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Identificando puntos calientes en el transformador mediante monitoreo AGD en línea

The inlet and outlet oil pipes connected to the bottom drain valves
Published: abr. 10, 2020
Transmisión de electricidad

El monitor de Análisis de Gases Disueltos (AGD) Vaisala OPT100 fue instalado en la CTM Salto Grande en la frontera entre Argentina y Uruguay con la finalidad de evaluar los problemas de gasificación en un transformador 50/50/100 MVA. La información obtenida durante un periodo de un año fue útil para determinar la correlación entre los niveles de gases y las condiciones operativas del transformador, como la carga y la temperatura del aceite.

Antecedentes
La central CTM Salto Grande instaló un transformador elevador sellado monofásico OFAF de 100 MVA en el año 2002, desde su comisionamiento se han tenido problemas relacionados con el sobrecalentamiento. Los gases que se han generado de manera incrementada son el Etano y en menor proporción el Metano. Los problemas térmicos han sido una preocupación ya que su aceite contiene DBDS, mismo que a temperaturas elevadas puede generar azufre corrosivo. No se presentaron altos niveles de Hidrógeno, salvo cuando se agregó al aceite el pasivador metálico Irgamet39, donde se asume ocurrió el fenómeno de stray gassing. El Nitrógeno, estaba presente en los mismos niveles que el aire ambiental, no así la concentración de Oxígeno.

Resumen del proyecto
En junio de 2019, el monitor multigas de AGD fue instalado para medir los gases de falla en tiempo real. El monitor fue conectado al transformador cuando este estaba operando normalmente, sin causar un paro en la central hidroeléctrica. Debido al diseño único del monitor OPT100 la instalación fue realizada en medio día. La información fue recopilada utilizando la herramienta de software integrada en el monitor, así como a través de un modem celular.

Durante un año, el equipo de mantenimiento eléctrico comparó los datos obtenidos del monitor de AGD con las condiciones operativas del transformador para buscar coincidencias que permitan identificar condiciones de riesgo. El equipo de CTM Salto Grande también tomó muestras de aceite y las analizó en su laboratorio para compararlas con las lecturas del monitor.

En octubre del 2017 al transformador se le aplicó un proceso de degasificado, durante el cual, el monitor OPT100 continuó sus tareas de medición. Al mismo tiempo se tomaron muestras de laboratorio cada dos horas. Los resultados de las muestras de laboratorio y los resultados en línea del monitor en línea se pueden observar en la Figura 3 (pdf).

Hallazgos: Carga vs. Gases
La figura 4 muestra la carga del transformador y las concentraciones de CO2 en el aceite, medido por el monitor en línea OPT100, así como por las muestras de laboratorio, demostrando claramente el incremento de CO2 durante periodos de carga alta. Cuando el transformador experimentó una carga baja o variante, los niveles de CO2 se mantuvieron estables o incluso se redujeron. Lo anterior puede ser indicativo de que durante periodos sostenidos de carga alta existe un área con temperatura mayor causando gasificación de CO2, ya sea en el papel o en el aceite.

El decremento de CO2 ante un escenario de baja carga se puede explicar debido al intercambio de CO2 entre el papel y el aceite debido a los cambios de temperatura, esto no sólo se explica por la información de carga del transformador sino también por el cálculo de la temperatura en el punto caliente: TPunto Caliente ≈ TAceite superior + H * gR * ipu^2, donde gR es el promedio de la diferencia de temperatura entre el aceite de los embobinados y la temperatura del aceite cuando se realizaron las pruebas en fábrica (FAT) del transformador y H=2 se considera el factor de punto caliente.

Se usaron diferentes modelos matemáticos para calcular la temperatura del punto caliente, uno lineal y otro con un umbral en el que el punto caliente actúa sobre la concentración de CO2, de alrededor de +70 °C. Se requiere de análisis complementario, no se trata de una correlación simple, dado que es posible que exista un alto intercambio en la concentración de CO2 con respecto al tiempo, lo cual es no visible analizando únicamente pocos días.

Otra posible razón para el decremento de CO2 es el posible escape del gas del tanque debido a un gradiente de presión entre el aire exterior y el aceite, aunque se trate de un transformador sellado. El hecho de que los niveles de nitrógeno se incrementen con relativa rapidez después de la desgasificación indican que el transformador no está completamente sellado.

El resto de los gases de falla, excepto el C2H6 no mostraron una correlación clara con respecto a los periodos de carga a los que se sometió el transformador durante el periodo de prueba. El incremento de gases posterior a la degasificación es probablemente atribuible a gases presentes en secciones del aceite que no estuvieron disponibles durante la degasificación, por ejemplo, aceite impregnado en el papel y aceite estancado en espacios pequeño, cuando este aceite se difundió con el aceite tratado los niveles de gases se incrementaron nuevamente. 

Comparando las mediciones del OPT100 contra muestras de laboratorio
Las mediciones del monitor en línea fueron comparadas contra las muestras del laboratorio de AGD durante el periodo completo. Con el objetivo de simplificar se presentan en la Figura 8 únicamente la comparación del gas metano. La línea azul representa los datos medidos por el monitor AGD en línea, mientras la línea de color gris agrega la especificación de exactitud del monitor. Las referencias de las muestras de laboratorio se muestran como puntos en color azul.

Cuando se evalúa un monitor en línea, comparándolo contra muestras de laboratorio, se debe de considerar la calidad de las muestras y la incertidumbre de los procedimientos del laboratorio. De manera adicional, es importante recordar que cada método de análisis ya sea en un laboratorio o en línea tiene asociada su propia incertidumbre. Lo anterior debe de ser considerado cuando se comparan resultados y se realizan conclusiones acerca del desempeño de un monitor.

En el caso presentado, dado que se desconoce la incertidumbre del laboratorio, se agrega un +/- 15%, basándose en la exactitud promedio de diferentes ejemplos publicados en IEC 60567. Si se desea comparar los datos en línea con un laboratorio, es más importante comparar las tendencias que los valores actuales. Si las tendencias son similares y las áreas con incertidumbres se traslapan, se puede concluir que los dos diferentes métodos coinciden en valores generales.

CTM Salto grande nos manifestó su satisfacción con respecto a la comparativa de las mediciones y están agregando monitores de AGD en línea para vigilar su flota de transformadores. La toma de muestras y las pruebas de laboratorio continuaran para medir ciertos aspectos como el contenido de furanos y la rigidez dieléctrica, pero el Gerente de Mantenimiento de la Subestación está de acuerdo en que “la adición de un monitor de AGD en línea nos ha provisto una herramienta vital para implementar un programa de mantenimiento preventivo en CTM Salto Grande.

Humedad en el aceite
La humedad en el aceite del transformador varía con respecto las fluctuaciones de temperatura, causadas por cambios en la carga, las condiciones ambientales o a ambos factores. Este efecto puede ser estudiado en la Figura 9. La temperatura superior del transformador y los valores de humedad en el aceite (ppm) se muestran durante un periodo de un año. Se puede observar como la humedad es liberada de la superficie del papel aislante al aceite cuando la temperatura se incrementa y se absorbe de regreso al papel cuando la temperatura se reduce.

La desorción de humedad es un proceso más rápido que la absorción, por lo que existe una clara histéresis evidente cuando se grafica la humedad en ppm contra la temperatura superior de aceite. Lo cual nos ayuda a concluir que un transformador con una carga variante nunca alcanza el equilibrio.

Este fenómeno hace desafiante encontrar el momento adecuado para tomar una muestra de aceite para ser analizada en el laboratorio. A la misma temperatura, el contenido de agua puede variar significativamente dado el efecto de la histéresis, dependiendo de si la temperatura del transformador se incrementó o se redujo al momento de la toma de muestra.

Se trata de un factor muy importante a considerar cuando se toma una muestra de aceite para determinar la humedad en el aislamiento sólido en un trasformador con carga variable y sujeto a variaciones de temperatura. Lo anterior es otra razón fundamental para realizar monitoreo en línea, ya que es mucho más efectivo determinando las tendencias de humedad en el aceite y en el papel. Por otro lado, al momento de tomar muestras es necesario registrar la temperatura del aceite también.

Conclusiones
Los resultados del estudio muestran una clara correlación entre la carga del transformador y la generación de CO2. No es muy claro para los autores si el decremento de CO2 durante periodos de baja carga se debe al intercambio de CO2 entre el papel y el aceite o debido a una posible fuga de CO2 del transformador. Se requiere de análisis posterior para identificar la ubicación de los puntos calientes. Gracias al monitor OPT100, CTM Salto Grande fue capaz de identificar la causa del problema interno del transformador y las acciones correctiva necesarias para corregirla. Actualmente, con el monitor OPT100 instalado y generando datos en línea se tiene la capacidad de evaluar el riesgo de que un punto caliente pueda evolucionar a una falla más severa.

Nota de pie de página
Vaisala solicitó la retroalimentación del monitor OPT100 a Eduardo Briosso, Gerente de Mantenimiento de Activos en CTM y nos escribió “después de 2 años de haber instalado el equipo no tenemos ningún problema con él, nunca se ha requerido intervención humana ni suministro de consumibles”.

Para observar las Figuras 1-10, favor de descargar el caso completo