Este caso se centra en una anomalía en el análisis cromatográfico del aceite del transformador principal de una subestación de 500 kV, detectada en la fase B del transformador principal n.º 1. El gas disuelto anómalo se detectó durante las pruebas de mantenimiento preventivo, lo que indicaba un posible riesgo de sobrecalentamiento interno o de descarga del transformador que requería una inspección y un seguimiento inmediatos.

I. Parámetros del equipo

El equipo defectuoso es la fase B del transformador principal n.º 1 de una subestación de 500 kV. A continuación se enumeran los parámetros clave:

1. Nombre del equipo: Transformador principal n.º 1, fase B
2. Modelo: SUB
3. Fecha de fabricación: 2004
4. Capacidad nominal: 334/334/100 MVA
5. Relación de tensión nominal: 525/242/34,5
6. Corriente nominal: 1102/2391/2899 A
7. Modo de regulación de tensión: conmutador de tomas fuera de circuito (OCTC)

II. Descripción de los fallos del equipo

El defecto se detectó durante las pruebas de mantenimiento preventivo del transformador principal n.º 1, realizadas por el equipo de análisis químicos en condiciones meteorológicas despejadas, con una temperatura ambiente de 28 °C y una humedad relativa de 54%. Se detectaron datos anómalos en la cromatografía del aceite de la fase B. En comparación con los resultados de las pruebas obtenidas el 24 de mayo, las concentraciones de acetileno (0,39 μL/L), metano, etileno e hidrocarburos combustibles totales en el aceite del transformador aumentaron significativamente. La tasa relativa de generación de gas de los hidrocarburos totales alcanzó el 79,44%, superando con creces el umbral de alarma de 10% especificado en las normas pertinentes.

El transformador funcionó con una carga relativamente elevada durante el periodo de anomalía. La carga máxima de funcionamiento alcanzó los 902 MW a las 16:00 horas del 21 de junio. El funcionamiento prolongado con una carga elevada fue uno de los factores que contribuyeron a la situación de anomalía.

Configuración operativa del sistema de 220 kV el 6 de agosto

Las barras colectoras de 220 kV adoptan el esquema de funcionamiento dividido “1+3”:

• Barra colectora I: Conectada al transformador principal n.º 1, líneas Guancheng Jia e Yi, línea Guanda Jia
• Barra colectora II: Conectada al transformador principal n.º 2, al transformador principal n.º 2, a las líneas Guanbei Jia e Yi, a las líneas Guanhe Jia e Yi y a la línea Guanda Yi
• Barra colectora V: Conectada al transformador principal n.º 3, a la línea Guanxin Jia, a la línea Guanjing Jia, a la línea Guanshui Jia (disyuntor en estado de espera activa, línea energizada en el terminal remoto) y a la línea Guanpeng Jia
• Barra colectora VI: Conectada al transformador principal n.º 4, a la línea Guanxin Yi, a la línea Guanjing Yi, a la línea Guanshui Yi (disyuntor en estado de espera activa, línea energizada en el terminal remoto) y a la línea Guanpeng Yi

Estado operativo de la instalación de conmutación: el interruptor de enlace de barras 2056 y el interruptor de sección 2026 están en servicio; el interruptor de enlace de barras 2012 y el interruptor de sección 2015 se encuentran en espera activa. Cabe destacar que la barra colectora I de 220 kV puede formar un circuito cerrado con las barras colectoras II, V y VI a través de las líneas Guanda Jia y Yi.

III. Análisis de fallos

1. Análisis preliminar de las causas

Teniendo en cuenta los datos de las pruebas de campo y los dictámenes técnicos del fabricante del equipo, la detección de acetileno en el aceite de la fase B del transformador principal n.º 1 se atribuye principalmente a un sobrecalentamiento metálico interno. Inicialmente se han seleccionado seis posibles causas fundamentales:

1. Las estructuras en punta del interior del equipo provocan descargas de salto eléctrico durante el funcionamiento, lo que descompone el aceite aislante y genera acetileno.
2. Las impurezas metálicas presentes en el aceite de transformador provocan descargas de impurezas bajo un campo electromagnético intenso, lo que genera acetileno.
3. Existen defectos ocultos de sobrecalentamiento en los puntos de conexión, incluidas las uniones de los conductores internos y las tomas del conmutador de tomas fuera de circuito del transformador principal, lo que provoca la descomposición del aceite y la generación de gas.
4. Se producen descargas de chispas en componentes metálicos, como las tuercas de tensión internas y las varillas roscadas, entre los que existen diferencias de potencial, lo que genera acetileno.
5. El funcionamiento prolongado con cargas elevadas y el desequilibrio entre las cargas y tensiones interfásicas provocan la saturación magnética del núcleo y su sobrecalentamiento, lo que da lugar a la descomposición del aceite aislante.
6. La fricción de los cojinetes y la rotación a alta velocidad de los impulsores en el interior de las bombas de aceite provocan un sobrecalentamiento metálico instantáneo, lo que da lugar a la generación de gas en el aceite.

2. Inspección, pruebas y análisis de resultados con el sistema apagado

(1) Seguimiento y control de la cromatografía de hidrocarburos

Todos los datos históricos de cromatografía de aceite de la Fase B del transformador principal n.º 1, hasta el 24 de mayo inclusive, se consideraron válidos y no presentaron anomalías. Tras detectarse una generación anómala de gases durante la prueba preventiva, se puso en marcha in situ un seguimiento continuo especial de los componentes y las concentraciones de gases disueltos en el aceite aislante.

(2) Inspección y pruebas especiales tras el apagado

Con el fin de controlar rigurosamente los riesgos operativos de la red eléctrica e identificar defectos ocultos en los equipos, un grupo de trabajo especial de pruebas, compuesto por más de 40 personas, llevó a cabo una inspección y unas pruebas exhaustivas con la red desconectada en el transformador principal n.º 1 entre el 7 y el 8 de septiembre. Entre los principales elementos sometidos a ensayo se incluyen: ensayo de resistencia del devanado de corriente continua; ensayo de resistencia de aislamiento del devanado e índice de polarización; medición de la pérdida dieléctrica y la capacitancia de los devanados y los pasacables; ensayo de resistencia de aislamiento del núcleo y los bastidores de sujeción; ensayo de deformación del devanado; ensayo cromatográfico del aceite aislante de la fase B; ensayo de tensión inducida de larga duración (ensayo de descargas parciales); prueba de corriente de arranque de la bomba de aceite.

El análisis comparativo con los datos históricos de las pruebas muestra que todos los parámetros de las pruebas eléctricas rutinarias mantienen tendencias estables y cumplen con las especificaciones estándar sin desviaciones anómalas. Los datos de cromatografía del aceite de la Fase B, objeto de seguimiento, se mantienen estables, sin un aumento continuo del gas disuelto y con una concentración de acetileno constante. Las pruebas de tensión inducida de larga duración y de descargas parciales no muestran anomalías y arrojan resultados conformes. La corriente de arranque de las bombas de aceite se encuentra dentro del rango normal, lo que descarta por completo la posibilidad de generación de gas causada por el sobrecalentamiento por fricción de las bombas de aceite. Los resultados generales de las pruebas confirman que todos los indicadores de rendimiento de las tres fases del transformador principal n.º 1 son normales y que no se han detectado defectos estructurales ni eléctricos.

(3) Conclusión general de la evaluación de las pruebas

A partir de los datos de monitorización en línea (del 8 de agosto al 6 de septiembre) y de los resultados de las pruebas de desconexión realizadas el 7 de septiembre, el fabricante llevó a cabo un análisis técnico específico: en condiciones normales, el acetileno se produce principalmente por descargas de arco o por el sobrecalentamiento de los metales en el interior de los transformadores. En caso de fallos por descarga de arco, el contenido de hidrógeno en el aceite aumentaría drásticamente de forma simultánea. Sin embargo, los datos de monitorización indican una concentración de hidrógeno baja y estable, lo que descarta prácticamente la posibilidad de un fallo por descarga de arco.

Por otra parte, las trazas de etileno detectadas en el aceite indican características de sobrecalentamiento metálico. No obstante, la relación CO/CO₂ supera el valor de 3, lo que contradice la firma típica de los fallos por sobrecalentamiento metálico prolongado. Se considera, tras un análisis exhaustivo, que el acetileno detectado en el aceite se debe a factores transitorios accidentales, y no a defectos internos prolongados del equipo.

Tras una evaluación técnica de mantenimiento, se han identificado dos posibles factores desencadenantes: ① Descargas instantáneas y generación de gas provocadas por impurezas metálicas presentes en el aceite del transformador bajo un campo electromagnético intenso; ② Generación de trazas de gas inducida por un sobrecalentamiento temporal debido a la fricción metálica durante el funcionamiento de la bomba de aceite.

IV. Casos de referencia de equipos similares

El transformador principal n.º 2 de esta subestación es del mismo modelo y lote que el transformador principal n.º 1, lo que lo convierte en una referencia de gran valor. El 10 de diciembre, durante las pruebas preventivas, se detectó acetileno a una concentración de 0,26 μL/L en la fase A del transformador principal n.º 2. Se organizaron de inmediato un seguimiento continuo en línea y análisis periódicos de cromatografía de aceite. Los datos posteriores revelaron una disminución gradual del acetileno, que dejó de ser detectable a partir del 5 de diciembre de ese mismo año, volviendo el equipo a su funcionamiento normal de forma automática. Este caso demuestra que la generación esporádica de trazas de gas en equipos idénticos puede recuperarse por sí sola sin que existan riesgos de avería persistentes.

V. Medidas preventivas y plan de eliminación

Se establecen medidas específicas para el control operativo, la supervisión del estado y el mantenimiento, de acuerdo con los datos de las pruebas, las conclusiones del análisis de averías y la experiencia operativa con equipos similares:

1. Se autoriza la reconexión a la red del transformador principal n.º 1 de control de carga. Se aplicará un control estricto de la carga, limitando la carga máxima de funcionamiento a 850 MVA para evitar situaciones anómalas en los equipos provocadas por un funcionamiento con carga elevada.
2. Monitorización del estado durante todo el ciclo: Se asignará personal específico para la monitorización continua y el análisis periódico de los datos de cromatografía de aceite en línea. Se pondrán en marcha patrullas rutinarias reforzadas y mediciones de temperatura por infrarrojos. Los requisitos de monitorización por fases se especifican de la siguiente manera: ① Antes del 15 de septiembre: análisis cromatográfico de aceite fuera de línea dos veces por semana; medición de temperatura por infrarrojos, prueba de corriente a tierra del núcleo, monitorización cromatográfica de aceite en línea y monitorización de la temperatura de carga y de los devanados una vez al día. Los datos de monitorización se resumirán y se remitirán al Departamento de Equipos cada día. ② Del 16 al 30 de septiembre: medición de temperatura por infrarrojos, prueba de corriente de tierra del núcleo y análisis cromatográfico del aceite fuera de línea una vez a la semana; monitorización diaria continua de la cromatografía en línea, la carga y la temperatura del equipo. Resumen semanal de los datos al Departamento de Equipos. ③ Del 30 de septiembre hasta la finalización de la sustitución del equipo: medición de la temperatura por infrarrojos, prueba de corriente de tierra del núcleo y análisis cromatográfico del aceite fuera de línea una vez cada dos semanas; monitorización en línea diaria rutinaria. Se enviará al Departamento de Equipos un resumen quincenal de los datos. El Departamento de Equipos podrá ajustar dinámicamente los intervalos de monitorización en función de las condiciones de funcionamiento del equipo. ④ Los técnicos especializados analizarán periódicamente los datos de monitorización para evaluar de forma continua el estado de funcionamiento de la fase B del transformador principal n.º 1.
3. Plan de mantenimiento y sustitución: El transformador puede funcionar de forma estable durante un largo periodo de tiempo, siempre que no se produzcan fluctuaciones evidentes en los datos de monitorización. Siempre que la revisión general de la unidad original de la fase B del transformador principal n.º 1 se lleve a cabo con éxito, se programará su sustitución con corte de suministro eléctrico. Todos los trabajos pertinentes deberán estar finalizados antes del 30 de junio de 2014, y la unidad reparada se reservará como transformador de reserva dentro de la subestación.
4. Plan de respuesta ante emergencias: Si se observan variaciones anómalas evidentes en los controles posteriores —incluidos los datos de cromatografía de aceite, la temperatura de los equipos o los parámetros eléctricos—, se activará inmediatamente el procedimiento de respuesta ante emergencias. El transformador principal n.º 1 se pondrá en modo de espera tan pronto como sea posible, y la unidad defectuosa se retirará del servicio.