TPME1

Máquinas Eléctricas IMonitoreo de Transformadores

Objetivos del trabajo.

1. Interiorizarse en el conocimiento acerca de monitoreo online de

transformadores de potencia para comprender los siguientes puntos:

a. Supervisión Continua: estado actual de la condición de operación.

b. Detectar fallas inminentes: mantenimiento basado en la condición.

c. Conocimiento de la vida del transformador: estimar el tiempo de

vida residual.

2. Analizar la viabilidad económica del monitoreo online de transformadores

de potencia.

3. Conocer acerca de las marcas dedicadas al rubro.

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Introducción

Cuando un proceso de falla es detectado por los dispositivos de protección y

control de un transformador de potencia, mediante la medición de sobrevoltajes y

sobrecorrientes, se procede a desconectar y aislar el transformador del resto del

sistema eléctrico.

Sin embargo, dentro de un transformador de potencia se desarrollan ciertos

fenómenos que pueden no conducir a un proceso de falla, los mismos que no

pueden ser detectados por los dispositivos convencionales de protección y

medición ya que dichos fenómenos no necesariamente producen sobrevoltajes y

sobrecorrientes. Tales fenómenos tienen que ver con el proceso de deterioro

natural de los componentes del transformador.

El control de tales fenómenos se efectúa mediante inspecciones periódicas al

transformador, en las cuales se hace un chequeo de sus partes mecánicas, toma

de muestras de aceites, registro de mediciones y otros tipos de prueba.

El inconveniente de este sistema de monitoreo es que se lo efectúa cada

cierto periodo de tiempo, por lo cual no se puede tener un registro permanente de

los parámetros de funcionamiento del transformador.

Mientras tanto, entre el intervalo de tiempo que transcurre entre las

inspecciones, se puede estar desarrollando un proceso de falla, el cuál no

necesariamente puede ser detectado durante las labores de mantenimiento.

Las causas principales de degradación son: temperatura excesiva, presencia

de oxígeno y humedad que combinadas con los esfuerzos eléctricos aceleran el

proceso. Otras causas que lo aceleran son los esfuerzos mecánicos y los

productos de descomposición del aceite.

El proceso de degradación evoluciona gradualmente hasta presentarse la

falla, que en ocasiones puede ser catastrófica. La detección oportuna de una

degradación puede ser la diferencia entre someter el transformador a una

reparación mayor o sustituir una pieza dañada. La detección de cierto tipo de fallas

puede ser efectuada mediante el monitoreo en línea de parámetros clave que

sirven para diagnosticar la condición del transformador.

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1. Fallas en los transformadores.

Riego de Falla vs Tiempo de servicio de un transformador.

Estadística de causas de fallas en transformadores.

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1.1.Causas de degradación de los transformadores.

Normales.

Envejecimiento del aislamiento sólido (devanados, puntas, núcleo)

Envejecimiento del aceite aislante.

Contaminación por humedad y partículas.

Desgaste de motobombas y ventiladores.

Desgaste de contactos.

Desgaste de mecanismos del C.B.C

Anormales.

Sobrevoltajes excesivos o frecuentes.

Fallas de corto circuito frecuentes.

Sobrecargas con pérdida de vida.

Fallas de instalación (uniones, sellos, contaminación, mal secado).

Proceso de Envejecimiento.

Proceso de EnvejecimientoEnvejecimiento

térmicoEnvejecimiento

MecánicoEnvejecimiento

EléctricoTemperatura Sobre stress SobretensiónEnvejecimiento Químico

HumedadVibración

SobrecorrienteOxígeno ArmónicasÁcidos

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Probabilidad de falla de los transformadores de distribución y de transmisión durante el transcurso de su vida útil.

Estadística de componentes que fallan en un transformador de potencia.

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1.2.Objetivo principal del monitoreo o control de los transformadores.

Mantener el nivel de confiabilidad del equipo dentro del rango deseado.

Ideal: detectar la degradación de los componentes en una etapa tan temprana que dé oportunidad de tomar medidas correctivas.

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2.Sistema actual de monitoreo del SIN (SCADA)2.1.Supervisión de transformadores de potencia y adquisición de datos en

tiempo real.

La adquisición y supervisión de datos se realiza a través del sistema SCADA,

este está implementado desde hace 10 años y controla entre 60-70 Estaciones. El

80% de la supervisión de los datos se realiza a través del sistema SCADA.

Los datos que se manejan en el sistema SCADA son:

Potencia aparente

Potencia activa

Tensión

Corriente

Temperatura de los Bobinados y del Aceite

Disparo de Bucholtz.

Sensores dispuestos en los TP son:

De temperatura de los bobinados.

De temperatura en el aceite.

De disparo de Bucholtz.

Los sensores de temperatura actúan como alarmas, es decir se activan para

una determinada temperatura límite y no registran la evolución de los datos en

función del tiempo, imposibilitando la realización de un mantenimiento preventivo.

Los equipos que están en el campo y que recolectan la información

(mediciones, alarmas) y las envían al sistema SCADA son los RUT (Unidad

Terminal Remota). Estos trabajan con una tensión de 0-110 voltios en CC.

Actualmente en la ANDE el sistema SCADA se maneja de dos modos, el

más antiguo es el SHERPA, desarrollado en el ambiente informático IUNIX, que es

el que se utiliza en el sistema Metropolitano. El segundo y más nuevo es el OASIS

(Proyecto PGP11), que se está comenzando a implementar, desarrollado en el

Definen la carga

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ambiente Windows TM, se está utilizando en la distribución de 23 KV, y también

telecomanda interruptores de postes.

Estructura actual del SINARD

Centro de Operación Regional Metropolitano COR-M.Se encarga del monitoreo de los datos de transformadores del SIN,

especialmente los de 66/23 KV del Sistema Metropolitano. Comprende en total 24

Estaciones y Sub-Estaciones. La adquisición de los datos de los transformadores

se realiza de la siguiente manera:

Se toman directamente de los instrumentos (parámetros eléctricos,

temperatura de los bobinados, temperatura del aceite, posición del tap, etc.)

Los operadores realizan lecturas horarias.

Se registran los valores medidos en una planilla llamada Planilla Diaria.

Mantenimiento de los transformadores de potencia. (ANDE)

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Gestión actual del mantenimiento preventivo de los transformadores de potencia

adoptada por la ANDE (Central de Acaray)

Cada 12 meses se realiza análisis de aceite para la cromatografía y físico

químico: dependiendo del lugar donde está el transformador en cuestión.

Cada 12 meses para los ensayos eléctricos, se puede realizar en menos

tiempo dependiendo el caso.

No se realizan las revisiones del conmutador bajo carga a este

transformador de potencia de generación por no tener conmutador bajo

carga

3. Monitoreo en línea de transformadores de potencia.

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3.1.Definiciones.

El monitoreo en línea consiste en la observación y medición continua de

variables claves que permiten detectar el momento en que se alcanzan los niveles

de degradación del transformador que requieren acción correctiva.

Los modelos de diagnóstico (arquitectura) se refieren al agrupamiento

inteligente de datos relacionados, incluyendo valores estadísticamente

significativos y tendencias, que son procesados para generar un conocimiento

más completo de la condición del equipo y las acciones recomendadas a tomar.

3.2.Monitoreo en línea.

Todo sistema de monitoreo en línea (continuo) para transformadores de

potencia consiste principalmente de sensores, sistemas de adquisición de datos,

herramientas para el manejo de información y métodos para la evaluación de la

condición operativa de los transformadores de potencia, por lo que los parámetros

más importantes a monitorear son: la carga, las condiciones de operación y la

generación de gases disueltos en el aceite aislante.

El monitoreo de la carga y de las condiciones de operación se realiza con la

medición de las tensiones y corrientes a la frecuencia de operación y las

temperaturas. Para la medición de las tensiones se pueden usar los dispositivos

de potencial y para la medición de la corriente de carga se utilizan los

transformadores de corriente instalados en las boquillas o mediante dispositivos

ubicados en otros puntos de la subestación.

El estado que guardan los pasos de enfriamiento, es medido mediante

dispositivos que indican el estado en que estos se encuentran (encendidos o

apagados), permitiendo correlacionar la actividad de los pasos de enfriamiento con

la carga en función del tiempo. La medición de corrientes de bombas, permite

detectar problemas mecánicos y eléctricos en estos accesorios. Cualquier

incremento de la corriente demandada por ellos es una indicación de la existencia

de problemas.

Para evaluar la condición del sistema aislante debido a esfuerzos térmicos,

es importante monitorear la temperatura en diferentes puntos del transformador.

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Temperaturas elevadas en el transformador son provocadas por sobrecargas o

por calentamiento local (puntos calientes). Aún bajo condiciones de carga normal

o baja, el transformador puede presentar sobrecalentamiento, debido a

deficiencias en el sistema de enfriamiento.

El parámetro más importante que debe monitorear cualquier sistema de

monitoreo en línea para transformadores de potencia, es la medición de los gases

disueltos en el aceite aislante. Esto se basa en el hecho de que las fuentes de

degradación incipiente, tales como, descargas parciales, sobrecalentamiento y

arqueos generan gases, que se disuelven en el aceite. La generación excesiva

provoca la formación de burbujas que pueden ocasionar fallas, si éstas se

introducen en zonas del sistema aislante sometidas a grandes campos eléctricos.

Los gases más importantes para la identificación de fallas en transformadores de

potencia son: hidrógeno, monóxido de carbono, dióxido de carbono, metano,

acetileno, etano y etileno. La concentración de estos depende del tipo de

degradación en el transformador.

Frecuentemente se presentan fallas dieléctricas en el aislamiento de los

devanados o en el aislamiento principal, debido a concentraciones de esfuerzos

eléctricos en puntos que han sido afectados por degradación.

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3.3.Parámetros de control de un transformador de potencia.

Básicamente, un sistema de monitoreo de un transformador de fuerza debe

contemplar la medición y control de los siguientes parámetros:

Gases combustibles disueltos en el aceite: los gases disueltos en el aceite

tienen su origen en la degradación de la celulosa impregnada en el aceite,

fenómeno provocado por un arco eléctrico o un sobrecalentamiento interno y

también por el envejecimiento del aceite dieléctrico. Estos gases se denominan de

falla, y son el CO y CO2; además de hidrocarburos gaseosos tales como

hidrógeno, metano, etano, etileno y acetileno.

Presencia de humedad en el papel aislante: las descargas parciales se

deben a la presencia de humedad, cavidades en el aislamiento sólido, partículas

metálicas y burbujas de gas.

Descargas parciales en los bushings.

Temperaturas en los puntos calientes en los devanados: el monitoreo de

puntos calientes se refiere a controlar los valores límites de temperatura que

pueden soportar los aislamientos de los devanados. Tales intervalos están

normalizados.

Funcionamiento de conmutador bajo carga: se basa en el monitoreo de la

temperatura del compartimiento en el que está instalado, y esencialmente el

control del funcionamiento del motor de arrastre.

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Velocidad del flujo de aceite (relé Buchholz): la velocidad de flujo de aceite

entre el tanque principal y el tanque conservador es controlada por el relé

Buchholz, el cuál se activa si el caudal de aceite sobrepasa el valor máximo

tolerable para el transformador.

Control de la ventilación: tiene que ver con la activación del banco de

ventiladores cuando la temperatura del aceite y los devanados sobrepasa los

valores tolerables.

Protección contra sobrevoltajes y sobrecorrientes: debe considerar los

fenómenos de sobrecalentamiento, fallas internas y corto circuitos externos.

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3.4.Topología típica de sistemas de monitoreo en línea.

Típicamente, los sistemas de monitoreo en línea de transformadores de

potencia adoptan la topología mostrada en el diagrama de bloques de la figura 1,

donde se observan las siguientes partes constituyentes:

Medición de variables: la medición de las diversas variables consideradas

importantes para el conocimiento del estado del equipamiento es efectuada a

través de sensores y/o transductores, localizados en general junto al

transformador. Si la arquitectura adoptada fuere la centralizada, existirá también

un dispositivo concentrador de las mediciones (PLC).

Transmisión de datos: consiste en la transmisión de los datos de

mediciones de los sensores, obtenidos en la etapa anterior, para la etapa de

almacenamiento y procesamiento de datos a continuación, utilizándose los medios

físicos más convenientes para la aplicación.

Procesamiento y almacenamiento de datos: el almacenamiento y

procesamiento de los datos de mediciones de los sensores tiene por objetivo la

obtención de informaciones útiles para el mantenimiento y la gestión del activo,

tales como los diagnósticos y pronósticos de estado de los varios subsistemas y

de la condición general del transformador. Con ello se evita también que la

ingeniería de mantenimiento sea sobrecargada con un gran volumen de datos, no

siempre de fácil interpretación.

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Disponibilidad de la información: para que el sistema de monitoreo alcance

sus objetivos, las informaciones referentes al estado de los equipamientos

precisan ser disponibilizadas a los diversos sectores interesados, manteniendo

simultáneamente la integridad de los datos y la seguridad del acceso.

La especificación de un sistema de monitoreo en línea debe considerar las

características necesarias y las opciones que las atiendan en cada una de esas

partes. Las principales cuestiones a observar son descriptas a continuación.

3.4.1. Medición de variables.

La especificación de medición de variables para el sistema de monitoreo

debe tomar en consideración:

1. Cuáles variables deben ser medidas.

2. Cuál es la arquitectura adoptada para esas mediciones.

3.4.2. Selección de variables.

La siguiente enumeración constituye una lista de variables típicamente

utilizadas en sistema de monitoreo de transformadores de potencia, siendo posible

la utilización de solo parte de ellas:

Temperatura ambiente.

Temperatura del aceite.

Temperatura de bobinado.

Temperatura del conmutador bajo carga.

Condición de la bolsa del conservador del aceite.

Contenido de agua y saturación relativa en el aceite del

transformador.

Capacitancia y tangente delta de los Bushings.

Hidrogeno en el aceite.

Corrientes de carga y tensión.

Posición del conmutador bajo carga.

Instante del accionamiento del conmutador.

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Número de operaciones del conmutador bajo carga.

Tensión y corriente del conmutador.

Nivel de aceite del transformador.

Nivel de aceite del conmutador.

La elección de las variables a medir para el sistema de monitoreo estará

condicionada por los siguientes factores principales:

Aplicabilidad a transformador en cuestión, considerando la existencia, o no,

de accesorios como conmutador bajo carga, bombas de circulación de aceite, etc.

Variables necesarias para ejecución de las funciones de diagnóstico

consideradas importantes para la aplicación. Ese factor está directamente ligado al

bloque de almacenamiento y tratamiento de datos.

3.4.3. Arquitectura para medición de variables.

La medición de las variables durante la operación del transformador es

efectuada por medio de sensores y/o acondicionadores de señales, que pueden

estar conectados según dos arquitecturas principales:

Una arquitectura basada en un elemento centralizador localizado en el

cuerpo del transformador, generalmente un PLC.

Una arquitectura descentralizada, basada en IED’s (Dispositivos

Electrónicos Inteligentes) localizados en el cuerpo del transformador.

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La elección de la arquitectura a utilizar para la medición de variables debe

tener en cuenta las características inherentes a cada una de las opciones

presentadas en la siguiente tabla.

Arquitectura Centralizada Arquitectura Descentralizada Sistema centralizado – el CLP concentra las informaciones de todos los sensores y las envía al próximo bloque del sistema de monitoreo.

Sistema descentralizado, donde los sensores son IED’s (Intelligent Electronic Devices) que envían las informaciones directamente al próximo bloque del sistema de monitoreo.

Sistema centralizado, expansiones y mantenimientos más difíciles.

Sistema naturalmente modular, facilitando expansiones y mantenimiento.

Los sensores tiene que ser dedicados a conexión al CLP, causando eventuales duplicaciones de sensores y costos adicionales en sistemas de monitoreo.

IED’s ya existentes en los sistemas de control y protección pueden ser integrados a los sistemas de monitoreo y adquisición de datos, evitando costos de sensores adicionales.

El elemento centralizador (CLP) representa costos adicionales de instalación, programación y mantenimiento para el sistema.

No existe el elemento centralizador – eliminados costos adicionales.

Falla en el CLP puede acarrear la pérdida de todas las funciones del sistema.

Falla en un IED acarrea pérdida sólo de parte de las funciones – demás IED's permanecen en servicio.

El elemento centralizador (CLP) es un punto de falla adicional para el sistema

No existe el elemento centralizador, eliminándose así un posible punto de falla.

Temperatura de operación máxima del CLP típica 55ºC [1]. Desaconsejada instalación junto a los equipamientos principales (p.ej. transformadores).

Temperatura de operación -40 a +85ºC, adecuados para instalación en el patio junto a los equipamientos principales.

Instalación recomendada en la sala de control – gran cantidad de cables de interconexión con el patio.

Instalación típica junto al equipo principal, en el patio – sólo comunicación serial (par-trenzado o fibra óptica) para interconexión con la sala de control.

Nivel de aislación típico 500V – no adecuado para el ambiente de subestaciones de alta tensión [1].

Nivel de aislación típico 2,5kV – proyectado para el ambiente de subestaciones de alta tensión.

Puertas de comunicación serial no soportan los picos, impulsos e inducciones existentes en la subestación, obligando al uso de fibra óptica para comunicación con la sala de control – alto costo de instalación.

Puertas de comunicación serial proyectadas para el ambiente de subestación, permitiendo el uso de par-trenzado para comunicación con la sala de control – bajo costo de instalación. Permite opcionalmente el uso de fibra óptica, con conversores externos auto-alimentados.

Generalmente operan con protocolos de comunicación industriales [1].

Protocolos de comunicación específicos para utilización en sistemas de potencia (time-stamp, sincronismo de reloj, etc.).

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Topologías de sistemas de monitoreo utilizando las arquitecturas

centralizada y descentralizada pueden ser observadas en los ejemplos de las

figuras 2 y 3. En la figura 2 se puede observar, por ejemplo, la duplicación de los

sensores de temperatura del aceite y corriente de carga, que ya no ocurre en la

figura 3.

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Los diversos beneficios con la utilización de la arquitectura descentralizada la

tornan aconsejable, y por lo tanto, para la especificación de los sistemas de

monitoreo, dadas la mayor confiabilidad y menores costos de mantenimiento,

además de la facilidad para especificación de sistemas de monitoreo de pequeño

porte y costo reducido. Contribuye para eso la posibilidad de aprovechamiento de

IED’s ya existentes en el transformador para las funciones de supervisión y control

como fuente de datos (sensores) para el sistema de monitoreo.

3.5.Transmisión de datos.

La transmisión de datos de los equipamientos de medición de variables para

la sala de control de la subestación puede ser realizada a través de diferentes

medios de comunicación, respetándose también las exigencias del tipo de

arquitectura empleada para la medición de variables, conforme es mostrado en la

tabla 1. En sistemas son medición de variables con arquitectura centralizada son

empleadas generalmente fibras ópticas.

Ya en los sistemas con arquitectura descentralizada puede ser empleada,

además de la alternativa con fibras ópticas, la comunicación serial en el padrón

RS485, con la ventaja de menores costos y tiempos de instalación, contribuyendo

así para la reducción de costo y la viabilidad financiera de los sistemas de

monitoreo en transformadores de pequeño porte. De ese modo, también bajo este

aspecto la utilización de la arquitectura descentralizada se torna aconsejable para

la especificación de los sistemas de monitoreo.

Otras opciones de comunicación también pueden ser estudiadas,

dependiendo de las características de la instalación, como por ejemplo, links de

radio dedicados y redes inalámbricas wi-fi.

Si la computadora que efectúa el almacenamiento y tratamiento de los datos

está localizada en la propia sala de control de la subestación, la conexión con la

transmisión de datos que viene de los transformadores es directa. Caso contrario,

si la computadora estuviere en una localidad remota, la transmisión de datos de

medición puede ser efectuada también a través de la red intranet de la empresa,

por internet o aún por modem celular GPRS.

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3.6.Procesamiento y almacenamiento de datos.

Los datos proporcionados por los IED’s ubicados en el transformador, tanto

lecturas en bruto y aquellas proporcionadas que resultan del pre-tratamiento de los

datos, son recibidas por una computadora, que puede estar ubicada en la sala de

control de la subestación o en un punto remoto, operando sl software de

monitoreo.

Más de un sistema para la simple digitalización de medidas de los sensores,

un sistema de monitoreo debe ser capaz de transformar estos datos en

información útil para mantenimiento del transformador, lo cual consiste en

diagnóstico y pronóstico de la condición del equipamiento. Para cumplir esta

función el sistema de monitoreo estar equipado con un “Modelo de Ingeniería”, el

cual contiene los algoritmos y los modelos matemáticos para diagnóstico y

pronóstico.

La tabla 2 resume los principales módulos diagnósticos que pueden ser

especificados para un sistema de monitoreo, como así también las variables

necesarias para su operación.

Módulo diagnóstico Variables Necesarias.

- Envejecimiento del aislamiento - Temperatura de bobinado.- Contenido de agua en el papel

- Previsión de Temperaturas.- Eficiencias del enfriamiento.

- Temperatura ambiente.- Temperatura de Top oil.- Porcentaje de carga.- Operación de los ventiladores y bombas.

- Asistente de mantenimiento del enfriamiento. - Etapa de operación del enfriamiento.

- Cantidad de agua en el Aceite y en el papel.

- Temperatura de formación de burbujas.- Temperatura de formación de agua libre.

- Porcentual de saturación de agua en el aceite.

- Cantidad de agua en el aceite (ppm).- Temperaturas de aceite en el punto de

medición.- Temperatura de bobinado.- Temperatura ambiente.

- Gases en el aceite.- Concentración de Hidrógeno en el aceite.- Concentración de gases combustibles en

el aceite.- Diferencia de temperatura en el C.B.C y

el transformador.- Posición del cambiador.- Cambiador en operación / reposo

- Torque del motor del C.B.B - Posición del cambiador.- Cambiador en operación / reposo.- Corriente del motor del cambiador.

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- Tensión del motor del cambiador (opcional)

- Asistente de mantenimiento del C.B.C- Posición del cambiador.- Cambiador en operación / reposo.- Corriente de carga.

- Humedad en el Aceite del conmutador.

- Porcentaje actual de saturación de agua en el aceite.

- Tenor de agua en el aceite (ppm).- Temperaturas de aceite en el punto de

medición.

Tabla 2 – ejemplos de módulos de diagnóstico y medidas de variables

necesitadas.

En sistemas con arquitectura descentralizada, la modularidad de los

sensores IED’s se extiende a los módulos de diagnóstico a ser utilizados, ya que

pueden ser especificados sólo los módulos para los cuales se dispone de las

variables enlistadas en la columna “Variables Necesarias” de la tabla 2. Esto

contribuye, por lo tanto, para la reducción de costo y la viabilidad financiera de los

sistemas de monitoreo en transformadores de pequeño porte. De esa forma,

también bajo este aspecto la utilización de la arquitectura descentralizada se torna

aconsejable para la especificación de los sistemas de monitoreo.

3.7.Disponibilidad de la información.

Para permitir la disponibilidad de las informaciones del sistema de monitoreo,

en general la computadora que ejecuta el software de monitoreo estará conectada

a la red Intranet de la empresa o aún a Internet. Para permitir el acceso al sistema

de monitoreo sin la necesidad de instalación de un software específico en todas

las computadoras remotas, la solución generalmente empleada es el acceso a

través de navegadores de internet. Asimismo, para evitar la necesidad de un

seguimiento continuo del sistema, lo que acarrearía un gran gasto de tiempo de la

ingeniería de mantenimiento, el sistema de monitoreo puede ser especificado con

un mecanismo de envío automático de mensajes de alerta en caso de cualquier

anormalidad. Las alertas pueden ser enviadas por e-mail o aún por mensajes de

texto a teléfonos celulares, conforme previamente registrado en el sistema.

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3.8.Modelos de cómputo.

3.8.1. Modelo de temperatura del punto más caliente del devanado.

EntradaSensores Parámetros fijos

- Temperatura superior del aceite

- Corriente de carga de cada fase

- Elevación estimada de temperatura del punto caliente sobre la temperatura del aceite superior

- Corriente de carga estimada- Constante de tiempo del devanado- Exponente del devanado

ReglasContinuamente calcula la temperatura del punto caliente del devanado en cada devanado usando la temperatura superior del aceite y un incremento del punto caliente calculado con la corriente de carga en cada devanado, las características del transformador y usando algoritmos proporcionados por las guías de carga de la IEEE y la IEC.

Salida- Temperatura del punto caliente en cada devanado.- Alertas y Alarmas.- Despliegues y Tendencias.

3.8.2. Modelo de envejecimiento del aislamiento.


- Temperatura del punto caliente (según el modelo de temperatura del punto más caliente)

- Contenido de Agua del papel aislante (según modelo de humedad y burbujeo)

- Tipo de papel.- Estimado del contenido de agua en el

papel.- Contenido de Oxígeno en el aceite.

ReglasEl factor de aceleración del envejecimiento del aislamiento es computado tomando en consideración la temperatura del punto más caliente, el contenido de humedad del papel aislante (si está disponible) y el contenido de oxígeno del aceite (si está disponible). El envejecimiento es computado ya sea con las reglas de la IEEE para 65ºC ó 55ºC o con las reglas de la IEC

Salida- Ritmo relativo de envejecimiento.- Envejecimiento acumulativo.- Despliegues de tendencias

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3.8.3. Modelo de Eficiencia de Enfriamiento.


- Temperatura del aceite superior.- Corriente de Carga.- Temperatura ambiente.

- Elevación estimada de la temperatura del aceite superior.

- Constante de tiempo de la temperatura del aceite superior.

- Proporción de pérdidas con carga y pérdidas sin carga.

- Exponente del aceite.

ReglasConsiderando la historio reciente de la carga y temperatura ambiente de la carga y temperatura ambiente, la temperatura del aceite superior es computada y comparada con la temperatura actual del aceite superior.Las alertas operan si el diferencial de temperatura excede los límites de alarma definidos por el usuario. Este módulo opera en un modo de enfriamiento máximo solamente.

Salida- Discrepancia de la temperatura del aceite superior.- Alarma y alerta de la deficiencia del enfriamiento.- Despliegues y tendencias.

3.8.4. Modelo de temperatura del C.B.C.

EntradaSensores

- Temperatura del aceite superior.- Temperatura del cambiador de Taps.

ReglasLa temperatura del aceite en el compartimiento del cambiador de taps es continuamente comparada con la temperatura del aceite en el tanque principal. La diferencia de temperatura es analizada para detectar una fuente anormal de calentamiento en el compartimiento del cambiador de taps. Se pueden generar alertas y alarmas si la diferencia de temperatura excede los valores predefinidos por el usuario.

Salida- Diferencia de temperatura Aceite superior vs. C.B.C.- Alerta y alarma de temperatura del C.B.C.- Despliegues y tendencias.

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4. Filosofía de Funcionamiento de algunos equipos.

4.1. Monitoreo de Bushings.

4.1.1. Introducción.

Los bushings son accesorios aplicados en equipos de alta tensión con el

objetivo de proporcionar el paso de la corriente eléctrica entre el medio externo y

el interior del equipo, proveyendo también el aislamiento necesario en relación a la

carcasa del equipo.

A pesar de que u costo individual es relativamente pequeño comparado al

costo global del dispositivo, los bushings desempeñan una función esencial en la

operación del equipo.

Por otro lado, los bushings están sujetos a esfuerzos dieléctricos

considerables y una falla en su aislamiento puede reflejarse en daños no

solamente al bushing, sino también al equipo a que está asociado. En casos

extremos, una falta dieléctrica en un bushing puede llevar a la total destrucción del

equipo de alta tensión (en el caso de un transformador de potencia, por ejemplo,

los perjuicios en una ocurrencia de este porte pueden representar algunos

centenares de veces el costo del bushing que originó el problema).

El monitoreo de la capacitancia y del factor de disipación (tangente delta) del

aislamiento del bushing son las variables más importantes para la detección

precoz del deterioro del aislamiento. Con el monitoreo en tiempo real de estas

variables pueden ser evitadas fallas potencialmente catastróficas, al detectarse los

problemas aún en fase incipiente.

4.1.2. Campos de aplicación.

Entre los diversos tipos de bushing existentes, se destacan para aplicación

en equipos de alta y extraalta tensión los bushing del tipo capacitivo, en que su

cuerpo aislante consiste de diversas capas aislantes cilíndricas cuya función es

uniformizar al máximo el campo eléctrico. La capa conductora más interna puede

estar eléctricamente conectada al conductor principal, de modo a aumentar el

radio y disminuir el campo eléctrico en esta región (disminuyendo también los

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intensos campos eléctricos que pueden ser causados por rugosidades en el

conductor principal). La capa conductora más externa es conectada al borde del

bushing y esta a su vez a tierra. Las camadas conductoras intermedias sin

embargo permanecen aisladas, con potencial flotante. Para aplicación a la

intemperie, todo este conjunto estará contenido en un envoltorio impermeable,

frecuentemente de porcelana. La conexión de la última capa (o de una de las

últimas capas) conductora al tierra es hecha generalmente a través de una

conexión removible próxima a la base del bushing, denominada tap de tensión o

tap de test. (figura 1).

El conjunto descrito arriba actúa eléctricamente como diversos capacitores

conectados en serie, formando un divisor de tensión capacitivo. De esta forma, la

diferencia de potencial total del conductor principal en relación a tierra es dividida

igualmente entre los diversos capacitores.

Figura 1. Forma constructiva de un bushing capacitivo.

Cuando la tensión de operación es aplicada a un bushing, una corriente,

denominada corriente de fuga, pasa a circular a través de su aislamiento, debido

principalmente a su capacitancia y en mucho menor proporción debido a sus

pérdidas dieléctricas (expresadas por el factor de disipación o tangente delta). La

figura 2 ilustra esta situación; en esta figura podemos observar el equivalente

eléctrico obtenido con la construcción mostrada en la figura 1, ya con el bushing

energizado.

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Figura 2. Circuito equivalente de un bushing capacitivo energizado.

El objetivo del monitoreo on-line de bushings es la detección de alteraciones

en el aislamiento del bushing todavía en su fase inicial, indicando el desarrollo de

condiciones que podrán llevar a la falta dieléctrica del equipo. Para esto es

necesario detectar, con el bushing energizado, cambios en la capacitancia y en la

tangente delta del aislamiento, o sea, cambios en la impedancia “Z” del

aislamiento del bushing.

4.1.3. Metodología.

En cada uno de los bushings la corriente de fuga l fuga fluye a través de la

capacitancia C1 hacia tierra, pasando por el tap de test, siendo esta corriente

función de la tensión fase-tierra y de la impedancia del aislamiento. De esta forma,

cualquier alteración en la impedancia del aislamiento (capacitancia o factor de

disipación) se reflejará en una alteración correspondiente en la corriente de fuga

que, teóricamente, se podría utilizar para la detección de la alteración ocurrida en

la impedancia.

Entretanto, uno de los obstáculos que se encuentra para la detección como

se describe arriba es el orden de grandeza de las alteraciones que se desea

monitorear.

Alteraciones tan pequeñas cuanto un incremento algebraico del 0,3% en el

factor de disipación de un bushing pueden representar la diferencia entre un

bushing nuevo, en buenas condiciones, y un bushing en el límite del aceptable.

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Queda evidente que una alteración tan pequeña en el factor de disipación

provocará una alteración prácticamente insignificante en la corriente de fuga del

bushing, tornando inviable su detección solamente por medio del monitoreo de la

corriente de fuga de cada bushing.

Una de las técnicas que permite superar la limitación práctica demostrada es

la utilización de la suma vectorial de la corriente de fuga de los tres bushings en un

sistema trifásico. En un arreglo como este, las tres corrientes de fuga están

defasadas entre sí en aproximadamente 120°, y normalmente tienen el mismo

orden de magnitud, pues los tres bushings tienen capacitancias en principio

semejantes y las tensiones de las tres fases están próximas del equilibrio. Con

eso, la suma de las tres corrientes de fuga tiende a un valor bastante menor que

cada una de las corrientes de fuga tomadas individualmente, como está ilustrado

en la figura 1.4.(a) para una dada condición inicial de capacitancia y factores de

disipación.

Suponiendo que ocurra una alteración en la capacitancia y en el factor de

disipación del bushing de la fase A, como mostrado en la figura 1.4.(b), el Vector

Alteración que expresa el flujo de la corriente la de su valor inicial hasta su valor

final se refleja también en la corriente sumada, que es alterada en relación a su

valor inicial conforme el mismo Vector Alteración. Este Vector Alteración no

significa prácticamente nada cuando comparado a la magnitud de la corriente de

fuga de la fase A. Pero lo mismo no ocurre cuando este vector es comparado a la

corriente sumatoria, lo que permite su detección y, consecuentemente, la

detección de la alteración ocurrida en la impedancia del bushing tratado.

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Figura 3. Corriente de fuga y suma de tres bushings en un sistema trifásico;

a) para una condición inicial; b) con alteración en la capacitancia y factor de

disipación del bushing de la fase A.

Por lo expuesto arriba, se observan algunas características intrínsecas del

método utilizado:

Es necesaria la determinación de una referencia inicial de corrientes para el

sistema, para en seguida compararla a las nuevas mediciones on-line, de forma a

determinar las alteraciones ocurridas en la capacitancia y en el factor de disipación

de los bushings;

No es efectuada la medición de los valores absolutos de capacitancia y

tangente delta de los bushings, pero sí la medición de las variaciones ocurridas en

estos parámetros. Sin embargo, una vez que sean conocidos los valores iniciales

de capacitancia y tangente delta de cada bushing (valores presentes en el

momento en que es determinada la referencia inicial de corrientes), la medición de

las variaciones ocurridas permite conocer los valores actuales de capacitancia y

tangente delta;

En el caso de bushings nuevos, pueden ser utilizados como valores

iniciales de capacitancia y tangente delta los valores de placa determinados por el

fabricante de los bushings. Pero, para bushings ya en operación es recomendable

que, en la instalación del sistema de monitoreo on-line, sea efectuada la medición

de estos parámetros a través de métodos convencionales, con los bushings no

energizados. Con eso se garantiza que están siendo utilizados por el sistema de

monitoreo valores iniciales correctos.

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Otra cuestión no planteada hasta este punto es que las corrientes de fuga y

la corriente sumatoria son influenciadas no sólo por los cambios en la capacitancia

tangente delta de los bushings, sino también por alteraciones en las tensiones

fase-tierra en cada bushing. Esta influencia es eliminada por medio de

tratamientos matemáticos y estadísticos realizados en las mediciones, razón por la

cual el proceso de determinación de la referencia inicial de corrientes es efectuado

en un período de tiempo de 10 días después del inicio de operación del sistema de

monitoreo. Ya que el proceso de medición de las alteraciones ocurridas, por las

mismas razones, tiene un tiempo de respuesta para alcanzar la estabilización en

el valor final después de un grado de cambio de aproximadamente 10 días en la

capacitancia o en la tangente delta.

Como se ha expuesto ya anteriormente en la introducción, la construcción

física del bushing da origen a un divisor de tensión capacitivo, siendo la porción

inferior de este divisor normalmente cortocircuitada aterrando el tap del bushing,

de modo que la tensión de este en relación a tierra es de cero volts. Para que sea

posible la medición de la corriente de fuga del bushing, este aterramiento directo

es removido y sustituido por el circuito de medición de la corriente de fuga. Debido

a la baja impedancia de este circuito, la tensión del tap en relación a tierra

permanece próxima de cero. Se debe observar que, en caso de interrupción

accidental de este circuito de medición, el divisor de tensión capacitivo generará

una tensión en el tap del bushing que normalmente es superior a la rigidez

dieléctrica del tap en relación a tierra, con riesgos de daños al bushing.

Para evitar esta ocurrencia, el adaptador de conexión al tap del bushing está

proveído de un dispositivo limitador de tensión que entra en conducción en caso

de apertura del circuito de medición, constituyendo un camino de baja impedancia

para la corriente de fuga, de modo que la tensión del tap en relación a tierra

permanece en pocos volts. Este dispositivo limitador no está susceptible a

desgastes de naturaleza eléctrica o mecánica, lo que permite que conduzca la

corriente de fuga por tiempo indeterminado.

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4.2.Medición de Temperatura.

La medición de la temperatura del aceite es hecha por medio de un sensor

resistivo del tipo Pt100W a 0ºC, que generalmente se instala en la tapa del

transformador, de modo que mida la temperatura del aceite más caliente. Como

opcional el TS puede también medir la temperatura de otros sensores Pt100,

utilizados, por ejemplo, para temperatura ambiente, aceite interior, etc. El cableado

de los sensores es conectado directamente al TS, no siendo necesarios

transductores externos.

La medición directa de la temperatura del devanado presenta dificultades,

debido al potencial eléctrico a que el devanado está sujeto. Por eso, el valor de la

temperatura es obtenido de forma indirecta, por medio de cálculo basado en las

mediciones de temperatura del aceite y de la corriente de carga del transformador.

La medición de corriente de carga es efectuada por medio de un TC de ventana

externo con núcleo seccionable.

4.2.1. Calculo de la Temperatura HOT-SPOT-IEC

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4.2.2. Fórmula de la Temperatura HOT-SPOT.

Aumentando step:

θh=θa+Δθ¿ .[1+R . K2

1+R ]xo

+{Δθo ,start−Δθ¿ .[ 1+R .K 2

1+R ]xo}. f 1 ( t )+H gr K

yw

f 1 ( t )=(1−e−tτ0 )

Disminuyendo step:

θh=θa+Δθo , start+{Δθ¿ . [1+R .K2

1+R ]xo

−Δθo ,start}. f 2 (t )+H grKyw

f 2 ( t )=e−tτ0

Dónde:

Θh = Temperatura hot-spot del devanado [ºC]

Δ Θo,start = Elevación de temperatura del aceite en el tanque al inicio [K]

Θa = Temperatura ambiente [ºC]

Δ Θor = Elevación de temperatura del aceite en el tanque de acuerdo

a la tasa de pérdidas.

xo = Exponente del aceite (ON= 0,9; OF y OD= 1, según IEC)

yw = Exponente del devanado (ON y OF= 1,6 ; OD=2; según IEC)

gr = Elevación de temperatura entre el devanado de acuerdo a la

tasa de corriente de carga [K]

H = Factor de punto caliente (1,3 según IEC)

R = Pérdidas en carga/Pérdidas en vacío.

K = Corriente de carga/tasa de corriente.

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4.3.Monitor de humedad.

4.3.1. Saturación relativa y Tenor de agua.

Para posibilitar la medición de la humedad presente en el aceite, el Módulo

Sensor es instalado en contacto con el aceite, generalmente en una válvula en

local con buena circulación de aceite, y contiene un sensor que mide la Saturación

relativa de agua en el aceite, en porcentual (RS%).

La Saturación relativa es la proporción entre el tenor de agua disuelta en el

aceite (ppm) y la solubilidad de agua en el aceite (ppm), siendo la solubilidad el

tenor máximo de agua que ese mismo aceite podría disolver. Por lo tanto, el tenor

de agua en el aceite en ppm corresponde a la Saturación relativa multiplicada por

la solubilidad de agua.

La solubilidad de agua en el aceite depende de características propias del

aceite (composición, acidez, etc.), representadas por sus constantes de solubilidad

A y B, y varía también en función de su temperatura. Por esa razón, el Módulo

Sensor mide también la temperatura del aceite, lo que juntamente con las

constantes de solubilidad A y B programadas por el usuario permite determinar la

solubilidad de agua en el aceite.

A partir de la solubilidad de agua calculada y de la medición de Saturación

relativa, se puede entonces calcular el tenor de agua en el aceite, en ppm.

Las constantes de solubilidad de agua en el aceite A y B son programadas

por el usuario usando valores típicos para el tipo de aceite utilizado o usando

valores obtenidos a través de ensayos.

4.3.2. Conversiones de Saturación relativa para diferentes temperaturas.

Dado que la solubilidad de agua en el aceite varía en función de la

temperatura, es natural que la Saturación relativa también varíe, aunque el tenor

de agua en ppm permanezca constante. A medida en que el aceite se enfría, la

solubilidad de agua disminuye, aumentando la Saturación relativa. Si la

temperatura del aceite alcanzar niveles suficientemente bajos, llega un punto en

que la solubilidad se acerca del tenor de agua, ocurriendo entonces la formación

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de agua libre en el aceite, con riesgo de falla del equipo. En general se concuerda

que con valores de

Saturación relativa superiores al 50% ya existe el riesgo de formación de

agua libre en el aceite.

De lo expuesto se concluye que puede existir la situación en que un equipo

en operación con temperatura elevada no presente riesgo de formación de agua

libre; sin embargo, ese mismo equipo al ser desconectado de la energía y enfriar

hasta la temperatura ambiente presentará agua libre en el aceite, impidiendo así

su reconexión.

Por esa razón, además de medir la Saturación de agua en la temperatura

actual del equipo, se efectúa también los cálculos de conversión de la Saturación

de agua para dos otros valores de temperatura utilizando las constantes de

solubilidad de agua en el aceite A y B:

• Una temperatura de referencia, programada por el usuario, que puede ser

un valor estándar para permitir comparaciones entre equipos o aún el menor valor

de temperatura ambiente esperada durante todo el año;

• La temperatura medida en la segunda entrada para sensor Pt100 existente,

utilizada típicamente para medición de la temperatura ambiente. De esa forma se

calcula en línea a cuánto se elevaría la Saturación de agua en el aceite en caso de

que el equipo sea desconectado.

4.3.3. Alarmas por exceso de agua en el aceite.

Para señalizar condiciones en las cuales el exceso de agua en el aceite

pueda traer peligro al equipo, pueden ser programados los límites de alarma

basados en los diversos Parámetros medidos y calculados:

Medición en línea de Saturación de agua en el aceite (Alta o Muy Alta);

Saturación de agua convertida para temperatura de referencia (Alta o Muy

Alta);

Saturación de agua convertida para temperatura ambiente (Alta o Muy Alta);

Tenor de agua en el aceite en ppm (Alto o Muy Alto) y;

Tendencia de evolución (tasa de variación, en ppm/día) del tenor de agua

en el aceite (Alta).

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5. Evaluación financiera.

Para el análisis del costo, veremos una evaluación financiera de la aplicación

del sistema de monitoreo on-line en un banco de transformadores monofásicos de

potencia de la CH-Acaray. Estudio de costo de extraído de la tesis “Supervisión y

Diagnóstico on-line de transformadores de potencia”, del alumno Martín Escurra.

La ANDE adquirió siete transformadores monofásicos de potencia de

fabricación TOSHIBA con tensiones de 13.8/220 KV y potencia de 25 MVA, cada

transformador costó 400 mil dólares; el costo total en transformadores es de 2.8

millones de dólares, que están en la CH-Acaray esperando su instalación, un

banco de transformadores monofásicos de potencia constituye de tres

transformadores monofásicos de potencia. El costo de un banco de

transformadores monofásico de potencia es de 1.2 millones de dólares. Por lo

tanto se compararon dos bancos de transformadores monofásicos y un

transformador de reserva para la CH-Acaray II.

5.1.Análisis de la inversión en equipos de supervisión on-line.

Se analizaran las diferencias entre dos casos desde el punto de vista

económico, en el primer caso se estudiará un banco de transformadores

monofásico sin supervisión y en el segundo caso un banco de transformadores

monofásico con supervisión on-line en tiempo real de la CH-Acaray II.

El lucro cesante genera una perdida que es directamente proporcional al

tiempo que dura la falla del banco de transformadores, por ejemplo considerando

que el grupo IV de la CH-Acaray está generando 60 MW y sufre una falla en cual

se cambia un transformador por el de reserva en 24 horas considerando que el

costo de la energía es de 10 dólares por cada MWh para el sistema aislado que

atiende 20 horas y 110 dólares por cada MWh para el sistema interconectado

nacional en paralelo con Itaipu atendiendo las 4 horas de punta.

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Entonces el cálculo del lucro cesante está dado por la multiplicación de la

potencia que podía generar por el tiempo que dure la falla por el coste de la

energía, obtenemos así el siguiente lucro cesante.

(60MW ) (20h )( 10dólare sMWh )=12.000dólares

(60MW ) ( 4h )( 110dólaresMWh )=26.400dólares

Por lo tanto el lucro cesante total es de 38.400 dólares. Si falla nuevamente

otro transformador, la situación sería crítica, porque se tardará de 6 meses a 1 año

en reparación y 2 años en fabricar otro con las mismas especificaciones. En dicho

caso se debe sustituir la generación del grupo IV por la compra adicional de

energía generada por la Itaipu Binacional o Yacyreta. Suponiendo la peor

condición, se compraría energía de Yacyreta por un periodo de un año,

considerando que la CH-Acaray atiende el suministro de energía eléctrica las 24

horas por día, lo que representa 8640 horas al año y considerando un costo de la

energía de Yacyreta de 32 dólares por cada MWh tendríamos el siguiente costo:

(60MW ) (8640h )( 32dólaresMWh )=16.588 .800dólares

Observamos que el costo de comprar energía para suplir la citada

indisponibilidad es una suma muy elevada, que supera ampliamente el costo de

un transformador.

El costo en inversión en equipos y del proyecto de ingeniería de supervisión

online en tiempo real para el banco de transformadores monofásico es de 100 mil

dólares.

También observamos que el costo de inversión de la supervisión on-line

tiene un valor bajo en relación al costo de compra de energía procedente de

Yacyreta.

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Comparando el costo en inversión en supervisión on-line con el costo de un

banco de transformador monofásico de potencia tenemos el siguiente porcentaje:

( 100.000dólares1.200 .000dólares ) (100 )=8.3 %

Vemos que el costo del equipo de supervisión on-line es el 8.3 % del costo

del banco de transformadores, el cual es un costo razonable, por lo que es un

sistema de supervisión económicamente factible.

Estudiaremos primero el caso de un banco de transformadores sin

supervisión on-line considerando el lucro cesante de generación para el sistema

aislado con un costo de 10 dólares por cada MWh que atiende las 20 horas y con

el sistema interconectado nacional en paralelo con Itaipu durante 4 horas de punta

con un costo de 110 dólares por cada MWh, el costo del cambio del transformador

por el de reserva en 24 hs, el costo de compra de energía de Yacyreta durante 24

horas y el costo de la reparación del bobinado de un transformador por falla de

aislación, estas pérdidas se pueden ver en la siguiente tabla:

Perdidas CostoLucro cesante 38.400 $

Cambio del Transformador 10.000 $

Compra de energía de Yacyreta 46.080 $

Reparación del bobinado 200.000 $

Total 294.480 $Tabla 1. Pérdidas de un banco de transformadores sin supervisión on-line

Estudiaremos el segundo caso un banco de transformadores con supervisión

on-line en el cual se tiene en cuenta el lucro cesante y el costo de comprar energía

de Yacyreta durante 24 horas, el costo del cambio del transformador por el de

reserva y no se tiene en cuenta el costo de la reparación del bobinado de un

transformador por falla de aislación porque no ocurre dicha falla debido a las

alarmas del sistema de monitoreo que detectaron fallas incipientes antes de que

evolucionen a fallas catastróficas.

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Estas pérdidas se detallan en la siguiente tabla:

Perdidas CostoLucro cesante 38.400 $

Cambio del Transformador 10.000 $Compra de energía de Yacyreta 46.080 $

Reparación del bobinado 0 $Total 94.480 $

Tabla 2. Pérdidas de un banco de transformadores con supervisión on-line

Con el sistema de supervisión on-line en tiempo real se evita la falla del

transformador, esto es la ganancia del plan piloto, por ejemplo; si el equipo de

supervisión on-line indica gases disueltos incipientes en el aceite mediante el cual

se pueden tomar acciones oportunas evitando la falla del transformador, entonces

el costo total es la suma del costo del lucro cesante, cambio del transformador y el

costo de la compra de energía de Yacyreta.

Se ha demostrado que es económicamente conveniente el plan piloto y para

verificar los resultados anteriores vamos a hallar el VAN y el TIR.

El VAN y el TIR son dos indicadores financieros que nos permiten evaluar la

rentabilidad de un proyecto de inversión. Si el resultado del VAN es positivo, el

proyecto es viable. La fórmula que nos permite calcular el Valor Actual Neto es:

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VAN=−I+∑n=1N ( Qn

(1+r )n)

Dónde:

Qn: es la falla de aislación del transformador que es de 200 mil $

I : es la inversión en supervisión on-line, es de 100 mil $

N : es el número de períodos considerado, es de 10 años

r: es la tasa de descuento a ser utilizada, corresponde a la Tasa Mínima Atractiva

de Retorno (COC), más la tasa de riesgo país (TRP).

Actualmente en el Paraguay la TMAR es la siguiente:

TMAR=COC+TRP=4%+6 %=10 %

Cuando el VAN toma un valor igual a 0, r pasa a llamarse TIR (Tasa Interna

de Retorno). La TIR es la rentabilidad que nos está proporcionando el proyecto.

El resultado del VAN (10%) es +2451.6 millones, por lo que la propuesta del

plan piloto es viable.

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6. Ejemplo de un proyecto en uso.

MONITOREO EN LÍNEA DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA

30MVA 115KV CON COMUNICACIÓN INALÁMBRICA POR MEDIO DE LA

INTERNET

Resumen – Este trabajo presenta las características y la experiencia en

fabrica y en sitio con un sistema de monitoreo en línea de transformadores de

potencia empleando transmisión inalámbrica de datos, por medio de la red de

telefonía celular, así como la internet. Son presentados los detalles de la

arquitectura del sistema, que permite que su aplicación sea económicamente

viable no solamente en transformadores de grande potencia, pero también a

máquinas de pequeño y medio porte.

Palabras clave: Transformadores, Monitoreo En Línea, Diagnóstico,

Pronóstico, Mantenimiento Predictivo, Comunicación Inalámbrica, Web2.0

INTRODUCCIÓN

La confiabilidad de equipos utilizados en los sistemas eléctricos de potencia,

tales como los transformadores, es altamente importante ya que desde el punto de

vista de las compañías de generación y suministro de energía eléctrica, una falla

en servicio de un transformador de potencia representa un costo que puede

exceder el costo de un equipo nuevo. Con el objetivo de reducir la probabilidad de

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fallas en estos equipos, la ingeniería de mantenimiento se está encaminando

fuertemente a los sistemas de mantenimiento predictivo, siendo la principal

herramienta para eso la utilización de sistemas de monitoreo en línea.

Sin embargo, hasta ahora la aplicación de esos sistemas de monitoreo

estaba fuertemente limitada a transformadores de grande porte, debido a los

costos asociados al monitoreo. En ese trabajo se presentará la solución adoptada

para tornar viable el monitoreo en línea de un transformador trifásico de 30MVA

115/13,8kV instalado en la subestación Macultepec de CFE.

Entre los muchos objetivos para este sistema de monitoreo, podemos citar

los siguientes, considerados los más importantes para este proyecto:

El rápido diagnóstico del estado actual del equipo, de tal forma que ofrece

la fácil toma de decisiones para mantener al transformador en operación.

El pronóstico de condiciones de falla en sus estados iníciales de evolución,

de modo que aumenta la disponibilidad del sistema y hace posible que el equipo

este fuera de servicio solo cuando sean necesarias acciones correctivas.

El monitoreo de las condiciones de operación del equipo a lo largo de su

vida, con el fin de mantener su vida útil y mantener controlado el proceso de

envejecimiento, el cual es acelerado cuando se utiliza el equipo en los límites de

operación.

La posibilidad del uso del transformador en condiciones de sobrecarga de

emergencia.

Acceso rápido a la información del estado del equipo a través de la red de

Internet.

Posibilidad de integración con los demás sistemas de monitoreo y de

gerenciamiento de mantenimiento de la empresa.

Una integración de gerenciamiento de mantenimiento y la reducción de sus

costos.

Preservación de una imagen corporativa.

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ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE MONITOREO EN LÍNEA

Para lograr obtener los objetivos indicados arriba para el sistema de

monitoreo en línea, él tiene tres partes principales, que se detallan a continuación:

Sensores para mediciones en el transformador

Software de tratamiento de datos de los sensores para obtención de

diagnóstico y pronóstico del estado del equipo

Medio de transmisión de datos de los sensores hasta el software de

tratamiento y de transmisión de los diagnósticos y pronósticos hasta el usuario.

Arquitectura de Sensores para el Monitoreo En Línea

Una de las características clave para que el sistema de monitoreo pueda

aplicarse a transformadores de pequeño y medio porte, sin que su costo torne

inviable el proyecto, es que el tenga una arquitectura de sensores modular y

descentralizada. Con eso, se pueden escoger e instalar, de acuerdo a las

necesidades y posibilidades, solamente los sensores que se consideran

esenciales. Sin embargo, no se elimina la posibilidad de que acrecentaren nuevos

sensores en el futuro.

Esa arquitectura se muestra en la figura 1, donde se observa también que,

debido al hecho de ser empleado sensores tipo IED (Intelligent Electronic Device),

los sensores se conectan directamente a una red de comunicación del tipo RS485,

eliminándose por consiguiente la necesidad de instalación de un elemento

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centralizador – generalmente un Controlador Lógico Programable – en el

transformador mismo, eliminándose así ese costo adicional.

Fig. – Arquitectura de Sensores del Sistema de Monitoreo

En la Tabla adelante se listan los sensores seleccionados para instalación

en ese transformador, así como sus respectivas mediciones y autonomía para

ejecución local de funciones de alarma, desconexión ó mandos para el

transformador.

TABLA I. SENSORES INSTALADOS Y SUS RESPECTIVAS MEDICIONES Y FUNCIONES LOCALES AUTÓNOMAS

Sensor Mediciones Efectuadas Funciones Locales Autónomas

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Monitor deBushings BM

Capacitancia de los bushings Tangente delta de los bushings

Tendencia de evolución de la Capacitancia

Tendencia de evolución de la Tangente Delta

Tiempo estimado para alarmas por Capacitancias Altas o Muy Altas

Tiempo estimado para alarmas por Tangentes Delta Altas o Muy Altas

Monitor deTemperaturasTM1

Temperatura del Aceite Temperatura del punto más

caliente del Devanado Corriente de carga

Alarma y desconexión por temperatura del Aceite

Alarma y desconexión por temperatura del Devanado

Control automático y manual del Enfriamiento Forzado

Pre-enfriamiento del Transformador por aumento de la carga

Ejercicio diario de los ventiladores

Diferencial de temperatura del Cambiador Bajo Carga (función no utilizada en esa aplicación)

Monitor deHumedad en el Aceite

Saturación relativa (%) de agua en el aceite del transformador

Contenido de agua en el aceite del transformador (ppm)

Temperatura ambiente Temperatura del aceite en el

punto de medición de humedad

Tendencia de evolución del Contenido de Agua en el aceite

Alarmas por saturación relativa (%) de agua en el aceite Alta o Muy Alta

Alarmas por contenido de agua en el aceite Alto o Muy Alto

Alarmas por tendencia de evolución del contenido de agua Alta

Relé de Rotura de la Bolsa de Goma

Rotura da bolsa de goma del tanque de expansión Alarma por rotura de la bolsa

Módulos deDigitalización deseñales DM1

Medición de estado de contactos secos – contacto de alarma del relé de rotura de bolsa

Arquitectura de Transmisión de Datos

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Para que el sistema de monitoreo sea efectivo para el diagnóstico de la

condición del transformador es esencial que el mismo efectúe el tratamiento de los

datos brutos de los sensores, de tal manera a obtenerse información útil, lo que se

hace normalmente por medio de un software con modelos matemáticos y/o

sistemas especialistas.

No obstante, la estructura de comunicación para transmisión de los datos de

mediciones de los sensores hasta el software de tratamiento de datos podría

presentar costos muy altos para la aplicación del monitoreo a transformadores de

pequeño y medio porte.

Para evitar ese inconveniente, se empleó en ese transformador una

arquitectura en que los datos de los sensores se transfieren al software de

tratamiento de datos y diagnóstico de manera inalámbrica, por medio de la red de

telefonía celular GSM como ilustra la figura 2, de manera a asegurar un costo muy

bajo, una vez que se aprovecha toda la infraestructura de comunicación de datos

ya existente en esa red.

La transmisión inalámbrica de los datos hasta la base de radio de la

operadora de telefonía utiliza el protocolo GPRS (General Packet Radio Service).

Después de ese punto, la información sigue por red Internet para alcanzar el

servidor en el IDC (Internet Data Center) remoto. Para hacer un paralelo familiar a

la mayoría, tratase de proceso similar al empleado en los lectores de tarjeta de

crédito inalámbricos.

Conforme muestra la figura 2, el acceso de los usuarios a las mediciones en

línea de los sensores y a los diagnósticos del sistema de monitoreo se hace por

medio de la internet con un navegador patrón – por ejemplo, Internet Explorer o

Mozilla Firefox. Eventuales condiciones anormales en el transformador que sean

detectadas por el sistema de monitoreo son señaladas a los usuarios por medio de

mensajes de texto a teléfono celular o por mensajes de email.

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Fig. 2 – Arquitectura de Comunicación del Sistema de Monitoreo

Arquitectura de Tratamiento de Datos para Diagnóstico

Para que el sistema de monitoreo sea efectivo para el diagnóstico de la

condición del transformador es esencial que el mismo efectúe el tratamiento de los

datos brutos de los sensores, de tal manera a obtenerse información útil, lo que se

hace por medio de un software con modelos matemáticos y/o sistemas

especialistas.

No obstante, esa etapa de tratamiento de datos podría presentar costos muy

altos para la aplicación del monitoreo a transformadores de pequeño y medio

porte. Para evitar ese inconveniente se empleó una solución de software

totalmente basada en la Internet, de acuerdo a los más modernos conceptos de

computación por la web, lo que se denomina generalmente como Web 2.0.

De acuerdo a esa filosofía, el sistema de tratamiento de datos para

diagnóstico se ejecuta de manera permanente en un servidor ubicado en un IDC

(Internet Data Center), lo cual está especializado en proveer toda la infraestructura

especializada para garantizar la ejecución permanente del sistema y la seguridad

de los datos. Algunas características de ese IDC son:

Servidores con alta disponibilidad (24h x 7 días/semana);

Contingencia para falta de energía, con no-breaks y grupos generadores de

emergencia;

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Banda de acceso a la Internet redundante, de manera a garantizar la

disponibilidad de acceso al sistema;

Copias de seguridad de los datos;

Firewalls;

Protocolo https (sitio seguro), por medio del padrón SSL (Secure Sockets

Layer);

Seguridad física, con rígido control de acceso.

Los siguientes módulos de ingeniería para se están ejecutando en el

software de monitoreo para tratamiento de los datos, con el objetivo de proveer al

usuario los diagnósticos y pronostico del estado del transformador:

Envejecimiento del Aislamiento:

Pérdida de vida útil del aislamiento

Tasa diaria de pérdida de vida

Tiempo restante para el fin de vida teórico, en años, con selección del

criterio de fin de vida de acuerdo a las opciones de la norma IEEE/ANSI

C57.91-1995.

Humedad en el aislamiento:

Contenido de agua en el aceite

Contenido de agua en el papel aislante

Aceleración de pérdida de vida del aislamiento por la humedad (hidrólisis)

Temperatura con riesgo de formación de burbujas por exceso de humedad

en el papel

Temperatura con riesgo de formación de agua libre por exceso de humedad

en el aceite

Eficiencia del sistema de enfriamiento natural y forzado:

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Cálculo de temperatura esperada para el aceite en función de la carga,

temperatura ambiente y grupo de enfriamiento en operación

Comparación con la temperatura real medida y alarma en caso de baja

eficiencia del enfriamiento - temperatura medida muy arriba de la esperada

Mantenimiento del enfriamiento forzado

Tiempo de operación de los ventiladores desde su inicio de operación

Tiempo de operación de los ventiladores desde su ultimo mantenimiento

Promedio diario de horas de operación de los ventiladores

Tiempo restante para alcanzar el mantenimiento recomendado para los

ventiladores y avisos con anticipación programable

Previsión de temperatura futura

Temperatura del devanado después de la estabilización térmica

Tiempos restantes para alcanzar temperaturas de alarma/ desconexión del

transformador

Cromatografía

Banco de datos con histórico de pruebas de cromatografía gaseosa

Cálculo de tasas de aumento de gases

Diagnósticos conforme la norma IEC60599, Duval u otros métodos

especificados

Físico-químico

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Banco de datos con histórico de pruebas físico-químicas en el aceite

Diagnósticos conforme las normas especificadas

Simulación de cargamentos

Cálculo y presentación de curvas de variación de temperatura de aceite y

devanados basado en curvas de carga y temperatura ambiente simuladas por el

usuario

Cálculo y presentación de curvas de variación de temperatura de aceite y

devanados basado en las condiciones de carga y temperatura actuales y en

simulación de cambio de carga por el usuario

Cálculo de las pérdidas de vida útil y tiempos de vida restante

correspondientes.

EXPERIENCIA EN FÁBRICA Y EN SITIO

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Experiencia en Fábrica

El sistema de monitoreo fue instalado y empezó su operación ya en la

fábrica, registrando los datos durante las pruebas de calentamiento del

transformador en el Marzo/Abril de 2008, como muestra el gráfico de la figura 3. El

sistema permite que se monitoreen tanto las pruebas del transformador como su

operación normal en sitio de forma remota y con total seguridad por la Internet.

La figura 4 muestra detalles de la instalación de algunos sensores en fábrica.

Fig. 4 – Instalación de los sensores del Sistema de Monitoreo durante la

fabricación del transformador. (a) Conexiones para monitoreo de bushings; (b)

Sensor de humedad en el aceite; (c) Sensor de temperatura ambiente; (d) Sensor

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de rotura de bolsa; (e) Frente del gabinete con IED’s de monitoreo; (f) Interior del

gabinete con IED’s de monitoreo y modem GPRS.

Experiencia en Sitio

En Septiembre de 2008 el transformador y su sistema de monitoreo empezó

su operación en sitio, en la subestación Macultepec. Además de los beneficios

relativos al diagnóstico en línea del estado del transformador, algunas ventajas

observadas en el uso de esa solución de monitoreo inalámbrico y por la Internet

son:

Garantiza de actualización permanente del software de monitoreo, ya que

su ejecución en el IDC es administrada directamente por su fabricante;

Garantiza de actualización de los hardwares (servidores, etc.) en la

medida del crecimiento del software de monitoreo, por ejemplo, con la inclusión de

nuevos sensores o transformadores;

Garantiza de integridad de los datos, debido a los respaldos (backups)

realizados;

Ejecución continua del software, sin paradas por falta de alimentación;

Acceso a las informaciones del monitoreo desde cualquier parte del

mundo;

Evitase la sobrecarga de la equipe de TI interna de la empresa con el

mantenimiento regular del sistema, lo que incluiría la ejecución de backups,

supervisión de operación, no-breaks, actualizaciones de softwares (sistema

operacional, antivirus, software de monitoreo, etc.), etc.

Se evitan elevadas inversiones para adquisición, mantenimiento e

actualización periódica de hardwares y licencias de software.

7. Conclusión

Los sistemas de monitoreo y diagnóstico representan una tecnología

conceptualmente madura, en fase de optimización.

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Aunque la experiencia de uso permitirá desarrollar modelos prácticos, para

acelerar el desarrollo tecnológica es necesario sentar bases científicas suficientes.

Lo anterior llevará la Gestión de Activos en Sistemas de Potencia hacia un

nuevo nivel de valor, al permitir al usuario mantener la máxima confiabilidad a

costo óptimo.

Los sistemas para monitoreo son de gran utilidad tanto para el operador

como para el personal de mantenimiento: les permite tomar decisiones acertadas

acerca del régimen de trabajo al que se someterá al transformador y también

tomar acciones de mantenimiento predictivo, en base al mayor conocimiento del

estado del transformador, obteniéndose así una mayor confiabilidad del equipo así

como un aumento en su vida útil, como lo muestra el siguiente gráfico:

8. Empresas y Marcas dedicadas al rubro.

8.1. ABB TEC (Control Electrónico de Transformado)

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8.2.Treetech.

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Treetech Sistemas Digitais es la única empresa de Brasil especializada en

gestión online de activos de subestaciones de energía eléctrica. Con base en

tecnología propia e innovadora en ámbito mundial, desarrolló una solución

completa compuesta por sensores inteligentes (Smart Devices™) integrados al

software especialista Sigma. Treetech también suministra consultoría de

ingenieros especializados para interpretación y diagnósticos de los datos

generados por SIGMA, de forma a subsidiar técnicamente las decisiones

operacionales y administrativas de los clientes.

Con foco en la inversión continua en la educación y en el desarrollo

tecnológico, Treetech administra, a través de su Sistema de Gestión de Calidad y

recursos de TI, un proceso de innovación estructurado de forma a producir y

ofrecer anticipadamente al mercado soluciones específicas alineadas a las

tendencias globales para el segmento de generación, transmisión y distribución de

energía eléctrica capaces de volverla referencia tecnológica, tanto en Brasil como

en el exterior.

8.2.1. Algunos productos de Treetech.

BM. Monitor Online de Bushings Capacitivos.

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Monitores de temperatura para aceites y devanados TM-1 / TM-2

MO. Monitor on-line de humedad en el aceite.

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GMP. Periscopio, Sensor especializado para gases y humedad disueltos en

aceite aislante.

Software

SIGMAEl SIGMA – Software Integrado de Gestión y Monitoreo de Activos – integra

la gestión con simplicidad de todos los activos de una subestación, así como todas

las subestaciones de la empresa en una misma plataforma corporativa.

El software promueve la digitalización de las mediciones de los sensores y

los modelos matemáticos y la inteligencia artificial son usados como base del

monitoreo y de la gestión online, que permiten la generación de diagnósticos y

pronósticos, agilizando la tomada de decisión y providencias anticipadas. Así, se

reduce el riesgo de ocurrencias en el sistema eléctrico.

El SIGMA proporciona:

Aumento de la confiabilidad y continuidad del suministro de energía

eléctrica;

Optimización de los recursos de mantenimiento debido al aumento de la

disponibilidad;

Extensión de la vida útil de los activos;

Aumento de la eficiencia de los activos;

Gano en otros costos de operación, gerenciamiento y mantenimiento de las

subestaciones.

Versiones disponibles del Software.

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9. Bibliografía.

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Sitios de internet:

www.treetech.com.br/es

www.abb.com

www.cigre.com

ESCURRA MEZA, Martín: “Supervisión y Diagnóstico ON-LINE de

Transformadores de Potencia”.

INOCENCIO SOLTEIRO, Sistema de Monitoreo en Línea –

Transformadores.

Paper, Especificación de Sistemas de Monitoreo On-line para

Transformadores de potencia basados en una Arquitectura Descentralizada.

Autores: Marcaos E. G. Alves, Vagner Vasconcellos.

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http://www.cigre.com/

http://www.abb.com/

http://www.treetech.com.br/es

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