transformadores de potencia

2003

PREVENCIÓN DE FALLAS Y PROTECCIÓN

DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN Y POTENCIADE DISTRIBUCIÓN Y POTENCIA

A TRAVÉS DE SISTEMAS DE MONITOREO EN LÍNEA.

EXPO FORO ELÉCTRICOPEMEX- CANAME- CFE

2012

Se ha iniciado una “revolución” en el sector de la energía eléctrica.

INTRODUCCIÓN

Se trata de las REDES ELÉCTRICAS INTELIGENTES, conocidas como “smart grid” que empiezan a transformar radicalmente la manera de generar, transmitir y distribuir la energía.

Existen cinco tecnologías fundamentales para conformar una RED ELÉCTRICA INTELIGENTE:

• Las comunicaciones integradas, que conectan componentes de arquitectura abierta y permiten la información y control en tiempo real de manera bidireccional.

INTRODUCCIÓN

• Sensores y tecnologías de medición para apoyar una respuesta más rápida y más exacta, permitiendo gerenciar en tiempo real la información obtenida.

• Componentes de tecnología de punta que dé cabida a la incorporación de los resultados de la investigación en sistemas de monitoreo y diagnóstico.

• Componentes avanzados de supervisión que permitan un diagnóstico rápido y soluciones adecuadas de cualquier evento en la RED.

• Mejores interfaces y soportes que ayuden en la decisión humana y transformar a los operadores en gerentes de su propia RED.

LAS GRANDES EMPRESAS ELÉCTRICAS A NIVEL MUNDIAL(muchas de ellas Integradoras de PIDIREGAS), SON LAS QUE HAN DESARROLLADO NUEVAS TECNOLOGÍAS PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES, BASÁNDOSE Y UTILIZANDO EL ESTANDAR IEC 61850.

ESTO YA ES UNA REALIDAD EN PROYECTOS NUEVOS, SIN EMBARGO TENDRÁ QUE PASAR CIERTO TIEMPO PARA QUE ESTA

¿ Cómo integrar los equipos existentes con

las Redes Inteligentes en el futuro inmediato?

EMBARGO TENDRÁ QUE PASAR CIERTO TIEMPO PARA QUE ESTA TECNOLOGÍA SE EXTIENDA A SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES YA EXISTENTES.

ORTO DE MÉXICO HA ESTADO DESARROLLANDO SISTEMAS DE MONITOREO EN TIEMPO REAL, PARA APLICACIONES EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN Y POTENCIA PARA FORMAR PRECISAMENTE EL ESLABÓN ENTRE LOS EQUIPOS YA INSTALADOS (hasta más de 30 años) Y LOS EQUIPOS NUEVOS.

437 Subestaciones, que tienen las siguientes antigüedades:

• 45 de 0 a 5 años (10%)• 103 de 6 a 15 años (24%)• 167 de 16 a 30 años (38%)• 122 de más de 30 años (28%)

Situación actual

• 122 de más de 30 años (28%)

Datos obtenidos en la ponencia de la CFE en laReunión de Verano de Potencia, en Acapulco 2011

ORTO, ya se había percatado de esta necesidad y ya ha realizado más de 40 servicios (subestaciones) de asesoría para la modernización de accesorios para transformadores .

Hay 2651 Transformadores de potencia en 9 gerencias

- 862 son de 400 kv- 1148 son de 230 kv- 59 marcas diferentes- 785 tienen más de 20 años- 161 tienen más de 40 años

Situación actual

- 161 tienen más de 40 años

A pesar de que las pruebas de grado de Polimerización y Furaldehidosdan un promedio de vida entre 50% y 75%, los accesorios e instrumentos de control y protección en general están en muy mal estado.

Esto dio origen en la CFE a un programa de modernización de accesorios .

(Ing.Jesús Rodríguez Solano, 2009) (CFE)

Evolución de los Sistemas de Monitoreoen equipos ya instalados

Nueva generación de equipos de menor tamaño, menor costo y mayorconfiabilidad (LINUX y base de datos).

Series 1600 Monitor

Disolved gas sensor

1999 2002 2005

2011“EmbeddedServer”

Costos históricos

COSTO DEL SISTEMA DE MONITOREO VS. COSTO DEL TRANSFORMADOR

AÑO

COSTO DEL TRANSFORMADOR

COSTO DEL SISTEMA DE MONITOREO

%

1995 $ 360,000 USD $ 150,000 41.6 2000 $ 430,000 USD $ 140,000 32.5 2002 $ 510,000 USD $ 75,000 14.7 2002 $ 510,000 USD $ 75,000 14.7 2004 $ 650,000 USD $ 40,000 6.1 2006 $ 850,000 USD $ 35,000 4.1 2007 $ 1,000,000 USD $ 35,000 3.5 Basado en transformadores de 40 MVA con cambiador bajo cargaT&D World, Jul 2007, Com Ed Report

Orto ofrece sistemas básicos expandibles, con costosequivalentes al 0.35 % del costo del transformador

Reducción de costos

La reducción en el costo de los sistemas de monitoreo, no sólo ha impactado en los sistemas de monitoreo para transformadores grandes (potencia).

También ha permitido generalizar su uso a transformadores más pequeños (distribución), donde se han englobado otras variables eléctricas tales como:eléctricas tales como:

• Tensión• Corriente• Potencia activa, reactiva y aparente• Factor de potencia• Frecuencia• Consumo• Armónicas de voltaje y de corriente• Eficiencia

Aplicación de Sistemas de Monitoreo en:

• Sistemas para transformadores de distribución

(Hasta 500 kVA, 34.5 kV)

• Sistemas para transformadores de pequeña potencia

(501 a 5000 kVA, 69 kV)

• Sistemas para transformadores de mediana potencia

(5 MVA a 40 MVA, 115 kV)

• Sistemas para transformadores de alta potencia

(40 a 1000 MVA, 400 kV)

• Sistemas para transformadores tipo seco

• Sistema para transformadores de corrienteImplementación

en transformadoresnuevos y en servicio

Transformadores de potencia

Nivel de aceiteTemperaturade devanados

Temperaturadel aceite

Corriente de Línea

Vibraciones

Corriente de fugaen boquillas

Corriente de ventiladores

Gases disueltos

PuertoProtocoloMedio de transporte

Relés para controlde ventiladores, alarmasy disparo de interruptor

Cuarto de Controlde la Subestación

Centro deMantenimientoy Control

Comunicaciones

Monitor

Sensores

Transformadores tipo seco

Control de enfriamientoAlarmas, disparoComunicación:Modbus ó DNP 3.0

Temp. Fase ATemp. Fase BTemp. Fase CTemp. Ambiente

Transformadores de corriente

Sensores de humedad,temperatura del aceitey temperatura ambiente

Transmisión de datos inalámbricaProtocolo DNP 3.0

Software para visualizaciónen red y registro de datos

Cuarto de Control

Normalización (IEEE Transformer Committee)

IEEE PC57.143 Draft 20Draft Guide for Application of Monitoring Liquid-Im mersed Transformers and Components.

La guía de aplicación para el monitoreo de transfor madores sumergidos en líquido aislante y sus componentes, se encuentra en la etapa de revisión final.

Alcance:• Transformadores de potencia• Transformadores de instrumento• Boquillas• Cambiadores de derivaciones con carga

Indice:• Parámetro de monitoreo (sensores)• Sistemas de monitoreo• Comunicación (hardware y protocolos)• Beneficios

CFE KOOOOSe sugiere solicitar salidas

DNP 3.0 en lugar de 4-20mA

-Estadísticas de fallas-Mecanismos de falla

(para especificar los

COMUNICACIONES

- Puertos RS232/485,ethernet- Medios (cables, fibra,radio,GSM, etc)

- Protocolos (DNP3, Modbus,

HARDWARE

Factores para la selección del sistema

(para especificar lossensores y el monitor)

- Devanados- Boquillas- Cambiador- Nivel de líquidos- Sistema de enfriamiento

……….- OTROS

- Protocolos (DNP3, Modbus,TCP/IP etc)

- Servidor

PERSONAL

- Capacitación del Personal- Procedimientos de Mantenimiento

SISTEMA DEMONITOREO

SOFTWARE deDIAGNÓSTICO

Clasificación por tipo de falla

3

3

11 1

Sobretensión

Falla externa en buses olíneas

Degradación de aislamientos

USO DE LOS INDICES DE FALLA PARASELECCIONAR SENSORES

3

7

4

Falla en Tap Capacitivo

Penetración de humedad

Sujeción mecánica núcleo -bobinas

Falla en cambiador dederivaciones

Sensores

Vibration sensor

Winding Temp.

Liquid Temp.

Vibration sensor

Winding Temp.

Liquid Temp.

Vibration sensor

Winding Temp.

Liquid Temp.

Vibration sensor

Winding Temp.

Liquid Temp.

Liquid level sensorLiquid level sensor

Vibration sensorVibration sensorVibration sensorVibration sensor

Vibration sensorBushing sensorsVibration sensorBushing sensors

Vibraciones

Temp. Aceite y Devanados Nivel de AceiteGases Disueltos

Corriente de CargaCorriente del Enfriamiento Boquillas

Selección de sensores

Precio

Alto GasesDescargas

ValorBajo Alto

Bajo

Alto

OrtoSerie 1500

(temperatura y humedad)

GasesDisueltos

DescargasParciales

Sensor de gases Orto

Sensor de Gases

Escala 0-450 ccSalida 4-20 mASalida 4-20 mAContacto de alarma a 200 cc

Reducción significativadel costo 10:1

MEDIDORES DETEMPERATURA

Transformador de 100 MVA, 230/115 kV

a) Acero al silicio (50 Ton)b) Cobre (15 Ton)c) Aceite ( 35 Ton)d) Aislamiento (11 Ton)

Degradación del aislamiento

d) Aislamiento (11 Ton)

La vida estimada de un transformador es de 25 a 30 años.

El acero y el cobre tienen un pronóstico de vida ma yor

El aceite aislante se degrada pero es regenerable

La degradación del aislamiento es irreversible

- Control del sistema de enfriamiento

Funciones de los Termómetros

EVITAR EL ENVEJECIMIENTO ACELERADO Y LA FALLA DE LOS AISLAMIENTOS DEL TRANSFORMADOR, A TRAVÉS DE LAS SIGUIENTES FUNCIONES:

- Emisión de señales de alarma ante- condiciones de operación con alta- temperatura

- Emisión de señales de disparo del- interruptor ante condiciones de- operación con temperatura extrema

Límites de Temperatura

Límite de temperatura para evitar el envejecimiento acelerado de los aislamientos de un transformador:

110 ºC

Temperatura Ambiente Prom.= 30 ºCTemperatura Ambiente Prom.= 30 ºC

Gradiente Ambiente-Aceite = 55 ºC

Gradiente Aceite-Devanado = 10 ºC

Temperatura del Devanado = 95 ºC

Temp. del punto más caliente = 110 ºC

Elevación total = 65 ºC

Límites de Temperatura

30 ºC

85 ºC

Plena carga

Ambiente

Aceite

95 ºC110 ºC3/4

Devanado

Punto máscaliente

Importancia de Temperatura Ambiente

Norma Canadá Monclova

Temp. Ambiente 30 ºC -40 ºC 50 ºC

Elevación Temp. 65 ºC 65 ºC 65 ºCElevación Temp. 65 ºC 65 ºC 65 ºC

Temp. Devanado 95 ºC 25 ºC 115 ºC

Temp Hot Spot 110 ºC 40 ºC 130 ºC

Valores de temperatura con transformador a plena carga

VIDEO CORTO CIRCUITO

Tendencias tecnológicas

Manejo de datos

• Cambio del formato de datos de ASCII (Excel) a tablas de base de datos.

Tendencias tecnológicas

Modelos matemáticos:

• Temperatura del punto más caliente

θH = temp. punto más calienteθTO = temp. aceite medida∆θHR = gradiente temp. aceite-devanadok = corriente medida / corriente nominalk = corriente medida / corriente nominalm = factor empírico = 0.8

• Pérdida de Vida

FAA = Factor de aceleraciónt = tiempo de muestreo Vida normal del aislamiento = 180,000 hrs

(20.54 años)

• Fallas por sobrecalentamiento de devanados

• Perdida de vida útil

• Disparos del interruptor no justificados

Consecuencias de Mal Funcionamiento

• Disparos del interruptor no justificados

• Subutilización de la capacidad del transformador

• Operación innecesaria de ventiladores con el consiguientedesgaste del motor y consumo de energía

• Electrificación estática debida a la operación de bombasa bajas temperaturas

ACCESORIOS PARAPRESIÓN

Protección Ambiental

AperturaApertura(%)(%)

TiempoTiempo(ms)(ms)

00 0.000.00

1010 1.781.78

2020 2.112.11

3030 2.722.72

Tiempo de Operación de la Válvula

3030 2.722.72

4040 3.393.39

5050 3.943.94

6060 4.564.56

7070 5.335.33

8080 6.176.17

9090 7.897.89

100100 14.2814.28

Cálculo del tiempo para el 50% de apertura del diafragma0.66416 – 0.66022 = 0.00394 s = 3.94 ms

Cálculo del tiempo para el 100% de apertura del diafragma0.67450 – 0.66022 = 0.01428 s = 14.28 ms

.66022 s

.66416 s

.67450 s

Energía de Corto Circuito

Liberar la presión que se genera en el interior de un transformador en el caso de que se produzca un corto circuito interno.

La liberación de la presión es acompañada del accionamiento de un contacto eléctrico que envía la orden de disparo al interruptor, lo cual previene la ocurrencia de daños mayores (explosión del tanque e incendio).

Funciones de la Válvula de Sobrepresión

incendio).

Relé de presión súbita

Alarma por límite máximoAlarma por incremento rápidoAlarma por incremento rápido

INDICADORES DENIVEL DE ACEITE

DISTRIBUTION

El instrumento se fija en la base y puede ser retirado sin bajar el aceite. El movimiento del flotador se transmite a la aguja indicadora a través de acoplamiento magnético (imanes).Funcionamiento

NN

SS

Límites de Nivel de Aceite

Desde el 2000 al 2010, ORTO DE MÉXICO ha dedicado en promedio, el 3.85 % de su facturación anual, a la Investigación y Desar rollo Tecnológico

Cabe señalar que este porcentaje resulta mucho mayor que el invertido por la mayoría de las empresas mexicanas 0.3%.

Otros, $465,140,635 , 15%

MICRO, $170,686,554 , 5%

Innovación en la Industria Eléctrica

Automotriz, $1,506,758,998 ,

47%

Química y Petroleo, $409,389,051 , 13%

Alim Agro Ind, $354,802,910 , 11%

T.I., $256,871,364 , 8%

Elec. Y Electr., $192,611,692 , 6%

PEQUEÑA, $815,021,795 , 26%

MEDIANA, $605,825,116 , 19%

GRANDE, $1,594,041,185 ,

50%

Datos del CONACYT de cómo se distribuyeron los incentivos fiscales en el desarrollo de INNOVACIÓN TECNOLÓGICA, nos damos cuenta que en la INDUSTRIA ELÉCTRICA PRIVADA mexicana se invirtió en I&D un 6% comparado con otras industrias.

M O D E L O S D E L A F A M I L I A 1 7 0 0

Modelo Aplicación Uso Entradas Salidas de Relé

Display Comunicación

Serie (1701)

Monitoreo y control de

temperatura para

transformadores de tipo seco

Interior

4 Entradas de RTD (tipo pt100) para la medición de temperatura de bobinas y ambiente

6 salidas de relé programables (6 A, 250 V), para control de enfriamiento, alarmas y disparo

Temperatura de las bobinas (fase A, B y C) y temperatura ambiente

Puertos serie RS-485 y USB Protocolos DNP3.0 y Modbus

Serie

Monitoreo de la

Interior e

3 entradas

1 salida de

Eficiencia y

Puertos serie

M

O

NSerie (1702)

Monitoreo de la eficiencia para

cualquier tipo de transformador

Interior e Intemperie

3 entradas de voltaje (240 V), 3 entradas de corriente (5A) y 1 entrada de RTD (tipo pt100) para la medición de la temperatura del núcleo

1 salida de relé programable (6 A, 250 V), para alarma por alta temperatura del núcleo.

Eficiencia y temperatura del núcleo

Puertos serie RS-485 y USB Protocolos DNP3.0 y Modbus

Serie (1703)

Monitoreo de

transformadores en aceite para aplicación en

aerogeneradores

Interior

3 entradas para sensores de temp, nivel y presión

6 salidas de relé programables (6 A, 250 V), para funciones de alarma y disparo

Temperatura de aceite, nivel de líquido y presión

Puertos serie RS-485 y USB Protocolos DNP3.0 y Modbus

I

T

O

R

E

S

F A M I L I A 1 5 0 0

Modelo Aplicación Uso Entradas Salidas Display Comunicación Software

Serie 1501

Monitoreo de

transformadores en aceite de distribución y

potencia

Interior e

Intemperie

12 entradas para sensores (4-20 mA ó 0-1 mA), expandible en múltiplos de 12.

No disponible

No disponible

Puertos serie RS-485 y USB Protocolos DNP3.0 y Modbus

Serie 1501

F A M I L I A 1 6 0 0

Modelo Aplicación Uso Entradas Salidas Display Comunicación Software

Serie 1601

Monitoreo y control de

transformadores de potencia

Intemperie

16 entradas analógicas de 4-20 mA y 16 entradas digitales.

16 salidas de relé programables (6 A, 250 V) y 4 salidas analógicas de 4-20 mA

Pantalla LCD de 10” tipo Touch Screen

Puertos serie RS-485 y Ethernet Protocolos DNP3.0 y Modbus

Servidor WEB Base de datos Consultas históricas con reportes y gráficas

/ 1650

Para la instalación del sistema de monitoreo se llevaron a cabo las siguientes actividades:

• Bajar el aceite al nivel de los termopozos

TRANSFORMADOR 2

• Bajar el aceite al nivel de los termopozos• Retirar los instrumentos existentes• Colocar los nuevos instrumentos con salida SCADA• Subir el nivel de aceite a su estado normal• Colocar el gabinete de monitoreo• Colocar canalizaciones y realizar el cableado del sistema• Energizar y probar la comunicación de datos

TRANSFORMADOR 2

Vista general del transformador antesde colocar el sistema de monitoreo.

Vista general del transformador despuésde instalar el sistema de monitoreo.

TRANSFORMADOR 3

Vista general del transformador antesde colocar el sistema de monitoreo.

Vista general del transformador despuésde instalar el sistema de monitoreo.

VISTA DEL SISTEMA INSTALADO

Indicador de nivelde líquido consalida SCADA

Gabinete electrónicodel indicador de nivel

Sensor de gasesy humedad en el y humedad en el aceite

Indicadores de temperaturade líquido y de devanadocon salida SCADA

Gabinetes de monitoreoy relé de presión súbita

TRANSFORMADOR 4

Vista general del transformador antesde colocar el sistema de monitoreo.

Vista general del transformador despuésde instalar el sistema de monitoreo.

TRANSFORMADOR 4

Instalación del indicador de nivel de líquidocon salida SCADA.

Vista del acumulador de gases, instaladoarriba del relevador Buchholz.

VISTA DEL SISTEMA INSTALADO

PRUEBAS DE COMUNICACIÓN

El personal de la CFE realizó la canalización de los cables de comunicación desde cada uno de los transformadores hasta el cuarto de control. Una vez terminada la instalación de los sistemas, se llevaron a cabo las pruebas de comunicación de datos (protocolo DNP3.0), con resultados satisfactorios.

Conclusiones:

• El costo de los sistemas a disminuido de manera significativa durante losúltimos 10 años, bajando del 41.6% al 3.5% del costo del transformador.

• ORTO ha desarrollado sistemas modulares cuyo precio llega a ser de solo el 0.35% del costo del transformador.

• La experiencia de ORTO DE MÉXICO en el desarrollo e instalación de sistemas• La experiencia de ORTO DE MÉXICO en el desarrollo e instalación de sistemasde monitoreo, permite apoyar a los usuarios en la especificación y capacitaciónpara el montaje de los equipos, incluyendo su comunicación (cable, fibra óptica,GSM, radio, etc.)

• En el 2010 y 2011 ORTO desarrolló nuevos modelos de sistemas de monitoreosiguiendo la tendencia hacia equipos con comunicación vía ethernet(servidores de red) y bases de datos.

Conclusiones

• Orto de México cuenta con más de 30 años de presencia en el mercado, y 15 años de experiencia en el desarrollo de sensores y sistemas de monitoreo.

• A través del conocimiento de las necesidades de nuestros clientes y con la participación en eventos internacionales, clientes y con la participación en eventos internacionales, Orto se mantiene en el estado del arte para desarrollar nuevas generaciones de equipos y sistemas.

• La reducción en el costo de los sistemas de monitoreo, no sólo ha impactado en los sistemas de monitoreo para transformadores grandes (potencia). También ha permitido generalizar su uso a transformadores más pequeños (distribución).