Identificación de puntos calientes con el monitor DGA en línea OPT100
El Vaisala OPT100 fue instalado en CTM Salto Grande, en la frontera entre Argentina y Uruguay, para evaluar problemas de generación de gases en un transformador de 50/50/100 MVA. El objetivo era estudiarlo durante un año en diferentes condiciones operativas para determinar si existía una correlación entre los niveles de gas y factores como la carga y la temperatura del aceite superior.
Antecedentes del problema
CTM Salto Grande instaló un transformador GSU monofásico sellado OFAF de 100 MVA en 2002 y, desde su puesta en servicio, ha presentado problemas con sospecha de sobrecalentamiento. Se detectó la presencia de etano y, en menor medida, metano, con una tendencia creciente. Las cuestiones térmicas son una preocupación específica para este transformador, ya que su aceite contiene DBDS, que a altas temperaturas puede provocar la formación de azufre corrosivo.
Prácticamente no se encontró hidrógeno, excepto por picos tras la adición del pasivador metálico Irgamet39 al aceite, los cuales se atribuyeron a la generación espontánea de gases debido al Irgamet39. También se detectó nitrógeno en el mismo nivel que en el aire ambiente, pero no se identificó la presencia de oxígeno.
Resumen del proyecto
En junio de 2017, se instaló el monitor multi-gas DGA Vaisala OPT100 para medir en tiempo real los gases clave de fallas. El monitor se conectó al transformador mientras estaba en operación, ya que las condiciones operativas de la planta hidroeléctrica no permitían paradas. Debido al diseño único del OPT100, esto no fue un problema y la instalación se completó en medio día. La información se obtuvo del OPT100 utilizando su software integrado basado en navegador y un módem celular.
Durante un año, el equipo de mantenimiento del transformador analizó los datos del DGA y los comparó con las condiciones operativas del transformador para ver si había alguna correlación entre ambos. Cada dos o tres semanas, durante este proceso, CTM Salto Grande tomó muestras de aceite para analizarlas en su laboratorio para su comparación.
El transformador fue desgasificado en octubre de 2017. Durante este proceso, el OPT100 continuó midiendo. Al mismo tiempo, se tomaron muestras de laboratorio cada dos horas. Una comparación de ambos conjuntos de resultados se puede ver en la Figura 3 (pdf).
Resultados: carga vs. gases
La Figura 4 muestra la carga del transformador y las concentraciones de CO2 en el aceite, medidas por el monitor en línea OPT100 y las referencias del laboratorio, demostrando un aumento claro de CO2 durante los períodos de alta carga. Cuando la carga era más baja o variable, el CO2 permaneció estable o incluso disminuyó. Esto podría indicar que durante períodos prolongados de alta carga, hay un área más caliente dentro del transformador que causa la formación de CO2 a partir del papel o del aceite.
La disminución de CO2 durante cargas y temperaturas más bajas podría deberse al intercambio de CO2 entre el papel y el aceite a medida que varía la temperatura. Esto no es evidente solo con los datos de carga, pero se hace más claro cuando incluimos el punto caliente estimado:
THot Spot ≈ TTop Oil + H * gR * ipu^2,
donde gR es la diferencia de temperatura promedio entre el bobinado y el aceite medida en la fábrica durante la FAT, y H = 2 es el factor estimado del punto caliente.
Se probaron varios modelos matemáticos utilizando la temperatura estimada del punto caliente: uno lineal y otro con un umbral para que el punto caliente afectara la concentración de CO2, estimado alrededor de los +70°C. Se necesita más trabajo para perfeccionar los modelos. Sin embargo, no se trata de una correlación simple, ya que es posible que haya un gran intercambio de CO2 a lo largo del tiempo que no sea visible en datos que cubren solo unos pocos días.
Otra posible razón para la disminución del CO2 podría ser que el gas se escapa del tanque debido al alto gradiente de presión parcial entre el aire ambiente y el aceite, aunque este es un transformador sellado. Sin embargo, el hecho de que los niveles de nitrógeno aumenten relativamente rápido después de la desgasificación indica que el transformador no es completamente hermético.
Los otros gases de falla, excepto probablemente el C2H6, no mostraron ninguna correlación clara con la carga durante el período de prueba. El aumento de los niveles de gas justo después de la desgasificación probablemente se deba a los gases que estaban en partes del aceite que no estaban disponibles para la desgasificación, como el aceite impregnado en el papel y el aceite atrapado en espacios pequeños. Cuando este aceite se difundió nuevamente en el aceite tratado, los niveles de gas aumentaron.
Comparación del OPT100 con pruebas de laboratorio
Además del tiempo de respuesta, las lecturas del monitor fueron comparadas con los resultados de DGA de laboratorio durante todo el período. Para simplificar, solo se muestra el metano en la Figura 8. La línea azul es los datos de medición del monitor y el área gris es la especificación de precisión del monitor. Las referencias del laboratorio se muestran como puntos azules.
Al evaluar un monitor en línea comparándolo con referencias de laboratorio, se debe tener en cuenta la calidad de las muestras y la incertidumbre de los procedimientos del laboratorio. Además, es importante recordar que cada método de análisis, ya sea en laboratorio o monitor en línea, tiene sus propias incertidumbres. Estas deben considerarse al comparar los resultados y sacar conclusiones sobre el desempeño del monitor.
En este caso, dado que no se conocía la incertidumbre del laboratorio, se utilizó un margen de +/- 15%, basado en los ejemplos de precisión promedio del laboratorio publicados en la IEC 60567 [3]. Por lo tanto, para comparar un laboratorio con un DGA en línea, es más relevante comparar las tendencias que las mediciones reales. Si las tendencias son similares y las áreas con incertidumbres se superponen, se puede concluir que los dos métodos diferentes están en amplio acuerdo.
En general, CTM Salto Grande quedó muy satisfecho con la correlación de las lecturas y está agregando monitores DGA en línea adicionales a su flota para monitorear las operaciones del transformador. El muestreo y las pruebas de laboratorio continuarán para ciertos aspectos, como los furanos y la resistencia dieléctrica, pero el Gerente de Mantenimiento de Subestaciones está de acuerdo en que "la adición de DGA en línea y humedad nos ha proporcionado una herramienta clave para implementar un programa de mantenimiento predictivo en CTM Salto Grande".
Humedad en el aceite
La humedad en el aceite del transformador varía a medida que la temperatura fluctúa, ya sea debido a la carga, la temperatura ambiente o ambos factores. Este efecto se observó en este estudio, como se muestra en la Figura 9. La temperatura del aceite superior y la humedad en el aceite (ppm) se muestran a lo largo de un período de un año. Se observa cómo la humedad se libera desde la superficie del papel aislante hacia el aceite cuando la temperatura aumenta y luego se absorbe nuevamente en el papel cuando la temperatura disminuye.
Sin embargo, la desorción del agua es un proceso más rápido que la absorción, por lo que hay una clara histeresis visible cuando la humedad en ppm se grafica en función de la temperatura del aceite superior. Esto significa que un transformador con carga variable nunca está en equilibrio.
Este fenómeno hace que sea un desafío definir el momento adecuado para tomar una muestra de aceite para el análisis de agua en un laboratorio. A la misma temperatura, el contenido de agua en el aceite puede variar significativamente debido al efecto de la histeresis, ya sea que la temperatura del transformador esté aumentando o disminuyendo en el momento de la toma de muestra.
Este es un factor muy importante a considerar cuando se toma una muestra de aceite para determinar la humedad en el aislamiento sólido de un transformador con carga variable y temperatura fluctuante. También es una razón clave por la que la medición en línea de humedad es mucho más efectiva para determinar las tendencias de humedad a largo plazo en el aceite/papel. Sin embargo, también indica que cuando se toma una muestra de aceite, para poder hacer conclusiones sobre la humedad en un transformador, es crucial registrar siempre la temperatura del aceite.
Conclusiones
Los resultados del estudio mostraron una clara correlación entre la carga del transformador y el CO2. Aún no está claro para los autores si la disminución de CO2 durante el período de carga baja se debe al intercambio de CO2 entre el aceite y el papel o a la fuga de CO2 desde el transformador. Se requiere un análisis adicional para identificar mejor la ubicación de los puntos calientes. Gracias al OPT100, CTM Salto Grande pudo identificar mejor la causa del problema en el transformador y qué tipo de acciones correctivas deben llevarse a cabo para resolverlo. Ya se ha iniciado pruebas adicionales y, con el OPT100 instalado en línea, los gases, así como el riesgo de que el punto caliente se convierta en una falla más grave, ahora se monitorean y controlan mejor.
Nota al pie
Al solicitar comentarios sobre el OPT100, Eduardo Briosso, Gerente de Mantenimiento de Activos en CTM, comentó: “Más de dos años después de la instalación, no hemos tenido ningún problema con el equipo; no ha sido necesaria ninguna intervención por parte del usuario ni se han requerido consumibles en ningún momento.”
Descargue el caso en formato PDF a continuación para ver las Figuras 1-10.