Resumen

Los transformadores elevadores de la UTE Euzébio Rocha, en Cubatão/São Paulo, son fundamentales para el suministro del sistema eléctrico brasileño. Por su importancia y por las severas condiciones de trabajo, Petrobras siempre mantuvo inversiones y un riguroso programa de mantenimiento preventivo para esas máquinas. Líder en tecnología y comprometida con la calidad de la energía suministrada, Petrobras implantó el sistema de monitoreo online en sus transformadores elevadores, buscando detectar posibles defectos en fase incipiente y mitigar aún más los riesgos de fallas catastróficas.

La instalación del sistema, con sensores y software sucedió en 2014, con el inicio del monitoreo de cuatro transformadores ya en operación. La implantación aprovechó IEDs ya instalados y la característica de modularidad y expansibilidad de la arquitectura descentralizada utilizada.

Serán descritos la arquitectura y las soluciones utilizadas en la implantación del sistema, así como los resultados obtenidos, alcanzando con éxito objetivos como el mantenimiento centrado en confiabilidad y el aumento de la seguridad del personal, de los equipos y de la propia instalación.

La Usina Termoeléctrica Euzébio Rocha de Petrobras en Cubatão/São Paulo, movida a gas natural, es responsable por habilitar más de 200 MW de potencia al sistema eléctrico brasileño. Con capacidad para abastecer una ciudad de 600 mil habitantes, demanda gran eficiencia operacional para garantizar el suministro sin interrupción de energía.

Esta usina opera con dos transformadores elevadores, de 225 MVA y 70 MVA, respectivamente, y cuenta con dos transformadores auxiliares de 16 MVA. Todos en operación desde 2009.

Esos transformadores desempeñan papel fundamental para la transmisión de la energía eléctrica generada. Por la importancia de esas máquinas y sus severas condiciones de trabajo, incluyendo temperaturas ambientes elevadas, atmosfera fuertemente corrosiva y las solicitaciones dieléctricas normales de la operación del sistema, Petrobras siempre las mantuvo bajo un riguroso programa de mantenimiento preventivo.

Aun así, las prácticas convencionales no son suficientes para garantizar la confiabilidad de la planta. Por esa razón, fue implantado un sistema de monitoreo online para reducción del riesgo de fallas, con la detección de los principales tipos de defectos en fase incipiente – el seguimiento de la condición operativa de los transformadores.

Algunos de los sensores inteligentes necesarios en el proyecto ya existían en los transformadores y fueron aprovechados.

Una pesquisa internacional de desempeño de transformadores de potencia en servicio [1], realizada por Cigré con datos de fallas que sucedieron entre 1968 y 1978, abarcando más de 1.000 fallas, reveló, para diversos tipos y aplicaciones de transformadores, las principales causas de retirada de servicio, tanto forzadas cuanto planeadas.

La figura 1 muestra esos datos para transformadores sin conmutador bajo carga en usinas. En esa estadística, los bujes figuran como el principal origen de fallas en transformadores, con un tercio de los casos, con la parte activa prácticamente empatada en segundo lugar, seguida por tanque y aceite. Esos tres subsistemas del transformador en conjunto responden por prácticamente 84% de las retiradas de los equipos de servicio.

Con base en esas estadísticas y en la experiencia anterior de Petrobras, fueron seleccionadas las variables a ser monitoreadas en los transformadores elevadores y auxiliares. Además de las funciones de tratamiento de datos necesarias, de forma a transformar las variables medidas en informaciones útiles para diagnóstico y pronóstico de los transformadores. De esa manera se buscó cubrir los principales subsistemas del transformador y reducir, así, el riesgo de fallas.

Figura 1 – Estadística de las causas para puesta fuera de servicio de transformadores sin OLTC [1]

Las variables medidas en los transformadores elevadores de las plantas de Mauá y Cubatão son mostradas en la tabla 1, agrupadas por subsistema.

Para cumplir totalmente sus objetivos, el sistema de monitoreo debe efectuar el tratamiento de los datos arriba con la finalidad de obtener informaciones útiles sobre el estado de los transformadores, como detallado a continuación.

Modelos de ingeniería para diagnóstico y pronóstico del estado de los transformadores

Para el tratamiento de los datos obtenidos a partir de los sensores citados arriba, el sistema de monitoreo instalado posee en su software un Módulo de Ingeniería, que incluye los modelos de ingeniería mostrados en la tabla 2.

De esa manera, los datos brutos de los sensores permiten obtener informaciones útiles para diagnósticos y pronósticos del estado de los transformadores [2], [3].

La arquitectura del sistema de monitoreo de los transformadores de la UTE Euzébio Rocha es mostrada en la figura 2.

La medición de las variables ya presentadas en la tabla 1 es efectuada por medio de sensores inteligentes tipo IED (Intelligent Electronic Device), proyectados y probados específicamente para ser usados en ambiente de patio de subestaciones, permitiendo su instalación directamente en el cuerpo de los transformadores.

Esos sensores son dotados de puertos de comunicación que permiten su conexión directa a una red de comunicación, posibilitando la transmisión directa de las mediciones a un servidor de monitoreo de transformadores. La comunicación entre los sensores y el servidor se da a través del protocolo Modbus-RTU.

Ya el servidor también se comunica con el Sistema de Supervisión y Control de la UTE-EZR a través del protocolo OPC. De esa manera, los datos pueden ser monitoreados por el equipo de operación, almacenados en un servidor de histórico o incluso ser habilitados para otros sistemas.

En el servidor de monitoreo de transformadores es ejecutado el Software Especialista de monitoreo Sigma, que efectúa los tratamientos de datos mostrados en la tabla 2.

Por medio de la red intranet de Petrobras, los usuarios pueden acceder de manera remota al sistema de monitoreo, a través de la interfaz en páginas HTML, con tecnología Web 2.0.

Figura 2 – Arquitectura del sistema de monitoreo de los transformadores

1. ELECTRA, “An International Survey on Failures in Large Power Transformers in Service”, Paris, CIGRE, Ref. no. 88, 1983.
2. Amom, Jorge, Alves, Marcos, Vita, André, Kastrup Filho, Oscar, Ribeiro, Adolfo, et. al., “Sistema de Diagnósticos para o Monitoramento de Subestações de Alta Tensão e o Gerenciamento das Atividades de Manutenção: Integração e Aplicações”, X ERLAC – Encontro Regional Latinoamericano do CIGRÉ, Puerto Iguazu, Argentina, 2003.
3. Alves, Marcos, “Sistema de Monitoração On-Line de Transformadores de Potência”, Revista Eletricidade Moderna, Maio/2004.
4. Melo, Marcos A. C., Alves, Marcos, “Experiência com Monitoração On-Line de Capacitância e Tangente Delta de Buchas Condensivas”, XIX SNPTEE – Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica. Rio de Janeiro, Brasil, 2007.
5. Alves, Marcos, Silva, Gilson, “Experiência de Campo com Monitoração On-Line de um Transformador 343MVA 230kV com 2 Comutadores sob Carga”, IV Workspot – Workshop on Power Transformers, Recife, Brasil, 2005.
6. Alves, Marcos, Vasconcellos, Vagner, “Monitoramento da Umidade no Óleo Isolante de Transformadores de Potência Visando o Aumento da Confiabilidade Operativa”, V Workspot – Workshop on Power Transformers, Belém, Brasil, 2008.