Fallas en Transformadores: Componentes, Vida Esperada y MP

Vida esperada de componentes. Consideraciones

En este ítem vamos a tratar la vida esperada de distintos componentes de un trasformador de potencia.

La vida esperada, indicada en la tabla N° 1, establece el punto en el tiempo en el cual el transformador podrá mantener sus funciones, con un alto grado de certidumbre.

Ante un mantenimiento deficiente, o bien intervenciones inadecuadas, el transformador, al entrar en la fase de fin de la vida con un nivel apreciable de envejecimiento, comenzará a incrementar la probabilidad del desarrollo de un estado de falla catastrófica.

En tal sentido, el indicador de expectativa de vida será clave para establecer los planes de intervención, así como el momento apropiado para la implementación de ensayos y monitoreos adicionales en la Gestión del Mantenimiento.

Además, permite ir delineando el Plan de Reacondicionamiento o bien el Plan de Reemplazo/Disposición del transformador.

Debemos tener en cuenta las siguientes condiciones, al formalizar los contenidos de la tabla N° 1:

• Se asume que existe una Gestión de Mantenimiento correcta y razonable, llevada a cabo a través de la etapa de Vida Esperada del Ciclo de Vida.

• También se asume la intervención apropiada de acciones correctivas, en la etapa de Vida Esperada, que hayan reestablecido la condición operativa del transformador, ante problemas detectados.

• Las expectativas de vida están basadas en el aporte de especialistas, es decir del conocimiento experto, por sobre evaluaciones o estudios estadísticos.

• La vida esperada de los componentes, indicados en la tabla N° 1, depende fuertemente de las actividades de mantenimiento ejecutadas, así como de los eventos del sistema (cortocircuitos en el SEP, sobretensiones, etc.).

• Otro factor a destacar, que influye negativamente sobre la vida esperada, es la operación del transformador a solicitaciones que exceden las nominales de diseño. Podemos destacar, como un factor principal de envejecimiento, la operación de la máquina, en tiempo dilatado, a régimen de sobretemperatura.
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Tabla N° 1

Vida Esperada
Componente	Falla funcional	Factor de degradación	MP que ayuda a la vida esperada	Expectativa de vida
Arrollamientos(Aislación)	Ruptura eléctrica	Envejecimiento térmico.Contaminación.Envejecimiento acelerado por operación a alta temperatura.	Limpieza de los radiadores.Mantenimiento de los ventiladores.Verificación del flujo correcto del aire de refrigeración.Verificación de la operación correcta de las bombas de refrigeración.Verificación de la PAT del núcleo magnético.Control de la temperatura operativa del transformador.Calibración del dispositivo de temperatura.	30 a 40 años
Acometidas internas	Diseño y/o fabricación  deficiente de los soportes de las acometidas.Desarrollo de caminos eléctricos al potencial de tierra	Incidencia de fallas múltiples en equipos o instalaciones adyacentes.Fallas en el SEP.Fallas en las LAT.	Sin técnica de mantenimiento efectiva.Proceder a reparar al detectarse el problema.	20 a 30 años
Núcleo magnético	Pérdida de PAT y/o existencia de múltiples PAT	Error en el conformado y ensamblado del núcleo.Vibraciones.Pérdida de aislación entre el núcleo y la cuba.	Análisis de los gases combustibles.Ensayo de la tierra del núcleo.Identificación y verificación de la unicidad de la PAT.	40 años
Núcleo y arrollamientos	Desajustes.Daños en la aislación interlaminar del núcleo y en la aislación principal de los arrollamientos	Fallas en la instalación, en adyacencias al transformador.Fallas en LAT.Vibraciones.	Análisis de los gases combustibles.Análisis de las vibraciones y nivel acústico.	40 años
Bushings en aceite	Falla en la aislación	Contaminación externa.Contaminación interna.Pérdida de aceite.Sobretensiones.Pérdida de la línea de fuga.Problemas de fábrica.	Inspección y limpieza.Reparación de pérdidas.Reemplazo por rotura o daño.	>15 años
Bushings sin aceite	Falla en la aislación	Contaminación externa.Pérdida de la línea de fuga.Problemas de fábrica.	Inspección y limpieza.Reemplazo por rotura o daño.	>15 años
Tanque de expansión	Contaminación del aceite y de la aislación sólida por falla en la bolsa del tanquey/o en el secador.	Envejecimiento térmico de la bolsa.Saturación del silicagel.	Inspección de la bolsa en paradas del transformador.Inspección del estado del silicagel.	Meses (silicagel) 20 años(bolsa)
Cuba	Pérdidas de aceite por corrosión y/o desgaste de juntas	Envejecimiento térmico de las juntas.Fisuras en la estructura de la cuba por estado de corrosión avanzado.	Inspección del estado de las juntas.Reemplazo de las juntas.Remoción del óxido, Tratamiento y pintura de las partes afectadas	20 años

Se destaca, en la tabla, el detalle de las actividades de Mantenimiento que se aconsejan implementar, con el fin de incrementar la vida esperada del componente.

También se observa el factor de degradación predominante para cada componente.

Etapa de fin de la vida. Mecanismos de fallas

Como ya hemos visto en la tabla N° 1, se detallaron los componentes críticos de los transformadores que ya han alcanzado la etapa de Fin de la Vida, junto a las fallas funcionales (mecanismos de falla) y los factores que favorecen estos mecanismos.

A continuación haremos una descripción, para cada componente, de los tipos de Mantenimiento Preventivo que se requieren para lograr la atenuación o retraso de los mecanismos de degradación asociados.

Además, en el ítem 5, se procederá a comentar los medios de detección de estos mecanismos de fallas, indicando el monitoreo de la condición apropiado para cada caso.

Aislación de los arrollamientos

La degradación del papel aislante de los arrollamientos se desarrolla entre las capas que conforman las bobinas, entre los arrollamientos en sí y entre las fases del transformador.

El factor principal de la degradación de la aislación será la solicitación térmica, en donde la sobretemperatura, actuando sobre un tiempo dilatado, procederá a acelerar el envejecimiento de la celulosa.

En estas condiciones será importante considerar:

• La limpieza de los radiadores será una tarea crítica, eliminando toda eventual obstrucción al flujo de refrigeración del aire. Esta táctica de mantenimiento tendrá un gran impacto en las etapas operativas del transformador, durante los períodos estivales.

• De la mano de lo anterior, la verificación operativa de las bombas del circuito de refrigeración forzada, así como los ventiladores, será clave para mantener la integridad del transformador ante las solicitaciones térmicas.
  
  Si el envejecimiento térmico es crítico o se requiere un equipo de alto rendimiento, considere el reemplazo con transformadores de potencia y distribución en baño de aceite o aislación seca.

• Una técnica útil para poder detectar problemas o deficiencias en el sistema de refrigeración, es la termografía infrarroja. Permite detectar rápidamente un eventual bloqueo al aire de refrigeración, en los radiadores.

• Otro mecanismo de degradación térmico tiene su causa en el sobrecalentamiento localizado en el transformador, por problemas internos. Este factor puede desarrollar una degradación acelerada en el papel aislante de los arrollamientos, especialmente en las zonas adyacentes al problema.

• El análisis a través de los gases furanos será muy efectivo para determinar el nivel de degradación de la celulosa, estimando así la resistencia mecánica de ésta para tolerar esfuerzos electrodinámicos.

Es importante destacar que, la alteración de las propiedades del papel por el ingreso de humedad no se considera un mecanismo de degradación, desde el punto de vista del Fin de la Vida del transformador.

Acometidas internas

Las acometidas internas del transformador son el medio de interconexión entre los arrollamientos y los bushings.

Estas interconexiones requieren de un sistema de sujeción/soporte, cuya función sea la de impedir el movimiento de las mismas ante efectos transitorios (corriente de inserción, de cortocircuito, etc.).

Tener en cuenta:

• El sistema de sujeción/soporte puede estar deficientemente diseñado y/o fabricado, por lo que puede agrietarse o en su defecto de máxima romperse, en un tiempo temprano, ante una solicitación electrodinámica.

• Con el tiempo y ante sucesivos eventos de falla, este sistema comenzará a degradarse significativamente, representando un factor de falla característico de la etapa de Fin de la Vida del transformador.

• Un mecanismo de falla característico será el de la formación de caminos eléctricos que favorecen el desarrollo de descargas al potencial de tierra.

• No hay una técnica directa de mantenimiento preventivo que permita determinar la deficiencia del sistema de sujeción/soporte. A estos fines, la mejor técnica de diagnóstico será la CGD, evaluando de tal forma la generación de gases por la actividad de descargas parciales, que este mecanismo de falla conlleva.

• Se complementa el análisis con la evaFluación de los estados de falla que se han manifestado y registrado en las adyacencias del transformador, así como los eventos electrodinámicos del SEP.

Falta de PAT del núcleo o múltiples PAT

La falta o pérdida de la puesta a tierra del núcleo magnético del transformador se considera como un estado de falla crítica, ya que la misma representa el medio para evitar descargas desde un eventual potencial del núcleo al potencial de los arrollamientos.

A su vez, la existencia de más de una puesta a tierra en el núcleo, es la causa de favorecer la circulación de corrientes de Foucault en el volumen del mismo.

El efecto principal de este problema será el sobrecalentamiento del núcleo en forma directa y de los arrollamientos en forma indirecta.

Considerar:

• La técnica de diagnóstico que permite detectar estos problemas es la CGD y el grado de severidad se mide en función de los niveles de los gases combustibles generados.

• Con el transformador fuera de servicio, se podrá ejecutar el ensayo de tierra sobre el núcleo, de forma tal de evaluar la eventual pérdida de la PAT, o bien la existencia de múltiples PAT.

• Se ha establecido una fuerte correlación entre estos problemas y los eventos de falla electrodinámicos. Es decir, si se verifica un alto nivel de eventos electrodinámicos en las adyacencias del emplazamiento del transformador, mayor será la probabilidad de que se manifiesten los problemas de PAT.

• Los problemas de PAT también tendrán asociada una mayor probabilidad de ocurrencia a medida que el transformador se acerque a la etapa de Fin de la Vida.

Desajustes del núcleo y arrollamientos

El sistema de ajuste de los arrollamientos y núcleo magnético puede desajustarse o eventualmente romperse, como consecuencia de los esfuerzos electrodinámicos en el interior del transformador.

Un efecto directo de este problema será el daño sobre la aislación de los arrollamientos, debido a la erosión ocasionada por la vibración, derivada del desajuste del sistema mecánico de sujeción.

Se tendrá en cuenta:

• La pérdida de aislación por erosión o fricción, será el factor principal para establecer un evento de falla por descarga en los arrollamientos.

• No existe una técnica de mantenimiento que impida el desajuste del sistema de sujeción.

• Sí será posible monitorear el nivel de vibraciones o nivel acústico (ruido) de la máquina, los cuales se encuentran asociados a una eventual pérdida de la sujeción de los arrollamientos y/o el núcleo magnético.

• Como regla general, se deberá considerar que a mayor cantidad de eventos electrodinámicos registrados en la instalación, mayor será la probabilidad de que se manifiesten desajustes en el sistema de sujeción de los arrollamientos y núcleo magnético.

• A medida de que el transformador se acerque a la etapa de Fin de la Vida, mayor será la probabilidad de que se manifieste este problema, debido al envejecimiento de los materiales que conforman el sistema de sujeción y a la acción conjunta de los eventos electrodinámicos.

Aislación de los Bushings

La falla de los bushings, por lo general, son la causa de daños severos en los arrollamientos del transformador. También puede desembocar en un estado de falla catastrófica.

Es decir, con el fin de alcanzar, o bien incrementar, la expectativa de vida del transformador, será clave el control del estado de la condición de estos componentes.

A los fines se distinguen dos clases de bushings, los llenos en aceite y los de aislación sólida (o sin aceite).

Tener en cuenta:

• Los bushings se encuentran sometidos a descargas externas superficiales, como consecuencia de la contaminación o por pérdida de la línea de fuga (rotura de la porcelana).

• La contaminación se debe a la deposición superficial de polvo, suciedad, etc.

• La pérdida de la línea de fuga (por ej. debido a rotura de segmentos de la aislación), disminuye la capacidad del bushing de soportar sobretensiones.

• Las tácticas más efectivas para detectar estos problemas es la inspección visual, junto a la limpieza superficial de los bushings, de forma tal de eliminar los contaminantes.

• En las áreas de emplazamiento de los transformadores, en donde el índice de contaminación es alto (áreas con alto nivel de polución), una táctica recomendada es la de realizar un tratamiento superficial en los bushings, a través de la aplicación de grasa de silicona, u otro compuesto, que actúe de agente absorbente de los contaminantes.

• La aislación de los bushings sólidos se degradan con el tiempo, siendo el parámetro tangente delta el más efectivo, para evaluar el estado de esta condición.

Tanque de expansión

El transformador debe preservar, en todo momento, su capacidad de impedir estados de sobrepresión y de vacío, en el interior de la cuba.

Lo anterior tiene su causa en las variaciones frecuentes de la presión atmosférica.

De tal forma, los transformadores disponen del tanque de expansión (con o sin bolsa), el cual permite absorber las variaciones de la presión atmosférica.

Considerar:

• Una falla en la bolsa del tanque de expansión puede llevar a una rápida contaminación del aceite y de la aislación sólida, con humedad ambiente.

• Con el fin de asegurar la no contaminación con humedad, este sistema se complementa con un dispositivo secador de aire, siendo el agente absorbente de la humedad el silicagel.

• La forma de evaluar este problema es a través de los análisis del contenido de humedad en el aceite, así como inspeccionar el estado del silicagel, en forma periódica. El análisis del aceite a través de un período anual (en condiciones normales del transformador) y el estado del color del silicagel a través de las inspecciones realizadas en los rondines planificados.

• Cuando el transformador se encuentre fuera de servicio, la inspección de la bolsa del tanque deberá considerarse como una actividad obligada del mantenimiento preventivo.

Cuba

En este caso, las pérdidas de aceite serán el efecto principal de los problemas derivados en la cuba del transformador.

Se tendrá en cuenta:

• Detección de pérdidas a través de la junta de la cuba y otras juntas, mediante la inspección visual periódica de los rondines planificados.

• El análisis del aceite también provee de información importante para detectar pérdidas de aceite, así como evaluar las consecuencias.

• Inspección de las costuras o soldaduras, de forma tal de detectar corrosión. En estos casos se deberán adoptar acciones correctivas que lleven a eliminar la deposición de óxidos sobre la cuba (remoción, tratamiento y pintura).

Se desarrollarán pérdidas de aceite a través de las soldaduras, si no se adoptaron acciones tempranas sobre los efectos corrosivos.

Lecturas de Profundización (Enlaces Internos)

• Estrategia de Gestión: Este análisis complementa nuestra Guía de Gestión del Fin de la Vida en Transformadores.
• Técnicas de Detección: Para las técnicas de detección de estas fallas, consulte nuestro informe sobre Diagnóstico Avanzado: CGD, Furanos y FRA.