UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA SEDE CUENCA CARRERA DE INGENIERIA ELECTRICA

Tesis previa a la obtención del título de: Ingeniero Eléctrico

DESARROLLO DE UN MODELO DE SISTEMA DE CONTROL Y MONITOREO DE PARÁMETROS OPERACIONALES DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA, PARA EL DIAGNOSTICO Y DETECCIÓN TEMPRANA DE FALLAS

AUTOR: Wilson Rene Landy Viscaíno

DIRECTOR: Ing. Flavio Quizhpi

Cuenca, Marzo del 2015

DECLARACIÓN DE RESPONSABILIDAD

El

contenido

de

este

trabajo

de

tesis

es

responsabilidad absoluta del autor. Autorizo a la Universidad Politécnica Salesiana el uso del mismo para fines académicos

Cuenca, 06 de Marzo del 2015

Wilson Rene Landy Viscaíno

II

CERTIFICACIÓN

Ingeniero FLAVIO QUIZHPI Director de tesis. CERTIFICA: Que la tesis con el título “DESARROLLO DE UN MODELO DE SISTEMA DE CONTROL Y MONITOREO DE PARÁMETROS OPERACIONALES DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA, PARA EL DIAGNOSTICO Y DETECCIÓN TEMPRANA DE FALLAS (APLICADO A UN TRANSFORMADOR DE LA EMPRESA TRANSELECTRIC)”, ha sido desarrollado por el estudiante Wilson René Landy Viscaíno, ha sido revisada y asesorada de acuerdo a los requerimientos establecidos en la propuesta inicial y al cronograma definido, por lo que después de reunir los requisitos estipulados en los Documentos Generales e Instructivos de Graduación de la Universidad, autorizo su presentación para los fines legales consiguientes.

Cuenca, 06 de Marzo del 2015

_________________________ Ing. Flavio Quizhpi

III

DEDICATORIA

Dedico este trabajo a todas las personas que me han apoyado para la realización del mismo, a mis padres quienes siempre creyeron en mí, con sus consejos y aliento me han impulsado a cumplir mis metas y a crecer cada día más como persona y profesional y a todos mis amigos y demás familiares.

IV

AGRADECIMINETO

A Dios por darme salud y vida para llegar a estas instancias y realizar este trabajo, a todas las personas que contribuyeron de manera directa e indirecta durante la realización del mismo, al ingeniero Flavio Quizhpi, quien en calidad de director de tesis, supo guiarme con sabios consejos y sugerencias para el correcto desarrollo de este trabajo y de manera especial agradezco al Ing. James González por todo su apoyo brindado durante la realización de este trabajo e incentivar a terminar mis estudios universitarios.

V

INDICE 1

MONITOREO Y COMUNICACIONES EN SUBESTACIONES ELECTRICAS ................................... 1 1.1

Monitoreo. ..................................................................................................................... 1

1.1.1

Monitoreo en subestaciones eléctricas ................................................................. 2

1.1.2

Monitoreo de transformadores eléctricos de potencia......................................... 2

1.1.3

Monitoreo en línea de transformadores eléctricos de potencia. .......................... 3

1.1.3.1

Medición de variables ........................................................................................ 4

1.1.3.1.1 Selección de variables .................................................................................. 4 1.1.3.1.2 Arquitectura para medición de variables .................................................... 5 1.1.3.2

Transmisión de datos ......................................................................................... 7

1.1.3.3

Procesamiento y almacenamiento de datos...................................................... 7

1.1.3.4

Disponibilidad de la información ....................................................................... 8

1.2

Introducción protocolo IEC 61850 ............................................................................... 10

1.3

Introducción al leguaje de configuración de subestaciones (SCL) ............................... 11

1.4

Revisión de la especificación IEC 61850....................................................................... 12

1.4.1

Estructura de la norma IEC 61850........................................................................ 12

1.4.2

Objetivos de Norma IEC 61850 ............................................................................ 15

1.4.3

Beneficios del estándar IEC 61850 ....................................................................... 16

1.4.4

Ventajas del estándar IEC 61850 ......................................................................... 17

1.4.5

Lenguaje de configuración de Subestación (SCL)................................................. 18

1.4.5.1

Archivos del lenguaje SCL................................................................................. 19

1.4.5.1.1 ICD (IED Capability Description) ................................................................. 20 1.4.5.1.2 SSD (System Specification Description) ...................................................... 20 1.4.5.1.3 SCD (System Configuration Description) .................................................... 20 1.4.5.1.4 CID (Configured IED Description) ............................................................... 21 1.4.5.2

El proceso de ingeniería con SCL...................................................................... 21 VI

1.4.5.2.1 Primera etapa: ........................................................................................... 22 1.4.5.2.2 Segunda etapa: .......................................................................................... 23 1.4.5.2.3 Tercera etapa: ............................................................................................ 23 1.4.6 1.4.6.1

Modelado de datos y servicios............................................................................. 24 Modelo de Datos. ............................................................................................. 25

1.4.6.1.1 Dispositivo Físico ........................................................................................ 27 1.4.6.1.2 Dispositivos Lógicos ................................................................................... 27 1.4.6.1.3 Nodos Lógicos ............................................................................................ 27 1.4.6.1.4 Datos y Atributos de datos ........................................................................ 27

2

1.5

El Protocolo MMS ........................................................................................................ 29

1.6

Redes y equipamientos bajo la norma IEC 61850........................................................ 31

1.6.1

Comunicación vertical .......................................................................................... 34

1.6.2

Comunicación horizontal ..................................................................................... 35

1.6.3

Arquitecturas de comunicación ........................................................................... 35

DIAGNÓSTICO DEL ESTADO DEL TRANSFORMADOR EN BASE A LOS RESULTADOS

OBTENIDOS DEL MONITOREO ..................................................................................................... 37 2.1

Degradación del aislamiento de un trasformador de potencia en aceite. .................. 37

2.1.1

Vida útil de los aceites dieléctricos ...................................................................... 38

2.1.2

Papel dieléctrico dentro del transformador. ....................................................... 38

2.1.2.1 2.1.3 2.1.3.1

El papel kraft .................................................................................................... 39 Factores que influyen en la degradación del sistema de aislamiento ................. 40 La humedad en el aislamiento del transformador........................................... 40

2.1.3.1.1 Problemas de la humedad en el aislamiento del transformador .............. 41 2.1.3.2

El oxígeno en el aislamiento del transformador .............................................. 43

2.1.3.3

El calor en el aislamiento del transformador ................................................... 44

2.1.3.4

La contaminación externa ................................................................................ 45 VII

2.2

Análisis de los valores de las variables eléctricas ........................................................ 45

2.3

Análisis de los valores de las variables físicas .............................................................. 46

2.3.1

Estudio de las pruebas según norma ASTM D ..................................................... 46

2.3.1.1

Pruebas Físico-Químicas según ASTM D .......................................................... 47

2.3.1.1.1 Rigidez Dieléctrica (ASTM D-877 – D-1816) ............................................... 47 2.3.1.1.1.1

Método ASTM D-877 .......................................................................... 48

2.3.1.1.1.2

Método ASTM D-1816 ........................................................................ 49

2.3.1.1.2 Contenido de Humedad ASTM D-1533 ...................................................... 51 2.3.1.1.2.1

Saturación porcentual de humedad en el aceite. ............................... 52

2.3.1.1.2.2

Saturación porcentual de humedad en el aislamiento sólido (papel

aislante)…….. ......... ………………………………………………………………………………………………53 2.3.1.1.3 Acides o Número de Neutralización ASTM D-974 ..................................... 54 2.3.1.1.4 Tensión Interfacial ASTM D-971 ................................................................ 55 2.3.1.1.5 Factor de potencia ASTM D-924 ................................................................ 56 2.3.1.1.6 Gravedad especifica ASTM D-1298 ............................................................ 57 2.3.1.1.7 Color ASTM D-1500 .................................................................................... 57 2.3.1.1.8 Contenido de Inhibidor ASTM D-4768 ....................................................... 58 2.3.1.1.9 Pruebas especiales ..................................................................................... 59 2.3.1.1.9.1

Sulfuro corrosivo ASTM D 1275 .......................................................... 60

2.3.1.1.9.2

Furanos ASTM D 5837 ......................................................................... 61

2.3.1.2 2.4

Cromatografía de gases según la norma ASTM 3612 ...................................... 63

Métodos de diagnóstico del estado del transformador mediante el análisis de gases

generados internamente. ........................................................................................................ 65 2.4.1

Objetivos de una cromatografía de gases............................................................ 66

2.4.2

Origen de los gases .............................................................................................. 66

2.4.3

Definición del tipo de falla. .................................................................................. 68

VIII

2.4.3.1

Fallas térmicas.................................................................................................. 68

2.4.3.2

Fallas Eléctricas ................................................................................................ 69

2.4.4

Procedimiento utilizando la detección y el análisis de gases combustibles. ....... 69

2.4.4.1

Determinación de las tasas de generación de gas combustible ...................... 70

2.4.4.2

Monitoreo de deterioro del aislamiento utilizando volumen de gas disuelto 71

2.4.4.3

Evaluación de la condición del transformador utilizando concentraciones

individuales y TGCD.......................................................................................................... 72 2.4.4.3.1 Determinación de la condición del transformador y el procedimiento de operación, en base al total de gases combustibles (TGC) en el espacio de gas. ........ 73 2.4.4.3.2 Acciones a tomar e intervalos de toma de muestra en base al total de gases combustibles disueltos en el aceite (TGCD) y a su tasa de generación. ............ 74 2.4.5

3

Evaluación del tipo de falla. ................................................................................. 75

2.4.5.1

Método del gas característico .......................................................................... 75

2.4.5.2

Método de las relaciones de Doernenburg. .................................................... 79

2.4.5.3

Método de las relaciones de Rogers. ............................................................... 81

2.4.5.4

Método del triángulo de Duval. ....................................................................... 82

TIPOS DE MANTENIMIENTO EN LOS TRANSFORMADORES EN BASE AL MONITOREO

IMPLEMENTADO. ......................................................................................................................... 86 3.1

Mantenimiento preventivo .......................................................................................... 86

3.1.1

Mantenimiento del sistema de aislamiento interno. .......................................... 86

3.1.2

Mantenimiento e inspección del sistema de ventilación .................................... 87

3.1.3

Mantenimiento e inspección de los medidores de temperatura. ....................... 87

3.1.4

Pruebas de descargas parciales ........................................................................... 88

3.1.5

Medición de la relación de transformación del transformador. ......................... 88

3.2

Mantenimiento correctivo. .......................................................................................... 89

3.2.1 3.2.1.1

Secado del transformador. .................................................................................. 89 Secado por medio de calor .............................................................................. 90 IX

3.2.1.2

Secado mediante vacío. ................................................................................... 91

3.2.1.3

Secado mediante calor y vacío......................................................................... 92

3.2.2

Desgasificación del aceite. ................................................................................... 93

3.2.3

Remoción de sedimentos (el problema del lodo). ............................................... 93

3.2.3.1

Reemplazar el aceite viejo por aceite nuevo ................................................... 94

3.2.3.2

Recuperación del aceite ................................................................................... 94

3.2.3.2.1 Filtrado del aceite a través de tierras Fuller por gravedad o presión ........ 95

4

3.2.4

Limpieza del transformador con aceite caliente.................................................. 95

3.2.5

Acciones correctivas en base a gases generados................................................. 96

PRUEBAS DEL SISTEMA ........................................................................................................ 98 4.1

Desarrollo ..................................................................................................................... 98

4.1.1

Identificación del transformador, de los Dispositivos Electrónicos Inteligentes

(IEDs), de los sensores de medida y demás accesorios del transformador. ........................ 98 4.1.1.1

Transformador de potencia ............................................................................. 99

4.1.1.2

Medidores de temperatura.............................................................................. 99

4.1.1.3

Medidor de nivel. ........................................................................................... 100

4.1.1.4

Relé Buchholz ................................................................................................. 101

4.1.1.5

Sensores de temperatura PT100.................................................................... 102

4.1.1.6

Ventiladores ................................................................................................... 102

4.1.1.7

Transformadores TC y TP ............................................................................... 103

4.1.1.8

Dispositivo Electrónico Inteligente, SEL 2414. ............................................... 104

4.1.1.9

Dispositivo Electrónico Inteligente, Calisto 9................................................. 108

4.1.1.10

Swicth Ethernet .......................................................................................... 111

4.1.1.11

Unidad terminal remota RTU ..................................................................... 111

4.1.2

Selección de las variables de operación del transformador a monitorear. ....... 112

X

4.1.3

Conexión eléctrica de los IEDs, sensores y transductores de medida del

transformador y de los elementos de la red de comunicación. ........................................ 113 4.1.4

Definición e implementación de las comunicaciones entre los componentes del

sistema de monitoreo del transformador. ........................................................................ 115 4.1.4.1

Arquitectura de comunicaciones ................................................................... 115

4.1.4.2

Topología de la red ........................................................................................ 116

4.1.5

Configuración y pruebas de comunicación de hardware del sistema de

monitoreo. ......................................................................................................................... 118 4.1.5.1

Configuración y pruebas de comunicación del dispositivo SEL 24-14 ........... 118

4.1.5.1.1 El ACSELERATOR QuickSet® ..................................................................... 118 4.1.5.1.2 ACSELERATOR® Architect software .......................................................... 121 4.1.5.2

Configuración y pruebas de comunicación del dispositivo Calisto 9. ............ 122

4.1.5.2.1 Calisto Manager ....................................................................................... 122 4.1.5.2.2 IEC61850Config ........................................................................................ 123 4.1.5.2.3 EasyConnect ............................................................................................. 123 4.1.5.3

Diseño y configuración de software de control y monitoreo. ....................... 124

4.1.5.3.1 Configuración de ReLab OPC server ........................................................ 124 4.1.5.3.2 Configuración del HMI en Labview .......................................................... 128

4.2

4.1.5.3.2.1

Ventana de visualización de alarmas ................................................ 128

4.1.5.3.2.2

Ventana de visualización de temperaturas ...................................... 129

4.1.5.3.2.3

Ventana de visualización de corrientes y voltajes ............................ 130

4.1.5.3.2.4

Ventana de visualización de gases y humedad ................................. 130

4.1.5.3.2.5

Ventana de visualización de diagnóstico fallas. ................................ 131

4.1.5.3.2.6

Ventana de visualización de potencias y energías............................ 131

Pruebas ...................................................................................................................... 132

4.2.1

Pruebas de funcionamiento del sistema implementado. .................................. 132

XI

4.3

Resultados obtenidos, diagnóstico del estado interno del transformador y

recomendaciones de mantenimiento, en base a la información obtenida del sistema de monitoreo implementado...................................................................................................... 136 CONCLUSIONES: ......................................................................................................................... 140 RECOMENDACIONES: ................................................................................................................. 142 BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................................. 143 Anexo 1. Planos del transformador y componentes auxiliares. ................. ¡Error! Marcador no definido.46 Anexo 2. Planos de conexiones de IED SEL-2414. ................... ¡Error! Marcador no definido.47 Anexo 3. Programación de la interfaz gráfica del usuario (HMI) en Labview. . ¡Error! Marcador no definido.48 Anexo 4. Resultados del laboratorio de las pruebas Físico- Químicas y de cromatografía de gases del aceite dieléctrico del transformador monitoreado. ¡Error! Marcador no definido.49

XII

INDICE DE FIGURAS Figura 1.1 Topología típica de un sistema de monitoreo de transformadores. ............................ 3 Figura 1.2 Nacimiento de la norma IEC 61850. ........................................................................... 11 Figura 1.3 Proceso del Lenguaje de configuración de Subestación (SCL) ................................... 19 Figura 1.4 Proceso de Ingeniería con SCL (primera etapa). ......................................................... 23 Figura 1.5 Proceso de Ingeniería con SCL (segunda etapa). ........................................................ 23 Figura 1.6 Proceso de Ingeniería con SCL (tercera etapa). ......................................................... 24 Figura 1.7 Modelo de los objetos de una subestación. ............................................................... 25 Figura 1.8 Grupos de nodos lógicos. ............................................................................................ 26 Figura 1.9 Estructura del modelo de datos. ................................................................................. 26 Figura 1.10 Cardinalidad de los objetos lógicos........................................................................... 27 Figura 1.11 Ejemplo de LN. .......................................................................................................... 28 Figura 1.12 Nombramiento de LNs. ............................................................................................. 28 Figura 1.13 Datos de un nodo LN. ................................................................................................ 29 Figura 1.14 Estructura de comunicaciones LAN en subestaciones. ............................................. 32 Figura 1.15 Estructura de comunicaciones IEC61850 en subestaciones. .................................... 33 Figura 1.16 Comunicación vertical. .............................................................................................. 34 Figura 1.17 Comunicación horizontal. ......................................................................................... 35 Figura 2.1 Envejecimiento del papel Craft vs otro papeles dieléctricos ...................................... 39 Figura 2.2 Relación entre la humedad y la rigidez dieléctrica del aceite aislante. ...................... 42 Figura 2.3 Relación entre la temperatura y la solubilidad del agua del aceite. ........................... 42 Figura 2.4 Núcleo con lodos de un transformador ...................................................................... 44 Figura 2.5 Celda de electrodos de disco plano. ........................................................................... 48 Figura 2.6 Celda de electrodos de caras semiesféricas. .............................................................. 49 Figura 2.7 Instrumento de clasificación del Color del aceite. ...................................................... 58 Figura 2.8 Rango de valores de la prueba de sulfuro corrosivo................................................... 61 Figura 2.9 Grado de polarización vs. Acidez. ............................................................................... 62 Figura 2.10 Proceso de degradación de la celulosa. .................................................................... 67 Figura 2.11 Equilibrio térmico de Halstead.................................................................................. 68 Figura 2.12 Procedimiento general para el diagnóstico por cromatografía de gases. ................ 71 Figura 2.13 Sobrecalentamiento del aceite. ................................................................................ 77 Figura 2.14 Sobrecalentamiento del papel. ................................................................................. 77 XIII

Figura 2.15 Descargas parciales. .................................................................................................. 78 Figura 2.16 Arcos eléctricos. ........................................................................................................ 78 Figura 2.17 Diagrama de flujo según el método de las relaciones de doernenburg. .................. 80 Figura 2.18 Diagrama de flujo según el método de las relaciones de Rogers. ............................ 82 Figura 2.19 Triangulo de Duval. ................................................................................................... 83 Figura 2.20 Ubicación de avería en el triángulo de Duval. .......................................................... 84 Figura 3.1 Probador de descargas parciales. ............................................................................... 88 Figura 3.2 Equipo Medidor de relación de transformación. (TTR) .............................................. 89 Figura 3.3 Hornos para el secado de la parte activa de transformadores. .................................. 90 Figura 3.4 Cámara de vacío y filtros de cartucho y medidor de flujo. ......................................... 92 Figura 3.5 Calentadores eléctricos y bomba de vacío. ................................................................ 93 Figura 3.6 Estructura con tres columnas que contienen tierras Fuller. ....................................... 95 Figura 3.7 Parte de un devanado sulfatado y un contacto flojo de un transformador ............... 97 Figura 4.1 Transformador de potencia a monitorear .................................................................. 99 Figura 4.2 Medidores de temperatura del aceite, devanados de alta y baja tensión. .............. 100 Figura 4.3 Medidor de nivel y su ubicación. .............................................................................. 101 Figura 4.4 Relé Buchholz ............................................................................................................ 101 Figura 4.5 Sensores PT100 de temperatura de aceite y el ambiente. ....................................... 102 Figura 4.6 Ventiladores del sistema de enfriamiento del transformador. ................................ 103 Figura 4.7 Transformadores de medida TCs y TPS, dentro de los terminales. .......................... 103 Figura 4.8 Monitor de transformadores SEL 2414. .................................................................... 104 Figura 4.9 Entradas, salidas y comunicaciones del monitor SEL-2414. ..................................... 104 Figura 4.10 Características del monitor para transformadores SEL-2414. ................................ 106 Figura 4.11 Diagrama de bloques. ............................................................................................. 107 Figura 4.12 Diagrama de entradas y salidas. ............................................................................. 107 Figura 4.13 Monitor de gases de falla Calisto 9. ........................................................................ 109 Figura 4.14 Calisto 9 y accesorios .............................................................................................. 109 Figura 4.15 Tarjeta electrónica del Calisto 9.............................................................................. 110 Figura 4.16 Switch de Ethernet .................................................................................................. 111 Figura 4.17 Unidad Terminal Remota (RTU). ............................................................................. 111 Figura 4.18 Conexiones eléctricas de algunos sensores y transductores de medida al tablero principal. .................................................................................................................................... 113 XIV

Figura 4.19 Conexiones Eléctricas del monitor de transformador SEL-2414............................. 114 Figura 4.20 Ubicación y conexión eléctrica del Calisto 9. .......................................................... 114 Figura 4.21 Arquitectura del sistema de monitoreo implementado ......................................... 116 Figura 4.22 Topología implementada para el sistema de monitoreo. ....................................... 117 Figura 4.23 Software ACSELERATOR QuickSet® ......................................................................... 119 Figura 4.24 Asociación de parámetros de conexión. ................................................................. 119 Figura 4.25 Configuración de entradas analógicas. ................................................................... 120 Figura 4.26 Configuración de salidas digitales para ventiladores. ............................................. 120 Figura 4.27 Configuración de mensajes de alarma. ................................................................... 121 Figura 4.28 Variables a ser transmitidas por IEC 61850 ............................................................ 121 Figura 4.29 Software de configuración del Calisto 9. ................................................................ 122 Figura 4.30 Configuración de los parámetros de conexionan del Calisto 9. .............................. 123 Figura 4.31 Mapeo de variables del Calisto 9. ........................................................................... 123 Figura 4.32 Comunicación de los IEDs con el OPC server .......................................................... 124 Figura 4.33 Mapeo de las variables a enlazar con Labview. ...................................................... 127 Figura 4.34 Estado de las variables enlazadas. .......................................................................... 127 Figura 4.35 Ventana de visualización de alarmas. ..................................................................... 129 Figura 4.36 Ventana de visualización de temperaturas. ............................................................ 129 Figura 4.37 Ventana de visualización de corrientes y voltajes .................................................. 130 Figura 4.38 Ventana de visualización de gases de falla y humedad en el aceite....................... 130 Figura 4.39 Ventana de visualización de diagnóstico de fallas. ................................................. 131 Figura 4.40 Ventana de visualización de potencias y energías del transformador. .................. 132 Figura 4.41 Pruebas de comunicación con IEDScout. ................................................................ 134 Figura 4.42 Simulación, Valores de gases ingresados manualmente. ....................................... 135 Figura 4.43 Simulación de Alarmas. ........................................................................................... 135 Figura 4.44 Simulación de diagnóstico de fallas ........................................................................ 136 Figura 4.45 Temperaturas reales del transformador ................................................................. 138 Figura 4.46 Valores de Gases reales del transformador. ........................................................... 138 Figura 4.47 Diagnostico de fallas del transformador. ................................................................ 139

XV

INDICE DE TABLAS Tabla 1.1 Comparación de características de arquitectura centralizada y descentralizada. ......... 6 Tabla 1.2 Ejemplos de módulos de diagnóstico y de variables relacionadas. ............................... 9 Tabla 1.3 Partes de la norma IEC 61850. ..................................................................................... 13 Tabla 1.4 Servicio de mapeo de objetos IEC 61850. .................................................................... 30 Tabla 1.5 Mapeo de servicios IEC 61850 (parcial). ...................................................................... 31 Tabla 1.6 Tabla comparativa entre topologías de red. ................................................................ 36 Tabla 2.1 Distribución de agua en el aislamiento en función de la temperatura. ....................... 41 Tabla 2.2 Tensión de Ruptura Dieléctrica Método D877 con Electrodos Planos. ....................... 48 Tabla 2.3 Tensión de Ruptura Dieléctrica D 1816 Separación de 1 mm. ..................................... 50 Tabla 2.4 Tensión de Ruptura Dieléctrica D 1816 Separación de 2 mm. ..................................... 50 Tabla 2.5 Comparación entre ASTM D -77 y ASTM D-1816 ......................................................... 50 Tabla 2.6 Límites máximos de saturación de humedad según el nivel de tensión. ..................... 52 Tabla 2.7 Humedad porcentual por valores de peso seco........................................................... 54 Tabla 2.8 Valores de número de neutralización. ......................................................................... 54 Tabla 2.9 Valores de Tensión Interfacial (TIF). ............................................................................. 55 Tabla 2.10 Clasificación del aceite según su índice de calidad. ................................................... 56 Tabla 2.11 Clasificación para la gravedad especifica. .................................................................. 57 Tabla 2.12 Estado del aceite según el color. ................................................................................ 58 Tabla 2.13 Clasificación del contenido de Inhibidor en el aceite................................................. 59 Tabla 2.14 Condición del transformador según las cantidades de furanos. ................................ 63 Tabla 2.15 Gases de Falla. ............................................................................................................ 64 Tabla 2.16 Concentración de gases disueltos en transformadores nuevos o que no tiene historial de pruebas de gases disueltos. ...................................................................................... 74 Tabla 2.17 Acciones basadas en TGC. .......................................................................................... 75 Tabla 2.18 Acciones basadas en TGCD......................................................................................... 76 Tabla 2.19 Concentraciones límite de gas disuelto. .................................................................... 81 Tabla 2.20 Relaciones por gases clave de Doernenburg.............................................................. 81 Tabla 2.21 Relaciones de Rogers para gases claves o característicos. ........................................ 81 Tabla 2.22 Vida útil del transformador según el contenido de furanos. ..................................... 85 Tabla 4.1 Datos más importantes del transformador .................................................................. 99 Tabla 4.2 Rangos de temperaturas anormales de funcionamiento del transformador. ........... 100 XVI

Tabla 4.3 Temperaturas de apagado y encendido de ventilares. .............................................. 102 Tabla 4.4 Variables monitoreadas. ............................................................................................ 112 Tabla 4.5 Direcciones de los dispositivos de la red de comunicaciones .................................... 118 Tabla 4.6 direccionamiento de variables para el SEL-2414 ....................................................... 125 Tabla 4.7 Direccionamiento de variables para el Calisto 9. ....................................................... 126 Tabla 4.8 Pruebas de temperatura. ........................................................................................... 132 Tabla 4.9 Pruebas de protección. .............................................................................................. 133 Tabla 4.10 Pruebas de comunicación. ....................................................................................... 133 Tabla 4.11 Resultados obtenidos, gases disueltos del transformador monitoreado ................ 136 Tabla 4.12 Resultados obtenidos, valores de los parámetros eléctricos del transformador monitoreado .............................................................................................................................. 137

XVII

CAPITULO I 1

MONITOREO Y COMUNICACIONES EN SUBESTACIONES ELECTRICAS

Actualmente los sistemas de monitoreo y comunicaciones cada vez son más seguras y confiables, gracias a la nueva tecnología. En los sistemas convencionales de control y monitoreo de subestaciones eléctricas, los dispositivos que realizan las diferentes actividades han quedado obsoletos. La interconexión entre dichos dispositivos, siempre han implicado un gran trabajo de ingeniería, cableado, montaje y puesta en servicio. En la actualidad, la moderna tecnología ha reducido notablemente el número de componentes aumentando así la disponibilidad del sistema y reduciendo los costos asociados al mismo. También el uso el uso de redes de comunicación tales como LAN (Local Area Network), WAN (Wide Area Network) ahorra de manera considerable el volumen de cableado y gracias a su inmunidad a las interferencias electromagnéticas (en el caso de la fibra óptica) permite la utilización cerca al trabajo en campo. Además el utilizar los IEDs (Intelligent Electronic Device) que contienen microprocesadores, hacen posibles nuevas funciones como adquisición de datos en tiempo real, supervisión continua, análisis de señales, programación computacional, manejo de eventos, etc. 1.1

Monitoreo.

El monitoreo es una manera ordenada o sistemática de adquirir, analizar y utilizar información de un proceso determinado, para realizar un seguimiento permanente al progreso o estado de dicho proceso con la finalidad de que los resultados obtenidos vayan de acorde a los objetivos planteados, y para tomar decisiones de gestión. Toda la información adquirida, se visualiza de manera gráfica ya sea mediante pantallas o monitores, de forma remota en campo.

1

1.1.1

Monitoreo en subestaciones eléctricas

Las subestaciones eléctricas son parte fundamental para la transmisión y distribución de energía eléctrica hacia los consumidores finales, es por esto que se ve la necesidad de tener un seguimiento constante y obtener información del funcionamiento de los diferentes equipos que componen las subestaciones eléctricas, luego con la información adquirida durante el monitoreo tomar decisiones para cumplir con los programas de operación y mejorar la confiabilidad de las subestaciones, reduciendo así la probabilidad de desabastecimiento de energía eléctrica. Anteriormente la tecnología en la subestaciones fue de carácter electromecánico y con el transcurso del tiempo han quedado obsoletas. En la actualidad la tecnología en la industria eléctrica se ha mejorado en gran magnitud, desarrollándose dispositivos electrónicos de control, protección, adquisición de datos, etc, esta nueva tecnología permite realizar acciones de control y monitoreo de manera remota, los equipos con esta nueva tecnología son los Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED, por sus siglas en inglés), lo mismos que trabajan con plataformas computacionales, los sistemas operativos, redes de comunicación e interfaces gráficas de usuario. 1.1.2

Monitoreo de transformadores eléctricos de potencia

Durante el tiempo de operación, los transformadores eléctricos de potencia están propensos a esfuerzos mecánicos y eléctricos que degradan su sistema de aislamiento. Las principales causas de degradación son: temperatura excesiva, presencia de oxígeno y humedad que combinadas con los esfuerzos eléctricos aceleran el proceso de degradación. El proceso de degradación del aislamiento se desarrolla gradualmente hasta llegar al punto de que se presente la falla, que pueden ser fallas leves o llegar a ser fallas catastróficas, que implican la destrucción de los transformadores. La oportuna detección de una falla o degradación del aislamiento hacen la diferencia entre exponer al transformador a una reparación grande o solamente sustituir una pieza en mal estado. La detección de algunos tipos de fallas, se pueden realizar mediante el monitoreo en línea de los parámetros que son claves, para diagnosticar el estado del aislamiento del transformador de potencia. [1] 2

1.1.3

Monitoreo en línea de transformadores eléctricos de potencia.

Los sistemas de monitoreo en línea (en tiempo real) para transformadores eléctricos de potencia, consisten esencialmente de sensores, dispositivos de adquisición de datos, software para manejo de información y métodos para la evaluación del estado de operación de los transformadores. [1] Los sistemas de monitoreo en línea de transformadores de potencia optan una topología típica que se muestra en la figura 1.1, en donde se observan las principales partes constitutivas.

Figura 1.1 Topología típica de un sistema de monitoreo de transformadores. [2]

Los parámetros más importantes de operación de un transformador de potencia que se deben monitorear son: 

La carga y variables de operación.



La generación de gases disueltos en el aceite aislante.

El monitoreo de la carga y variables de operación se realiza con la medición de las tensiones y corrientes a la frecuencia de operación y las temperaturas. Una característica muy importante que debe tener un sistema de monitoreo en línea de transformadores de potencia, es la medición de los gases disueltos en el aceite dieléctrico interno, es importante monitorear estos gases debido a que se producen de fuentes de 3

degradación incipiente, tales como, descargas parciales, sobrecalentamiento y arqueos eléctricos, estos gases generados se disuelven en el aceite dieléctrico. La presencia excesiva de estos gases también pueden provocar la formación de burbujas que al unirse forman caminos de disrupción ocasionando fallas, si éstas se introducen en zonas del sistema aislante sometidas a grandes campos eléctricos. [1] 1.1.3.1 Medición de variables La medición de las diferentes variables que se consideran importantes para el conocimiento del estado del transformador de potencia, se efectúan a través de sensores y/o transductores que están localizados por lo general junto al transformador de potencia. Si la arquitectura adoptada para el monitoreo fuere la Centralizada, existirá también un dispositivo concentrador de las mediciones (PLC). [2] La medición de variables para el sistema de monitoreo debe tomar en consideración dos aspectos importantes como son: 

Cuáles variables deben ser medidas



Cuál es la arquitectura adoptada para medir esas variables

1.1.3.1.1 Selección de variables Las variables típicas utilizadas para implementar un sistema de control y monitoreo de transformadores de potencia se enumeran a continuación, siendo posible la utilización de sólo algunas de ellas según el requerimiento del sistema de monitoreo a implementar: 

Temperatura ambiente



Temperatura del aceite



Temperatura de bobinados



Temperatura del cambiador bajo carga



Condición de la bolsa del conservador de aceite



Contenido de agua y saturación relativa en el aceite del transformador



Contenido de agua y saturación relativa en el cambiador bajo carga



Capacitancia y tangente delta de los Bushing



Gases disueltos en el aceite dieléctrico 4



Corrientes de carga y tensión



Posición del cambiador bajo carga



Instante de accionamiento del cambiador



Número de operaciones del cambiador bajo carga



Tensión y corriente del cambiador



Nivel de aceite del Transformador



Nivel de aceite del cambiador

La selección de las diferentes variables a medir para el sistema de monitoreo estará condicionada por los siguientes factores principales: 

“Aplicabilidad al transformador en cuestión, considerando la existencia, o no, de accesorios como conmutador bajo carga, bombas de circulación de aceite, etc”. [2]



“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”. [2]

1.1.3.1.2 Arquitectura para medición de variables La medición de las variables durante la operación del transformador se realiza por medio de sensores o transductores de señale, los cuales pueden estar conectados por medio de dos arquitecturas principales que son: 

“Una arquitectura basada en un elemento centralizador localizado en el cuerpo del transformador, generalmente estos elementos suelen ser PLC’s (Programmable Logic Controllers, Controlador Lógico Programable)”. [2]



“Una arquitectura descentralizada, basada en IED’s localizados en el cuerpo del transformador”.[2]

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 Tabla 1.1 Los beneficios que se obtienen con la utilización de la arquitectura descentralizada, la vuelven aconsejable, y por lo tanto, para la especificación de mayor confiabilidad y menores costos de mantenimiento de los sistemas de monitoreo. 5

Arquitectura Centralizada 

 





 









Arquitectura Descentralizada

Sistema centralizado. El PLC concentra las informaciones de todos los sensores y las envía al próximo bloque del sistema de monitoreo. Sistema centralizado, expansiones y mantenimientos más difíciles. Los sensores tiene que ser dedicados a conexión al PLC, causando eventuales duplicaciones de sensores y costos adicionales en sistemas de monitoreo. El elemento centralizador (PLC) representa costos adicionales de instalación, programación y mantenimiento para el sistema. Falla en el PLC puede acarrear la pérdida de todas las funciones del sistema.



El elemento centralizador (PLC) es un punto de falla adicional para el sistema Temperatura de operación máxima del PLC típica 55ºC [3]. Desaconsejada instalación junto a los equipamientos principales (p.ej. transformadores). Instalación recomendada en la sala de control. Gran cantidad de cables de interconexión con el patio.



Nivel de aislación típico 500V – no adecuado para el ambiente de subestaciones de alta tensión [3]. 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.



Generalmente operan con protocolos de comunicación industriales [3].



 











Sistema descentralizado, donde los sensores son IED’s (Intelligent Electronic Devices) que envían las informaciones directamente al próximo bloque del sistema de monitoreo. Sistema naturalmente modular, facilitando expansiones y mantenimiento. 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. No existe el elemento centralizador – eliminados costos adicionales.

Falla en un IED acarrea pérdida sólo de parte de las funciones – demás IED's permanecen en servicio. No existe el elemento centralizador, eliminándose así un posible punto de falla. Temperatura de operación -40 a +85ºC, adecuados para instalación en el patio junto a los equipamientos principales. Instalación típica junto al equipo principal, en el patio – sólo comunicación serial (partrenzado o fibra óptica) para interconexión con la sala de control. Nivel de aislación típico 2,5kV – proyectado para el ambiente de subestaciones de alta tensión. 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. Protocolos de comunicación específicos para utilización en sistemas de potencia (timestamp, sincronismo de reloj, etc.).

Tabla 1.1 Comparación de características de arquitectura centralizada y descentralizada.

Para esto se tiene la posibilidad de aprovechamiento de IED’s junto al transformador, para las funciones de supervisión y control como fuente de datos (sensores) para el sistema de monitoreo.

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1.1.3.2 Transmisión de datos Esta parte consiste en la transmisión de los datos de mediciones de los sensores de diferentes variables, hacia la etapa de almacenamiento y procesamiento de datos que se explica a continuación, utilizando los medios físicos de transmisión más convenientes para la aplicación. La transmisión de datos de los sensores de medición de variables, para los IED’s o hacia la sala de control de la subestación, se puede realizar a través de diferentes medios de comunicación, respetando las exigencias del tipo de arquitectura empleada para la medición de variables, conforme se mostró en la tabla 1.1. “En sistemas con medición de variables con arquitectura centralizada son empleadas generalmente fibras ópticas”. [2] En los sistemas con arquitectura descentralizada se puede emplear además de alternativa fibra óptica, también se utiliza la comunicación serial RS485, con la ventaja de menores costos y tiempo de instalación que la fibra óptica, contribuyendo así para la reducción de costo y la viabilidad financiera de los sistemas de monitoreo en transformadores potencia. 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 los datos de medición puede ser efectuada también a través de la red intranet de la empresa, por internet o aún por modem celular GPRS. [2] 1.1.3.3 Procesamiento y almacenamiento de datos El almacenamiento y procesamiento de los datos medidos de los sensores, se usan con la finalidad de obtener información útil para el mantenimiento y la gestión del transformador en operación, tales como la realización de diagnósticos y pronósticos del estado de las partes que constituyen el equipo o en general el estado actual de funcionamiento del transformador en tiempo real. Con el procesamiento y almacenamiento de datos, se libera

7

gran trabajo al personal de la ingeniería de mantenimiento, evitando el manejo de gran cantidad de datos e información, que no siempre de fácil interpretar. [2] Los datos o información proporcionado por los IEDs ubicados en el transformador, son recibidas por una computadora, que puede estar ubicada en la sala de control de la subestación o en un punto remoto, operando el software de monitoreo. “Más que 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” [2]. El sistema de monitoreo para cumplir sus funciones, debe estar equipado con un “Módulo de Ingeniería”, el cual contiene los algoritmos y los modelos matemáticos para diagnóstico y pronóstico. [2] La siguiente tabla 1.2, resume los principales módulos de diagnóstico que pueden ser implementados en un sistema de monitoreo y también se muestran las variables necesarias para la operación de tal modulo. [4] “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 tabla 1.2”. [2] Por lo tanto, esto contribuye a la reducción de costo y la viabilidad financiera de los sistemas de monitoreo en transformadores de pequeño porte. 1.1.3.4 Disponibilidad de la información Para los objetivos de un sistema de monitoreo, las información referente al estado de los transformadores tiene que estar disponibles a los diferentes sectores interesados como por ejemplo el centro de control de la subestación, manteniendo de manera simultánea la integridad de la información y la seguridad del acceso al mismo. “Para tener la disponibilidad de la información del sistema de monitoreo, por lo general la computadora que ejecuta el software de monitoreo estará conectada a la red Intranet de la empresa o aún a Internet.

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Módulo diagnóstico 

Variables necesarias

Envejecimiento del aislamiento (Perdida de



Temperatura de bobinado (hot-spot)

vida)



contenido de agua en el papel (del módulo de diagnóstico)



Previsión de Temperaturas



Temperatura ambiente



Eficiencia del enfriamiento



Temperatura de Top oil



Porcentual de cargamento



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



Porcentual de saturación de agua en el aceite



Temperatura de formación de burbujas



Cantidad de agua en el aceite (ppm)



Temperatura de formación de agua libre



Temperaturas de aceite en el punto de medición



Gases en el aceite



Temperatura de bobinado



Temperatura ambiente



Concentración de Hidrogeno en el aceite



Concentración de gases combustibles en el aceite (off-line u on-line)



 





Diferencia de temperatura entre el Cambiador



Temperatura del Aceite

bajo carga y el transformador,



Temperatura del Aceite del Cambiador



Posición del Cambiador

Tiempo de operación del motor del



Posición del Cambiador

Cambiador



Cambiador en operación / reposo

Torque del motor del Cambiador bajo Carga



Posición del Cambiador



Cambiador en operación / reposo



Corriente del motor del Cambiador



Tensión del motor del Cambiador (opcional)

Asistente de mantenimiento del Cambiador



Posición del Cambiador

bajo Carga



Cambiador en operación / reposo



Corriente de cargamento



Porcentual actual de saturación de agua en el

Humedad en el Aceite del conmutador

aceite 

Tenor de agua en el aceite(ppm),



Temperaturas de aceite en el punto de medición

Tabla 1.2 Ejemplos de módulos de diagnóstico y de variables relacionadas.

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Para permitir el acceso al sistema de monitoreo sin la necesidad de instalación de softwares específicos en todas las computadoras remotas, la solución generalmente empleada es el acceso a través de navegadores de internet”. [2] 1.2

Introducción protocolo IEC 61850

En la actualidad las redes con cableado de cobre convencional están siendo sustituidas por redes Ethernet y protocolos avanzados, siendo el estándar IEC 61850 el estándar que garantiza la integración, flexibilidad y apertura hacia el futuro en cuanto a las comunicaciones dentro de la subestaciones eléctricas. La Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) es una organización internacional de normalización que comprende todos los comités nacionales de Electrotécnica (IEC comités nacionales). La norma IEC-61850 fue creada con el objetivo de garantizar la interoperabilidad entre distintos equipos electrónicos inteligentes (IED, Intelligent Electronic Device) que componen un sistema de automatización de una subestación eléctrica. Por lo tanto, la norma desarrolla un modelo de datos que recoge toda la información que puede ser necesaria en un sistema de automatización de una instalación eléctrica, de modo que todos los IEDs que cumplen con la norma organicen su información según el mismo modelo de datos. Este estándar fue diseñado como el único protocolo que ofrece una completa solución de comunicación y el principal beneficio que ofrece es la interoperabilidad entre equipos de diferentes marcas. [5] Los puntos que se normalizaron fueron: 

El BUS que se debe utilizar para que se conecten las IEDs.



La comunicación que se debe utilizar para conocer los estados del dispositivo y lo que está controlando o comandando.



La comunicación entre los equipos con mensajes rápidos que deberían responder en menos de 20 milisegundos.



Un lenguaje llamado SCL (Substation Configuration Lenguage) que su estructra está diseñada en base al estándar XML. 10



La forma en que se deben armar las estructuras de los IEDs.(Llamados nodos lógicos)



El tipo de pruebas que se le deben realizar para considerar que un equipo está dentro de la norma.

Lo mencionado anteriormente se comenzó a estudiar por el año 1995 y por el año 2003 con la función de dos normas de automatización de subestaciones, surgió la norma IEC61850, como se muestra en la figura 1.2.

Figura 1.2 Nacimiento de la norma IEC 61850. [8]

Con esta normalización se sustituye más de 50 protocolos que están en el mercado como ser Modbus, UCA2, LON, PROFIBUS, DNP, FIEDBUS, etc. Para lograr una mejor interoperabilidad y alta funcionalidad. [8] 1.3

Introducción al leguaje de configuración de subestaciones (SCL)

El lenguaje de configuración de subestaciones, define un formato capaz de describir la ingeniería de un sistema de automatización de subestaciones, proporcionando una descripción estandarizada de: 

Funcionalidad del sistema de automatización.



Estructura lógica de la comunicación del sistema,



Relación entre los equipos y sus funciones como la aparamenta eléctrica.

El principal objetivo del SCL es el intercambio interoperable de los datos de ingeniería de los IEDS de la subestación con las herramientas de ingeniería de los distintos fabricantes. Este modelo también permite obtener una configuración automatizada de las funciones y de las comunicaciones, así como la comprobación del funcionamiento del sistema. 11

Para poder proporcionar esta interoperabilidad es necesario: 

Una descripción formal del sistema de automatización de la subestación, incluyendo todos los enlaces de comunicación.



Describir sin ningún tipo de ambigüedad las capacidades de los dispositivos IEDs,



Descripción de los servicios de comunicación aplicables. Descripción formal de la relación entre la instalación de distribución y los datos del sistema de automatización.

1.4

Revisión de la especificación IEC 61850

A continuación se realizara un estudio de la norma IEC 61850, la misma que es para las comunicaciones en subestaciones eléctricas. La norma en si es demasiado extensa, por lo tanto se hará un análisis de las partes más importantes y necesarias para el desarrollo del proyecto. 1.4.1

Estructura de la norma IEC 61850.

El alcance de la norma IEC 61850 (año 2004) es de comunicaciones dentro de la subestación eléctrica. El documento de la norma define los diversos aspectos de la red de comunicaciones de la subestación eléctrica, en 10 secciones principales como se muestra en la tabla 1.3.

12

Tabla 1.3 Partes de la norma IEC 61850. [7]

La parte 1 de la norma IEC 61850 define la filosofía de la nueva arquitectura, las formas de comunicación entre IEDs en la subestación eléctrica y el contenido del resto de la norma. La parte 2 contiene los términos y definiciones que se utilizan en el contexto de los sistemas automáticos en subestaciones eléctricas, así como en las normas complementarias a esta. Las partes 3, 4 y 5 de la norma inician mediante la identificación de los requisitos funcionales generales y específicos para las comunicaciones en una subestación tales como los requisitos de calidad (fiabilidad, mantenimiento, seguridad, etc). Estos requisitos se utilizan como funciones obligatorias para ayudar en la identificación de los servicios y modelos de datos necesarios, protocolo de aplicación necesaria, y el transporte, red, enlace de datos subyacentes, y las capas físicas que cumplan los requisitos generales. [7]

13

En la parte 6 se estudia la configuración del idioma SCL que está basada en archivos XML, con lo cual se logra que todas las partes del sistema tenga el mismo idioma permitiendo así la descripción formal de las relaciones entre el sistema de automatización de subestaciones y la subestación. En el nivel de aplicación, se pueden describir la propia topología de maniobras y la relación de la estructura de maniobras a las funciones los nodos lógicos del Sistema de Automatización en Subestaciones (SAS) configurada en los IED. Cada dispositivo debe proporcionar un archivo SCL que describe la configuración de sí mismo. [7] La construcción arquitectónica importante que adopta IEC 61850 es el de la "abstracción", la definición de los elementos de datos y los servicios, es decir, la creación de datos y servicios que son independientes de los protocolos que están detrás de la norma IEC 61850. Las definiciones abstractas permiten el "mapeo" de los objetos de datos y servicios a cualquier otro protocolo que puede satisfacer las necesidades de datos y de servicios. La definición de los servicios abstractos se encuentra en la parte 7.2 de la norma y la abstracción de los objetos de datos (denominados nodos como lógicos) se encuentra en la parte 7.4. [7] “En la medida en que muchos de los datos de dispositivos, se componen de partes comunes (como el Estado, control, medición, sustitución), se desarrolló el concepto de "Clases de datos común" o "CDC" el cual define los módulos comunes para la creación de la mayoría datos de dispositivos. Los elementos de los CDC se definen en parte 7.3”. [7] La sección 8.1 define la asignación del objeto abstracto de datos y los servicios de mensajería en la fabricación Especificación - MMS y las secciones 9.1 y 9.2 define el mapeo de los valores (unidireccional punto a punto y multipunto bidireccional) en un marco de datos Ethernet. [7] Por último, la parte 10 del documento define una metodología de pruebas con el fin de determinar la "conformidad" con las numerosas definiciones de protocolo y las limitaciones definidas en el documento.

14

1.4.2

Objetivos de Norma IEC 61850

“La norma IEC-61850 surge con el objetivo de garantizar la interoperabilidad entre distintos equipos electrónicos inteligentes IED que componen un sistema de automatización de una subestación eléctrica”. [5] Esta norma desarrolla un modelo de datos que recoge toda la información que puede ser necesaria en un sistema de automatización, de tal manera que todos los IEDs que cumplan con la norma y organicen su información según el mismo modelo de datos. La interoperabilidad, sin embargo, no garantiza la intercambiabilidad, es decir que las funcionalidades para las que está preparado cada dispositivo no están estandarizadas. “El alcance del estándar, es mucho más amplio, ya que propone no sólo un nuevo concepto de automatización en subestaciones, basado en una nueva arquitectura de comunicaciones, sino que también define modelos de información, y lenguajes de configuración basados en el lenguaje “EXtensible Markup Language” (XML)”. [5] Asimismo estandariza la utilización de redes Ethernet con prioridad, define el intercambio de mensajes críticos denominados “Generic Object Oriented Substation Event” (GOOSE), como así también valores muestreados (Sampled Values) para las mediciones de los transformadores de medida de corriente y tensión. Estas mediciones pueden realizarse a través de nuevos modelos de transformadores de medición, cuyos valores de salida son digitales o mediante unidades específicas que convierten las mediciones analógicas convencionales en información digital. Los modelos de información y los servicios de comunicaciones son independientes del protocolo, y la utilización del protocolo “Manufacturing Message Specification” (MMS) en la capa aplicación y servicios de web, permitirán el crecimiento y vigencia de esta norma al permitir incorporar nuevas tecnologías de comunicaciones. A continuación ser presenta un resumen de los objetivos de la norma: 

Interoperabilidad.- los IEDs de diferentes fabricantes pueden intercambiar y usar información sobre medios de comunicación comunes. Sin embargo, la funcionalidad en los diferentes dispositivos no es necesariamente la misma. Por lo tanto, no hay intercambiabilidad de dispositivos de diferentes fabricantes 15



La ingeniería y configuración de datos es transportable entre herramientas de software de fabricantes.



Descripción abierta de IED´s.- Reduce la ingeniería y la configuración, las capacidades de los IEDs son descritas en forma estándar y funciones, soluciones, y datos propietarios son aún permitidos y están disponibles.



Comunicación cerca de Equipos de Potencia.- Capacidades de comunicación, adquisición de datos, y control, deben ser incluidos directamente en los equipos primarios.



Libre configuración.- Libre asignación de funciones en sistemas de configuraciones centralizadas o descentralizadas.



Reducción del cableado convencional.- LAN en lugar de múltiples cables de cobre.



A prueba de futuro.- Los servicios y las inversiones serán duraderos a pesar de los rápidos cambios tecnológicos. El estándar está diseñado para seguir tanto el progreso en las tecnologías de comunicación, como los requerimientos que envuelven a estos sistemas. [6]

1.4.3

Beneficios del estándar IEC 61850

El estándar IEC 61850 ofrece los siguientes beneficios a las empresas de energía y usuarios industriales: 

Independencia de tecnología actual.- Los cambios de las tecnologías de comunicación se describen con el modelo de las siete capas ISO/OSI. En el estándar IEC 61850 el dominio de aplicaciones se desacopla de las comunicaciones. Esto permite al estándar seguir los cambios en las tecnologías de comunicación, es decir actualmente se ha seleccionado MMS/TCP/IP/Ethernet con capa física de óptica, pero en el futuro podría ser de otro tipo. El beneficio de este desacoplamiento es que las investigaciones dentro del campo de las aplicaciones están salvaguardadas. [9]



Asignación libre de funciones.- Cualquier tipo de asignaciones se pueden implantar usando el estándar IEC 61850, debido a que las funciones se dividen en

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partes pequeñas de comunicación llamados Nodos lógicos, estos nodos son objetos que incluyen datos y sus servicios relativos. [9] 

Sistema de mantenimiento a largo plazo.- El mantenimiento a largo plazo requiere la posibilidad de ampliar las subestaciones. No necesariamente se utiliza el mismo tipo de equipos en la ampliación. El estándar soporta cualquier tipo de equipos

introduciendo un nuevo lenguaje SCL (Substation Configuration

Language). Con este lenguaje de comunicación toda la información intercambiada en la red de comunicación de las subestaciones se puede describir. [9] 

Conexión punto a punto (peer to peer).- Todos los dispositivos digitales dentro de la subestación se pueden comunicar uno con otro con el mínimo cableado de los equipos de bahía; la relación de “maestro esclavo” no se usa. La reducción del cableado de cobre generará reducción en los costos fijos de la ingeniería de los esquemas. La comunicación directa puede filtrar comandos de salida que no necesariamente tienen que pasar a un sistema de control, reduciendo costes del proceso. [9]



Intercambio de datos de alta velocidad.- Enlaces de Ethernet que operan a 10 o 100 Mbit/s intercambian los datos y los comandos entre dispositivos a una velocidad mayor que los protocolos tradicionales. Las estaciones maestras pueden realizar control y supervisión casi al instante. [9]

El beneficio de la norma no es a nivel de equipos si no que es a nivel de sistema, esto implica que los equipos deberán de diseñarse de forma que encajen perfectamente en los sistemas IEC 61850. 1.4.4

Ventajas del estándar IEC 61850



Define un protocolo para toda la subestación.



La arquitectura está abierta a pruebas futuras y facilita futuras ampliaciones, por lo tanto esta salvaguardada de inversiones.



Soporta todas las funciones de automatización de subestación que comprenden el control, la protección y la supervisión.



Es un estándar mundial, es la única solución para interoperabilidad.

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

Define los requisitos de calidad (la fiabilidad, la disponibilidad de sistema, la integridad de datos, la seguridad, etc.), condiciones ambientales, y los servicios auxiliares del sistema.



Especifica los procesos de la ingeniería y sus herramientas, el ciclo de vida de sistema y las exigencias de garantía de calidad y el mantenimiento para el sistema de automatización de subestación.



La flexibilidad permite la optimización de arquitecturas de sistema.



Emplea Ethernet y componentes de comunicación



Facilita una infraestructura de comunicación común, desde el centro de control a la aparamenta.

1.4.5

Lenguaje de configuración de Subestación (SCL)

El SCL, (Substation Configuration Language), que define la norma IEC 61850 en la parte 6. Se trata de un lenguaje basado en XML (Extensible Markup Language). El SCL es una especificación del sistema acerca de los las distintas conexiones existentes entre los equipos de la subestación, al mismo tiempo que documenta la asignación de los nodos lógicos a los equipos y unidades que integran la subestación, para: definir la funcionalidad, puntos de acceso y los pasos para el acceso a subredes de todos los posibles clientes. [9] El objetivo del SCL es el intercambio interoperable de los datos de ingeniería de los IEDS de la subestación con las herramientas de ingeniería de los distintos fabricantes. Usar un mismo lenguaje es un requisito obligatorio (pero no suficiente) para conseguir la interoperabilidad entre todos los componentes de una subestación. El proceso real como se ha conseguido la interoperabilidad se resume en la figura 1.3.

18

Figura 1.3 Proceso del Lenguaje de configuración de Subestación (SCL) [9]

Los archivos de la SCL se utilizan para intercambiar los datos de configuración entre herramientas de distintos fabricantes. Hay por lo menos cuatro tipos de intercambio de datos, y por lo tanto cuatro clases de archivos SCL. Cada archivo debe especificar la versión y el número de revisión para poder distinguir entre las distintas versiones del mismo archivo. Esto significa que cada herramienta tiene que guardar la información acerca de la versión y el número de revisión del archivo que ya ha exportado. 1.4.5.1 Archivos del lenguaje SCL Los archivos del lenguaje SCL se utilizan para intercambiar datos de configuración entre diversas herramientas de ingeniería de los IEDs. Estos intercambios de datos, se puede recoger en los siguientes cuatro puntos: 

El intercambio de datos entre las herramientas de configuración de los IEDs y las herramientas de configuración del sistema.

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

El intercambio de datos entre las herramientas de especificaciones del sistema y las herramientas de configuración del sistema.



El intercambio entre la herramienta de configuración del sistema y la herramienta de configuración de los equipos IEDs.



El intercambio de datos entre la herramienta de configuración de los IEDs a los equipos IEDs.

Esto se hace a través de diversos archivos fundamentales del lenguaje SCL, que la norma define en el apartado IEC 61850-6 son: ICD, SSD, SCD y el CID. 1.4.5.1.1 ICD (IED Capability Description) Contiene las características de cada dispositivo relacionadas con las funciones de comunicación y el modelo de datos. Cada archivo .ICD contiene un apartado para la descripción del dispositivo, en la que se recoge: 

Las características relacionadas con el servicio de comunicación, como por ejemplo si los servicios de transferencia de archivos está preparado.



Las características de configuración del equipo, por ejemplo cuantos bloques de control pueden ser configurados dinámicamente o por medio de un archivo SCD.



Los datos relacionados con la funcionalidad y los datos en términos de nodos lógicos (LN) y el contenido de los datos (DATA).

1.4.5.1.2 SSD (System Specification Description) Contiene las especificaciones de partida para la definición del sistema: el esquema unifilar junto a las funciones que se realizarán en los equipos primarios, en términos de nodos lógicos. 1.4.5.1.3 SCD (System Configuration Description) Se trata de un archivo que el integrador del sistema exportará como resultado de las ICDs y las SDDs, el cual contiene la configuración del sistema: todos los IEDs, la configuración de las comunicaciones y la descripción de la subestación.

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1.4.5.1.4 CID (Configured IED Description) Contiene para cada equipo la configuración y todos los datos necesarios para describir la interacción con el resto de equipos del sistema. Por lo tanto significa que un archivo SCL debe contener las siguientes informaciones: 

Descripción de la topología y nombres de la aparamenta.



Configuración de los IEDs, en términos de los nodos logicos.



Relación entre las funciones de los IEDs y la aparamenta.



Descripción de la red de comunicaciones.

Cada archivo tiene asociado un titular, el cual contiene un documento de referencia y un historial de las revisiones. El lenguaje SCL estandariza la forma en la cual estos datos se representan en XML. Esto permite, por ejemplo seguir las distintas versiones de la capacidad de un equipo o de las descripciones de un sistema de automatización. [9] El SCL es una parte integral del IEC-61850. Cada fabricante de DEI’s debe suministrar un archivo SCL apropiadamente formateado como un requerimiento para cumplir con la especificación del IEC-61850. Un archivo SCL puede describir un solo DEI o una estación completa. 1.4.5.2 El proceso de ingeniería con SCL El proceso de ingeniería y configuración se puede dividir en tres grandes bloques. Para poder llevar a cabo una ingeniería eficiente de configuración de los IEDs, es necesario que esta se realice a través de herramientas específicas de cada uno de los fabricantes, para posteriormente las herramientas de configuración traduzcan las capacidades y la configuración del IED a SCL. De esta manera el SCL permitirá el intercambio de información entre herramientas de configuración de diferentes fabricantes, al mismo tiempo que asegura la compatibilidad de diversas versiones anteriores de IEDs y la herramienta de configuración de IEDs. [9] La ingeniería de los sistemas de automatización de subestaciones comienzan con la asignación de los dispositivos de funcionamiento a las distintas partes de la subestación y con el diseño de la funcionalidad del proceso, donde posteriormente las funciones son 21

asignadas a dispositivos físicos, basándose en las capacidades funcionales de los dispositivos y sus capacidades de configuración. [9] El alcance del lenguaje de configuración SCL queda restringido a los siguientes objetivos: 

La especificación funcional de los SAS.



La descripción de las capacidades de los IEDs.



La descripción de los sistemas SA.

Para diseñar el sistema, se debe estandarizar la ingeniería de comunicación y la descripción de la comunicación del sistema para las herramientas de ingeniería. Esto se alcanza definiendo un modelo para la descripción de las unidades IEDs, sus conexiones de comunicación, y sus asignaciones a la aparamenta, así como estandarizar la forma por la cual este modelo será representado en un archivo para ser intercambiado entre las distintas herramientas de la ingeniería. [9] 1.4.5.2.1 Primera etapa: Esta primera parte como se muestra en la figura 1.4, se tiene que crear los archivos .ICD, pero antes de esta creación, es necesario conocer todas las especificaciones necesarias y los requisitos funcionales de la subestación en cuestión, para poder comenzar la selección de las unidades IEDs que formarán parte del sistema de protección y control. Una vez que ya sabemos cuáles son los equipos de los que disponemos, y tras haber asignado las distintas funciones y partes de da aparamenta a la unidades, habrá que comenzar la labor de configuración de los IEDs. Para realizar esta tarea es necesario usar las herramientas específicas de los equipos IEDs, así como sus capacidades por defecto y las capacidades de descripción de archivo. Cuando estén todas las unidades configuradas, comenzará la creación de los archivos ICD para cada unidad, de esta forma posteriormente podremos cagar toda la información en el sistema de configuración (System Configuration Description database, SCD) [6]

22

Figura 1.4 Proceso de Ingeniería con SCL (primera etapa). [6]

1.4.5.2.2 Segunda etapa: Hasta ahora solo hemos cargado los archivos individuales de los equipos, por lo tanto será necesario definir referencias-cruzadas entre ellos y comprobar los parámetros de las unidades, para luego poder actualizar los archivos. ICD individuales ver figura 1.5.

Figura 1.5 Proceso de Ingeniería con SCL (segunda etapa). [6]

1.4.5.2.3 Tercera etapa: Una vez que hemos actualizado todos los archivos individuales .ICD, podemos cargar éstos de nuevo pero ahora en sentido inverso, desde el sistema de configuración SCD a 23

cada unidad correspondiente, tanto en el formato específico del fabricante con en formato SCL (creación del archivo .CID), ver figura 1.6.

Figura 1.6 Proceso de Ingeniería con SCL (tercera etapa). [6]

La norma ha estandarizado las funciones de los sistemas de automatización utilizando las distintas clases de nodos lógicos (definidos en IEC 61850-7-4) y los nombres de los datos (IEC 61850-7-3), de esta forma se puede manejar las funciones de forma estándar, aunque su implantación como tal no están estandarizadas. Sin embargo para detectar que función esta realizando un equipo concreto IED, o que dato puede ser controlado o monitorizado, la estandarización de la semántica es suficiente. [6] 1.4.6

Modelado de datos y servicios

El objetivo del estándar es diseñar un sistema de comunicación que provea interoperabilidad entre las funciones ejecutadas en la subestación pero que residen en un equipo (dispositivo físico) de distintos fabricantes, logrando los mismos objetivos funcionales y operacionales. Para lograr este objetivo, las funciones de una subestación son divididas en sub-funciones (nodos lógicos, LNs). LNs son los elementos centrales del modelo de datos. [10]

24

1.4.6.1 Modelo de Datos. El modelo de datos proporciona una descripción del mundo real como se muestra en la figura 1.7. El estándar IEC 61850 normaliza la información asignada a los LNs. Estos datos son la base para el intercambio de información dentro del sistema de automatización de la subestación.

Figura 1.7 Modelo de los objetos de una subestación. [12]

En la Figura 1.7 se muestran las normas que se utilizan para modelar los objetos. En particular los Nodos Logicos (LN) son quienes definen los objetos de la subestación para su consulta o actualización. Un LN (Nodo Lógico) es la representación abstracta de una funcionalidad necesaria para la automatización de una subestación. Esta funcionalidad no puede ser descompuesta en elementos más básicos. [11] Los LNs actualmente son 13 y están agrupados como se muestra en figura 1.8.

25

Figura 1.8 Grupos de nodos lógicos. [6]

Los dispositivos se modelan en términos de Nodos Lógicos (LN). Un LN es la entidad más pequeña de una función que intercambia información, y representa la función en el dispositivo físico, realizando alguna operación para dicha función. Diversos Nodos Lógicos, conforman un Dispositivo Lógico, y a su vez, un dispositivo lógico es siempre implementado en un IED (Intelligent Electronic Device). En la figura 1.9 se muestra la estructura del modelo de datos.

Figura 1.9 Estructura del modelo de datos. [6] 26

1.4.6.1.1 Dispositivo Físico “Es quien se conecta físicamente con la red IP puede contener uno o varios dispositivos lógicos y puede trabajar tanto como servidor, proxy o concentrador”. [10] 1.4.6.1.2 Dispositivos Lógicos “Está compuesto por un conjunto de nodos lógicos y servicios que están relacionados. Se asocian directamente con un dispositivo real. Por ejemplo un interruptor, un seccionador, o una protección, etc. O sea a partir de este objeto es que se puede modelar cualquier equipo de la subestación”. [10] 1.4.6.1.3 Nodos Lógicos “Es un conjunto de datos y servicios que se relacionan con una función específica de la subestación. La norma define los LNs para las distintas funciones de control, protección, medición, etc. O sea lo que se define es la interface externa. La norma lo que no define es el funcionamiento interno de los LN”. [10] 1.4.6.1.4 Datos y Atributos de datos “Un LN contiene un conjunto de datos estandarizados. Estos datos tienen un nombre y una función específica y normalizada (Pos, Healt, etc). Estos datos se derivan de un conjunto de clases que también están normalizadas”. [10]

Figura 1.10 Cardinalidad de los objetos lógicos. [10] 27

Toda la información y funciones en la subestación están estructuradas en estas unidades atómicas que son los Nodos Lógicos sobre lo que estamos desarrollando. Cada LN provee una lista bien organizada de información (Dada por la norma). En la figura 1.10 se muestra la cardinalidad de los objetos lógicos. Estos nodos se vinculan entre sí a través de funciones de comunicación. La norma define 88 nodos lógicos que modelan las funciones. Ejemplo de un LN Transformador de intensidad. Pertenece al grupo T: Transformador de medida. LN:TCTR- Transformador de Intensidad. CDC: SAV – Muestras instantáneas de valores medios. Composite DC: Se define factor de escala y offset. Base DC: Tipo de dato. Este ejemplo se muestra en la figura 1.11.

Figura 1.11 Ejemplo de LN. [8]

La forma de nombrar los Nodos Lógicos es la que se muestra en la figura 1.12.

Figura 1.12 Nombramiento de LNs. [8]

28

En la figura 1.13 se muestra un ejemplo de las categorías que se presentan en un Nodo Lógico.

Figura 1.13 Datos de un nodo LN. [8]

1.5

El Protocolo MMS

El protocolo Manufacturing Message Specification (MMS) es una aplicación industrial de control de procesos, está especificado según International Standardization Organization (ISO) 9506 y sirve para el intercambio de datos en un ambiente de producción. [8] “Esta sistema de mensajería fue desarrollada para aplicaciones industriales, fue diseñado a nivel de capa de aplicación basado en el modelo OSI (Open System Interconnection – modelo de 7 capas), para soportar comunicación desde y hacia dispositivos programables, integrados en un ambiente de producción”. [8] Los dispositivos programables tales como los IEDs no necesariamente tienen que ser del mismo fabricante y tampoco tiene que ser del mismo tipo de dispositivos ya que la mensajería MMS es lo suficientemente general como para manejar las distintas variaciones, para esto se utiliza otra norma de sistemas abierto el ISO-7498 (Open System Interconnection). 29

“En particular, MMS es apropiado para cualquier aplicación que requiera un mecanismo común de comunicación para llevar a cabo una diversidad de funciones de comunicación relacionadas con el acceso en tiempo real y distribución de datos y control del proceso de supervisión”. [8] El protocolo MMS está basado en el modelo Cliente/Servidor. Para ello, el servidor MMS representa los objetos a los que el cliente MMS puede acceder. En la figura 1.14 se muestra este concepto, donde el servidor contiene los objetos MMS y ejecuta los servicios. [13] El mapeo de objetos y de servicios de la norma IEC 61850 a los modelos MMS se basa en una asignación de servicio, donde un servicio específico MMS / son elegidos como los medios para aplicar los diversos servicios de (Abstract Comunication Service Interfaz) ACSI. Por ejemplo, el modelo de control de ACSI se asigna a MMS leer y escribir servicios. [13] A continuación, los diversos modelos de objetos de la norma IEC 61850 se asignan a los objetos MMS específicos. Por ejemplo, el objeto de dispositivo lógico IEC 61850 se asigna a un dominio de MMS. La tabla 1.4 resume el mapeo de IEC 61850 objetos y en la tabla 1.5 se resume el mapeo de ACSI a MMS.

Tabla 1.4 Servicio de mapeo de objetos IEC 61850. [13] 30

Tabla 1.5 Mapeo de servicios IEC 61850 (parcial). [13]

1.6

Redes y equipamientos bajo la norma IEC 61850

Las comunicaciones entre los IEDs, anteriormente se han realizado a través de un sistema de cableado rígido, entre los dispositivos, y a través de sistemas de comunicación en serie de baja velocidad. La señalización, se alcanzó conectando las salidas de un IED a las

31

entradas de otro IED. Este sistema es poco flexible y está muy limitado en su alcance de control. [9] La aparición de Ethernet en las subestaciones basadas en redes LAN (Red de área local), supuso un importante cambio a nivel mundial. Las ventajas principales de la LANEthernet en las subestaciones eléctricas son: 

Comunicaciones punto a punto de alta velocidad entre IEDs.



Minimizar el cableado entre IEDs.



Múltiples protocolos (ej. DNP, Modbus, IEC61850) sobre la misma red física.



Acceso fácil y confiable de " Datos sobre IP " mediante el uso switches Ethernet, conversores de medio, servidores seriales y routers diseñados con los mismos estándares y normas que los dispositivos críticos de protección eléctrica.

El estándar IEC 61850 en una subestación eléctrica puede tener dos aplicaciones principales: el bus de estación y el bus de proceso.

Figura 1.14 Estructura de comunicaciones LAN en subestaciones. [9]

En la figura 1.14 se muestra la estructura de comunicaciones LAN en subestaciones. El bus de estación es donde los relés y RTUS se conectan directamente a una LAN-Ethernet y el bus de proceso se refiere a dispositivos como CT/VT que proporcionan los valores de corriente y voltaje directamente sobre la LAN-Ethernet, como se muestra en la figura 1.15.

32

Estos equipos tienen que garantizar que no se pierda la información, características avanzadas de administración Ethernet, y protocolos tolerantes a faltas con velocidades menores a 20 mseg, ya que la información de la LAN se utiliza para medir y controlar la operación de la subestación.

Figura 1.15 Estructura de comunicaciones IEC61850 en subestaciones. [9]

El estándar IEC 61850 dedica las partes 8 y 9 de la norma para estudiar los mapeados del bus de estación y de proceso respectivamente. En el apartado 8, la norma se centra en definir un mapeado para el bus de estación: 

Para la capa física se definieron dos opciones: eléctrica y óptica. No obstante, a después de una serie de pruebas iniciales, se definió que siempre que la comunicación saliera de una bahía dicha comunicación sería óptica.



Para la link layer se definió Ethernet, por su extendido uso y la elevada inversión actual a nivel mundial.



Para el resto de capas se definieron tres tipos de mensajes y mapeados: o MMS/TCP/IP para la comunicación vertical (monitorización, supervisión y órdenes). o GOOSE (GSSE) para datos de eventos en tiempo real (comunicación horizontal). 33



Envío periódico (maxtime)



Envío inmediato tras cambio con repetición (mintime)

o SV (SampledValue) para las medidas analógicas  1.6.1

Envío cíclico de medidas

Comunicación vertical

El control y monitoreo de las subestaciones, son tareas muy importantes dentro de los sistemas de automatización. Esto comprende: 

Operaciones locales de los equipos de alta tensión y la aparamenta.



Adquisición de la información de la aparamenta y medidas de los sistemas de potencia.



Manejo de los eventos y alarmas.

La comunicación de datos se dirige verticalmente, es decir del nivel de control al de bahía, o viceversa, como se muestra en la figura 1.16.

Figura 1.16 Comunicación vertical. [9]

La comunicación vertical (Bahía-estación) se basa en los conceptos cliente-servidor y se utiliza los servicios relativos a los informes, órdenes y transferencia de datos. Los informes se utilizan principalmente para la comunicación entre los equipos del nivel de bahía y los equipos del nivel de estación, para el envío primordial de datos de eventos y medidas. [9] 34

En cambio las órdenes se utilizan para el control de distintos objetos del sistema. Estos informes no solamente cubren el control de los equipos primarios sino que también se encargan de otro tipo de funciones. 1.6.2

Comunicación horizontal

En esta se tiene el intercambio de información entre las distintas bahías, como el intercambio de información entre funciones dentro de una misma bahía. En este tipo de comunicación, el tiempo crítico de intercambio de información se puede hacer utilizando cableados de cobre con los contactos y relés auxiliares o bien utilizando comunicación en serie. En la figura 1.17 se muestra este tipo de comunicación.

Figura 1.17 Comunicación horizontal. [9]

El diseñador del sistema y el integrador debe escoger la solución más apropiada. Dependiendo de los requisitos de funcionalidad, rendimiento y disponibilidad la comunicación. 1.6.3

Arquitecturas de comunicación

En los sistemas de automatización de las subestaciones se pueden dividir normalmente en tres grandes niveles: 

Nivel de estación.



Nivel de Bahía.

35



Nivel de proceso.

Todos estos niveles están interconectados entre sí mediante redes de comunicación. Estas redes de comunicación, según el estándar IEC61850, constan de diferentes switches de Ethernet debido a las comunicaciones de varias unidades IEDs, con requisitos de velocidad para la supervisión y operación en tiempo real. [9] Usar switches de forma centralizada es similar a las configuraciones en estrella, mientras que los switches descentralizados son similares a la configuración en anillo. También se puede crear distintas configuraciones en anillo con combinaciones de estrella, por ejemplo una estrella redundante de anillos posibilita sistemas grandes con altas necesidades de disponibilidad. Estas configuraciones son denominadas como topologías de red [9] La elección de la topología de red se determina principalmente por requisitos de costes, funcionamiento y fiabilidad. Debido al alto coste se prefiere arquitecturas en anillo frente a arquitecturas en estrella. En la norma IEC 61850 las arquitecturas más críticas en términos de interoperabilidad son las redundantes. [9] Hay tres tipos básicos topologías de redes, Cascada, Anillo y Estrella, que muy frecuentemente se implementan en las subestaciones. También es muy normal encontrar híbridos de estas tres arquitecturas. En la tabla 1.6 se observa las ventajas y desventajas de cada una de estas.

Topología

Ventajas

Desventajas

Cascada

Rentabilidad

Anillo

Rentabilidad similar a la arquitectura en cascada

Todos los switches deben tener el software RSTP, Retrasos

Estrella

Disminuye los tiempos

No es redundante

Retrasos, No es redundante

Tabla 1.6 Tabla comparativa entre topologías de red. [9]

36

CAPITULO II 2

DIAGNÓSTICO DEL ESTADO DEL TRANSFORMADOR EN BASE A LOS RESULTADOS OBTENIDOS DEL MONITOREO

El transformador es una parte fundamental de las redes de servicio eléctrico para los usuarios, por lo tanto es necesario supervisar el funcionamiento de estas máquinas eléctricas. Anteriormente se supervisaban estos equipos de manera periódica, mediante la toma de datos o lectura en campo de los elementos auxiliares de los trasformadores, tales como sensores de nivel de aceite, resultando poco eficiente ya que este tipo de supervisión toma mucho tiempo del personal encargado. Actualmente con el avance de la tecnología estos métodos han quedado obsoletos, teniendo así nuevos métodos de supervisión como el monitoreo en línea o en tiempo real de los trasformadores, mediante sensores y dispositivos electrónicos inteligentes (IED). Con el monitoreo en línea se tiene información de operación del transformador todo el tiempo de manera fácil en los centros de control ahorrado tiempo al personal. En este proyecto se realizara el monitoreo constante de las variables de operación de los trasformadores de potencia, especialmente los gases

generados siendo los más

importantes, que pueden representar fallas incipientes de la parte interna de un transformador. Esta información obtenida del monitoreo es utilizada para realizar el diagnóstico del estado del transformador y así poder detectar fallas tempranas para tomar decisiones oportunas antes de que el transformador sufra una falla catastrófica. El diagnóstico se realiza siguiendo las normas ASTM D (American Society for Testing and Materials) para el mantenimiento de transformadores eléctricos de potencia. 2.1

Degradación del aislamiento de un trasformador de potencia en aceite.

Los transformadores potencia esta sometidas a altos niveles de tensión y de corriente, por lo tanto el aislamiento es la parte más importante de estas máquinas. El aislamiento de los transformadores está sometidos a grandes esfuerzos eléctricos y contaminantes externos 37

durante su operación, reduciendo así sus características dieléctricas y minorando la vida útil de los transformadores. Los factores que se involucran en la degradación del aislamiento de los transformadores se estudiarán más adelante. El sistema de aislamiento en un transformador de potencia, está constituido por el aceite dieléctrico y el papel. El aceite tiene varias funciones dentro del transformador tales como mantener el aislamiento eléctrico entre los devanados y demás componentes, disipa el calor y mantiene la homogeneidad de la temperatura interna y extingue los arcos eléctricos. Por otro lado el papel es el asilamiento entre los devanados. 2.1.1

Vida útil de los aceites dieléctricos

En realidad no se puede medir la vida útil de un aceite dieléctrico, debido a que su degradación depende de algunos factores durante la operación del transformador como por ejemplo las condiciones de operación, del régimen de carga del transformador, de su diseño, de la composición del aceite dieléctrico, de la cantidad de inhibidor. Por lo tanto algunos expertos sugieren que la vida útil de un aceite aislante se defina como el tiempo durante el cual el aceite alcanza un Número de Neutralización determinado según las normas, este valor se alcanza dependiendo de la cantidad de aire disuelto en el aceite, la hidrólisis del agua presente en el transformador, la descomposición de la celulosa y de una manera importante la temperatura del transformador. 2.1.2

Papel dieléctrico dentro del transformador.

El papel dieléctrico debe cumplir algunas funciones básicas dentro del transformador de potencia como son: 

Resistencia eléctrica: Debe tener capacidad de soportar altos voltajes incluidos esfuerzos de impulso y transitorios de sobre-corrientes y/o sobretensiones.



Resistencia mecánica a la tracción: Debe soportar adecuadamente los esfuerzos axiales originados en cortocircuitos.



Resistencia térmica y transferencia de calor.



Capacidad para mantener sus características deseables.

38

Para que el papel dieléctrico tenga una vida útil de 100% debe tener valores en un rango de entre 1.000 y 1.500 moléculas de glucosa. Las moléculas de la mayoría de los aislamientos están compuestas de muchos átomos. Se considera que el Grado de Polimerización (GP), es un indicativo del deterioro térmico del papel y por tanto de su cristalización, disminución de la resistencia a la tracción mecánica. El Grado de Polimerización es número de moléculas de glucosa, de que está compuesta la gran molécula de celulosa. [14] 2.1.2.1 El papel kraft El papel dieléctrico es fabricado a partir de la celulosa de las pulpas de madera, mediante el proceso Kraft. “Este proceso consiste en la cocción de troncos de madera con una solución alcalina de sulfato de sodio e hidróxido de sodio, usando el primero como solución catalizadora de la cual el proceso toma su nombre. Se le denomina también procedimiento de cocción al sulfato”. [14] Los papeles Kraft son los más usados para aislamiento sólido, especialmente por su gran resistencia mecánica y eléctrica, impregnados de aceite aislante en buenas condiciones libre de humedad, resultan ser uno de los mejores sistemas de aislamientos. Esta combinación tiene una gran estabilidad térmica y gran resistencia a la tracción mecánica teniendo y proceso de envejecimiento en comparación con otros tipos de papeles, tal como se muestra en la figura 2.1.

Figura 2.1 Envejecimiento del papel Craft vs otro papeles dieléctricos [15] 39

El papel kraft tiene algunas características que los hacen un excelente aislante como son: Es muy resistente a esfuerzos mecánicos, es extremadamente poroso, por lo tanto se comporta como adsorbente de los productos de degradación del aceite, Tiene una altísima afinidad química con el agua, por lo tanto en cierta forma el papel aislante dentro del transformador se comporta como un filtro-prensa, se comporta como catalizador en el proceso de oxidación de los hidrocarburos del aceite aislante. 2.1.3

Factores que influyen en la degradación del sistema de aislamiento

El sistema de aislamiento se va degradando al pasar del tiempo de operación de los transformadores perdiendo así sus características dieléctricas y por lo tanto reduciendo la vida útil del transformador. Durante el funcionamiento de los transformadores se presenta una serie de factores que influyen en la degradación del aislamiento, a continuación se estudiaran los más importantes. 2.1.3.1 La humedad en el aislamiento del transformador La humedad en combinación con el oxígeno es extremadamente peligrosa para el aislamiento de un transformador. De manera aproximada cada vez que la cantidad de humedad en el transformador aumenta el doble, la vida del aislamiento se reduce a la mitad. Para estudiar la humedad en el aceite es necesario entender el concepto de humedad relativa en el aceite que es el contenido de agua disuelto en el aceite con respecto a la cantidad máxima de humedad que el aceite puede soportar. La humedad que puede existir en el aislamiento es uno de los factores importantes para determinar la condición del aislamiento. La humedad relativa se define como el cociente de la humedad de mezcla r entre la humedad de mezcla de saturación rs, el R.H.% = 100 r/rs, la humedad relativa se suele expresar en términos porcentuales, el R.H% es un número adimensional. [16] La humedad puede ingresar al transformador durante su construcción, cuando el transformador es abierto para una inspección, también la humedad puede ser absorbida de

40

la atmósfera, puede ingresar si existiese alguna fuga en el tanque o en las tuberías del sistema de ventilación, también cuando los sellos y empaques están rotos. [15] El agua puede estar presente en el aceite de un transformador en las siguientes formas: 

De forma disuelta



En forma de una emulsión agua/aceite



En estado libre en el fondo del tanque



En forma de hielo en el fondo del tanque ( si la gravedad especifica del aceite es mayor a 0.9, el hielo puede flotar)

La distribución del agua en el transformador es desigual, es decir, en el aislamiento sólido o papel habrá mayor cantidad de agua que en el aceite. Por lo tanto, se puede decir que la concentración de humedad en el aislamiento sólido es mucho más importante que en el aceite. También la temperatura es un factor muy importante en la distribución del agua entre el aislamiento sólido y el aceite como se muestra en la tabla 2.1. [16]

Tabla 2.1 Distribución de agua en el aislamiento en función de la temperatura. [17]

2.1.3.1.1 Problemas de la humedad en el aislamiento del transformador La presencia de humedad en el aislamiento del transformador es un factor que altera el funcionamiento del mismo, acelerando el proceso de envejecimiento del aislamiento sólido y provoca la aparición de burbujas en el aceite. [16] En sistema de aislamiento tanto el papel como el aceite absorben humedad, por lo tanto la rigidez dieléctrica se deteriora a medida que se aumenta el contenido de humedad, disminuyendo así la tensión eléctrica y mecánica que pueden soportar, como se muestra en la figura 2.2.

41

Figura 2.2 Relación entre la humedad y la rigidez dieléctrica del aceite aislante. [17]

“En el aislamiento del transformador pueden aparecer descargas parciales a una tensión más baja, que a la tensión que aparecerían sin la presencia de humedad. La presencia de una cantidad excesiva de agua en el aceite provoca una disminución de la tensión de ruptura dieléctrica y de la resistividad, así como un aumento del factor de pérdidas dieléctricas”. [18] La cantidad de humedad que puede estar disuelta en el aceite se incrementa rápidamente con la temperatura, es decir, a media que la temperatura del aceite se eleva la cantidad de humedad que puede ser disuelta en él también se incrementa, como se muestra en la figura 2.3.

Figura 2.3 Relación entre la temperatura y la solubilidad del agua del aceite. [17] 42

La humedad y el oxígeno causan una degradación más rápida del aislamiento sólido, dando como resultado la formación de ácidos, lodo y más humedad. La cantidad de agua en un transformador puede estar dada en: porcentaje de humedad por peso seco (% M/DW), en porcentaje de saturación (es el porcentaje del agua que hay en el aceite en relación con la cantidad de agua que el aceite puede disolver) y en partes por millón (ppm) (la mayoría de las veces la cantidad de agua que posee un transformador es proporcionada por los laboratorios que realizan Análisis de Gases disueltos). [17] 2.1.3.2 El oxígeno en el aislamiento del transformador El oxígeno es otro factor que degrada el aislamiento del transformador ya que este reacciona con el aceite para formar ácidos orgánicos, agua y lodo. El oxígeno proviene de la atmósfera o es liberado por la celulosa como resultado de aplicarle calor, no es posible eliminar por completo oxígeno que hay en un transformador a pesar de aplicar o hacer vacío para el llenado con aceite del mismo. [14] Un aceite dieléctrico se encuentra deteriorado si presenta oxidación. Para estudiar cómo se produce la oxidación del aislamiento es necesario tener en cuenta que un aceite dieléctrico es una mezcla de hidrocarburos y de no-hidrocarburos. Según la “American Society for Testing and Materials” la oxidación del aceite comienza cuando el oxígeno presente en el transformador se combina con las impurezas de hidrocarburos inestables existentes en el aceite bajo el efecto catalítico de los otros materiales presentes en el transformador, es decir la combinación de: los no-hidrocarburos o impurezas en el aceite más el oxígeno más los catalizadores y más aceleradores da lugar a la oxidación. [17] Los catalizadores en este caso son la humedad y al cobre; los aceleradores son el calor, la vibración, los sobre voltajes y a los elevados esfuerzos eléctricos debidos a fallas eléctricas internas. El resultado final de la oxidación es la formación de lodos y ácidos en el interior del transformador, si en un transformador existe lodos entonces quiere decir que la oxidación se encuentra presente desde hace mucho tiempo. El lodo se forma del ataque de ácidos al hierro, cobre, barniz, pintura, etc, del transformador.

43

Según la “American Society for Testing and Materials” la formación de lodos en un transformador tiene dos ciclos principales: A más de deteriorar el aceite la oxidación también ataca a las moléculas del papel, el resultado de este cambio químico es la formación de contaminantes polares y agua. La oxidación le resta al papel rigidez mecánica, dureza, capacidad de encorvarse y dilatarse, capacidad de resistir shocks de carga y como si esto fuera poco se generan productos volátiles que se evaporan y decrecen el espesor o volumen del papel. En la figura 2.4 se puede ver el núcleo de un transformador con la etapa final de la oxidación, es decir, la formación de lodo.

Figura 2.4 Núcleo con lodos de un transformador

El lodo, que es una combinación de productos de degradación, tiene las siguientes características: 

Se acumula en las zonas de los devanados.



Se acumula en las partes más frías del transformador. (Aletas de refrigeración y en el fondo del transformador).



Obstruye los ductos de enfriamiento por convección que tienen las bobinas, obligando al transformador a trabajar a temperaturas más altas.



Crea puentes de camino de electrones que en un momento dado pueden ser fatales.

2.1.3.3 El calor en el aislamiento del transformador La degradación térmica del aislamiento estas en función del tiempo, de la temperatura y de la humedad en el aislamiento. Se sabe 90% del deterioro de la celulosa es de origen 44

térmico. Las altas temperaturas aceleran el envejecimiento de la celulosa empleada como aislamiento, reduciéndose la rigidez mecánica y eléctrica de la misma y produciéndose la destrucción del papel; otros efectos debidos a las altas temperaturas son la generación de agua, materiales ácidos y gases. [17] Cuando un transformador esta sobrecargado y tiene temperaturas superiores a los 140ºC en el punto más caliente, se formaran burbujas de gas, las mismas que disminuyen la rigidez dieléctrica del aislamiento. 2.1.3.4 La contaminación externa Los contaminantes externos se pueden presentar en forma diminuta y adentrase en los transformadores. Estos contaminantes diminutos pueden provenir del proceso de fabricación, del ambiente, del mantenimiento del transformador, durante el proceso de llenado, etc. 2.2

Análisis de los valores de las variables eléctricas

Las variables de operación medidas u obtenidas a partir del sistema de monitoreo de transformadores, son las variables eléctricas y variables físicas. Este trabajo tendrá un mayor enfoque en las variables físicas, que son las más importantes para la detección temprana de fallas incipientes, que ayudan a tomar decisiones de operación de los transformadores y acciones de mantenimiento para alargar la vida útil del transformador. Sin embargo se revisara brevemente las variables eléctricas del transformador para tener una idea clara de su importancia dentro del funcionamiento del mismo. El monitoreo o supervisión de las variables eléctricas de operación de los transformadores, ayuda a visualizar al operador el funcionamiento del mismo, es decir, se puede tener la información en tiempo real de los diferentes parámetros eléctricos, para constatar el buen funcionamiento y la calidad de energía entregada a la demanda o carga. Mediante el monitoreo también se puede adquirir y registrar históricamente la información, pudiendo obtener; por ejemplo curvas cronológicas de los diferentes parámetros. Las variables eléctricas necesarias para monitorear el buen funcionamiento de transformadores son los siguientes:

45



Frecuencia (Hz).



Tensión por fase y entre fases (V).



Corriente por fase (A).



Potencia activa por fase y trifásica (kW).



Factor de potencia por fase.



Energía activa (kWh), reactiva (kvarh) y energía aparente (kvah).



Valores máximos y mínimos de Tensión, Corriente, Potencia, Frecuencia, etc.

2.3

Análisis de los valores de las variables físicas

Por medio del análisis de estas variables se puede realizar un diagnóstico del estado interno del transformador, pero para esto se necesita saber las diferentes pruebas que se realizan al aceite dieléctrico, más adelante se estudian estas pruebas. Los valores de estas variables físicas internas del aislamiento del transformador tales como temperaturas, humedad, y gases característicos generados, que son las más importantes para la detección temprana de fallas, que ayudan a tomar decisiones de operación de los transformadores de potencia. Por otro lado el análisis las variables físico-químicas del aceite ayudan a tomar acciones de mantenimiento para alargar la vida útil del transformador. Mediante el análisis estas variables de operación del transformador se realiza el diagnóstico del estado del transformador, siguiendo algunas normas para interpretación de resultados tales como la norma ASTM D y la IEEE C57.106. 2.3.1

Estudio de las pruebas según norma ASTM D

En este parte se estudia las pruebas de los aceites dieléctricos bajo la norma ASTM D, estas son pruebas físico-químicas y de cromatografía de gases, las mismas que se realizan con el propósito de determinar el estado del aceite y de determinar si existen fallas incipientes internas de los transformadores. Estas pruebas sirven para diagnosticar algún problema y por lo tanto, tomar decisiones de operación y mantenimiento con la finalidad alargar la vida útil del transformador. 46

2.3.1.1 Pruebas Físico-Químicas según ASTM D “La nomenclatura ASTM (American Society for Testing and Materials), en esta norma (ASTM D) se relacionan 33 propiedades de los aceites minerales con base en hidrocarburos y 55 métodos de prueba. Pero en la práctica, según consenso internacional, solamente 8 son importantes para medir la degradación y contaminación de los aceites”. [20]. En base a la experiencia, estos métodos de análisis presentan criterios prácticos para tomar decisiones acertadas de mantenimiento preventivo, que necesita el transformador. Lo más importante de estas pruebas ya sea para aceites en operación o nuevos, es que nos permite determinar el porcentaje de humedad en el papel, el estado de degradación del aceite y estimando a la vez el grado de impregnación de ácidos en el papel y por último la rigidez dieléctrica del aceite aislante. Para tomar cualquier decisión de mantenimiento se deben tomar en cuenta el paquete de pruebas, es decir, no se debe considerar solo una prueba ya que no sería confiable. Los valores de las 8 pruebas más determinantes, están relacionadas entre sí y juntas determinan el nivel de degradación del aceite. 2.3.1.1.1 Rigidez Dieléctrica (ASTM D-877 – D-1816) La rigidez dieléctrica es la capacidad que posee el aceite aislante para soportar los elevados esfuerzos eléctricos que existen en el interior de un transformador sin que se produzca fallas en el equipo. Para realizar esta prueba se utiliza un equipo para medir la rigidez dieléctrica, en el cual, se aplica un voltaje AC con una tasa de crecimiento controlada, a dos electrodos que pueden tener dos formas diferentes según la norma que se aplique y que están inmersos en el fluido aislante a ser probado. El “entrehierro” o la separación entre electrodos son calibrados a una distancia especificada según la norma aplicada. Cuando aparece un arco entre los electrodos, el voltaje registrado en ese instante es la Rigidez Dieléctrica de la muestra sometida a prueba. [17]

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2.3.1.1.1.1 Método ASTM D-877 Con este método se mide la tensión de ruptura dieléctrica mediante una celda de prueba que tiene dos electrodos de disco plano separados 0,10 pulgadas, como se muestra en la figura 2.5. Esta prueba consiste en someter ambos electrodos a un potencial eléctrico progresivo estable hasta que se produzca una descarga de un electrodo a otro, a través del líquido sometido a prueba. Para estas pruebas, la tensión en los electrodos se aumenta en 3 KV cada segundo hasta que ocurre la ruptura dieléctrica. Por lo general, en esta prueba las lecturas para aceite aislante en servicio son de 30 kV a 60 kV aproximadamente. [20]

Figura 2.5 Celda de electrodos de disco plano. [19]

La norma D- 877 es recomendada para probar aceites en servicio o aceites nuevos sin tratamiento previo a la energización del equipo. La utilidad de esta prueba ASTM D 877 es limitada, debido a que dicha prueba no es sensible a la humedad, a menos que el contenido de humedad exceda 60% el nivel de saturación. Tampoco es sensible a los productos de oxidación del aceite aislante ya envejecido en servicio. [20]. En la tabla 2.2 se presenta la clasificación de los resultados de tensión de ruptura dieléctrica mediante el uso del método D 877.

Tabla 2.2 Tensión de Ruptura Dieléctrica Método D877 con Electrodos Planos. [20]

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2.3.1.1.1.2 Método ASTM D-1816 Con este método se mide la tensión de ruptura dieléctrica mediante una celda de prueba que tiene dos electrodos de caras semiesféricas, como se muestra en la figura 2.6. El método se realiza con una de las dos separaciones establecidas, 1 milímetro (0,04 pulgadas) o 2 milímetros (0,08 pulgadas). Este método es más sensible a la humedad y a los compuestos polares, como por ejemplo los productos de la oxidación del aceite. Además, ofrece mayor consistencia en cuanto a la sensibilidad ante la presencia de ciertas partículas, en especial, las fibras provenientes del sistema de aislamiento sólido. [20]

Figura 2.6 Celda de electrodos de caras semiesféricas. [20]

La velocidad de incremento de tensión es 500 V por segundo. Además, la celda de prueba cuenta con agitador motorizado, el cual se activa durante la prueba y hace que el aceite fluya entre los electrodos, arrastrando las partículas suspendidas hasta el espacio de separación entre los electrodos de caras semiesféricas, en donde pueden influir en la tensión de ruptura. [20] La clasificación para los resultados de tensión de ruptura dieléctrica según la prueba D 1816 depende de la clase de tensión primaria del equipo y se observa en las tablas 2.3 y 2.4.

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Tabla 2.3 Tensión de Ruptura Dieléctrica D 1816 Separación de 1 mm. [20]

Tabla 2.4 Tensión de Ruptura Dieléctrica D 1816 Separación de 2 mm. [20]

En la tabla 2.5 se muestra un resumen comparativo de los métodos ASTM D para pruebas de rigidez dieléctrica de los aceites aislantes.

Tabla 2.5 Comparación entre ASTM D -77 y ASTM D-1816 50

2.3.1.1.2 Contenido de Humedad ASTM D-1533 Esta prueba determina el contenido de humedad del aceite aislante mediante el método de Karl Fischer, con un titulador coulométrico. Se inyecta una muestra de aceite en el dispositivo, el cual añade reactivos de forma automática hasta alcanzar el punto final. Este se determina mediante electrodos que perciben las condiciones eléctricas en el recipiente de reacción. Al alcanzarse el punto final, el dispositivo detiene la dosificación y calcula electrónicamente el contenido de humedad en el aceite a partir del volumen de aceite inyectado y la cantidad de reactivo consumido. El contenido de humedad del aceite se presenta en partes por millón (ppm) (miligramos de humedad por kilogramo de líquido aislante). [20] La estimación en partes por millón (ppm) del contenido de humedad no es suficiente para evaluar la humedad en el aceite de un transformador en servicio. En la mayoría de los casos, para los transformadores inmersos en aceite mineral, el valor de humedad en partes por millón es sólo una pequeña parte de la información que se debe tomar en cuenta. La humedad en los equipos eléctricos origina dos importantes condiciones perjudiciales como son: 

La humedad incrementa el riesgo de falla dieléctrica en el equipo. La situación más grave que se puede presentar, la cual pudiera derivar en una falla inmediata y de graves consecuencias, se tiene cuando la humedad existente es suficiente como para que el agua libre se ponga en contacto con los conductores energizados.



La humedad contribuye a acelerar el envejecimiento del sistema de aislamiento líquido y sólido. El deterioro del aislamiento sólido producido por la humedad causa un daño permanente y pérdida prematura de años de vida útil del equipo.

El riesgo de falla dieléctrica está directamente relacionado con la saturación relativa porcentual del aceite con agua. El prematuro envejecimiento permanente del aislamiento sólido está directamente relacionado con el contenido de humedad porcentual del aislamiento sólido. Los valores del contenido de humedad obtenidos mediante el método Karl Fischer se utilizan para calcular tanto el porcentaje de saturación en el aceite como el porcentaje de humedad por peso seco en el aislamiento sólido. 51

2.3.1.1.2.1 Saturación porcentual de humedad en el aceite. Cuando hay un aceite limpio y nuevo, la humedad no es muy soluble. La solubilidad aumenta a temperaturas más altas. La saturación relativa del aceite es el resultado de comparar cuanta humedad hay disuelta en el aceite con cuanta humedad puede contener el aceite. “Por ejemplo, el aceite a 40°C retendrá un poco más de 120 ppm de humedad en solución. Si el contenido real de humedad es 12 ppm, la saturación relativa es 10%. La saturación porcentual del aceite se calcula a partir de las partes por millón del contenido de humedad y la temperatura del aceite”. [20] Si la humedad del aceite es mayor que la cantidad de saturación relativa deseada y el transformador se enfría significativamente, parte del agua disuelta se separa de la solución en forma de gotas de agua libre. Estas gotas generan una condición que puede causar falla dieléctrica inmediata, si se ponen en contacto con un conductor energizado en el interior del equipo. La norma IEEE C57.106 – 2002 presenta los límites de saturación máxima para equipos inmersos en aceite, dichos límites dependen de las clases de tensión. Para equipos con distintas tensiones primarias hasta 69 kV, el límite de IEEE para uso continuado es una saturación máxima de 15 %. Para tensiones primarias entre 69 kV Y 230 kV, el límite de saturación es 8%. Para tensiones primarias iguales o mayores a 230 kV, el límite máximo de saturación es 5%. Según las normas de IEEE, es por encima de estos límites que el aceite presenta un riesgo inaceptable de falla dieléctrica debido al contenido de humedad en el aceite, en la tabla 2.6 se muestra los rangos utilizados para saturación porcentual por clase de tensión primaria y los límites de saturación máxima de humedad en el aceite. [21]

Tabla 2.6 Límites máximos de saturación de humedad según el nivel de tensión. [21]

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2.3.1.1.2.2 Saturación porcentual de humedad en el aislamiento sólido (papel aislante). La humedad en el papel es muy preocupante, dado que envejece el sistema de aislamiento solido prematuramente, reduciendo así la vida útil del equipo. La humedad por peso seco (%M/DW) también se calcula a partir del contenido de humedad en ppm del aceite y de la temperatura del aceite. Existe un sistema más útil para clasificar el contenido de humedad porcentual por peso seco que el de simplemente establecer los límites de aceptable, cuestionable e inaceptable. Este método califica de la " A" a la "F" la humedad porcentual por peso seco. [20] El rango "A" representa la humedad porcentual máxima por peso seco del papel aislante, en el que el proceso de envejecimiento acelerado no ha comenzado aún. En todos los niveles por encima de este rango, se debe eliminar la humedad mediante procedimientos adecuados de secado. Esta tarea se vuelve progresivamente más difícil y costosa a medida que aumentan los niveles de humedad. El rango "D" representa un límite práctico para eliminar la humedad sin que los costos sean exagerados. Si la humedad avanza hasta el rango "F", la única respuesta práctica es reemplazar del equipo. [20] La norma IEEE C57.106-2002 presenta los límites para uso continuado con base en la humedad porcentual por peso seco. Para un equipo con tensiones primarias hasta 69 kV, el límite para uso continuado es un máxima de 3% de humedad por peso seco. Para tensiones primarias mayores, entre 69 kV Y 230 kV, el límite de humedad por peso seco es 2%. Para tensiones primarias igual a 230 kV o superiores, el límite máximo de humedad por peso seco es 1,25%. [21] En la tabla 2.7 se presenta el sistema de clasificación para la humedad porcentual por valores de peso seco en el aislamiento sólido.

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Tabla 2.7 Humedad porcentual por valores de peso seco. [21]

Los valores de humedad, en especial, los valores calculados de saturación porcentual y humedad porcentual por peso seco están estrechamente relacionados con las fluctuaciones en las condiciones de la muestra, la temperatura ambiente y las fluctuaciones en la carga del transformador y la temperatura de operación. 2.3.1.1.3 Acides o Número de Neutralización ASTM D-974 El Número de Neutralización de un aceite dieléctrico es una medida de los componentes ácidos existentes en él. El contenido de acidez se expresa como el número de miligramos de hidróxido de potasio (KOH), como base, que se necesitan para neutralizar los ácidos existentes en un gramo de muestra de aceite. [17] Los productos de la oxidación forman lodo, el cual se precipita al interior del transformador. Los ácidos atacan a los metales, barnices, celulosa, etc, formando más lodo. Se ha encontrado que la formación del lodo (componentes polares en solución) en un transformador comienza cuando la acidez del aceite esta entre 0.05 y 0.1 mgKOH/gr. EI número de acidez se presenta en miligramos de KOH por gramos de la muestra (mg KOH/g). En la tabla 2.8 se tiene la clasificación de los resultados del número de neutralización.

Tabla 2.8 Valores de número de neutralización. [20]

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2.3.1.1.4 Tensión Interfacial ASTM D-971 La barrera entre el aceite y el agua se conoce con el nombre de tensión interfacial, generalmente se presenta en la forma abreviada TIF o 1FT en Ingles y se mide en dynas/cm o en mN/m. La prueba de Tensión Interfacial que no es otra cosa que medir la afinidad del aceite con el agua debido a la presencia de sustancias polares. La Tensión Interfacial es una prueba muy sensible a la aparición de los primeros compuestos contaminantes polares solubles, productos del proceso de oxidación que se está desarrollando incipientemente en el aceite, que se generan en las etapas avanzadas de la degradación. Dichos compuestos hidrofílicos y ácidos tienen afinidad con el agua y el aceite y por tanto su presencia hace bajar la tensión Interfacial, lo que le dan una gran importancia a esta prueba como complemento indispensable para la prueba de número de neutralización. [19] Un incremento en la acidez debe estar acompañado de una reducción en la tensión interfacial. La relación inversa entre la tensión Interfacial y la Acidez prácticamente elimina de cierta forma los “errores” al evaluar el estado de un aceite dieléctrico. En los rangos ácidos. Una elevada tensión Interfacial significa que el transformador está libre de lodo. Así mismo, un aceite con una elevada acidez significa que está deteriorado. Al dividir el valor de Tensión Interfacial para el de Número de Neutralización se obtendrá un número llamado índice de calidad, que es una excelente medida para evaluar la condición del transformador. En la tabla 2.9 se muestra la clasificación de los resultados de TIF.

Tabla 2.9 Valores de Tensión Interfacial (TIF). [20]

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El Índice de Calidad (IC): Es la relación entre la Tensión Interfacial y el Número de Neutralización (TIF/NN), conocido también como el índice de Myers. Dado que le número de neutralización debe ser lo más bajo posible y la tensión Interfacial debe ser lo más alta posible, el valor absoluto del índice de calidad debe ser el más alto posible. IC = TIF/NN El índice de calidad es una relación muy importante para clasificar los aceites en operación, determinar las necesidades del mantenimiento como realizar una limpieza del papel de productos ácidos del aceite o lodos impregnados. En la tabla 2.10 se muestra la clasificación de los aceites según su índice de calidad.

Tabla 2.10 Clasificación del aceite según su índice de calidad. [14]

2.3.1.1.5 Factor de potencia ASTM D-924 Es la potencia en Vatios disipada por el aceite dividida por la potencia total en Voltamperios aplicados, cuando el aceite es probado como dieléctrico en un condensador. El factor de potencia de un aceite dieléctrico es un valor adimensional y se lo da en porcentaje. Un elevado valor en el Factor de Potencia es indicativo de que el aceite posee contaminantes como agua, productos de la oxidación, jabones metálicos, carbón, residuos de barniz, entre otros. [17] Es una prueba muy confiable que nos indica contaminación del aceite. Se efectúa a 25°C y a 100°C. A 25°C no debe exceder 0.05% para aceite nuevo y a 100°C no debe exceder 56

0.3%. Un valor práctico para aceites en operación es de menos de 0.1% a 25°C. Si a 100°C la lectura es más de 7 a 10 veces el valor a 25°C nos indica inicialmente contaminantes solubles en el aceite, diferentes al agua. 2.3.1.1.6 Gravedad especifica ASTM D-1298 “La gravedad específica es una propiedad física del aceite aislante y simplemente es la relación de la masa de un volumen específico de aceite con la masa del mismo volumen de agua a igual temperatura”. [20] Para un aceite nuevo la gravedad especifica esta alrededor de 0.875. Si la gravedad específica es superior a 1, es probable que el aceite posea algún contaminante (posiblemente el policlorhidatro de bifenilo, considerado un agente cancerígeno). Si la gravedad específica es menor a 0.84, es indicativo de que el aceite es parafínico. [17] En la tabla 2.11 se muestra los valores de gravedad especifica clasificados.

Tabla 2.11 Clasificación para la gravedad especifica. [20]

Por lo general, la gravedad específica no cambia cuando el aceite está en servicio puesto que el envejecimiento y la oxidación le afectan muy poco. Debe ser motivo de preocupación y de investigación de las causas si los valores se encuentran fuera del rango aceptable o se producen cambios significativos entre los intervalos normales de monitoreo. [20] La contaminación por aceites de diferente densidad relativa puede ser poco evidente. En caso de sospechar una contaminación de este tipo, se puede confirmar mediante otras pruebas como la determinación del punto de inflamación, medición de la viscosidad, espectrometría infrarroja u otros métodos de análisis cuantitativos. [20] 2.3.1.1.7 Color ASTM D-1500 Consiste en clasificar el color de la muestra de aceite, de acuerdo a los disco de colores patrón de la ASTM mediante la comparación de colores. Los discos están numerados según el color, de 0.5 a 5.0 el primero y de 5.0 a 8.0 el segundo, como se muestra en la 57

figura 2.7. Es una ayuda muy importante sobre todo cuando se observan cambios significativos en el término de un año o menos. [19]

Figura 2.7 Instrumento de clasificación del Color del aceite. [14]

El color del aceite nuevo para transformador es muy bajo. La apariencia del aceite nuevo y limpio es casi blanco como el agua y completamente transparente. (El color del aceite en algunos casos se presenta como "menos de 0,5") A medida que el aceite envejece se oxida y se oscurece. La contaminación también puede producir un rápido cambio de color. Sin embargo el color por sí solo tiene poco significado, no corresponde en todos los casos a un determinado nivel de degradación del aceite, se requiere tener la información de Número de Neutralización y Tensión Interfacial. En la tabla 2.12 se presenta una clasificación del color según su número.

Tabla 2.12 Estado del aceite según el color. [20]

2.3.1.1.8 Contenido de Inhibidor ASTM D-4768 El Inhibidor es un aditivo incorporado al aceite, que retarda su degradación por oxidación. Cuando el inhibidor de oxidación se agote, el aceite se oxida muy rápidamente. Por ello 58

es importante establecer la concentración de inhibidor y su velocidad de consumo. Una velocidad de consumo anormalmente alta puede indicar la existencia de puntos calientes en el trasformador. Los dos tipos de inhibidores que actualmente se usan son: 

Di terciario-Butil Para-Cresol (DBPC)



Di terciario-Butil Fenol (DBP)

Se recomienda el uso de estos inhibidores en el aceite cuyo contenido de oxígeno excede los 1000 ppm y para el aceite recuperado con tierra fuller. Existen dos métodos para realizar esta prueba, en donde se detectan ambos compuestos el DBPC y el DBP. 

El método ASTM D2668 utiliza un espectrofotómetro infrarrojo para determinar el contenido de inhibidor.



El método ASTM D 4768 actualmente más usado, utiliza la cromatografía de gases.

Los dos métodos dan resultados similares y el contenido de inhibidor de oxidación se mide en porcentaje del peso del total del aceite. El nivel óptimo para el inhibidor de oxidación es 0.3% en el aceite. En la tabla 2.13 se muestra la clasificación del contenido de inhibidor en el aceite. Aceptable

Cuestionable

Inaceptable

≥ 0.2%

≥ 0.1% < 0.2%

< 0.1%

Tabla 2.13 Clasificación del contenido de Inhibidor en el aceite.

Es importante anotar que el inhibidor tiene un ligero efecto negativo sobre el factor de potencia y la rigidez dieléctrica, lo que constituye una de las razones de la ASTM para limitar su máximo porcentaje por masa al 0,3%. 2.3.1.1.9 Pruebas especiales Se las puede llamar pruebas especiales porque van directamente relacionadas con el cobre y el papel aislante que lo envuelve, del devanado del transformador. 59

2.3.1.1.9.1 Sulfuro corrosivo ASTM D 1275 En el aceite aislante existe azufre debido a que este aceite es refinado del petróleo. El azufre en contacto con el cobre genera sulfatación o sulfuros de cobre y de aluminio en las superficies de los conductores y en el papel aislante. Esto afecta directamente la Rigidez Dieléctrica en los transformadores. [22] Hay varios compuestos de azufre en el aceite aislante pero no todos son corrosivos. Vienen de: 

Las bases del petróleo crudo



Algunos se agregan para mejorar la estabilidad química del aceite y son inofensivos por ser estables. [22]

Los compuestos no corrosivos se pueden tornar en corrosivos por efecto de la alta temperatura. El cobre es el metal menos resistente al ataque del azufre corrosivo. EL ambiente interno del transformador favorece a la reacción química entre el cobre y el azufre corrosivo, para formar un compuesto de color negro, gris, verde, azul o violeta llamado sulfuro de cobre. Estos productos formados son altamente conductores y son los causantes de las fallas de los transformadores. Ellos forman una película sobre la superficie del metal que migra hacia el papel reduciendo la rigidez dieléctrica entre espiras. [22] Los resultados del análisis del sulfuro corrosivo bajo esta norma se presentan como se muestra en la figura 2.8.

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Figura 2.8 Rango de valores de la prueba de sulfuro corrosivo. [22]

Según la figura 2,8 se clasifica a los resultados como: no corrosivo (0-1a-1b), corrosión moderada (2a-2b-2c-2d-2e), corrosión (3a-3b) y corrosión alta (4q-4b-4c). 2.3.1.1.9.2 Furanos ASTM D 5837 “El aislamiento sólido en un transformador está constituido por el papel, el cual a su vez está hecho de fibras de celulosa. La celulosa es un polímero formado por moléculas de glucosa”. [22] El grado de polimerización (GP) determina la cantidad de celulosa en el papel y también su resistencia a la tracción. A medida que el papel se envejece, se rompen se rompe las fibras de celulosa, reduciendo así la resistencia mecánica del papel. Cuando el grado de polimerización se reduce a 200, el papel está tan débil que cualquier esfuerzo podría romperlo y ocasionar una falla llegando al final de la vida útil del transformador. [22] En la figura 2.9 se muestra la relación entre el grado de polimerización y el número de acidez del aceite dieléctrico. A medida que aumenta la acidez en el aceite como producto de su envejecimiento, disminuye el grado de polimerización, es decir se reduce la resistencia mecánica del papel. Cuando se rompe la celulosa del papel, se desprenden moléculas de glucosa y además se crea agua, monóxido de carbono y dióxido de carbono. Las moléculas de glucosa cambian químicamente y forman un compuesto que contiene un anillo de furano que es parcialmente soluble en el aceite. [22]

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Figura 2.9 Grado de polarización vs. Acidez. [22]

Los compuestos que contienen un anillo de furano se forman en el papel, y otros migran hacia el aceite en donde pueden ser detectados mediante un análisis químico. La temperatura a la que ocurre el rompimiento de las fibras de celulosa y la presencia de humedad y oxígeno son dos factores que determinan qué compuesto furánico se forme. Los compuestos furanos encontrados comúnmente en el aceite dieléctrico son los siguientes: 

2-furaldehído: Es el compuesto furánico más encontrado y se forma generalmente por el sobrecalentamiento de la celulosa o como consecuencia de una falla en el transformador.



2-furil alcohol: Este compuesto furánico se forma en presencia de humedad excesiva en el aislamiento sólido y es un indicador del rompimiento del papel.



2-acetil furano: Es un compuesto furánico difícil de encontrar y aparece generalmente en transformadores fallidos debido a descargas eléctricas y a grandes esfuerzos eléctricos.



5-metil-2-furaldehido: Se forma como resultado de un sobrecalentamiento de la celulosa intenso y localizado, indicando así la presencia de puntos calientes.



5-hidroximetil-2-furaldehido: Se forma como consecuencia del rompimiento del papel debido al exceso de oxígeno en el aislamiento sólido.

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En la Tabla 2.14 se muestran los rangos aceptables, cuestionables e inaceptables del contenido de furanos en partes por billón. Se considera que los niveles superiores a 1000 ppb (partes por billón) indican un daño severo e irreversible en el aislamiento sólido. El rango de 1000 a 1500 ppb es considerado como la zona de peligro ya que en él comienzan a producirse fallas en el transformador por lo que no se recomienda una recuperación al aceite para transformadores en estas condiciones. Los transformadores cuyo contenido de furanos excede los 2500 ppb deben ser reemplazados inmediatamente.

Tabla 2.14 Condición del transformador según las cantidades de furanos. [22]

Según la norma ASTM D 5837, al analizar el rango cuestionable del contenido de furanos la cantidad de 100 ppb equivale a una pérdida de la vida útil del equipo del 10% mientras que el valor límite de 250 ppb equivale a la pérdida del 25% de su vida útil considerado como un daño significativo. 2.3.1.2 Cromatografía de gases según la norma ASTM 3612 Los gases disueltos en el aceite dieléctrico se generan debido a la presencia de esfuerzos térmicos y eléctricos que soporta el transformador. El proceso normal de envejecimiento del aceite no genera una cantidad considerable de gases, sino que son las fallas internas en los transformadores las que alteran el contenido de gases en el aceite dieléctrico. Los gases producidos pueden ser fácilmente colectados en una muestra de aceite tomada apropiadamente para ser analizados por métodos muy sensitivos y así detectar fallas en los transformadores. El método más usado para identificar los gases generados en el aceite es la cromatografía de gases, el cual permite realizar el análisis cualitativo y cuantitativo (norma ASTM D

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3612). El Monóxido y Dióxido de Carbono son gases que se generan cuando el papel aislante (celulosa), es afectado. Los gases que se muestra en la tabla 2.15, son los llamados gases de falla, y son los que comúnmente se analizan para predecir fallas dentro de un transformador.

Tabla 2.15 Gases de Falla.

Los gases característicos de fallas incipientes que se presentan en el interior de los transformadores, se describen con más detalle a continuación: Hidrógeno (H2). Este gas se genera en cualquier inicio de falla, tanto con descargas de baja o alta energía con electrólisis de agua. Normalmente se genera a partir de los 100ºC. Metano (CH4). Este gas se produce debido a descargas parciales o descomposición térmica del aceite y no es común en transformadores con corrientes altas. Generalmente su aparición se empieza a dar desde los 150ºC. Etano (C2H6). Este gas normalmente se genera por descomposición térmica del aceite. Se genera a partir de los 250ºC y tiene una amplia concentración a partir de los 280ºC. Etileno (C2H4). Es generado por temperaturas desde los 350ºC. Este gas normalmente se genera por descomposición térmica del aceite o el aislamiento. Acetileno (C2H2). Este gas es generado por alta temperatura superior a 500 ºC y es causado por una falla con presencia de arco. Esto podría ser razón de alarma, si la generación de gas resulta grande en un período corto de tiempo.

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Monóxido de carbono (CO). Este gas puede indicar envejecimiento térmico o descargas en partículas de la aislación celulósica. Dióxido de carbono (CO2). El dióxido de carbono se genera por envejecimiento térmico o descargas en partículas del material aislante. Si la relación de CO2/CO es mayor a 7, entonces existe algún sobrecalentamiento que está afectando el papel aislante (celulosa). 2.4

Métodos de diagnóstico del estado del transformador mediante el análisis de gases generados internamente.

La detección en grandes cantidades de ciertos gases generados en el interior de un transformador de potencia en operación, es el primer indicio de un funcionamiento anormal del transformador, el cual podría conllevar a que el mismo falle si no es corregido a tiempo. Durante la operación pueden ocurrir algunos fenómenos que pueden dañar a los materiales aislantes, produciéndose la descomposición de los mismos y las consecuentes formaciones de varios gases combustibles y no combustibles. Algunos de estos fenómenos más frecuentes son: sobrecarga severa, sobrecalentamiento del sistema de aislamiento, arco, descargas parciales, falla de las bombas de circulación de aceite, etc. En un transformador, los gases generados pueden encontrarse disueltos en el aceite, en el colchón de gas sobre el aceite y en los dispositivos de recolección de gases (El Relé Buchholz). El método analítico más empleado en la detección de dichos gases es la Cromatografía de gases. [23] La cantidad de gas que se puede encontrar es dependiente de variables del equipo como: el tipo, la localización geográfica, temperatura de la falla, la tasa de circulación del aceite, la clase de material en contacto con la falla y finalmente variables que tienen que ver con los procedimientos de toma y medición de muestras. Se tiene que tener cuidado con la información de cromatografía de gases, pues, se puede cometer el error de sacar de servicio un equipo que se presume tiene indicios de falla y comprobar posteriormente que dicha situación no existía, o dejar en funcionamiento un

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transformador que va en camino hacia una falla por una interpretación incorrecta de los resultados del AGD. [23] La interpretación de los resultados de un análisis cromatográfico no es un asunto sencillo, pues requiere de la integración de numerosos criterios. 2.4.1

Objetivos de una cromatografía de gases.

Los principales objetivos que se persiguen mediante la cromatografía de gases son las siguientes: 

Asegurarse de que un transformador recientemente adquirido no presente ningún tipo de falla durante el tiempo de garantía que da el fabricante.



Monitorear los transformadores en servicio y obtener un aviso o predecir de manera anticipada la existencia de una falla.



Supervisar (En línea o tiempo real) un transformador en operación que se presume tiene una falla incipiente, hasta poder lograr tomar una decisión de mantener en servicio o sacarlo para su reparación o reemplazo.

 2.4.2

Tener conocimiento de la naturaleza y localización de la falla. Origen de los gases

Las principales causas de la formación de gases en un transformador en operación son de naturaleza eléctrica y térmica. La descomposición térmica de la celulosa produce óxidos de carbono (CO, CO2) y algo de hidrógeno (H 2) o metano (CH 4), estos últimos debido a la presencia del aceite. La tasa de crecimiento de estos gases depende exponencialmente de la temperatura y directamente del volumen del material a esa temperatura. El proceso de descomposición de la celulosa se muestra en la figura 2.10. [23] Los aceites minerales usados en los transformadores son una mezcla de moléculas de hidrocarburos. La descomposición comienza con el rompimiento de los enlaces Hidrógeno-Carbono y Carbono-Carbono, formándose átomos de hidrogeno y fragmentos de hidrocarburos.

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Figura 2.10 Proceso de degradación de la celulosa. [23]

Estos hidrocarburos se pueden combinar unos con otros para formar gases (hidrogeno molecular, etano, etileno, etc.), luego estos procesos dan origen a la formación etileno, acetileno. Estos procesos son dependientes de la presencia de hidrocarburos individuales, de la distribución de energía y temperatura en el área del punto de falla, además del tiempo durante el cual el aceite es sometido a esfuerzos eléctricos y térmicos. Estas reacciones ocurren estequiométricamente, por consiguiente la degradación específica de los conjuntos de hidrocarburos del aceite y las condiciones de fallas no pueden ser predichas de una manera confiable por medio de consideraciones de cinética-química. [23] En resumen todos los transformadores generan gases en cierta medida a las temperaturas normales de funcionamiento. Pero ocasionalmente cuando ocurre una anormalidad dentro de un transformador tal como un sobrecalentamiento o general, problemas dieléctricos, o una combinación de éstos, generan más gases de lo normal. En los equipos eléctricos, estas anomalías se llaman "fallas". Los fallos internos en el aceite producen los subproductos gaseosos de hidrógeno (H 2), el metano (CH4), el acetileno (C2H2), etileno (C2H4) y etano (C2H6). Cuando celulosa está involucrado, las fallas producen metano (CH4), hidrógeno (H2), monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO2). Cada uno de estos tipos de fallos produce ciertos gases que son generalmente combustible. El total de todos los gases combustibles puede indicar la existencia de cualquiera, o una 67

combinación, de los fallos de descarga térmicas, eléctricas, o parciales. Ciertas combinaciones de gases o por separado, determinados por cromatografía son únicas para diferentes temperaturas de fallo. Además, se han encontrado las proporciones de ciertos gases clave para sugerir tipos de fallos. Interpretación de los gases individuales puede llegar a ser difícil cuando hay más de un fallo, o cuando un tipo de falla progresa a otro tipo, tal como un problema eléctrico de desarrollo de un uno térmico. [23] 2.4.3

Definición del tipo de falla.

De manera general, las fallas que se pueden presentar en un transformador, pueden ser de dos tipos: Fallas térmicas y Fallas eléctricas. También se debe tener en cuenta que se pueden presentar diferentes tipos de fallas simultáneamente. 2.4.3.1 Fallas térmicas De la figura 2.11 se puede observar, que entre los 150 °C y 500 °C se generan cantidades considerables de gases de bajo peso molecular, tales como el hidrogeno y el metano; también se pueden observar “rastros” de gases con mayor peso molecular como el Etano y el Etileno. Mientras la temperatura de la falla se incrementa la cantidad de hidrogeno generado es mayor que la de metano y las cantidades generadas de Etileno y Etano se vuelven significantes.

Figura 2.11 Equilibrio térmico de Halstead. [23]

68

El límite de la escala de temperatura de falla es 1725 °C y las cantidades de Hidrogeno, Etileno y Acetileno se vuelven muy considerables. La descomposición térmica de la celulosa genera monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO2) y vapor de agua, a temperaturas más bajas que la descomposición térmica del aceite mineral y a una tasa exponencialmente proporcional a la temperatura. Por lo tanto, es posible encontrar los gases CO, CO2 en un transformador con temperaturas de operación normales. [23] 2.4.3.2 Fallas Eléctricas Las fallas eléctricas pueden ser descargas de baja intensidad y descargas de alta intensidad. Las descargas de baja intensidad.- En la figura 2.11 se puede ver que, al producirse una descarga de baja intensidad o arcos intermitentes. Se generan temperaturas de entre 200°C y 700°C, en las que se producen principalmente el Hidrógeno con cantidades decrecientes de Metano y “rastros” de Acetileno. A medida que la intensidad de la descarga aumenta, las cantidades de Etileno y Acetileno se incrementan significativamente. [23] Descargas de alta intensidad.- En la figura 2.11 se observa que cuando se produce un arco o descargas continúas. Se producen temperaturas de entre 700°Cy 1800°C, la cantidad de acetileno se incrementa. [23] 2.4.4

Procedimiento utilizando la detección y el análisis de gases combustibles.

Desde un punto de vista operacional es importante establecer las siguientes prioridades: 

Detección.- Detectar la generación de gases que excedan los niveles normales propuestos por las instituciones o laboratorios que se dedican al estudio del AGD en transformadores, de esta manera se estará consiente de la posible existencia de algunas anormalidades en el transformador en el menor tiempo posible y así se podrá minimizar el daño o evitar una falla mayor en el equipo.



Evaluación.- Evaluar el impacto que tiene dicha anormalidad desde el punto de vista de la actividad y capacidad de servicio del equipo, obteniendo un listado de las posibles acciones a tomar e irlas descartando con directrices o recomendaciones de ingeniería hasta obtener la más conveniente. 69



Acción a tomar.- Tomar la acción recomendada, comenzando con el aumento de la vigilancia y la confirmación o análisis complementario mediante pruebas, para determinar la sensibilidad de carga, reduciendo la carga en el transformador, o de hecho de retirar la unidad de servicio. [23]

Inmediatamente después de la detección inicial de gases combustibles y no combustibles con concentraciones fuera de los normales, se desarrollara un procedimiento operativo como se muestra en la figura 2.12, que es un diagrama de flujo que traza el proceso sugerido a partir de la detección inicial de gas combustible a la evaluación final de la situación del transformador. [23] 2.4.4.1 Determinación de las tasas de generación de gas combustible Un volumen dado de gas puede ser generado durante un largo período de tiempo por una falla relativamente insignificante o en un corto período de tiempo por una falla más grave. Por lo tanto, una medición del gas no indica la velocidad de generación del mismo y puede indicar muy poco acerca de la gravedad de la falla. Después que se detecta la presencia de gases sospechosos, es muy importante estar seguro de si la falla esta activa o no. Para ver si la falla esta activa o no se usan las tasas de generación, que es la cantidad de gas generado en un determinado intervalo de tiempo. [17] Una tasa de generación superior a 0.1 ft3/día puede indicar la presencia de una falla activa en el interior del transformador. Para el cálculo de la tasa de generación de un gas combustible en un transformador se utiliza la siguiente formula: [17]

Donde: R = Tasa de generación del gas (ft 3 /día). So = Suma de las concentraciones de los gases combustibles de la primera muestra (p.p.m). ST = Suma de las concentraciones de los gases combustibles de la segunda muestra (p.p.m). 70

V = Volumen del tanque principal del transformador (galones) t = Tiempo (días)

Figura 2.12 Procedimiento general para el diagnóstico por cromatografía de gases. [17]

2.4.4.2 Monitoreo de deterioro del aislamiento utilizando volumen de gas disuelto Un método aceptable para el seguimiento de la deterioro del material de aislamiento del transformador, implica el cálculo del volumen total de gas desprendido. El volumen total de gas desprendido es un indicador de la magnitud de fallas incipientes. [23] 71

Muestras sucesivas indican cambios con el tiempo a medida que avanza la falla. Las tendencias son evidentes cuando el volumen de gas se representa gráficamente frente al tiempo. Para determinar el volumen, en galones, de gas de falla disuelto en aceite aislante, se usa la siguiente ecuación: 𝑇𝐷𝐶𝐺𝑉 =

𝐹𝐺(𝑉) 1000000

Dónde: FG es la suma de H2, CH4, C2H6, C2H4 C2H2, y CO (ppm) V es el volumen de aceite en el transformador [litros (galones)] TDCGV es el total de volumen de gas combustible disuelto [litros (galones)] 2.4.4.3 Evaluación de la condición del transformador utilizando concentraciones individuales y TGCD Podría ser difícil determinar si un transformador se comporta normalmente, si este no tiene historial gases. Además, hay muchas diferencias de opinión para lo que se considera un "transformador normal" con concentraciones aceptables de los gases. [23] La IEEE C57.10-2008 presenta una guía para clasificar riesgos de falla en transformadores que no tienen historial de AGD. Esta guía se divide en cuatro condiciones en las que se usan las concentraciones individuales de los gases combustibles (AGD) y la concentración del total de gases combustibles (TGCD) [17]. Las cuatro condiciones se definen a continuación: 

Condición 1: El total de gases combustibles disueltos en el aceite (TGCD), por debajo de este nivel, indica que el transformador está operando satisfactoriamente. Si la concentración individual de algún gas combustible excede los límites dados en la tabla 2.16 se deberá realizar una investigación adicional. [17]



Condición 2: La concentración del TGCD dentro de este rango es indicativo de que se encuentra por encima de los niveles normales de operación. Si la concentración individual de algún gas combustible excede los límites dados en la tabla 2.16 se deberá realizar una investigación adicional. Una falla tal vez esté presente. Tome muestras y realice un AGD para calcular la tasa de generación de 72

los gases (revise la tabla 2.17 para conocer los intervalos de toma de muestra y las acciones a tomar). [17] 

Condición 3: La concentración del TGCD dentro de este rango indica un alto nivel de descomposición en el aislamiento de celulosa y/o aceite. Si la concentración individual de algún gas combustible excede los límites dados en la tabla 2.16 se deberá realizar una investigación adicional. Probablemente existan algunas fallas. Tome muestras y realice un AGD para calcular la tasa de generación de los gases (revise la tabla 2.17 para conocer los intervalos de toma de muestra y las acciones a tomar).



Condición 4: La concentración del TGCD dentro de este rango indica una excesiva descomposición del aislamiento de celulosa y/o aceite. Si se mantiene el transformador en operación es muy posible que este falle. [23]

La tabla 2.16 enumera las concentraciones de gases disueltos para los gases individuales y TDCG de Condición 1 a Condición 4. Esta tabla se utiliza para hacer la evaluación en un transformador nuevo o recientemente reparado, también para aquellos transformadores que no tienen historial de pruebas anteriores de gases disueltos Las concentraciones de gases disueltos contenidos en la Tabla 2.16 son valores basados en las experiencias de muchas empresas. El operador del transformador puede decidir utilizar diferentes concentraciones de gas disuelto para los gases individuales (particularmente acetileno) y TDCG basados en criterios de ingeniería y experiencia con otros transformadores similares. [23] 2.4.4.3.1 Determinación de la condición del transformador y el procedimiento de operación, en base al total de gases combustibles (TGC) en el espacio de gas. Cuando se detecten incrementos repentinos en las concentraciones de gases combustibles o en las tasas de generación de los mismos en el espacio de gas de transformadores que están operando sin problema y se sospeche una falla, se seguirá el procedimiento recomendado en la figura 2.12.

73

Tabla 2.16 Concentración de gases disueltos en transformadores nuevos o que no tiene historial de pruebas de gases disueltos. [23]

La Tabla 2.17 indica los intervalos de muestreo iniciales recomendados y procedimientos operativos para los distintos niveles de TCG. Una vez la fuente de gasificación se determina por análisis, inspección, consulta, o combinaciones de los mismos y el riesgo se ha evaluado, a continuación, el juicio de ingeniería debería ser aplicado para determinar el último intervalo de muestreo y el procedimiento operativo. [23] 2.4.4.3.2 Acciones a tomar e intervalos de toma de muestra en base al total de gases combustibles disueltos en el aceite (TGCD) y a su tasa de generación. Cuando un transformador está operando satisfactoriamente y se detecten incrementos repentinos de los gases combustibles disueltos en el aceite o en las tasas de generación de los mismos, se seguirá el procedimiento recomendado en la figura 2.12. [17]

74

En la tabla 2.18 se puede ver los intervalos iniciales de toma de muestra, así como los procedimientos operativos a seguir para distintos niveles del TGCD.

Tabla 2.17 Acciones basadas en TGC. [17]

2.4.5

Evaluación del tipo de falla.

Para la evaluación del tipo de falla se usaran cuatro métodos: 1. Método del Gas característico. 2. Método de las relaciones de Doernenburg. 3. Método de las relaciones de Rogers. 4. Método del triángulo de Duval. 2.4.5.1 Método del gas característico El tipo de gas generado producto de la descomposición del aceite y de la celulosa es dependientes de la temperatura a la que son sometidos, este análisis provee las bases para 75

la determinación cualitativa de los tipos de falla a partir de los gases que son típicos o predominantes a varias temperaturas. Estos gases típicos son conocidos como “gases característicos”.

Tabla 2.18 Acciones basadas en TGCD. [17]

A continuación se indican los gases característicos junto con sus respectivas proporciones para los cuatro tipos generales de falla. 

Sobrecalentamiento del aceite.- El sobrecalentamiento del aceite puede ser causa de varias razones, como sobre carga, corrientes circulando, una mala conexión de tierra y falsos contactos. Se produce la formación de Etileno (C2H4), Metano (CH4), junto con Etano (C2H6), y trazas de los demás gases como Acetileno se pueden formar si la falla es grave o implica contactos eléctricos, como se muestra en la figura 2.13. Gas principal: Etileno. [23]

76

Figura 2.13 Sobrecalentamiento del aceite.



Sobrecalentamiento del papel.- Cuando hay sobrecalentamiento del papel, se desprenden grandes cantidades de monóxido y dióxido carbono (CO y CO2) que evolucionan a partir del recalentamiento de la celulosa. Cuando la falla involucra una estructura impregnada de aceite se detecta también la presencia de Metano (CH4) y Etileno (C2H4), como se muestra en la figura 2.14. Gas principal: Monóxido de Carbono. [23]

Figura 2.14 Sobrecalentamiento del papel.



Descargas eléctricas parciales (Efecto corona).- Esta es una falla eléctrica de baja energía, resultado de la ionización del fluido dieléctrico que la rodea. Si se presentan descargas eléctricas de baja energía se producen Hidrógeno y Metano, con pequeñas cantidades de Etano y Etileno. Cantidades representativas de 77

Dióxido y Monóxido de Carbono suelen resultar de descargas en la celulosa, como se muestra en la figura 2.15. Gas principal Hidrogeno. [23]

Figura 2.15 Descargas parciales.



Arcos eléctricos.- Son los procesos de falla más severos, en los que se ven altas corrientes y altas temperaturas. Estos se pueden producir principalmente a fallas de corto circuito. Cuando se presenta este tipo de falla se generan grandes cantidades de Hidrógeno (H2) y Acetileno (C2H2), con cantidades menores de Metano (CH4) y Etileno (C2H4). Monóxido y Dióxido de Carbono también pueden ser generados si la falla envuelve a la celulosa. Pequeñas cantidades de gas Acetileno, deben ser consideradas con mucha seriedad, dado que este gas se produce casi exclusivamente por arco, como se muestra en la figura 2.16. Gas principal Acetileno. [23]

Figura 2.16 Arcos eléctricos. 78

2.4.5.2 Método de las relaciones de Doernenburg. Las teorías de diagnóstico basados en los principios de degradación térmica, emplean una serie de relaciones de ciertos gases combustibles clave, como los indicadores del tipo de falla. Este método utiliza las cuatro relaciones siguientes: Relación 1 (R1) = CH4/H2 Relación 2 (R2) = C2H2/C2H4 Relación 3 (R3) = C2H2/CH4 Relación 4 (R4) = C2H6/C2H2 Este procedimiento requiere niveles significativos de los gases presentes para que el diagnóstico sea válido. El método Doernenburg sugiere la existencia de tres tipos de fallas y utiliza las concentraciones de gases calculados de los cocientes de 1, 2, 3, y 4. Si las relaciones anteriores alcanzan ciertos valores se puede decir que el transformador posee alguna falla. El procedimiento paso a paso (diagrama de flujo) se muestra en la figura 2.17. [23] Los valores de estos gases son primero comparados con concentraciones especiales en la tabla 2.19 (ver los pasos de la figura 2.17), para determinar si realmente existe un problema con la unidad y si existe generación suficiente de cada gas para el análisis de las relaciones que sean aplicables. Cuando las relaciones de orden 1, 2, 3 y 4 y son comparados con valores límite, proporcionan un diagnóstico de fallas sugerido como se da en la tabla 2.20. La tabla 2.20 da los valores límite para las relaciones de los gases disueltos en el aceite y gases obtenidos del espacio de gas del transformador o relé de gas. El diagrama de flujo en la figura 2.17 ilustra la aplicación paso a paso del método de relaciones de Doernenburg para los gases extraídos del aceite del transformador solamente. Exactamente el mismo procedimiento se sigue para los gases obtenidos de los relés de gas o espacio de gas, excepto los valores límite para las relaciones, estas serán las apropiadas para el espacio de gas (ver tabla 2.20). [23]

79

Figura 2.17 Diagrama de flujo según el método de las relaciones de doernenburg.

La descripción de los pasos indicados en la figura 2.17 son las siguientes: Paso 1.- “Las concentraciones de los gases son obtenidas por medio de cromatografía”. [23] Paso 2.- “Si al menos una de las concentraciones de gas (ppm) de H2, CH4, C2H2, C2H4, supera el doble de los valores de límite de L1 (tabla 2.19) y uno de los otros dos gases supere los valores límite L1, la unidad se considera defectuoso; continúe con el Paso 3 para determinar la validez del procedimiento de relación”. [23] Paso 3.- “Determinar la validez de las relaciones: Si por lo menos uno de los gases en cada relación R1, R2, R3 o R4 excede los límites L1, la relación es válida, de otra manera las relaciones no son significantes; se tomara otra muestra de la unidad y se la investigara por métodos alternos”. [23] Paso 4.- “Asumiendo que el análisis de la relación es válida, se comparara cada relación con los valores de la tabla 2.20 en el orden R1, R2, R3 y R4”. [23] Paso 5.- “Si todas las relaciones caen dentro de los rangos para un tipo de falla dada la tabla 2.20, el diagnostico sugerido es válido”. [23]

80

Tabla 2.19 Concentraciones límite de gas disuelto. [23]

Tabla 2.20 Relaciones por gases clave de Doernenburg [23]

2.4.5.3 Método de las relaciones de Rogers. El Método de las Relaciones de Rogers sigue el mismo procedimiento general dado para el Método de las Relaciones de Doernenburg, pero en vez de utilizar cuatro relaciones solo se utilizan tres R1, R2 y la relación R5 (C 2 H4 / C2H6). En la figura 2.18 se muestra un diagrama de flujo que enseña paso a paso el uso de este método. La tabla 2.21 da los valores de las relaciones R1, R2 y R5 para los correspondientes diagnósticos sugeridos.

Tabla 2.21 Relaciones de Rogers para gases claves o característicos. [23]

81

Figura 2.18 Diagrama de flujo según el método de las relaciones de Rogers. [23]

2.4.5.4 Método del triángulo de Duval. Antes de usar este método se debe tener en cuenta: que el nivel de gases combustibles sea significativo, que la velocidad de generación de gases este por encima de los valores de normalidad. El triángulo de Duval se usa para determinar con precisión cuál es el tipo de problema que tiene el transformador. [14] Duval utiliza tres de los seis gases empleados por Dornenburg para clasificar averías en transformadores. Duval interpreta los resultados de DGA en forma gráfica y utiliza un triángulo equilátero compuesto por tres vértices (%CH4, %C2H4 y %C2H2). Las coordenadas del triángulo correspondientes a los resultados del ADGD, en ppm pueden calcularse como se muestra en las ecuaciones siguientes y propone un sistema de concentraciones en ppm. [24]

82

Siendo X la concentración en ppm de CH4, Y la concentración en ppm de C2H4 y Z la concentración en ppm de C2H2. En la figura 2.19 se muestra el Triángulo de Duval donde cada lado representa una escala desde cero a 100% de cada gas.

Figura 2.19 Triangulo de Duval. [14]

Donde: PD = Descarga Parcial T1 = Falla Térmica bajo los 300°C

D1 = Descarga de baja energía (Chispa)

T2 = Falla Térmica entre 300°C y 700°C

D2 = Descarga de Alta energía (Arco)

T3 = Falla Térmica a más de 700°C

DT = Falla Eléctrica y Térmica en conjunto

“Como un ejemplo en la figura 2.20 se muestra la forma de detectar una avería en un transformador. Las concentraciones CH4, C2H4 Y C2H2 son los ejes coordenados del 83

triángulo equilátero, donde se ha tomado X=Xp= 60 ppm, Y=Yp= 30 ppm y Z=Zp= 10 ppm. Se traza para Xp una recta paralela a BC; para Yp, una recta paralela a CA y para Zp, una recta paralela a AB, siendo la intersección de estas rectas el punto de ubicación de la avería”. [24]

Figura 2.20 Ubicación de avería en el triángulo de Duval. [24]

Es importante destacar que los diferentes métodos para la interpretación de resultados de DGA estudiados, son herramientas para analizar e identificar qué tipo de falla está presente en el transformador, mas no son herramientas para detectar físicamente fallas en los transformadores. En los Métodos estudiados anteriormente, no existe la relación CO2/CO, sin embargo esta relación es muy útil para determinar si alguna falla en el transformador está afectando al aislamiento de celulosa. Valores menores a 3 son indicativos de que el papel está involucrado en una falla de tipo eléctrico (arco o chisporroteo), conjuntamente con algo de carbonización del papel. Valores normales de la relación CO2/CO están alrededor de 7. Valores mayores a 10 generalmente son indicativos de una falla de tipo térmico que involucra a al papel. [17] Si se sospecha una degradación excesiva del papel es recomendable solicitar un análisis de furanos en el siguiente DGA. 84

El contenido de furanos es utilizado para calcular el grado de polimerización que predice el fin de la vida útil de un transformador. Para los transformadores que no poseen el papel con mayor resistencia térmica, el grado de polimerización se calcula en base al contenido del 2-furaldehido. Para los transformadores que sí lo poseen, el grado de polimerización se calcula en base al contenido total de furanos. La tabla 2.22 presenta el cálculo de la vida útil del transformador de acuerdo al contenido de furanos.

Tabla 2.22 Vida útil del transformador según el contenido de furanos. [22]

85

CAPITULO III 3

TIPOS DE MANTENIMIENTO EN LOS TRANSFORMADORES EN BASE AL MONITOREO IMPLEMENTADO.

La inspección y mantenimiento necesario para el correcto funcionamiento del transformador depende de su capacidad de carga, de la ubicación en el sistema y de las condiciones ambientales. En esta parte se estudian los diferentes tipos de mantenimiento, según los resultados del sistema de monitoreo en línea para la detección temprana de fallas internas del transformador, el mismo que es el objetivo principal de este proyecto. Según los resultados que se conseguirán se involucran el mantenimiento preventivo y mantenimiento correctivo de algunas partes del transformador, otros tipos de mantenimiento se realizan pero no son aplicables a este proyecto. 3.1

Mantenimiento preventivo

Es un conjunto de actividades regularmente programadas y aplicadas a los equipos de una instalación determinada, con el objeto de minimizar su “degradación” o perdida de vida útil. En este caso el mantenimiento predictivo según el sistema de monitoreo que se implementara tiene que ver con el aceite dieléctrico, el papel aislante, los sistemas de ventilación, medidores de temperatura y los gases generados. 3.1.1

Mantenimiento del sistema de aislamiento interno.

El sistema de aislamiento se compone del aceite dieléctrico y del papel aislante en lo devanados. Como se estudió en el capítulo 2, los métodos para estimar el desgaste de un aceite dieléctrico y el papel aislante son las pruebas físico químicas del aceite, en donde se analizan diferentes características más importantes. Estas pruebas son: -

Rigidez dieléctrica

- Número de neutralización

-

Tensión interfacial

- Color

-

Contenido de agua

- Densidad relativa

-

Factor de potencia

-

-

Sulfuro corrosivo

- Furanos. 86

Inspección visual

-

Cromatografía de gases.

Según los resultados de estos análisis se procede al mantenimiento correctivo, que se estudia más adelante. 3.1.2

Mantenimiento e inspección del sistema de ventilación

Si existiese una sobre temperatura o sobrecalentamiento del transformador una de las causas más probables puede ser la falla del sistema de ventilación, este sistema es importante en el funcionamiento diario normal de un transformador. Es necesario tener un cuidado especial en su inspección y mantenimiento, ya que, cualquier anormalidad puede reducir la vida útil del transformador o causar defectos serios. [17] Algunas pruebas rápidas se realizan para verificar el correcto funcionamiento del sistema de ventilación, estas pruebas son: 

Verifique la existencia de fuga de aceite en los tubos colectores o en las aletas de los radiadores. Realice una limpieza del polvo y suciedad que se acumula en ellos, en especial la zona de unión entre las aletas y los tubos colectores. La limpieza de dicha suciedad es muy importante, ya que esta resta eficiencia a la acción del radiador y con el tiempo puede dar origen a un proceso de oxidación del metal.



En los ventiladores y bombas de circulación se recomienda revisar: temperatura, vibración, ruido, falta de fijación, oxidación y estado de la pintura. Es recomendable también, que una vez al año se desmonte los rodamientos del motor que los acciona y reemplazar la grasa vieja; paralelamente a lo anterior se deberá realizar también una prueba de resistencia del asilamiento de dicho motor.[17]

3.1.3

Mantenimiento e inspección de los medidores de temperatura.

Es importante verificar la temperatura del transformador cuando se encuentra en servicio, debido a que un valor de temperatura dentro del rango aceptable, es indicativo de las buenas condiciones de funcionamiento. Por lo tanto, se debe revisar y mantener en buen estado los medidores de temperatura, de manera que sea confiable la lectura que están proporcionando.

87

Como se estudió en el capítulo dos, las elevadas temperaturas en el sistema de aislamiento interno pueden descomponer el aceite y degradar el papel aislante, produciendo así gases combustibles. 3.1.4

Pruebas de descargas parciales

Las descargas parciales (DP), son descargas dieléctricas en un área parcial de un sistema de aislamiento eléctrico sólido o líquido bajo el esfuerzo de la alta tensión. Las descargas parciales de un transformador deterioran su aislamiento y pueden provocar una falla del transformador. Se recomienda realizar mediciones de DP de diagnóstico tras obtener valores medidos anómalos, como el aumento de los valores de gas disuelto en el aceite. Con estas pruebas se puede detectar descargas parciales que están aún en sus primeras etapas o determinar acústicamente la localización de su origen. Esto permitirá extraer conclusiones con respecto al estado del aislamiento. Al mismo tiempo, se pueden iniciar otras medidas, como la reparación o mediciones de diagnóstico adicionales. En la figura 3.1 se observa un equipo probador de descargas parciales.

Figura 3.1 Probador de descargas parciales.

3.1.5

Medición de la relación de transformación del transformador.

Esta prueba mide la relación de transformación entre dos devanados, permite identificar cortos entre espiras, daños en el conmutador y posiciones incorrectas de este. Es recomendable realizar las lecturas para todas las posiciones del cambiador de taps para detectar posibles daños en este o falsas posiciones. 88

La variación de los valores medidos con respecto a los valores esperados según los datos de placa no deben superar a +0.5% o -0,5%, establecido por la norma IEEE Std. C57.10.00-1993. Esta prueba permite además comprobar el grupo de conexión del transformador. En la figura 3.2 se muestra un equipo para probar la relación de transformación.

Figura 3.2 Equipo Medidor de relación de transformación. (TTR)

3.2

Mantenimiento correctivo.

El mantenimiento correctivo se realiza en base a los resultados de las pruebas realizadas del sistema de asilamiento interno y sistema de monitoreo en línea del transformador, estos resultado pueden ser: oxidación o acidez del aceite, humedad en el aceite, altas temperaturas, grandes cantidades de gases de falla generados o diagnóstico de fallas mediante el software de visualización del sistema de monitoreo implementado, color del aceite no aceptable, presencia de sulfuro corrosivo, baja rigidez dieléctrica, etc. 3.2.1

Secado del transformador.

Todos los procesos de secado persiguen un objetivo común “La extracción de agua en estado libre o disuelto de la celulosa del papel y del aceite aislante”. Algunos de los componentes que se deben de tomar en cuenta a la hora de elegir el método de secado a usar son: 

Tipo de transformador.



Temperaturas de ambiente y de operación.



Limitaciones de tiempo. 89



Espesor de las piezas de aislamiento.



Humedad del ambiente.

El deshumedecimiento de un transformador puede ser hecho en un taller de reparación o en el lugar donde se está instalado; el transformador podrá estar energizado o desenergizado. Como medio de supresión de la humedad se puede utilizar calor, vacío o la mezcla de ambos. Cada una de las técnicas que se muestran a continuación demanda de una atención y monitoreo regular, especialmente la temperatura. Un transformador al que se le aplica un proceso de secado no debe de quedar sin una persona que supervise el proceso. [14] 3.2.1.1 Secado por medio de calor 

Secado en hornos: Cuando los trabajos de reparación se llevan a cabo en un taller de servicio, el núcleo y los devanados pueden ser retirados del tanque y ser deshidratados en un horno como un conjunto. La figura 3.3 muestra dos hornos empleados para el secado de la parte activa de transformadores de pequeña potencia.

Figura 3.3 Hornos para el secado de la parte activa de transformadores. [17]



Secado por circulación de aire caliente: Para conseguir buenos efectos al emplear este método, la humedad relativa del ambiente debe de tener un valor menor a 25%. Con el fluido fuera del transformador, el tanque es cubierto con materiales que impiden la excesiva perdida de calor y conservan una temperatura uniforme, de modo 90

que se impida la concentración de vapor de agua en el interior del tanque. Un conjunto de ductos junto con un mecanismo que introduzca aire caliente (90ºC máximo) y seco (debe de tener por lo menos 19% de oxígeno y menos de 100 ppm de humedad) son colocados al tanque del transformador. Con estos elementos el aire se distribuye en el interior del transformador, alcanzando a las bobinas y núcleo, quitando la humedad de ellos. [14] 

Secado mediante circulación de aceite caliente: Este método demanda un sistema de calentamiento externo que suba la temperatura del aceite a 85ºC en promedio. Este sistema también debe tener filtros para el aceite y un removedor de humedad por medio de vacío. La circulación del aceite se hace hasta que el secado sea lo más satisfactorio posible. Al sistema de calentamiento externo se le puede cortocircuitar uno de los devanados del transformador (bobinado de baja tensión) y mantenerlo energizado, por medio de una fuente externa, hasta alcanzar la temperatura deseada. [17]



Secado con resistores inmersos en el aceite: El proceso consiste en el secado de todo el sistema de aislamiento contenido en el tanque del transformador mediante resistores especialmente construidos para esto. Los resistores son colocados simétricamente en el interior del tanque, de manera que el calor se distribuya uniformemente. La alimentación de los resistores puede ser C.C. o C.A. monofásica de baja tensión. [17] Este procedimiento tiene uso particular en lugares en donde los sistemas móviles no están disponibles, también los resistores focalizan el calor donde más se lo necesita.

3.2.1.2 Secado mediante vacío. Para realizar el secado de un transformador mediante vacío se utiliza una bomba de vacío que sea capaz de provocar un vacío de por lo menos 0.05 mmHg y pueda operar grandes volúmenes de vapor junto con una “trampa fría” ajustada al tanque del transformador, la cual nos ayudara a aprisionar el agua removida del aislamiento. [14] Este procedimiento deberá ser aplicado solo cuando el transformador esta desenergizado. Una vez que se ha desenergizado el transformador, el aceite es bombeado fuera de él y se realiza la conexión del equipo que hará el vacío del transformador. 91

La extracción de agua del aislamiento empieza cuando la presión del vapor residual es menor a la presión del agua presente en el aislamiento. El aire cargado con vapor de agua es bombeado fuera del transformador, el cual está totalmente sellado por un vacío elevado. Dicho aire al ser bombeado fuera del transformador queda capturado en la trampa fría, donde se condensa. La deshidratación continua hasta que la humedad residual este dentro del nivel deseado (los fabricantes recomiendan continuar el secado hasta que la cantidad de agua removida por un periodo de 6 horas de tratamiento sea 1 ½ onzas). [14] 3.2.1.3 Secado mediante calor y vacío. Cuando esta técnica se aplique a transformadores energizados, el equipo que realice el proceso deberá tener ciertas medidas de precaución como las que se dan a continuación: 

Mangueras con cables de tierra para eliminar las cargas estáticas. Detectores de nivel y controles automáticos que ayuden a mantener un nivel constante en ambos, es decir, en el transformador y en el equipo.



Reguladores automáticos de calor que mantengan la temperatura del aceite para que no se eleve demasiado, es decir, como para quemarlo (o al punto de dañar el aislamiento).



Alarmas que envíen señales cuando los valores de temperatura, presión o flujo de aceite se desvíen de los límites predeterminados.



Filtros en la descarga de todas las bombas de circulación, con el objeto de atrapar las partículas metálicas que puedan desprenderse de sus engranajes.



Un equipo con un diseño que aplique vacío al proceso y no al transformador. [17]

Figura 3.4 Cámara de vacío y filtros de cartucho y medidor de flujo. [17]

92

Las figuras 3.4 y 3.5, muestran partes de una máquina de tratamiento que emplea calor y vacío para la deshidratación de transformadores desenergizados.

Figura 3.5 Calentadores eléctricos y bomba de vacío. [17]

3.2.2

Desgasificación del aceite.

El secado del aceite utilizando vacío, en oposición con el uso de solo calor para excluir la humedad del transformador, tiene la ventaja de la desgasificación del aceite. Esta ventaja no se la adquiere con los demás procesos de secado. Un alto grado de desgasificación del aceite da algunos beneficios, tales como: 

Eliminación del oxígeno.



Eliminación de los gases combustibles.



Reduce el efecto de las descargas parciales dentro del transformador.



Ayuda al secado del aceite.

3.2.3

Remoción de sedimentos (el problema del lodo).

Antes del análisis con las técnicas existentes para retirar de manera efectiva los sedimentos que se forman dentro del transformador cuando el grado de oxidación del aceite es avanzado, primero se debe entender la diferencia que hay entre reacondicionar un aceite dieléctrico y recuperar un aceite dieléctrico. Ambas definiciones son dadas a continuación: 

Reacondicionamiento de un aceite dieléctrico: implica la extracción de agua, materiales sólidos y gases disueltos a través de medios mecánicos (diferentes tipos de filtro, centrifugas y secado mediante vacío).

93



Recuperación de un aceite dieléctrico: consiste en la extracción de productos de oxidación, tales como los ácidos orgánicos y lodo, a través de medios químicos o absorbentes. Para mantener un transformador libre de lodo durante la vida operativa del mismo, se requiere tomar acciones de operación y mantenimiento mucho antes de que el sedimento aparezca. [17]

3.2.3.1 Reemplazar el aceite viejo por aceite nuevo Esto no es una solución ya que se a precia que un 10% del aceite del transformador es capturado por la celulosa. Al colocar el aceite nuevo, el aceite viejo atrapado en la celulosa dañara el aceite nuevo y poco tiempo después de haber colocado el aceite nuevo el nivel de contaminación del mismo será igual al del aceite viejo. 3.2.3.2 Recuperación del aceite Este proceso, tiene por objeto quitar la mayoría de los productos que causan la oxidación y reestablecer las características de operación de un aceite dieléctrico. Hoy en día existen cuatro métodos para tratar un aceite dieléctrico deteriorado: 1. Filtrado del aceite a través de tierras Fuller por gravedad o presión. 2. Método de contacto entre el aceite precalentado con arcilla finamente comprimida. 3. Método de recuperación por Fosfato Trisódico. 4. Método de recuperación por carbón activado y silicato de sodio. El método más usado es el de filtrado de aceite a través de tierras Fuller por gravedad o presión, es por esto que solo se estudiara este método. Empleando la tecnología tradicional de Tierra de Fuller, la cual es una arcilla en forma natural, como medio de tratamiento de aceites aislantes deteriorados, esta tecnología posee dos métodos que permiten restaurar los aceites, los cuales se dan a continuación: [17]

94

3.2.3.2.1 Filtrado del aceite a través de tierras Fuller por gravedad o presión Tanto en el filtrado por gravedad y por presión hay una o varias cámaras que contienen la arcilla en su parte inferior, mientras que por la parte superior se inyecta el aceite a ser tratado. El aceite pasa por el filtro absorbente para luego ser vaciado. En el filtrado por presión, el aceite a ser regenerado es forzado a través del filtro absorbente por medio de una bomba. Este método se emplea cuando se pretende pasar grandes volúmenes de aceite, por lo que la arcilla debe ser cambiada frecuentemente ya que la cantidad de la misma es relativamente pequeña comparada con la de aceite. [17] El filtrado por gravedad, trata en forzar el paso del aceite por la columna que contiene la arcilla utilizando la gravedad. Un flujo lento del aceite es obtenido con este método, permitiendo un mayor contacto del aceite con la arcilla. Actualmente se tiende al uso de dos o tres columnas cilíndricas conectadas en serie por medio de tuberías, con el fin de aprovechar mejor la arcilla y reducir el tiempo de restauración de un aceite. Una estructura con tres torres puede verse en la figura 3.6. [17]

Figura 3.6 Estructura con tres columnas que contienen tierras Fuller. [17]

3.2.4

Limpieza del transformador con aceite caliente

La regeneración de un aceite que contiene agua y contaminantes sólidos es más saludable y económico para el transformador que cambiar el aceite deteriorado por uno nuevo, también los lodos contenidos en él deben ser disueltos y eliminados, para lo cual es necesario un solvente. 95

Desgraciadamente la mayoría de solventes de lodo atacan a los materiales del aislamiento del transformador, produciendo deterioro en ellos. Por lo contrario, el aceite para transformadores calentado hasta cierta temperatura es un excelente solvente de sus productos debilitadores. La temperatura necesaria es indicada por la temperatura del punto de anilina entre 72°C y 82°C (160°F -180°F). [17] Se puede decir que mientras el proceso de regeneración limpia el aceite, el lavado de la parte activa con aceite caliente elimina el lodo del transformador. Entonces el método de separación del lodo mediante aceite caliente posee tres puntos claves: calor, absorción y vacío. Para sacar el máximo provecho de esta técnica se debe tener en cuenta lo siguiente: 

Tratar de mantener la temperatura del aceite y del transformador entre 70 y 80°C.



El tiempo requerido para que el aceite alcance los 80°C depende de la temperatura ambiente, del tipo de transformador y de la humedad del ambiente.



El vacío requerido esta entre 25 y 29 pulgadas de mercurio (plgHg).



Monitorear continuamente la temperatura y el vacío para evitar un daño en el sistema de aislamiento.



En la última introducción del aceite por el equipo de filtrado se debe añadir el inhibidor al aceite para asegurar la extensión de la vida del mismo. [17]

3.2.5

Acciones correctivas en base a gases generados

Cuando se detectan gases de falla en el interior del transformador es indicativo de anormalidades. Como se estudió, estas fallas pueden ser descargas parciales de alta y baja energía, cortocircuitos entre espiras del devanado, efectos corona, sulfatación del cobre, contactos flojos, etc. Debido a que todos estos tipos de fallas son internas, no hay una guía específica para saber con exactitud en donde se encuentra la falla, por lo tanto para realizar una acción correctiva es necesario abrir el transformador y realizar una inspección minuciosa de las partes: como devanados, pernos de conexión, el cambiador de taps, el papel aislante, etc. 96

Dependiendo el tipo de falla que se encuentre se hará la debida reparación ya sea con los propios fabricante con un empresas especializadas en reparación de transformadores. En la figura 3.7 se puede observar el caso de un devanado de transformador sulfatado y el caso de contactos flojos que producían descargas parciales de baja intensidad.

Figura 3.7 Parte de un devanado sulfatado y un contacto flojo de un transformador

97

CAPITULO IV 4

PRUEBAS DEL SISTEMA

Una vez estudiado el fundamento teórico correspondiente a los diferentes aspectos que involucran la elaboración de este proyecto, se procedió al desarrollo y pruebas de funcionamiento del mismo. Para esto se planteó una metodología de trabajo como sigue: 

Identificación del transformador, de los Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs), de los sensores de medida y demás accesorios del transformador.



Selección de las variables de operación del transformador a monitorear.



Conexión eléctrica de los IEDs, sensores y transductores de medida del transformador y de los elementos de la red de comunicación.



Definición e implementación de las comunicaciones entre los componentes del sistema de monitoreo del transformador.



Configuración y pruebas de comunicación de hardware del sistema de monitoreo.



Diseño y configuración de software de monitoreo.



Pruebas de funcionamiento del sistema implementado.



Resultados obtenidos, diagnóstico del estado interno del transformador y recomendaciones de mantenimiento, en base a la información obtenida del sistema de monitoreo implementado.

Es importante destacar que los trabajos fueron realizados de manera simultánea al montaje del transformador en la subestación por parte de la empresa DIALEGSA S.A. 4.1 4.1.1

Desarrollo Identificación del transformador, de los Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs), de los sensores de medida y demás accesorios del transformador.

Para poder supervisar el buen funcionamiento de los transformadores se necesitaron varios componentes adicionales, los mismos que brindan información del estado de operación del transformador. A continuación se describe el transformador con sus accesorios: 98

4.1.1.1 Transformador de potencia El transformador de potencia a monitorear es el que se muestra en la figura 4.1 y en la tabla 4.1 se presentan los datos más importantes del mismo: Datos del Transformador Potencia nominal:

10/12.5 MVA

Tensión:

22/63 KV

Fabricante:

SHENDA ELECTRIC GROUP

Número de serie:

CK140207-1

Tipo:

SF11-12500/22

Fecha de fabricación:

Mayo del 2014

Tipo de enfriamiento:

ONAN/ONAF

Peso del aceite:

4000Kg

Tabla 4.1 Datos más importantes del transformador

Figura 4.1 Transformador de potencia a monitorear

4.1.1.2 Medidores de temperatura Estos medidores son de vital importancia durante la operación del transformador, debido a que brindan información de la temperatura del aceite aislante, devanados y temperatura ambiente. De esta manera el personal encargado del mantenimiento y operación del

99

transformador, puede vigilar las temperaturas asegurándose que estén dentro de los valores normales de funcionamiento. En la figura 4.2 se muestra los medidores de temperatura de los devanados de Alta y Baja tensión 69/22 KV respectivamente y el medidor de temperatura del aceite aislante, los mismo que fueron instalados en el transformador. En la tabla 4.2 se muestra los rangos de temperatura permitidos, alarmas y protección. Medidor Temperatura de aceite aislante Temperatura de devanado de Alta tensión (69KV) Temperatura de devanado de Baja tensión (22KV)

Nivel de alarma Si es >= 85°C

Protección o desconexión del transformador Si es >= 95°C

Si es >= 95°C

Si es >= 105°C

Si es >= 95°C

Si es >= 105°C

Tabla 4.2 Rangos de temperaturas anormales de funcionamiento del transformador.

Figura 4.2 Medidores de temperatura del aceite, devanados de alta y baja tensión.

4.1.1.3 Medidor de nivel. Este medidor indica el nivel del aceite aislante contenido en el tanque principal del transformador o en compartimentos asociados al mismo. En las figuras 4.3 se muestra el medidor de nivel usado junto al tanque conservador del transformador. 100

Figura 4.3 Medidor de nivel y su ubicación.

Como se observa en las figura 4.3 el medidor de nivel posee tres posiciones. El nivel máximo (MAX), el nivel de aceite a la temperatura ambiente (20ºC) que corresponde al y el nivel mínimo (LO). Tomando en cuenta estos niveles de referencia, se llena de aceite el transformador de acuerdo a la temperatura ambiente al momento del llenado. 4.1.1.4 Relé Buchholz Este es un dispositivo de protección, el relé Buchholz detecta gases que provienen de la parte interna del transformador cuando este tiene fallas. Este relé tiene dos nivel de detección, el primer nivel es el de alarma, es decir cuando existe una cantidad determinada de gases el relé da una señal de alarma, el segundo nivel es cuando el relé detecta cantidades de gases extremadamente grandes que superan el nivel de alarma entonces el relé acciona contactos y desconecta o saca de operación al transformador antes de que este sufra una falla catastrófica. En la figura 4.4 se muestra el tipo de relé utilizado.

Figura 4.4 Relé Buchholz 101

4.1.1.5 Sensores de temperatura PT100 Estos sensores fueron instalados en compartimientos del tanque principal del transformador, con la finalidad de medir la temperatura exacta del aceite y envían señales analógicas a los IEDS para un adecuado control de temperatura. También se tiene un sensor PT100 para medir la temperatura ambiente, el mismo que está instalado en la parte exterior del transformador. En la figura 4.5 se muestra estos sensores de temperatura PT100.

Figura 4.5 Sensores PT100 de temperatura de aceite y el ambiente.

4.1.1.6 Ventiladores Los ventiladores son componentes del sistema de enfriamiento del transformador, estos son accionados cuando hay un incremento de la temperatura del aceite aislante del mismo, con la finalidad de enfriar el aceite que circula por los radiadores y mantener la temperatura dentro de los valores normales de operación. Este transformador cuenta con cuatro ventiladores los mismos que están controlados por un dispositivo electrónico inteligente (IED) modelo SEL 2414 que es un monitor para transformadores de potencia. En la tabla 4.3 se muestra los rangos de temperatura normal y de accionamiento de ventiladores y en la figura 4.6 se muestra dichos ventiladores. Medidor Temperatura de aceite aislante

Nivel normal. Apagado de ventiladores Si es 55°C

Tabla 4.3 Temperaturas de apagado y encendido de ventilares. 102

Figura 4.6 Ventiladores del sistema de enfriamiento del transformador.

4.1.1.7 Transformadores TC y TP Estos son transformadores de medida destinados a enviar información a los instrumentos de medida como contadores energía, relés de protección, amperímetros, voltímetros y dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs), que se utilizan en sistemas de alto voltaje o gran potencia. Los transformadores de corriente (TC) que se usan en este proyecto son del tipo boquilla o Bushing, los mismos que se encuentran localizados en la parte inferior de los terminales de alta tensión 69KV del transformador, como se muestra en la figura 4.7.

Figura 4.7 Transformadores de medida TCs y TPS, dentro de los terminales. 103

Los transformadores de potencial (TP) que se usan en este proyecto son del tipo boquilla o bushing, los mismos que se encuentran localizados en la parte inferior de los terminales de baja tensión 22KV del transformador, como se muestra en la figura 4.8. 4.1.1.8 Dispositivo Electrónico Inteligente, SEL 2414. Para el monitoreo de variables eléctricas, temperaturas y el control de los ventiladores del transformador de potencia se utilizó el monitor para transformadores SEL24-14 como se observa en la figura 4.8.

Figura 4.8 Monitor de transformadores SEL 2414. [25]

Figura 4.9 Entradas, salidas y comunicaciones del monitor SEL-2414. [25] 104

Este IED dispone de entradas y salidas digitales y analógicas, también de diferentes opciones de comunicaciones industriales como se muestra en la figura 4.9, para la mayoría de aplicaciones de monitoreo y control del trasformador. 

Características del monitor para transformadores SEL-2414

En la tabla 4.10 se muestran las diferentes características: físicas, de monitoreo, de automatización y control, medición y protocoles de comunicación.

105

Figura 4.10 Características del monitor para transformadores SEL-2414. [25]



Aplicaciones

El SEL-2414 proporciona un modelo térmico del transformador basado en IEEE C57.911995. Este modelo se utiliza para supervisar la condición térmica de los transformadores sumergidos en aceite mineral. El modelo puede utilizarse para tomar decisiones operativas sobre la carga del transformador y de tendencias a largo plazo de la condición de vida útil del transformador. La figura 4.11 muestra el diagrama de bloques y la figura 4.12 muestra el diagrama de entradas y salidas de un monitor de transformador como ejemplo. La aplicación del ejemplo muestra que el SEL-2414 se utiliza para supervisar las corrientes del transformador (TCs), voltajes (TPs) y temperaturas (RTDs) y el control de bancos de ventiladores. 106

Figura 4.11 Diagrama de bloques. [25]

Figura 4.12 Diagrama de entradas y salidas. [25] 107

4.1.1.9 Dispositivo Electrónico Inteligente, Calisto 9. Como se estudió anteriormente, las mediciones de gases disueltos en el aceite aislante juegan un papel importante en la gestión de los activos de transformadores de potencia inmersos en aceite. Para el monitoreo de variables eléctricas, temperaturas y el control de los ventiladores del transformador de potencia se utilizó el monitor para transformadores SEL24-14 como se observa en la figura 4.8. Para el monitoreo de las variables físicas como son gases se utilizó el monitor Calisto 9. Este es un monitor en línea muy preciso que tiene el poder de analizar gases disueltos (DGA) y guardar información histórica de los mismos de manera detallada y del comportamiento del gas disuelto dentro de un transformador, proporcionando la detección automática de cualquier cambio rápido o tasa de generación de estos gases. Los monitores Calisto 5 y Calisto 9 están diseñados para ser instalados de forma permanente en los transformadores de potencia más críticos, para la medición continua de gases disueltos en el fluido aislante. Estos monitores en linea utilizan una tecnología propia de cromatografía de gases optimizada. El Calisto 5 mide los gases claves de falla del transformador como el Hidrógeno (H2), Monóxido de Carbono (CO), el Metano (CH4), el Acetileno (C2H2) y Etileno (C2H4). El Calisto 9 adicionalmente mide Etano (C2H6), el Dióxido de Carbono (CO2) y componentes del aire como el Oxígeno (O2) y Nitrógeno (N2). El Calisto 9 también puede medir el Hexafluoruro de Azufre disuelto (SF6) si se lo requiere con esta opción. En la figura 4.13 se muestra un medidor de gases Calisto 9. [101] El monitor necesita que el aceite del transformador sea llevado hacia su interior y luego regrese al transformador. Para lograr esto, Calisto 5 y 9 tienen una entrada y salida de aceite. La circulación de aceite se logra con el uso de una bomba de émbolo pequeña (caudal nominal de 60 ml / min. O 0.95 US gal / hora) situada en el interior del monitor, como se muestra en la figura 4.13. El Calisto 9 tiene como parte de sus accesorios un tanque de gas portador (Helio), un módulo de regulación de presión y un tanque pequeño de gas patrón de calibración que va 108

en el interior del monitor, como se muestra en la figura 4.14.

Figura 4.13 Monitor de gases de falla Calisto 9. [26]

Figura 4.14 Calisto 9 y accesorios [26] 109

Además el Calisto 9 también tiene entradas y salidas analógicas y digitales, relés y puertos de comunicación Serial, Ethernet que manejan protocolos de comunicación tales como DNP3, Modbus, TCP/IP y IEC 61850, como se observa en la figura 4.15.

Figura 4.15 Tarjeta electrónica del Calisto 9. [26] 110

4.1.1.10 Swicth Ethernet Los switches son una parte fundamental en la mayoría de las redes de comunicación. Estos hacen posible que varios usuarios envíen información a través de una misma red al mismo tiempo sin disminuir la velocidad de transmisión entre sí. Para realizar la red de comunicaciones del sistema de monitoreo se utilizó un switch de Ethernet existente con puertos disponibles, al mismo que se conectan los dispositivos electrónicos inteligentes SEL-2414 y Calisto 9. En la figura 4.16 se muestra el switch de Ethernet.

Figura 4.16 Switch de Ethernet

4.1.1.11 Unidad terminal remota RTU La RTU es un dispositivo basado en microprocesadores, el cual permite obtener señales independientes de los procesos y enviar la información a un sitio remoto donde esta es procesada. Generalmente este sitio remoto es una sala de control donde se encuentra un sistema central SCADA el cual permite visualizar las variables enviadas por la RTU. Para el sistema de monitoreo se utilizó una RTU con puertos disponibles, existente en la misma subestación eléctrica al cual que se conectó el switch mostrado anteriormente. En la figura 4.17 se muestra la RTU utilizada.

Figura 4.17 Unidad Terminal Remota (RTU). 111

4.1.2

Selección de las variables de operación del transformador a monitorear.

La medición de las diferentes variables que se consideran importantes para conocer el estado del transformador es efectuada a través de sensores y/o transductores, localizados en general junto al transformador. En este trabajo se seleccionó las variables a medir de acuerdo a: la importancia para la detección temprana de fallas incipientes dentro del transformador y funcionamiento del mismo, los sensores y transductores disponibles y la funcionalidad de los IEDs. A continuación la tabla 4.4, se muestra una lista de las variables más importantes que están siendo supervisadas en el sistema de monitoreo en línea implementado.

        

Variables IEDs Temperatura ambiente Temperatura del aceite Temperatura de bobinados Nivel de aceite del Transformador Monitor de Estado de los ventiladores transformador Corrientes y tensiones SEL-2414 Energías Potencias Factor de potencia

           

Contenido de Humedad Saturación de humedad relativa Hidrógeno (H2) Monóxido de Carbono (CO) Metano (CH4) Acetileno (C2H2) Etileno (C2H4) Etano (C2H6),  Dióxido de Carbono (CO2)  Oxígeno (O2) Nitrógeno (N2) Total de gases

Monitor de gases Calisto 9

Tabla 4.4 Variables monitoreadas.

112

4.1.3

Conexión eléctrica de los IEDs, sensores y transductores de medida del transformador y de los elementos de la red de comunicación.

En cuanto a la conexión eléctrica de los sensores y transductores de medida, simplemente se realizó la conexión en bornes de cada elemento y en las borneras que vienen en la caja principal del transformador, ya que el cableado respectivo vino realizado de fábrica con sus respectivas marquillas y el plano de conexiones (ver anexo 1). En la figura 4.18 se muestra algunos ejemplos de las conexiones eléctricas realizadas.

Figura 4.18 Conexiones eléctricas de algunos sensores y transductores de medida al tablero principal.

En cuanto a las conexiones eléctricas de los IEDs y de sus respectivas señales provenientes de los sensores de medida, el SEL-2414 viene integrado en el tablero principal del transformador y para su alimentación se tomó 125V de corriente continua del mismo 113

tablero, así como las señales de los sensores disponibles en borneras, como muestra en la figura 4.19. Para todas estas conexiones se siguió el plano eléctrico (ver anexo 2) en donde se muestra las señales que entran al SEL-2414 y el detalle de conexión en borneras.

Figura 4.19 Conexiones Eléctricas del monitor de transformador SEL-2414

En cuanto a la instalación del Calisto 9. Para la conexión eléctrica de monitor de gases Calisto 9 se realizó un cableado desde la caja de control principal hasta el dispositivo ubicado junto a las válvulas de muestreo de aceite del transformador y luego se hizo las conexiones de 125Vdc en las respectivas borneras, como se muestra en la figura 4.20. El Calisto 9 permite conectar varios sensores, en este caso solo se utilizó un sensor de temperatura.

Figura 4.20 Ubicación y conexión eléctrica del Calisto 9. 114

En cuanto a los elementos de comunicación. Los elementos de la red de comunicación Switch y RTU son elementos existentes de la subestación, que ya fueron instalados antes de este trabajo, por lo tanto las conexiones eléctricas ya estaban realizadas. Solo fue necesario incorporar los nuevos IEDs (Calisto 9 y SEL-2414) a la red de datos existente. 4.1.4

Definición e implementación de las comunicaciones entre los componentes del sistema de monitoreo del transformador.

El diseño de las comunicaciones de este trabajo se dividen en dos partes que son: La arquitectura de comunicaciones y la topología de redes. 4.1.4.1 Arquitectura de comunicaciones En el diseño de la arquitectura de una red de comunicación para el monitoreo del transformador está directamente influenciado por el tipo de equipos utilizados y por la tecnología de comunicación, esto hace referencia principalmente a los protocolos de comunicación y los buses de datos existentes y aplicables en los sistemas de comunicación en subestaciones. El protocolo que se empleó en la red de comunicaciones del sistema de monitoreo es el IEC 61850 que es un protocolo del estándar internacional del mismo nombre, para comunicaciones dentro de las subestaciones eléctricas. Como ya se estudió anteriormente este estándar internacional tiene el objetivo de interoperabilidad de dispositivos ya sea de igual o distintos fabricantes a través del protocolo IEC 61850. En este trabajo, la arquitectura tiene tres niveles de la jerarquía funcional y dos buses de datos propuesto por IEC 61850 como se muestran en la figura 4.21. En esta arquitectura se tiene los siguientes niveles y buses de proceso: 

Nivel de la estación: En este nivel, el operador o algún funcionario administrativo puede tener acceso a la información de las bahías o de las subestaciones. En este caso específico se tiene acceso a la información del funcionamiento del transformador y la detección de fallas tempranas incipientes en el interior del transformador.

115



Nivel de bahía: En este nivel incluye protección, monitoreo y control de los IEDs interruptores, reconectadores y demás elementos de la subestación. En este caso se tiene el control de los IEDs: SEL-2414 y Calisto 9.

Figura 4.21 Arquitectura del sistema de monitoreo implementado



Nivel de proceso: En este nivel se tiene todo los dispositivos de proceso o campo como sensores, actuadores, relés de protección, etc.



Bus de proceso: Permite la comunicación los IEDs y los dispositivos de campo o proceso tales como sensores relés de protección, etc.



Bus de estación: permite la comunicación entre el nivel de la estación y el nivel de bahía. También permite la comunicación entre las diferentes bahías y centrales administrativas.

4.1.4.2 Topología de la red Como se estudió anteriormente hay varios tipos de topologías de red usados en comunicaciones dentro de subestaciones eléctricas. La elección de estas topologías depende de la confiabilidad, costo, velocidad de transmisión, seguridad, disponibilidad, etc. 116

Para este sistema de monitoreo del transformador se usan dos IEDs, por lo tanto, por ser una red pequeña se usa la topología en estrella, la misma que tiene una buena confiabilidad y velocidad de transmisión. La configuración de la topología de red implementada se muestra en la figura 4.22.

Figura 4.22 Topología implementada para el sistema de monitoreo.

Para áreas pequeñas o redes de comunicaciones pequeñas se usa redes LAN Ethernet (Local Area Network), en este caso para la subestación que es una área pequeña o local se aplica correctamente una red LAN Ethernet. Esta red LAN soporta el protocolo IEC 61850 y está formada por los siguientes elementos: 

Una RTU (existente)



Un Switch (existente)



Medios de transmisión de cobre trenzado (cable FTP) y fibra óptica.



Dos IEDs

117

4.1.5

Configuración y pruebas de comunicación de hardware del sistema de monitoreo.

Una vez realizada la implementación de la red de comunicación, se procedió a las pruebas de comunicación de cada uno de los componentes con el elemento maestro (CPU). Para realizar la comunicación se designó direcciones para cada uno de los dispositivos de la red. En la tabla 4.5 se muestran estas direcciones.

Dispositivo

Dirección ip

Mascara de subred

Gateway

SEL-2414

192.168.4.70

255.255.255.0

192.168.4.1

Switch

192.168.4.71

255.255.255.0

192.168.4.1

Calisto 9

192.168.4.72

255.255.255.0

192.168.4.1

RTU

192.168.4.2

255.255.255.0

192.168.4.1

Tabla 4.5 Direcciones de los dispositivos de la red de comunicaciones

La configuración de los dispositivos para que se comuniquen por medio del protocolo IEC 61850 con respectivas direcciones de comunicación mostradas en la tabla 4.5 y configuración o programación, se hizo mediante los softwares propietarios de cada uno. A continuación se explica las configuraciones de cada dispositivo usado. 4.1.5.1 Configuración y pruebas de comunicación del dispositivo SEL 24-14 Este dispositivo es configurado por medio de dos programas: 

ACSELERATOR QuickSet® Software



ACSELERATOR® Architect software

4.1.5.1.1 El ACSELERATOR QuickSet® Este software es una herramienta para los ingenieros y técnicos puedan diseñar de forma rápida, fácil e implementar y administrar dispositivos para la protección del sistema de energía, control, medición y monitoreo. En la figura 4.23 se puede apreciar la pantalla inicial de este software. 118

Figura 4.23 Software ACSELERATOR QuickSet®

Por medio de este programa se asociaron los parámetros de conexión del dispositivo SEL2414 y también se habilitó la opción de comunicación con el protocolo IEC 61850 como se muestra en la figura 4.24.

Figura 4.24 Asociación de parámetros de conexión.

Luego de la configuración de comunicación se realizó la programación de funcionamiento, designando entradas y salidas para señales analógicas y digitales prevenientes de los sensores, como se muestra en la figura 4.25.

119

Figura 4.25 Configuración de entradas analógicas.

Con la información de la figura 4.25 se programó la lógica de control de los ventiladores en función de las temperaturas del transformador, como se muestra en la figura 4.26 y los mensajes de alarma de los diferentes dispositivos de protección, que se visualizan en pantalla del dispositivo, como se muestra en la figura 4.27.

Figura 4.26 Configuración de salidas digitales para ventiladores. 120

Figura 4.27 Configuración de mensajes de alarma.

4.1.5.1.2 ACSELERATOR® Architect software Este software permite la configuración de los tipos de datos en IEC 61850 del dispositivo SEL-2414. Además puede leer los tipos archivos SCL, como ICD, CID, MMS y mensajes GOOSE de otros fabricantes, permitiendo asignar los datos a la perfección en una configuración de los dispositivos SEL.

Figura 4.28 Variables a ser transmitidas por IEC 61850 121

Mediante este software se seleccionó la información que se desea transmitir dentro la red, se eligió las variables a ser mapeadas como se muestra en la figura 4.28. 4.1.5.2 Configuración y pruebas de comunicación del dispositivo Calisto 9. Para la configuración el dispositivo medidor de gases Calisto 9, se utilizó los siguientes programas propietarios: 

Calisto Manager



IEC61850Config



EasyConnect

4.1.5.2.1 Calisto Manager Este software sirve para realizar las configuraciones de funcionamiento del dispositivo Calisto 9. Mediante este programa se realizó la selección de entradas analógicas para los sensores de temperatura y señales digitales de salida para las alarmas en caso de alguna anomalía de los gases monitoreados del transformador. En la figura 4.29.

Figura 4.29 Software de configuración del Calisto 9.

122

4.1.5.2.2 IEC61850Config Este software sirve únicamente para configurar los parámetros de comunicación usando el protocolo IEC 61850, del dispositivo medidor de gases Calisto 9. La configuración realizada se muestra en la figura 4.30.

Figura 4.30 Configuración de los parámetros de conexionan del Calisto 9.

4.1.5.2.3 EasyConnect Este software sirve para la configuración de los parámetros a transmitir del Calisto 9, según el protocolo IEC 61850. A través de este programa se seleccionó los parámetros a ser mapeados o transmitidos por el Calisto 9, toda esta información se transmite como mensajes MMS los mismos que constan en el archivo ICD que se crea al momento de la configuración. En la figura 4.31 se muestra esta configuración.

Figura 4.31 Mapeo de variables del Calisto 9. 123

4.1.5.3 Diseño y configuración de software de control y monitoreo. Luego de realizar la configuración de los dispositivos electrónicos inteligentes (IEDs) para la adquisición de datos de los sensores y la comprobación de su correcto funcionamiento, se procedió al diseño del HMI (interfaz hombre - Máquina), el mismo que sirve para que el usuario visualice la información de los parámetros eléctricos de funcionamiento como voltajes, corrientes, potencia, frecuencia, etc. y los parámetros fiscos como temperatura y gases generados del transformador, estos últimos son de vital importancia para la detección temprana de fallas incipientes, el cual es el objetivo principal de este sistema de monitoreo. Además este HMI cuenta con la aplicación de diagnóstico del estado interno del transformador en base a los gases medidos, usando diferentes métodos de diagnóstico. Para el enlace de datos entre el HMI y los IEDs se usó un programa llamado ReLab OPC server y para el desarrollo del HMI se usó la plataforma de programación Labview. La configuración y programación de estos dos programas se detalla a continuación. 4.1.5.3.1 Configuración de ReLab OPC server Como se está trabajando con el protocolo IEC 61850, se buscó un OPC server que tenga la capacidad de manejar este protocolo. Se buscó varias alternativas, como Matrikon OPC server, Keptware OPC server, pero ninguno de estos son de uso libre. Entonces se optó por el uso de ReLab OPC server que si es de uso libre.

Figura 4.32 Comunicación de los IEDs con el OPC server 124

Primero para realizar la comunicación del OPC server con los dispositivos SEL-2414 y Calisto 9 se tuvo que configurar los parámetros de conexión como se observa en la figura 4.32.

Tabla 4.6 direccionamiento de variables para el SEL-2414

125

Luego se realizó el mapeo de las variables o tags que se necesitaron enlazar con el sistema de monitoreo, para realizar este mapeo de variables se necesita saber las direcciones de memoria de los IEDs, esta direcciones de memoria se especifican en los respectivos manuales de los dispositivos según el protocolo IEC-61850, cabe destacar que las direcciones de memoria son diferentes según el protocolo que se use. Las direcciones de memoria y tags utilizados se detallan en las tablas 4.6 y 4.7.

Tabla 4.7 Direccionamiento de variables para el Calisto 9.

Con estas direcciones de variables se clasificaron los tags a ser mapeados por el ReLab OPC server, como se muestra en la figura 4.33. 126

Figura 4.33 Mapeo de las variables a enlazar con Labview.

Para ver el correcto enlace de las variables, se verifica el estado de cada una y su valor en la ventana que se muestra en la figura 4.34

Figura 4.34 Estado de las variables enlazadas.

127

4.1.5.3.2 Configuración del HMI en Labview Labview es una plataforma de diseño y programación de sistemas, con lenguaje programación gráfica, en donde las ventanas de configuración de programación gráfica se llaman instrumentos virtuales (VIs). Labview ayuda a diseñar desde sistemas pequeños de prueba hasta grandes sistemas industriales. Una vez configurado el enlace de datos mediante el OPC server, se usó esta información, para realizar la programación de los VIs (ver anexo 3), los mismos que servirán de interfaz del sistema de monitoreo para el usuario (HMI). El acceso a esta información es posible gracias al módulo DSC (Control de registro de datos y supervisión) y al módulo RTM (Módulo de tiempo real) que son parte las varias aplicaciones de Labview. Lo que el usuario puede visualizar en este interfaz gráfico son los parámetros más importantes de funcionamiento del transformador, poniendo énfasis en las temperaturas y gases generados internamente, los mismos que sí existen en grandes cantidades, pueden ser indicadores de fallas internas en el transformador. Con respecto a la parte del control, se realiza el control automático de los ventiladores del transformador en función de la temperatura por medio del dispositivo SEL-2414 en el cual se realizó la programación para el control automático. A continuación se describe cada una de las partes que componen el HMI o interfaz gráfico para el usuario, en la plataforma de Labview. 4.1.5.3.2.1 Ventana de visualización de alarmas En esta ventana se puede visualizar gráficamente varias alarmas, las alarmas de temperatura son de dos niveles, el nivel 1 es una alarma de advertencia indicando que la temperatura ha superado el rango de valores normales de operación y el nivel dos es una alarma indicando que el transformador ha disparado su protección debido a la excesiva temperatura y se encuentra fuera de operación. También se tiene los niveles uno y dos de alarma de gases disueltos en el aceite dieléctrico. El nivel uno indica que un determinado gas ha superado el rango de valores normales de operación y el nivel dos indica que los gases se encuentran por encima de los valores seguros de operación del transformador, por lo que podría ser considerado como una 128

emergencia. Las alarmas de los gases no desconectan al transformador, estos sirven para conocer que existe alguna anomalía en el interior y tomar decisiones de operación. En la figura 4.35 se muestra esta ventana de alarmas.

Figura 4.35 Ventana de visualización de alarmas.

4.1.5.3.2.2 Ventana de visualización de temperaturas En esta ventana se visualizan los niveles de temperatura de aceite, devanados de alta y baja tensión y de temperatura ambiente del transformador de potencia. En la figura 4.36 se observa esta ventana.

Figura 4.36 Ventana de visualización de temperaturas. 129

4.1.5.3.2.3 Ventana de visualización de corrientes y voltajes Esta ventana es para observar los valores de corrientes y voltajes de fase y línea del transformador de potencia, como se muestra en la figura 4.37.

Figura 4.37 Ventana de visualización de corrientes y voltajes

4.1.5.3.2.4 Ventana de visualización de gases y humedad En esta ventana se tiene la lectura de los 9 gases que pueden existir en el interior del transformador y también se puede visualizar los valores de humedad que es otro factor

Figura 4.38 Ventana de visualización de gases de falla y humedad en el aceite. 130

importante. En la figura 4.38 se muestra estos parámetros. 4.1.5.3.2.5 Ventana de visualización de diagnóstico fallas. En esta ventana se realiza el diagnóstico de fallas internas del transformador mediante el análisis de gases generados en el interior del mismo y usando los métodos de diagnóstico de Doernenburg, Rogers, y el método de gases característicos, como se muestra en la figura 4.39.

Figura 4.39 Ventana de visualización de diagnóstico de fallas.

Estos métodos de diagnóstico analizan relaciones numéricas entre gases generados, los mismos que tienen que ser en cantidades significativas o que superen el nivel 1 de alarma y devuelven un diagnostico identificando el tipo de falla posible. Estas fallas pueden ser térmicas o eléctricas, como por ejemplo descargas parciales, sobrecalentamiento del aceite y papel aislante. 4.1.5.3.2.6 Ventana de visualización de potencias y energías En esta ventana se visualiza los valores de energía y potencia del transformador. Estas potencias son: real, reactiva y aparente triásicas y de fase. Las energías son: real, reactiva y aparente trifásicas y de fase, como se muestra en la figura 4.40. 131

Figura 4.40 Ventana de visualización de potencias y energías del transformador.

4.2

Pruebas

4.2.1

Pruebas de funcionamiento del sistema implementado.

Las pruebas de funcionamiento de este sistema se realizaron cuando el transformador estaba apagado o fuera de servicio, es decir antes de poner a operar este equipo por primera vez ya que es nuevo. Las pruebas que se realizaron son las siguientes: 

Medición de temperaturas.- estas pruebas consisten en simular diferentes temperaturas, calentando o enfriando los sensores de temperatura, verificando así su lectura en el monitor de transformador SEL-2414 y el HMI en Labview, para verificar su correcto funcionamiento. Los valores de estas pruebas realizadas se muestran en la tabla 4.8. Temperaturas

Valores (°C)

Temperatura de aceite

20, 40, 60, 80

Temperatura de devanados de alta tensión

30, 50, 70, 90

Temperatura de devanados de baja tensión

30, 50, 70, 90

Temperatura ambiente

15, 30, 45, 90

Tabla 4.8 Pruebas de temperatura. 132



Pruebas del control de ventiladores.- Estas pruebas se realizaron junto con las pruebas de temperatura ya que los ventiladores se apagan o se prenden en función de la temperatura. Efectivamente según lo programado los ventiladores respondieron a la variación de las temperaturas simuladas.



Pruebas de los dispositivos de protección.- durante estas pruebas, se verifico el correcto funcionamiento del relé Buchholz, del medidor de nivel, de los termómetros analógicos. Cabe destacar que se probaron solo los dispositivos de protección usados en el sistema de monitoreo. En la tabla 4.9 se resume las pruebas realizadas

Dispositivo Relé Buchholz Medidor de nivel Termómetros analógicos

Pruebas Accionamiento manual de los contactos de alarma y disparo. Accionamiento manual de los contactos de alarma. Accionamiento manual de los contactos de alarma y disparo.

Tabla 4.9 Pruebas de protección.



Pruebas de comunicación.- En esta pruebas se verificaron las comunicaciones entre los diferentes componentes del sistema de monitoreo, con sus programas respectivos y el IEDScout que sirve para comunicar con dispositivos que manejan el protocolo IEC 61850, en la tabla 4.10 y figura 4,41 se muestran esta pruebas.

Componente Monitor de transformador SEL-2414

Monitor de gases Calisto 9

Pruebas realizadas Comunicación por IEC 61850:  Modo de conexión  Transmisión de datos  Tiempos de respuesta  Formato de direcciones de memoria Comunicación por IEC 61850:  Modo de conexión  Transmisión de datos  Tiempos de respuesta  Formato de direcciones de memoria

Tabla 4.10 Pruebas de comunicación.

133

Figura 4.41 Pruebas de comunicación con IEDScout.



Pruebas del HMI en Labview.- En estas pruebas se verificaron las lecturas correctas de los diferentes parámetros de las ventanas de visualización que componen el HMI del sistema de monitoreo citadas anteriormente. Al principio de las pruebas se tuvo inconvenientes de las lecturas debido a la asociación de variables con diferentes formatos de datos, lo cual se corrigió con éxito. También se tuvo inconvenientes con la programación de los métodos de diagnóstico, ya que estos utilizan una lógica muy compleja. Para probar los métodos de diagnóstico se realizó simulaciones ingresando de manera manual valores de gases reales y temperaturas de otro transformador que ha sufrido fallas internas y ha salido de operación. En la figura 4.42 se muestra la simulación de gases generados en el interior del transformador que ha fallado. En la figura 4.43, se muestra la simulación de alarmas en función de las diferentes temperaturas medidas del transformador y en la figura 4.44, se muestra la simulación del diagnóstico de fallas a partir de los gases generados. Como se observa la figura 4.44 el diagnostico dice que hay fallas presentes en el transformador.

134

Figura 4.42 Simulación, Valores de gases ingresados manualmente.

Figura 4.43 Simulación de Alarmas. 135

Figura 4.44 Simulación de diagnóstico de fallas

4.3

Resultados,

diagnóstico

del

estado

interno

del

transformador

y

recomendaciones de mantenimiento, en base a la información obtenida del sistema de monitoreo implementado. Luego de las simulaciones se procedió aplicar el HMI con los datos reales del transformador obteniendo resultados de variables físicas, eléctricas y de diagnóstico en el sistema de monitoreo implementado.

Valores obtenidos del sistema de monitoreo Parametro Hidrogeno (H2) Monóxido de Carbono (CO) Metano (CH4) Acetileno (C2H2) Etileno (C2H4) Etano (C2H6) Dioxido de Carbono (CO2) Oxigeno (02) Nitrogeno (N2) Contenido de Agua (WC)

Valores Unidades 16 (ppm) 3.5 (ppm) 1.5 (ppm) 0.6 (ppm) 1.2 (ppm) 0.8 (ppm) 141 (ppm) 23500 (ppm) 74000 (ppm) 14 (ppm)

Tabla 4.11 Resultados obtenidos, gases disueltos del transformador monitoreado 136

Valores obtenidos del sistema de monitoreo Parametro Temperatura de aceite Temperatura dev Alta (69KV) Temperatura dev Baja (22KV) Temperatura ambiente Corriente Fase A Corriente Fase B Corriente Fase C Frecuencia Voltaje Fase A Voltaje Fase B Voltaje Fase C Voltaje AB Voltaje BC Voltaje CA Potencia Real Trifásica Potencia Reactiva Trifásica Potencia Aparente Trifásica Factor Potencia Trifásica Potencia Real FA Potencia Real FB Potencia Real FC Potencia Reactiva FA Potencia Reactiva FB Potencia Reactiva FC Potencia Aparente FA Potencia Aparente FB Potencia Aparente FC Factor Potencia Frecuencia Mínima Frecuencia Máxima Energía suministrada real Energía suministrada reactiva Energía suministrada aparente

Valores 53 72 68 25 198 195 197 59.58 39.83 40.41 40.32 70.25 70.09 69.92 24060 8705 25586 0.93 7486 7606 7458 2906 2954 2905 8030 8159 8003 0.93 60.05 59.57 448509 154475 474365

Unidades °C °C °C °C A A A Hz KV KV KV KV KV KV KW KVAR KVA KW KW KW KVAR KVAR KVAR KVA KVA KVA

MWh MWARh MWAh

Tabla 4.12 Resultados obtenidos, valores de los parámetros eléctricos del transformador monitoreado

En tabla 4.11 y 4.12 se muestran los valores leídos de gases disueltos y de los parámetros eléctricos, en las figuras 4,45 y 4.46, se muestran los valores de temperatura, gases disueltos y humedad obtenidos con el HMI en LAbview.

137

Figura 4.45 Temperaturas reales del transformador

Figura 4.46 Valores de Gases reales del transformador. 138

Con los valores de los gases generados

y humedad se realizó el diagnóstico del

transformador, dando como resultado: que no existen fallas internas en el interior del mismo. Esto era de esperarse ya que es un transformador nuevo y tiene poco tiempo de funcionamiento. El diagnostico se muestra en la figura 4,47.

Figura 4.47 Diagnostico de fallas del transformador.

A partir de los resultados y el diagnostico obtenido se recomienda mantener el transformador en funcionamiento normal y vigilar constantemente el sistema de monitoreo especialmente en los primeros meses de operación del transformador ya que según las estadísticas en transformadores de potencia, las fallas ocurren el primeros meses y en los últimos meses de vida útil de estas máquinas. Para verificar que el monitor de gases (Calisto 9) esta calibrado correctamente y sus lecturas son confiables, se tomó una muestra de aceite del mismo transformador y se envió al laboratorio Morgan Schaffer en Canadá. En este se realizó las pruebas fisicoquímicas y de cromatografía de gases, dando como resultado valores muy similares a los obtenidos del sistema de monitoreo.

139

CONCLUSIONES: En la actualidad los sistemas de monitoreo y comunicaciones cada vez son más seguros y confiables, gracias a la nueva tecnología. Esta tecnología ha reducido notablemente el número de componentes en la automatización y redes de comunicación en subestaciones eléctricas, aumentando así la disponibilidad del sistema y reduciendo los costos asociados al mismo. Las redes de comunicación LAN (Local Area Network), WAN (Wide Area Network) minimizan de manera considerable el volumen de cableado eléctrico, la utilización de los IEDs hace posible nuevas funciones como adquisición de datos en tiempo real, supervisión continua, análisis de señales, programación computacional, manejo de eventos, etc. La norma IEC 61850 es de gran utilidad y fácil manejo, ya que permite la comunicación entre todos los dispositivos ya sean de protección, monitoreo y control, garantizando la integración, flexibilidad y apertura hacia el futuro en cuanto a las comunicaciones dentro las subestaciones eléctricas. También la norma garantiza la interoperabilidad entre distintos equipos electrónicos inteligentes (IED) de diferentes marcas que componen un sistema de automatización de una subestación eléctrica. Por lo tanto, la norma desarrolló un modelo de datos que recoge toda la información que puede ser necesaria en un sistema de automatización de una subestación eléctrica, de modo que todos los IEDs que cumplen con la norma organicen su información según el mismo modelo de datos. El aislamiento de los transformadores está sometido a grandes esfuerzos eléctricos y contaminantes externos durante su operación, reduciendo así sus características dieléctricas y reduciendo la vida útil de los transformadores. El proceso de degradación del aislamiento interno se desarrolla gradualmente hasta llegar al punto de que se presente la falla, que pueden ser leves o llegar a ser fallas catastróficas, que implican la destrucción de los transformadores. La oportuna detección de una falla o degradación del aislamiento interno hacen la diferencia entre exponer al transformador a una reparación grande o solamente sustituir una pieza en mal estado. El método de análisis de los gases generados internamente en los transformadores, es el más importante para la detección temprana de fallas incipientes dentro del transformador.

140

Los gases disueltos en el aceite dieléctrico se generan debido a la presencia de esfuerzos térmicos y eléctricos que soporta el transformador. El proceso normal de envejecimiento del aceite no genera una cantidad considerable de gases, sino que son las fallas internas en los transformadores las que alteran el contenido de gases en el aceite dieléctrico. Estos fenómenos pueden ser: sobrecarga severa, sobrecalentamiento del sistema de aislamiento, arco eléctrico, descargas parciales de baja y alta intensidad, falla de las bombas y radiadores de circulación de aceite, etc. Para mantener el transformador en operación normal y en buenas condiciones se realizar diferentes tipos de manteamiento, de los cuales los más importantes son el mantenimiento preventivo y correctivo, con el mantenimiento preventivo básicamente se realizan pruebas Fisico-Quimicas y de Cromatografía de gases del aceite dielectrico y en cuanto al mantenimiento correctivo se realizan acciones de reparación de partes dañadas a causa de fallas eléctricas y térmicas que ocurrieron en el interior del transformador El sistema que se desarrolló presenta resultados que permiten asegurar que no existen fallas internas en el transformador. Los gases generados internamente se encuentran dentro de los valores normales de operación según los criterios la norma IEEE C57.1062006 y de los métodos de diagnóstico de Rogers, Doernenburg y método de Gas Característico. El sistema de monitoreo visualizó que

los valores de las variables

eléctricas y físicas de operación están dentro del rango normal. Estos resultados eran de esperarse debido a que el transformador es nuevo y su operación inició en el mes de Enero del 2015. Este transformador no está exento de fallas en el futuro, sin embrago la confiabilidad aumentó considerablemente gracias a la implementación de este sistema de monitoreo en línea. Este sistema dará una alarma si llegase a detectar una falla incipiente que este empezando a evolucionar, dando tiempo a los operadores o administradores de la subestación de tomar acciones de prevención, mantenimiento y de planificación en general antes que el transformador sufra una daño catastrófico, lo cual no se pudiere hacer sin un sistema de este tipo.

141

RECOMENDACIONES: Debido a que la carga es variable en el tiempo y que el sistema implementado mide valores de parámetros eléctricos instantáneos, se recomienda adicionar a este sistema de monitoreo un ventana de visualización de curvas de carga en función del tiempo del transformador, así se tendrá un sistema más completo y más práctico para supervisar el funcionamiento del transformador. Se recomienda implementar este método de monitoreo a los transformadores más críticos dentro de los sistemas de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, debido la gran importancia de estos transformadores dentro del sistema eléctrico nacional ya que si llegase a salir de operación uno de estos por cualquier tipo de falla, representaría grandes problemas económicos, sociales y políticos. El protocolo IEC 61850 es un protocolo internacional para comunicaciones en subestaciones eléctricas, es por esto que cada vez es más es aceptado en la industria eléctrica y se realizan trabajos de migración de los protocolos existentes al protocolo IEC 61850, por lo tanto se recomienda a la Universidad Politécnica Salesiana, incluir en la materia de comunicaciones el estudio de este protocolo y utilizar Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs) en el laboratorio de comunicaciones para un aprendizaje teórico y práctico brindando así una mejor formación profesional de los estudiantes.

142

BIBLIOGRAFÍA

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143

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144

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SEL, SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES, INC. «Instruction

Manual of Transformer Monitor SEL-2414». Agosto 2012. [26] MORGAN SCHAFER LABORATORIES, «Installation & Operation Manual of Calisto 9». 2013.

145

ANEXO 1. Planos del transformador y componentes auxiliares.

146

1

3

2

4

5

6

7

8

VISTA FRONTAL

1050

525

H3

A

525 H1

850

10

VISTA LATERAL "IZQUIERDA"

1817.5

1050

H2

9

3000

H0

850

1370

.2

850

24 25

23

7.8 23

300

1250

650 X2

650

750 X3

26

X1

22

2300

2300

1

X0

1105

1105

21

560

29

20

30 31 32

Gravity

C 2750

R

19 18

34

17

30

36

16

1600

1600

35 50

15

37 350

14

D

38 290 2040

1020

520 2787.5

13

CENTRO TANQUE

1040

5900 CENTRO TANQUE

CENTRO PARTE ACTIVA

39

40

41

43

44

45

46

47

48

49

E

50

42

X3

X2

X0

X1

52 53

50

525

H3

H2

55 YSF-55/130

01

54

01

53

01

52 WSL3-400/69-6X5QJ

01

51

01 02

RELE DE PRESION SUBITA

48 DQIII-25/4

01

VALVULA TOMA MUESTRAS RELE BUCHHOLZ

47

01

46

01

45

01

44

04

PLATINAS DE RADIADORES CAJAS DE TC'S PRIMARIO

43

BCT3-10a

04

42

40MMX4MM

01

41

BIL-10/100

01

40 BFWC-24/630

02

BUSHING DEL TERCIARIO (13.8 KV)

39

06

SOPORTE DE AISLAMIENTO

FZ1-10

02

TERMINAL DE TIERRA

37

01

TOMA INFERIOR PARA DRENAJE

36

04

SOPORTE PARA GATOS HIDRAULICOS

35

20

34

01

33 60mmx6mm

01

PLATINA DE COBRE BUSHING TERCIARIO

32

04

SOPORTES DE IZADO DEL TRANSFORMADOR

31 QJ4-80

01

RELE BUCHHOLZ

30 F(D)-0.25

01

ESCALERA

29 DF-80-3.00

02

VALVULA DE RELE BUCHHOLZ

28 80mmx8mm

01

PLATINA DE COBRE BUSHING FASE X0

27 BFWC-40.5/1250

04

BUSHING DEL SECUNDARIO (22 KV)

26 UZF-175

01

INDICADOR DE NIVEL DE ACEITE

25

01

HANDHOLE TANQUE CONSERVADOR

24

01

DIAFRAGMA TANQUE CONSERVADOR

23

01

TANQUE CONSERVADOR

22 BRDLW-126/630

04

BUSHING DEL PRIMARIO (69 KV)

21

04

CAJAS DE TC'S PRIMARIO RADIADOR DE ENFRIAMIENTO

BCT4-15a

20 PCJ2100(1500)-23/520

10

19

01

18

01

17

01

14

01 04

12

01

11

01

D

E DISPOSITIVO DE TOMA DE MUESTRAS (SUPERIOR E INFERIOR)

RUEDAS

10

01

09 CFZ-8Q12

04

08

01

07

02

SOPORTE TUBERIAS TANQUE CONSERVADOR

06

01

VALVULA DE DRENAJE Y LLENADO TANQUE CONSERVADOR

F

VENTILADOR

05

01

04 EM3DA(COMEM)

01

SECADOR DE AIRE SILICA GEL

03 TC420

01

MEDIDOR TEMPERATURA AMBIENTE

02

01

CONTROL BOX

01

01

PT-100 PARA EQUIPO TC420 (TEMP. AMBIENTE)

G

05

DESCRIPCION Tanque y accesorios

1600

Parte activa del transformador Peso Aceite Peso para transporte

03 PT100

02

CENTRO TANQUE

2262.5

Peso Total R

4525

CENTRO TANQUE

1890

H

PESO (Kg) 13000 25000 12500 42500 50500

PLANOS CORTESIA DE DIALEGSA.

01

GEM

SHENDA ELECTRIC GROUP CO LTD 15772-DIDIS-2013 P.R. CHINA

24/32MVA

H

3780

VISTA DE PLANTA

01-1988 VISTA LATERAL "DERECHA"

4

5

6

B

C

38

04

290

3

SOPORTE TANQUE CONSERVADOR

06 30

59

2

CAMBIADOR DE DERIVACIONES

01

13 15 Ton

TC420

58

1

A

SYJ-9

11

07

G

CENTRO PARTE ACTIVA

01

15

Gravity

57

60

01

56 BWR-04A

02

08

56

H0

57 BWR-04A

20

09

55

H1

01

12

10

54 530

1830

Gravity

CAMBIADOR DE DERIVACIONES CONTROL BOX

58 BWY-804A

16

5050

am

30

ym

590

51

F

MANHOLE

01

TRANSFORMADOR TRIFASICO DE POTENCIA

Gravity

33

L

01

59 SC005

49

28

560

B

am

12

60

50

27 ym

11

7

8

PT100, punto para medir temperatura ambiente Esta PT100 debe ser instalado en cualqueir punto alrededor de 1 a 2 metros de la superficie del transformador

9

10

2014-05-26

11

A3

PLANO GENERAL

12

3

4

5

6

JX1 FR: 06-1988 / - / 9B

POP1-2

2

FR: 06-1988 / - / 9B

POP1-3

3

FR: 06-1988 / - / 9B

POP1-1

To: QF7

4

FR: 06-1988 / - / 9B TO: 11-1988 / - / 2A

POP1-A1

To: R12

5

FR: 06-1988 / - / 9B TO: 11-1988 / - / 2B

POP1-A2

6

FR: 06-1988 / - / 10B TO: 11-1988 / - / 2A

POP1-B1

7

FR: 06-1988 / - / 10B TO: 11-1988 / - / 2B

POP1-B2

8

FR: 06-1988 / - / 10B TO: 11-1988 / - / 2A

POP1-C1

9

FR: 06-1988 / - / 10B TO: 11-1988 / - / 2B

10

FR: 06-1988 / - / 10B TO: 11-1988 / - / 2A

To: R42

11

FR: 06-1988 / - / 10B TO: 11-1988 / - / 2B

POP1-D2

To: SEL2414:Z01

12

FR: 06-1988 / - / 10B TO: 10-1988 / - / 9C

POP1 (+)

13

FR: 06-1988 / - / 11B TO: 10-1988 / - / 9C

POP1 (-)

14

FR: 06-1988 / - / 11B

POP1-K1

To: R22 To: R32

To: SEL2414:Z02

B

To: R52 To: R62

C

W1

POP1-C2

FR: 06-1988 / - / 11B

16

FR: 06-1988 / - / 9D TO: CONTR.ROOM

POP2-A1

17

FR: 06-1988 / - / 9D TO: CONTR.ROOM

POP2-A2

FR: 06-1988 / - / 9D TO: CONTR.ROOM

19

FR: 06-1988 / - / 10D TO: CONTR.ROOM

20

FR: 06-1988 / - / 10D TO: 11-1988 / - / 3A

POP1-K2

POP2-B2

21

FR: 06-1988 / - / 10D TO: 11-1988 / - / 3B

POP2-C1 POP2-C2

22

FR: 06-1988 / - / 10D TO: 11-1988 / - / 3A

POP2-D1

23

FR: 06-1988 / - / 10D TO: 11-1988 / - / 3B

POP2-D2

24

FR: 06-1988 / - / 11D

POP2-1

FR: 06-1988 / - / 11D

26

FR: 06-1988 / - / 11D

POP2-2

To: SEL2414:Z03

27

FR: 06-1988 / - / 10D TO: 10-1988 / - / 9C

POP2 (+)

To: SEL2414:Z04

28

FR: 06-1988 / - / 10D TO: 10-1988 / - / 9C

POP2 (-)

29

FR: 06-1988 / - / 11D

POP2-K1

30

FR: 06-1988 / - / 11D

POP2-K2

31

FR: 06-1988 / - / 3D TO: CONTR.ROOM

POP3-A1

32

FR: 06-1988 / - / 3D TO: CONTR.ROOM

POP3-A2

33

FR: 06-1988 / - / 3D TO: CONTR.ROOM

POP3-B1

34

FR: 06-1988 / - / 3D TO: CONTR.ROOM

POP3-B2

35

FR: 06-1988 / - / 3D TO: 11-1988 / - / 3A

36

FR: 06-1988 / - / 3D TO: 11-1988 / - / 3B

37

FR: 06-1988 / - / 4D TO: 11-1988 / - / 4A

To: R72 To: R82

To: SEL2414:Z05 To: SEL2414:Z06

To: R92

E

To: R102

POP2-3

POP3-C1 POP3-C2

FR: 06-1988 / - / 4D TO: 11-1988 / - / 4B FR: 06-1988 / - / 5D

40

FR: 06-1988 / - / 5D

POP3-3

41

FR: 06-1988 / - / 5D

POP3-2

42

FR: 06-1988 / - / 4D TO: 10-1988 / - / 9C

43

FR: 06-1988 / - / 4D TO: 10-1988 / - / 9C

44

FR: 06-1988 / - / 4D

45

FR: 06-1988 / - / 4D FR: 06-1988 / - / 3H TO: 11-1988 / - / 4B FR: 06-1988 / - / 2H TO: 11-1988 / - / 4A

48

FR: 06-1988 / - / 3H TO: 11-1988 / - / 4B

2 1 2P-6A RELES AUXILIARES

SWITCH K1 SWITCH K2 SWITCH K3 BWY-804AJ SWITCH K4 4-20mA DC 125V

SWITCH K1 SWITCH K2 SWITCH K3 SWITCH K4 (PRIMARY) BWR-04AJ PT100

DC 125V

SWITCH K1 SWITCH K2 SWITCH K3

POP3-D2 W3

SWITCH K4 (SECONDARY) BWR-04AJ

POP3-1 PT100

POP3 (+) POP3- (-) POP3-K1 POP3-K2 POL-1 W4

POL-2 POL-3

4-20mA DC 125V

10

11

82

TO: 11-1988 / - / 1A

83

TO: 10-1988 / - / 2A

TO SEL2414:A05

127

84

TO: 11-1988 / - / 1A

TO SEL2414:A06

128

85

FR: 11-1988 / - / 1E TO: 14-1988 / - / 9B

R15

TO SEL2414:A07

129

86

FR: 11-1988 / - / 2E TO: 14-1988 / - / 9B

R16

TO SEL2414:A08

130

87

FR: 11-1988 / - / 1F TO: 14-1988 / - / 9B

R25

TO SEL2414:A09

131

88

FR: 11-1988 / - / 2F TO: 14-1988 / - / 9B

R26

TO SEL2414:C01

FR: 10-1988 / - / 3B 132 TO: 14-1988 / - / 9C

W14 TD1-K1-1

89

FR: 11-1988 / - / 1G TO: 14-1988 / - / 9B

R35

TO SEL2414:C02

FR: 10-1988 / - / 3B 133 TO: 14-1988 / - / 9C

TD1-K1-2

90

FR: 11-1988 / - / 2G TO: 14-1988 / - / 9B

R36

TO SEL2414:C03

FR: 10-1988 / - / 3B 134 TO: 14-1988 / - / 9C

TD1-K2-1

91

FR: 11-1988 / - / 1H TO: 14-1988 / - / 9B

R45

TO SEL2414:C04

FR: 10-1988 / - / 3B 135 TO: 14-1988 / - / 9C

TD1-K2-2

92

FR: 11-1988 / - / 2H TO: 14-1988 / - / 9B

R46

TO SEL2414:C05

FR: 10-1988 / - / 3B 136 TO: 14-1988 / - / 9C

TD1-K3-1

93

FR: 11-1988 / - / 3E TO: 14-1988 / - / 9B

R55

TO SEL2414:C06

FR: 10-1988 / - / 3B 137 TO: 14-1988 / - / 9C

TD1-K3-2

94

FR: 11-1988 / - / 4E TO: 14-1988 / - / 9B

R56

TO SEL2414:C07

138

FR: 10-1988 / - / 3B TO: 14-1988 / - / 9C

TD1-K4-1

95

FR: 11-1988 / - / 3F TO: 14-1988 / - / 9C

R65

TO SEL2414:C08

FR: 10-1988 / - / 4B 139 TO: 14-1988 / - / 9C

TD1-K4-2

96

FR: 11-1988 / - / 4F TO: 14-1988 / - / 9C

R66

TO SEL2440:A01

10-1988 / - / 2G 140 FR: TO: 14-1988 / - / 9D

TD2-K3-1

97

FR: 11-1988 / - / 3G TO: 14-1988 / - / 9C

R75

TO SEL2440:A02

10-1988 / - / 2G 141 FR: TO: 14-1988 / - / 9D

TD2-K3-2

98

FR: 11-1988 / - / 4G TO: 14-1988 / - / 9C

R76

TO SEL2440:A03

10-1988 / - / 2G 142 FR: TO: 14-1988 / - / 9D

TD2-K4-1

99

FR: 11-1988 / - / 3H TO: 14-1988 / - / 9C

R85

TO SEL2440:A04

10-1988 / - / 3G 143 FR: TO: 14-1988 / - / 9D

TD2-K4-2

100

FR: 11-1988 / - / 4H TO: 14-1988 / - / 9C

TO SEL2440:A05

144

FR: 10-1988 / - / 3G TO: 14-1988 / - / 9D

TD3-K3-1

TO SEL2440:A06

10-1988 / - / 3G 145 FR: W15 TD3-K3-2 TO: 14-1988 / - / 9D

FR: 11-1988 / - / 6E

125 126

125VDC VOLTAJE ALIMENTACION

INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE (K1-analogico) INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE (K2-analogico) INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE (K3-analogico) INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE (K4-analogico) INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. PRIMARIO (K3-analogico) INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. PRIMARIO (K4-analogico) INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. SECUNDA (K3-analogico) INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. SECUNDA (K4-analogico)

R86 R95 R96

146

FR: 10-1988 / - / 3G TO: 14-1988 / - / 9D

TD3-K4-1

TO SEL2440:A08

10-1988 / - / 3G 147 FR: TO: 14-1988 / - / 9D

TD3-K4-2

TO SEL2440:A09

148

TO SEL2440:A10

149

TO SEL2440:A11

150

TO SEL2440:A12

151

103 FR: 11-1988 / - / 5F

R105

104 FR: 11-1988 / - / 6F

R106

105 FR: 11-1988 / - / 5G

R115

106 FR: 11-1988 / - / 6G

R116

107 FR: 11-1988 / - / 5H

R125

108 FR: 12-1988 / - / 6H

R126

109 FR: 11-1988 / - / 7E

R135

110 FR: 11-1988 / - / 8E

R136

111 FR: 11-1988 / - / 7F

R145

112 FR: 11-1988 / - / 8F

R146

156

113 FR: 11-1988 / - / 7G

R155

RELE BIESTAB. 157 FR: TO: CONTR.ROOM

114 FR: 11-1988 / - / 8G

R156

158

115 FR: 11-1988 / - / 7H

R165

RELE BIESTAB. W16 KB1-12 159 FR: TO: CONTR.ROOM

116 FR: 11-1988 / - / 8H

R166

160

117 FR: 11-1988 / - / 9E

R175

RELE BIESTAB. 161 FR: TO: CONTR.ROOM

118 FR: 11-1988 / - / 10E

R176

162

119 FR: 11-1988 / - / 9F

R185

RELE BIESTAB. 163 FR: TO: CONTR.ROOM

120 FR: 11-1988 / - / 10F

R186

164

121 FR: 11-1988 / - / 9G

R195

RELE BIESTAB. 165 FR: TO: CONTR.ROOM

122 FR: 11-1988 / - / 10G

R196

166

123 FR: 11-1988 / - / 11E

R205

RELE BIESTAB. 167 FR: TO: CONTR.ROOM

124 FR: 11-1988 / - / 12E

R206

168

NIVEL DE ACEITE, ALARMA DE NIVEL MAXIMO VALVULA DE ALIVIO DE PRESION (DISPARO) RELE DE PRESION SUBITA (DISPARO)

NIVEL DE ACEITE

CONTACTO

ACCESORIO

USO

FR: 06-1988 / - / 4F TO: 11-1988 / - / 5A

SWITCH K2

176

54

FR: 06-1988 / - / 5G TO: 11-1988 / - / 5B

SPR-3

SWITCH K3

177

55

FR: 06-1988 / - / 2F TO: 11-1988 / - / 5B

KB-1

SWITCH K4

178

To: R132

56

FR: 06-1988 / - / 3F TO: 11-1988 / - / 5A

To: R142

57

FR: 06-1988 / - / 3G TO: 11-1988 / - / 6B

KB-3

58

FR: 06-1988 / - / 2G TO: 11-1988 / - / 6A

KB-4

FR: 06-1988 / - / 7F TO: 10-1988 / - / 2C

To: SEL2414:D06

61

FR: 06-1988 / - / 7F TO: 10-1988 / - / 2C

SWITCH K1

VALVULA DE ALIVIO DE PRESION

EPR-3

SWITCH K3

174

SPR-1

SWITCH K4

175

SWITCH K1

RELE DE PRESION SUBITA

SPR-2

PT2-2

SWITCH K1

ALARMA RELE BUCHHOLZ

KB2-9 KB2-10 KB2-11 KB2-12

E

DISPARO

W17

F

SWITCH K4 ALARMA NIVEL MINIMO

NIVEL DE ACEITE

Alarma por descenso en el nivel de aceite

ALARMA NIVEL MAXIMO

NIVEL DE ACEITE

Alarma por ascenso en el nivel de aceite

VALVULA DE ALIVIO DE PRESION

Contacto normalmente cerrado que viene por default

TEMP. AMBIENTE PARA SEL 2414

INPUT PT100

VALVULA DE ALIVIO DE PRESION

PT2-3

RELE DE PRESION SUBITA

W9

Contacto normalmente cerrado que viene por default

ALARMA

RELE BUCHHOLZ

Alarma por acumulacion de gases

DISPARO

RELE BUCHHOLZ

Disparo por acumulacion de gases

SWITCH K1D

65

SWITCH K2D

66

FR: 06-1988 / - / 4B

TC-68

67

FR: 06-1988 / - / 4B

TC-69

68

FR: 06-1988 / - / 5B

TC-71

FR: 06-1988 / - / 5A

70

FR: 06-1988 / - / 5A

71

FR: 06-1988 / - / 2B TO: 10-1988 / - / 10C

W10

TC-72

SWITCH K3D

DC 125V

SWITCH K4D SWITCH K3D

INPUT PT100

SWITCH K3D

TC420

SWITCH K4D

OUTPUT 4-20mA

72

FR: 06-1988 / - / 2A TO: 10-1988 / - / 10C

To: SEL2414:D01

73

FR: 06-1988 / - / 7G TO: 10-1988 / - / 1C

To: SEL2414:D02

74

FR: 06-1988 / - / 7G TO: 10-1988 / - / 1C

To: SEL2414:D03

75

FR: 06-1988 / - / 7H TO: 10-1988 / - / 2C

PT1-3

76

TO: 12-1988 / - / 3B

A03

77

TO: 12-1988 / - / 3B

A04

78

FR: 09-1988 / - / 7G TO: 12-1988 / - / 3B

79

FR: 09-1988 / - / 7G TO: 12-1988 / - / 3B

80

FR: 09-1988 / - / 7G TO: CONTR.ROOM

PT1-1 W11 PT1-2

W12 Z02 Z03

G

SWITCH K4D

MEDIDOR TEMPERATURA AMBIENTE

TC-73

To: SEL2414:Z08

INPUT PT100

FALLA SEL 2414

Falla en el equipo SEL 2414

FALLA SEL 24140

Falla en el equipo SEL 2440

INPUT PT100 SEL 2414 (PT100 SIGNAL) INPUT PT100 PT100-TEMP. ACEITE PARA SEL 2414

PT100 para medicion temperatura ambiente

PLANOS CORTESIA DE DIALEGSA

PT100 para medicion temperatura aceite

TEMP. ACEITE PARA SEL 2414

SHENDA ELECTRIC GROUP CO LTD 15772-DIDIS-2#23 P.R. CHINA

R GEM

FALLA SEL 2414 FALLA SEL 2440

2

24/32MVA

08-1988

A3

GROUND

2014-05-26

1

REPUESTO

RELE DE PRESION SUBITA

64

To: SEL2414:Z07

D

180

SWITCH K3

63

69

KB1-11

179

SWITCH K2

62

G

C

173

SWITCH K2

PT2-1 W8

SWITCH K4D

172

53

60

SWITCH K3D

171

52

59

SWITCH K4D

170

FR: 06-1988 / - / 5F

To: SEL2414:D04

SWITCH K3D

155

FR: 06-1988 / - / 6H TO: 11-1988 / - / 5B

To: SEL2414:D05

B SWITCH K4D

154 RELE BUCHHOLZ (DISPARO)

51

FR: 06-1988 / - / 7F TO: 10-1988 / - / 2C

SWITCH K3D

153

ALARMA NIVEL MAXIMO

EPR-2

KB-2

SWITCH K2D

169 ALARMA NIVEL MINIMO

EPR-1

W7

SWITCH K1D

152 RELE BUCHHOLZ (ALARMA)

FR: 06-1988 / - / 6H

W6

A

TO SEL2440:A07

FR: 06-1988 / - / 4H TO: 11-1988 / - / 5A

W5

12

JX1

JX1

49

To: R122

H

9

TO: 10-1988 / - / 2A

102

4-20mA

8

81

101 FR: 11-1988 / - / 5E W13

POP3-D1

38

47

2 1 2P-6A

7

50 To: R112

F

W2

39

46

QF7 3

POP2-B1

25

D

4

POP1-D1

15

18

PT100

RELES AUXILIARES

A

1

To SEL2414 QF6 3 4

SEL2414 DIGITAL OUTPUTS

2

SEL 2440 DIGITAL OUTPUTS

1

3

4

5

6

7

8

9

10

11

CAJA DE CONTROL ACCESORIOS 12

H

ANEXO 2. Planos de conexiones de IED SEL-2414.

147

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

I/O MONITOR SEL 2414

SEL 2414 - VISTA FRONTAL

A

INA01 INA02 OUTA01 OUTA02 OUTA03 OUTC01 OUTC02 OUTC03 OUTC04 INC05 INC06 INC07 INC08 IND01 IND02 IND03 IND04 IND05 IND06 IND07 IND08 IND09 IND10 INE01 INE02 INE03 INE04 INE05 INE06 INE07 INE08 INE09 INE10 AIZ01 AIZ02 AIZ03 AIZ04 AIZ05 AIZ06 AIZ07 AIZ08

SEL 2414 - VISTA LATERAL

SEL 2414 - VISTA POSTERIOR

TC/RTD1

COMP/SHLD

TC/RTD1

COMP/SHLD

+

-

29 30

10 - COM

TC/RTD1

COMP/SHLD

+

-

26 27 28

09 - ICX

TC/RTD1

COMP/SHLD

+

-

23 24 25

08 - IBX

TC/RTD1

-

COMP/SHLD

+

-

20 21 22

07 - IAX

+ 16 OPEN DELTA WYE

17 18 19

TC/RTD1

COMP/SHLD

TC/RTD1

COMP/SHLD

+

-

14 15

COM

05 N 06

TC/RTD1

COMP/SHLD

-

11 12 13

+

04

TC/RTD1

-

COMP/SHLD

+

02-VB VB

03-VC VC

08 09 10

-

COMP/SHLD

-

01

01-VA VA

02 03 04

+

+

C

05 06 07

TC/RTD1

B

D

FREE FREE

A

FREE FREE FREE INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE, SWITCH K1 (digital) INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE, SWITCH K2 (digital) INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE, SWITCH K3 (digital) INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE, SWITCH K4 (digital) INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE (K1-analogico) INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE (K2-analogico) INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE (K3-analogico) INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE (K4-analogico)

TERMOCUPLA PT100 ADICIONAL FREE

B

FREE FREE FREE FREE FREE ENTRADA PT'S FASE a (CLIENTE SUMINISTRA PT'S) ENTRADA PT'S FASE b (CLIENTE SUMINISTRA PT'S) ENTRADA PT'S FASE c (CLIENTE SUMINISTRA PT'S) COMUN PT'S FASES a-b-c (CLIENTE SUMINISTRA PT'S) COMUN PT'S FASES a-b-c (CLIENTE SUMINISTRA PT'S) COMUN PT'S FASES a-b-c (CLIENTE SUMINISTRA PT'S)

C

ENTRADA CT'S FASE a ENTRADA CT'S FASE b ENTRADA CT'S FASE c COMUN CT'S FASES a-b-c

FREE FREE FREE FREE

D

I/O MONITOR SEL 2440

+

TO: 08-1988 /X1-131/ 10A

SEL 2414 - SLOT D

INE04

INE05

INE06

INE07

INE08

INE09

INE10

FR: 08-1988 /X1-72/ 2G

FR: 08-1988 /X1-43/ 2E

INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. PRIMARIO (K4-analogico) INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. SECUNDA (K3-analogico) INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. SECUNDA (K4-analogico)

RELE BUCHHOLZ (ALARMA) RELE BUCHHOLZ (DISPARO)

E

INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. PRIMARIO, SWITCH K3 (digital) INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. PRIMARIO, SWITCH K4 (digital) INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. SECUNDA, SWITCH K3 (digital) INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. SECUNDA, SWITCH K3 (digital)

FREE FREE FREE FREE FREE

F

FREE FREE FREE

A1Z03

A1Z04

A1Z06

A1Z07

Z16

Z14

Z15

Z10

A1Z05

Z11

Z08

Z09

Z07

Z06

POP3 (-)

FR: 08-1988 /X1-71/ 2G

FR: 08-1988 /X1-42/ 2E

POP3 (+)

FR: 08-1988 /X1-28/ 2C

Z04

POP2 (-) A1Z02

Z05

FR: 08-1988 /X1-27/ 2C

POP2 (+)

POP1 (-)

Z01

FR: 07-1988 /X2-36/ 8G

TX1-2S2 TX2-2S2 TX3-2S2

FR: 07-1988 /X2-56/ 12C

FR: 07-1988 /X2-55/ 12C

TX3-2S1

FR: 07-1988 /X2-47/ 12A

FR: 07-1988 /X2-46/ 12A

TX2-2S1

10-COM

INE03

09-ICX

INE02

N

INE01

A1Z01

Z02

INA02

08-IBX

IND10

FR: 08-1988 /X1-13/ 2B

FR: 08-1988 /X1-12/ 2B

A12

A11

A10

A09

INA01

Z12

TO: 08-1988 /X1-130/ 10A

A08 OUTA03

07-IAX

D30

D29

D28

D27

D25

D26 IND09

03-VC

IND08

D24

D23

D21

D22

D18

D20 IND07

02-VB

IND06

D19

D17

D15

IND05

D16

TX1-1S2 D14

FR: 07-1988 /X2-34/ 8F

D13

FR: 07-1988 /X2-33/ 8F

TX1-1S1

IND04

D12

FR: 07-1988 /X2-2/ 8A

TH1-1S2 D11

FR: 07-1988 /X2-1/ 8A

D09

TH1-1S1

H

D10

D08

FR: 08-1988 /X1-61/ 2F

D06

PT2-3

IND03

TO: 08-1988 /X1-129/ 10A

OUTA02

SEL 2414 - SLOT A

01-VA

IND02

D07

FR: 08-1988 /X1-60/ 2F

PT2-2 D05

PT2-1

FR: 08-1988 /X1-59/ 2F

D03

PT1-3

FR: 08-1988 /X1-75/ 2H

IND01

D04

FR: 08-1988 /X1-74/ 2H

PT1-2 D02

FR: 08-1988 /X1-73/ 2H

D01

PT1-1

G

A06 A07

A04

OUTA01

Z03

POWER

A05

A03

A01

A02

SEL-

SEL+

-VDC C16

INC08

TO: 08-1988 /X1-128/ 10A

TO: 08-1988 /X1-127/ 10A

FR: 11-1988 / - / 1G

+VDC -VDC

C15

C15

C14

INC07

POP1 (+)

INC06

FR: 11-1988 / - / 2G

FR: 11-1988 / - / 1F

+VDC -VDC

C13

C13

C12

FR: 11-1988 / - / 2F

FR: 11-1988 / - / 1E

+VDC C11

-VDC C10

C11

FR: 11-1988 / - / 2E

FR: 11-1988 / - / 1D FR: 11-1988 / - / 2D

INC05

SEL 2414 - SLOT C

FR: 07-1988 /X2-35/ 8F

OUTC04

C09

+VDC C08

TD1-K4-2

TO: 08-1988 /X1-139/ 11B

OUTC03

C09

TO: 08-1988 /X1-138/ 11B

TO: 08-1988 /X1-137/ 11B

TD1-K4-1

TD1-K3-2 C06

C05

C07

TO: 08-1988 /X1-136/ 11B

OUTC02

TX1-2S1

OUTC01

TD1-K3-1

TO: 08-1988 /X1-135/ 11B

C04

TD1-K2-2

TO: 08-1988 /X1-134/ 11B

C03

TD1-K1-2

C01

F

C02

TD1-K1-1

TO: 08-1988 /X1-132/ 11B

TO QF6.2

TO: 08-1988 /X1-133/ 11B

-

INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. PRIMARIO (K3-analogico)

Z13

TO QF6.4

TD1-K2-1

E

IN201 IN202 IN203 IN204 IN205 IN206 IN207 IN208 IN209 IN210 IN211 IN212 IN213 IN214 IN215 IN216 OUT101 OUT102 OUT103 OUT104 OUT105 OUT106 OUT107 OUT108 OUT109 OUT110 OUT111 OUT112

A1Z08

G SEL 2414 - SLOT Z

PLANOS CORTESIA DE DIALEGSA SHENDA ELECTRIC GROUP CO LTD 15772-DIDIS-2#23 P.R. CHINA

R GEM

2

3

4

5

6

A3

09-1988

SEL 2414 - SLOT E

2014-05-26

1

24/32MVA

7

8

9

10

11

CONEXIONES SEL 2414 12

H

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

SCADA LOCAL CENTROSUR R01

A

+VDC

1

R15

5

3

A

C09

4 6

R16

7

R02 +VDC

1

R25

5

3

C11

4

POP1-A1 SWITCH K1

POP1-A2

6

R26

7

INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE (ANALOGICO)

POP1-B1 SWITCH K2

POP1-B2

RELES DE CONTROL DE VENTILACION

R03

POP1-C1 POP1-C2

SWITCH K3

+VDC

1

SWITCH K4

R35

5

3

C13

4

POP1-D1 POP1-D2

6

R36

INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE, SWITCH K1 (ANALOG)

R04 +VDC

3

1

C15

4

B

R45

6

5

INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE, SWITCH K2 (ANALOG)

R46

7

INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE, SWITCH K3 (ANALOG)

R05 B01

3

1

ENTRADAS

+VDC

4

R55

R56

6

5

7

POP2-C1

INDICADOR DE TEMPERATURA DE DEVANADOS (PRIMARIO (ANALOGICO)

SWITCH K3

POP2-C2 POP2-D1

SWITCH K4

POP2-D2

R06 +VDC

1

R65

5

B03

3 4

R66

6 7

INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE, SWITCH K4 (ANALOG)

SEL 2414 PROTOCOLO IEC 61850

INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. PRIMARIO, SWITCH K3 (ANALOG)

INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. PRIMARIO, SWITCH K4 (ANALOG)

5

B05

C

6

POP3-C1 POP3-C2

SWITCH K4

POP3-D2

+VDC

1

R85

5

6

5

NIVEL DE ACEITE

POL-2 POL-3

3

1

R45

92

R46

93

R55

94

R56

95

R65

96

R66

INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE, SWITCH K3 (DIGIT.)

4

1 2

TO SEL2414:C02

133

TD1-K1-2

TO SEL2414:C03

134

TD1-K2-1

TO SEL2414:C04

135

TD1-K2-2

TO SEL2414:C05

136

TD1-K3-1

TO SEL2414:C06

137

TD1-K3-2

TO SEL2414:C07

138

TD1-K4-1

TO SEL2414:C08

139

TD1-K4-2

140

TD2-K3-1

141

TD2-K3-2

142

TD2-K4-1

143

TD2-K4-2

144

TD3-K3-1

145

TD3-K3-2

146

TD3-K4-1

147

TD3-K4-2

B11

7

16

8

13

9

16 15

10

JX1

11 157

KB1-11

B TEMPERATURA ACEITE K3 ALARMA

158

12

159

KB1-12

TEMPERATURA ACEITE K4 DISPARO

160

9

161

5

TD1-K1-1

R96

10

8

132

B09

9

7

TO SEL2414:C01

R10 +VDC

91

4

ALARMA NIVEL MINIMO ALARMA NIVEL MAXIMO

3

R36

7

7

POL-1

R35

90

3

4

R95

89

R86

R09 3

6

R85

INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE, SWITCH K4 (DIGIT.)

1

R26

98

7

+VDC

88

100

B07 R86

2

INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. SECUNDA, SWITCH K4 (ANALOG)

4 6

R25

6

INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE, SWITCH K2 (DIGIT.) 3

87

R76

INDICADOR DE TEMPERATURA DE ACEITE, SWITCH K1 (DIGIT.)

R08

5

R75

SWITCH K3

POP3-D1

R16

98

R76

7

INDICADOR DE TEMPERATURA DE DEVANADOS (SECUNDARIO) (ANALOGICO)

86

97

SALIDAS

4

1

... ...

R75

3

R15

... ...

1

85

INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. SECUNDA, SWITCH K3 (ANALOG)

R07 +VDC

JX3

JX1

7

KB2-9

TEMPERATURA DEV PRIM K3 ALARMA

162

10

163

KB2-10

TEMPERATURA DEV PRIM K4 DISPARO

164

11

165

KB2-11

TEMPERATURA DEV SEC K3 ALARMA

166

12

167

8

KB2-12

TEMPERATURA DEV SEC K4 DISPARO

C

4

R105

6

5

R106

7

D

D

R11 +VDC EPR-3

3

1

B13

4

DISPARO

R115

6

5

ENTRADAS

VALVULA DE ALIVIO DE PRESION

EPR-2

R116

7

R12

RELE DE PRESION SUBITA

SPR-2 SPR-3

+VDC

1

R125

5

3

B15

4

DISPARO

6

R126

7

SALIDAS TO SEL2440:A01 INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. PRIMARIO, SWITCH K3 (DIGIT.)

TO SEL2440:A02

R13 +VDC

1

R135

5

3

B17

TO SEL2440:A03 INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. PRIMARIO, SWITCH K4 (DIGIT.)

4

KB-1

RELE BUCHHOLZ

E

KB-2 KB-3 KB-4

6

TO SEL2440:A04

R136

TO SEL2440:A05

7

ALARMA

INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. SECUNDA, SWITCH K3 (DIGIT.)

TO SEL2440:A06

R14

DISPARO

+VDC

3

1

R145

6

5

E

TO SEL2440:A07

B19 INDICADOR DE TEMPERATURA DEV. SECUNDA, SWITCH K4 (DIGIT.)

4

TO SEL2440:A08

R146

7

JX3 3

FALLA EN EL CIRCUITO DE

4

R19

5

+VDC

1

R195

5

3

(JX1:)

B29

(132)

(85)

(134)

(87)

(JX1:)

(136)

(89)

(138)

(91)

4 6

R196

7

7

C01

R15

C03

R25

C05

R35

C07

R45

C02

R16

C04

R26

C06

R36

C08

R46

RELES DE CONTROL DE VENTILACION

R20

5

F

6 24

9

+VDC

1

R205

5

32 33

26

34

R15

+VDC

1

R155

5

3

6

29

37

30

38

23

39

(JX1:)

(133)

(86)

(135)

(88)

(JX1:)

(137)

(90)

(139)

F

(92)

9

B21

1

3

1

2

6

3

7

4

10

8

KB1

R16 +VDC

5

B23

11

9

10

11

12

6

5

R166

(JX3:)

(8)

7

+VDC

R17 3

1

(10)

(JX1:)

(157)

TEMP. ACEITE

12

6

9

B25

10

R176

R18 3

B27

(JX1:)

4

R185

5

6

(140)

(94)

(142)

(95)

(JX1:)

(144)

(97)

(146)

3

G

7

13

(99)

2 6

KB2 11

1

1 5

+ 14

7

+VDC

4 8

TEMP. ACEITE

4 5

3 7

13

(159)

2 6

KB1

4

1 5

+ 14

R156

7

35 36

R206

4

R175

G

6 7

R165

28

B31

4

11

25

27

3

12

4 8

R186

7

DE PROTECCION (JX1:)

A01

R55

A03

R65

A02

R56

A04

R66

(141)

(94)

(143)

(96)

(JX1:)

A05

R75

A07

R85

A06

R76

A08

R86

(147)

(100)

(145)

(98)

PLANOS CORTESIA DE DIALEGSA. 1

5

2

6

3

7

4

R

8

GEM

KB2

H

9 (JX1:)

(161)

10

11 (JX1:)

(163)

TEMP. DEVANADO PRIMARIO

SHENDA ELECTRIC GROUP CO LTD 15772-DIDIS-2013 P.R. CHINA

2

3

4

5

6

7

8

H

12

(165)

14-1988

(167)

TEMP. DEVANADO SECUNDARIO 2014-05-26

1

24/32MVA

9

10

11

DIAGRAMA FUNCIONAL

12

A3

ANEXO 3. Programación de la interfaz gráfica del usuario (HMI) en Labview.

148

152

153

ANEXO 4. Resultados del laboratorio de las pruebas Físico- Químicas y de cromatografía de gases del aceite dieléctrico del transformador monitoreado.

149

OIL ANALYSIS REPORT

REFERENCE

Client: E-mail:

Mr.James Gonzales (ZSD01)

Sample No: Authorized by:

M277445A

Company:

Sistemas Digitales de Control

Sent Date:

2015-02-20

EQUIPMENT Apparatus Type: Location:

TRN P. Industrial

KV: MVA:

69 32

Sampling Point: Oil Temp. (°C):

MAIN

Equipment No:

CK140206-1

Oil type:

Mineral Oil

Sampled by:

INPROEL

Serial No.:

CK140206-1

Year built:

2014

Sampling Date:

2015-01-19

Additional info:

SE Parque Industrial

Description:

Transformador

DGA Previous

2015-01-19 < 10

Parameter Hydrogen

Screening Code(T/R)

Test Method D3612-02