Monitoreo de Transformadores
Emilio MoralesTechnical Application Specialist
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Agenda:• ¿Porque es importante el monitoreo de transformadores?• Parámetros monitoreados en el transformador principal• Parámetros monitoreados en los bushings• Parámetros monitoreados en el LTC• Sistemas de monitoreo en línea• Preguntas
Monitoreo de Transformadores
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¿Por qué es importante el monitoreo de transformadores
• La pérdida de un transformador en una compañía de servicio, plantade generación o proceso puede costar muchos millones de dólares
• Ayuda a los operadores a administrar y tomar decisiones sobre laoperación continua, mantenimiento o sustitución de sus activos
• Ayuda a evitar fallas catastróficas y convertirlas en fallas que puedenser reparadas a un menor costo durante una libranza programada
Monitoreo de Transformadores
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Problemas en transformadores:• Defectos de fabricación
• Procesos de deterioro
• Condiciones de funcionamiento que exceden la capacidad del transformador
• Falla prematura de los componentes auxiliares del transformador
• Pueden pasar muchos años antes de convertirse en un problema o falla
• En algunos casos se pueden desarrollar rápidamente consecuencias indeseables
Monitoreo de Transformadores
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• La acción prematura podría dar lugar al gasto de recursos valiosos de mantenimiento
• La acción tardía podría resultar en consecuencias muy costosas
• El monitoreo continuo permite una oportuna acción correctiva
• Las sobrecargas pueden ser controladas
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Monitoreo en Línea de Análisis de Gases Disueltos (DGA)• Los monitores de gases en línea miden los gases disueltos en el aceite aislante del
transformador
• Estos gases son generados conforme el aceite se descompone de manera natural o cuando existe una condición de falla
• Mucho más revelador que un DGA periódico
• El monitoreo proporciona una indicación temprana de fallas incipientes y puede prevenir fallas mayores en los transformadores
• Los monitores de gases en línea van desde monitores individuales de gas (hidrógeno más comúnmente) hasta los monitores de gases múltiples que miden 8 o más gases considerados como "gases de falla“
• Los niveles de gases y las proporciones entre algunos de estos gases son indicadores del tipo de falla del transformador
• Existen numerosas herramientas de diagnóstico para ayudar en la interpretación de los resultados de un DGA
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Fuente:
FIST 3‐30 Facilities Instructions, Standards and Techniques; October 2000
Transformer Maintenance Guide
United States Department of the Interior Bureau of Reclamation
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Que gases son generados?
Monitoreo de Transformadores
Herramientas de Diagnostico
8
Triangulo de Duval
Relación de Rogers
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Monitoreo en Línea de Descargas Parciales
• La detección puede llevarse a cabo utilizando métodos eléctricos, de radiofrecuencia o acústicos.
• Sensores eléctricos
• Sensores acústicos
• Sensores UHF
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0.001
0.01
0.1
1
10
1MHz 10MHz 100MHz 1GHz 10GHzfrequency ( Hz )
spec
tral m
agni
tude
(n
orm
aliz
ed)
PD pulse in Air attenuation
starts 60-300Mhz
PD pulse attenuationstarts at 500-800MHz
Best SNR with still sufficient sensitivity
1GHz±300MHz
Barrier Coupler Frequency Response
800MHz – 2GHz
Physics of PD Attenuation
Tipo de Defectos en Transformadores
1.
2.
1. Descargas en bobina2. Descargas en bordes
afilados (corona) a tierra u otro potencial
3. Descargas en huecos en los bushings
4. Partes flotantes (no conectada adecuadamente a potencial o tierra)
5. Descargas en huecos en el material aislante sólido
6. Descargas en superficies (en material aislante)
3.
4.5.
6.
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Sensores UHF para Transformadores
• En transformadores nuevos, los sensores pueden ser colocados por el OEM a un bajo costo o esfuerzo extra
• Para los transformadores en servicio, los sensores pueden ser instalados en la tapa de cualquier registro de inspección como una adaptación - esto requiere un corte de energía y manejo del aceite
• También es posible instalar sensores tipo válvula a través de válvula (tipo bola o compuerta) de drenaje y/o llenado de aceite -esto no requiere un corte de energía
• El sensor UHF es muy simple y robusto y no contiene partes eléctricas que puedan fallar o envejecer durante la vida útil del transformador - diseñado para 40 ++ años
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Sensor UHF Tipo Interno
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Sensor UHF Tipo Ventana
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Sensor UHF Tipo Válvula
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Colocación de Sensores UHF en Transformadores
• Los sensores se tienen que instalar con la máxima separación posible entre ellos para permitir una mejor triangulación de la señal
• Los sensores tipo interno o válvula no deben instalarse en zonas de alto campo eléctrico. Los sensores tipo ventana deben usarse en dichas regiones
• Los sensores cerca de la parte superior del tanque son más sensibles a defectos en la zona de conexión de los bushings
• Los sensores inferiores pueden instalarse en válvulas de drenaje (esto no requiere que el aceite sea drenado)
• El número de sensores depende del tamaño del transformador (mínimo 3 para localización, del 4 al 6 preferible dependiendo de la complejidad de las piezas internas, cambiadores de tomas, etc.)
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Monitoreo en Línea de Temperatura
Aceite en la entrada del
radiadorSuperior del Aceite
Inferior del AceiteAceite en la salida
del radiador
Medio de enfriamiento a la entrada del
radiador
Punto Caliente del Devanado
Punto Caliente del Núcleo
Monitoreo de Transformadores
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0.01
0.1
1
10
100
1000
60 80 100 120 140 160 180
Hot-Spot temperature
Agi
ng A
ccel
erat
ion
Fact
or Normal KraftPaper (IEC)
Normal Kraft paper (IEEE)
.
Thermally Upgraded Paper
Sensibilidad del Aislamiento de los Devanados a la Temperatura
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Temperature (
Average Winding Temp.
Hot-SpotRise
Top-OilTemp.
Hot-SpotTemp.
Modelo de temperatura del punto mas caliente del devanado
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Parte inferior del devanado
Parte superior del devanado
Radial Eddy LossAxial Eddy LossDC losses (Loss = RI2)
Core
Puntos calientes en transformadores: Donde están? Normalmente cerca de la parte superior del devanado
De 1 a 3 discos hacia abajo desde la parte superior del devanado Los cálculos muestran que el delta-temperatura entre estos discos es de aproximadamente 0.5 ° C Es muy importante centrar el sensor en la parte superior del devanado con un pequeño
desplazamiento como se ilustra en la figura izquierda La figura derecha muestra la densidad de calor (pérdidas) en un devanado típico
: Posición esperada de puntos calientesAdvertencia: no toma en cuenta la dirección local del flujo de aceite
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Indicador de Temperatura de Devanado (WTI)
Monitoreo de Transformadores
Fluorescence Gallium ArsenideTecnologías Diferentes
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White Light Source
Spectrometer
Optical Coupler
fiber coresemiconductor crystal
dielectric mirror (coating)
fiber cladding
Principio de Operación del GaAs• Un concepto simple
• Bajo número de componentes
• Todo el material es dieléctrico
• Fuente de luz: hasta 300 años de vida
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Monitoreo en Línea de humedad en el aceite
• Humedad en el aceite humedad en el aislamiento
• Temperatura del aceite en el punto de medición de humedad
• Se espera que los transformadores estén secos
• Necesario para la correlación delenvejecimiento de los aislamientos
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Monitoreo en Línea de humedad en el aceite• Envejecimiento acelerado de la celulosa
• Reducción significativa de la rigidez dieléctrica
• Formación de burbujas y posible falla dieléctrica
• Descargas parciales en el aislamiento
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Monitoreo en Línea de Tensión y Corriente de Carga• Proporcionar los medios para medir el rendimiento térmico
• Se necesita corriente de carga para monitorear la eficiencia del equipo de enfriamiento
• > 2 devanados o CBC, la medición se requiere en cada uno de ellos
Monitoreo de Transformadores
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Voltaje del Sistema• Usado por algunos sistemas de monitoreo• Puede ser utilizado para el control automático de cambio
de tomas, monitoreo de tangente y capacitancia de los bushings, registro de sobretensiones y transitorios, etc.
• La señal es proporcionada normalmente como una tensión de un transformador de potencial independiente
• La información también puede ser obtenida a través de un enlace de datos desde el sistema de control de la subestación
• Las mediciones de voltaje también se pueden hacer por el sistema de monitoreo usando una señal derivada del tap capacitivo
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Monitoreo de carga del transformador
• Potencia de carga aparente, real y reactiva del transformador
• Factor de potencia de la carga• Perdidas del transformador• Eficiencia de operación del transformador
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Monitoreo en Línea del Funcionamiento del Equipo de Enfriamiento
• Contactores de bomba y ventilador provisto con contacto auxiliar
• Medidores de flujo y detector de desgaste de rodamientos para monitorear el funcionamiento de la bomba
• Mediciones de la corriente de los motores
• Tensión de control y potencia del equipo de enfriamiento
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Monitoreo en Línea de la Bolsa del Tanque Conservador
Monitoreo de la rotura de la bolsa en los sistemas de preservación de aceite puede ser útil para evitar la entrada de humedad en el aceite y deterioro de la bolsa
Monitoreo de Transformadores
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Monitoreo en Línea de niveles de aceite
• En todos los compartimentos independientes llenos de aceite para la detección de fugas
• Prevenir el funcionamiento inesperado del relevador buchholz debido al bajo nivel de aceite
Monitoreo de Transformadores
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Monitoreo en Línea de Índice de Producción de Gases de Falla
• Proporcionar información sobre el desarrollo de una falla• La seguridad de continuar la operación de un transformador
con gases de falla debe ser cuidadosamente evaluada• Buchholz / Relevador de acumulación de gases
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Monitoreo en Línea de la Presión de Operación
• Proporcionar la información de:– Condiciones de presión peligrosas– Eventos de presión estática
• Indica mal funcionamiento del sistema de preservación
Monitoreo de Transformadores
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• Indica fallas o corrientes circulantes
• Conexiones a tierra del núcleo y herrajes deben ser llevadas al exterior
Monitoreo en Línea de la Corriente en la Conexión del Núcleo a Tierra
• Estas conexiones también pueden ser utilizadas para el monitoreo de DP especialmente para problemas entre el núcleo y el tanque
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Monitoreo en Línea de GIC
• En altas latitudes corrientes geomagnéticas (cuasi DC) pueden fluir en el neutro del transformador
• El monitoreo de estas corrientes puede dar indicaciones sobre la causa de los gases de diagnóstico u otras condiciones de falla
Monitoreo de Transformadores
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Monitoreo del estatus de los contactos de los accesorios del transformador (termómetros,
indicadores de flujo, relevadores del sistema de enfriamiento, etc.
Monitoreo de Transformadores
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Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Sobre-calentamiento de las laminaciones y/o uniones del
núcleo
Temperatura superior e inferior del aceiteTemperatura ambiente
TermografíaHidrogeno o gases múltiples
Acumulación de gasesCorriente de excitación
Modelo Térmico Análisis de Gases
Relación de Acumulación de Gases
Corriente de Excitación
123
4
HorasHoras
Min-Dias
Meses
Mecanismo de falla
Señales medidas Herramienta de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de Detección
Componente: Circuito Magnético (Piernas y Yugos)
38
Perdida de la conexión del
núcleo a tierra Conexión a tierra no intencional del núcleo y blindaje
Hidrogeno o gases múltiples Corriente tierra núcleoAcumulación de gases
Punto caliente del núcleo (fibras)Descargas parciales
Modelo Térmico Análisis de Gases
Relación de Acumulación de Gases
Corriente Tierra NúcleoDescargas Parciales
12
345
HoursMin-Days
Real timeHours
Real time
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Componente: Circuito Magnético (Tierra Núcleo y Blindajes
Mecanismo de falla
Señales medidas Herramienta de
Diagnostico
Tiempo de Detección
Confirmación
39
Sobrecalentamiento General
Temperatura punto caliente del devanadoTemperatura superior e inferior del aceite
Temperatura ambienteHidrogeno o gases múltiples
Acumulación de gasesCorriente de línea
Modelo Térmico Análisis de Gases
Relación de Acumulación de Gases
12
3
HorasHoras
Min- Días
Componente: Aislamiento Mayor y Menor de Devanados
Aislamiento Mayor: de fase a fase, de devanado a devanado, de devanado a tierra Aislamiento Menor: de vuelta a vuelta, de capa a capa, de disco a disco
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de falla
Señales medidas Herramienta de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de Detección
40
Sobrecalentamiento local Hidrogeno o gases múltiples
Análisis de Gases1 Horas
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Componente: Aislamiento Mayor y Menor de Devanados
Mecanismo de falla
Señales medidas Herramienta de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de Detección
Aislamiento Mayor: de fase a fase, de devanado a devanado, de devanado a tierra Aislamiento Menor: de vuelta a vuelta, de capa a capa, de disco a disco
41
Humedad Excesiva
Temperatura punto caliente del devanado
Temperatura superior e inferior del aceite
Temperatura ambienteHumedad en el aceite
Temperatura de la muestra de aceite
Humedad en el Aislamiento 1 Tiempo
real
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Componente: Aislamiento Mayor y Menor de Devanados
Mecanismo de falla Señales medidas Herramienta
de Diagnostico
Confirmación Tiempo de Detección
Aislamiento Mayor: de fase a fase, de devanado a devanado, de devanado a tierra Aislamiento Menor: de vuelta a vuelta, de capa a capa, de disco a disco
42
Generación de
burbujas
Temperatura punto caliente del devanado
Temperatura superior e inferior del aceite
Temperatura ambienteHumedad en el aceite
Temperatura de la muestra de aceitePorciento total de gases disueltos en
el aceitePresión en el punto caliente
Descargas ParcialesCorriente de línea
Humedad en el Aislamiento
Temperatura de Burbujeo
1 Tiempo real
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Componente: Aislamiento Mayor y Menor de Devanados
Mecanismo de falla
Señales medidas Herramienta de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de Detección
Aislamiento Mayor: de fase a fase, de devanado a devanado, de devanado a tierra Aislamiento Menor: de vuelta a vuelta, de capa a capa, de disco a disco
43
Sobrecarga del transformador
Temperatura punto caliente del devanado
Temperatura superior e inferior del aceite
Temperatura ambienteHumedad en el aceite
Temperatura de la muestra de aceite
Line current
Humedad en el Aislamiento
Temperatura de Burbujeo
Modelo TérmicoEvaluación de la
vida del aislamiento
1 Tiempo real
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Componente: Aislamiento Mayor y Menor de Devanados
Mecanismo de falla
Señales medidasHerramienta
de Diagnostico
Confirmación Tiempo de Detección
Aislamiento Mayor: de fase a fase, de devanado a devanado, de devanado a tierra Aislamiento Menor: de vuelta a vuelta, de capa a capa, de disco a disco
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Descargas Parciales
Hidrogeno o gases múltiples Acumulación de gasesDescargas Parciales
Análisis de Gases Relación de
Acumulación de Gases
Descargas Parciales
12
3
HorasTiempo real
Min- Días
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Componente: Aislamiento Mayor y Menor de Devanados
Mecanismo de falla Señales medidas
Herramienta de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de Detección
Aislamiento Mayor: de fase a fase, de devanado a devanado, de devanado a tierra Aislamiento Menor: de vuelta a vuelta, de capa a capa, de disco a disco
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Contaminación por Humedad
---------------------
Arqueo
---------------------
Descargas Parciales
Temperatura superior e inferior del aceite
Temperatura ambienteHumedad en el aceite
Temperatura de la muestra de aceite
---------------------------------------------Hidrogeno Acetileno
Descargas ParcialesAcumulación de Gas
---------------------------------------------Hidrogeno o gases múltiples
Acumulación de GasDescargas Parciales
Humedad en el Aceite
--------------------------Análisis de Gases
Relación de Acumulación de
Gases Descargas Parciales
--------------------------Análisis de Gases
Descargas Parciales
1---------
123
----------12
Horas------------
HorasMin- DíasTiempo
real--------------
HorasTiempo
real
Componente: Liquido Aislante
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de falla
Señales medidas Herramienta de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de Detección
46
Fallas eléctricas de bombas y ventiladores
Falla mecánicaFalla o imprecisión de
sensores de temperatura Bombas y ventiladores
operando al revés Bloqueo interno o
externo de radiadores
Temperatura punto caliente del devanado
Temperatura superior e inferior del aceite
Temperaturas de entrada y salida del radiador
Temperatura ambienteGas disuelto en el aceite
Corriente de carga Flujo de Bombas
Corriente de Motores (abanicos y bombas)
Voltaje control enfriamiento Voltaje poder enfriamiento
Modelo Térmico
Análisis de Gases
Eficiencia Sistema de
Enfriamiento
12
3
HorasHoras
Tiempo real
Componente: Sistema de Enfriamiento (Abanicos, Bombas, Control de Enfriamiento, Radiadores y Enfriadores)
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de falla Señales medidas
Herramienta de
Diagnostico Confirmación
Tiempo de Detección
47
Bajo nivel de aceite Contaminación por
Humedad
Nivel de aceite en tanque principal o tanque conservador
Presión sistema de preservación de aceite
Ruptura de la bolsa del tanque conservador
Relación N2/O2
Sistema de Preservación de
Aceite1 Horas
Componente: Tanque Principal (Empaques y Uniones Soldadas)
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de falla
Señales medidas ConfirmaciónHerramienta de
Diagnostico
Tiempo de Detección
48
Medición de temperatura del aceite del compartimiento del interruptor del conmutador de tomas bajo carga
• Esta medición se utiliza para detectar un calentamiento anormal en el interruptor ya sea debido a una falla o un número inusualmente alto de operaciones en un tiempo corto
Monitoreo de Conmutador de Tomas Bajo Carga
49
Motor poder real / par• El consumo real de energía de la unidad de motor del cambiador de
tomas proporciona información útil, en particular, el par del motor.• Un transductor de potencia real en el mando motor debe ser
proporcionado• No es suficiente medir solamente la corriente del mando motor, este
valor no se correlaciona directamente con el par del motor, que esel valor crítico para el control mecánico del mecanismo delcambiador de tomas
Corriente del MotorVoltaje del Motor
Consumo de Potencia
yTorque
Monitoreo de Conmutador de Tomas Bajo Carga
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Posición de toma• El conocimiento de la posición de toma es importante
para permitir:• La indicación de posición de toma• El conteo de posición de toma
• El mando motor deberá tener disponible: • Corona de resistencias y transductor o• Módulo indicador de posición codificado o• Codificador rotativo síncrono
Monitoreo de Conmutador de Tomas Bajo Carga
51
Contactos de posición del interruptor• Se recomienda que para nuevos transformadores, se proporcionen
contactos para indicar la secuencia de operación y que se ha alcanzado la posición final del recorrido del interruptor
• El tiempo de operación delinterruptor y del motor se puedededucir de esta información
• Los contactos de posición delinterruptor son particularmenteútiles cuando se utilizan polosseparados para cada fase paradetectar fallas que resultan enuna condición de fuera depaso.
Monitoreo de Conmutador de Tomas Bajo Carga
52
• Análisis de gases disueltos• Humedad en el aceite y temperatura del aceite
en la posición de medición de humedad• Presión (tanque sellado)• Tensión de alimentación de control
Otros parámetros que pueden ser monitoreados en el conmutador de tomas bajo carga:
Monitoreo de Conmutador de Tomas Bajo Carga
53
Sobrecalentamiento de los contactos (coque)Desgaste excesivo de
contactosContactos sueltos o
desgastadosImpedancia de
transición quemadaBarrera con fuga y
agrietamiento
Temperatura del DiverterSwitch
Temperatura del compartimiento SelectorTemperatura del tanque
principalTemperatura ambiente
Corrientes de líneaIndicación de posiciónGases disueltos en el
aceiteEstado del relé de presión
súbitaEstado del dispositivos de
alivio de presión
Modelo diferencial de temperatura
Modelo de desgaste de los contactos
Tendencias de gasesInactividad del reversing
switchMovimientos excesivos
del LTC
1
2
34
5
Días
Tiempo real
HorasHoras
Tiempo real
Componente: Diverter switch y/o selector switch y/o reversing switch
Componentes principales del Conmutador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de falla
Señales medidas Herramienta de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de Detección
54
SobrecalentamientoArqueo
TemperaturaHidrógenoAcetilenoEtileno
Aumento súbito de presión
Temperatura diferencial del LTC
Tendencias de gases
Relación de Gases
1
2
3
Días
Horas
Horas
Componente: Resistencia de transición
Componentes principales del Conmutador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de falla
Señales medidas Herramienta de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de Detección
55
Defecto mecánicoEnlace roto
Unión de contactosEngranajes
desgastadosFallo de la
alimentación de CAFreno defectuoso
Mal funcionamiento del relé
Resortes débilesDesajuste de la rueda
de GinebraFalla del motor
Torque del motor del LTCCorriente del motor del
LTCRelé de tiempo
Indicación de posiciónAlimentación de CA
Tiempo de funcionamiento del motor
Modelo de análisis de Torque
Modelo de índice de corriente del motor
Corriente promedio del motor
Número excesivo de operaciones
1
2
3
4
Días
Días
Días
Días
Componente: Mecanismo de Accionamiento (Motor Drive)
Componentes principales del Conmutador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de falla Señales medidas Herramienta
de Diagnostico
Confirmación Tiempo de Detección
56
Contaminación por humedad
---------------------Arqueo
---------------------Descargas parciales
---------------------
Sobrecalentamiento
Humedad en el aceite Temperatura de la muestra de
aceite-----------------------------------------
HidrogenoAcetileno
-----------------------------------------Hidrogeno
Descargas Parciales-----------------------------------------
HidrogenoEtilenoMetanoEtano
Humedad---------------
Análisis de gases
---------------Análisis de
gasesDescargas parciales
---------------Análisis de
gases
1-------
1-------
1
2
-------
1
Tiempo real----------------
Horas
----------------Horas
Tiempo real----------------
Horas
Component: Insulating Liquid
Componentes principales del Conmutador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de falla
Señales medidas
Herramienta de
Diagnostico Confirmación Tiempo de Detección
57
Interruptor no en autoPérdida de potencia de control Falla del instrumento de controlEnergización fuera de posición
Posición del interruptor de control
Fuente de alimentación de control
posición / contador de derivaciones
Sensor fuera de posiciónSensor de corriente
Numero de Operaciones 1 Tiempo
real
Componente: Control del Conmutador
Componente: Sistema de filtrado de aceite/filtro de bomba
Fallas eléctricas de la bomba Filtro atascado
Corriente del motor de la bomba
Diferencia de presiónFlujo bajo
Filtro obstruidoFuga
Falla por bomba atascada
Excesivo número de conmutaciones
1 Tiempo real
Componentes principales del Conmutador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de falla
Señales medidasHerramienta
de Diagnostico
Confirmación
Tiempo de Detección
Defectos Tipicos de BushingEnvejecimiento del aislamiento
- Aceite - Papel
Humedad Huecos/ delaminación
Descargas superficiales (no son un defecto
real)
Problemas de contacto
Fallas parciales (cortocircuito entre
capas)
Contaminación superficial
Monitoreo de Bushings
Corrientede Fuga
ICIr
High Voltage
Ground
Brida
Tap de medición
Capacitor
Conductor
IC - corriente capacitivaIr - corriente resistiva
A Leakage current
• La corriente fluye del tap de medición a tierra• La parte resistiva se define por las propiedades del
sistema de aislamiento• La parte capacitiva se define por el diseño mecánico
y eléctrico.• Una parte de la corriente fluye a lo largo de la
superficie• La contaminación superficial o fuertes descargas
superficiales influyen en la corriente.
Monitoreo de Bushings
Factor de Potencia (FP) (≈ tan d)
Angulo de fase entre el voltaje aplicado a través de una capacitancia y la corriente total a través de la capacitancia
Si Ir aumenta f disminuye y FP aumenta
Ir
IC
It
d
f
tan d = Factor de Disipación (DF)
DF ≈ Factor de Potencia (para ángulos pequeños de d)
E IC
Ir
Circuito equivalenteDiagrama vectorial
Monitoreo de Bushings
61
• En bushings hay varios capacitores en serie
• Cuando un capacitor se cortocircuita, el valor de la capacitancia aumentará siempre• Los capacitores serie actúan como un divisor de tensión• Si un capacitor se cortocircuita la tensión en el tap se incrementa en proporción• Conforme la tensión varía la corriente de fuga varia también.• Por lo tanto, si la tensión aumenta, habrá un aumento de la corriente de fuga
Capacitancia
C1 – Capacitancia Principal
C2 – Capacitancia de tap a tierra
C1 C9 C10 C1
1
C12 C13 C14C8C2 C4C3 C5 C6 C7
11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Monitoreo de Bushings
62
Humedad en el aislamiento de los bushings
D20
tan
D40
tan
D60
tan
D40tan
Bushing seco
Bushing con envejecimiento normal
Bushing con humedad
D20tan D60tan <
La diferencia en tan a 20°Cpara bushings con humedad espequeña. Para temperaturasmás altas el gradiente tan aumenta y el contenido dehumedad es más claro dedetectar. Sin embargo, ladiferencia en tan entre unbushing seco y uno húmedopodría ser a 40°C un 0,2%, loque aún requiere de una altaprecisión para detectar a tiempoel envejecimiento delaislamiento o la humedad.
Valido para bushingshúmedos únicamente!
Monitoreo de Bushings
63
Método de Balanceo de Corriente• Supuesto:
Todas las fases tienen absolutamente lamisma amplitud de voltaje y los ángulos entrelas fases son perfectamente 120°
• Bajo estas circunstancias, suponiendo que todoslos bushings tienen la misma temperatura y lamisma condición, la suma de todas las corrientesde fuga será cero
• Un cambio en la suma de la corriente de fuga seráun indicador del aumento de la capacitancia oincremento del Factor de Potencia (Factor deDisipación) en alguno de los bushings
• En realidad, las tensiones y ángulos de fase estánfluctuando de acuerdo con el equilibrio de lacarga y las condiciones de la red
C1
C2
C1
C2
C1
C2
Balancing Unit
Summation Unit
L2
L3
L1
Null Meter
Conclusion: La fluctuación de los valores medidos evita detectar cambios en el sistema de aislamiento provocados por humedad o degradación o envejecimiento del aislamiento. Sólo cambios en la capacitancia (fallas parciales) o grandes cambios en el factor de disipación (FP) pueden ser detectados
Monitoreo de Bushings
Principios del balanceo de corrientes en el monitoreo en línea de Bushings• Idealmente, la suma de las tres corrientes de fuga debe ser cero• En realidad, no todos los parámetros son iguales para cada fase• Durante la puesta en marcha del sistema, las corrientes de fuga se ajustan de modo que
la suma de las 3 corrientes es igual o cercana a cero
I1
I2
I3
IS=0
I1
I2
I3
ISK0
I’2
I1
I2
I3
ISK0
I’2
I. III.II.• Las tres corrientes perfectamente balanceadas y la suma es igual a cero• Un cambio en la capacitancia resulta en una corriente adicional perpendicular al voltaje• Un cambio de la tan resulta en una corriente activa adicional en fase con el voltaje, aumentando
en factor de disipación (FP)
La magnitud del cambio es un indicador de la gravedad del problemaEl ángulo de la suma de corrientes indica el bushing que se esta deteriorando y si el factor de disipación (FP) o capacitancia están cambiando
Monitoreo de Bushings
Método de Balanceo de Corriente
Inexactitud con respecto a la carga desequilibrada:
Teniendo en cuenta asimetrías típica de fase y de tensión, las siguientes desviaciones de las corrientes de fuga de las diferentes fases se puede suponer:
- 0.2 grados en ángulo- 1 a 1,5% en la amplitud (sigue a el voltaje)- La comparación de las corrientes de fuga de las diferentes fases se traducirá en un
error de:- 1 a 1,5% en la determinación de la capacitancia- 0,0035 en tan absoluto (valor absoluto tan de un bushing típico RIP es
0.00325)Si bien la inexactitud de la capacitancia puede ser compensada considerando la tensión de fase real, el desequilibrio del ángulo de fase es difícil de compensar.
Como resultado, los cambios causados por la degradación del material del aislamiento y la humedad apenas y pueden ser detectados.
Monitoreo de Bushings
66
Método de Señal de Referencia para el Monitoreo de Bushings
C1
C2
C1
C2
C1
C2
L2
L3
L1
R R R
Método de Referencia• Se mide la diferencia de
fase de la corriente defuga y la tensión dereferencia
• 90 ° - diferencia de faserepresenta el ángulo
• Utilizando el valor RMSde la corriente de fuga yel valor RMS de latensión de fase lacapacitancia se puedecalcular
• Los bushings sonmedidos de formaindependiente
Monitor de Bushings
Conclusión: La aplicación de algoritmos avanzados para la reducción de ruido yarmónicos permite lograr una alta precisión en la medición de la diferencia de fase
VTVT
VT VT
Phase shift Phase shift Phase shift
Tap
Tap
Tap
Monitoreo de Bushings
Phase shift measurement
90° ‐ d
Raw Signal
Software algorithm
Proceso de la Señal• El ruido y armónicos son
eliminados por medio dealgoritmos avanzados
• La precisión de la mediciónde fase es mejor que0.1mrad (0.0057 grados)
• La precisión permite detectarcambios en tan porejemplo, 0.325% a 0.340%
• Esto permite detectaraumento de la humedad, elenvejecimiento y ladegradación del sistema deaislamiento con suficienteanticipación
• La compensación detemperatura es necesariapara conseguir esta precisión
Método de Señal de Referencia para el Monitoreo de Bushings
Monitoreo de Bushings
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Componente Fenomeno que conduce a la falla Señales medidas Herramienta de diagnóstico
Nucleo Capacitivo Ingreso de humedadPobre impregnación del aceitePapel arrugadoDelaminacion del papel
Suma de corrientes Tan Delta/Factor de Potencia Dependencia a la temperatura Descargas Parciales
Cambio en factor de potencia
Aceite Humedad Contaminacion Degradacion Termica
Suma de corrientes Tan Delta/Factor de Potencia Dependencia a la temperatura
Incremento del factor de potencia del bushing
Superficie Interna de la Porcelana
Sedimentos de productos de envejecimiento en la parte baja de la porcelana
Suma de corrientes Tan Delta/Factor de Potencia Descargas Parciales Correlacion de temperaturanegativa
Cambio en factor de potencia Cambio en capacitancia al cortocircuitarse las capas
Derivacion Derivacion atterrizada no aterrizada Electrodos cortocircuitados
Suma de corrientes Tan Delta/Factor de Potencia Descargas Parciales
Cambio en capacitancia
Superficie Externa de la Porcelana
ContaminacionDescargas en la superficie
Suma de corrientes Tan Delta/Factor de Potencia Descargas Parciales
Cambio en factor de potencia
Conductor Conexiones sueltas en la parte superior y/o inferior del bushing Corrientes circulantes en el cabezalGrietas en el conductor
Suma de corrientes Tan Delta/Factor de Potencia Dependencia a la temperatura
Cambio en factor de potencia
Componentes del bushing, mecanismos de falla y señales medidas
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¿Preguntas?
Monitoreo de Transformadores