Procedimientos de evaluación de la condición de

Artículo técnico
Procedimientos de evaluación de la condición
de transformadores de potencia y
subestaciones aisladas en gas
Carlos Gustavo Azcárraga Ramos, Roberto Liñán García, José Armando Nava Guzmán y José Tomás Ramírez Niño
Abstract
In an effort to minimize the risk of failure of the main substation equipment, the Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) has developed
and implemented diagnostic procedures using conventional techniques and non standardized tests. They have been applied successfully at
CFE and PEMEX 115kV to 400 kV power equipment since 1997. The main tests for transformers and gas-insulated substations (GIS) that
were used to estimate the operating conditions of electrical equipment and to detect incipient problems are described in this article. Some results of its practical application are also shown.
Introducción
Los principales equipos eléctricos involucrados en
los procesos de generación, transmisión y distribución son de vital importancia para garantizar el
suministro de energía seguro y confiable. El equipo
eléctrico está sometido a envejecimiento natural y
a condiciones de operación adversas, como eventos
de sobrecarga y cortocircuito. Debido a esto es indispensable contar con herramientas que permitan
estimar el grado de deterioro de los aislamientos y
la integridad del sistema electromecánico.
Las técnicas de prueba estandarizadas han demostrado su utilidad, sin embargo, la tecnología actual
permite utilizar técnicas no convencionales, con las
cuales es posible analizar con más detalle las condiciones operativas de los equipos de potencia.
En el caso de transformadores, el enfoque del IIE incluye técnicas de pruebas como el análisis de gases
disuelto (DGA), la detección de descargas parciales
El IIE aplica dos conjuntos diferentes de pruebas: el análisis para el
diagnóstico del sistema aislante y el análisis electromecánico de
devanados.
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sores acústicos ultrasónicos que miden en la banda
de los 150 KHz, un módulo concentrador y una
computadora. Cada módulo concentrador maneja
cuatro sensores acústicos y pueden ser interconectados tres o más módulos concentradores simultáneamente. Los módulos concentradores capturan las
formas de onda de la envolvente de las señales acústicas detectadas. Un programa de control despliega la información de las formas de onda acústicas
adquiridas, su frecuencia de repetición, sus tiempos
de arribo y mediante un análisis posterior, la localización de las DP dentro del tanque (Ramírez-Niño
y Pascacio, 2009). La figura 1 muestra la detección
acústica de DP en un transformador.
Gases disueltos en el aceite
(DGA)
Figura 1. Detección de DP acústicas en un transformador.
(DP) por método acústico y herramientas de prueba fuera de línea, como el análisis de la respuesta de frecuencia (FRA) y la espectroscopia dieléctrica (FDS). En
cuanto a la evaluación del estado de las GIS se aplican técnicas de diagnóstico
que incluyen la detección de UHF DP fuera de línea y en operación.
Evaluación de vida útil en transformadores
de potencia
Con el fin de realizar la evaluación integral del transformador, el IIE aplica
dos conjuntos diferentes de pruebas: El análisis para el diagnóstico del sistema
aislante y el análisis electromecánico de devanados. Ambos se complementan
entre sí, permitiendo obtener un conocimiento exacto de las condiciones operativas de los activos.
Diagnóstico del sistema de aislamiento
La incidencia de cortocircuito, las condiciones adversas de servicio y el tiempo
de vida operativa son los principales aspectos a tener en cuenta en un transformador. Las principales herramientas propuestas por el IIE para el diagnóstico del
aislamiento de transformadores son la detección DP acústica, la DGA y la FDS.
Descargas parciales acústicas (DP acústicas)
La detección acústica de DP se realiza mediante un equipo de prueba diseñado
y fabricado por el IIE. El equipo de pruebas consiste de un conjunto de sen108
Las sobrecargas, DP y arqueos en el interior del
transformador degradan químicamente el aislamiento aceite-papel, generando varios gases que se
disuelven en el aceite según la energía asociada a la
falla. De acuerdo con esto es posible diagnosticar
un tipo particular de falla, midiendo la concentración de determinados gases. El análisis de tendencias en función del tiempo de estas concentraciones, en conjunto con la detección acústica de DP,
el análisis fisicoquímico del aceite y la detección
de furfurales hacen de la DGA una herramienta de
diagnóstico normalizada, rentable y de bajo costo. Los métodos de análisis preferidos para DGA
son criterios de concentración máxima, el triángulo de Duval y métodos Dornenburg y Rogers.
Espectroscopia dieléctrica (FDS)
La FDS ha sido utilizada por los laboratorios y
universidades de todo el mundo desde hace muchos años (IDAX 300). Es una prueba dieléctrica
que se fundamenta en que las pérdidas dieléctricas
son dependientes de la frecuencia, por lo que mediante la inyección de señales de prueba en pasos
de frecuencia entre 1 mHz y 1 kHz es posible inferir problemas de aislamiento y principalmente la
presencia de humedad (figura 2). Esta técnica de
prueba se prefiere a las mediciones de “Tan Delta”
convencionales, ya que produce pérdidas dieléctricas equivalentes a las que se lograrían mediante
el uso de una fuente de alimentación de muy alta
tensión.
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Desde 2007, el IIE utiliza un sistema comercial para llevar a cabo esta herramienta de diagnóstico de
transformadores de medida, fecha desde la que ha
sido posible programar el reemplazo de transformadores de corriente defectuosos, mediante la correlación de la espectroscopia dieléctrica con mediciones de humedad en sitio y pruebas de laboratorio
físico-químicas.
Diagnóstico de devanados
El circuito equivalente en alta frecuencia del transformador puede ser considerado como una red
RLC (figura 3). La inductancia se asocia a los devanados y al comportamiento del núcleo magnético. La resistencia representa las pérdidas en el cobre
que dependen de la longitud y el diámetro de los
devanados, y también puede ser correlacionada con
los contactos del cambiador de derivaciones y con
las pérdidas dieléctricas. La capacitancia a tierra o
entre devanados tiene que ver con la geometría del
arreglo interno del transformador y está definida
por los materiales, formas y distancias dieléctricas
entre devanados a tierra y entre los devanados de
alta y baja tensión. Si la frecuencia aplicada es lo
suficientemente alta es posible identificar cambios
geométricos en bobinas y entre vueltas, revelando
la existencia de fallas incipientes.
En la técnica de FRA se aplican voltajes alternos de
frecuencia variable con pasos discretos a diferentes
arreglos de devanados en el transformador y se realiza la medición de impedancia, admitancia, ángulo
de fase o cualquier otro parámetro adecuado, en función de la frecuencia aplicada. La técnica FRA aporta
sus resultados de forma gráfica principalmente. Analizando las respuestas en frecuencia de los devanados
es posible determinar qué tipo de problema afecta a
la integridad electromecánica del transformador.
Diagnóstico de subestaciones
aisladas en gas (GIS)
El IIE utiliza dos métodos de detección de DP diferentes para el diagnóstico de GIS: en el dominio del
tiempo y en la banda de frecuencias UHF.
Para ambos métodos se utilizan diferentes sensores UHF para acoplar las señales de actividad de
Figura 2. Factor de disipación y curvas de capacitancia para un sistema aislante aceite-papel.
Figura 3. Circuito equivalente en alta frecuencia de un transformador.
DP. Las GIS pueden tener sensores pre-instalados en las pantallas de puesta a
tierra (Power IT SF6 Gas-insulated Switchgear), sensores ubicados en puntos específicos de prueba dentro de las cámaras de GIS, sensores externos tipo ventana y sensores acoplados en las aperturas de los aisladores soporte.
La teoría de funcionamiento de todos los sensores anteriormente enumerados
en UHF se basa en la teoría de la carga inducida desarrollado por Pedersen (Pedersen et al., 1991) y en la teoría desarrollada totalmente por Judd et al (Judd,
1996), que aplica la teoría de guías de onda en UHF, para explicar la propagación de las DP dentro de las cámaras de la GIS.
Los sensores pre-instalados son dispositivos que ofrecen una mejor sensibilidad y
selectividad, sin embargo, las GIS antiguas no cuentan con estos sensores, por lo
que también se emplean sensores tipo ventana (figura 4), o sensores de apertura.
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El aislador soporte aislante se utiliza para captar las
señales de UHF que se propagan dentro de las cámaras de la GIS. Todos los tipos de sensores antes
mencionados son sensores capacitivos que funcionan
como antenas en alta frecuencia y proporcionan señales que deben ser amplificadas y procesadas para
ser utilizadas como medio de diagnóstico, cuando se
realizan mediciones en el dominio de la frecuencia.
Figura 4. Sensor ventana externa de DP en UHF conectado con un pre-amplificador de UHF comercial.
El análisis de tiempo de viaje de las señales de DP
es la forma más sencilla de localizar el origen de
dichas señales en el interior de la GIS. La diferencia de tiempo entre los frentes de onda que llegan
a dos sensores UHF contiguos permite determinar
la ubicación de la fuente de DP. El empleo de esta
técnica requiere de especial cuidado en la adaptación de impedancia entre el sensor y el equipo de
medición, debido al alto contenido en frecuencia
de las señales medidas. Asumiendo una constante
dieléctrica y una permeabilidad magnética de 1 para el SF6 y despreciando el efecto de las barreras aislantes, la velocidad de propagación de las señales de
DP es aproximadamente C = 0,3 m / ns.
Resultados principales
En esta sección se presentan algunos resultados
importantes obtenidos por el IIE al evaluar transformadores y transformadores de instrumento. Por
limitantes de espacio no se mostrarán ejemplos de
todas las técnicas descritas.
Detección de DP Acústicas
Se presentan dos casos de estudio en donde se
muestra cómo estas técnicas pueden contribuir a
detectar problemas incipientes: La detección de
tracking eléctrico en la cámara de aislamiento sólido de un OLTC (cambiador de derivaciones bajo
carga) y detección de contactos sueltos en un tap
capacitivo de una boquilla.
Figura 5. Señales acústicas detectadas en la cámara del cambiador bajo carga
de un transformador de potencia.
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En México, las fallas en accesorios son la causa principal de los incendios y las explosiones de
transformadores de potencia, por lo que la detección temprana de estos problemas reduce la tasa
global de fallas. En ambos casos, el diagnóstico se
confirmó mediante la realización de la inspección
interna de los accesorios involucrados, como se
muestra en la figura 5.
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Figura 7. Resultados combinados propuestos por el IIE para clasificar la condición de transformadores de medida del sistema de aislamiento.
Figura 6. Falla del tap capacitivo detectada por DP
acústicas y confirmado por inspección visual.
Es importante señalar que aunque la detección DP
acústica es una herramienta muy valiosa, se debe
complementar con pruebas adicionales y el conocimiento de la construcción interna del transformador para validar los resultados del diagnóstico.
El IIE ha aplicado la detección DP acústica en más
de un centenar de transformadores y reactores. Tal
como se mostró aquí, el cambiador de derivaciones
y problemas en boquillas son los defectos más comunes que se han encontrado.
Espectroscopía dieléctrica
(FDS)
En años recientes, la CFE se enfrentó a una alta tasa de fallas en transformadores de instrumento (TI)
en las regiones costeras o de alta humedad. Las técnicas de prueba convencionales aplicadas en fábrica
a estos equipos no mostraban resultados que sugirieran problemas de fabricación.
Los experimentos realizados en el IIE revelaron que la combinación de FDS, la
evaluación de contenido de humedad, rigidez dieléctrica y el análisis de gases
disueltos se pueden utilizar en campo, para discriminar efectivamente defectos
en TI. A partir de los resultados obtenidos con estas técnicas se realizaron gráficos que permiten evaluar la integridad del sistema aislante de una manera muy
simple. La figura 7 muestra un gráfico que contiene los resultados combinados de las técnicas propuestas. Los conjuntos que se muestran en forma gráfica
revelan automáticamente qué TI necesitan ser reemplazados, cuáles requieren
mantenimiento y cuáles están en buenas condiciones operativas.
Conclusiones
Las principales conclusiones obtenidas de la aplicación de técnicas de diagnóstico de transformadores y GIS son las siguientes:
Las técnicas de detección de DP estandarizadas aplicadas en transformadores y
GIS muestran muchas desventajas durante su aplicación en campo. Estas técnicas son solo adecuadas para condiciones controladas de laboratorio, donde la
interferencia electromagnética y las capacidades de alta potencia de las fuentes
de alimentación no son una limitante. Las técnicas de medición en UHF y
la detección acústica de DP ofrecen una alta sensibilidad y selectividad, y no
presentan los inconvenientes de las técnicas estandarizas de detección de DP.
El análisis en el dominio de tiempo permite la ubicación de origen de
las DP dentro transformadores y cámaras de GIS, pero requieren al menos dos sensores de UHF o cuatro sensores acústicos para obtener re111
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sultados fiables. Como una limitante importante de estas técnicas se tiene que la correcta interpretación de sus señales es, en algunos casos, una
tarea muy compleja que requiere de experiencia por parte del usuario.
La espectroscopia dieléctrica ha demostrado ser una herramienta de diagnóstico muy valiosa en transformadores de instrumento. Su aplicabilidad en transformadores de potencia debe ser todavía validada, ya que este tipo de equipo
tiene una geometría más compleja.
Referencias
Ramirez-Niño and Pascacio. Acoustic measuring of partial discharge in power transformers. Measurement Science and Technology 20 (2009) 115108 (9pp).
Pedersen, A.; Crichton, G.C.; McAllister, I.W. The theory and
measurement of partial discharge transients. IEEE Trans. Electr.
Insul., vol. 26, no. 3, pp. 487–497, June 1991.
Judd, M D. The excitation of UHF GISnals by partial discharge in
gas insulated substations. PhD Thesis, University of Strathclyde,
June 1996.
Hoek1 S.; Riechert U.; Strehl T.; Tenbohlen S. and Feser K. A
New Procedure for Partial Discharge Localization in Gas-Insulated
Switchgears in Frequency Domain. Proceedings of the XIVth International Symposium on High Voltage Engineering, Tsinghua
University, Beijing, China, August 25-29, 2005.
IDAX 300 Insulation Diagnostic Analyzer. PAX Technical Brochure ZB-AG1-01 A03E.
Power IT SF6 Gas-insulated Switchgear, On-site Partial Discharge Measurement with Earthing Switch
Shield. ABB Application Note 1HC0023054 E01 / AA03. ABB Switzerland LTD.
CARLOS GUSTAVO AZCÁRRAGA RAMOS
[[email protected]]
Doctor en Ingeniería Electrotécnica por la Universidad de Bolonia, Italia en 2014. Maestría en Ciencias en Ingeniería Eléctrica
con mención honorífica por la SEPI-ESIME del Instituto Politécnico Nacional en 2004. Licenciatura en Ingeniería Electromecánica con honores por el Instituto Tecnológico de Zacatepec
en 1995. Después de participar en el programa de Adiestramiento en Investigación Tecnológica (AIT) en 1997 fue contratado
por la Gerencia de Equipos Eléctricos del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) para el desarrollo de técnicas de alta
sensibilidad para el diagnóstico de transformadores de potencia
y equipo primario de subestaciones. Ha representado al IIE en
diversos foros nacionales e internacionales. Fue el representante
mexicano en el Comité SC A3 High Voltage Equipment de Cigré del 2009 al 2014. Es autor y coautor de más de 30 artículos
técnicos relacionados con la evaluación del sistema dieléctrico de
equipos de alta tensión. Ha impartido cátedras relacionadas con
sus intereses técnicos en la Universidad Cuauhnáhuac, la Universidad Fray Luca Paccioli, la Universidad Morelos y el Centro
de Posgrado del IIE. Sus temas de investigación actual incluyen
las técnicas de diagnóstico de equipo de alta tensión, transitorios
electromagnéticos, descargas parciales y técnicas numéricas para
la solución de campos electromagnéticos.
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De izquierda a derecha: José Tomás Ramírez Niño, Carlos Gustavo Azcárraga Ramos y José Armando Nava Guzmán.
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JOSÉ ARMANDO NAVA GUZMÁN
[[email protected]]
Ingeniero Electricista por el Instituto Tecnológico de Tepic en 1992. Este mismo año ingresó al
primer programa de Adiestramiento en Investigación Tecnológica (AIT), siendo contratado por
la Gerencia de Equipos Eléctricos del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) en 1993. La
experiencia adquirida en el IIE la ha permitido desempeñarse como jefe de proyectos relacionados
con el diagnóstico en línea y fuera de línea de equipo primario de subestaciones y de proyectos
relacionados con el análisis del comportamiento de equipo eléctrico conectado al sistema eléctrico
nacional. Dirigió el proyecto en el cual se fabricaron e instalaron los primeros transformadores de
corriente (TC) clase 230 kV con tap capacitivo para su diagnóstico en línea. Actualmente, estos
equipos se tienen monitoreados de manera permanente a través del Centro de Monitoreo de Activos de Transmisión (CEMODAT) Occidente. Tiene diversas publicaciones en foros nacionales e
internacionales de la IEEE referente al diagnóstico del sistema dieléctrico de equipo eléctrico de alta tensión. Es representante del IIE ante el Comité de Especialistas de Interruptores de Potencia y
Equipo Afín, y del Grupo DLI Equipo Primario de Desconexión de Subestaciones de la Comisión
Federal de Electricidad (CFE).
ROBERTO LIÑÁN GARCÍA
[[email protected]]
Doctor en Ingeniería Eléctrica por la University de Salford, Inglaterra en 1994. Maestro en Sistemas Computacionales por el
Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey
(ITESM), campus Morelos en 1984. Ingeniero Eléctrico por la
Universidad Autónoma de Coahuila en 1983. y. Su área de especialidad es el diseño y la operación de equipos de interrupción
y seccionamiento. En 1982 ingresó al IIE, donde actualmente
se desempeña como Gerente de Equipos Eléctricos. Obtuvo el
2o. lugar de tesis de licenciatura en el V Certamen Nacional de
tesis sobre diseño y fabricación de equipo eléctrico, así como
mención honorífica del Premio Nacional de Ciencia y Tecnología 1982. Ha sido Investigador Honorario del Departamento
de Energía Eléctrica y Electrónica de la Universidad Liverpool,
Inglaterra, y pertenece al Condition Monitoring Inner Circle
of the Current Zero Club, organización internacional dedicada
a la investigación de arco eléctrico en equipos de interrupción.
Ha publicado diversos artículos técnicos sobre nuevas técnicas
de diagnóstico para equipos de interrupción, seccionamiento y
transformadores de potencia.
JOSÉ TOMÁS RAMÍREZ NIÑO
[[email protected]]
Doctor en Ciencias e Ingeniería de Materiales por la Universidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM) en 1998. Maestro en Electrónica por la Universidad Nacional Autónoma de México
(UNAM) en1980. Licenciado en Ingeniería Mecánica Eléctrica por la UNAM en 1974. Inició su
actividad de investigación en 1981 en el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE). Inicialmente trabajó en la línea del procesamiento y análisis de señales, posteriormente en el área de desarrollo
de equipos terminales de fibra óptica, tanto para el acarreo de señales, como para la medición de
parámetros físicos, siendo su especialidad el diseño electrónico, la instrumentación y el análisis de
señales. Es miembro del Sistema Nacional de Investigadores (SNI), con nombramiento de Investigador Nivel I de 1986 a 1994 y de 1998 a la fecha. Ha sido responsable de numerosos proyectos contratados con empresas como la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Condumex, S.A. de C.V.
y el Sistema de Transporte Colectivo (STC) Metro. Actualmente se desempeña en la Gerencia de
Equipos Eléctricos de la División de Sistemas Eléctricos, siendo responsable del grupo de instrumentación electrónica para el diagnóstico de equipos eléctricos. Es autor de doce patentes y diecinueve artículos internacionales, cuya tecnología se aplica actualmente en el monitoreo de más de
cuarenta generadores de potencia de la CFE.
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