Resumen

Para aumentar su capacidad de transformación, la subestación de Furnas en Campinas recibió un nuevo banco de autotransformadores monofásicos 345-138/13,8kV 150MVA con conmutadores de derivaciones en carga, compuesto por dos fases de fabricación Jeumont/Vatech (Francia) año 2001 y una fase Asea año 1975.

Siguiendo la tendencia general de migración del mantenimiento preventivo al mantenimiento predictivo, los transformadores Jeumont fueron especificados por Furnas, a través de un adicional al contrato, para suministro ya equipado con sensores y sistema de monitoreo online. Dentro de ese contexto fue incluida también la modernización de la fase Asea, con la instalación de sensores para su monitoreo y la sustitución de equipos electromecánicos por Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs).

Serán presentados los resultados obtenidos con la operación de ese sistema de monitoreo online en campo, inclusive con la ocurrencia de un defecto en una de las fases del banco durante el período de instalación del sistema, ya con parte de la adquisición de datos online en funcionamiento.

Será demostrado además como las mediciones obtenidas en la fase de instalación ayudaron en la investigación de las causas de lo sucedido.

Con capacidad instalada de 1720MVA, la Subestación de Campinas es una de las más importantes para el sistema de transmisión de Furnas y en ella está localizado uno de los cuatro centros de operación regionales de la empresa, responsable por las troncales de alimentación de la Grande São Paulo.

Para aumentar su capacidad de transformación, esa subestación recibió un nuevo banco de autotransformadores monofásicos 345-138/13,8kV 150MVA con conmutadores de derivaciones en carga, compuesto por dos fases de fabricación Jeumont/Vatech (Francia) año 2001 y una fase Asea año 1975.

El actual escenario de los mercados de energía eléctrica en el mundo ha llevado a las empresas del sector a operar en un contexto de competitividad hasta entonces inédito, obligando a una búsqueda constante por mayor eficiencia, mejor calidad de suministro y menores costos. Siguiendo esa tendencia general, se ha producido una migración del mantenimiento preventivo hacia el mantenimiento predictivo, de modo tal que los transformadores Jeumont fueron especificados por Furnas ya equipados con sensores y sistema de monitoreo online.

Para atender a esa especificación, el banco de autotransformadores fue equipado con el sistema de monitoreo online Sigma. Dentro de ese objetivo fue incluida también la modernización de la fase Asea con la instalación de sensores para su monitoreo online.

El sistema de monitoreo online Sigma está constituido por tres partes principales, detalladas a continuación:

• Adquisición de datos;
• Medio de comunicación;
• Almacenamiento, tratamiento y entrega de datos.

La adquisición de mediciones durante la operación del transformador es efectuada por medio de sensores, que pueden estar conectados según dos arquitecturas principales:

• Una arquitectura basada en un elemento centralizador localizado en el cuerpo del transformador, generalmente un CLP (Controladores Lógicos Programables); y
• Una arquitectura descentralizada, basada en IEDs (Dispositivos Electrónicos Inteligentes) localizados en el cuerpo del transformador.

En la elección de la arquitectura a utilizar para el sistema Sigma, fueron tomadas en cuenta las características inherentes a cada una de las opciones, presentadas en la Tabla 1.

Comparación de características de las arquitecturas Centralizada y Descentralizada

Arquitectura Centralizada (CLPs)	Arquitectura Descentralizada (IEDs)
Sistema centralizado – el CLP concentra las informaciones de todos los sensores y las envía al nivel jerárquico superior.	Sistema descentralizado, donde los sensores son IEDs (Dispositivos Electrónicos Inteligentes) que envían las informaciones directamente al nivel jerárquico superior.
El elemento centralizador (CLP) es un punto de falla adicional para el sistema.	No existe el elemento centralizador, eliminándose así un posible punto de falla.
Todos los sensores tienen que ser dedicados para su conexión al CLP, causando eventuales duplicaciones de sensores y costos adicionales en sistemas de monitoreo.	IEDs 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.
Falla en el CLP acarrea la pérdida de todas las funciones del sistema.	Falla en un IED acarra pérdida sólo de parte de las funciones – resto de IEDs permanecen en servicio.
El elemento centralizador (CLP) representa costos adicionales de instalación, programación y mantenimiento para el sistema.	No existe el elemento centralizador – eliminados costos adicionales.
Sistema centralizado, expansiones y mantenimientos más difíciles.	Sistema naturalmente modular, facilitando expansiones y mantenimiento.
Temperatura de operación máxima típica 55ºC [3]. Desaconsejada instalación junto a los equipos principales (por ejemplo, transformadores).	Temperatura de operación -40 a +85ºC, adecuados para instalación en el patio junto a los equipos principales.
Instalación recomendada en la sala de control – gran cantidad de cables de interconexión con el patio.	Instalación típica junto al equipo principal, en el patio – sólo comunicación serial (par trenzado o fibra óptica) para interconexión con la sala de control.
Nivel de aislamiento típico 500V – no adecuado para el ambiente de subestaciones de alta tensión [3].	Nivel de aislamiento típico 2,5kV – proyectado para el ambiente de subestaciones de alta tensión.
En general, probado para aplicación en ambiente industrial [3].	Probado para las condiciones adversas de ambiente de subestación de acuerdo con las normas IEC: compatibilidad electromagnética, temperatura, vibración.
Puertos de comunicación serial no soportan las sobretensiones, impulsos e inducciones existentes en la subestación, obligando al uso de fibra óptica para comunicación con la sala de control – alto costo de instalación.	Puertos de comunicación serial proyectados 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 convertidores externos autoalimentados.
Generalmente operan con protocolos de comunicación industriales [3].	Protocolos de comunicación específicos para utilización en sistemas de potencia (time-stamp, sincronismo de reloj, etc.).

El análisis de esas características llevó a la elección de la arquitectura descentralizada, por sus diversas ventajas.

Algunos IEDs son instalados en el cuerpo del transformador, como muestra la figura 1, mientras otros fueron localizados en un panel común del banco. En el caso de la fase A, el transformador Asea recibió un retrofit con la instalación de los IEDs para sustituir los equipos electromecánicos antiguos, tales como termómetros mecánicos de aceite y devanados. También fueron integrados al sistema de monitoreo IEDs con funciones de control. La relación completa de IEDs instalados en cada lugar puede ser vista en la Tabla 2.

En los casos en que sensores de terceros no pudieron ser integrados al sistema de comunicación serial, ya sea por el hecho de no ser dispositivos inteligentes, o porque su fabricante no entrega un protocolo abierto en los puertos seriales, se utilizaron módulos de adquisición de datos universales, capaces de recibir múltiples señales digitales y/o analógicos, digitalizarlos y entregarlos en puertos seriales con protocolo abierto.

Figura 1 – IEDs en el cuerpo del transformador Asea

De esa forma todos los sensores, tanto los inteligentes como los convencionales, pudieron ser integrados al sistema de monitoreo, a través de comunicación serial, usando los medios de comunicación descritos en el ítem 2.2. Con eso fue evitado el uso de cualquier equipo centralizador en el cuerpo del transformador, lo que simplificó el proyecto y la instalación, redujo el costo inicial y, más importante aún, redujo también el TCO (Total Cost of Ownership) del sistema en la misma proporción en que aumentó su confiabilidad y disponibilidad.

IEDs asociados al sistema de monitoreo

Lugar	IEDs	Datos Adquiridos
Transformador	Monitor de Temperatura	- Temperatura do óleo - Temperaturas dos enrolamentos - Correntes de carga - Alarmes e desligamentos por sobre-temperatura
	Monitor de Gas en el Aceite	- Hidrógeno desarrollado en el aceite - Alarmas por gas alto/muy alto
	Monitor de Humedad	- Saturación relativa (%) de agua en el aceite - Contenido de agua en el aceite (ppm)
	Relé de Membrana	- Ruptura de membrana/bolsa del tanque conservador
	Transductor de Tensión y Corriente	- Tensiones del motor del conmutador - Corrientes del motor del conmutador - Potencia activa/reactiva/aparente del motor del conmutador
	Transductor de Temperatura	- Temperatura del aceite del conmutador bajo carga - Temperaturas de entrada y salida de los radiadores
	Módulos de Adquisición de Datos	- Contactos de alarma (relé Buchholz, válvula de alivio, niveles de aceite, etc.) - Estado de los grupos de ventilación forzada - Conmutador bajo carga en operación - Tiempo de operación del conmutador bajo carga
Panel Común	Monitor de Bujes	- Capacitancia de los bujes - Tangente delta de los bujes
	Transductor de Tensión y Corriente	- Tensiones de fase - Corrientes de fase - Potencia activa/reactiva/aparente
	Transductor de Temperatura	- Temperatura ambiente
Sala de Control	Supervisor de Paralelismo	- Posición de tap del conmutador - Estado de las selecciones lugar/remoto, maestro/comandado/individual y manual/automático

Funciones de Digitalización de Datos:

• Presentación online de mediciones, alarmas y estados.
• Almacenamiento de las mediciones, alarmas y estados en bancos de datos históricos.
• Consulta de las mediciones, alarmas y estados almacenados en bancos históricos en forma de gráficos o tablas.
• Acceso al sistema de forma local y remota.
• Envío automático de avisos por email si se produce cualquier anormalidad.

Funciones de Monitoreo:

• Tratamiento de los datos a través de algoritmos.
• Tratamiento de los datos a través de modelos matemáticos.
• Obtención de diagnóstico del estado actual del transformador.
• Obtención de pronóstico del estado futuro del transformador.
• Detección de defectos aún en fase incipiente.

Las funciones de monitoreo son detalladas en el ítem 3 a continuación.

Figura 2 – Arquitectura del sistema de monitoreo

Más que un sistema para simple digitalización de datos obtenidos de sensores, un sistema de monitoreo debe ser capaz de transformar esos dados en informaciones útiles para el mantenimiento, que son el diagnóstico y pronóstico del estado del equipo.

Para cumplir esa función, el sistema de monitoreo implantado posee el denominado “Módulo de Ingeniería”, en el cual están los algoritmos y modelos matemáticos para diagnósticos y pronósticos.

Así como ocurre con los IEDs utilizados para la adquisición de las mediciones, también las funciones de monitoreo del sistema están organizadas de forma modular, permitiendo que se escojan libremente las funciones de monitoreo que se desea instalar, además de facilitar futuras expansiones, simplemente agregando nuevos módulos de software y sus correspondientes IEDs. Los módulos de diagnóstico utilizados son descritos a continuación.

Calcula la pérdida estimada de vida útil del aislamiento debido al envejecimiento térmico de la celulosa, de acuerdo con las condiciones de carga, temperaturas y contenido de agua en el aislamiento, obtenido del modelo de ingeniería correspondiente.

Calcula también la tasa promedio de pérdida de vida en un período de tiempo pasado que sea representativo de las condiciones operativas promedio del equipo, efectuando la extrapolación del tiempo restante hasta el final teórico de vida útil del aislamiento.

Monitorea online la concentración de hidrógeno disuelto en el aceite. Como el hidrógeno es un gas generado en casi todos los tipos de defectos internos posibles de suceder en un transformador, es considerado un gas clave para la detección de defectos. Una vez detectada una anormalidad, el sistema de monitoreo emite la recomendación para la realización de ensayos de cromatografía de gases en laboratorio. Los resultados de esos ensayos son entonces insertados en el sistema, que emite un diagnóstico basado en los criterios de análisis más aceptados en el mercado.

En una primera etapa, el sistema de monitoreo supervisa la ruptura de la bolsa de goma del tanque de expansión, emitiendo alerta en caso de contacto del aceite con el aire. En un segundo nivel, es efectuada la medición online de agua disuelta en el aceite, en ppm. A través de esa medición, correlacionada con las mediciones de temperatura del equipo, se calcula el porcentaje de agua en el aislamiento sólido (papel), considerando el balance de humedad entre el aceite y el papel. El porcentaje de agua en el papel es utilizado en las funciones de “Vida Útil del Aislamiento” y “Temperatura de Formación de Burbujas”, y son emitidos avisos por contenido elevado de agua en el aceite y/o en el papel.

Además de potencializar los efectos de degradación térmica, el agua presente en el papel aislante puede pasar al estado gaseoso en presencia de altas temperaturas, con riesgo de falla en el aislamiento. La temperatura necesaria para causar ese fenómeno es tanto más baja cuanto mayor es el porcentaje de agua en el papel. Por ese motivo, el sistema de monitoreo utiliza el resultado del cálculo de agua en el papel (ítem 3.4) para determinar también cual es la temperatura necesaria para que haya formación de burbujas. Si la temperatura del devanado (punto más caliente) se aproxima a ese valor, el sistema emite un aviso.

La refrigeración adecuada de un transformador es fundamental para su operación segura y sin pérdida acelerada de vida útil del aislamiento, en presencia de cargas elevadas. Es esencial, por lo tanto, que la refrigeración opere debidamente, extrayendo de forma eficiente el calor generado.

El monitoreo de la eficiencia de la refrigeración se efectúa comparándose la temperatura del aceite medida con su valor esperado, en función de la temperatura ambiente, de la corriente de carga y del estado de la refrigeración en operación. Si la temperatura medida está por sobre la esperada, se emite un aviso de baja eficiencia del sistema.

En condiciones normales de operación, el conmutador no es una fuente de calor apreciable cuando se lo compara a la parte activa del transformador, de modo que la temperatura del aceite del conmutador generalmente acompaña la del aceite del transformador. Algunos tipos de fallas, sin embargo, pueden causar generación de calor en el conmutador, haciendo su temperatura superior a la del transformador. En esos casos, el monitoreo del diferencial de temperatura entre conmutador y transformador emitirá un aviso, permitiendo la toma de acciones correctivas antes que la falla se agrave.

El conmutador bajo carga es un equipo con partes móviles. Con ello, fallas de origen mecánico ocurridas en el conmutador pueden causar problemas de varias proporciones, comenzando por la indisponibilidad del equipo y pudiendo llegar a fallas dieléctricas graves. En esos casos, el torque desarrollado por el motor del conmutador sufrirá alteraciones en relación con su comportamiento normal, de forma que su monitoreo permite que eventuales problemas mecánicos sean identificados e indicados a tiempo.

Como complemento de la función “Torque del Motor del Conmutador”, esa función supervisa el tiempo necesario para efectuar el cambio de tap en cada operación del conmutador, emitiendo alarma si ese tiempo presenta un desvío en relación con los tiempos observados durante el comportamiento normal del equipo.

Basado en el número de conmutaciones y en el tiempo de servicio del conmutador bajo carga, el asistente de mantenimiento del conmutador suministra informaciones y alertas útiles que ayudan al mantenimiento, tales como: suma de la corriente conmutada, número de operaciones efectuadas, cálculo del espesor actual de los contactos, tiempos de servicio del equipo, promedios diarios de desgaste de los contactos y de conmutaciones, tiempos previstos para alcanzar espesor mínimo de los contactos y tiempo para el próximo mantenimiento.

A través de la medición exacta de los tiempos de operación de los ventiladores, el Asistente de Mantenimiento de la Ventilación Forzada suministra informaciones y alertas útiles que ayudan al mantenimiento, tales como: tiempos de servicio de los ventiladores y bombas, registros de operaciones de los motores, tiempos promedios de funcionamiento y tiempos previstos para inspección o mantenimiento.

El módulo especialista es una herramienta adicional de auxilio en el tratamiento de las informaciones. Mientras los demás módulos indican la existencia de un problema, el módulo especialista cruza informaciones, provenientes tanto de sensores como de modelos matemáticos, con el objetivo de diagnosticar la causa probable del problema, recomendar acciones de corrección y proporcionar el pronóstico de futuras complicaciones si no se corrige el defecto.

Para cumplir esas funciones es utilizado un sistema especialista, una técnica de Inteligencia Artificial que consiste en un conjunto de reglas de decisión que descartan hipótesis y encaminan la respuesta a las causas más probables de un problema. Ese conjunto de reglas es flexible, pudiendo ser alterado por el usuario de acuerdo con su propia experiencia.

Con ello, el módulo especialista presenta al usuario un panorama general del estado del equipo, sin que sea necesario navegar por las diversas funcionalidades del sistema. Por esa razón, el módulo especialista es siempre la pantalla inicial presentada cuando se accede al sistema de monitoreo.

El factor limitante para la carga de un transformador es, en general, la temperatura alcanzada por el equipo. El módulo de simulación le permite al usuario verificar, para condiciones de carga hipotéticas, cuál será la evolución de las temperaturas y la pérdida de vida asociada. Dos modos de simulación se encuentran disponibles:

• Basada en las condiciones reales, en que las mediciones actuales de temperatura y carga son utilizadas como punto de partida de la simulación. El usuario informa sólo el nuevo valor de carga, obteniendo como respuesta las curvas de evolución de la temperatura del aceite y de los devanados.
• Basada en condiciones hipotéticas – todas las condiciones de la simulación son informadas por el usuario para un período de 24 horas: evolución de la temperatura ambiente y de la carga, carga cíclica o no. Como respuestas, son suministradas las curvas de temperatura del aceite y de los devanados para el período de 24 horas, además del porcentaje diario de pérdida de vida y tiempo estimado de vida.

En todas las simulaciones el usuario puede modificar el comando de la refrigeración (desconectado, automático o manual) y las temperaturas para accionamiento e histéresis de la refrigeración.

Debido a la gran área geográfica atendida por Furnas, además del gran número de transformadores utilizados, uno de los principales requisitos especificados para el sistema de monitoreo es el acceso remoto a las informaciones. Para permitir ese acceso desde cualquiera de sus instalaciones, el medio de comunicación escogido fue la red intranet, ya existente en la empresa.

Para eso, el servidor de monitoreo localizado en la sala de control se conectó a la intranet, con el acceso a los datos, informaciones, diagnósticos y pronósticos realizado exclusivamente a través de páginas en lenguaje HTML, sin el uso de cualquier plug-in, de forma que puedan ser abiertas en cualquier navegador de internet patrón. Con eso, se tornó innecesaria la instalación de cualquier software especial en las computadoras de la empresa, lo que evitó un gran volumen de trabajo del equipo de TI, además de permitir el acceso independiente del sistema operacional utilizado.

Además, con los transformadores en condiciones normales de operación, lo que se espera que ocurra en la mayor parte del tiempo, el sistema de monitoreo permanecerá en condición estática, emitiendo algún diagnóstico de defecto sólo eventualmente.

Para evitar la necesidad de una supervisión continua del sistema, lo que acarrearía una gran pérdida de tiempo del equipo de mantenimiento, el sistema de monitoreo fue equipado con un mecanismo de envío automático de emails en caso de cualquier anormalidad. Para eso son previamente registrados en el sistema las direcciones de email de las personas responsables del mantenimiento.

Ya en la fase de comisionamiento, el sistema de monitoreo online inició la adquisición de datos online y los registros de mediciones en bancos de datos históricos, permitiendo el acceso local y remoto a las informaciones, vía red intranet de Furnas.

Aún en esa etapa ocurrió una falla en la fase B del banco AT-4, que fue desconectado automáticamente por las protecciones convencionales (diferencial y sobrecorriente). A pesar de que el comisionamiento del sistema de monitoreo estuviera aún incompleto, los datos ya adquiridos por él pudieron ser utilizados después de la falla para ayudar en la investigación de sus causas.

Algunos de esos datos son presentados en la figura 3, donde se observan los comportamientos de las temperaturas ambiente, del aceite y de los devanados, además del porcentaje de carga, todos en niveles considerados normales. En ese mismo gráfico se observa también el diferencial de temperatura del conmutador bajo carga, que indicaba la temperatura del conmutador ligeramente inferior a la del transformador, lo que sugiere funcionamiento normal del OLTC.

Figura 3 – Mediciones de gases y otras variables antes y después de la falla

Sólo tras la falla, el contenido de gases en el aceite, que hasta entonces se mantenía estable, presentó elevación acentuada, alcanzando el tope de escala del sensor. Las posibles causas de ese hecho fueron:

• La falla fue de naturaleza súbita, iniciándose y culminando con la falla del aislamiento en un muy breve período de tiempo;
• El defecto era de un tipo que no generaba hidrógeno antes de la falla completa del aislamiento;
• El defecto generaba hidrógeno en pequeñas cantidades, insuficientes para sensibilizar el sensor utilizado específicamente en esa fase, considerando que el defecto generaba CO y el contenido de ese gas en el transformador era mucho mayor que el de hidrógeno, con ello la sensibilidad en la medición de H2 queda reducida, encubriendo la medición de pequeñas alteraciones en el hidrógeno;
• El defecto ocurrió en un lugar sin contacto directo con el aceite del transformador, de forma que los gases generados no alcanzaron el sensor online.

 

Investigaciones posteriores revelaron que el origen fue uno de los limitadores de sobretensión internos (Zenox), utilizados en paralelo con el devanado de regulación. Con ello se determinó que la última de las hipótesis presentadas arriba era verdadera, no descartándose, sin embargo, la posibilidad de tratarse también de una falla súbita.

El monitoreo online de transformadores de potencia es una herramienta que ayuda a la migración del mantenimiento basado en el tiempo (mantenimiento preventivo) hacia el mantenimiento basado en el estado del equipo (mantenimiento predictivo). De esa forma, los recursos de mantenimiento, tanto financieros como humanos, se pueden optimizar, evitando intervenciones innecesarias y detectando posibles defectos aún en fase incipiente. Para eso, el sistema de monitoreo debe tratar los datos, generando diagnósticos y pronósticos, además de poseer mecanismo de aviso si es detectada una condición anormal, por ejemplo, a través de envío de emails o SMS.

La aplicación de los sistemas de monitoreo permite también el análisis de posibles ocurrencias con un mayor número de informaciones, proporcionando un conocimiento más profundo de las causas y/o de los efectos de las fallas, de forma que determine con más precisión los riesgos potenciales de las familias de transformadores y permita además el perfeccionamiento del propio sistema de monitoreo.

Además, el uso de sistemas de monitoreo tiende a facilitar las negociaciones con las empresas aseguradoras, que perciben la posibilidad de evitar las fallas consideradas detectables, lo que puede en principio reducir las primas de los seguros, dado que las indemnizaciones estarán restringidas a las fallas súbitas o incluso no detectables con la actual tecnología.

(1) Alves, Marcos, “Sistema de Monitoração On-Line de Transformadores de Potência”, Revista Eletricidade Moderna, Maio/2004.

(2) 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.

(3) Lavieri Jr., Arthur, Hering, Ricardo, “Novos Conceitos em Sistemas de Energia de Alta Confiabilidade”, Encarte Especial Siemens Energia, http:// mediaibox.siemens.com.br/upfiles/232.pdf, Janeiro/2001.

(4) 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.

(5) 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.

(6) Fabre, J., Pichon, A., «Deteriorating Processes and Products of Paper in Oil. Application to Transformers», CIGRE Paper 137, 1960.

(7) Shroff, D. H., Stannet, A. W., «A Review of Paper Aging in Power Transformers», IEE Proceedings, vol. 132, Pt. C, No. 6, pp. 312-319, November 1985.

(8) Lampe, W., Spicar, E., Carrander, K., «Continuous Purification and Supervision of Transformer Insulation System in Service», IEEE Winter Point Meeting, IEEE Paper A 78 111-7, January/February 1978.