APLICACIÓN INMEDIATA

Transcripción

1 APLICACIÓN INMEDIATA

2 M. en C. Rodrigo Ocón Valdez Gerente de Tecnología, IEM-Condumex. Parámetros y fórmulas para decidir cuando y como Modernizar un Transformador

3 Parámetros y fórmulas para decidir cuando y como Modernizar un Transformador Contenido Introducción El transformador y la gestión de Activos Tipos de Mantenimiento Técnicas de Diagnóstico Modernización de Transformadores Conclusiones

4 INTRODUCCIÓN La gestión de activos es un conjunto de actividades y prácticas a través de las cuales una organización maneja de forma eficiente sus activos con el propósito de alcanzar un plan estratégico organizacional. En este contexto la palabra activo se refiere a la planta, maquinaria, instalaciones, vehículos y otros elementos de valor para la organización. Dentro del sector eléctrico e industrial, no hay duda de que los Transformadores son componentes fundamentales dentro de los sistemas de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica; por lo que el transformador es considerado como un activo crítico. Dentro de los diversos aspectos involucrados, la gestión debe cubrir el ciclo de vida del equipo, considerando aspectos de selección, revisiones de diseño, condiciones de operación, envejecimiento con el tiempo, mantenimiento, opciones de renovación, modernización, reemplazo, entre otras.

5 INTRODUCCIÓN Un Transformador de Potencia es un equipo eléctrico que está diseñado para alcanzar una vida útil de años. En la práctica y dependiendo de aspectos como sus ciclo de carga, mantenimientos adecuados, etc. se pueden encontrar equipos con más de 45 años de operación. El termino de su vida útil se puede definir típicamente desde tres aspectos: 1) Fin de su vida técnica: Cuando el transformador debe ser puesto fuera de servicio debido a razones técnicas ó físicas que ponen en alto riesgo ó imposibilitan su operación (falla). 2) Final de vida estratégica: Cuando se realiza por modernización ó cambios en la red (re-potenciación, cambios de tensión de servicio, etc.). 3) Final de vida económica: Ocurre debido a condiciones económicas de la empresa a cargo del equipo, por ejemplo: Gestión de las pérdidas y costos elevados de mantenimiento.

6 Sistema de Potencia

7 Fases del Ciclo de Vida del Transformador Necesidad Diseño Fabricación Adquisición Uso Mantenimiento Des-incorporación Operación y Mantenimiento Comisionamiento Sustitución

8 TIPOS DE MANTENIMIENTO De acuerdo con CIGRE, en forma general las tecnologías de Mantenimiento en equipo eléctrico evolucionan a través de 4 niveles [*]: Correctivo: Asegurando que el equipo es operativo y funcional. Preventivo: Optimizando el rendimiento del equipo y reduciendo costos de operación (mantenimientos basados en tiempo) Predictivo: Anticipando posibles fallas, realizando un diagnósticos, acortando tiempos de manteniemiento y reduciendo riesgos de operación (monitoreo). Estratégico/optimización: Control operacional y gestión de recursos. [*] Recommendations for condition monitoring and condition assessment facilities for transformers prepared by CIGRE WG A2-27 Final Document September 2007

9 Referencia.

10 LA GESTIÓN DE ACTIVOS ISO Entendimiento, manejo y cuantificación del Riesgo. Riesgo = Combinación de la probabilidad y consecuencia de algún evento. Evaluación del Impacto: Valor del activo en la compra. Valor del activo en reemplazo. Impacto en el sistema en función de clientes interrumpidos y duración de la interrupción Efectos ambientales etc. Riesgo de Fallas en Transformadores >>> Edad, Operación y Mantenimiento, Diseño. Aunque existe ciencia detrás del diagnostico, hay muchas cosas que deben darse de manera Heurística.

11 Factor de Consecuencia (FC) - Costos asosciados: CCV = Costo de Adquisición + Costos de Admon. Operación y mantenimiento + Costos de disposición y reciclaje. - Confiabilidad en Sistema: Involucra los Índices de confiabilidad Energía No Suministrada. Clientes afectados por una interrupción. Duración de la interrupción. Número de interrupciones. Costos sociales asosiados a la falla. - Factor de redundancia (redes en anillo). - Seguridad del Sistema (Críterios N-1. N-2, N-3 ). - Impacto ambiental (consecuencia en terminos monetarios).

12 Factor de Riesgo (PF) Disturbios Eléctricos. Los Sobrevoltajes de línea son la causa número uno de fallas en transformadores. Incluye los impulsos por maniobra, picos de voltaje, fallas de línea o descargas en la línea. Se consideran los que caen directamente en el transformador y tomar en cuenta las protecciones contra descargas y sobretensiones. Deterioro del Aislamiento. Segunda causa de falla en los últimos 20 años, reduciendo la expectativa de vida del transformador. Factores responsables del deterioro del aislamiento: Pirólisis (calentamiento), Oxidación, Acidez y Humedad. Sobrecarga. Pertenece a las fallas atribuibles a aquellos transformadores con una carga que excede considerablemente a la especificada en la placa de datos.

13 Factor de Riesgo (PF) Mantenimiento Inadecuado. Aquí se engloban las fallas de conexión de los controles o malos ajustes, pérdidas de enfriamiento, acumulación de polvo, aceite y corrosión. Se le debe la no detección temprana de fallas incipientes (muestreo de aceite, sobrecalentamiento, fugas, etc.) Malas Conexiones. Se deben a la fabricación y al mantenimiento de las conexiones eléctricas, así como dar torques inapropiados a las uniones con tornillos. Humedad. Se refiere a las fallas causadas por inundaciones, fugas en tuberías, uniones del tanque, boquillas y empalmes, y a la presencia confirmada de humedad en el aceite.

14 Diagnóstico Y Subsistemas del Transformador Dieléctrico Térmico Mecánico Químico

15 Probabilidad TECNICAS DE DIAGNÓSTICO Gestión de activos Índice de Riesgo Pruebas de DOBLE (capacitancia de las boquillas, factor de potencia del aislamiento, corriente de excitación). Relación de transformación. Medición de impedancia de corto circuito (reactancia de dispersión) Medición de resistencia de núcleo a tierra. Medición de resistencias de los devanados con corriente directa. Técnicas con el transformador desenergizado Pérdida de la integridad dieléctrica del aislamiento, pérdida la integridad dieléctrica de las boquillas, humedad en los devanados. Devanados en corto circuito, corto circuito entre vueltas. Deformación mayor en los devanados. Mala conexión de tierras intencionales del núcleo ó existencia de conexiones a tierra no intencionales. Falsos contactos, cintas rotas, conexiones flojas, falso contacto en cambiadores de derivaciones. - Factor de consecuencia (FC) - Probabilidad de Falla (PF) Matriz de Riesgo Análisis de respuesta en frecuencia (FRA) Movimientos y deformaciones locales en los devanados. Inspección visual interna. Lodos en el aceite, desplazamiento de devanados y cuñas, falta de apriete en devanados, malas conexiones, calentamientos excesivos, objetos extraños en el equipo. Grado de polimerización. Condición y tiempo de vida estimada del aislamiento. Métodos de Respuesta Dieléctrica (PDC, RVM, FDS) % de humedad en aislamiento y conductividad del aceite, problemas de factor de potencia del aislamiento. Consecuencia

16 Probabilidad TECNICAS DE DIAGNÓSTICO Gestión de activos Índice de Riesgo - Factor de consecuencia (FC) - Probabilidad de Falla (PF) Matriz de Riesgo Prueba Análisis de gases disueltos (DGA). Técnicas con transformador energizado Detecta Arqueo interno, mal contacto eléctrico, puntos calientes, descargas parciales y sobrecalentamiento de conductores, aceite y aislamientos. Pruebas físicas y químicas del aceite. Humedad, acidez, tensión superficial, furanos, rigidez dieléctrica y factor de potencia. Inspección externa física. Temperaturas externas del tanque principal y cambiador de derivaciones. Fugas de aceite, partes rotas, pintura dañada, defectos en las estructuras de soporte, operación ruidosa, conexiones flojas, problemas con los ventiladores y bombas de enfriamiento. Cambios de temperaturas debidos a cambios en la carga y temperatura ambiente. Termovisión. Puntos calientes, corrientes circulantes, bloqueos del enfriamiento, problemas con el cambiador de derivaciones, conexiones flojas. Análisis acústico (ultrasónico) Detección sónica de fallas. Descargas parciales internas, arqueo, blindajes no aterrizados, malas conexiones en boquillas, falla en contactos del cambiador, problemas de puesta a tierra del núcleo, aislamiento débil que produce efecto corona. Fugas de nitrógeno, fugas de vacío, vibración excesiva de núcleo bobinas, efecto corona en las boquillas, problemas mecánicos en rodamientos de motores y bombas. Análisis de vibraciones Problemas internos de núcleo, bobinas, blindajes, partes flojas y rodamientos defectuosos. Consecuencia

17 Probabilidad Gestión de activos Índice de Riesgo Sensor para: Monitoreo de Humedad en Aceite Monitoreo de Boquillas Monitoreo de Bolsa COPS Vibración mecánica el cambiador TECNICAS DE DIAGNÓSTICO Detecta Técnicas con transformador energizado (On-line) Estimación de humedad en aceite y sistema de asilamientos Cambios en Factor de potencia y corriente de Fuga Estado del sistema de preservación de aceite del equipo Problemas de operación del cambiador bajo carga - Factor de consecuencia (FC) - Probabilidad de Falla (PF) Matriz de Riesgo Descargas parciales Equipo de enfriamiento Descargas parciales en el sistema de aislamiento Problemas con equipos de enfriamiento y tiempo de operación y vida estimada Transitorios Sobretensión transitorias que pueda afectar la condición del equipo Partículas en aceite Detección de explosión Contaminación del aceite por partículas. Riesgo de explosión ó incendio Consecuencia

18 Envejecimiento Natural del Equipo Por definición, la Vida Útil del Aislamiento es: El tiempo total entre el estado inicial que se considera que el aislamiento es nuevo, y el final en el que la probabilidad de falla (por esfuerzo dieléctrico y/o electro-mecánico) en servicio normal es elevada. Basado en pruebas de laboratorio las guías de carga consideran que 180,000 horas es una duración normal de la vida útil del aislamiento. En la búsqueda por obtener un valor numérico aproximado de la vida remanente o consumida del transformador de potencia, la industria utiliza comúnmente los métodos de cálculo del envejecimiento sugeridos por las guías de carga (IEEE e IEC), basadas en el modelo clásico de Arrhenius-Dakin y otros modelos derivados del mismo, tal como el de Montsinger. A: Vida inicial, B: Constante, T: Temperatura en [ K].

19 VIDA DEL TRANSFORMADOR = VIDA DE SUS AISLAMIENTOS Grado de Polimerización Transformador Nuevo : DP 1000 a 1300 Fin de la Vida útil : DP = 200 Mide la resistencia mecánica del aislamiento solido (papel) del transformador. Este valor representa el número de monómeros β de glucosa presentes en las moléculas de celulosa.

20 SISTEMAS DE ENFRIAMIENTO Los limites térmicos normales definidos en la norma IEEE C bajo condiciones de carga continua, temperatura ambiente promedio y condiciones nominales definidos en la norma. Para los devanados : 65 ⁰C de elevación de temperatura promedio. 80 ⁰C de elevación de temperatura del punto mas caliente. 110 ⁰C Punto mas Caliente ( Hot Spot) Para el liquido aislante : 65 ⁰C Elevación de temperatura del aceite superior

21 Expectativa de vida La reducción de la vida útil del aislante en los transformadores se ve afectada por varios factores, a saber: sobretensiones, cortocircuitos, la carga y sobrecarga a la cual los transformadores son sometidos. A su vez, el trabajo de los materiales a altas temperaturas, la presencia de oxígeno y la humedad aceleran el proceso de envejecimiento. Humedad en el sistema Dieléctrico - Disminuye el soporte dieléctrico. - Acelera la descomposición de la Celulosa (envejecimiento acelerado). - Causa de emisión de burbujas a alta temperatura. Temperatura C

22 MODERNIZACIÓN EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA La MODERNIZACIÓN consiste básicamente en las adaptaciones necesarias para su actualización tecnológica, como por ejemplo: Cambio de boquillas. Actualización de Indicadores de temperatura analógicos (de aceite y devanado) por instrumentos con salidas tipo SCADA. Actualización de Indicadores de nivel de aceite analógicos por instrumentos con salidas tipo SCADA. Integración de Monitores electrónicos de temperatura. Integración de Monitores de gases disueltos en el aceite.

23 MODERNIZACIÓN EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA Modernización y optimización de sistemas de enfriamiento (radiadores, enfriadores, bombas y ventiladores ). Sustitución de liquido aislante. Sustitución de válvulas de sobre-presión y relevador Buchholz. Sistemas de preservación del aceite, deshidratadores autoregenerables. Acabado exterior. Actualización del gabinetes de control tanto del propio del equipo como sus centralizadores. Mandos a motor y cambiadores de derivaciones de operación bajo carga. Optimización del sistema de aislamientos para incrementar el nivel básico de aislamiento al impulso (BIL).

24 Modernización Extensión de Vida Útil Reparación Mayor

25 Sistemas de Monitoreo

26 Monitores electrónicos de Temperatura Medición directa con Fibra óptica Modelos matemáticos La correcta localización de Sensores es la parte importante

27 ACEITE AISLANTE NMX-J-308

28 Análisis de Gases (Cromatografía y monitoreo en línea)

29 Aceites Vegetales (Ester Natural)

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31 CONCLUSIONES La gestión de activos debe cubrir el ciclo de vida del equipo, considerando el diseño, condiciones de operación, mantenimiento, deterioro con el tiempo y opciones de Modernización. La MODERNIZACIÓN consiste básicamente en las adaptaciones necesarias para su actualización tecnológica. Uno de los objetivos es el incremento de la vida útil. El diagnóstico y monitoreo oportuno de los equipos da paso a una evolución en el proceso de gestión; llevándonos a un mantenimiento predictivo basado en la condición de operación del equipo.

32 Gracias!

33 M en C. Rodrigo Ocón Valdez Gerente de Tecnología, IEM-Condumex. SI TIENES PREGUNTAS O COMENTARIOS No dudes en acercarte!