Informe técnico

Estadísticas de fallas en transformadores de potencia: implementación de bobinas limitadoras de corriente de cortocircuito

TRANSBA S.A. tiene la concesión por la operación y el mantenimiento del Sistema de Transporte por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires (Argentina) y la mayoría de los transformadores alimentan desde la red de 132 kV a las redes de MT de las Distribuidoras en 33 kV y 13,2 kV. Por lo tanto gran parte de los transformadores poseen tres arrollamientos, 132/33/13,2 kV con conexión YYo – YD11 por lo que el centro de estrella de 33 kV es rígido a tierra y en 13,2 kV el neutro se obtiene a partir de un creador de neutro tipo Zig-Zag como se muestra en la figura 1.

Mayoritariamente los transformadores son de módulo 15, 20, 30 y 40 MVA en el arrollamiento de AT. Las redes de MT de las Distribuidoras por ser en su mayoría del tipo aérea, están sometidas a numerosos cortocircuitos que son alimentados por nuestros transformadores, sometiéndolos a esfuerzos electrodinámicos que acumulados a lo largo del tiempo provocan el aflojamiento de los bobinados. Esta situación se ve agravada por el aumento de la edad promedio de los transformadores lo que se traduce en una mayor incidencia de averías internas como consecuencia de dichos esfuerzos. Esta situación nos planteó la necesidad de buscar alternativas que permitan reducir la incidencia de los cortocircuitos externos sobre las fallas de los transformadores y prolongar de ésta manera su vida útil.

ESTADÍSTICAS

TRANSBA S.A. tiene un parque de transformadores con una elevada edad promedio. Como ejemplo en la Fig 2 se muestra el caso de los transformadores de 15 MVA 132 / 33 / 13,2 KV que alimentan a la demanda.


Se trata de 57 transformadores donde los mas antiguos superan los 50 años. En general las empresas de Transmisión hoy tienen gran cantidad de equipos con edades cercanas al fin de su vida útil. Esto requiere extremar los recaudos tendientes a prolongar todo lo que sea posible y económicamente conveniente, la vida de los equipos. Esto se puede hacer por la vía de mejorar los mantenimientos y ó efectuar rediseños que reduzcan las solicitaciones a las que están sometidos en el servicio. En el caso particular de los transformadores, además de optimizar los planes de mantenimiento hemos analizado e implementado un rediseño en las condiciones de puesta a tierra de los neutros, lo cual es motivo de éste trabajo.

No obstante que se han logrado en los últimos 10 años, reducir significativamente las desconexiones de transformadores por distintas causas (tal como se muestra en la Figura 3), la tendencia en las desconexiones originadas por averías internas resulta creciente.

En la Figura 4 se muestra el detalle de las causas de las desconexiones de transformadores donde se puede observar que las averías internas representan sólo el 4 % del total. No obstante por ser las que tienen mayor impacto tanto en ENS a los clientes como en costos de reposición para nuestra compañía, son a las que les debemos prestar mayor atención.

La figura también muestra el detalle de las causas de avería interna en transformadores, donde se clasifican en CBC, Bushings, nuevo en garantía, avería interna por degradación natural, descargas atmosféricas, etc. Si sumamos las causas cortocircuito cercano a bornes y recierre sobre falla en alimentadores, observamos que el 53,65 % de las fallas de transformadores están originadas en esfuerzos electrodinámicos que, debido a su antigüedad, ya no son soportados por los bobinados. Esto ha originado que en los últimos15 años se duplique el índice de averías internas que pasó de una media de 1,5% anual a 3,3 % anual.

Cada transformador soporta anualmente un promedio de 30 cortocircuitos originados en su gran mayoría en la red de nuestros clientes. En el caso de los arrollamientos de 13,2 kv que tienen reactor creador de neutro la corriente de falla monofásica está limitada a 1.600 A pero en el caso de los arrollamientos de 33 kV la corriente depende de la potencia del transformador considerando que no existe ninguna limitación en el neutro de éste bobinado.

Se analizaron distintas alternativas y por razones de disponibilidad en el mercado argentino se resolvió estudiar la utilización de bobinas limitadoras sumergidas en aceite conectadas al centro de estrella como se indica en la figura 5, sobre las cuales ya teníamos algunas experiencias.



Teniendo en cuenta la normativa vigente en nuestro país respecto de las sobretensiones máximas en las fases sanas admisibles en un sistema de neutro efectivamente puesto a tierra, se estudiaron distintos escenarios con valores de impedancias de 2, 3, 4 y 6 ohm, para los diferentes módulos de transformadores que se muestra en la Fig. 6.


Se estudiaron todos los casos posibles, concluyéndose como mejor alternativa la de limitar la corriente de falla a tierra mediante una reactancia de 4 ohm para los transformadores de hasta 20 MVA y con 2 ohm a los transformadores de más de 20 MVA dado que en ambos casos se conseguía una significativa reducción de la corriente de cortocircuito con una sobretensión máxima del orden del 20 %.

En la Foto se muestra un reactor de 2 ohm instalado en el neutro de 33 kV. La reducción de corriente de cortocircuito alcanzada es del orden del 40% dependiendo del módulo del transformador, lo cual implica una reducción muy importante en los esfuerzos electrodinámicos. Se debe tener en cuenta que las averías habitualmente se producen con fallas muy cercanas al transformador, nunca con fallas lejanas y el reactor es equivalente a alejar sustancialmente las fallas monofásicas.

RESULTADOS

Durante los años 2007 y 2008 se instalaron un total de 29 bobinas limitadoras lo que da cobertura al 30 % de los transformadores instalados que alimentan cargas en 33 kV. Obviamente se dio prioridad a aquellos que tienen mayor riesgo por las condiciones de diseño del transformador y /ó la cantidad de cortocircuitos a los que son sometidos en el año.

Si bien el resultado no puede aún ser tomado como definitivo, en el año 2008 hemos reducido a cero (por primera vez en la historia de la compañía) las fallas internas de transformadores por lo que nos da la idea de que el rediseño ha sido efectivo.

Si bien no es motivo de éste trabajo el análisis económico costo / beneficio, es obvio que por el costo que tienen los transformadores más los costos asociados a las fallas, la inversión realizada en la instalación de los reactores se justifica ampliamente. Cabe destacar que el costo de un reactor instalado, está en el orden de los 20.000 USD por lo que la inversión se paga con la ampliación de sólo un año de la vida útil del transformador.

CONCLUSIONES

A partir de la estadística se detectó una tendencia al crecimiento de las averías internas de transformadores de TRANSBA. Se analizaron las causas, se estudió una solución y se efectuó un rediseño utilizando bobinas limitadoras de corriente de cortocircuito en el neutro para reducir esfuerzos electrodinámicos.

Dicha solución, por su relativo bajo costo resultará altamente beneficiosa si se logra el objetivo de prolongar la vida útil de nuestro parque de Transformadores. Si bien en el primer año hemos logrado bajar a cero las fallas, los resultados definitivos estimamos que serán visibles en los próximos cinco años, plazo en el que todos nuestros transformadores conectados a la red de Distribución y Subtransmisión estarán protegidos con bobinas limitadoras.

Este excelente trabajo fue efectuado por los Ingenieros Roberto Ferrelli , C.E. Contreras, M. Casagrande, V. Laura y F. Milani pertenecientes a la empresa Transba S.A. Se agradece la autorización dada para publicar el presente trabajo. Para contactos el email es Roberto.ferrelli@transx.com.ar.