INFORME REA 092 2013 ANÁLISIS CAUSA RAÍZ FALLA DEL TRANSFORMADOR DE CORRIENTE DE 138 KV S.E. PUNO Fecha: 09 07 2013 OBJETIVO: Determinar las causas de la falla del transformador de Corriente de 138kV de la SE Puno, a fin de tomar las medidas y acciones preventivas para que no se vuelva a producir una anomalía de estas características en las instalaciones REDESUR. ALCANCE: Transformador de Corriente de 138 kv Sistema de REDESUR. ANTECEDENTES: Bitácora de REDESUR: Se comunicó con personal de Mantenimiento el Sr. Tomas Esteban (REA) dirigirse a la S.E. Puno, para la revisión al AT-1 y maniobras de operacional local. IDCC de REDESUR: AT-1 Fuera de Servicio por Falla, 14:20 Horas. RDS 002-2013: Informe de Final de Perturbaciones. RECURSOS: L R Nombre Personal REA Cargo Total Horas Trabajadas Observaciones Alex Ramirez C Personal de Mantenimiento. 12:00 horas Ninguna. Juan José Rios Personal de Mantenimiento. 12:00 horas Ninguna. Aníbal Ramos Personal de Mantenimiento. 12:00 horas Ninguna. Alan Achahuanco Personal de Mantenimiento. 12:00 horas Ninguna. Tomas Esteban Personal de Mantenimiento. 12:00 horas Ninguna. EQUIPOS Y MATERIALES UTILIZADOS Ítem Cantidad Descripción Observaciones 01 01 Megohmetro digital - Megger Ninguna. 1
02 01 Equipo multifuncional para pruebas primarias y puesta en servicio CPC 100. Ninguna. MARCO METODOLÓGICO TIPO DE INVESTIGACIÓN Experimental, dado que se desarmó y se realizaron pruebas dieléctricas a los bobinados del Transformador de Corriente en las instalaciones de Red Eléctrica Andina S.A.C. - REA. ANÁLISIS DE FALLA Informe de falla: El día 10 de Mayo del 2013 a las 14:20 Horas actuó la protección diferencial del Autotransformador (87-2/87-1) sacando fuera del servicio a la Línea 2030 por acción de la señal de teledisparo emitida desde la Subestación Puno. Inmediatamente el Centro de Control de REDESUR se comunicó con el operador local en Puno, Sr. Tomás Esteban Matos, quien se apersonó a la brevedad a la Subestación para realizar una inspección al Autotransformador y equipos de Patio de llaves, el mismo que reportó que la falla ocurrida fue en el Transformador de Corriente de 138 KV Fase C el cual presentaba un abundante derrame de aceite dieléctrico sobre la grava, ver foto N 1. Detectado dicho evento se concluyó realizar el cambio del Transformador de Corriente de la fase C y posteriormente poner en servicio el Autotransformador. Finalmente la Línea 2030 Puno Moquegua y el Autotransformador entraron en servicio el día 11 de Mayo al promediar las 9:38 horas., finalizando con ello los trabajos en la Subestación Puno. Evaluación preliminar de informe: Después de la falla en el Transformador de Corriente surgieron varias ideas, una de las principales es que la falla en el transformador pudo haber sido provocado debido a la pérdida del aislamiento en el transformador, el cual conllevó a la falla del mismo. Evento afecta al MM.AA., Seguridad, Salud o Comunidad?: SI Evento impacta sobre un equipo crítico?: SI Evento impacta sobre la operación del sistema? SI Evento de falla provoca la detención de la operación? SI Evento de falla es alto en frecuencia, MTBF o costo? Se tiene un muy bajo MTBF en instalaciones de RDS. (NO). Dado que se tiene más de una respuesta en SI, se procederá a realizar el RCA. Realización del RCA: - Definición del problema: Falla en el Transformador de Corriente bahía 138 KV fase C, Subestación Puno. 2
- Brainstorming: Debido a la experiencia obtenida por parte de algunos compañeros de trabajo, se tiene las siguientes ideas: a. Falso contacto en la caja de borneras del devanado secundario el cual hizo que el transformador trabajará en vacío. b. Deterioro del aislamiento en el devanado primario originando una falla a tierra. c. Deterioro del aislamiento secundario originando una falla entre el devanado primario y secundario. d. Deterioro del aislamiento en el devanado secundario originando una falla a tierra. e. Fallas en los núcleos de los devanados secundarios. f. Golpes, daños producidos en actividades de mantenimiento. Selección de ideas top, causas potenciales: De las ideas anteriores se puede agrupar o seleccionar las siguientes. a. Deterioro del aislamiento en el devanado primario originando una falla a tierra. Porqué: Por envejecimiento del papel aislante debido a los años de operación. Porqué: Mal diseño del Transformador. Porqué: Falta de Mantenimiento preventivo (Pruebas dieléctricas). Porqué: Sobrecalentamiento del devanado primario por efecto joule. Porqué: Daños en el ensamblado del transformador. Porqué: Sobrecorrientes en la fase C, debido a descargas atmosféricas. b. Deterioro del aislamiento secundario originando una falla entre el devanado primario y secundario. Porqué: Envejecimiento del papel aislante debido a los años de operación. Porqué: Mal diseño del Transformador. Porqué: Falta de Mantenimiento preventivo (Pruebas dieléctricas). Porqué: Daños en el ensamblado del transformador. Porqué: Sobrecalentamiento del devanado secundario por efecto joule. Porqué: Sobrecorrientes en la fase C, debido a descargas atmosféricas. c. Deterioro del aislamiento en el devanado secundario originando una falla a tierra. Porqué: Envejecimiento del papel aislante debido a los años de operación. Porqué: Mal diseño del Transformador. Porqué: Falta de Mantenimiento preventivo (Pruebas dieléctricas). Porqué: Daños en el ensamblado del transformador. 3
Porqué: Sobrecalentamiento del devanado secundario por efecto joule. Porqué: Sobrecorrientes en la fase C, debido a descargas atmosféricas. Definición de posibles soluciones: Dentro de las posibles soluciones a las tres ideas anteriormente analizadas, se define lo siguiente: Realizar un análisis más detallado en taller, el cual involucra desarmar el transformador de corriente para poder detectar el punto exacto de falla. Realizar pruebas dieléctricas (Factor de Potencia y Resistencia de Aislamiento) a cada una de las bobinas del Transformador de Corriente. - Diagnóstico: Una vez realizadas las coordinaciones respectivas entre REDESUR y REA, se procedió a trasladar el Transformador de Corriente hacia las instalaciones de REA con la finalidad de realizar las actividades mencionadas a continuación: Se procedió a retirar el aceite dieléctrico y desarmar el Transformador de Corriente. Se retiraron las bobinas del devanado secundario con la finalidad de identificar el punto exacto de falla. Foto 01: Retirando el Papel Aislante (Prespán), A simple vista se nota las consecuencias de la falla. 4
Cubierta protectora Foto 02: Devanado secundario protegido por una cubierta protectora Punto de Falla Foto 03: Identificación del Punto de Falla en la cubierta protectora del devanado secundario Foto 04: Se visualizó que el aislamiento entre la cubierta protectora y los devanados es mínima, solo cuenta con cinta filamentosa 5
Foto 05: Identificación de las espiras que provocaron la falla bobina 2S1-2S2 Una vez identificado el punto de falla, la bobina que provocó la falla y las espiras que provocaron la falla, se procedió a realizar las pruebas dieléctricas necesarias para saber si el aislamiento encontrado entre las bobinas del secundario y la cubierta protectora es el necesario para esta clase de transformadores. Foto 06: Identificación de las espiras dañadas Espiras dañadas 6
Foto 07: Se identifica el daño en 2 de las espiras del bobinado - Pruebas Dieléctricas Simulación de Falla Para simular una pequeña falla en el devanado secundario del transformador, se realizó una pequeña lesión al barniz de una espira del devanado secundario, obteniéndose los siguientes resultados en resistencia de aislamiento y Factor de Potencia. Análisis en DC - Resistencia de Aislamiento. RESISTENCIA DE AISLAMIENTO ÍTEM TENSIÓN CORRIENTE RESISTENCIA CONCLUSIÓN 1 5KV 369nA 13.7GΩ Presencia de zumbido 2 10 KV 12.5μA 215MΩ Se Produce descarga Nota: La prueba se realizó entre el devanado y la cubierta protectora. Evidentemente la lesión del barniz en una sola espira puede traer como consecuencia descargas internas entre el devanado y la cubierta protectora del secundario del transformador. Análisis en AC - Factor de Potencia. FACTOR DE POTENCIA ÍTEM TENSIÓN (V) CORRIENTE (μa) F.P % 1 100 0.365 1.657 2 200 0.736 1.7787 3 500 1.842 1.7142 4 1000 3.854 7.8805 5 2000 16.266 43.625 Nota: La prueba se realizó entre el devanado y la cubierta protectora. 7
Evidentemente la lesión del barniz en una sola espira trae como consecuencia descargas internas entre el devanado y la cubierta protectora del secundario del transformador. CONCLUSIONES La falla en el Transformador de Corriente fue debido al deterioro del barniz en una de las espiras de la bobina de protección 2S1-2S2. De la simulación de la Falla en AC y DC se concluye que: o Análisis en AC: Al provocar un pequeño daño en el aislamiento de la bobina (Barniz), un diferencial de tensión de 2kV genera una temperatura 108 C en el punto de falla con un Factor de Potencia de 43.6% en la bobina. Asimismo al inyectar el mismo diferencial de tensión a una bobina en buenas condiciones el Factor de Potencia es de 1.5%. Ver termografía. o Análisis en DC: Un diferencial de tensión de 5 KV provoca un zumbido excesivo en la bobina de prueba mientras que un diferencial de tensión de 10 KV rompe la rigidez dieléctrica del material provocando descargas en la bobina de prueba. Las causas del deterioro del barniz posiblemente se deba a un pequeño daño sufrido al momento de ensamblar el transformador en fábrica. Asimismo el paso del tiempo y el calor producido por efecto Joule provocaron el deterioro del aislamiento entre el bobinado secundario (2S1-2S2) y la cubierta protectora. Al momento de desarmar el transformador de corriente se visualizó muy poco aislamiento entre las bobinas del secundario y la cubierta protectora, llegándose a observar solo cinta filamentosa. PROPUESTAS DE ACCIONES CORRECTIVAS Y PREVENTIVAS Se recomienda se realice un análisis de contenido de PCBs en laboratorio certificado al aceite extraído del transformador de corriente. 8
ANEXOS Análisis termográfico de la bobina interna del TC de 138kV con falla. Fdo.: Pedro Camero 9