Monitoreo de Transformadores

1. Monitoreo de Transformadores
Emilio Morales
Especialista en Aplicaciones Técnicas
emorales@qualitrolcorp.com

2. 2
Agenda:
• ¿Porque es importante el monitoreo de transformadores?
• Parámetros monitoreados en el transformador principal
• Parámetros monitoreados en los bushings
• Parámetros monitoreados en el LTC
• Sistemas de monitoreo en línea
• Preguntas
Monitoreo de Transformadores

3. 3
¿Por qué es importante el monitoreo de transformadores
• La pérdida de un transformador en una compañía de servicio, planta
de generación o proceso puede costar muchos millones de dólares
• Ayuda a los operadores a administrar y tomar decisiones sobre la
operación continua, mantenimiento o sustitución de sus activos
• Ayuda a evitar fallas catastróficas y convertirlas en fallas que pueden
ser reparadas a un menor costo durante una libranza programada
Monitoreo de Transformadores

4. 4
Problemas en transformadores:
• Defectos de fabricación
• Procesos de deterioro
• Condiciones de funcionamiento que exceden la capacidad del
transformador
• Falla prematura de los componentes auxiliares del transformador
• Pueden pasar muchos años antes de convertirse en un problema o
falla
• En algunos casos se pueden desarrollar rápidamente
consecuencias indeseables
Monitoreo de Transformadores

5. 5
• La acción prematura podría dar lugar al gasto de
recursos valiosos de mantenimiento
• La acción tardía podría resultar en consecuencias muy
costosas
• El monitoreo continuo permite una oportuna acción
correctiva
• Las sobrecargas pueden ser controladas
Monitoreo de Transformadores

6. 6
Monitoreo en Línea de Análisis de Gases Disueltos (DGA)
• Los monitores de gases en línea miden los gases disueltos en el aceite aislante del
transformador
• Estos gases son generados conforme el aceite se descompone de manera natural o
cuando existe una condición de falla
• Mucho más revelador que un DGA periódico
• El monitoreo proporciona una indicación temprana de fallas incipientes y puede prevenir
fallas mayores en los transformadores
• Los monitores de gases en línea van desde monitores individuales de gas (hidrógeno más
comúnmente) hasta los monitores de gases múltiples que miden 8 o más gases
considerados como "gases de falla“
• Los niveles de gases y las proporciones entre algunos de estos gases son indicadores del
tipo de falla del transformador
• Existen numerosas herramientas de diagnóstico para ayudar en la interpretación de los
resultados de un DGA
Monitoreo de Transformadores

7. Fuente:
FIST 3‐30 Facilities Instructions,
Standards and Techniques; October 2000
Transformer Maintenance Guide
United States Department of the Interior
Bureau of Reclamation
7
Que gases son generados?
Monitoreo de Transformadores

8. Herramientas de Diagnostico
8
Triangulo de
Duval
Relación de
Rogers
Monitoreo de Transformadores

9. 9
Monitoreo en Línea de Descargas Parciales
• La detección puede llevarse a cabo utilizando métodos
eléctricos, de radiofrecuencia o acústicos.
• Sensores eléctricos
• Sensores acústicos
• Sensores UHF
Monitoreo de Transformadores

10. 0.001
0.01
0.1
1
10
1MHz 10MHz 100MHz 1GHz 10GHz
frequency ( Hz )
spectralmagnitude
(normalized)
PD pulse in Air
attenuation
starts 60-300Mhz
PD pulse attenuation
starts at 500-800MHz
Best SNR with still
sufficient sensitivity
1GHz±300MHz
Barrier Coupler Frequency
Response
800MHz – 2GHz
Physics of PD Attenuation

11. Tipo de Defectos en Transformadores
1.
2.
1. Descargas en bobina
2. Descargas en bordes
afilados (corona) a tierra u
otro potencial
3. Descargas en huecos en
los bushings
4. Partes flotantes (no
conectada adecuadamente
a potencial o tierra)
5. Descargas en huecos en el
material aislante sólido
6. Descargas en superficies
(en material aislante)
3.
4.
5.
6.
Monitoreo de Transformadores

12. Sensores UHF para Transformadores
• En transformadores nuevos, los sensores pueden ser colocados
por el OEM a un bajo costo o esfuerzo extra
• Para los transformadores en servicio, los sensores pueden ser
instalados en la tapa de cualquier registro de inspección como una
adaptación - esto requiere un corte de energía y manejo del aceite
• También es posible instalar sensores tipo válvula a través de
válvula (tipo bola o compuerta) de drenaje y/o llenado de aceite -
esto no requiere un corte de energía
• El sensor UHF es muy simple y robusto y no contiene partes
eléctricas que puedan fallar o envejecer durante la vida útil del
transformador - diseñado para 40 ++ años
Monitoreo de Transformadores

13. Sensor UHF Tipo Interno
Monitoreo de Transformadores

14. Sensor UHF Tipo Ventana
Monitoreo de Transformadores

15. Sensor UHF Tipo Válvula
Monitoreo de Transformadores

16. Colocación de Sensores
UHF en Transformadores
• Los sensores se tienen que instalar con la
máxima separación posible entre ellos para
permitir una mejor triangulación de la señal
• Los sensores tipo interno o válvula no deben
instalarse en zonas de alto campo eléctrico. Los
sensores tipo ventana deben usarse en dichas
regiones
• Los sensores cerca de la parte superior del
tanque son más sensibles a defectos en la zona
de conexión de los bushings
• Los sensores inferiores pueden instalarse en
válvulas de drenaje (esto no requiere que el
aceite sea drenado)
• El número de sensores depende del tamaño del
transformador (mínimo 3 para localización, del 4
al 6 preferible dependiendo de la complejidad de
las piezas internas, cambiadores de tomas, etc.)
Monitoreo de Transformadores

17. 17
Monitoreo en Línea de Temperatura
Aceite en la
entrada del
radiador
Superior del Aceite
Inferior del Aceite
Aceite en la salida
del radiador
Medio de enfriamiento
a la entrada del
radiador
Punto Caliente del
Devanado
Punto Caliente del
Núcleo
Monitoreo de Transformadores

18. 18
0.01
0.1
1
10
100
1000
60 80 100 120 140 160 180
Hot-Spot temperature
AgingAccelerationFactor
Normal Kraft
Paper (IEC)
Normal Kraft
paper (IEEE)
.
Thermally
Upgraded Paper
Sensibilidad del Aislamiento de los Devanados a la Temperatura
Monitoreo de Transformadores

19. 19
Temperature (
Average
Winding
Temp.
Hot-Spot
Rise
Top-Oil
Temp.
Hot-Spot
Temp.
Modelo de temperatura del punto mas caliente del devanado
Monitoreo de Transformadores

20. Parte inferior del devanado
Parte superior del devanado
Radial Eddy Loss
Axial Eddy Loss
DC losses (Loss = RI2)
Core
Puntos calientes en transformadores: Donde están?
 Normalmente cerca de la parte superior del devanado
 De 1 a 3 discos hacia abajo desde la parte superior del devanado
 Los cálculos muestran que el delta-temperatura entre estos discos es de aproximadamente 0.5 ° C
 Es muy importante centrar el sensor en la parte superior del devanado con un pequeño
desplazamiento como se ilustra en la figura izquierda
 La figura derecha muestra la densidad de calor (pérdidas) en un devanado típico
: Posición esperada de puntos calientes
Advertencia: no toma en cuenta la dirección
local del flujo de aceite
 
Monitoreo de Transformadores

21. Indicador de Temperatura de Devanado (WTI)
Monitoreo de Transformadores

22. Fluorescence Gallium Arsenide
Tecnologías Diferentes
Monitoreo de Transformadores

23. White Light
Source
Spectrometer
Optical Coupler
fiber core
semiconductor crystal
dielectric mirror (coating)
fiber cladding
Principio de Operación del GaAs
• Un concepto simple
• Bajo número de componentes
• Todo el material es dieléctrico
• Fuente de luz: hasta 300 años de vida
Monitoreo de Transformadores

24. 24
Monitoreo en Línea de humedad en el aceite
• Humedad en el aceite humedad en el aislamiento
• Temperatura del aceite en el punto de medición de
humedad
• Se espera que los transformadores estén secos
• Necesario para la correlación del
envejecimiento de los aislamientos
Monitoreo de Transformadores

25. Monitoreo en Línea de humedad en el aceite
• Envejecimiento acelerado de la celulosa
• Reducción significativa de la rigidez dieléctrica
• Formación de burbujas y posible falla dieléctrica
• Descargas parciales en el aislamiento
Monitoreo de Transformadores

26. 26
Monitoreo en Línea de Tensión y Corriente de Carga
• Proporcionar los medios para medir el rendimiento térmico
• Se necesita corriente de carga para monitorear la eficiencia
del equipo de enfriamiento
• > 2 devanados o CBC, la medición se requiere en cada uno
de ellos
Monitoreo de Transformadores

27. 27
Voltaje del Sistema
• Usado por algunos sistemas de monitoreo
• Puede ser utilizado para el control automático de cambio
de tomas, monitoreo de tangente  y capacitancia de los
bushings, registro de sobretensiones y transitorios, etc.
• La señal es proporcionada normalmente como una
tensión de un transformador de potencial independiente
• La información también puede ser obtenida a través de
un enlace de datos desde el sistema de control de la
subestación
• Las mediciones de voltaje también se pueden hacer por
el sistema de monitoreo usando una señal derivada del
tap capacitivo
Monitoreo de Transformadores

28. 28
Monitoreo de carga del transformador
• Potencia de carga aparente, real y reactiva del
transformador
• Factor de potencia de la carga
• Perdidas del transformador
• Eficiencia de operación del transformador
Monitoreo de Transformadores

29. 29
Monitoreo en Línea del Funcionamiento del Equipo de
Enfriamiento
• Contactores de bomba y ventilador provisto con contacto
auxiliar
• Medidores de flujo y detector de desgaste de rodamientos
para monitorear el funcionamiento de la bomba
• Mediciones de la corriente de los motores
• Tensión de control y potencia del equipo
de enfriamiento
Monitoreo de Transformadores

30. 30
Monitoreo en Línea de la Bolsa del Tanque
Conservador
Monitoreo de la rotura de la bolsa en los sistemas de
preservación de aceite puede ser útil para evitar la entrada
de humedad en el aceite y deterioro de la bolsa
Monitoreo de Transformadores

31. 31
Monitoreo en Línea de niveles de aceite
• En todos los compartimentos independientes llenos de
aceite para la detección de fugas
• Prevenir el funcionamiento inesperado del relevador
buchholz debido al bajo nivel de aceite
Monitoreo de Transformadores

32. 32
Monitoreo en Línea de Índice de Producción de
Gases de Falla
• Proporcionar información sobre el desarrollo de una falla
• La seguridad de continuar la operación de un transformador
con gases de falla debe ser cuidadosamente evaluada
• Buchholz / Relevador de acumulación de gases
Monitoreo de Transformadores

33. 33
Monitoreo en Línea de la Presión de Operación
• Proporcionar la información de:
– Condiciones de presión peligrosas
– Eventos de presión estática
• Indica mal funcionamiento del sistema de preservación
Monitoreo de Transformadores

34. 34
• Indica fallas o corrientes circulantes
• Conexiones a tierra del núcleo y
herrajes deben ser llevadas al exterior
Monitoreo en Línea de la Corriente
en la Conexión del Núcleo a Tierra
• Estas conexiones también pueden ser utilizadas para el
monitoreo de DP especialmente para problemas entre
el núcleo y el tanque
Monitoreo de Transformadores

35. 35
Monitoreo en Línea de GIC
• En altas latitudes corrientes geomagnéticas (cuasi DC)
pueden fluir en el neutro del transformador
• El monitoreo de estas corrientes puede dar indicaciones
sobre la causa de los gases de diagnóstico u otras
condiciones de falla
Monitoreo de Transformadores

36. 36
Monitoreo del estatus de los contactos de los
accesorios del transformador (termómetros,
indicadores de flujo, relevadores del sistema de
enfriamiento, etc.
Monitoreo de Transformadores

37. Tasa de falla del transformador:
1%
0.01
Detectable con medios
existentes: 30%
No detectable con medios
existentes: 70%
No detectado: 40% (incluyendo
fallas instantáneas)
Fallas no catastróficas
evitadas: 99%
Detectado con monitoreo en
línea: 60%
Fallas catastróficas evitadas:
1%
0.0070.003
0.00280.0042
0.000042 0.004158
Desglose de la probabilidad de falla
Taken from the IEEE Std. C57.143-2012
Beneficios del monitoreo en línea de Transformadores

38. Mecanismos de Falla
38
Mecanismos de falla comunes en
transformadores tipo subestación
• Las fallas de transformador
generalmente resultan en cambios
detectables que incluyen:
• Químicos
• Eléctricos
• Visuales
• Acústicos
• La mayoría de las veces es una
combinación de estas señales
• La detección temprana de estos
cambios en el transformador afecta el
índice de salud del activo en su vida
útilA2.37, CIGRE WG. Transformer Reliability Survey:
Interim Report, No. 261, ELECTRA. 2012.

39. 41
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Sobre-
calentamiento de
las laminaciones
y/o uniones del
núcleo
Temperatura superior e inferior del aceite
Temperatura ambiente
Termografía
Hidrogeno o gases múltiples
Acumulación de gases
Corriente de excitación
Modelo Térmico
Análisis de Gases
Relación de Acumulación
de Gases
Corriente de Excitación
1
2
3
4
Horas
Horas
Min-Dias
Meses
Mecanismo de
falla
Señales medidas
Herramienta
de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de
Detección
Componente: Circuito Magnético (Piernas y Yugos)

40. 44
Perdida de la
conexión del
núcleo a tierra
Conexión a tierra
no intencional del
núcleo y blindaje
Hidrogeno o gases múltiples
Corriente tierra núcleo
Acumulación de gases
Punto caliente del núcleo (fibras)
Descargas parciales
Modelo Térmico
Análisis de Gases
Relación de Acumulación
de Gases
Corriente Tierra Núcleo
Descargas Parciales
1
2
3
4
5
Hours
Min-Days
Real time
Hours
Real time
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Componente: Circuito Magnético (Tierra Núcleo y Blindajes
Mecanismo de
falla
Señales medidas
Herramienta
de
Diagnostico
Tiempo de
Detección
Confirmación

41. 45
Sobrecalentamiento
General
Temperatura punto caliente del devanado
Temperatura superior e inferior del aceite
Temperatura ambiente
Hidrogeno o gases múltiples
Acumulación de gases
Corriente de línea
Modelo Térmico
Análisis de Gases
Relación de Acumulación de
Gases
1
2
3
Horas
Horas
Min- Días
Componente: Aislamiento Mayor y Menor de Devanados
Aislamiento Mayor: de fase a fase, de devanado a devanado, de devanado a tierra
Aislamiento Menor: de vuelta a vuelta, de capa a capa, de disco a disco
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de
falla
Señales medidas
Herramienta
de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de
Detección

42. 46
Sobrecalentamiento
General
Temperatura punto caliente del devanado
Temperatura superior e inferior del aceite
Temperatura ambiente
Hidrogeno o gases múltiples
Acumulación de gases
Corriente de línea
Modelo Térmico
Análisis de Gases
Relación de Acumulación de
Gases
1
2
3
Horas
Horas
Min- Días
Componente: Aislamiento Mayor y Menor de Devanados
Aislamiento Mayor: de fase a fase, de devanado a devanado, de devanado a tierra
Aislamiento Menor: de vuelta a vuelta, de capa a capa, de disco a disco
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de
falla
Señales medidas
Herramienta
de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de
Detección

43. 47
Sobrecalentamiento
General
Temperatura punto caliente del devanado
Temperatura superior e inferior del aceite
Temperatura ambiente
Hidrogeno o gases múltiples
Acumulación de gases
Corriente de línea
Modelo Térmico
Análisis de Gases
Relación de Acumulación de
Gases
1
2
3
Horas
Horas
Min- Días
Componente: Aislamiento Mayor y Menor de Devanados
Aislamiento Mayor: de fase a fase, de devanado a devanado, de devanado a tierra
Aislamiento Menor: de vuelta a vuelta, de capa a capa, de disco a disco
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de
falla
Señales medidas
Herramienta
de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de
Detección

44. 48
Sobrecalentamiento
local
Hidrogeno o gases múltiples
Análisis de Gases
1 Horas
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Componente: Aislamiento Mayor y Menor de Devanados
Mecanismo de
falla
Señales medidas
Herramienta
de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de
Detección
Aislamiento Mayor: de fase a fase, de devanado a devanado, de devanado a tierra
Aislamiento Menor: de vuelta a vuelta, de capa a capa, de disco a disco

45. 49
Humedad
Excesiva
Temperatura punto caliente del
devanado
Temperatura superior e inferior del
aceite
Temperatura ambiente
Humedad en el aceite
Temperatura de la muestra de aceite
Humedad en el
Aislamiento
1 Tiempo
real
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Componente: Aislamiento Mayor y Menor de Devanados
Mecanismo de
falla
Señales medidas
Herramienta
de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de
Detección
Aislamiento Mayor: de fase a fase, de devanado a devanado, de devanado a tierra
Aislamiento Menor: de vuelta a vuelta, de capa a capa, de disco a disco

46. 50
Generación
de
burbujas
Temperatura punto caliente del
devanado
Temperatura superior e inferior del
aceite
Temperatura ambiente
Humedad en el aceite
Temperatura de la muestra de aceite
Porciento total de gases disueltos en
el aceite
Presión en el punto caliente
Descargas Parciales
Corriente de línea
Humedad en el
Aislamiento
Temperatura de
Burbujeo
1
Tiempo
real
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Componente: Aislamiento Mayor y Menor de Devanados
Mecanismo de
falla
Señales medidas Herramienta
de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de
Detección
Aislamiento Mayor: de fase a fase, de devanado a devanado, de devanado a tierra
Aislamiento Menor: de vuelta a vuelta, de capa a capa, de disco a disco

47. 51
Sobrecarga del
transformador
Temperatura punto caliente del
devanado
Temperatura superior e inferior del
aceite
Temperatura ambiente
Humedad en el aceite
Temperatura de la muestra de
aceite
Line current
Humedad en el
Aislamiento
Temperatura de
Burbujeo
Modelo Térmico
Evaluación de la
vida del aislamiento
1
Tiempo
real
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Componente: Aislamiento Mayor y Menor de Devanados
Mecanismo de
falla
Señales medidas
Herramienta
de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de
Detección
Aislamiento Mayor: de fase a fase, de devanado a devanado, de devanado a tierra
Aislamiento Menor: de vuelta a vuelta, de capa a capa, de disco a disco

48. 52
Descargas
Parciales
Hidrogeno o gases múltiples
Acumulación de gases
Descargas Parciales
Análisis de Gases
Relación de
Acumulación de
Gases
Descargas
Parciales
1
2
3
Horas
Tiempo real
Min- Días
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Componente: Aislamiento Mayor y Menor de Devanados
Mecanismo de
falla
Señales medidas
Herramienta
de
Diagnostico
Confirmación
Tiempo de
Detección
Aislamiento Mayor: de fase a fase, de devanado a devanado, de devanado a tierra
Aislamiento Menor: de vuelta a vuelta, de capa a capa, de disco a disco

49. 53
Contaminación
por Humedad
--------------------
-
Arqueo
--------------------
-
Descargas
Parciales
Temperatura superior e inferior
del aceite
Temperatura ambiente
Humedad en el aceite
Temperatura de la muestra de
aceite
---------------------------------------------
Hidrogeno
Acetileno
Descargas Parciales
Acumulación de Gas
---------------------------------------------
Hidrogeno o gases múltiples
Acumulación de Gas
Descargas Parciales
Humedad en el
Aceite
--------------------------
Análisis de Gases
Relación de
Acumulación de
Gases
Descargas
Parciales
--------------------------
Análisis de Gases
Descargas
Parciales
1
---------
1
2
3
----------
1
2
Horas
------------
Horas
Min- Días
Tiempo
real
--------------
Horas
Tiempo
real
Componente: Liquido Aislante
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de
falla
Señales medidas
Herramienta
de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de
Detección

50. 54
Fallas eléctricas de
bombas y ventiladores
Falla mecánica
Falla o imprecisión de
sensores de temperatura
Bombas y ventiladores
operando al revés
Bloqueo interno o
externo de radiadores
Temperatura punto caliente del
devanado
Temperatura superior e inferior del
aceite
Temperaturas de entrada y salida del
radiador
Temperatura ambiente
Gas disuelto en el aceite
Corriente de carga
Flujo de Bombas
Corriente de Motores (abanicos y
bombas)
Voltaje control enfriamiento
Voltaje poder enfriamiento
Modelo Térmico
Análisis de
Gases
Eficiencia
Sistema de
Enfriamiento
1
2
3
Horas
Horas
Tiempo
real
Componente: Sistema de Enfriamiento (Abanicos, Bombas,
Control de Enfriamiento, Radiadores y Enfriadores)
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de
falla
Señales medidas
Herramienta
de
Diagnostico
Confirmación
Tiempo de
Detección

51. 55
Bajo nivel de aceite
Contaminación por
Humedad
Nivel de aceite en tanque
principal o tanque conservador
Presión sistema de
preservación de aceite
Ruptura de la bolsa del tanque
conservador
Relación N2/O2
Sistema de
Preservación de
Aceite
1 Horas
Componente: Tanque Principal (Empaques y Uniones Soldadas)
Componentes principales del transformador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de
falla
Señales medidas Confirmación
Herramienta
de
Diagnostico
Tiempo de
Detección

52. 56
Medición de temperatura del aceite del compartimiento del
interruptor del conmutador de tomas bajo carga
• Esta medición se utiliza para detectar un
calentamiento anormal en el interruptor ya
sea debido a una falla o un número
inusualmente alto de operaciones en un
tiempo corto
Monitoreo de Conmutador de Tomas Bajo Carga

53. 57
Motor poder real / par
• El consumo real de energía de la unidad de motor del cambiador de
tomas proporciona información útil, en particular, el par del motor.
• Un transductor de potencia real en el mando motor debe ser
proporcionado
• No es suficiente medir solamente la corriente del mando motor, este
valor no se correlaciona directamente con el par del motor, que es
el valor crítico para el control mecánico del mecanismo del
cambiador de tomas
Corriente del Motor
Voltaje del Motor
Consumo
de Potencia
y
Torque
Monitoreo de Conmutador de Tomas Bajo Carga

54. 58
Posición de toma
• El conocimiento de la posición de toma es importante
para permitir:
• La indicación de posición de toma
• El conteo de posición de toma
• El mando motor deberá tener disponible:
• Corona de resistencias y transductor o
• Módulo indicador de posición codificado o
• Codificador rotativo síncrono
Monitoreo de Conmutador de Tomas Bajo Carga

55. 59
Contactos de posición del interruptor
• Se recomienda que para nuevos transformadores, se proporcionen
contactos para indicar la secuencia de operación y que se ha
alcanzado la posición final del recorrido del interruptor
• El tiempo de operación del
interruptor y del motor se puede
deducir de esta información
• Los contactos de posición del
interruptor son particularmente
útiles cuando se utilizan polos
separados para cada fase para
detectar fallas que resultan en
una condición de fuera de
paso.
Monitoreo de Conmutador de Tomas Bajo Carga

56. 60
• Análisis de gases disueltos
• Humedad en el aceite y temperatura del aceite
en la posición de medición de humedad
• Presión (tanque sellado)
• Tensión de alimentación de control
Otros parámetros que pueden ser monitoreados
en el conmutador de tomas bajo carga:
Monitoreo de Conmutador de Tomas Bajo Carga

57. 61
Sobrecalentamiento de
los contactos (coque)
Desgaste excesivo de
contactos
Contactos sueltos o
desgastados
Impedancia de
transición quemada
Barrera con fuga y
agrietamiento
Temperatura del Diverter
Switch
Temperatura del
compartimiento Selector
Temperatura del tanque
principal
Temperatura ambiente
Corrientes de línea
Indicación de posición
Gases disueltos en el
aceite
Estado del relé de presión
súbita
Estado del dispositivos de
alivio de presión
Modelo diferencial de
temperatura
Modelo de desgaste de
los contactos
Tendencias de gases
Inactividad del reversing
switch
Movimientos excesivos
del LTC
1
2
3
4
5
Días
Tiempo real
Horas
Horas
Tiempo real
Componente: Diverter switch y/o selector switch y/o reversing switch
Componentes principales del Conmutador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de
falla
Señales medidas
Herramienta
de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de
Detección

58. 62
Sobrecalentamiento
Arqueo
Temperatura
Hidrógeno
Acetileno
Etileno
Aumento súbito de
presión
Temperatura
diferencial del LTC
Tendencias de gases
Relación de Gases
1
2
3
Días
Horas
Horas
Componente: Resistencia de transición
Componentes principales del Conmutador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de
falla
Señales medidas
Herramienta
de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de
Detección

59. 63
Defecto mecánico
Enlace roto
Unión de contactos
Engranajes
desgastados
Fallo de la
alimentación de CA
Freno defectuoso
Mal funcionamiento del
relé
Resortes débiles
Desajuste de la rueda
de Ginebra
Falla del motor
Torque del motor del LTC
Corriente del motor del
LTC
Relé de tiempo
Indicación de posición
Alimentación de CA
Tiempo de funcionamiento
del motor
Modelo de análisis de
Torque
Modelo de índice de
corriente del motor
Corriente promedio del
motor
Número excesivo de
operaciones
1
2
3
4
Días
Días
Días
Días
Componente: Mecanismo de Accionamiento (Motor Drive)
Componentes principales del Conmutador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de
falla
Señales medidas
Herramienta
de
Diagnostico
Confirmación Tiempo de
Detección

60. 64
Contaminación por
humedad
---------------------
Arqueo
---------------------
Descargas parciales
---------------------
Sobrecalentamiento
Humedad en el aceite
Temperatura de la muestra de
aceite
-----------------------------------------
Hidrogeno
Acetileno
-----------------------------------------
Hidrogeno
Descargas Parciales
-----------------------------------------
Hidrogeno
Etileno
Metano
Etano
Humedad
---------------
Análisis de
gases
---------------
Análisis de
gases
Descargas
parciales
---------------
Análisis de
gases
1
-------
1
-------
1
2
-------
1
Tiempo real
----------------
Horas
----------------
Horas
Tiempo real
----------------
Horas
Component: Insulating Liquid
Componentes principales del Conmutador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de
falla
Señales medidas
Herramienta
de
Diagnostico Confirmación Tiempo de
Detección

61. 65
Interruptor no en auto
Pérdida de potencia de control
Falla del instrumento de control
Energización fuera de posición
Posición del interruptor
de control
Fuente de alimentación
de control
posición / contador de
derivaciones
Sensor fuera de posición
Sensor de corriente
Numero de
Operaciones
1
Tiempo
real
Componente: Control del Conmutador
Componente: Sistema de filtrado de aceite/filtro de bomba
Fallas eléctricas de la bomba
Filtro atascado
Corriente del motor de la
bomba
Diferencia de presión
Flujo bajo
Filtro obstruido
Fuga
Falla por bomba
atascada
Excesivo número
de conmutaciones
1
Tiempo
real
Componentes principales del Conmutador, mecanismos de falla y señales medidas
Mecanismo de
falla
Señales medidas
Herramienta
de
Diagnostico
Confirmación
Tiempo de
Detección

62. Defectos Tipicos de Bushing
Envejecimiento
del aislamiento
- Aceite
- Papel
Humedad Huecos/
delaminación
Descargas
superficiales (no
son un defecto
real)
Problemas de
contacto
Fallas parciales
(cortocircuito entre
capas)
Contaminación
superficial
Monitoreo de Bushings

63. Corriente
de Fuga
IC
Ir
High Voltage
Ground
Brida
Tap de medición
Capacitor
Conductor
IC - corriente capacitiva
Ir - corriente resistiva
A Leakage current
• La corriente fluye del tap de medición a tierra
• La parte resistiva se define por las propiedades del
sistema de aislamiento
• La parte capacitiva se define por el diseño mecánico
y eléctrico.
• Una parte de la corriente fluye a lo largo de la
superficie
• La contaminación superficial o fuertes descargas
superficiales influyen en la corriente.
Monitoreo de Bushings

64. Factor de Potencia (FP) (≈ tan d)
Angulo de fase entre el voltaje aplicado a través de una capacitancia y
la corriente total a través de la capacitancia
Si Ir aumenta f disminuye y FP aumenta
Ir
I
C
It
d
f
tan d = Factor de Disipación (DF)
DF ≈ Factor de Potencia
(para ángulos pequeños de d)
E I
C
Ir
Circuito equivalenteDiagrama vectorial
Monitoreo de Bushings

65. 69
• En bushings hay varios capacitores en serie
• Cuando un capacitor se cortocircuita, el valor de la capacitancia aumentará siempre
• Los capacitores serie actúan como un divisor de tensión
• Si un capacitor se cortocircuita la tensión en el tap se incrementa en proporción
• Conforme la tensión varía la corriente de fuga varia también.
• Por lo tanto, si la tensión aumenta, habrá un aumento de la corriente de fuga
Capacitancia
C1 – Capacitancia
Principal
C2 – Capacitancia de
tap a tierra
C1 C9 C10 C1
1
C12 C13 C14C8C2 C4C3 C5 C6 C7
1
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Monitoreo de Bushings

66. 70
Humedad en el aislamiento de los bushings
D20tan
D40tan
D60tan
D40tan
Bushing seco
Bushing con
envejecimiento normal
Bushing con humedad
D20tan D60tan<

La diferencia en tan  a 20°C
para bushings con humedad es
pequeña. Para temperaturas
más altas el gradiente tan 
aumenta y el contenido de
humedad es más claro de
detectar. Sin embargo, la
diferencia en tan  entre un
bushing seco y uno húmedo
podría ser a 40°C un 0,2%, lo
que aún requiere de una alta
precisión para detectar a tiempo
el envejecimiento del
aislamiento o la humedad.
Valido para bushings
húmedos únicamente!
Monitoreo de Bushings

67. 71
Método de Balanceo de Corriente
• Supuesto:
Todas las fases tienen absolutamente la
misma amplitud de voltaje y los ángulos entre
las fases son perfectamente 120°
• Bajo estas circunstancias, suponiendo que todos
los bushings tienen la misma temperatura y la
misma condición, la suma de todas las corrientes
de fuga será cero
• Un cambio en la suma de la corriente de fuga será
un indicador del aumento de la capacitancia o
incremento del Factor de Potencia (Factor de
Disipación) en alguno de los bushings
• En realidad, las tensiones y ángulos de fase están
fluctuando de acuerdo con el equilibrio de la
carga y las condiciones de la red
C1
C2
C1
C2
C1
C2
Balancing
Unit
Summation
Unit
L2
L3
L1
Null
Meter
Conclusion: La fluctuación de los valores medidos evita detectar cambios en el sistema de aislamiento
provocados por humedad o degradación o envejecimiento del aislamiento. Sólo cambios en la
capacitancia (fallas parciales) o grandes cambios en el factor de disipación (FP) pueden ser detectados
Monitoreo de Bushings

68. Principios del balanceo de corrientes en el monitoreo en línea de Bushings
• Idealmente, la suma de las tres corrientes de fuga debe ser cero
• En realidad, no todos los parámetros son iguales para cada fase
• Durante la puesta en marcha del sistema, las corrientes de fuga se ajustan de modo que
la suma de las 3 corrientes es igual o cercana a cero
I1
I2
I3
IS=0
I1
I2
I3
ISK0
I’2
I1
I2
I3
ISK0
I’2
I. III.II.
• Las tres corrientes perfectamente balanceadas y la suma es igual a cero
• Un cambio en la capacitancia resulta en una corriente adicional perpendicular al voltaje
• Un cambio de la tan  resulta en una corriente activa adicional en fase con el voltaje, aumentando
en factor de disipación (FP)
La magnitud del cambio es un indicador de la gravedad del problema
El ángulo de la suma de corrientes indica el bushing que se esta deteriorando y si el factor de
disipación (FP) o capacitancia están cambiando
Monitoreo de Bushings

69. Método de Balanceo de Corriente
Inexactitud con respecto a la carga desequilibrada:
Teniendo en cuenta asimetrías típica de fase y de tensión, las siguientes
desviaciones de las corrientes de fuga de las diferentes fases se puede suponer:
- 0.2 grados en ángulo
- 1 a 1,5% en la amplitud (sigue a el voltaje)
- La comparación de las corrientes de fuga de las diferentes fases se traducirá en un
error de:
- 1 a 1,5% en la determinación de la capacitancia
- 0,0035 en tan  absoluto (valor absoluto tan  de un bushing típico RIP es
0.00325)
Si bien la inexactitud de la capacitancia puede ser compensada considerando la
tensión de fase real, el desequilibrio del ángulo de fase es difícil de compensar.
Como resultado, los cambios causados por la degradación del material del
aislamiento y la humedad apenas y pueden ser detectados.
Monitoreo de Bushings

70. 74
Método de Señal de Referencia para el Monitoreo de Bushings
C1
C2
C1
C2
C1
C2
L2
L3
L1
R R R
Método de Referencia
• Se mide la diferencia de
fase de la corriente de
fuga y la tensión de
referencia
• 90 ° - diferencia de fase
representa el ángulo 
• Utilizando el valor RMS
de la corriente de fuga y
el valor RMS de la
tensión de fase la
capacitancia se puede
calcular
• Los bushings son
medidos de forma
independiente
Monitor de Bushings
Conclusión: La aplicación de algoritmos avanzados para la reducción de ruido y
armónicos permite lograr una alta precisión en la medición de la diferencia de fase
VT
VT
VT VT
Phase shift Phase shift Phase shift
Ta
p
Ta
p
Ta
p
Monitoreo de Bushings

71. Phase shift
measurement
90° ‐ d
Raw Signal
Software algorithm
Proceso de la Señal
• El ruido y armónicos son
eliminados por medio de
algoritmos avanzados
• La precisión de la medición
de fase es mejor que
0.1mrad (0.0057 grados)
• La precisión permite detectar
cambios en tan  por
ejemplo, 0.325% a 0.340%
• Esto permite detectar
aumento de la humedad, el
envejecimiento y la
degradación del sistema de
aislamiento con suficiente
anticipación
• La compensación de
temperatura es necesaria
para conseguir esta precisión
Método de Señal de Referencia para el Monitoreo de Bushings
Monitoreo de Bushings

72. 76
Componente Fenomeno que conduce a la falla Señales medidas Herramienta de
diagnóstico
Nucleo Capacitivo Ingreso de humedad
Pobre impregnación del aceite
Papel arrugado
Delaminacion del papel
Suma de corrientes
Tan Delta/Factor de Potencia
Dependencia a la temperatura
Descargas Parciales
Cambio en factor
de potencia
Aceite Humedad
Contaminacion
Degradacion Termica
Suma de corrientes
Tan Delta/Factor de Potencia
Dependencia a la temperatura
Incremento del
factor de potencia
del bushing
Superficie Interna de la
Porcelana
Sedimentos de productos de
envejecimiento en la parte baja de la
porcelana
Suma de corrientes
Tan Delta/Factor de Potencia
Descargas Parciales
Correlacion de temperatura
negativa
Cambio en factor
de potencia
Cambio en
capacitancia al
cortocircuitarse las
capas
Derivacion Derivacion atterrizada no aterrizada
Electrodos cortocircuitados
Suma de corrientes
Tan Delta/Factor de Potencia
Descargas Parciales
Cambio en
capacitancia
Superficie Externa de la
Porcelana
Contaminacion
Descargas en la superficie
Suma de corrientes
Tan Delta/Factor de Potencia
Descargas Parciales
Cambio en factor
de potencia
Conductor Conexiones sueltas en la parte
superior y/o inferior del bushing
Corrientes circulantes en el cabezal
Grietas en el conductor
Suma de corrientes
Tan Delta/Factor de Potencia
Dependencia a la temperatura
Cambio en factor
de potencia
Componentes del bushing, mecanismos de falla y señales medidas

73. 77
¿Preguntas?
Monitoreo de Transformadores