puntos calientes localizados, aumentando la resistencia de contacto e iniciando un "ciclo vicioso" que llevó a la descomposición del aceite, la generación de gas libre y las subsecuentes alarmas de gas ligero.

2.2.2 Operación a largo plazo de los contactos del interruptor de polaridad en la misma posición

El interruptor de polaridad es esencialmente un interruptor selector con dos posiciones: una para las tomas de voltaje 1-10 y otra para las tomas 11-23. En la operación real, la tensión secundaria del horno se operaba consistentemente en las tomas 21-23, haciendo que los contactos del interruptor permanecieran en una posición durante períodos prolongados. Esto eliminó la acción de limpieza normal, impidiendo la autolimpieza de la superficie de contacto. Los contaminantes orgánicos se acumularon, formando una película aislante estable y oscura. Esta película redujo gradualmente la capacidad de conducción de corriente, aumentó la resistencia de contacto y elevó la temperatura de contacto. La temperatura elevada aceleró aún más la deposición de contaminantes, reforzando el "ciclo vicioso" y resultando en la generación de gas libre y las alarmas de gas.

3 Medidas de mejora

3.1 Aumentar la capacidad de conducción de corriente de los contactos y reducir la resistencia de contacto

Para abordar las sobrecargas frecuentes del horno y satisfacer las demandas de producción, se remanufacturaron los contactos del interruptor de polaridad. Basándose en mediciones reales y sin alterar las dimensiones de instalación, se aumentó el ancho de la superficie de contacto lineal original en 2 mm para mejorar la capacidad de corriente. El recubrimiento original de aleación de cromo-níquel se reemplazó con un recubrimiento de plata dura, y el espesor del recubrimiento se incrementó en 0,5 mm. Esto mejoró la presión de contacto, redujo la resistencia de contacto y mejoró la conductividad.

3.2 Operación a vacío regular del interruptor de polaridad

Para evitar la operación prolongada en una sola posición y el consiguiente aumento de la resistencia, se incluyeron operaciones adicionales a vacío del interruptor de polaridad durante las pruebas preventivas del transformador. También se requirió a los usuarios realizar una operación a vacío del interruptor una vez al mes. El objetivo es limpiar mecánicamente la superficie de contacto, eliminar los depósitos y reducir la resistencia de contacto.

4 Conclusión

Las fallas de sobrecalentamiento en los contactos del cambiador de tomas del transformador son uno de los problemas principales que afectan la operación estable. La identificación oportuna y precisa de la naturaleza y ubicación de la falla es esencial para implementar acciones correctivas dirigidas. Las lecciones aprendidas deben acumularse continuamente para mejorar la precisión del análisis. Para las alarmas de gas ligero en el transformador de horno de arco, se identificaron las causas raíz a través de un análisis exhaustivo, y se implementaron medidas efectivas para eliminar el riesgo oculto. Después de más de dos años de operación, no se han producido anomalías similares. Esta solución previno pérdidas económicas asociadas con la retirada, reparación y tiempo muerto no planificado del transformador, logrando beneficios económicos significativos.