Este artículo analiza un caso típico Fallo por cortocircuito en la salida del lado del usuario (35 kV) del transformador principal de 110 kV se produjo en una subestación. Describimos el fenómeno de la avería, localizamos la causa principal y resumimos las medidas correctoras eficaces para el mantenimiento operativo de los transformadores de potencia.

I. Información básica sobre el fallo

1. Ubicación de la subestación: subestación independiente de 110 kV
2. Equipo defectuoso: Transformador principal #2, modelo SFSZ8‑40000/110
3. Causa de la avería: cortocircuito en una toma de corriente en el lado del usuario de la línea dedicada de 35 kV; el punto de la avería se encuentra a solo 1,1 km de la subestación
4. Operación de protección: se activó el relé diferencial del transformador principal #2 y la protección contra gases pesados; el interruptor automático n.º 59 de la línea de salida de 35 kV se disparó por la protección instantánea contra sobrecorriente; se dispararon los interruptores de tres lados del transformador principal y la unidad quedó fuera de servicio.
5. Historial del equipo: En un año determinado se produjo un incidente de pérdida de tensión en toda la subestación provocado por un cortocircuito que activó indebidamente el interruptor de una línea de 35 kV. Los datos de las pruebas convencionales no revelaron ninguna anomalía posteriormente, por lo que no se llevó a cabo ninguna prueba exhaustiva de deformación de los devanados.

II. Proceso de fracaso total

A las 22:37 del 19 de agosto se produjo un fallo en el equipo situado en el extremo de usuario de la línea dedicada de 35 kV de esta subestación, lo que provocó un cortocircuito entre fases en la toma de salida. La corriente de fallo afectó al transformador principal #2. La protección contra gases pesados y la protección diferencial del transformador principal #2 dentro de la subestación se activaron simultáneamente, y el interruptor automático 59 del lado de 35 kV se disparó por la protección instantánea contra sobrecorriente. Se detectó un gas combustible con un olor peculiar en el interior del relé de gas. El transformador principal se aisló inmediatamente y se puso fuera de servicio. Tras la avería, se llevaron a cabo las pruebas convencionales de desconexión. Varios conjuntos de datos presentaban anomalías, lo que permitió determinar la existencia de graves defectos internos en los devanados. Se tomaron las medidas necesarias para proceder al desmontaje y la inspección en fábrica.

III. Resultados de las pruebas de fallo y de la inspección tras el desmontaje

1. Pruebas eléctricas con el sistema apagado

1. Resistencia en corriente continua: la diferencia entre fases de la fase B del lado de 35 kV alcanzó los 1,251 TP3T, lo que supone una variación evidente en comparación con los datos previos a la prueba.
2. Prueba de deformación del devanado: La curva de respuesta en frecuencia de la fase B a 35 kV presentó una gran desviación con respecto a los datos históricos y a las fases A y C; se confirmó la deformación del devanado.
3. Prueba de tensión de resistencia inducida: la pérdida de la fase B superó con creces el valor estándar, lo que indica la existencia de graves defectos internos.
4. Análisis cromatográfico del aceite: los valores de acetileno y de hidrocarburos totales superaban con creces los límites establecidos. El diagnóstico mediante el método de las tres relaciones indicó un fallo de descarga de alta energía.

2. Resultados de la inspección tras el desmontaje

1. Bobinado de baja tensión: sin deformaciones evidentes a simple vista; ligera carbonización del aislamiento en la zona correspondiente a la ubicación de la falla de media tensión.
2. Fase A de media tensión: 7 abolladuras y deformaciones de distintos grados, con una profundidad máxima de 42 mm.
3. Fase B de media tensión: deformación grave en una zona extensa; quemadura por cortocircuito de los conductores transponidos en los bloques 47-50; se observan trazas de descarga en las placas circundantes de media y baja tensión.
4. Fase C de media tensión: Ligera deformación cóncava-convexa.
5. Cuerpo general del dispositivo: separadores desplazados y aflojados; estructura de sujeción del bobinado aflojada.

IV. Causas de los fallos

1. Inducción directa: cortocircuito en la toma de corriente de corto alcance en el lado del usuario de 35 kV, con una capacidad de cortocircuito de 261 MVA. La enorme fuerza electrodinámica generada afectó a los devanados.
2. Defecto de diseño inherente: el devanado regulador de media tensión y el devanado principal comparten la misma rama del núcleo de hierro, lo que da lugar a un desequilibrio en los amperios-vueltas. Existe una gran diferencia de fuerza entre las distintas bobinas en condiciones de cortocircuito, lo que conlleva un elevado riesgo de deformación.
3. Deficiencia en el proceso de fabricación: bobinado suelto; no se han utilizado conductores autoadhesivos de alta resistencia. El rendimiento general de estabilidad dinámica de los devanados en caso de cortocircuito es relativamente bajo. Aunque los parámetros teóricos de capacidad de cortocircuito cumplen los requisitos en el momento de la entrega de fábrica, el margen real de estabilidad dinámica es insuficiente y el equipo sufre daños tras soportar un cortocircuito de alcance cercano.
4. Deficiencias en la explotación y el mantenimiento: tras los impactos históricos por cortocircuito, solo se realizaron pruebas convencionales, sin una detección específica de la deformación de los devanados. No se detectaron con antelación los peligros ocultos que suponían la deformación latente de los devanados y el aflojamiento de los espaciadores. Los múltiples impactos acumulados agravaron el deterioro del equipo.

V. Problemas actuales

1. En la fase inicial de licitación de equipos y de supervisión de la fabricación, no se llevó a cabo la comprobación clave del equilibrio de amperios-vueltas de los devanados ni de los indicadores de estabilidad dinámica en caso de cortocircuito. Los transformadores de antiguo tipo presentan múltiples defectos inherentes.
2. Aplicación deficiente de las normas de ensayo tras fallos de casi cortocircuito; falta de procedimientos de diagnóstico exhaustivos que abarquen la deformación de los devanados y la cromatografía del aceite.
3. Supervisión insuficiente de los equipos del lado del usuario en las líneas dedicadas. El mantenimiento inadecuado de los equipos del usuario provoca con frecuencia cortocircuitos en las salidas de las subestaciones.
4. No existe ningún mecanismo regular de investigación de peligros ocultos específicos para los transformadores principales antiguos. Las pruebas previas anuales por sí solas no permiten detectar daños mecánicos latentes en los devanados.

VI. Rectificación y medidas preventivas

1. Control de la selección del tipo de equipo nuevo: Dar prioridad a los productos con bobinados de regulación independientes y conductores transpuestos semirígidos de unión automática. Aclarar los requisitos relativos a la fuerza de sujeción de los devanados y la densidad de los espaciadores en los acuerdos técnicos. Exigir a los fabricantes que faciliten informes de comprobación de la resistencia a los cortocircuitos; realizar ensayos por muestreo de cortocircuito repentino cuando sea necesario.
2. Gestión de los transformadores antiguos en servicio: Realizar una inspección general especial de los transformadores del mismo tipo fabricados en la década de los noventa. Sustituir los devanados de alta resistencia, los pernos de presión con resorte y los espaciadores de alta densidad, junto con una revisión general. Instalar reactores limitadores de corriente de 35 kV en las subestaciones con gran capacidad de cortocircuito.
3. Gestión de las pruebas tras una avería: Una vez que los transformadores hayan sufrido un cortocircuito, se deberán realizar pruebas completas obligatorias, que incluyen cromatografía de aceite, prueba de respuesta en frecuencia y deformación de los devanados y prueba de resistencia en corriente continua. En caso de que se detecten datos anómalos, se deberá llevar a cabo inmediatamente una inspección con campana de vacío o un desmontaje para su devolución a fábrica.
4. Control de los equipos del lado del usuario: Realizar una inspección inicial de todos los equipos del lado del usuario conectados a la línea dedicada de 35 kV. Exigir a los usuarios que realicen cada año la verificación de las protecciones y las pruebas preventivas, y mejorar los dispositivos de eliminación rápida de fallos para reducir la probabilidad de cortocircuitos en las tomas de corriente.
5. Optimización de la explotación y el mantenimiento: Aumentar la frecuencia de muestreo para el análisis cromatográfico de aceite; tomar muestras trimestralmente en las subestaciones que dan servicio a usuarios con un elevado consumo energético. Acortar el ciclo previo a las pruebas en los transformadores que hayan sufrido impactos históricos por cortocircuitos, con el fin de eliminar a tiempo los riesgos ocultos derivados del aflojamiento de los devanados.