Sobre el artículo
Se consideran métodos para aumentar la confiabilidad operativa de los transformadores de potencia, autotransformadores y reactores de maniobras con el fin de reducir el riesgo de daños, que acompañan a los cortocircuitos internos y a los incendios y explosiones de equipos.
Fuente: revista Élektricheskie Stantsii, n.º 9, septiembre de 2014, pp. 41 – 48M. M. L’vova, S. Yu. L’vov, V. B. Komarov, E. O. Lyut’ko, V. P. Vdoviko, V. V. Demchenko, S. G. Belyaev, V. A. Savel’ev, M. Yu. L’vov, y Yu. N. L’vov
Introducción
Los cortocircuitos internos causan los daños más graves a los transformadores de potencia, autotransformadores y reactores de maniobras, que funcionan a una tensión de 110 kV y superior (en adelante simplemente transformadores). El análisis ha demostrado que los daños, que acompañan a los cortocircuitos internos, representan el 80% de la cantidad total de daños a los devanados, el 89% del número total de averías de los cables de alta tensión y el 25% del número total de averías de los reguladores bajo carga. En más del 30% de estos casos, los daños son causados por explosiones e incendios.
El propósito de este trabajo es considerar el problema de aumentar la confiabilidad operativa de los transformadores mediante la reducción del riesgo de daños, que se acompañan de cortocircuitos internos, explosiones e incendios en los transformadores. Los principales factores que dan lugar a un aumento en el número de averías de transformadores son los siguientes:
- Un aumento en el número de transformadores que funcionan durante más tiempo que su vida útil mínima de 25 años, establecida por la norma.
- El uso de transformadores más allá de los límites de sus parámetros normales;
- La falta en los documentos estándar de una serie de criterios necesarios para obtener una información más completa y fiable que permita estimar la capacidad de explotación de los transformadores
En general, existe un número suficiente de documentos efectivos que permiten determinar el estado de los transformadores y si son susceptibles de uso posterior.
Sin embargo, como muestra la experiencia, la ionización y los procesos térmicos pueden ocurrir en transformadores en regiones locales del aislamiento, lo que conduce a cortocircuitos internos, explosiones e incendios en los equipos, en un tiempo inferior a la periodicidad de monitoreo establecida en el Documento Regulador (Normas para la prueba de equipos eléctricos).
Las ideas centrales a la hora de diagnosticar el estado técnico de un sistema y estimar el riesgo son el «estado límite» y los «criterios de estado límite».
De acuerdo con la Norma Estatal GOST R 53480-2009, el «estado límite es el estado de un componente, para el cual su uso posterior es inadmisible o indeseable por razones de peligro o por razones económicas o ecológicas»; «Los criterios de estado límite son indicadores de un estado límite para el cual se debe tomar una decisión con respecto al estado del equipo». En la actualidad, el procedimiento y los criterios para determinar el estado límite de los transformadores de potencia no se dan en los documentos técnicos estándar.
Sin embargo, la experiencia adquirida a lo largo de muchos años de uso proporciona una base científica para un procedimiento para estimar el estado límite de los transformadores de potencia que funcionan a una tensión de 110 kV y superior. Los principales indicadores y criterios del estado límite de los transformadores son los siguientes:
- Desgaste del aislamiento del devanado.
- Deformación peligrosa de los devanados, debido a altas corrientes de cortocircuito.
- Contaminación peligrosa de los devanados por partículas coloidales que contienen metal, que se forman como resultado de la interacción del aceite con los materiales de construcción.
Cuando el grado de polimerización del aislamiento de papel de los devanados se reduce a 250 unidades, ocurre lo siguiente:
- Hay una reducción de no menos de cuatro veces en la resistencia mecánica del aislamiento en comparación con el valor inicial;
- Pérdida de agua (deshidratación) del aislamiento del papel a un nivel del 6% en masa y superior
Posibles daños en el aislamiento del devanado para una reducción del grado de polimerización a 250 unidades:
- Daños en el aislamiento del devanado por la presión axial de las fuerzas cuando hay corrientes de cortocircuito;
- Una reducción en la resistencia eléctrica entre los devanados cuando el aislamiento del conductor está dañado (rotura o grieta) por un factor de 1.5 – 2. El factor de seguridad calculado de la resistencia eléctrica en diferentes estructuras de devanado de transformadores varía de 1.1 a 1.7;
- Calentamiento de parte del aislamiento debido a pérdidas dieléctricas, que se acompaña de quemaduras del aislamiento por la tensión de trabajo, debido a un aumento local de la concentración de humedad durante la deshidratación.
Cuando se alcanza el estado límite, existe un mayor riesgo de daños en el transformador debido a la ocurrencia de cierre del devanado, cuando hay corrientes de cortocircuito, rayos y sobretensiones de conmutación, y bajo el voltaje de trabajo. El problema de determinar las características de vida útil del aislamiento de papel de los transformadores de potencia que se han utilizado durante mucho tiempo consta de dos partes: determinación de la probabilidad de daño al transformador debido a la degradación del aislamiento y una estimación de la vida residual.
Debemos señalar aquí los resultados de investigaciones a gran escala de 686 transformadores de larga duración en Japón. Las características de probabilidad de los daños a los transformadores debido a la degradación del aislamiento se definen mediante las siguientes relaciones:
donde P es el valor «presente» del grado de polimerización y F es la probabilidad de daño a los transformadores debido a la degradación del aislamiento.
La siguiente ecuación se derivó en [8] para la vida útil del aislamiento de papel de los transformadores japoneses, relacionada con su grado de polimerización:
donde P0 es el valor inicial del grado de polimerización del aislamiento de papel de los devanados del transformador, y ô es la vida útil del transformador en el instante en que se midió el valor de «corriente» del grado de polimerización, en años.
Sin embargo, debe tenerse en cuenta que esta relación se aplica principalmente a los transformadores extranjeros. Los transformadores de potencia rusos no están equipados con un sistema de filtros para purificar continuamente el aceite (filtros de termosifón o adsorción). El estado de las capas externas del aislamiento, cubiertas con aceite después de un uso prolongado, por regla general, es peor que el estado de las capas internas, en contacto con los conductores de cobre. Este último es responsable de los efectos apreciables de los productos oxidados y ácidos del envejecimiento del aislamiento de papel y del aceite durante la degradación del aislamiento.
Cuando los transformadores de potencia se utilizan con el funcionamiento regulado del termosifón y los filtros de adsorción, debido a la concentración constantemente baja de catalizadores de reducir el riesgo de daños en los transformadores de potencia de 110 kV y superiores que acompañan a los cortocircuitos internos 485 la formación y degradación de lodos, el valor del grado de polimerización de las capas exteriores del aislamiento del devanado de las bobinas es mayor que el de las capas internas, en contacto directo con el cobre.
Para los transformadores que se han utilizado durante mucho tiempo junto con filtros para purificar directamente el aceite del transformador, se puede suponer que el método de estimación de la vida residual del aislamiento, basado en el comportamiento cinético real del cambio en el grado de polimerización para diferentes grupos de transformadores de potencia con aproximadamente la misma carga, está completamente justificada.
En este caso, a partir de los resultados de las investigaciones, la relación entre el grado inverso de polimerización y la vida toma la forma de una familia de anamorfismos semilogarítmicos:
donde Keff es la constante de velocidad efectiva de la destrucción del aislamiento durante el uso, año–1.
A partir de la ecuación para P0 igual al valor de «corriente» del exponente de polimerización, y P igual a 250, correspondiente al agotamiento completo de la vida útil del aislamiento, podemos determinar la vida residual del aislamiento de los transformadores ôr.
donde Keff es la constante de velocidad efectiva de la destrucción del aislamiento durante el uso, año–1. A partir de la ecuación (5) para P0 igual al valor de «corriente» del exponente de polimerización, y P igual a 250, correspondiente al agotamiento completo de la vida útil del aislamiento, podemos determinar la vida residual del aislamiento de los transformadores 
En la actualidad, sobre la base de la investigación que hemos llevado a cabo, se ha adquirido una base de datos bastante grande para realizar estimaciones cinéticas prácticas para determinar la vida residual del aislamiento de los transformadores de potencia que se han utilizado durante mucho tiempo en función del grado de polimerización.
A continuación se indican los valores máximos de la constante de velocidad «anual» efectiva de la degradación del aislamiento de papel de los devanados Keff para grupos de transformadores de potencia con una carga diferente.
Estas características cinéticas nos permiten formular las siguientes conclusiones:
- La vida útil del aislamiento de papel de los devanados, de diferentes grupos de equipos de transformadores de potencia, utilizados en Rusia, está determinada por la constante de tasa anual de degradación del aislamiento, que, en su conjunto, es una función de la carga del grupo específico de transformadores y el grado de polimerización del papel enrollado inicial, utilizado para el aislamiento del devanado cuando se fabrica;
- La constante de la tasa de degradación del aislamiento de papel de los devanados de los transformadores de red de 220 a 500 kV es aproximadamente la mitad que la de los transformadores modulares de 110 a 500 kV de las centrales térmicas.
Cuando hay deformaciones peligrosas o un cambio en los devanados, el transformador puede dañarse debido a la perturbación del aislamiento y los espacios de aislamiento. Cuando se utiliza un transformador de este tipo, es posible que se produzcan descargas parciales, en las que se forma principalmente hidrógeno.
Cabe destacar que, en publicaciones del SIGRE en el año 2008 se dan ejemplos de los daños de 16 reactores de maniobras debido al desarrollo de cierres de bobinados como consecuencia de la contaminación del aislamiento de los devanados por partículas coloidales de sulfuro de cobre CuS2 (5 – 7% en masa) que contienen metales cuando se utilizan aceites que contienen azufre, a saber, Nitro 10 GBA y Nitro 10 GBN.
Los métodos que se utilizan en la actualidad para estimar la contaminación del aislamiento del devanado, basados en la medición de la tangente de pérdida del aislamiento dieléctrico de los devanados, sólo permiten determinar la contaminación del aislamiento del devanado con respecto a tierra y entre los devanados.
El aislamiento del devanado no se supervisa mediante este método. Los cierres de los devanados siguen siendo de baja sensibilidad durante un tiempo relativamente largo para los dispositivos de protección del transformador (diferenciales y gaseosos) siempre que el daño esté aislado, por regla general, antes de que se produzca un cortocircuito interno.
Los filtros para la limpieza continua del aceite (filtros de termosifón o de adsorción) desempeñan un papel importante en la reducción del riesgo de que se produzcan cierres de bobinado. Por lo tanto, para una masa de aceite en el transformador de 50 toneladas, se pueden adsorber hasta 230 kg o más de compuestos polares, productos del envejecimiento del aceite, en los filtros de gel de sílice para limpiar continuamente el aceite.
Cabe señalar que los indicadores de las concentraciones de compuestos metálicos de materiales estructurales que son más peligrosos en la práctica en el aislamiento de bobinados cuando hay filtros para la limpieza continua del aceite en el reemplazo moderno de gel de sílice, por regla general, no supera el 2% en masa.
Con el fin de aumentar la eficiencia operativa de los filtros para la limpieza continua del aceite para la eliminación completa de las partes orgánicas y minerales de la contaminación de los materiales aislantes, es aconsejable desarrollar una nueva generación de sorbentes mediante la modificación físico-química de la superficie de los geles de sílice utilizados en la actualidad.
En la práctica, se ha introducido ampliamente el aislamiento tipo concentrador RIP con polímero duro. Proporcionan la posibilidad de reducir considerablemente el riesgo que conlleva cuando hay explosiones e incendios, y también acciones peligrosas sobre el medio ambiente.
Sin embargo, a voltajes de 220 a 500 kV, se ha observado falla de estos aditivos en varios casos.
El material aislante de los cables de alto voltaje funciona en condiciones de radiación ionizante de electrones acelerados de baja energía en presencia de un campo eléctrico.
Los cables de alto voltaje con aislamiento de papel y aceite poseen la propiedad de «autorrestauración». Aquí, la plastificación (relleno) del papel aislante con aceite provoca la degeneración de los radicales libres que se forman (partículas con electrones desapareados) por su aceptación por el aceite. Esto suprime el desarrollo de los procesos de destrucción de radiación en el papel aislante que forma parte del aislamiento de papel-aceite cuando hay descargas parciales.
Por lo tanto, el aceite es capaz de absorber y disolver los gases y otros productos de la descomposición del aceite y el aislamiento sólido, formado por la acción de descargas parciales que tienen una acción desionizante bastante fuerte en el canal de descarga.
En el caso de los aislamientos RIP sólidos, se acumulan los daños derivados de las descargas parciales. Las principales etapas de las formas iniciales de desintegración son las siguientes:
- Ruptura de las ataduras
- La formación de radicales libres y su conversión en grupos químicos estables
- La acumulación de desintegraciones moleculares seguida de la producción de submicrofisuras.
Obviamente, la formación de radicales libres en el aislamiento puede conducir a un aumento local considerable de la conductividad eléctrica en la región donde hay descargas parciales y su posterior desarrollo.
La velocidad de los microprocesos no depende entonces de las tensiones medias, sino de las tensiones locales, que actúan en pequeñas regiones, donde se produce la ruptura elemental de los enlaces.
Cuando aumenta el nivel de descargas parciales, aumenta la potencia de la dosis absorbida de radiación ionizante, lo que conduce a un desarrollo de procesos de erosión radiacional y, en última instancia, a la ruptura del aislamiento principal de plomo.
El uso de aislamiento RIP no provoca daños en los cables de alta tensión a tensiones de 35 y 110 kV. La experiencia adquirida en el uso de cables a 35 y 110 kV muestra un nivel de fiabilidad bastante alto.
Sin embargo, el daño a los cables a 220 kV y más indica una relación bastante estricta entre las características estructurales, químicas y de tamaño de masa del aislamiento RIP y su estabilidad a los efectos operativos, incluidas las descargas parciales intensivas. Como se deduce de la experiencia operativa, los cables de alto voltaje con aislamiento RIP son propensos a dañarse en piezas con mayor intensidad de campo, en la región de la brida de montaje.
Recientemente, tanto en Rusia como en el extranjero, los sistemas para el monitoreo continuo del estado de un transformador se han utilizado ampliamente. Lo mejor es utilizar los sistemas para la desconexión oportuna de un transformador antes de que se produzca un arco, explosiones o incendios. Sobre la base de la experiencia existente para estos fines, es aconsejable monitorear continuamente los siguientes factores:
- El contenido de gases disueltos en el aceite, principalmente hidrógeno,
- El contenido de humedad del aceite;
- Descargas parciales
Esto se puede mostrar más claramente con el ejemplo del daño al transformador tipo TTs-400000500-UKhL1, que se introdujo en uso en 2012. Se suministró protección de relé regular al transformador, así como automatización antiaccidente y un sistema automático de extinción de incendios por agua.
Además, además de estos, se incluyó un sistema para la observación continua del contenido de gases combustibles y el nivel de humedad en el aceite, así como un sistema para monitorear las características de las descargas parciales, colocadas en los cables de alta tensión del transformador, junto con un sistema de prevención de explosiones e incendios en el transformador, fabricado por la Transformer Protector Company (del tipo MRT).
Fig. 1. Disruptive disk of the system for preventing explosions and fires in a transformer, manufactured by Transformer Protector Company after operation.
La desconexión de emergencia de la unidad fue causada por la acción de la protección diferencial del transformador. El funcionamiento de este y del disco explosivo dio lugar al funcionamiento del sistema de protección contra explosiones e incendios (sistema Transformer Protector) y del sistema de protección contra incendios del transformador. La activación de la protección diferencial del transformador se produjo 22 mseg después de la ocurrencia de un cortocircuito, y la operación del disco del transformador ocurrió después de 23 mseg (la apariencia del disco después de la operación se muestra en la Fig. 1).
Después de 24 mseg, se generó una señal para desconectar los disyuntores y activar el sistema de protección contra explosiones e incendios (el Protector del Transformador). Después de 29 mseg, funcionó la segunda etapa de la protección gaseosa del transformador, y 48 mseg más tarde, la etapa I. Luego, 52 mseg después, se desconectaron los disyuntores. Después de 94 mseg se generó una señal de «Funcionamiento de la válvula de preprotección» y «Sobrecalentamiento del devanado» (por encima de 115°C). La protección regular de los relés y la automatización antiemergencia han funcionado sin observaciones.
Se ha señalado el resultado positivo del funcionamiento del Protector del Transformador sin liberación de presión y posterior suministro de nitrógeno al tanque del transformador. Se ha registrado la ausencia de ignición y deformación del tanque del transformador.
El arco eléctrico de la mitad superior de la fase B de alto voltaje, que tiene una entrada en el medio de la bobina, fue la razón del daño al transformador. Arco eléctrico
ocurrió debido a una reducción en la resistencia eléctrica del aislamiento de barrera de aceite, lo que provocó el desarrollo de una descarga progresiva sobre la superficie del cilindro aislado eléctricamente, cerca del devanado del transformador (Fig. 2).
Fig. 2. Creeping discharge tracks on the surface of an electrically insulated cylinder
Como se desprende del gráfico de los impulsos de descarga parcial (Fig. 3), la amplitud máxima para la ruptura del primer canal de aceite se observó 36 horas después del instante en que se produjo el arco eléctrico. En el gráfico que muestra el contenido de gases inflamables y el nivel de humedad del aceite del sistema HYDRAN M2 (Fig. 4) se puede ver un aumento en el nivel de concentración de gas después de 36 h desde el instante en que se produjo un arco eléctrico intenso de 22 a 70 ppm. El grado de
El peligro de desarrollo de un defecto se establece a partir de la tasa relativa de aumento de la concentración de gases calientes (Documento Reglamentario RD 1530340-46.32–00, Izd. VNIIÉ, Moscú, 2000). Esta tasa fue del 4363% en un mes.
De acuerdo con el Documento Regulador RD 153-340-46.32-00, si la tasa relativa de aumento de la concentración de gas/gases (en este caso el gas principal es el hidrógeno) supera el 10% mensual, esto indica la presencia de un defecto de rápido desarrollo en el transformador. La fracción volumétrica del hidrógeno disuelto en el aceite ascendió entonces al 0,007%, es decir, no alcanzó el valor límite del 0,01% para la masa de aceite de 47,39 toneladas después de 36 h. En el sistema de monitorización HYDRAN M2 no se proporciona un indicador de la tasa relativa de aumento del gas, principalmente el hidrógeno, que es el principal indicador que indica un grado de peligro de desarrollo de un defecto.
Para los ajustes de funcionamiento para el funcionamiento de la señalización de advertencia y emergencia, especificados por el fabricante de fábrica del sistema HYDRAN M2, la señalización que indica la avería del equipo antes de la aparición de un arco eléctrico intenso no funcionó, ya que los valores de los indicadores medidos no alcanzaron el nivel establecido. Para determinar el grado de peligro del desarrollo de un defecto, sobre la base de la experiencia actual, el ajuste de funcionamiento que indica el nivel de gases calientes debe establecerse a una tasa relativa de aumento de hidrógeno y no debe ser inferior al 1000% por mes.
En la actualidad, en las normas rusas, solo se utiliza el valor máximo de la carga aparente qmax como característica normalizada de las descargas parciales, sin indicar su intensidad, lo que lleva a una estimación subjetiva del grado de peligrosidad de las descargas parciales. La ruptura del aislamiento por descargas parciales simples ocurre considerablemente más lentamente que la ruptura del aislamiento por descargas parciales formadas repetidamente por el mismo valor de la carga aparente.
En la norma [22]IEC, se establece que, para estimar el grado de peligro de rotura del aislamiento debido a la acción de descargas parciales, se deben utilizar los valores máximos de la carga aparente qmax de la formación repetida de descargas parciales durante un ciclo de registro.
Sobre la base de la experiencia adquirida en el diagnóstico del aislamiento de transformadores de tensión de 220 a 500 kV y de un análisis de los datos experimentales adquiridos sobre la rotura del aislamiento de papel-aceite debido a descargas parciales, es preferible establecer el criterio para las descargas parciales que se producen repetidamente como igual a 0,5, un nivel de peligro de una carga aparente debida a descargas parciales no inferior a 10 nC, y una duración de un ciclo de grabación de 1 seg a 1 min.
Cabe señalar que cuando se utilizan equipos eléctricos, fuera de los parámetros estándar, existe una mayor probabilidad de cortes y, como consecuencia, un mayor peligro tanto para el equipo como para la vida y la salud del personal.
El propósito de las medidas preventivas de reparación es garantizar que el transformador funcione dentro de sus parámetros estándar, es decir, que un objeto se transfiera al estado correcto en el que corresponda a todos los requisitos de la documentación técnica estándar y/o del constructor (diseño).
Todos los indicadores presentados en el Documento Regulador RD 34.45-51.300-97, a excepción del grado de polimerización, la resistencia al cortocircuito y la contaminación por partículas coloidales que contienen metales, que son los principales indicadores del estado límite del transformador, pueden transferirse a un estado correspondiente a los requisitos del documento anterior, utilizando medidas preventivas de reparación o reemplazando componentes individuales del transformador (cables de alta tensión, petróleo, etc.).
De acuerdo con el requisito de la Sección 1.5 de la «Regla para el uso técnico de las plantas y redes eléctricas de la Federación de Rusia» (SPO ORGRÉS, Moscú, 2003), se especifica una inspección técnica de equipos eléctricos basada en la documentación técnica estándar sobre la vida útil, y al realizar cada inspección, dependiendo del estado del equipo, Se anota la fecha en la que se llevará a cabo la próxima inspección.
Los problemas involucrados en la inspección técnica son la estimación del estado y también la determinación de las medidas necesarias para garantizar la vida útil establecida de los equipos de potencia. Naturalmente, este requisito también se extiende a los transformadores. En este caso, existe la necesidad de comisiones, que realizan inspecciones técnicas, en un orden establecido para sacar conclusiones sobre el estado límite del transformador y, cuando el estado del transformador se acerca a su estado límite, indicar la necesidad (la conveniencia) de planificar su reemplazo.
Cuando un transformador alcanza su estado límite durante el uso, antes de ser reemplazado se deben realizar mediciones del contenido de humedad y la tensión de ruptura del aceite, y también realizar un análisis cromatográfico de los gases disueltos en el aceite, principalmente hidrógeno, con una periodicidad de una vez cada seis meses para revelar cualquier reducción en la resistencia eléctrica del aislamiento papel-aceite.
A continuación, es aconsejable que los componentes de señal del relé de gas se transfieran a la posición de desconexión, y elegir el orden en el que se conecta el disyuntor para la desconexión repetida automática de las líneas eléctricas desde el extremo de la subestación opuesta, en la que se encuentra el transformador, o incluso introducir una parada en la conexión de repetición automática.
CONCLUSIONES
1
Se han desarrollado enfoques sistemáticos y se ha adquirido suficiente experiencia, que ahora permiten establecer los principios del enfoque complejo para estimar el estado técnico de los transformadores de potencia, y permiten determinar el estado límite y tomar decisiones con el fin de reducir el riesgo de daños, explosiones e incendios en los transformadores. No obstante, es necesario proseguir las investigaciones y elaborar, sobre la base de ellas, una serie de documentos importantes destinados a obtener información más completa y fiable para estimar la capacidad operativa de los transformadores.
En particular, deben establecerse los siguientes requisitos:
- la necesidad de desarrollar «procedimientos para estimar el estado límite cuando se realiza una inspección técnica de transformadores»;
- la necesidad de elaborar una norma sobre «criterios para estimar la contaminación del aislamiento de los devanados de transformadores, autotransformadores y reactores en miniatura por partículas coloidales que contienen metales»;
- la necesidad de investigar una nueva generación de materiales de sorción en filtros para la limpieza continua del aceite para la eliminación completa de las partes orgánicas y minerales de las contaminaciones con el fin de prolongar la vida útil de los transformadores.
2
En la actualidad se ha desarrollado una metodología bastante completa para estimar la vida residual del aislamiento de papel de los devanados de los transformadores, que debe calcularse utilizando el parámetro del grado de polimerización en función de su dinámica de variación real.
3
El problema más urgente es utilizar un sistema de monitoreo para indicar los procesos que ocurren cuando se desarrollan cortocircuitos internos en un transformador en la etapa en que se está desarrollando el daño eléctrico, precediendo a la ocurrencia de un arco eléctrico. Para lograr esto, se debe especificar el monitoreo del contenido de gas, principalmente hidrógeno, el contenido de humedad en el aceite del transformador y las descargas parciales. Es necesario desarrollar una base estándar para tomar una decisión sobre la retirada de un transformador de la operación antes de que ocurra un arco eléctrico mediante el uso de un sistema de monitoreo.
