comparación entre sistema actual de monitoreo de transformadores de potencia y el sistema de...
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RESUMEN.
La confiabilidad de equipos utilizados en los sistemas eléctricos de potencia, tales
como los transformadores, es altamente importante ya que desde el punto de vista
de las compañías de generación y suministro de energía eléctrica, una falla en
servicio de un transformador de potencia representa un costo que puede exceder
el costo de un equipo nuevo.
Con el objetivo de reducir la probabilidad de fallas en estos equipos, la ingeniería
de mantenimiento se está encaminando fuertemente a los sistemas de manteni-
miento predictivo, siendo la principal herramienta para eso la utilización de siste-
mas de monitoreo en línea, es por eso que en el presente trabajo lo comparare-
mos dichos sistemas con el sistema actual de monitoreo del SIN (Sistema Interco-
nectado Nacional).
En la primera sección del presente trabajo, se recapitularán los datos que general-
mente son recolectados para analizar el funcionamiento de los transformadores de
potencia, el significado de éstos, así como los ensayos realizados para la medición
de estos datos.
Seguidamente, en las secciones 2 y 3, se detallará el Sistema Computarizado de
Adquisición de Datos (SCADA) que se utiliza actualmente en el Sistema Interco-
nectado Nacional (SIN) para el seguimiento del estado de los transformadores de
potencia.
La sección 4 examina los sistemas de monitoreo online, que cuentan con bases de
datos sobre la evolución de las variables de control en función del tiempo, se expli-
ca además la arquitectura del sistema y su implementación.
Finalmente se ofrece una discusión sobre las diferencias y ventajas de ambos ti-
pos de sistemas de monitoreo.
ÍNDICE
Resumen............................................................................................................................................................1
Objetivos del estudio.........................................................................................................................................4
1. Variables analizadas en los transformadores de Potencia.............................................................................5
1.1 Función del aceite en los transformadores..............................................................................................5
1.2 Función del papel/celulosa en los transformadores................................................................................6
1.3 Degradación del sistema de aislamiento (aceite-papel)...........................................................................6
1.4 Importancia del diagnóstico del sistema de aislamiento (papel-aceite) de los transformadores.............7
1.5 Plan de monitoreo de transformadores...................................................................................................7
1.6 Acciones a implementar para salvaguardar el sistema de aislamiento....................................................8
1.6.1 Pruebas eléctricas de campo.............................................................................................................8
1.6.2 Pruebas Físico-Químicas...................................................................................................................8
1.6.3 Pruebas Complementarias..............................................................................................................10
1.6.3.1 Compuestos Furanos................................................................................................................10
1.6.3.2 Grado de Polimerización (GP)..................................................................................................10
1.6.3.3 Análisis de gases disueltos.......................................................................................................10
1.6.3.4 Metodos de diagnóstico a traves de los gases medidos...........................................................11
2. Sistema actual de monitoreo del SIN (SCADA).............................................................................................14
2.1 Supervisión de Transformadores de Potencia y adquisición de datos en tiempo real...........................14
3. Sistema de monitoreo en tiempo real de un transformador de fuerza mediante SCADA............................17
3.1 Introducción...........................................................................................................................................17
3.2 Parámetros de control de un transformador de fuerza.........................................................................17
3.3 Automatizacion de un transformador de potencia................................................................................19
3.4 Señales de monitoreo............................................................................................................................19
3.5 Estructura del sistema automatizado.....................................................................................................19
3.5.1 Nivel de campo...............................................................................................................................20
3.5.2 Nivel de control de bahia................................................................................................................20
3.5.3 Nivel de control de subestacion......................................................................................................21
3.6 Conclusiones..........................................................................................................................................22
4. Sistema de monitoreo en línea....................................................................................................................24
4.1 Introducción...........................................................................................................................................24
4.2 Arquitectura de Sensores para el Monitoreo En Línea...........................................................................24
4.3 Arquitectura de Transmisión de Datos...................................................................................................28
4.4 Arquitectura de Tratamiento de Datos para Diagnóstico.......................................................................29
4.5 Experiencia en fábrica y en sitio.............................................................................................................32
4.5.1 Experiencia en Fábrica....................................................................................................................32
4.5.2 Experiencia en Sitio.........................................................................................................................33
4.6 Análisis de Costos..................................................................................................................................35
4.6.1 Evaluación financiera......................................................................................................................35
4.6.2 Análisis de la inversión en equipos de supervisión on-line..............................................................35
4.7 Conclusiones..........................................................................................................................................40
Comparación...................................................................................................................................................41
Bibliografía.......................................................................................................................................................42
OBJETIVOS DEL ESTUDIO.
Recordar las variables atendidas para evaluar el estado del transformador.
Reconocer el sistema de monitoreo utilizado actualmente por el SIN, y las
variables que éste analiza.
Analizar las ventajas del monitoreo online y la importancia del mantenimien-
to predictivo.
Comparar ambos paradigmas de monitoreo.
1. VARIABLES ANALIZADAS EN LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Los transformadores de potencia son de gran importancia para la operación de un
sistema de transmisión.
Este permite que la energía generada en una central, sea elevada a un nivel de
voltaje para ser transmitida a grandes distancias con pocas pérdidas y finalmente
se pueda disminuir su voltaje para su utilización final en los centros urbanos y zo-
nas industriales. De ahí surge que en los últimos años el mantenimiento que se
efectúa a estos equipos sea cada vez más estricto y cuidadoso. Un buen plan de
mantenimiento apoyando en pruebas eléctricas y físico-químicas, un buen análisis
de ingeniería, son imprescindibles para garantizar su funcionamiento, durabilidad,
disponibilidad y confiabilidad.
En la actualidad se realizan diversas pruebas preventivas en transformadores
energizados; factor de potencia, Cromatografía de gases disueltos en aceite, resis-
tencia de aislamiento y devanados; que actualmente son reconocidas como méto-
dos confiables para el diagnóstico e identificación de fallas eléctricas.
El propósito de esta sección es exponer los diferentes métodos utilizados para
obtener la información del comportamiento de los diferentes componentes del
transformador, que nos permitan determinar su funcionamiento, disponibilidad de
servicio de tal forma poder tomar las decisiones en cuanto a frecuencias de man-
tenimiento, monitoreo de parámetros, sustitución del mismo o analizar las fallas
ocurridas con el objetivo de identificar las causas raíz de las mismas e implantar
las medidas correctivas para prevenir su recurrencia.
1.1 FUNCIÓN DEL ACEITE EN LOS TRANSFORMADORES.
El aceite tiene como principal función proveer aislamiento dieléctrico, proteger el
papel, y evacuar el calor generado en el núcleo del bobinado.
Además el aceite provee información acerca del funcionamiento del transformador
y es una herramienta útil para determinar el estado de la aislación sólida.
El aceite debe cumplir estas funciones de la mejor forma posible durante el trans-
curso de los años, y para eso se debe tener en cuenta que los enemigos principa-
les del aceite son el calor, agua, y oxigeno. Entonces, es necesario evitar que es-
tos agentes tengan influencia directa o indirecta sobre el aceite.
1.2 FUNCIÓN DEL PAPEL/CELULOSA EN LOS TRANSFORMADORES.
El papel dentro del transformador debe cumplir las siguientes 3 funciones principa-
les:
Proveer rigidez mecánica.
Proveer rigidez dieléctrica.
Espaciado.
La premisa que se debe tener siempre en mente es que la vida del papel es la
vida del transformador, y por esta razón la preocupación central que se tiene cuan-
do se establece una política de mantenimiento es la de mantener el papel en las
mejores condiciones.
La pregunta constante que uno debe hacerse es: ¿Cuál es el estado de la aisla-
ción? Con base al estado de la aislación sólida se puede pronosticar la vida útil
que le resta al transformador.
1.3 DEGRADACIÓN DEL SISTEMA DE AISLAMIENTO (ACEITE-PAPEL).
El envejecimiento del sistema de aislamiento es un proceso complejo de degrada-
ción química y formación de compuestos agresivos (alcoholes, ácidos, peróxidos,
acetonas, aldehídos, etc.) que forman sedimentos llamados lodos. Los lodos tie-
nen un carácter ácido, son insolubles y su formación va acompañada de otros
compuestos ácidos orgánicos disueltos en el aceite, cuya presencia es un síntoma
inequívoco de envejecimiento.
Fig. 1 Degradación del sistema de aislamiento (aceite-papel)
1.4 IMPORTANCIA DEL DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA DE AISLAMIENTO (PAPEL-ACEITE) DE LOS TRANSFORMADORES.
Si se tiene una degradación del sistema de aislamiento, y el transformador trabaja
a bajas temperaturas, la humedad del aceite migra hacia la celulosa en el núcleo,
y sus moléculas polares se orientan por el intenso campo eléctrico, de tal forma
que a partir del 4.5% de humedad en el papel y para una temperatura de trabajo
de 90ºC, el fallo del aislamiento por causa del campo eléctrico es inminente.
La experiencia muestra que aproximadamente un veinte por ciento (20%) de los
transformadores presenta síntomas de averías latentes que producirán una salida
intempestiva de éstos del sistema.
1.5 PLAN DE MONITOREO DE TRANSFORMADORES.
Uno de los pasos más importantes que hay que tomar cuando se decide iniciar un
plan de mantenimiento moderno en los transformadores, es establecer una fre-
cuencia para realizar las diferentes pruebas. En el mantenimiento moderno, se
contempla lo siguiente:
Pruebas Eléctricas de Campo.
Pruebas Físico-Químicas y de Furanos.
Análisis de gases disueltos.
Con base a los resultados obtenidos, se determinan las acciones a implementar
para proteger y salvaguardar el sistema de aislamiento interno de los transforma-
dores, con el fin de prolongar su funcionabilidad.
1.6 ACCIONES A IMPLEMENTAR PARA SALVAGUARDAR EL SISTEMA DE AISLAMIENTO.
1.6.1 PRUEBAS ELÉCTRICAS DE CAMPO
Las pruebas eléctricas que hacen parte del análisis del comportamiento del trans-
formador y de las cuales se pueden llevar una trazabilidad en el tiempo son:
Factor de potencia y capacitancia de los devanados: Esta prueba es regida
por la norma ANSI/IEEE Std. 62-1995.
Relación de transformación: El estándar ANSI/IEEE C57.12.91 hace una
descripción de la prueba y los métodos de evaluación de la misma.
Impedancia: Se rige por ANSI/IEEE Std. 62-1995.
Resistencia de aislamiento: Se mide la resistencia de aislamiento en cada
devanado, de acuerdo al estándar ANSI/IEEE C57.12.91.
Resistencia de devanados: Los valores obtenidos deben compararse con
los valores de fábrica corregidos a la misma temperatura. Los valores medi-
dos por fase en un transformador trifásico no deben sufrir una variación ma-
yor del 5% entre fases. Se rige por ANSI/IEEE Std. 62-1995.
1.6.2 PRUEBAS FÍSICO-QUÍMICAS
El análisis físico químico del aceite es uno de los aspectos más relevantes en las
inspecciones de transformadores y resulta determinante a la hora de realizar el
diagnóstico. Con este tipo de pruebas se procura obtener información sobre las
propiedades funcionales (físicas, eléctricas y químicas) del aceite mineral aislante
utilizado en equipos eléctricos y así poder determinar el estado del sistema de ais-
lamiento del transformador. Las pruebas que se realizan para recabar la informa-
ción son las siguientes:
Tensión interfacial: Una disminución en el valor de TI indica la acumulación
de contaminantes, productos de oxidación o ambos. Se basa en la Norma
ASTM D971.
Rigidez dieléctrica: Un valor bajo, indica generalmente la presencia de con-
taminantes tales como agua, suciedad u otras partículas conductivas en el
aceite. La Norma ASTM D877 nos indica los valores aceptables.
Contenido de humedad: Un contenido bajo de agua es necesario para obte-
ner y mantener una rigidez dieléctrica aceptable, y pérdidas dieléctricas ba-
jas en el sistema de aislamiento. La Norma ASTM D1533 es la que se toma
como base de análisis.
Color: Esta regido por la Norma ASTM D1524.
Factor de potencia: un alto valor de factor de potencia indica presencia de
contaminación o de productos debido al deterioro, tales como la humedad,
carbón u otras materias conductivas. Está regida por el IEEE Std 62-1995.
Contenido de inhibidor: El aceite dieléctrico nuevo contiene normalmente
pequeñas cantidades de inhibidores naturales, estos retardan la oxidación
del aceite hasta que son consumidos en su totalidad. En el momento que
los inhibidores se agotan, la tasa de oxidación y el proceso de deterioro del
aceite aumenta. La prueba es regida por la Norma ASTM D 2668.
Número de neutralización: La oxidación de un aceite dieléctrico se lleva a
cabo por medio de complejas reacciones en las que están involucradas el
agua y el oxigeno; el número de neutralización es utilizado como una medi-
da de la cantidad de ácidos orgánicos formados en el aceite debido a dicho
proceso de oxidación. La Norma ASTM D974 nos indica los valores acepta-
bles. Altas concentraciones de 2-furfural son una clara indicación de la de-
gradación de la celulosa del papel aislante.
1.6.3 PRUEBAS COMPLEMENTARIAS
1.6.3.1 COMPUESTOS FURANOS
Pruebas complementarias de confirmación deben realizarse para detectar cade-
nas de celulosas disueltas en el aceite que son producto de la pérdida del dieléctri-
co; estas cadenas son llamadas compuestos furánicos.
La medición de estos compuestos en el aceite es utilizada como una herramienta
de diagnóstico del estado del papel de los transformadores, además proporciona
información suplementaria al análisis de gases disueltos (Cromatografía de Ga-
ses). El método que se emplea para analizar los compuestos furánicos a través de
la cromatografía líquida de alta viscosidad (HPLC) es el ASTM D5837 ó el IEC
61198.
Con este análisis se puede reconocer los siguientes compuestos furánicos: 5-hi-
droximetil-2-furfural (HMF), Alcohol furfurílico (FOL), 2-furfural (FAL), 2-acetilfurano
(AF) y 5-metil-2-furfural (MF).
1.6.3.2 GRADO DE POLIMERIZACIÓN (GP)
La prueba que determina el Grado de Polimerización es utilizada para conocer la
edad del aislamiento del papel de los devanados. Esta prueba proporciona la indi-
cación más confiable de la edad del papel aislante.
Así tenemos que un transformador nuevo tiene un GP de alrededor de 1,000;
mientras que un transformador que presenta un GP de 150 a 200 es más suscepti-
ble a daños mecánicos durante movimientos físicos que pueden causar roturas en
el papel.
1.6.3.3 ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS
Cuando el transformador presenta problemas o fallas incipientes (conexiones flo-
jas, descargas parciales, arcos, etc.) que no pueden ser detectadas por las prue-
bas eléctricas de campo, el análisis de gases disueltos en el aceite (Cromatografía
de gases) es una herramienta que proporciona información valiosa acerca del tipo
de falla presente.
Los gases comúnmente detectados durante una condición de falla son: Hidrógeno
(H2), Metano (CH4), Acetileno (C2H2), Etileno (C2H4) y Etano (C2H6).
Cuando la celulosa se ve involucrada, se produce Monóxido de carbono (CO) y
Dióxido de carbono (CO2). La tabla I, describe la relación de la presencia de gases
y las posibles fallas.
Gases claves Posible falla
Metano, Etano, Etileno y pequeñas cantidades
de Acetileno
Condiciones térmicas que
involucran al aceite
Hidrógeno, Metano y pequeñas cantidades de
Acetileno y EtanoDescargas parciales
Hidrógeno, Acetileno y Etileno Arqueo Monóxi-
do de Carbono y Dióxido de Carbono
Condición térmica que
involucra al papel
Tabla I: Categorías de gases claves y posibles fallas
1.6.3.4 METODOS DE DIAGNÓSTICO A TRAVES DE LOS GASES MEDIDOS
Una vez obtenidas las concentraciones de cada gas a través de la cromatografía,
se pueden utilizar varias técnicas para diagnosticar la condición del transformador,
entre las cuales se pueden mencionar: la gráfica de Dörnenburg, el triángulo de
Duval, el método nomográfico, patrones de diagnóstico a través del análisis de
gases disueltos (AGD) y relaciones entre gases de R. R. Rogers.
Método de Rogers.
Las relaciones entre gases utilizadas por el método de Rogers para efectuar el
análisis son:
Acetileno / Etileno (C2H2/C2H4)
Metano / Hidrógeno (CH4/H2)
Etileno / Etano (C2H4/C2H6)
Dióxido de carbono / Monóxido de carbono (CO2/CO)
La tabla II, nos muestra las fallas típicas de acuerdo al resultado de la relación en-
tre los gases encontrados.
Caso Falla CaracterísticaC2H2 /
C2H4
CH4 /
H2
C2H4 /
C2H6
Ejemplos típicos
0 No hay falla. 0 0 0 Envejecimiento normal.
1 Descargas parciales
de baja energía
0 1 0 Descargas en cavidades rellenas de gas resultado de una
impregnación incompleta o alta humedad.
2 Descargas parciales
de alta energía
1 1 0 Descargas en cavidades rellenas de gas resultado de una
impregnación incompleta o alta humedad, pero presentando
degradación o perforación de aislamiento sólido.
3 Descargas de baja
energía.
1 a 2 0 1 a 2 Arqueos continuos en el aceite debido a malas conexiones de
diferente potencial o a un potencial flotado. Ruptura de aceite
entre materiales sólidos.
Tabla II. Gases encontrados y fallas típicas relacionadas.
Método del total de gases combustibles disueltos
El Standard IEEE C57.104-1991 clasifica en cuatro niveles de condición a los
transformadores de acuerdo al Total de Gases Combustibles Disueltos (TDGC):
La tabla III, describe los rangos en que las relaciones de gases pueden indicar que
existan fallas en el transformador, se encuentre dentro de los parámetros acepta-
bles o sea necesario programar un monitoreo más frecuente del transformador; la
relación entre los gases se mide en partes por millón (ppm). En la tabla III, se ob-
serva que el CO2 no está incluido en el valor total debido que no es un gas com-
bustible.
Para efectuar el análisis se debe tener en cuenta las siguientes condiciones:
Condición 1: Si el TDGC< 720 ppm. Indica que el transformador está ope-
rando satisfactoriamente.
Condición 2: 721< TDGC < 1,920 ppm. Indica un nivel de gases más alto
que lo normal. Cualquier gas combustible individual que exceda los niveles
especificados en la tabla anterior, debe tener una investigación adicional.
Condición 3: 1,921< TDGC < 4,630 ppm. Indica un alto nivel de descompo-
sición de la celulosa y/o aceite. Cualquier gas combustible individual que
exceda los niveles especificados en la tabla anterior, debe tener una investi-
gación adicional. Una falla (o fallas) está probablemente presente.
Condición 4: TDGC> 4,630 ppm. Indica una excesiva descomposición de
celulosa y/o aceite. La operación continua del transformador puede resultar
en una falla del mismo.
Condi-ción
H2ppm
CH4ppm
C2H2ppm
C2H4ppm
C2H6ppm
COppm
CO2ppm
Tdgeppm
1 100 120 35 50 65 350 2500 7202 101-700 121-400 36-50 51-100 66-100 351-570 2500-4000 721-19203 701-
1800401-1000
51-80 101-200 101-150 571-1400
4001-10000
1921-4630
4 >1800 >1000 >80 >200 >150 >1400 >10000 >4630
Tabla III. Método del total de gases combustibles disueltos.
2. SISTEMA ACTUAL DE MONITOREO DEL SIN (SCADA)
2.1 SUPERVISIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA Y ADQUISICIÓN DE DATOS EN TIEMPO REAL
La adquisición y supervisión de datos se realiza a través del sistema SCADA, este
está implementado desde hace 10 años y controla entre 60-70 Estaciones. El 80%
de la supervisión de los datos se realiza a través del sistema SCADA.
Los datos que se manejan en el sistema SCADA son:
Potencia aparente
Potencia activa
Tensión
Corriente
Temperatura de los Bobinados y del Aceite
Disparo de Bucholtz.
Sensores dispuestos en los TP son:
De temperatura de los bobinados.
De temperatura en el aceite.
De disparo de Bucholtz.
Los sensores de temperatura actúan como alarmas, es decir se activan para una
determinada temperatura límite y no registran no evolución de los datos en función
del tiempo, imposibilitando la realización de un mantenimiento preventivo.
Los equipos que están en el campo y que recolectan la información (mediciones,
alarmas) y las envían al sistema SCADA son los RUT (Unidad Terminal Remota).
Estos trabajan con una tensión de 0-110 voltios en CC.
Actualmente en la ANDE el sistema SCADA se maneja de dos modos, el más anti-
guo es el SHERPA, desarrollado en el ambiente informático IUNIX, que es el que
se utiliza en el sistema Metropolitano. El segundo y más nuevo es el OASIS (Pro-
yecto PGP11), que se está comenzando a implementar, desarrollado en el am-
Definen la carga
biente Windows TM, se está utilizando en la distribución de 23 KV, y también teleco-
manda interruptores de postes.
Estructura actual del SINARD
Centro de Operación Regional Metropolitano COR-M.
Se encarga del monitoreo de los datos de transformadores del SIN, especialmente
los de 66/23 KV del Sistema Metropolitano. Comprende en total 24 Estaciones y
Sub-Estaciones. La adquisición de los datos de los transformadores se realiza de
la siguiente manera:
Se toman directamente de los instrumentos (parámetros eléctricos, tempe-
ratura de los bobinados, temperatura del aceite, posición del tap, etc.) Los
operadores realizan lecturas horarias.
Se registran los valores medidos en una planilla llamada Planilla Diaria.
En el anexo del presente trabajo, se presenta una planilla típica de registro de da-
tos de la COR-M
Análisis del aceite.
Se realiza cada 6 meses regularmente. Se toma una muestra y se la analiza en
laboratorio a través de un ensayo cromatográfico para detectar los gases que po-
see.
Detalle de una Planilla Diaria.
3. SISTEMA DE MONITOREO EN TIEMPO REAL DE UN TRANSFORMADOR DE FUERZA MEDIANTE SCADA
3.1 INTRODUCCIÓN
Cuando un proceso de falla es detectado por los dispositivos de protección y con-
trol de un transformador de potencia, mediante la medición de sobrevoltajes y so-
brecorrientes, se procede a desconectar y aislar al transformador del resto del sis-
tema eléctrico. Sin embargo, dentro de un transformador de potencia se desarro-
llan ciertos fenómenos que pueden conducir a un proceso de falla, los mismos que
no pueden ser detectados por los dispositivos convencionales de protección y me-
dición ya que dichos fenómenos no necesariamente producen sobrevoltajes y so-
brecorrientes. Tales fenómenos tienen que ver con el proceso de deterioro natural
de los componentes del transformador. El control de tales fenómenos se efectúa
mediante inspecciones periódicas al transformador, en las cuales se hace un che-
queo de sus partes mecánicas, toma demuestras de aceite y registro de medicio-
nes y otros tipos de pruebas. El inconveniente de este sistema de monitoreo es
que se lo efectúa cada cierto período de tiempo, por lo cual no se puede tener un
registro permanente de los parámetros de funcionamiento del transformador.
Mientras tanto, entre el intervalo de tiempo que transcurre entre las inspecciones,
se puede estar desarrollando un proceso de falla, el cual no necesariamente pue-
de ser detectado durante las labores de mantenimiento. En este trabajo se propo-
ne un modelo de sistema automatizado que permita realizarlas labores de medi-
ción, supervisión y control de un transformador de potencia en forma remota; que
le permita además a un operador del ANDE ordenar y/o efectuar tareas de mante-
nimiento preventivo cuando la situación lo amerite.
3.2 PARÁMETROS DE CONTROL DE UN TRANSFORMADOR DE FUERZA
Básicamente, como mencionamos anteriormente un sistema de monitoreo de un
transformador de fuerza debe contemplar la medición y control de los siguientes
parámetros:
Gases combustibles disueltos en el aceite.
Presencia de humedad en el papel aislante.
Descargas parciales en los bushings.
Temperaturas en los puntos calientes de los devanados.
Funcionamiento del cambiador de taps bajo carga (OLTC).
Velocidad de flujo de aceite (relé Bucholtz).
Control de la ventilación.
Protección contra sobrevoltajes y sobrecorrientes.
Los gases disueltos en el aceite
tienen su origen en la degrada-
ción de la celulosa impregnada
en el aislante, fenómeno provo-
cado por un arco eléctrico o un
sobrecalentamiento interno y
también por el envejecimiento
del aceite dieléctrico.
Estos gases se denominan de
falla y son el monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO2); además de
hidrocarburos gaseosos tales como: hidrógeno, metano, etano, etileno y acetileno.
Las descargas parciales se deben a la presencia de humedad, cavidades en el
aislamiento sólido, partículas metálicas y burbujas de gas. El monitoreo de puntos
calientes se refiere a controlar los valores límite de temperatura que pueden so-
portar los aislamientos de los devanados. Tales intervalos están normalizados.
El control del cambiador de taps bajo cargase basa en el monitoreo de la tempera-
tura del compartimiento en el que está instalado, y, esencialmente, el control del
funcionamiento del motor de arrastre. El control del sistema de ventilación tiene
que ver con la activación del banco de ventiladores cuando la temperatura del
aceite y los devanados sobrepasa los valores tolerables. La velocidad de flujo de
aceite entre el tanque principal y el tanque conservador es controlada por el relé
Transformador de Potencia (ANDE)
Bucholtz, el cual se activa si el caudal de aceite sobrepasa el valor máximo tolera-
ble para el transformador. La protección del transformador contra sobrevoltajes y
sobrecorrientes debe considerar los fenómenos de sobrecalentamiento, fallas in-
ternas y corto– circuitos externos.
3.3 AUTOMATIZACION DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA
Para automatizar un sistema eléctrico, en este caso un transformador de potencia,
se necesita conocer los siguientes aspectos del sistema en cuestión:
Equipos de medición, protección y control propios del dispositivo o sistema
a ser automatizado.
Forma de operación de los equipos de protección y control.
Señales de monitoreo a ser recogidas por los equipos de automatización.
3.4 SEÑALES DE MONITOREO
Dos tipos de señales deben ser manejadas por el sistema automatizado del trans-
formador de potencia:
Analógicas, tales como: Temperaturas, corrientes, voltajes, nivel de líquido
refrigerante, caudal de aceite, presionen el tanque principal, etc.
De estado (digitales): que provienen del estado de los disyuntores, seccio-
nadores, señales de alarma y otras funciones tipo ON–OFF del transforma-
dor. Valores originados de los contactos mecánicamente actuados.
Tales señales deben ser enlistadas para conocer su número total a fin de determi-
nar el tipo y número de sensores a ser instalados en el sistema.
3.5 ESTRUCTURA DEL SISTEMA AUTOMATIZADO
El sistema de control automatizado de un transformador de potencia consta de
tres niveles: el nivel de campo, el nivel de control de bahía y el nivel de control de
subestación.
3.5.1 NIVEL DE CAMPO
En el nivel de campo se encuentran los equipos que estarán junto al transformador
para la toma de señales análogas y digitales. Dichas señales serán tomadas por
sensores especializados, los mismos que deberán cumplir las siguientes caracte-
rísticas:
Poseer capacidad de transducción primaria y secundaria.
Salida de protección contra sobrevoltajes, interferencias electromagnéticas
o de radiofrecuencia.
Ser del tipo no intrusivo.
Acondicionamiento y amplificación de señal.
Capacidad de soportar la corrosión provocada por el aceite dieléctrico, en
especial para los sensores de nivel de líquido.
3.5.2 NIVEL DE CONTROL DE BAHIA
En este nivel se ubican los IEDs
monitores de condición, que serán
los encargados de recibir las seña-
les enviadas por los sensores para
su procesamiento y análisis. Un
IED (Intelligent Electronic Device)
es un dispositivo equipado con
microprocesadores y que tiene la
capacidad de recibir o enviar da-
tos, o hacer control desde o a una
fuente externa. Tiene canales para
entrada y salida de datos, además
decanales especiales para comuni-
cación local y remota. El término
monitor de condición significa que
estos dispositivos son de propósito
Dispositivo Inteligente Electrónico (IED)
específico, en este caso están diseñados para monitorear el comportamiento del
transformador de potencia.
Un sistema de automatización completo de un transformador de potencia debe
contemplar el uso de los siguientes IEDs:
Monitor de temperaturas del transformador (MTT).
Monitor de descargas parciales de los bushings (MDP).
Monitor de funcionamiento del cambiador de taps bajo carga (MOLTC).
Relé numérico de protección diferencial (RPD).
Monitor de gases disueltos en el aceite (MGD).
Regulador de voltaje del transformador (RVT).
Por consideraciones económicas, se puede prescindir del uso de algunos de ellos,
empleándose únicamente aquellos que el diseñador considere suficientes para
monitorear al transformador con eficacia.
3.5.3 NIVEL DE CONTROL DE SUBESTACION
Es el nivel en el que se encuentra
el operador del sistema, quien en
base a los datos enviados por el
módulo de bahía ordenará las
operaciones de control y manteni-
miento que el transformador re-
quiera. Tales maniobras las efec-
tuará a través de un interface
hombre – máquina, el cual em-
plea un software de tipo SCADA
local.
Las tareas que deberá efectuar el software, en forma general, serán las siguientes:
Interfaz del SCADA de ANDE
Generar un modelo de funcionamiento del transformador con el objeto de
comparar los datos de la simulación con los enviados por los elementos
inteligentes.
Pronóstico de refrigeración y sobrecarga basado en algoritmos de pérdidas
caloríficas.
Registro de eventos: alarmas, funcionamiento de ventiladores, cambio de
taps, etc.
Registro de otras mediciones: temperaturas, voltajes, corrientes, caudal de
aceite, etc.
3.6 CONCLUSIONES.
Los sistemas de protección de un
transformador de potencia basa-
dos en elementos de tipo electro-
mecánico debido al envejeci-
miento de sus partes constituti-
vas tienen la desventaja de per-
der su sensibilidad con el tiempo,
lo que puede provocar errores en
su operación normal pudiendo
incluso no detectar procesos de
falla, con los consiguientes peligros para el transformador de potencia.
Otra desventaja de los sistemas electromecánicos de protección de un transforma-
dor está en el hecho de que únicamente actúan en el momento en el que se pre-
senta la falla. Por su naturaleza, no pueden informar de las condiciones internas
del transformador ni detectar fallas incipientes. La capacidad de auto – gestión de
los IEDs monitores de condición, es decir, la capacidad de analizar datos y efec-
tuar operaciones de protección y control enforna autónoma, sin necesidad de reci-
bir órdenes de un operador, es la propiedad más importante de dichos dispositivos
y la que determina en definitiva su empleo como parte integrante de un sistema de
control automatizado.
Sala de Control del SIN
La característica fundamental que motiva a escoger la implementación de un siste-
ma de automatización es su capacidad de acoplamiento con dispositivos proce-
dentes de diversos fabricantes.
4. SISTEMA DE MONITOREO EN LÍNEA
4.1 INTRODUCCIÓN.
En el mercado, contamos con diferentes opciones de sistemas de monitoreo onli-
ne, tales como Tree Tech (que fue en su momento ofrecida a la ANDE). En gene-
ral, los sistemas de monitoreo en línea, tienen tres partes principales, que se deta-
llan a continuación:
Sensores para mediciones en el transformador.
Software de tratamiento de datos de los sensores para obtención de diag-
nóstico y pronóstico del estado del equipo.
Medio de transmisión de datos de los sensores hasta el software de trata-
miento y de transmisión de los diagnósticos y pronósticos hasta el usuario.
4.2 ARQUITECTURA DE SENSORES PARA EL MONITOREO EN LÍNEA
Una de las características clave para que el sistema de monitoreo pueda aplicarse
a transformadores de pequeño y medio porte, sin que su costo torne inviable el
proyecto, es que el tenga una arquitectura de sensores modular y descentralizada.
Con eso, se pueden escoger e instalar, de acuerdo a las necesidades y posibilida-
des, solamente los sensores que se consideran esenciales. Sin embargo, no se
elimina la posibilidad de que se implementen nuevos sensores en el futuro.
Esa arquitectura se muestra en la figura, donde se observa también que, debido al
hecho de ser empleado sensores tipo IED (Intelligent Electronic Device), los sen-
sores se conectan directamente a una red de comunicación del tipo RS485, elimi-
nándose por consiguiente la necesidad de instalación de un elemento centraliza-
dor – generalmente un Controlador Lógico Programable – en el transformador mis-
mo, eliminándose así ese costo adicional.
En la tabla siguiente se listan algunos sensores usuales para instalación en trans-
formadores, así como sus respectivas mediciones y autonomía para ejecución lo-
cal de funciones de alarma, desconexión ó mandos para el transformador.
Arquitectura de Sensores del Sistema de Monitoreo de Tree Tech
Sensor Mediciones Efectuadas Funciones Locales Autónomas
Monitor de Bushings
BM.
Capacitancia de los bushings.
Tangente delta de los bushings.
Tendencia de evolución de la Capacitan-
cia.
Tendencia de evolución de la Tangente
Delta.
Tiempo estimado para alarmas por
Capacitancias Altas o Muy Altas.
Tiempo estimado para alarmas por
Tangentes Delta Altas o Muy Altas.
Monitor de Temperatu-
ras TM1.
Temperatura del Aceite.
Temperatura del punto más.
caliente del Devanado.
Corriente de carga.
Alarma y desconexión por temperatura
del Aceite.
Alarma y desconexión por temperatura
del Devanado.
Control automático y manual del Enfria-
miento Forzado.
Pre-enfriamiento del Transformador por
aumento de la carga.
Ejercicio diario de los ventiladores.
Diferencial de temperatura del Cambia-
dor Bajo Carga (función no utilizada en
esa aplicación).
Monitor de Humedad en
el Aceite.
Saturación relativa (%) de agua en el
aceite del transformador.
Contenido de agua en el aceite del
transformador (ppm).
Temperatura ambiente.
Temperatura del aceite en el punto de
medición de humedad.
Tendencia de evolución del Contenido
de Agua en el aceite.
Alarmas por saturación relativa (%) de
agua en el aceite Alta o Muy Alta.
Alarmas por contenido de agua en el
aceite Alto o Muy Alto.
Alarmas por tendencia de evolución del
contenido de agua Alta.
Relé de Rotura de la
Bolsa de Goma.
Rotura da bolsa de goma del tanque de
expansión. Alarma por rotura de la bolsa.
Módulos de Digitaliza-
ción de señales DM1
Medición de estado de contactos secos
– contacto de alarma del relé de rotura
de bolsa.
Sensores frecuentemente encontrados en transformadores de potencia
Instalación de los sensores del Sistema de Monitoreo durante la fabricación del transformador.(a) Conexiones para monitoreo de bushings; (b) Sensor de humedad en el aceite; (c) Sensor de temperatura ambiente; (d) Sensor de rotura de bolsa; (e) Frente del gabinete con IEDs de monitoreo; (f) Interior del gabinete con IEDs de monitoreo y modem GPRS.
4.3 ARQUITECTURA DE TRANSMISIÓN DE DATOS
Para que el sistema de monitoreo sea efectivo para el diagnóstico de la condición
del transformador es esencial que el mismo efectúe el tratamiento de los datos
brutos de los sensores, de tal manera a obtenerse información útil, lo que se hace
normalmente por medio de un software con modelos matemáticos y/o sistemas
especialistas.
No obstante, la estructura de comunicación para transmisión de los datos de medi-
ciones de los sensores hasta el software de tratamiento de datos podría presentar
costos muy altos para la aplicación del monitoreo a transformadores de pequeño y
medio porte.
Para evitar ese inconveniente, se empleó en ese transformador una arquitectura
en que los datos de los sensores se transfieren al software de tratamiento de da-
tos y diagnóstico de manera inalámbrica, por medio de la red de telefonía celular
GSM, de manera a asegurar un costo muy bajo, una vez que se aprovecha toda la
infraestructura de comunicación de datos ya existente en esa red.
La transmisión inalámbrica de los datos hasta la base de radio de la operadora de
telefonía utiliza el protocolo GPRS (General Packet Radio Service). Después de
ese punto, la información sigue por red Internet para alcanzar el servidor en el IDC
(Internet Data Center) remoto. Para hacer un paralelo familiar a la mayoría, tratase
de proceso similar al empleado en los lectores de tarjeta de crédito inalámbricos.
El acceso de los usuarios a las mediciones en línea de los sensores y a los diag-
nósticos del sistema de monitoreo se hace por medio de la internet con un nave-
gador patrón – por ejemplo, Mozilla Firefox. Eventuales condiciones anormales en
el transformador que sean detectadas por el sistema de monitoreo son señaladas
a los usuarios por medio de mensajes de texto a teléfono celular o por mensajes
de email.
4.4 ARQUITECTURA DE TRATAMIENTO DE DATOS PARA DIAGNÓSTICO
Para que el sistema de monitoreo sea efectivo para el diagnóstico de la condición
del transformador es esencial que el mismo efectúe el tratamiento de los datos
brutos de los sensores, de tal manera a obtenerse información útil, lo que se hace
por medio de un software con modelos matemáticos y/o sistemas especialistas.
No obstante, esa etapa de tratamiento de datos podría presentar costos muy altos
para la aplicación del monitoreo a transformadores de pequeño y medio porte.
Para evitar ese inconveniente se suele emplear una solución de software total-
mente basada en Internet, de acuerdo a los más modernos conceptos de compu-
tación por la web, lo que se denomina generalmente como Web 2.0.
De acuerdo a esa filosofía, el sistema de tratamiento de datos para diagnóstico se
ejecuta de manera permanente en un servidor ubicado en un IDC (Internet Data
Arquitectura de Sensores del Sistema de Monitoreo de Tree Tech
Center), lo cual está especializado en proveer toda la infraestructura especializada
para garantizar la ejecución permanente del sistema y la seguridad de los datos.
Algunas características de ese IDC son:
Servidores con alta disponibilidad (24h x 7 días/semana);
Contingencia para falta de energía, con no-breaks y grupos generadores de
emergencia;
Banda de acceso a la Internet redundante, de manera a garantizar la dispo-
nibilidad de acceso al sistema;
Copias de seguridad de los datos;
Firewalls;
Protocolo https (sitio seguro), por medio del padrón SSL (Secure Socket
Layer);
Seguridad física, con rígido control de acceso.
Los siguientes módulos de ingeniería para se están ejecutando en el software de
monitoreo para tratamiento de los datos, con el objetivo de proveer al usuario los
diagnósticos y pronostico del estado del transformador:
Envejecimiento del Aislamiento:
o Pérdida de vida útil del aislamiento.
o Tasa diaria de pérdida de vida.
o Tiempo restante para el fin de vida teórico, en años, con selección
del criterio de fin de vida de acuerdo a las opciones de la norma
IEEE/ANSI C57.91-1995.
Humedad en el aislamiento:
o Contenido de agua en el aceite.
o Contenido de agua en el papel aislante.
o Aceleración de pérdida de vida del aislamiento por la humedad (hi-
drólisis).
o Temperatura con riesgo de formación de burbujas por exceso de hu-
medad en el papel.
o Temperatura con riesgo de formación de agua libre por exceso de
humedad en el aceite.
Eficiencia del sistema de enfriamiento natural y forzado:
o Cálculo de temperatura esperada para el aceite en función de la car-
ga, temperatura ambiente y grupo de enfriamiento en operación.
o Comparación con la temperatura real medida y alarma en caso de
baja eficiencia del enfriamiento - temperatura medida muy arriba de
la esperada.
Mantenimiento del enfriamiento forzado
o Tiempo de operación de los ventiladores desde su inicio de opera-
ción.
o Tiempo de operación de los ventiladores desde su último manteni-
miento.
o Promedio diario de horas de operación de los ventiladores.
o Tiempo restante para alcanzar el mantenimiento recomendado para
los ventiladores y avisos con anticipación programable.
Previsión de temperatura futura.
o Temperatura del devanado después de la estabilización térmica
o Tiempos restantes para alcanzar temperaturas de alarma/ descone-
xión del transformador
Cromatografía
o Banco de datos con histórico de pruebas de cromatografía gaseosa
o Cálculo de tasas de aumento de gases
o Diagnósticos conforme la norma IEC60599, Duval o otros métodos
especificados
Físico-químico
o Banco de datos con histórico de pruebas físico-químicas en el aceite
o Diagnósticos conforme las normas especificadas
Simulación de cargamentos
o Cálculo y presentación de curvas de variación de temperatura de
aceite y devanados, basado en curvas de carga y temperatura am-
biente simuladas por el usuario.
o Cálculo y presentación de curvas de variación de temperatura de
aceite y devanados, basado en las condiciones de carga y tempera-
tura actuales y en simulación de cambio de carga por el usuario.
o Cálculo de las pérdidas de vida útil y tiempos de vida restante corres-
pondientes.
4.5 EXPERIENCIA EN FÁBRICA Y EN SITIO
4.5.1 EXPERIENCIA EN FÁBRICA
En una prueba realizada por el fabricante, se registraron los datos durante las
pruebas de calentamiento del transformador en el Marzo/Abril de 2008, como
muestra el siguiente gráfico. El sistema permite que se monitoreen tanto las prue-
bas del transformador como su operación normal en sitio de forma remota y con
total seguridad por la Internet.
Mediciones del sistema de monitoreo durante las pruebas de calentamiento del transformador
4.5.2 EXPERIENCIA EN SITIO
Además de los beneficios relativos al diagnóstico en línea del estado del transfor-
mador, algunas ventajas observadas en el uso de esa solución de monitoreo ina-
lámbrico y por la Internet son:
Garantiza de actualización permanente del software de monitoreo, ya que
su ejecución en el IDC es administrada directamente por su fabricante;
Garantiza de actualización de los hardwares (servidores, etc.) en la medida
del crecimiento del software de monitoreo, por ejemplo, con la inclusión de
nuevos sensores o transformadores;
Garantiza de integridad de los datos, debido a los respaldos (backups) reali-
zados;
Ejecución continua del software, sin paradas por falta de alimentación;
Acceso a las informaciones del monitoreo desde cualquier parte del mundo;
Evitase la sobrecarga del equipo de TI interna de la empresa con el mante-
nimiento regular del sistema, lo que incluiría la ejecución de backups, su-
pervisión de operación, no-breaks, actualizaciones de software (sistema
operacional, antivirus, software de monitoreo, etc.), etc.
Se evitan elevadas inversiones para adquisición, mantenimiento e actuali-
zación periódica de hardware y licencias de software.
Pantalla típica de un sensor conectado al sistema de monitoreo
Pantalla típica de diagnóstico del sistema de monitoreo
4.6 ANÁLISIS DE COSTOS
Para tener una idea del costo y la ventaja de la aplicación del sistema de monito-
reo on-line a continuación haremos una exposición de un análisis extraído de una
tesis1, en la cual se hace una evaluación financiera de la aplicación del sistema de
monitoreo on-line en un banco de transformadores monofásicos de potencia de la
CH-Acaray.
4.6.1 EVALUACIÓN FINANCIERA
En el presente tópico se realiza un análisis financiero del emprendimiento, con el
concepto de evaluar la consecuencia de llevar a cabo las mejoras que se propo-
nen instalar.
La ANDE adquirió siete transformadores monofásicos de potencia de fabricación
TOSHIBA con tensiones de 13.8/220 KV y potencia de 25 MVA, cada transforma-
dor costó 400 mil dólares; el costo total en transformadores es de 2.8 millones de
dólares, que están en la CH-Acaray esperando su instalación, un banco de trans-
formadores monofásicos de potencia constituye de tres transformadores monofási-
cos de potencia. El costo de un banco de transformadores monofásico de potencia
es de 1.2 millones de dólares. Por lo tanto se compararon dos bancos de transfor-
madores monofásicos y un transformador de reserva para la CH-Acaray II.
4.6.2 ANÁLISIS DE LA INVERSIÓN EN EQUIPOS DE SUPERVISIÓN ON-LINE
Se analizaran las diferencias entre dos casos desde el punto de vista económico,
en el primer caso se estudiará un banco de transformadores monofásico sin super-
visión y en el segundo caso un banco de transformadores monofásico con supervi-
sión on-line en tiempo real de la CH-Acaray II.
El lucro cesante genera una perdida que es directamente proporcional al tiempo
que dura la falla del banco de transformadores, por ejemplo considerando que el
grupo IV de la CH-Acaray está generando 60 MW y sufre una falla en cual se cam-
1Extraído de la tesis de Martín Escurra Meza, “Supervisión y Diagnóstico ON-LINE de Transformado-res de Potencia” (Facultad de Ingeniería UNA - Electromecánica. San Lorenzo 2009.Tesis 1085).
bia un transformador por el de reserva en 24 horas considerando que el costo de
la energía es de 10 dólares por cada MWh para el sistema aislado que atiende 20
horas y 110 dólares por cada MWh para el sistema interconectado nacional en
paralelo con Itaipu atendiendo las 4 horas de punta.
Entonces el cálculo del lucro cesante esta dado por la multiplicación de la potencia
que podía generar por el tiempo que dure la falla por el coste de la energía, obte-
nemos así el siguiente lucro cesante.
(60MW ) (20h )( 10dólaresMWh )=12.000dólares
(60MW ) (4h )( 110 dólaresMWh )=26.400dólaresPor lo tanto el lucro cesante total es de 38.400 dólares. Si falla nuevamente otro
transformador, la situación sería crítica, porque se tardará de 6 meses a 1 año en
reparación y 2 años en fabricar otro con las mismas especificaciones. En dicho
caso se debe sustituir la generación del grupo IV por la compra adicional de ener-
gía generada por la Itaipu Binacional o Yacyreta. Suponiendo la peor condición, se
compraría energía de Yacyreta por un periodo de un año, considerando que la
CH-Acaray atiende el suministro de energía eléctrica las 24 horas por día, lo que
representa 8640 horas al año y considerando un costo de la energía de Yacyreta
de 32 dólares por cada MWh tendríamos el siguiente costo:
(60MW ) (8640h )(32dólaresMWh )=16.588.800 dólaresObservamos que el costo de comprar energía para suplir la citada indisponibilidad
es una suma muy elevada, que supera ampliamente el costo de un transformador.
El costo en inversión en equipos y del proyecto de ingeniería de supervisión on-li-
ne en tiempo real para el banco de transformadores monofásico es de 100 mil dó-
lares.
También observamos que el costo de inversión de la supervisión on-line tiene un
valor bajo en relación al costo de compra de energía procedente de Yacyreta.
Comparando el costo en inversión en supervisión on-line con el costo de un banco
de transformador monofásico de potencia tenemos el siguiente porcentaje:
( 100.000dólares1.200 .000dólares )(100 )=8.3%
Vemos que el costo del equipo de supervisión on-line es el 8.3 % del costo del
banco de transformadores, el cual es un costo razonable, por lo que es un sistema
de supervisión económicamente factible.
Estudiaremos primero el caso de un banco de transformadores sin supervisión on-
line considerando el lucro cesante de generación para el sistema aislado con un
costo de 10 dólares por cada MWh que atiende las 20 horas y con el sistema inter-
conectado nacional en paralelo con Itaipu durante 4 horas de punta con un costo
de 110 dólares por cada MWh, el costo del cambio del transformador por el de
reserva en 24 hs, el costo de compra de energía de Yacyreta durante 24 horas y el
costo de la reparación del bobinado de un transformador por falla de aislación,
estas pérdidas se pueden ver en la tabla.
Perdidas Costo
Lucro cesante 38.400 $
Cambio del transformador 10.000 $
Compra de energía de Yacyre-ta
46.080 $
Reparación del bobinado 200.000 $
Total 294.480 $
Pérdidas de un banco de transformadores sin supervisión on-line
Estudiaremos el segundo caso un banco de transformadores con supervisión on-li-
ne en el cual se tiene en cuenta el lucro cesante y el costo de comprar energía de
Yacyreta durante 24 horas, el costo del cambio del transformador por el de reserva
y no se tiene en cuenta el costo de la reparación del bobinado de un transformador
por falla de aislación porque no ocurre dicha falla debido a las alarmas del sistema
de monitoreo que detectaron fallas incipientes antes de que evolucionen a fallas
catastróficas.
Estas pérdidas se detallan en la siguiente tabla.
Perdidas Costo
Lucro cesante 38.400 $
Cambio del transformador 10.000 $
Compra de energía de Yacyreta 46.080 $
Reparación del bobinado 0 $
Total 94.480 $
Pérdidas de un banco de transformadores con supervisión on-line
Con el sistema de supervisión on-line en tiempo real se evita la falla del transfor-
mador, esto es la ganancia del plan piloto, por ejemplo; si el equipo de supervisión
on-line indica gases disueltos incipientes en el aceite mediante el cual se pueden
tomar acciones oportunas evitando la falla del transformador, entonces el costo
total es la suma del costo del lucro cesante, cambio del transformador y el costo
de la compra de energía de Yacyreta.
Se ha demostrado que es económicamente conveniente el plan piloto y para verifi-
car los resultados anteriores vamos a hallar el VAN y el TIR.
El VAN y el TIR son dos indicadores financieros que nos permiten evaluar la renta-
bilidad de un proyecto de inversión. Si el resultado del VAN es positivo, el proyecto
es viable. La fórmula que nos permite calcular el Valor Actual Neto es:
VAN=−I+∑n=1N ( Qn
(1+r )n)
Donde:
Qn: es la falla de aislación del transformador que es de 200 mil $
I: es la inversión en supervisión on-line, es de 100 mil $
N: es el número de períodos considerado, es de 10 años
r: es la tasa de descuento a ser utilizada, corresponde a la Tasa Mínima Atractiva de Retorno
(COC), más la tasa de riesgo país (TRP). Actualmente en el Paraguay la TMAR es la siguiente:
TMAR=COC+TRP=4%+6%=10%
Cuando el VAN toma un valor igual a 0, r pasa a llamarse TIR (Tasa Interna de
Retorno). La TIR es la rentabilidad que nos está proporcionando el proyecto.
El resultado del VAN (10%) es +2451.6 millones, por lo que la propuesta del plan
piloto es viable.
4.7 CONCLUSIONES
La utilización de sistemas de monitoreo en línea para transformadores de potencia
trae diversos beneficios, tales como la reducción del riesgo de fallas catastróficas,
el control y extensión de la vida útil del equipo, el aumento de disponibilidad del
sistema eléctrico debido a la reducción de paradas del equipo para mantenimiento
predictivo, la reducción de los costos de mantenimiento y de contratación de segu-
ros, etc.
La experiencia aquí presentada, de un sistema de monitoreo para un transforma-
dor de 30MVA 115kV, demostró que eses beneficios pueden estar disponibles no
solamente para transformadores de grande potencia, sino también para transfor-
madores de pequeño y medio porte.
Uno de los principales factores que contribuyeron para eso fue el empleo de tec-
nologías de punta, tales como la arquitectura modular de sensores y descentrali-
zada y la transmisión inalámbrica de datos por la infraestructura de telefonía celu-
lar y por la Internet. Contribuyó también para eso la innovadora contratación del
software de monitoreo y su infraestructura en forma de servicios, y no en la moda-
lidad de adquisición de bienes como se hace tradicionalmente.
Las tecnologías modernas de comunicación en combinación con el creciente de-
sarrollo de equipos inteligentes para el monitoreo de equipos eléctricos son herra-
mientas que proporcionan confiabilidad a los sistemas de potencia modernos.
5. COMPARACIÓN.
De acuerdo con el estudio realizado, las ventajas más sobresalientes que provee el
sistema de monitoreo online frente al sistema utilizado en la actualidad por el SIN son:
Proporcionan información sobre la condición operativa de los transformadores.
Crean un historial de datos informáticos digitales de los parámetros del trans-
formador. El registro de datos del sistema actual es manual y difícil de contras-
tar.
Los datos de operación del sistema monitorizado son mantenidos en servido-
res informáticos de máxima seguridad, previniendo intrusiones de terceros.
Permiten en algunos casos, sobrecargar los transformadores sin reducir su
vida útil, dado que se tiene un seguimiento más preciso del estado del transfor-
mador.
Cambian de mantenimientos periódicos a mantenimientos basados en la condi-
ción real del equipo, permitiendo así la aplicación de un sistema de manteni-
miento predictivo.
Auxilia en la toma de decisiones, debido a que los datos están disponibles con
mayor facilidad y en menos tiempo.
Reducen el riesgo de fallas catastróficas y los costos asociados con ellas.
Verifican los cambios en las condiciones operativas y del estado del sistema
aislante después de un mantenimiento y de esta manera justificar la realización
de mantenimientos a las demás unidades del banco.
Por lo tanto, se puede ver que la conveniencia de un sistema de monitoreo online se
traduce con varios beneficios a largo plazo, incluyendo el aumento de la vida útil de
los bancos de transformadores y una mayor eficiencia en el mantenimiento. La predic-
ción de posibles fallas catastróficas, es un muy importante valor agregado que no
debe dejar de tenerse en cuenta, ya que en el ámbito de la transmisión energía, una
falla significaría una enorme pérdida monetaria.
BIBLIOGRAFÍA
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ESCURRA MEZA, Martín: “Supervisión y Diagnóstico ON-LINE de Transfor-
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ANEXOS.