El problema de los grandes transformadores - Abb

Transformadores y subestaciones

El problema de los grandes transformadores El control del estado se está convirtiendo en una herramienta estratégica para las compañías eléctricas. Lars Pettersson, Lena Melzer, Claes Bengtsson, Nicolaie Fantana

Como componente fundamental de las redes eléctricas, los transformadores se construyen para que satisfagan las normas más exigentes de precisión y calidad, y se proyectan para que duren mucho tiempo. Puesto que la vida media de estos transformadores oscila entre 30 y 40 años, en muchos países está aumentando

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la probabilidad de que sufran averías. La tendencia a hacer funcionar los transformadores más cerca de los límites de sus prestaciones agrava esta situación y se suma a su vulnerabilidad si no se adoptan las contramedidas adecuadas. La sustitución de un transformador averiado no es cosa que se pueda

resolver en unos pocos días. Por eso es tan importante minimizar la probabilidad de que se produzca una situación de ese tipo. En este artículo se estudia la forma en que ABB puede ayudar a las compañías eléctricas a indagar en el estado de sus transformadores más antiguos y, de este modo, a gestionar mejor sus activos.

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ara optimizar las estrategias de sustitución y renovación, las eléctricas deben evaluar el estado de su parque de transformadores [1,2]. El abanico de medidas técnicas que puede aplicar una compañía para gestionar un parque de transformadores cubre tres aspectos: Detección y prevención de fallos incipientes mediante supervisión y vigilancia; Identificación de fallos y averías mediante diagnóstico; y Planificación estratégica de la reparación, sustitución, etc. basada en la evaluación del estado y en el examen del parque. Los sistemas de control modernos, tales como el TEC (Control electrónico de transformadores) de ABB, no buscan únicamente la detección de los fallos, sino también la recogida de datos de evaluación del estado.

proceden del diseño, del historial de funcionamiento y de las medidas y la evaluación de diagnósticos. ABB tiene los conocimientos prácticos necesarios para ayudar a los propietarios de transformadores en todas estas áreas, pero además también puede apoyar con diversas intervenciones sobre el terreno, tales como reparaciones o mejoras [3,4]. Para ilustrar la aplicación práctica de la evaluación del estado de los transformadores, en este artículo se presentan tres casos. Se centran en los siguientes aspectos: Planificación estratégica o examen del parque; Prolongación de la vida del transformador; y Supervisión de una unidad que no inspira confianza. Evaluación para la planificación estratégica

Además de utilizar medidas directas, la función de diagnóstico se basa en consideraciones teóricas que derivan del profundo conocimiento que ABB tiene de los transformadores y de las modernas herramientas de diseño. Como ejemplos de aplicaciones se pueden citar los análisis avanzados de respuesta de frecuencia, las medidas de la respuesta del dieléctrico y los cálculos de la resistencia a los cortocircuitos y de la capacidad para soportar sobrecargas.

El objetivo de la evaluación estratégica de un parque es identificar las unidades más vulnerables para así priorizar las actividades de mantenimiento o sustitución. Para la evaluación estratégica se pueden adoptar dos métodos: Análisis estadísticos, en los que la principal variable independiente es la edad del transformador; o Un método centrado en la unidad para determinar el estado o la capacidad de resistencia de cada unidad.

Las funciones de evaluación del estado y de examen del parque admiten decisiones estratégicas relacionadas tanto con unidades aisladas como con grupos más amplios. Los datos manejados

El análisis estadístico sirve a menudo como un paso útil inicial, pero en la mayoría de los casos hay que aplicar el método individual orientado a la unidad.

La revisión de transformadores utiliza algoritmos que se basan en datos fáciles de determinar y definir. Estos datos se expresan como puntuaciones comprendidas entre 0 y 100.

Riesgo técnico

Temperatura

Puesto que ciertos factores de influencia son más críticos que otros, se asignó además una ponderación a cada factor. Se determinó a continuación la indicación general de un riesgo técnico potencial para cada transformador combinando las puntuaciones individuales, bien

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Resultado final de la clasificación. El dispositivo marcado en rojo presenta el riesgo mayor. Rof: riesgo técnico posible. EcoImp: importancia económica 100

Aumento del riesgo total

80

60 Rof 40

20 R bajo 0 0

I baja 20

40 60 EcoImp

80

1

Riesgo técnico Algoritmo

Tg δ (factor de potencia) Parámetro eléctrico Algoritmo

100

Datos de entrada

Aceite

Sucesos

Se aplicó esta evaluación a 49 transformadores de red, con potencias nominales comprendidas entre 40 y 100 MVA. Se identificaron diversos factores de influencia que afectaban a la esperanza de vida de los transformadores. Se evaluó cada transformador y se asignó una puntuación a cada uno de los factores. La puntuación es un valor comprendido entre 0 y 100, donde 100 representa el peor estado para el factor considerado.

Indicación del riesgo técnico basada en el método del valor ponderado. Los dispositivos que aparecen en rojo presentan el riesgo mayor.

Tiempo

DGA (análisis de gases)

Datos de entrada

90 80 70 60 50 40 30 20 10

Importancia Manipulación Experiencia

30

2

puntuación de la evaluación

1

Examen del parque empleando el método del factor de influencia

0 equipos de transformación

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como suma ponderada, bien utilizando el valor máximo de cada una de las puntuaciones. El método de la evaluación del factor de influencia utilizado aquí se ilustra en 1 y se basa en parámetros accesibles. Algunos de ellos se refieren a una degradación general histórica, mientras que otros se orientan hacia el desgaste térmico, los sucesos extraordinarios posibles, el estado de las reparaciones y la experiencia. Finalmente, hay un grupo de datos relacionados con el estado real del transformador determinado mediante el DGA (análisis de los gases disueltos) y el análisis del aceite. Se dispone de datos de puntuación, edad, carga, temperatura ambiente y resultados del DGA para los 49 transformadores investigados. Para algunas unidades se disponía también de datos de diseño y de sucesos extraordinarios. Se conocían los análisis de aceite de 27 unidades. En consecuencia, se establecieron dos clasificaciones: una en la que se incluyeron estas últimas 27 unidades y otra con las 49 sin tener en cuenta los análisis de aceite.

mico relacionado con esta repercusión y se le atribuye un valor relativo comprendido entre 0 y 100 proporcionado directamente por la compañía.

mo una medida del coste posterior previsto de una avería, un valor que en cierto modo está relacionado con la prima del seguro de riesgo.

En 3 se presenta una vista combinada del riesgo técnico potencial (Rof) y la importancia económica (EcoImp).

Examen del parque empleando un método estructurado basado en reglas

Aunque así se obtuvo una clasificación valiosa, la información del DGA indicó que para este parque el riesgo de fallo inminente era bajo. Sin embargo, en algunos transformadores se recomendó el tratamiento del aceite y posteriormente se realizó un análisis más pormenorizado del estado de envejecimiento de la unidad que presentaba el máximo riesgo calculado.

Las funciones de evaluación del estado y de examen del parque admiten decisiones estratégicas relacionadas tanto con unidades aisladas como con grupos más amplios.

En una evaluación más detallada y estructurada, el objetivo sería determinar el estado del transformador y de sus componentes secundarios o su capacidad para resistir determinadas solicitaciones externas. Se analizan individualmente los distintos componentes y solicitaciones tales como cargas térmicas, mecánicas o eléctricas, así como la capacidad de carga. A cada una de estas solicitaciones se asocia una puntuación independiente de evaluación (o riesgo potencial de fallo). En una evaluación general se pueden combinar las puntuaciones parciales para obtener una puntuación total 4 .

El método para deducir una puntuación de evaluación para un componente secundario se puede basar en una combinación de factores de influencia, que contemple únicamente esa condición o solicitación en particular, o en un modelo lógico que se apoye en una En 3 se presentan los resultados de la clasificación de las indicaciones de riesdeterminada regla que refleje un conociComo alternativa a lo mostrado en 3 , se go técnico para las 27 unidades según miento más profundo del transformador. puede definir el índice de riesgo como el método de la puntuación ponderada. En una evaluación estructurada, el valor el producto normalizado del riesgo técLos seis transformadores de la izquierda de un parámetro puede entrar en la nico y del parámetro económico. El ínpresentan el riesgo mayor. evaluación de diversos componentes dice de riesgo se puede interpretar coSi se complementa el análisis con una secundarios. Así, el tiempo de funcionaevaluación basada en el valor miento no afecta sólo al enmáximo del parámetro en vez vejecimiento del papel, sino 4 Modelo estructurado utilizado para evaluar el riesgo de los transformadores de en el valor ponderado, se también a la relajación de la añade una unidad más (marcafuerza de apriete de los devaDatos de entrada Evaluación de Evaluación da también en rojo en 2 ) al nados. La interpretación de para la lógica subcomponentes total grupo de “riesgo potencial los resultados del DGA es Datos de Ponderación/ Ponderación/ alto”. importante, tanto para la diseño reglas reglas El grupo de alto riesgo se caevaluación eléctrica como Mecánicos racteriza esencialmente por para la térmica. una mayor degradación del Eléctricos aceite y del aislante de papel. En uno de los casos que se Puntuación Pero la edad por sí sola no presentan aquí se investigamáxima determinó el orden de la ron 13 transformadores de Térmicos Datos clasificación. subestación de 220 kV fabrioperativos La exposición general para una cados entre 1969 y 1998. Sus compañía eléctrica no consiste capacidades nominales oscilaúnicamente en el riesgo técniban entre 63 y 315 MVA, y se co, sino que depende asimisincluyó además una unidad Datos de mo de las consecuencias ecode 400 kV/500 MVA. Había diagnóstico Otros nómicas de un posible fallo equipos de ventilación natural (por ejemplo, el coste de la junto a otros sellados con un energía no suministrada y el diafragma de goma. Todas las coste de reparación). Por tanto, unidades, excepto una, dispose define un parámetro econónían de un cambiador de to-

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mas en carga, y todas menos una tenían una impedancia en cortocircuito del 10 % al 12 %, salvo la número 3, que tenía una impedancia del 22 %. En esta evaluación se analizaron los componentes secundarios siguientes: Resistencia al cortocircuito (determinada a partir de las resistencias al pandeo y a la inclinación); Riesgo eléctrico (determinado a partir de los parámetros de diseño, el análisis del aceite y los resultados del DGA); Envejecimiento térmico del papel; Calentamiento general del aislamiento (determinado a partir de los análisis del aceite y del DGA); Calentamiento del núcleo; y Capacidad de carga de los transformadores (capacidad de carga en emergencia de corta o larga duración). Algunos de los aspectos se evaluaron mediante reglas, mientras que otros parámetros se determinaron a partir de factores de influencia. En 5 se presentan los resultados de la clasificación para resistencia al cortocircuito y capacidad de carga, ordenados por año de fabricación. La evaluación muestra que: Ambos tipos de evaluación clasifican los transformadores en 4–5 subgrupos. Las unidades 2 y 5 tienen el riesgo mayor en caso de cortocircuito externo, pero sufren menores esfuerzos en caso de sobrecarga.

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La unidad 3 (la de mayor impedancia) presenta la mejor resistencia al cortocircuito, pero la menor capacidad de carga. Comparando las unidades que tienen un 10-12 % de impedancia se demuestra que las más nuevas presentan mejor resistencia frente al cortocircuito que las más antiguas. No se aprecia ninguna relación clara entre el tiempo y la capacidad de carga. Los otros subparámetros se evaluaron de forma similar. En el caso presentado, el estado de funcionamiento de todos los transformadores evaluados era bueno. Sin embargo, en caso de exposición a sucesos extraordinarios especiales (cortocircuitos o sobrecargas), los transformadores 2, 3 y 5 podrían estar en peligro. ABB ha llevado a cabo varias evaluaciones en Europa y los Estados Unidos, tanto con el método de parámetros de influencia como con el basado en reglas estructuradas [5,6,7,8]. Estudio de prolongación de la vida útil

Una investigación para la prolongación de la vida útil implica una evaluación del estado actual del transformador y una estimación de la vida “restante” del aislamiento cuando el servicio futuro se produzca dentro de unas condiciones determinadas. El parque puede examinarse mediante un método basado en reglas o en el factor de influencia.

Clasificación de las unidades en función del año de fabricación (YoM). Las cifras de las casillas remiten a cada transformador. Una puntuación más alta en ordenadas representa un riesgo relativo mayor.

El estado actual se establece normalmente a partir de una evaluación del riesgo inmediato de fallo, determinado mediante el DGA y el análisis del aceite, y de una estimación de la vida “consumida” del aislamiento. También se tiene en cuenta la información sobre sucesos anteriores que puedan haber sometido a esfuerzos extraordinarios el transformador. Asimismo se deben evaluar los riesgos eléctricos y mecánicos. El caso que se presenta aquí corresponde a un transformador elevador para generador (GSU) fabricado en 1979. Era de ventilación natural y refrigeración forzada con aceite y agua (OFWF). El transformador disponía de conductos aislados para bus en el lado de baja tensión. La carga media era del 78 %, pero a lo largo del tiempo había variado entre el 35 % y el 100 %. El transformador había estado expuesto a algunos sucesos menores que desencadenaron alarmas de gas, y a uno de carácter más grave: una falta a tierra de una fase en el lado de alta tensión que ocasionó intensidades de corriente elevadas en su interior. Los resultados de esta investigación fueron los siguientes: Los análisis de aceite y DGA mostraron un riesgo de fallo inmediato bajo. La estimación del envejecimiento del aislamiento de papel en el punto caliente indicó un valor DP de alrededor de 350 (véase el Cuadro ). El envejecimiento del aceite era reducido, pero se esperaba que se expulsara el inhibidor en unos siete u ocho años con la misma solicitación térmica

valores de la evaluación en función de YoM 100

Cuadro

capacidad de carga 90

5

2

3

cortocircuito

80

El DP (grado de polimerización) es el

70

número medio de monómeros de glucosa presentes en la molécula de celulosa. Se

60

4

relaciona con la resistencia mecánica del

50 40

7

2 5

7 3

30

12

papel aislante y, en consecuencia, su

12

disminución representa una medida de la degradación del papel. Se puede estimar

4

20

el valor de DP en el punto caliente del devanado si se conocen la temperatura

10

(determinada a partir del perfil de tempera-

0

1965

1970

1975

1980

año de fabricación

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DP

1985

1990

turas de diseño y de los datos de servicio) y los datos del análisis del aceite y el DGA.

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fuentes sonoras, pero ningufutura. Por lo tanto, se reco6 Evolución del acetileno (C H ) encontrado en el depósito principal de 2 2 na indicación definitiva de su mendó tratar el aceite, prefeun transformador controlado situación. riblemente mediante regeneración, en los cinco años siCH El origen posible de estas guientes. 35 La resistencia del transformadescargas era un apantalla30 dor al cortocircuito no cummiento en potencial flotante 25 plía las normas actuales de situado cerca de una co20 ABB, especialmente por lo nexión de baja tensión, o los 15 que se refiere a la resistencia PD entre el núcleo y el depóal pandeo del devanado de sito. Puesto que esto no su10 baja tensión. Los cálculos deponía un peligro inmediato 5 mostraron que una tensión para el transformador, se re0 externa elevada en una sola comendó mantenerlo en serfase por fallo de tierra podía vicio con análisis frecuentes sobrepasar la capacidad de de DGA. De acuerdo con esta resistencia del transformador. recomendación, el transforEn conclusión, la capacidad de mador se mantuvo en servicio concentraciones no eran excesivamente resistencia frente al cortocircuito era lidurante otro par de años. Un análisis altas. Por último, la concentración de mitada pero, por lo demás, el transforposterior del transformador, tras su hidrógeno era baja y constante. mador se encontraba en condiciones retirada del servicio, confirmó el origen La concentración creciente de acetileno aceptables. Se sustituyó el transformador de las descargas. indica descargas eléctricas en el aceite, a causa de su capacidad limitada de reUn servicio valioso para las compañías dato apoyado por el contenido general sistencia al cortocircuito. eléctricas de gases del DGA que demuestra que Evaluación de un transformador que Los casos presentados demuestran de casi no hay contenido de celulosa. Las no inspira confianza qué forma una evaluación cuidadosa descargas de este tipo se deben frecuenEste caso se refiere a un transformador del estado, sea breve o muy detallada, temente a un efecto de carga/descarga GSU de 50 MVA refrigerado mediante ayuda a gestionar un parque de translocal de una pieza metálica del transforOFWF y ventilación natural, fabricado formadores que va envejeciendo. Asimador. en 1962 e instalado en un interior. mismo, en estudios de evaluación del En la evaluación de DGA se detectó estado se han contemplado otros aspecPara localizar la causa originaria de estas acetileno C2H2, lo que indicaba un tos importantes, tales como la posibiliposibles descargas, se revisó con detalle posible fallo interno. dad de mejorar los transformadores. La el diseño del transformador, se llevó a prolongación de la vida útil, la mejora y cabo un análisis más completo del aceiLa figura 6 ilustra la evolución temporal la reducción de riesgos tienen un efecto te y se efectuaron medidas acústicas y del acetileno (C2H2), que presenta peinmediato sobre el saldo final de la actieléctricas del PD (descarga parcial) queños saltos incrementales. El punto vidad comercial de la compañía, y el sobre el terreno. rojo del gráfico indica el inicio de la control preventivo se rentabiliza inmeevaluación de diagnóstico. diatamente. Las medidas del PD mostraron fuertes Los niveles de los otros hidrocarburos impulsos eléctricos de descarga. La coneran bajos y prácticamente constantes; figuración de las descargas era similar a Lars Pettersson los óxidos de carbono indicaban un la de las descargas de chispas en aceite. Transformadores de potencia de ABB transformador algo envejecido, pero sus Las medidas acústicas localizaron dos 2

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concentración (ppm)

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Lena Melzer Transformadores de potencia de ABB Ludvika, Suecia [email protected] Claes Bengtsson Transformadores de potencia de ABB Ludvika, Suecia [email protected] Nicolaie L. Fantana Investigación corporativa de ABB Ladenburg, Alemania [email protected]

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