Resumen

Los transformadores de potencia son los equipos más importantes en una subestación. Su construcción toma en consideración una expectativa de vida de unos 40 años, pero los accesorios conectados a él no siempre tienen esa misma longevidad.

En ese trabajo se presentará la solución adoptada para que el monitoreo de las temperaturas del parque de transformadores de potencias de la Compañía de Transmisión Paulista (ISA-CTEEP) se vuelva viable. El parque de transformadores cuenta con una capacidad instalada de 43.069MVA y una infraestructura formada por 12.140 kilómetros de líneas de transmisión, 18.495 kilómetros de circuitos, 102 subestaciones y más de 500 transformadores de potencia con tensión de hasta 550kV.

También se presentarán los resultados del trabajo de modernización de la protección térmica de transformadores de potencia, que reemplazó los antiguos termómetros mecánicos por un sistema de medición digital microcontrolado de temperatura de aceite y devanado y control del sistema de enfriamiento en los transformadores de la empresa.

Los transformadores de potencia son los equipos más importantes en una subestación. Su construcción toma en consideración una expectativa de vida de unos 40 años, pero los accesorios conectados a él no siempre tienen esa misma longevidad.

Por esa razón, para que la gestión de activos en una empresa siga siendo una actividad valiosa, debe centrar su preocupación en el proceso de mantenimiento, que debe aumentar la confiabilidad operativa de los transformadores y sus accesorios, además de prolongar su vida útil, logrando, al mismo tiempo, economía de costos de mantenimiento y tiempos menores de indisponibilidad de la máquina. Dentro de esos procesos, es básico conocer la condición de los termómetros del transformador con objeto de conservar un funcionamiento perfecto ya sea en precisión de la medida o en la actuación de sus alarmas y disparos.

En ese trabajo se presentará la solución adoptada para que el monitoreo de las temperaturas del parque de transformadores de potencias de la Compañía de Transmisión Paulista (ISA-CTEEP) se vuelva viable. El parque de transformadores cuenta con una capacidad instalada de 43.069MVA y una infraestructura formada por 12.140 kilómetros de líneas de transmisión, 18.495 kilómetros de circuitos, 102 subestaciones y más de 500 transformadores de potencia con tensión de hasta 550kV. También se presentarán los resultados del trabajo de modernización de la protección térmica de transformadores de potencia, que reemplazó los antiguos termómetros mecánicos por un sistema de medición digital microcontrolado de temperatura de aceite y devanado y control del sistema de enfriamiento en los transformadores de la empresa.

Los componentes más importantes en los transformadores son el acero, el cobre, el aceite y el material aislante. De todos esos, el más frágil es el material aislante.

El principal constituyente de los diversos materiales aislantes sólidos utilizados en transformadores de alta tensión inmersos en líquido aislante es la celulosa. Entre los materiales aislantes sólidos, el más utilizado actualmente es el papel.

La celulosa es un compuesto orgánico, cuya molécula está compuesta por una larga cadena de anillos de glucosa, o monómeros. Cada molécula de celulosa, cuando nueva, posee de 1.000 a 1.400 anillos de glucosa, enlazados como se muestra en la Figura 1.

Cada fibra de celulosa posee muchas cadenas de monómeros como esta.

La cantidad media de anillos de glucosa enlazados en esa cadena es denominada Grado de Polimerización Molecular. Como la longitud de esas moléculas es lo que garantiza la resistencia mecánica de un material a base de celulosa, el grado de polimerización del material da una medida indirecta de sus características mecánicas, por ejemplo la resistencia a la tracción, que puede ser asociada a la funcionalidad o a la vida útil del material.

La degradación de la celulosa es, por lo tanto, causada por la disminución en la longitud de las cadenas de monómeros, así como también por el estado de cada cadena. Existen tres mecanismos que contribuyen en la degradación de esas cadenas de la celulosa, empleada en sistemas aislantes de transformadores de potencia: la hidrólisis, la oxidación y la pirólisis [1]. Este último está relacionado directamente a la degradación térmica, aunque todos ellos interfieren en ese proceso de envejecimiento y los tres mecanismos están interrelacionados. En este trabajo sólo se tratará este último agente de degradación del transformador: la temperatura, una vez que los otros dos se pueden mantener bajo control por un buen sellado del equipo.

Figura 1 – Molécula de Celulosa

El calor extremo lleva a la carbonización de las fibras de celulosa. El calor en niveles moderados, como normalmente ocurre en transformadores, ya causa el rompimiento de los monómeros individuales en la cadena de celulosa, formando un residuo sólido y liberando monóxido de carbono, dióxido de carbono y agua. Como no podría ser diferente, el grado de polimerización se reduce, disminuyendo las características de resistencia mecánica de la celulosa.

Como en un transformador la temperatura no se distribuye de forma uniforme, generalmente el análisis de los efectos del calor en el deterioro de la celulosa debe considerar la temperatura del punto más caliente (hottest spot), pues ese es el lugar en que ocurrirá la mayor degradación.

Conocidas las acciones de la temperatura en el material aislante aplicado en los transformadores, vamos a observar cómo se realiza el control de la temperatura en los transformadores.

La protección térmica de los transformadores se realizaba con termómetros analógicos como los que se muestran en la Figura 2. Esos dispositivos en general son cajas robustas e impermeables, con cubiertas de vidrio y sus agujas mecánicas ajustables para realizar el comando de los ventiladores y las funciones de alarma y protección.

Esos dispositivos son esenciales para determinar la capacidad de carga de los transformadores de manera segura y protegerlos en situaciones de sobrecarga, cuando la temperatura puede alcanzar valores que afecten la vida útil del transformador o le cause algún daño severo.

A pesar de su importancia, hubo un gran número de fallas de transformadores por motivo de falla en ese equipo.

Los termómetros analógicos instalados en la empresa son, en su mayoría, del fabricante extranjero de Europa (Fig. 3) y se componen de dos, tres o cuatro unidades:

• Indicador de Temperatura de aceite (una unidad).
• Indicador de temperatura de devanado (una, dos o tres unidades).

Sus elementos principales son:

1 – Termopozo o bulbo.

2 – Tubo capilar.

3 – Elemento de calentamiento.

4 – TC de Imagen térmica.

5 – Caja de calibración.

6 – Punteros de indicación.

7 – Contactos secos de alarma, disparo y enfriamiento.

Figura 2 – Termómetros analógicos

Los indicadores de temperatura de aceite como los de la Figura 3 hacen la medición directa de la temperatura del aceite en la parte superior (top oil) por medio del sistema de sonda capilar e indicador de aguja. La sonda, al contacto con el aceite en la parte superior del transformador, hace que el líquido expansible dentro de la sonda se expanda y mueva las agujas de medición y de disparo de los microinterruptores ajustables. Así, al aumento de temperatura, las agujas alcanzan los puntos de ajuste para prender ventiladores, emitir alarmas y desconectar el transformador.

Debido a los altos niveles de tensión en los bobinados de los transformadores, la instalación de sondas de medición directamente sobre ellos se hace imposible.

La medición de la temperatura de devanados se realiza por imagen térmica, un proceso de inferencia indirecta de la temperatura por medio de la temperatura del aceite y la corriente de carga. Para eso, la unidad para indicación de temperatura de devanado tiene construcción similar a la utilizada para indicación de temperatura de aceite, pero acrecentando una resistencia de calentamiento, acoplada a un termopozo y conectada al transformador de corriente. La corriente del TC producirá un mayor calentamiento (con relación a la temperatura de aceite, al bulbo y a la sonda proporcional a la carga del transformador), produciendo una indicación correspondiente a la temperatura de devanado.

Figura 3 – Termómetros analógicos (2)

En general, esos indicadores de temperatura analógicos funcionan bien en sus primeros años de instalación. Sin embargo, pasados algunos años se llegan a notar las siguientes deficiencias:

a) Los indicadores pierden la precisión con los años y requieren calibración periódica, en general anual.

b) La precisión obtenida después de la calibración depende de la habilidad del técnico que le hace los ajustes.

c) En algunos equipos se nota penetración de agua o humedad.

d) Corrosión de contactos y partes metálicas internas.

e) Alarmas y disparos erróneos provocados por termómetros antiguos que utilizan ampolla de mercurio o por penetración de agua en los contactos.

Además, a eso se suman otros problemas indirectos de la aplicación de los indicadores analógicos, tales como:

f) Los capilares, por su forma son susceptibles a abolladuras, las cuales reducen su diámetro interno, provocando una indicación muy inferior a la temperatura real.

g) El dispendioso proceso de calibración tomaba mucho tiempo.

h) No se encuentran las piezas de reposición en el mercado.

i) Alto costo de mantenimiento, por ser un equipo importado.

j) No hay alarma o indicación cuando fallan (autodiagnóstico).

k) Algunos tienen los componentes de la imagen térmica en la parte interna del transformador, dificultando su mantenimiento.

l) La formación de gases dentro del circuito de expansión causa indicaciones con error y exige calibración por calentamiento del bulbo, obligando a la desconexión del transformador para hacerlo, lo que implica en el pago de la parcela variable.

Una búsqueda en el mercado mostró algunas posibles soluciones para los problemas presentados en el sistema de protección térmica aplicado en la empresa. Una nueva categoría de equipos electrónicos conocidos como IEDs (Inteligent Electronic Devices), que forman un sistema autónomo capaz de hacer mediciones y emitir alarmas sin necesidad de computadoras o software especiales asociados, desarrollados específicamente para soportar el ambiente de subestaciones de alta tensión, atendiendo a las normas técnicas correspondientes. Las características mínimas para tales equipos se definieron entonces con las áreas de Ingeniería de Mantenimiento y Automatización.

El sistema escogido debería tener las siguientes características mínimas, consideradas imprescindibles para la optimización de los recursos de mantenimiento con costos reducidos: el principio de funcionamiento debe ser basado en la medición de temperatura del aceite en la parte superior del transformador (top oil), debe efectuarse por medio de sensores de temperatura RTD del tipo Pt100 Ohms a 0 ºC, y la temperatura de los devanados será determinada por medio de cálculos basados en el modelo matemático del comportamiento térmico del devanado y no serán aceptados procesos de imagen térmica basada en resistencias de calentamiento. Para eso el monitor debe recibir también la información de las corrientes de carga del transformador, por medio de TCs de bujes específicos para esa finalidad.

Para ampliar la seguridad, el equipo debe permitir la medición redundante de temperatura del tope del aceite por medio de dos sensores de temperatura RTD de tipo Pt100, de tal manera que la falla de un RTD no exige la desconexión inmediata del transformador para reemplazo.

Además, la seguridad fue ampliada con una función de alerta en caso de ruptura del sensor de Temperatura o de los cables de conexión del sensor al monitor, con señalización en display, activación del contacto de autodiagnóstico y, accionamiento preventivo de las etapas de refrigeración, con el fin de prevenir calentamiento indebido del transformador.

Los monitores de temperatura deben ser proyectados específicamente para uso en el ambiente de subestaciones de alta tensión, con certificados de ensayos que cumplan, por lo menos, las siguientes normas:

• Impulso de tensión – IEC60255-5;
• Tensión aplicada – IEC60255-5;
• Inmunidad a transitorios eléctricos – IEC60255-22-1 e IEEE C37.90.1;
• Inmunidad a descargas electrostáticas – IEC60255-22-2 e IEEE C37.90.3;
• Inmunidad a perturbaciones electromagnéticas irradiadas – IEC60255-22-3;
• Inmunidad a transitorios eléctricos rápidos – IEC60255-22-4 e IEEE C37.90.1;
• Inmunidad a picos de tensión – IEC60255-22-5;
• Inmunidad a perturbaciones electromagnéticas conducidas – IEC60255-22-6;
• Ensayo climático -40 a +85 ºC – IEC60068-2-14;
• Respuesta a las vibraciones – IEC60255-21-1;
• Resistencia a las vibraciones – IEC60255-21-1.

 

Los monitores deben constituir un sistema descentralizado y modular, que pueda ser ampliado con la adición de otro monitor de temperatura independiente para indicación de la temperatura del devanado de media (o baja) tensión y del devanado terciario (si existiere). Eso permitió aplicar el equipo en diferentes configuraciones de transformadores.

Adicional a eso, debe tener una supervisión recíproca entre los monitores de temperatura vía interconexión de sus puertos seriales RS-485, de forma que una falla en uno de los monitores de temperatura sea indicada por el otro. Eso aumenta la seguridad de la supervisión térmica del transformador.

El monitor de temperatura debe poseer los medios de instalación sin interrumpir los circuitos del TC y sin desconexión del transformador. Para eso, la medición de la corriente del TC de buje se realizó por medio de TCs de ventana externo con núcleo seccionable para instalación alrededor del cable por el cual circula la corriente secundaria del TC de buje. Se solicitó un rango de lectura de 0 a 10A, que el propio usuario podría cambiar, una vez que habían TCs de bujes de muchas relaciones, en especial 1A, 1,5A, 2,5A y 5A.

Otra característica que permitió mayor intercambiabilidad entre los monitores de temperatura fue la entrada para tensión de alimentación universal en el rango de 38 a 265Vdc o Vac, 50 o 60Hz.

Los equipos tendrían que soportar un amplio rango de temperatura de operación de -40 a +85 ºC con presencia de humedad. Aunque la temperatura media en el estado de São Paulo sea alrededor de 23 ºC, las temperaturas cercanas al cuerpo del transformador o adentro del gabinete de control pueden alcanzar hasta tres veces los valores medios. Los rangos amplios de temperatura indican una característica de robustez del equipo.

Para visualización de las temperaturas medidas se solicitaron preferencialmente los displays digitales de tipo LED (Diodo Emisor de Luz) y no displays tipo LCD (Cristal Líquido). Eso para garantizar una fácil visualización de las temperaturas a distancia y permitir la lectura del display en temperaturas extremas.

Así como los termómetros mecánicos, los monitores cuentan con el registro de las temperaturas más altas alcanzadas desde la última vez en que el registro fue reiniciado.

Las salidas mínimas solicitadas fueron 2 salidas analógicas en loop de corriente, seleccionables en 0…1mA, 0…5mA, 0…10mA, 0…20mA o 4…20mA por el propio usuario. Esas salidas incorporadas al monitor eliminaron los transductores necesarios al sistema Scada.

Para los contactos de salida se solicitó como mínimo:

• 2 Contactos NA para alarmas por temperaturas del aceite y de los devanados;
• 2 Contactos NA para desconexión por disparo por temperaturas de aceite y de los devanados con doble seguridad de accionamiento (orden simultánea de dos microcontroladores para operación).
• 2 Contactos NC para accionamiento de dos grupos de refrigeración forzada, con partida de los motores temporizada así mismo en falla de alimentación.
• Un puerto de comunicación serial RS-485 y otro RS-232 para interconexión a un sistema de supervisión con protocolos de comunicación abiertos Modbus RTU y DNP3.0, seleccionables por el usuario, y parametrización local a través de notebook. El protocolo DNP 3.0 tenía soporte para Time-Stamp con precisión de 1ms.

Algunas características y funciones especiales integradas en los monitores de temperatura fueron muy útiles para ampliar la confiabilidad y seguridad de la protección térmica de los transformadores. Las principales son:

a) una precisión de 0,5% al final de escala con desvío por variación de la temperatura ambiente menor que 20ppm/ºC y resolución del display de ± 0,1 ºC. Eso es muy superior a la precisión de los termómetros mecánicos.

b) Operación de la refrigeración seleccionable vía frontal en Automático o en Manual con opción de inversión automática en el orden de operación de los dos grupos de refrigeración forzada.

Con eso fue eliminada del gabinete de control la llave que hacía esa función y también la llave para inversión de los grupos de enfriamiento. La automatización de esa función liberó el personal de mantenimiento de la actividad de maniobrar esa llave mensualmente.

c) Función de ejercicio de los ventiladores, para prevención de problemas mecánicos, con selección del horario por el usuario.

d) Función de Preenfriamiento con dos niveles de carga programados por el usuario, conectando el sistema de enfriamiento por la carga y no temperatura solamente, para extender la vida útil del aislamiento de los transformadores, cuando está sujeto a sobrecargas.

e) Sistema de autocalibración para garantía de la precisión del monitor de temperatura. No se acepta más la parametrización ni calibración de los monitores con el uso de cualquier parte mecánica (potenciómetros, trimpots, dip-switches, etc.), pues es comprobado que dichos componentes sufren degradación por la temperatura, humedad y vibraciones.

f)Un contacto de salida NC de autodiagnóstico (incluyendo watchdog timer), para señalización de falta de alimentación o fallas internas, con indicación de falla en el display y bloqueo de las señales de desconexión del transformador.

g) Memoria de masa no volátil tipo FIFO (First In First Out) para grabación de mediciones de temperatura y ocurrencias de alarmas, independientes de computadoras. Un software sencillo permite la descarga de los datos en una computadora.

h) Reloj de tiempo real con fecha y horario, cuyo ajuste se mantiene en caso de falta de alimentación auxiliar por un mínimo de 48 horas. No se aceptó el uso de baterías para mantenimiento del reloj en caso de falta de tensión auxiliar, para que el equipo sea completamente libre de mantenimiento periódico.

La instalación de los primeros equipos, conocidos como Monitores de Temperatura, con las características descriptas fueron instaladas en la subestación Araraquara en transformadores monofásicos de 100MVA, 440/138kV de fabricación ABB.

Los equipos instalados en el año 2001 ya cumplen 8 años de funcionamiento satisfactorio, integrado al sistema de supervisión y control de la subestación.

Durante las maniobras y operación normal de los transformadores, los monitores de temperatura se mostraron robustos en cuanto a las interferencias electromagnéticas y también a las altas temperaturas registradas en la región.

Las ventajas de la instalación de los Monitores de Temperatura se pueden clasificar en:

Económicos:

Los beneficios económicos llegaron por muchos caminos.

En los procesos de licitación para la adquisición de termómetros mecánicos o monitores de temperatura digital, se percibió que un monitor de temperatura para aceite y devanado ya tenía incorporado varios componentes que no tenían los mecánicos, por ejemplo:

Comparación entre termómetro mecánico y digital 1

Monitor de Temperatura	Termómetro Mecánico
1 Monitor de Temperatura para Aceite y Devanado con sus accesorios (Figura 4)	1 Termómetro de Aceite y sus accesorios. 1 Termómetro de Devanado y sus accesorios. 1 Transductor de temperatura 1 llave selectora de grupos de enfriamiento (G1 - G2 - Off). 1 llave de reversión de los grupos de enfriamiento.
Resultado:La diferencia de precios representó una reducción general de un 65% en el costo de adquisición

Comparación entre termómetro mecánico y digital 2

Monitor Digital de Temperatura	Termômetro Mecânico
Equipos con autocalibración	Por recomendación de fabricante, la calibración debe ser hecha a cada año
Resultado:Se calcula una economía de más de 1 millión de reales, por suprimir estos trabajos de calibración. Esto si estimó por la cuenta: [costo del equipo técnico] x [tiempo de trabajo] x [número de transformadores] x [período de 10 años]

Confiabilidad:
Después de instalado el nuevo sistema de monitoreo de temperaturas, no se registraron más disparos indebidos en transformadores, a causa de la protección térmica. Eso amplió la seguridad. Todavía, algunos transformadores siguen sin la aplicación de los contactos de disparo.

Integración con la automatización:
Las salidas analógicas configurables en varias opciones de loop de corriente, juntamente con puertos de comunicación serial con las opciones de protocolo DNP 3.0 y Modbus seleccionables en su frontal, fueron fundamentales para la integración de las informaciones de temperatura de aceite, devanados y control del enfriamiento en el centro de control.

Integración con el sistema de monitoreo online:
El monitor de temperatura elegido también tenía la capacidad de integración por medio de los puertos de comunicación serial al sistema de monitoreo y diagnóstico online que la empresa desarrolló.

El resultado del trabajo de modernización de la protección térmica de los transformadores de potencia fue positivo por los beneficios que entregaron a la empresa, como la economía en el proceso de mantenimiento de los transformadores, el aumento de la confiabilidad y por facilitar el proceso de integración con el sistema SCADA de la empresa.

Con ese sistema de medición confiable se optimiza la operación de los transformadores, disminuyendo el riesgo de cargar los transformadores por encima de los valores propuestos para aceite y devanado, de acuerdo con las normas.

Por los resultados obtenidos, la empresa deberá seguir adelante en el proceso de modernización de la protección térmica de los transformadores.

Otra acción fue incorporar en las especificaciones de los nuevos transformadores las características mínimas para el sistema de monitoreo de temperatura de aceite y devanado microprocesado.

Así, los nuevos ya llegan con esa nueva tecnología, protegiendo y extendiendo la vida de los transformadores.

[1] Alves, Marcos, “Sistema de Monitoramento On-Line de Transformadores de Potência”, Revista Eletricidade Moderna, Maio/2004

[2] McNutt, W. J., «Insulation Thermal Life Considerations for Transformer Loading Guides», IEEE Transaction on Power Delivery, vol. 7, No. 1, pp. 392-401, January 1992.

[3] especificação técnica CTEEP – TE/TEP-404/05 R0 – Sistema De Medição Digital Microprocessado de Temperatura de Óleo e de Enrolamento de Transformadores

[4] Rosa, Cleber L., Ichiy, Edson Kazuo, “Redução na Indisponibilidade de Transformadores (Saida Forçada), com a Implantação da Instrução TR – 146/97 – Manutenção dos Acessórios de Transformador de Potência”, Seminário Interno de Manutenção de Subestações da CTEEP e EPTE, 2000

[5] Site http://www.cteep.com.br