A2-210 MONITOREO CONTINUO DE EQUIPOS DE POTENCIA CON EMISIÓN ACÚSTICA. Physical Acoustics Corporation

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1 II CONGRESO VENEZOLANO DE REDES Y ENERGÍA ELÉCTRICA Junio 29 Comité Nacional Venezolano A2-21 MONITOREO CONTINUO DE EQUIPOS DE POTENCIA CON EMISIÓN ACÚSTICA Arturo Nunez Eloy Gasperin Physical Acoustics Corporation RESUMEN La técnica de emisión acústica ha sido empleada para la evaluación de equipo de potencia por varias décadas. Esta técnica ha sido mejorada recientemente debido principalmente a la participación de varias compañías eléctricas mundiales [incluyendo EDELCA] en un proyecto del EPRI (Instituto de Investigaciones Electricas en Estados Unidos). Este articulo presenta resultados de instalaciones de sistemas permanentes multicanales para el monitoreo de transformadores de potencia asi como las primeras instalaciones a nivel mundial de sensores acústicos inalámbricos para el monitoreo de transformadores de instrumento e interruptores. PALABRAS-CLAVE Emisión Acústica, Monitoreo, no-invasivo, transformadores, descargas parciales, sobrecalentamiento

2 DESCRIPCION DE LA TECNICA Emisión acústica se basa en la detección de ondas elásticas transitorias generadas por la liberación rápida de energía de fuentes localizadas dentro del material [1]. Cuando se habla de transformadores de potencia estas ondas transitorias (emisiones acústicas) son producidas por fallas dentro de la unidad. Estas señales son detectadas por sensores piezoeléctricos colocados estratégicamente en la unidad bajo prueba y los datos son capturados y procesados por Instrumentación de alta velocidad. Existen diferentes tipos de configuraciones e instrumentos disponibles comercialmente para la realización de esta prueba, este trabajo se basa en equipo de prueba multicanal en donde hasta 24 sensores son usados simultáneamente. Por cada canal la adquisición se realiza prácticamente en tiempo real y se extraen múltiples características de las formas de onda detectadas por cada sensor tal como Amplitud (decibeles), duración (microsegundos), cuentas, tiempo se subida, energía, etcétera Cuando esta técnica es usada como una prueba de diagnostico, hasta 24 sensores acústicos son instalados y se monitorean parámetros de operación tales como corriente de carga, corriente de bombas, operaciones del cambiador bajo carga, temperatura del aceite, etc. Con esta técnica se monitorea el equipo por 24 horas y se proporciona un diagnostico sobre la condición del mismo usando un sistema de evaluación que usa los datos de emisión acústica así como resultados de la cromatografía de gases [2]. Recientemente se ha desarrollado un equipo de monitoreo en línea que está diseñado para ser instalado permanentemente en el transformador y monitorearlo continuamente. Este equipo cuenta con 16 sensores acústicos y permite monitorear otros parámetros de operación así como agregar sensores de vibración, ver Figura 1. Fig. 1. Sistema de monitoreo en línea de 16 canales El equipo se conecta una vez por día por medio de conexión a internet o usando un modem a un sitio FTP en donde envía los datos adquiridos durante ese día. Un ingeniero revisa los datos, realiza filtrado de los mismos y envía un reporte al cliente. También se han desarrollado los primeros sensores acústicos inalámbricos a nivel mundial, ver Figura 2. Estos sensores se tienen en dos configuraciones: transmisión puntual y transmisión en cadena. La 2

3 transmisión puntual permite que los sensores entren en estado de hibernación cuando no hay actividad acústica lo cual alarga la vida de la batería, sin embargo se cubren distancias más cortas. La transmisión en cadena (mesh) permite cubrir distancias muchas más largas. Fig 2. Sensores Acústicos inalámbricos CASOS ESTUDIO Caso 1: Monitoreo continuo permite mantener un transformador en operación por ocho meses adicionales. Un sistema de monitoreo en línea fue instalado en un transformador trifásico de 6 MVA a 34.5/2.4 kv fabricado en 1992 y reparado en 1996 debido a una sobrecarga en el TC para temperatura de devanado. En el 26, este transformador comenzó nuevamente a generar gases, predominantemente etileno, indicando una falla térmica de alta temperatura. Este transformador está instalado en una planta hidroeléctrica y no se cuenta con una unidad de reserva, por lo que no puede ser sacado de operación. Otro hecho importante considerado es que este transformador se encuentra instalado a la orilla de un importante rio en Estados Unidos y en caso de falla existe el riesgo de contaminar su caudal con aceite mineral. Además, la compañía eléctrica ya solicitó un transformador nuevo para su reemplazo; sin embargo, el tiempo de entrega es de 24 a 36 meses. Debido a los factores anteriores, se decidió monitorear continuamente este transformador con un sistema de monitoreo en línea de Emisión Acústica. El monitoreo comenzó en abril de 28 junto con un programa de muestreo mensual para análisis de gases en el aceite mineral. Durante los tres primeros meses de monitoreo no se detecto actividad acústica de importancia y los gases combustible permanecieron prácticamente constantes; sin embargo, en julio de 28, Actividad acústica de importancia fue detectada y una muestra para análisis de gases fue tomada inmediatamente, mostrando un incremento en la concentración de gases combustibles disueltos (TDCG), ver Figura 3. Esto origino que la compañía eléctrica decidiera retirar el transformador de operación, pero debido a que no se detecto más activada acústica, se decidió mantener la unidad en servicio. Posteriormente, la investigación del origen de la actividad acústica reveló que el incremento de emisión acústica y generación de gases se originaba después de operar el transformador con cargas muy altas por largos periodos. La carga fue reducida en esta unidad (cuando era posible) con ayuda del otro transformador instalado en la planta, lo que permitió controlar la generación de gases. 3

4 Esta unidad estuvo bajo observación continua y fue posible mantenerla en operación por varios meses. En el periodo de Diciembre 28 Enero 29, fue detectado un incremento repentino en la actividad acústica al igual que una repentina elevación en la concentración de gases. Esta situación origino una gran preocupación, y aunque la activad acústica había disminuido, fue decidido retirar la unidad de operación. Una inspección interna será realizada en esta unidad en el 29 para correlacionar el mecanismo de falla y localización con los datos de emisión acústica y concentración de gases (ver Tabla 1) obtenidos. TABLA 1. Concentración de gases combustibles disueltos. Temp. aceite C Muestra 1/12/29 1/6/29 12/29/28 12/8/28 11/17/28 1/1/28 9/23/28 9/12/28 8/27/28 8/5/ H2 CH4 CO C2H6 CO2 C2H C2H2 TOTAL PPM/DIA Figura 3. Correlación entre actividad acústica y generación de gases combustibles. 4

5 El beneficio económico de este proyecto fue mantener en operación este transformador en servicio por ocho meses mientras se esperaba por la entrega de la unidad de reemplazo. Se estima que el ahorro fue de aproximadamente $1.3 millones de dólares, ya que esta unidad origina ingresos para la compañía eléctrica de $ 2 millones USD. Se ha decidido monitorear con el mismo sistema una unidad gemela que no presenta generación de gases, esto con la finalidad de obtener los datos de referencia para este diseño. Después de 1 mes de monitoreo, no se ha detectado actividad acústica en esta unidad gemela. Caso II: Problema en boquilla Transformador de 24/32/4/44.8 MVA, 345/138/13.8 kv con historial de generación esporádica de hidrógeno, en el cual, el personal de la compañía eléctrica ha realizado diversas inspecciones internas sin poder detectar el origen de dicho gas. En enero de 28, un sistema de monitoreo utilizado previamente para esta misma compañía eléctrica [3] fue instalado con el propósito de observar si actividad acústica y el área en la que se pudiera originar eran detectadas. Después de 1 meses de monitoreo continuo, actividad acústica fue detectada en la parte inferior de la boquilla del neutro, ver Figura 4. Una interesante correlación entre actividad acústica en esta área e incremento en la concentración de hidrogeno fue detectada, ver Figura 5. Figura 4. Grafica tridimensional indicando el área de interés en el transformador. Es importante remarcar que solo siete periodos con localización de eventos (localización tridimensional) fueron detectados durante todo el monitoreo, todos ellos siempre en la misma área. 5

6 Figura 5. Correlación entre actividad acústica y generación de gases. En Noviembre de 28, se realizo una vez más una inspección interna en esta unidad sin encontrar indicios de la falla o posible causa de la generación de gases. Sin embargo, debido a que el sistema de monitoreo mostraba continuamente la misma zona activa y debido a que la boquilla del neutro era de un valor de voltaje relativamente bajo, se decidió reemplazar esta y poner en operación la unidad otra vez, ver Figura 6. Figura 6. Boquilla del neutro retirada del transformador. Este transformador aún es monitoreado después de la inspección interna con la finalidad de observar si actividad acústica en la parte baja de la boquilla del neutro o incremento en la concentración de hidrogeno son detectada nuevamente. Tres meses después de la inspección, no se ha detectado emisión acústica ni aumento en la concentración de gases, indicando que el sistema de monitoreo de emisión acústica detecto y localizo la falla correctamente. Se cree que el origen de la generación de gases se debió a una conexión floja pero esto será confirmado después de transcurrido más tiempo de monitoreo y de futuras pruebas en la boquilla retirada. 6

7 Caso III: Monitoreo de seis transformadores de corriente de 765 kv La instalación inicial del sistema de tres sensores Acústicos inalámbricos para monitorear transformadores de corriente (TC) de 746 kv fue reportado en un artículo anterior [3]. El sistema original fue instalado en Diciembre 27, funcionando solo por 3 días debido a problemas con la circuitería de la fuente de alimentación, que consistía principalmente en una batería alimentada por paneles solares. Los nodos acústicos fueron retirados de los TCs para realizar modificaciones en el hardware y software de estos nodos, con la finalidad de reducir el consumo de energía, mejorar el desempeño de la fuente de alimentación e incrementar el rango de comunicación de los sensores. Los tres sensores acústicos inalámbricos modificados fueron reinstalados en agosto de 28 junto con otros tres sensores adicionales, ver figura 7. Figura 7. Distancia entre los nodos inalámbricos y el cuarto de control y uno de los TCs bajo monitoreo. Los TCs han sido monitoreados por ocho meses continuos con esta nueva generación de sensores inalámbricos, los cuales han operado satisfactoriamente bajo condiciones ambientales muy severas (temperatura ambiente a 4 F/-15.6 C) e incluso con nieve cubriendo parcialmente los paneles solares. 7

8 El monitoreo a mostrado que uno de los TCs está presentando hit de alta amplitud que no han sido detectados en ninguna de los otros transformadores de instrumento. Es TC esta bajo observación continua para identificar cambios repentinos en la actividad, ver Figura 8. Figura 8. Actividad acústica detectada en los TCs. Caso IV: Monitoreo de transformadores de potencial e interruptores con sensores acústicos inalámbricos. Doce sensores acústicos inalámbricos con comunicación tipo cadena (mesh) fueron instalados en una subestación, la cual ya contaba con sensores conectados en una red con comunicación tipo cadena para el monitoreo de transformadores de instrumento e interruptores en aceite; ver Figura 9. Estos doce sensores inalámbricos (tipo mesh ) y la red WMSN existente fueron capaces de comunicarse sin entrar en conflicto mutuamente. La fuente de alimentación de estos nodos consistía en un juego de baterías, debido a que no era posible proveer de contacto para alimentación de cada uno de los nodos. También, este arreglo fue pensado para poderlos reubicar en diferentes equipos cada vez que fuera necesario cambia las baterías. 8

9 Figura 9. Nodos acústicos inalámbricos instalados en transformadores de potencial e interruptores. Pocos días después de iniciado el monitoreo, actividad acústica superior al ruido de fondo fue detectada en uno de los transformadores de potencial. Esta actividad fue considerada anormal e identificada como posible descarga parcial; ver figura 1. ACTIVIDAD DE DESCARGAS PARCIALES RUIDO DE FONDO Figura 1. Actividad acústica detectada por los sensores inalámbricos. Serán realizadas Modificaciones al software y hardware de estos nodos, para ser reinstalados en esta subestación. 9

10 CONCLUSIONES El monitoreo continuo de equipo de potencia usando tecnología de emisión acústica proporciona más información sobre las fallas; permite identificar las correlaciones entre los parámetros de operación y/o cambios ambientales en la intensidad de la falla en períodos de monitoreo largos. A veces, esta correlación permite que la compañía eléctrica modifique los parámetros de funcionamiento del transformador para reducir la generación de gases hasta que un transformador de repuesto esté disponible. Las fallas que habrían podido escapar una prueba corta o hasta pruebas de 24 horas de monitoreo se han detectado satisfactoriamente con el monitoreo continuo de estos equipos. BIBLIOGRAFÍA 1. IEEE STD C IEEE Guide for the Detection and Location of Acoustic Emissions from Partial Discharges in Oil-Immersed Power Transformers and Reactors. 2. Acoustic Emission Testing and Monitoring of Power Transformers; Arturo Nunez, DOBLE Life of a Transformer Seminar 29, Orlando, Florida, USA. 3. Fault location/characterization using multi-channel Acoustic Emission systems & Asset Integrity Management with on-line monitoring systems and AE wireless sensors; EPRI Substation Equipment Diagnostics Conference XV, March 2-5, 28, Orlando, FL 1

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