Monitoreo de transformadores

Monitoreo de Transformadores

Emilio MoralesEspecialista en Aplicaciones Técnicas

[email protected]

2

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


3

¿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


4

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


5

• 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


6

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


Fuente:

FIST 3‐30 Facilities Instructions, Standards and Techniques; October 2000

Transformer Maintenance Guide

United States Department of the Interior Bureau of Reclamation

7

Que gases son generados?


Herramientas de Diagnostico

8

Triangulo de Duval

Relación de Rogers


9

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


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.


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


Sensor UHF Tipo Interno


Sensor UHF Tipo Ventana


Sensor UHF Tipo Válvula


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.)


17

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


18

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


19

Temperature (

Average Winding Temp.

Hot-SpotRise

Top-OilTemp.

Hot-SpotTemp.

Modelo de temperatura del punto mas caliente del devanado


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


Indicador de Temperatura de Devanado (WTI)


Fluorescence Gallium ArsenideTecnologías Diferentes


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


24

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


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


26

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


27

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


28

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


29

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


30

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


31

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


32

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


33

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


34

• 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


35

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


36

Monitoreo del estatus de los contactos de los accesorios del transformador (termómetros,

indicadores de flujo, relevadores del sistema de enfriamiento, etc.


Tasa de falla del transformador: 1%

0.01

Detectable con medios existentes: 30%

No detectable con medios existentes: 70%

No detectado: 40% (incluyendo fallas instantáneas)

Fallas no catastróficas evitadas: 99%

Detectado con monitoreo en línea: 60%

Fallas catastróficas evitadas: 1%

0.0070.003

0.00280.0042

0.000042 0.004158

Desglose de la probabilidad de falla

Taken from the IEEE Std. C57.143-2012

Beneficios del monitoreo en línea de Transformadores

Mecanismos de Falla

38

Mecanismos de falla comunes en transformadores tipo subestación

• Las fallas de transformador generalmente resultan en cambios detectables que incluyen:

• Químicos• Eléctricos• Visuales• Acústicos

• La mayoría de las veces es una combinación de estas señales

• La detección temprana de estos cambios en el transformador afecta el índice de salud del activo en su vida útilA2.37, CIGRE WG. Transformer Reliability Survey:

Interim Report, No. 261, ELECTRA. 2012.

41

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)

44

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



Corriente Tierra NúcleoDescargas Parciales

12

345

HoursMin-Days

Real timeHours

Real time


Componente: Circuito Magnético (Tierra Núcleo y Blindajes

Mecanismo de falla


Diagnostico

Tiempo de Detección

Confirmación

45

Sobrecalentamiento General

Temperatura punto caliente del devanadoTemperatura superior e inferior del aceite

Temperatura ambienteHidrogeno o gases múltiples

Acumulación de gasesCorriente de línea



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


Mecanismo de falla


Diagnostico


46







12

3

HorasHoras

Min- Días




Mecanismo de falla


Diagnostico


47







12

3

HorasHoras

Min- Días




Mecanismo de falla


Diagnostico


48

Sobrecalentamiento local Hidrogeno o gases múltiples

Análisis de Gases1 Horas



Mecanismo de falla


Diagnostico



49

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



Mecanismo de falla Señales medidas Herramienta

de Diagnostico



50

Generación de

burbujas




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



Mecanismo de falla


Diagnostico



51

Sobrecarga del transformador





Line current

Humedad en el Aislamiento

Temperatura de Burbujeo

Modelo TérmicoEvaluación de la

vida del aislamiento

1 Tiempo real



Mecanismo de falla

Señales medidasHerramienta

de Diagnostico



52

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



Mecanismo de falla Señales medidas

Herramienta de

Diagnostico



53

Contaminación por Humedad

---------------------

Arqueo

---------------------

Descargas Parciales




---------------------------------------------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


Mecanismo de falla


Diagnostico


54

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



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)


Mecanismo de falla Señales medidas

Herramienta de

Diagnostico Confirmación


55

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)


Mecanismo de falla

Señales medidas ConfirmaciónHerramienta de

Diagnostico


56

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

57

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


58

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


59

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.


60

• 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:


61

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


Diagnostico


62

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


Mecanismo de falla


Diagnostico


63

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)


Mecanismo de falla Señales medidas Herramienta

de Diagnostico


64

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


Mecanismo de falla

Señales medidas

Herramienta de

Diagnostico Confirmación Tiempo de Detección

65

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


Mecanismo de falla

Señales medidasHerramienta

de Diagnostico

Confirmación


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.


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


69

• 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


70

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!


71

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


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


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.


74

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


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


76

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


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


Componentes del bushing, mecanismos de falla y señales medidas

77

¿Preguntas?


Engineering

Monitoreo de transformadores