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Modernización de Transformadores de Alta Eficiencia con Cobre, (ICA-Procobre, May 2017)

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Presentación de ICA-Procobre, May 2017: Modernización de Transformadores de Alta Eficiencia con Cobre

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Modernización de Transformadores de Alta Eficiencia con Cobre, (ICA-Procobre, May 2017)

  1. 1. MODERNIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE ALTA EFICIENCIA CON COBRE 1 M. en C. Rodrigo Ocón Valdez 23 de Mayo de 2017
  2. 2. International Copper Association - ICA ▪ Organización líder en la Promoción del Cobre a nivel mundial ▪ La Red ICA lleva funcionando más de 90 años ▪ 50 años integrando actividades a nivel mundial ▪ 43 empresas miembros de nivel global • Empresas mineras de cobre que representan 60% de la producción mundial • 11 de los fabricantes que utilizan el cobre y sus aleaciones más grandes del mundo ▪ La Red ICA abarca casi 500 socios a nivel global 2
  3. 3. Países en donde la red ICA tiene actividades 3
  4. 4. ICA – International Cooper Association 4 Con sede en Nueva York y oficinas regionales: • Bélgica • Chile • China 31 Oficinas en 29 países en 5 continentes ICA América Latina oficinas: Procobre Brasil Procobre Chile Procobre México Procobre Perú
  5. 5. International Copper Association - Procobre  Principales Iniciativas  Energía Sustentable (Eficiencia Energética y Energías Renovables)  Construcción  Salud, Ambiente y Desarrollo Sustentable  Desarrollo Tecnológico y Transferencia  Funciones de Apoyo  Comunicaciones  Inteligencia de Mercado, Datos y Cuantificación  Apoyo Técnico y de Mercado  Generación de Normas  Entrenamiento y Capacitación
  6. 6. • Introducción • Modernización de Transformadores de Potencia • Sistemas de Monitoreo • Sustitución de Boquillas • Actualización de instrumentos y accesorios • Sistema de Enfriamiento • Diseño Dieléctrico 6 Contenido Aviso Importante Este informe, estudio y/ su presentación se presenta por IEM en colaboración con Procobre Centro Mexicano de Promoción del cobre A.C. con el propósito de difundir y diseminar diferentes aspectos relacionados con ventajas y beneficios para quienes adopten o implementen las recomendaciones aquí expuestas. Ha sido preparado y revisado por personas conocedoras del tema, sin embargo, el Centro Mexicano de Promoción del Cobre y otros organismos participantes no se responsabilizan de su aplicación ni de la profundidad en relación al contenido aquí expuesto, ni por cualquier daño directo, incidental o consecuencial que pueda derivarse del uso de la información o de los datos aquí contenidos.
  7. 7. Modernización y gestión de activos en Transformadores de Potencia
  8. 8. 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, no hay duda de que los transformadores de potencia son componentes fundamentales dentro de los sistemas de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Dentro de los diversos aspectos involucrados, la gestión debe cubrir el ciclo de vida del equipo, considerando el diseño, condiciones de operación, edad de los mismos, deterioro con el tiempo, opciones de renovación y modernización, entre otras.
  9. 9. INTRODUCCIÓN • Actualmente existen muchos transformadores instalados a nivel nacional con más de 35 años de operación los cuales de forma natural requieren modificaciones (actualizaciones) en sus sistemas de protección, comunicación, enfriamiento y características de operación. • 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, Integración de monitores electrónicos, modernización y optimización de sistemas de enfriamiento, sustitución de líquido aislante, actualización de gabinetes de control, estudios de Incremento de capacidad de operación continua y de sobrecarga del transformador, optimización del sistema de aislamientos para incrementar el nivel básico de aislamiento al impulso , etc. • En esta plática se discuten aspectos técnicos y las experiencias relacionadas con las diferentes opciones y soluciones de modernización en transformadores de potencia de alta y extra alta tensión.
  10. 10. 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. MODERNIZACIÓN EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA
  11. 11. • 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).
  12. 12. Sistemas de Monitoreo
  13. 13. SISTEMAS DE MONITOREO. De acuerdo con CIGRE es posible definir 3 tipos fundamentales de sistemas de monitoreo modernos: a) Sistemas independientes (stand-alone). Local al transformador, en la mayoría de los casos utilizando una PC ó microcontrolador para analizar y almacenar datos. Normalmente incluyen un enlace de comunicación hacia un punto remoto. b) Sistemas que utilizan unidades de adquisición de datos para recolectar y transmitir datos a una PC remota (centralizador) dentro de la misma subestación. Normalmente incluyen un enlace de comunicación hacia un punto remoto. c) Sistemas que utilizan el sistema de control y adquisición de datos de la subestación (SCADA) para recolectar y almacenar los datos y analizarlos de manera remota.
  14. 14. TECNICAS DE DIAGNÓSTICO Técnicas con el transformador desenergizado Pruebas de DOBLE (capacitancia de las boquillas, factor de potencia del aislamiento, corriente de excitación). Pérdida de la integridad dieléctrica del aislamiento, pérdida la integridad dieléctrica de las boquillas, humedad en los devanados. Relación de transformación Devanados en corto circuito, corto circuito entre vueltas. Medición de impedancia de corto circuito (reactancia de dispersión). Deformación mayor en los devanados. Medición de resistencia de núcleo a tierra. Mala conexión de tierras intencionales del núcleo ó existencia de conexiones a tierra no intencionales. Medición de resistencias de los devanados con corriente directa. Falsos contactos, cintas rotas, conexiones flojas, falso contacto en cambiadores de derivaciones. 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.
  15. 15. Prueba Detecta Técnicas con transformador energizado Análisis de gases disueltos (DGA). 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. 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. Temperaturas externas del tanque principal y cambiador de derivaciones. 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) 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. Detección sónica de fallas 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. TECNICAS DE DIAGNÓSTICO
  16. 16. Sensor para: Detecta Técnicas con transformador energizado (On-line) Monitoreo de Humedad en Aceite Estimación de humedad en aceite y sistema de asilamientos Monitoreo de Boquillas Cambios en Factor de potencia y corriente de Fuga Monitoreo de Bolsa COPS Estado del sistema de preservación de aceite del equipo Vibración mecánica el cambiador Problemas de operación del cambiador bajo carga Análisis de respuesta en frecuencia Deformación mecánica de bobinas (Técnica en desarrollo) Descargas parciales Descargas parciales en el sistema de aislamiento Equipo de enfriamiento 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 Contaminación del aceite por partículas. Detección de explosión Riesgo de explosión ó incendio TECNICAS DE DIAGNÓSTICO
  17. 17. SUSTITUCIÓN DE BOQUILLAS • Clase de Aislamiento y Voltaje Nominal. • Corriente Nominal. • Nivel Básico de aislamiento al Impulso KVBIL. • Dimensiones internas y externas , espacio para TC’s. • Correcta selección del aislamiento para la guía, considerar aspectos dieléctricos y térmicos. • Adaptación de bridas y carretes adicionales. • Distancias dieléctricas al tanque conservador.
  18. 18. Análisis de campo eléctrico por Elemento Finito.
  19. 19. Análisis de campo eléctrico por Elemento Finito.
  20. 20. Actualización de Indicadores de temperatura analógicos (de aceite y devanado) por instrumentos con salidas tipo SCADA Considerar el espacio requerido en el gabinete de control para señales de alarmas. Señales 4-20 mA , 0-1 mA.
  21. 21. - Verificar el ajuste de gradiente en bobina calefactora. - Las curvas pueden variar entre fabricantes de instrumentos.
  22. 22. Actualización de Indicadores de nivel de aceite analógicos por instrumentos con salidas tipo SCADA. Considerar el espacio requerido en el gabinete de control para señales de alarmas. Señales 4-20 mA , 0-1 mA
  23. 23. Monitores electrónicos de Temperatura Modelos matemáticos Medición directa con Fibra óptica La correcta localización de Sensores es la parte importante
  24. 24. Sensor de fibra óptica en espaciador radial Localización del sensor en la bobina FIBRA óptica Medición directa con Fibra óptica
  25. 25. Sistema de Monitoreo de Gases y Humedad en el Aceite.
  26. 26. Page 28 Utilización de filtro de metal microporoso ciclos de calefacción controlados por condición real del ambiente y del material desecante. Autosupervisión y control remoto. Deshidratadores Autoregenerables
  27. 27. Page 29 Flujo dirigido y cubiertas protectoras. Extensiones. Relevador buchholz. Válvulas de sobrepresión
  28. 28. Cambio y modernización de cambiadores de derivaciones.
  29. 29. Los limites térmicos normales definidos en la norma IEEE C57.12.00 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 SISTEMAS DE ENFRIAMIENTO
  30. 30. Reconocido en normas internacionales (IEC y IEEE) 32 +20 b – Experiencia practica permite clasificar como TUP, incluso en ésteres. IEC 60076-14 Anexo C IEC 60076-14 Anexo A
  31. 31. GRADIENTES DE TEMPERATURA • Deterioro Mecánico y Dieléctrico del Aislamiento • Distribución de Temperatura y Punto más Caliente de los Devanados • Envejecimiento Térmico • Fin de la Vida del Aislamiento = ½ (Resistencia a la Tensión) Aislamiento Conductor (T1) Temperatura máxima del devanado – aislante (T2) T4T5 T6 T3
  32. 32. Retro-llenados con aceite vegetal.
  33. 33. Papel Térmicamente Mejorado . Papel con base celulosa que ha sido químicamente modificado para reducir la razón a la cual este se descompone. Se considera papel Térmicamente mejorado si cumple con el criterio de vida IEEE c57.100: 50% de retención en la resistencia a la tensión en la prueba de tubo sellado a 110 C, por 65000 hr Contenido de nitrógeno entre 1 y 4%.
  34. 34. Vida del transformador
  35. 35. Sistemas de enfriamiento
  36. 36. Nivel básico de aislamiento al Impulso (BIL) DISEŇO DIELÉCTRICO
  37. 37. Diseñó dieléctrico Análisis de la distribución de campo eléctrico.
  38. 38. CONCLUSIONES La modernización consiste básicamente en las adaptaciones necesarias en el transformador para su actualización tecnológica. Actualmente es una opción para incrementar la confiabilidad de los equipos y por ende del sistema. Puede ser realizada en sitio o en fabrica dependiendo el alcance. La gestión de activos debe cubrir el ciclo de vida del equipo, considerando el diseño, condiciones de operación, edad de los mismos, deterioro con el tiempo y opciones de renovación. Por lo que la modernización es un proceso fundamental a considerar.
  39. 39. GRACIAS POR SU ATENCIÓN
  40. 40. Para mayor información: 42 Gracias • www.procobre.org • Ing. Pablo Cesar Lara • plara@procobre.mx • www.iem.com.mx • M en C. Rodrigo Ocón Valdez • rocon@condumex.com.mx Procobre México Procobre México Procobre en Español
  41. 41. 43 PREGUNTAS Y RESPUESTAS A continuación se enlistan las preguntas que no pudieron ser respondidas durante la sesión. Pregunta 1: ¿Qué tipos de equipos son necesarios para poder realizar pruebas de diagnóstico... bombas de vacío de que potencias? ¿Megometro de qué alcance?, ¿algún otro equipo de análisis preventivo, predictivo? Se utilizan equipos especializados dependiendo de la prueba a realizar. Actualmente existen diversos fabricantes que ofrecen equipos comerciales diseñados específicamente para pruebas de rutina y diagnostico en transformadores , entre estos equipos podemos mencionar : Medidores de resistencia óhmicas, medidor de relación de transformación (TTR) , medidor de resistencia de asilamiento, medidores de factor de potencia del aislamiento, analizadores de respuesta en frecuencia, medidor de impedancia de dispersión, etc. La recomendación es contactar al fabricante de los equipos particulares para mayor detalle en sus rangos de medición. Respecto a las bombas de vacío para los proceso de secado, se utilizan bombas con caudal entre 30 a 60 gal/min y con capacidad recomendada para niveles de vacío de hasta 0.5 mmHg. Algunos equipos recomendables para un análisis preventivo, predictivo: Cámara de Termovisión, monitores de capacitancia de boquillas y monitor de gases disueltos en aceite. Pregunta 2: ¿Qué condiciones de seguridad e higiene industrial debemos tener en cuenta a la hora de incurrir en alguna falla sobre transformadores? Para el caso de los transformadores sumergidos en aceite es importante considerar el riesgo de un derrame si la falla es severa y acciona la válvula de sobrepresión o se fractura alguna boquilla o tanque. Normalmente se debe diseñar una fosa de captación para el aceite en estos casos y contar con un sistema contra incendio.
  42. 42. 44 Pregunta 3: En algunos casos es necesario incurrir en trabajos sobre transformadores de potencia que se encuentren energizados y los mismos no pueden ser desconectados de la corriente eléctrica, por lo que, es necesario trabajar con equipo especial. ¿Qué tipo de equipo relacionado con seguridad e higiene industrial debo ocupar y en qué caso puede ocurrir este tipo de mantenimientos? Para el caso de transformadores de Potencia y alta tensión, los trabajos en línea viva no son recomendables. Algunos puntos importantes a considerar: - Si se trabaja con el gabinete de control o cualquier circuito eléctrico se recomienda desconectarlo y confirmar la ausencia de energía antes de realizar el trabajo - Nunca abrir un circuito energizado de un transformador de corriente - Asegurarse que el tanque se encuentre aterrizado firmemente. Se recomienda usar vestimenta y equipo de protección personal adecuado de acuerdo a lo que el trabajo a realizar dicte: Camisa de algodón de manga larga, zapato o botas de seguridad, guantes de piel o carnaza, lentes de seguridad, casco, arneses de seguridad, y protección auditiva según sea el caso. Evite usar ropa suelta, relojes, cadenas, anillos, zapatos deportivos, camisa de manga corta, audífonos, y celulares. Pregunta 4: En el caso de los medidores de temperaturas, ¿qué tipos de RTD, termocuplas debemos ocupar? Los más recomendable es el uso de RTD, tipo PT-100 ó CU-10. Pregunta 5: ¿A partir de qué capacidad del transformador usado en operación y en los nuevos se justifica técnica y económicamente el instalarle monitores electrónicos de temperatura y gases disueltos? Es difícil dar una regla general, pero como recomendación, el monitor de temperatura puede ser viable en equipo de capacidades arriba de los 2.5 MVA, para el monitor de gases típicamente se usan arriba de 20 MVA. Aunque esto no es limitativo.
  43. 43. 45 Pregunta 6: En el caso de termografía infrarroja, ¿ésta puede ser aplicada a monitoreo de condición?, ¿existen equipos automáticos de termografía que emitan informes, alamermas de manera automática para dar seguimiento a las fallas relacionadas con este tipo de medición termográfica? La termovisión ayuda a la detección de problemas externos relacionados con puntos calientes, falsos contactos, operación correcta del sistema de enfriamiento, etc. Equipos completamente automatizados no los conozco. Pregunta 7: Para la tomas de muestras de los gases y aceites, ¿en qué tipos de transformadores es necesario cortar la energía eléctrica? La toma de aceite para realizar un análisis de gases disueltos se puede realizar con el equipo energizado. Pregunta 8: ¿Qué condiciones ambientales y tipos de ambientes debemos tener en cuenta para poder instalar y tener un buen mantenimiento en las estaciones de transformación y estos transformadores de altas potencias? Los procesos de instalación y mantenimiento del transformador son fundamentales, pues en gran parte, de ello depende el adecuado desempeño del transformador durante su operación a lo largo de su vida útil. Existen varias aspectos a considerar, que incluso dependen del nivel de tensión y capacidad de los equipos, entre ellos podemos mencionar que los espacios tengan ventilación adecuada para su correcto enfriamiento cuando el equipo está en interiores, contar con fosa de captación y muros de contención para incendio; en el caso de instalación o la realización de una inspección interna, se debe cuidar que la humedad relativa no sea alta para evitar el ingreso excesivo de humedad al transformador, entre otros. Para una referencia completa, se recomienda revisar la norma C57.93. IEEE “Guide for Installation and Maintenance of Liquid- Immersed Power Transformers”
  44. 44. 46 Pregunta 9: ¿Para equipos donde existen muchas cargas Inductivas dentro de la red, que tipo de transformador es recomendable y que tipo de monitoreo de condición, tanto, al transformador y a la red se le podría estar realizando?... habitualmente las cargas inductivas predominan en la industria de la manufactura de carros por los robots, (máquinas de soldar). Si el transformador está dedicado a la alimentación de motores (cargas inductivas), es necesario revisar si la capacidad es adecuada en función de los arranque por día o por hora de los motores. El diseño del transformador debe ser adecuado a las condiciones de operación. En transformadores para aplicaciones industriales es muy importante considerar el contenido armónico de las cargas ya que esto produce calentamientos adicionales que deben ser considerados desde la selección y diseño del transformador. Para el transformador se recomienda principalmente el monitoreo de temperaturas del aceite y devanados y para la red eléctrica; contar con analizadores de energía que permitan monitorear el contenido armónico. Pregunta 10: ¿Cuánto tiempo tarda la construcción de un transformador de potencia, desde el momento que se establece la orden de compra? Dependiendo la capacidad, nivel de tensión y características particulares ( por ejemplo si requiere o no cambiador de derivaciones de operación bajo carga, sistemas de monitoreo interno, diseños especiales, etc. ) puede ir desde 4 hasta 12 meses. Pregunta 11: ¿Ocupan normatividad mexicana para la reparación de los transformadores? ¿Cuál? No existe una norma nacional, actualmente se encuentra en desarrollo el proyecto de la norma NMX-526-ANCE TRANSFORMADORES Y AUTOTRANSFORMADORES DE POTENCIA REPARADOS - ESPECIFICACIONES Y PRUEBAS

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