Análisis de Métodos Diagnósticos para Fallos de Aterramiento del Núcleo en Transformadores de Distribución de 35 kV

Transformadores de distribución de 35 kV: Análisis y métodos diagnósticos de fallos de conexión a tierra del núcleo

Los transformadores de distribución de 35 kV son equipos críticos comunes en los sistemas de energía, encargados de tareas importantes de transmisión de energía eléctrica. Sin embargo, durante la operación a largo plazo, los fallos de conexión a tierra del núcleo se han convertido en un problema importante que afecta la operación estable de los transformadores. Los fallos de conexión a tierra del núcleo no solo impactan la eficiencia energética del transformador e incrementan los costos de mantenimiento del sistema, sino que también pueden desencadenar fallos eléctricos más graves.

A medida que el equipo de energía envejece, la frecuencia de los fallos de conexión a tierra del núcleo aumenta gradualmente, requiriendo un diagnóstico y tratamiento de fallas mejorados en la operación y mantenimiento del equipo de potencia. Aunque existen ciertos métodos de diagnóstico, aún hay cuellos de botella técnicos como la baja eficiencia de detección y la dificultad para localizar las fallas. Existe una necesidad urgente de explorar y aplicar tecnologías de diagnóstico de fallas más precisas y sensibles para mejorar la confiabilidad operativa del equipo y garantizar la estabilidad y seguridad del sistema de energía.

1 Análisis de causas y características de los fallos de conexión a tierra del núcleo en transformadores de distribución de 35 kV

1.1 Causas comunes de fallos de conexión a tierra del núcleo

En los transformadores de distribución de 35 kV, generalmente se utilizan materiales aislantes entre las láminas del núcleo para la aislación. Sin embargo, durante la operación a largo plazo, los campos eléctricos internos y la temperatura causan un envejecimiento gradual de los materiales aislantes, especialmente en entornos de alta tensión y alta temperatura donde el rendimiento del aislamiento se deteriora rápidamente. A medida que avanza el envejecimiento, la resistencia aislante disminuye, y el fallo del aislamiento en áreas parciales puede formar fallos de conexión a tierra múltiples.

Los transformadores experimentan inevitablemente vibraciones mecánicas durante la operación prolongada. Especialmente bajo condiciones de fluctuaciones de carga significativas, la vibración puede causar un desplazamiento relativo del núcleo y de los componentes de sujeción del núcleo. Las abrazaderas del núcleo flojas o los materiales de aislamiento dañados pueden desencadenar fallos de conexión a tierra. Los defectos de fabricación del núcleo del transformador también son causas importantes de fallos de conexión a tierra del núcleo. Durante la fabricación, si las láminas de acero silicio tienen rebabas, recubrimiento aislante irregular o precisión de procesamiento del núcleo insuficiente, puede ocurrir un daño aislante local. Estos defectos a menudo se concentran en las partes de conexión a tierra del transformador. Cuando la distribución del campo eléctrico en el núcleo es desigual, puede ocurrir descarga parcial.

1.2 Características eléctricas y peligros de los fallos

La característica eléctrica más directa de los fallos de conexión a tierra del núcleo es el aumento de la corriente de conexión a tierra. Después de que ocurre un fallo de conexión a tierra, la corriente de conexión a tierra suele mostrar fluctuaciones de corriente con componentes armónicos, especialmente en regiones de alta frecuencia por encima de 50 Hz. Cuando ocurren fallos, la forma de onda de la corriente de conexión a tierra a menudo aparece no sinusoidal, con amplitudes mayores de componentes armónicos.

Otra característica típica de los fallos de conexión a tierra del núcleo es la descarga parcial. Después del fallo del material aislante, el campo eléctrico se concentra en las áreas dañadas, causando descargas de corona y fenómenos de descarga parcial. La descarga parcial generalmente genera pulsos de corriente de alta frecuencia con rangos de frecuencia generalmente entre 3-30 MHz. Las señales de corriente en esta banda de frecuencia pueden capturarse y analizarse utilizando transformadores de corriente de alta frecuencia (HFCT) especializados.

Otra característica eléctrica desencadenada por los fallos de conexión a tierra del núcleo es el efecto de aumento de temperatura. Debido a las pérdidas por corrientes de Foucault en el punto de fallo, la temperatura local aumenta. Este efecto de aumento de temperatura no solo daña directamente los materiales aislantes, sino que también puede causar sobrecalentamiento en áreas parciales del núcleo.

1.3 Impacto de los fallos en la operación del transformador

Los fallos de conexión a tierra del núcleo provocan un aumento de la corriente de conexión a tierra, lo que a su vez causa pérdidas adicionales en el núcleo del transformador. Las pérdidas del núcleo se componen principalmente de pérdidas por corrientes de Foucault y pérdidas por histeresis. Cuando ocurren fallos de conexión a tierra, la distribución desigual del flujo magnético dentro del transformador aumenta significativamente las pérdidas por corrientes de Foucault en ciertas áreas. Esto no solo reduce la eficiencia energética del transformador, sino que también puede aumentar significativamente los costos operativos. El aumento de las pérdidas del núcleo agrava el sobrecalentamiento del transformador, afectando aún más la operación estable a largo plazo.

La descarga parcial y el efecto de aumento de temperatura causados por los fallos de conexión a tierra del núcleo aceleran el envejecimiento de los materiales aislantes internos del transformador. Durante el envejecimiento del aislamiento, la resistencia de las capas aislantes disminuye gradualmente, y la capacidad de aislamiento eléctrico falla progresivamente. Cuando el aislamiento falla completamente, puede desencadenar cortocircuitos locales o accidentes de cortocircuito completo más graves.

Los fallos de conexión a tierra del núcleo no solo provocan un deterioro del rendimiento eléctrico, sino que también afectan la composición química del aceite del transformador. Cuando el núcleo está conectado a tierra, la descarga parcial y el sobrecalentamiento causan un aumento de la temperatura interna del aceite, lo que lleva a cambios en los componentes de gas disueltos en el aceite, especialmente aumentos anormales en el contenido de metano (CH4) y etileno (C2H4).

2 Métodos diagnósticos y comparación técnica para fallos de conexión a tierra del núcleo

2.1 Métodos diagnósticos tradicionales

El método de resistencia DC es uno de los métodos diagnósticos tradicionales para fallos de conexión a tierra del núcleo, que juzga principalmente la existencia de fallos midiendo la resistencia aislante entre el núcleo y la tierra. Este método aplica voltaje DC y mide la relación entre la corriente y el voltaje para calcular la resistencia aislante. Idealmente, la resistencia aislante del núcleo debe mantenerse en un valor alto; si la resistencia cae por debajo de cierto umbral, puede indicar un fallo de conexión a tierra.

Sin embargo, el método de resistencia en corriente continua no puede localizar con precisión los puntos de fallo. Sus resultados de medición solo pueden reflejar el rendimiento promedio del aislamiento de todo el núcleo y no pueden determinar áreas específicas de fallo. Este método también tiene cierto retraso, especialmente cuando el envejecimiento del aislamiento aún no ha causado cambios significativos en la resistencia, lo que hace que la detección temprana de fallas sea ineficaz. Además, el método de resistencia en corriente continua no puede proporcionar información sobre tipos de falla, y las características detalladas de la falla no pueden extraerse eficazmente de los datos de medición.

El análisis de cromatografía de aceite detecta cambios en los componentes de gases disueltos en el aceite del transformador para inferir tipos de falla. Estos gases disueltos se producen típicamente cuando ocurren descargas, sobrecalentamientos u otros fallos eléctricos dentro del transformador. Los componentes gaseosos comunes en el aceite del transformador incluyen metano (CH4), etileno (C2H4), etano (C2H6), etc. Los cambios en las concentraciones de gas pueden reflejar el estado operativo del transformador. 

Comparando las concentraciones de gases disueltos en el aceite con los tipos de falla, es posible determinar preliminarmente si se ha producido una falla de tierra en el núcleo del transformador. El análisis de cromatografía de aceite tiene una respuesta relativamente tardía; después de que ocurra una falla, lleva tiempo que los gases disueltos se acumulen, limitando la oportunidad del diagnóstico de fallas. Además, el análisis de cromatografía de aceite no puede proporcionar ubicaciones de falla precisas o características específicas, sino que solo indica fallas a través de cambios en las concentraciones de gas. Para fallas menores o intermitentes, el diagnóstico por cromatografía de aceite puede ser retardado y no poder responder de manera oportuna al surgimiento de la falla.

2.2 Tecnologías modernas de detección de instrumentos

La tecnología de detección de descargas parciales se basa en el principio de los transformadores de corriente de alta frecuencia (HFCT), capturando y analizando señales de pulsos de descarga causados por la tierra en el núcleo para diagnosticar fallas. Cuando ocurren fallas de tierra en el núcleo, las descargas parciales generan pulsos de corriente de alta frecuencia en los puntos de daño del aislamiento. Estas señales de corriente generalmente se manifiestan como ruido de alta frecuencia o señales de pulso con rangos de frecuencia generalmente entre 3-30 MHz. 

Instalando sensores de corriente de alta frecuencia en la línea de tierra del transformador, se pueden capturar en tiempo real las señales de descargas parciales. Esta tecnología puede localizar eficientemente puntos de falla parciales, tiene alta sensibilidad y puede detectar fallas en etapas tempranas. La detección de descargas parciales puede identificar eficazmente fallas menores causadas por el envejecimiento del aislamiento o daños mecánicos, proporcionando información precisa de diagnóstico de fallas. Al analizar las señales de descargas parciales, se puede evaluar la gravedad y la tendencia de desarrollo de las fallas, permitiendo tomar medidas de mantenimiento o preventivas correspondientes.

La tecnología de termografía infrarroja detecta áreas de aumento de temperatura local en el núcleo utilizando cámaras térmicas infrarrojas para determinar si existen fallas de tierra. Después de que ocurren fallas de tierra en los transformadores, las pérdidas por corrientes de Foucault en áreas locales causan aumentos de temperatura, particularmente incrementos significativos de temperatura alrededor de los puntos de falla. La tecnología de termografía infrarroja puede obtener en tiempo real la distribución de temperatura en la superficie del núcleo y determinar la existencia de fallas a través de diferencias de temperatura. Generalmente, cuando las diferencias de temperatura superan los 10°C, se necesita una investigación enfocada en esa área. La ventaja de esta tecnología radica en su capacidad para detectar cambios de temperatura sin contacto, con una velocidad de medición rápida, lo que la hace adecuada para la detección rápida en el sitio.

El método de detección de corriente de alta frecuencia emplea bobinas de Rogowski para medir los cambios de corriente de alta frecuencia en las líneas de tierra, generalmente en un rango de frecuencia de 500 kHz a 2 MHz. Estas corrientes de alta frecuencia se generan por procesos de descarga causados por fallas de tierra en el núcleo. Detectando señales de corriente en este rango de frecuencia, se puede identificar eficazmente la existencia de fallas. En comparación con la tecnología de detección de descargas parciales, la detección de corriente de alta frecuencia tiene mayor sensibilidad y puede capturar señales de falla extremadamente débiles. Utilizando bobinas de Rogowski para mediciones sin contacto no solo simplifica la instalación, sino que también mejora la precisión de la medición. Esta tecnología es particularmente adecuada para áreas difíciles de acceder directamente y puede realizar detecciones en línea sin dañar el equipo.

3 Optimización del proceso de diagnóstico de fallas y análisis de casos

3.1 Recomendaciones para un proceso de diagnóstico optimizado

Al diagnosticar fallas de tierra en el núcleo, el primer paso debe ser una selección preliminar utilizando la tecnología de termografía infrarroja. Las cámaras térmicas infrarrojas pueden obtener rápidamente mapas de distribución de temperatura de la superficie del transformador, ayudando al personal de diagnóstico a identificar posibles áreas de aumento de temperatura anormal. Una vez que la selección preliminar identifique áreas potenciales de falla, el siguiente paso debería combinar las tecnologías de detección de corriente de alta frecuencia y de descargas parciales para pruebas precisas.

El método de detección de corriente de alta frecuencia captura cambios en la corriente de tierra en la banda de frecuencia de 500 kHz a 2 MHz utilizando bobinas de Rogowski, identificando efectivamente áreas de falla de tierra en el núcleo. La tecnología de detección de descargas parciales monitorea en tiempo real las señales de pulso de descarga utilizando sensores HFCT, analizando la frecuencia e intensidad de la descarga para confirmar aún más las ubicaciones de los puntos de falla.

Después de realizar la detección de corriente de alta frecuencia y de descargas parciales, el último paso es verificar y analizar la gravedad de la falla a través del análisis de cromatografía de aceite. Detectando los gases disueltos en el aceite del transformador, particularmente los cambios en las concentraciones de metano (CH4), etileno (C2H4) y otros gases, se puede confirmar aún más la naturaleza de la falla. Para fallas graves de tierra en el núcleo, la cromatografía de aceite mostrará componentes gaseosos anormalmente elevados. Combinando los datos de cromatografía de aceite con otros resultados de detección, se puede evaluar de manera integral el impacto de la falla y proporcionar una base para los trabajos de reparación posteriores.

3.2 Análisis de casos típicos

Durante la operación en una subestación, el personal de mantenimiento notó un aumento significativo de la corriente de tierra en un transformador de distribución de 35 kV, superando con creces los valores normales. Los datos de monitoreo mostraron que la corriente de tierra alcanzó 5 A, mientras que en condiciones normales, la corriente de tierra debería ser menor a 100 mA. El desafío fue que, aunque la corriente de tierra aumentó anormalmente, no hubo indicaciones físicas externas obvias de falla. Los métodos de diagnóstico eléctrico tradicionales, como las pruebas de resistencia en corriente continua y el análisis de cromatografía de aceite, no pudieron proporcionar información clara sobre la ubicación de la falla.

Para resolver el problema de la falla de tierra en el núcleo del transformador, el personal de mantenimiento empleó varias tecnologías de diagnóstico modernas. Primero, utilizaron un termógrafo infrarrojo FLIR T640 para una detección preliminar, localizando rápidamente las áreas de aumento de temperatura en el núcleo y los componentes relacionados. Luego, utilizaron sensores de corriente de alta frecuencia PD-Tech HFCT para monitorear la corriente de tierra. Finalmente, utilizaron detectores de descargas parciales PD-Tech para probar y analizar las señales de descarga, localizando el punto de falla. Los resultados de las pruebas se muestran en la Tabla 1.

Tabla 1. Resultados de la detección de problemas de fallos en transformadores

Basado en los resultados de la detección con cámaras térmicas infrarrojas, la diferencia de temperatura cerca de los componentes de sujeción del núcleo alcanzó 12°C, superando el rango normal, confirmando preliminarmente un posible sobrecalentamiento en esta área. La detección en tiempo real utilizando sensores de corriente de alta frecuencia reveló una corriente de tierra de 5 A, significativamente superior al valor normal de 100 mA, lo que indica que se había desarrollado una falla dentro del transformador. Una detección adicional de descargas parciales mostró fuertes fluctuaciones en las señales de corriente de alta frecuencia en el rango de 4.5-18 MHz, con una intensidad de descarga que aumentaba gradualmente, indicando que el punto de falla estaba ubicado en el ensamblaje de sujeción del núcleo y que la falla se estaba agravando.

La confirmación final del punto de falla fue en el aislante del componente de sujeción del núcleo. El material aislante se había deteriorado debido a la operación prolongada, causando un daño menor en el aislamiento que desencadenó la falla de tierra. Las medidas de tratamiento de la falla incluyeron el reemplazo del aislante, y las pruebas posteriores confirmaron que la corriente de tierra había vuelto a la normalidad, eliminando la falla y restaurando la operación estable del equipo.

Este caso demuestra que la combinación de la tecnología de termografía infrarroja, la tecnología de detección de descargas parciales y la tecnología de detección de corriente de alta frecuencia puede mejorar eficazmente la eficiencia y precisión en el diagnóstico de fallas de tierra del núcleo. En los procesos reales de operación y mantenimiento, el personal debe utilizar regularmente estas tecnologías para diagnósticos conjuntos, asegurando así la operación segura y estable de los transformadores.

4 Conclusión

En el diagnóstico de fallas de tierra del núcleo, la aplicación combinada de múltiples tecnologías modernas de diagnóstico puede mejorar significativamente la precisión de la localización de fallas y la eficiencia del diagnóstico. A través de los efectos sinérgicos de la detección de corriente de alta frecuencia, el análisis de descargas parciales y la tecnología de termografía infrarroja, se pueden detectar riesgos potenciales del equipo en etapas tempranas, y se pueden identificar con precisión las fuentes de fallas, reduciendo el tiempo de inactividad del equipo y prolongando la vida útil del transformador.

En el futuro, con el desarrollo continuo y la aplicación de nuevas tecnologías de detección, el diagnóstico y el mantenimiento de fallas de tierra del núcleo se volverán más eficientes y precisos, garantizando la estabilidad y seguridad de los sistemas de energía.