Análisis y Manejo de una Falla por Descarga en un Interruptor de GIS de 550 kV

1. Descripción del fenómeno de fallo

El fallo en el interruptor de seccionamiento del equipo GIS de 550 kV ocurrió a las 13:25 del 15 de agosto de 2024, mientras el equipo estaba operando a plena carga con una corriente de carga de 2500 A. En el momento del fallo, los dispositivos de protección asociados actuaron de inmediato, desconectando el interruptor correspondiente e aislando la línea defectuosa. Los parámetros de operación del sistema cambiaron significativamente: la corriente de línea cayó abruptamente de 2500 A a 0 A, y el voltaje del bus disminuyó instantáneamente de 550 kV a 530 kV, fluctuando durante aproximadamente 3 segundos antes de recuperarse gradualmente a 548 kV y estabilizarse. La inspección en el sitio por parte del personal de mantenimiento reveló un daño evidente en el interruptor de seccionamiento. Se encontró una marca de quemadura de aproximadamente 5 cm de largo en la superficie de la cubierta aislante. Un punto de descarga calcinado de unos 3 cm de diámetro apareció en la conexión entre los contactos móviles y fijos, rodeado de un residuo polvoriento negro, y algunos componentes metálicos mostraron signos de fusión, indicando un arco eléctrico intenso durante el fallo.

2. Análisis de la causa del fallo

2.1 Análisis de los parámetros básicos del equipo y las condiciones de operación
El interruptor de seccionamiento tiene un voltaje nominal de 550 kV, una corriente nominal de 3150 A y una corriente de interrupción de 50 kA. Estos parámetros cumplen con los requisitos operativos del sistema de 550 kV en esta subestación, asegurando teóricamente una operación confiable bajo condiciones normales. El interruptor de seccionamiento había estado en servicio durante 8 años con 350 operaciones. El último mantenimiento se realizó en junio de 2023, que incluyó pulido de contactos, lubricación, ajuste del mecanismo y pruebas de resistencia aislante, todos los resultados cumplieron con las especificaciones en ese momento. Aunque el número de operaciones estaba dentro del rango normal, la operación a largo plazo puede haber introducido riesgos de envejecimiento, potencialmente llevando a defectos latentes durante el servicio subsiguiente.

2.2 Análisis de las pruebas de rendimiento eléctrico

Las pruebas de resistencia aislante del interruptor de seccionamiento mostraron una resistencia aislante intercontacto de 1500 MΩ (valor histórico: 2500 MΩ; requisito estándar: ≥2000 MΩ). La resistencia aislante a tierra fue de 2000 MΩ (valor histórico: 3000 MΩ; requisito estándar: ≥2500 MΩ). Ambos valores fueron significativamente inferiores a los datos históricos y a los estándares, lo que indica un deterioro del rendimiento aislante.
La prueba del factor de pérdida dieléctrica (tanδ) a 10 kV dio un valor medido de 0.8% (valor histórico: 0.5%; requisito estándar: ≤0.6%). El aumento del tanδ sugiere una posible entrada de humedad o envejecimiento del medio aislante, lo que reduce la fuerza aislante y aumenta el riesgo de ruptura dieléctica.

2.3 Análisis de las pruebas de rendimiento mecánico
Las mediciones de presión de contacto mostraron:

• Fase A: 150 N (valor de diseño: 200 N, desviación: –25%)

• Fase B: 160 N (desviación: –20%)

• Fase C: 140 N (desviación: –30%)
  Todas las presiones de contacto medidas estaban por debajo de los valores de diseño con grandes desviaciones, lo que probablemente causó un aumento de la resistencia de contacto, sobrecalentamiento localizado y arcos eléctricos.

El análisis del mecanismo operativo reveló:

• Tiempo de cierre: 80 ms (rango de diseño: 60–70 ms); desviación de sincronización: 10 ms (límite de diseño: ≤5 ms)

• Tiempo de apertura: 75 ms (rango de diseño: 55–65 ms); desviación de sincronización: 12 ms (límite de diseño: ≤5 ms)
  Ambos tiempos de apertura/cierre superaron los límites de diseño, y las desviaciones de sincronización fueron excesivas, lo que indica un mal funcionamiento del mecanismo que podría causar un contacto/separación asincrónico, llevando a la reencendido de arcos y descargas.

2.4 Análisis integral de la causa del fallo
Integrando todos los hallazgos:

• Eléctricamente, la reducción de la resistencia aislante y el aumento del tanδ indican un aislamiento deteriorado, creando condiciones para la ruptura.

• Mecánicamente, la presión de contacto insuficiente causó un mal contacto y calentamiento localizado, mientras que el mal funcionamiento del mecanismo llevó a una operación asincrónica y reencendido de arcos, exacerbando el daño aislante.
  A pesar de estar mantenido regularmente, el servicio a largo plazo expuso al equipo a envejecimiento, y factores ambientales como fluctuaciones de temperatura y humedad degradaron aún más el rendimiento. El fallo por flashover del interruptor de seccionamiento resultó de la combinación de la degradación del aislamiento, anomalías mecánicas y envejecimiento del equipo.

3. Medidas de manejo del fallo
3.1 Respuesta de emergencia en el sitio
Inmediatamente después del fallo por flashover, se activó un protocolo de respuesta de emergencia para garantizar la seguridad de la red. El interruptor de seccionamiento defectuoso fue aislado mediante el disparo de los interruptores asociados, evitando la escalada del fallo. Se inspeccionaron y ajustaron los dispositivos de protección vinculados al interruptor de seccionamiento para evitar un mal funcionamiento o falla. El modo de operación del sistema se reconfiguró urgentemente: la carga previamente transportada por la línea defectuosa se transfirió suavemente a líneas sanas para mantener el suministro de energía a usuarios críticos. Durante este proceso, se monitorearon de cerca los parámetros del sistema (voltaje, corriente, frecuencia) para garantizar una operación estable. Se asignó personal para asegurar el sitio del fallo y evitar el acceso no autorizado, evitando incidentes secundarios.

3.2 Plan de reparación del equipo
Basado en el análisis de la causa raíz, se desarrolló un plan de reparación detallado:

• Para el aislamiento degradado: reemplazar y restaurar los medios aislantes. Remover materiales aislantes dañados, húmedos o envejecidos e instalar nuevos materiales conformes para restaurar el rendimiento aislante.

• Para la presión de contacto insuficiente: inspeccionar y reemplazar resortes de contacto, ajustar la presión de contacto a los valores de diseño para minimizar la resistencia de contacto y prevenir sobrecalentamiento/arco eléctrico.

• Para las fallas del mecanismo: reemplazar componentes dañados y recalibrar completamente el mecanismo para cumplir con las especificaciones de diseño en cuanto a tiempo y sincronización.

3.3 Proceso de Reparación y Puntos Técnicos Clave
Las reparaciones siguieron estrictamente el plan. El interruptor fue desmontado completamente para una inspección exhaustiva que confirmara la extensión del daño. Durante la sustitución del aislamiento, se controló la humedad y la temperatura ambientales para prevenir la contaminación o absorción de humedad de los nuevos materiales. La instalación aseguró un posicionamiento preciso y un ajuste firme del aislamiento para evitar vacíos o holguras. Los ajustes de presión de contacto se realizaron con herramientas calibradas para lograr una fuerza precisa y uniforme en todas las fases. El reensamblaje y la calibración del mecanismo se adhirieron a los procedimientos para garantizar un funcionamiento suave y confiable. Tras la reparación, se llevaron a cabo pruebas completas—resistencia al aislamiento, tanδ, presión de contacto y rendimiento del mecanismo—todas cumpliendo con los estándares antes de la reenergización.

4.Verificación de la Efectividad de la Reparación
4.1 Pruebas Post-Reparación
Pruebas exhaustivas confirmaron el rendimiento restaurado (ver Tabla 1):

• Resistencia al aislamiento: entre contactos aumentó de 1500 MΩ a 2400 MΩ; la resistencia a tierra subió de 2000 MΩ a 2800 MΩ—ambas cumplen con los estándares.

• tanδ disminuyó de 0.8% a 0.4%, dentro de límites aceptables, confirmando la resolución de problemas de humedad/vejez.

• Prueba de tensión soportada: antes de la reparación, el fallo ocurrió a 480 kV (< estándar); después de la reparación, no hubo fallos a 600 kV—validando la recuperación del aislamiento.

4.2 Monitoreo y evaluación operativa

El interruptor reparado fue sometido a un monitoreo operativo de 3 meses. Las temperaturas de contacto permanecieron normales, confirmando una ajuste efectivo de la presión de contacto y un control de la resistencia de contacto. Las operaciones de conmutación se estabilizaron: tiempo de cierre en 65 ms, apertura en 58 ms, con desviaciones de sincronismo ≤3 ms. No se produjo reencendido de arco ni descarga. Los resultados combinados de las pruebas y el monitoreo confirman la resolución exitosa del fallo y la operación estable.

5.Medidas preventivas y recomendaciones
Para garantizar una operación eficiente del GIS y reducir los riesgos de fallos, se deben implementar estrategias de mantenimiento estrictas:

• Inspecciones regulares: Realizar inspecciones visuales semanales y pruebas funcionales mensuales por equipos calificados para detectar daños o anomalías temprano.

• Monitoreo avanzado de condiciones: Implementar sistemas de monitoreo en línea para el seguimiento en tiempo real de la descarga parcial, temperatura y composición de gases para identificar proactivamente posibles problemas.

• Pruebas preventivas: Realizar periódicamente pruebas de resistencia aislante y tanδ para evaluar la salud eléctrica/aislante y prevenir fallas relacionadas con el envejecimiento o la humedad.

• Selección e instalación de equipos: Elegir equipos GIS probados y maduros que cumplan con las necesidades operativas. Apegarse estrictamente a los estándares de diseño y construcción durante la instalación para asegurar alineación adecuada y conexiones seguras.

• Puesta en marcha: Verificar rigurosamente todos los parámetros de rendimiento durante la puesta en marcha, documentando todos los datos para futuras referencias de mantenimiento.

• Capacitación del personal: Realizar regularmente capacitación técnica y simulacros de emergencia para mejorar la competencia del personal en operación y manejo de fallas, asegurando respuestas rápidas y efectivas a incidentes y protegiendo la estabilidad de la red.

6.Conclusión
Este documento presenta un análisis y resolución exitosos de un fallo de sobretensión en un interruptor de GIS de 550 kV. La documentación detallada del fallo y las pruebas multidimensionales identificaron con precisión las causas raíz. Las medidas de respuesta de emergencia y reparación implementadas resolvieron efectivamente el problema, validado por pruebas posteriores a la reparación y monitoreo operativo. Las medidas preventivas propuestas son específicas y prácticas, ofreciendo orientación valiosa para el mantenimiento del GIS. El trabajo futuro debería profundizar en la investigación de los mecanismos de fallo del GIS para mejorar aún más la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico.