RESUMEN.

La confiabilidad de equipos utilizados en los sistemas eléctricos de potencia, tales

como los transformadores, es altamente importante ya que desde el punto de vista

de las compañías de generación y suministro de energía eléctrica, una falla en

servicio de un transformador de potencia representa un costo que puede exceder

el costo de un equipo nuevo.

Con el objetivo de reducir la probabilidad de fallas en estos equipos, la ingeniería

de mantenimiento se está encaminando fuertemente a los sistemas de manteni-

miento predictivo, siendo la principal herramienta para eso la utilización de siste-

mas de monitoreo en línea, es por eso que en el presente trabajo lo comparare-

mos dichos sistemas con el sistema actual de monitoreo del SIN (Sistema Interco-

nectado Nacional).

En la primera sección del presente trabajo, se recapitularán los datos que general-

mente son recolectados para analizar el funcionamiento de los transformadores de

potencia, el significado de éstos, así como los ensayos realizados para la medición

de estos datos.

Seguidamente, en las secciones 2 y 3, se detallará el Sistema Computarizado de

Adquisición de Datos (SCADA) que se utiliza actualmente en el Sistema Interco-

nectado Nacional (SIN) para el seguimiento del estado de los transformadores de

potencia.

La sección 4 examina los sistemas de monitoreo online, que cuentan con bases de

datos sobre la evolución de las variables de control en función del tiempo, se expli-

ca además la arquitectura del sistema y su implementación.

Finalmente se ofrece una discusión sobre las diferencias y ventajas de ambos ti-

pos de sistemas de monitoreo.

ÍNDICE

Resumen............................................................................................................................................................1

Objetivos del estudio.........................................................................................................................................4

1. Variables analizadas en los transformadores de Potencia.............................................................................5

1.1 Función del aceite en los transformadores..............................................................................................5

1.2 Función del papel/celulosa en los transformadores................................................................................6

1.3 Degradación del sistema de aislamiento (aceite-papel)...........................................................................6

1.4 Importancia del diagnóstico del sistema de aislamiento (papel-aceite) de los transformadores.............7

1.5 Plan de monitoreo de transformadores...................................................................................................7

1.6 Acciones a implementar para salvaguardar el sistema de aislamiento....................................................8

1.6.1 Pruebas eléctricas de campo.............................................................................................................8

1.6.2 Pruebas Físico-Químicas...................................................................................................................8

1.6.3 Pruebas Complementarias..............................................................................................................10

1.6.3.1 Compuestos Furanos................................................................................................................10

1.6.3.2 Grado de Polimerización (GP)..................................................................................................10

1.6.3.3 Análisis de gases disueltos.......................................................................................................10

1.6.3.4 Metodos de diagnóstico a traves de los gases medidos...........................................................11

2. Sistema actual de monitoreo del SIN (SCADA).............................................................................................14

2.1 Supervisión de Transformadores de Potencia y adquisición de datos en tiempo real...........................14

3. Sistema de monitoreo en tiempo real de un transformador de fuerza mediante SCADA............................17

3.1 Introducción...........................................................................................................................................17

3.2 Parámetros de control de un transformador de fuerza.........................................................................17

3.3 Automatizacion de un transformador de potencia................................................................................19

3.4 Señales de monitoreo............................................................................................................................19

3.5 Estructura del sistema automatizado.....................................................................................................19

3.5.1 Nivel de campo...............................................................................................................................20

3.5.2 Nivel de control de bahia................................................................................................................20

3.5.3 Nivel de control de subestacion......................................................................................................21

3.6 Conclusiones..........................................................................................................................................22

4. Sistema de monitoreo en línea....................................................................................................................24

4.1 Introducción...........................................................................................................................................24

4.2 Arquitectura de Sensores para el Monitoreo En Línea...........................................................................24

4.3 Arquitectura de Transmisión de Datos...................................................................................................28

4.4 Arquitectura de Tratamiento de Datos para Diagnóstico.......................................................................29

4.5 Experiencia en fábrica y en sitio.............................................................................................................32

4.5.1 Experiencia en Fábrica....................................................................................................................32

4.5.2 Experiencia en Sitio.........................................................................................................................33

4.6 Análisis de Costos..................................................................................................................................35

4.6.1 Evaluación financiera......................................................................................................................35

4.6.2 Análisis de la inversión en equipos de supervisión on-line..............................................................35

4.7 Conclusiones..........................................................................................................................................40

Comparación...................................................................................................................................................41

Bibliografía.......................................................................................................................................................42

OBJETIVOS DEL ESTUDIO.

Recordar las variables atendidas para evaluar el estado del transformador.

Reconocer el sistema de monitoreo utilizado actualmente por el SIN, y las

variables que éste analiza.

Analizar las ventajas del monitoreo online y la importancia del mantenimien-

to predictivo.

Comparar ambos paradigmas de monitoreo.

1. VARIABLES ANALIZADAS EN LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Los transformadores de potencia son de gran importancia para la operación de un

sistema de transmisión.

Este permite que la energía generada en una central, sea elevada a un nivel de

voltaje para ser transmitida a grandes distancias con pocas pérdidas y finalmente

se pueda disminuir su voltaje para su utilización final en los centros urbanos y zo-

nas industriales. De ahí surge que en los últimos años el mantenimiento que se

efectúa a estos equipos sea cada vez más estricto y cuidadoso. Un buen plan de

mantenimiento apoyando en pruebas eléctricas y físico-químicas, un buen análisis

de ingeniería, son imprescindibles para garantizar su funcionamiento, durabilidad,

disponibilidad y confiabilidad.

En la actualidad se realizan diversas pruebas preventivas en transformadores

energizados; factor de potencia, Cromatografía de gases disueltos en aceite, resis-

tencia de aislamiento y devanados; que actualmente son reconocidas como méto-

dos confiables para el diagnóstico e identificación de fallas eléctricas.

El propósito de esta sección es exponer los diferentes métodos utilizados para

obtener la información del comportamiento de los diferentes componentes del

transformador, que nos permitan determinar su funcionamiento, disponibilidad de

servicio de tal forma poder tomar las decisiones en cuanto a frecuencias de man-

tenimiento, monitoreo de parámetros, sustitución del mismo o analizar las fallas

ocurridas con el objetivo de identificar las causas raíz de las mismas e implantar

las medidas correctivas para prevenir su recurrencia.

1.1 FUNCIÓN DEL ACEITE EN LOS TRANSFORMADORES.

El aceite tiene como principal función proveer aislamiento dieléctrico, proteger el

papel, y evacuar el calor generado en el núcleo del bobinado.

Además el aceite provee información acerca del funcionamiento del transformador

y es una herramienta útil para determinar el estado de la aislación sólida.

El aceite debe cumplir estas funciones de la mejor forma posible durante el trans-

curso de los años, y para eso se debe tener en cuenta que los enemigos principa-

les del aceite son el calor, agua, y oxigeno. Entonces, es necesario evitar que es-

tos agentes tengan influencia directa o indirecta sobre el aceite.

1.2 FUNCIÓN DEL PAPEL/CELULOSA EN LOS TRANSFORMADORES.

El papel dentro del transformador debe cumplir las siguientes 3 funciones principa-

les:

Proveer rigidez mecánica.

Proveer rigidez dieléctrica.

Espaciado.

La premisa que se debe tener siempre en mente es que la vida del papel es la

vida del transformador, y por esta razón la preocupación central que se tiene cuan-

do se establece una política de mantenimiento es la de mantener el papel en las

mejores condiciones.

La pregunta constante que uno debe hacerse es: ¿Cuál es el estado de la aisla-

ción? Con base al estado de la aislación sólida se puede pronosticar la vida útil

que le resta al transformador.

1.3 DEGRADACIÓN DEL SISTEMA DE AISLAMIENTO (ACEITE-PAPEL).

El envejecimiento del sistema de aislamiento es un proceso complejo de degrada-

ción química y formación de compuestos agresivos (alcoholes, ácidos, peróxidos,

acetonas, aldehídos, etc.) que forman sedimentos llamados lodos. Los lodos tie-

nen un carácter ácido, son insolubles y su formación va acompañada de otros

compuestos ácidos orgánicos disueltos en el aceite, cuya presencia es un síntoma

inequívoco de envejecimiento.

Fig. 1 Degradación del sistema de aislamiento (aceite-papel)

1.4 IMPORTANCIA DEL DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA DE AISLAMIENTO (PAPEL-ACEITE) DE LOS TRANSFORMADORES.

Si se tiene una degradación del sistema de aislamiento, y el transformador trabaja

a bajas temperaturas, la humedad del aceite migra hacia la celulosa en el núcleo,

y sus moléculas polares se orientan por el intenso campo eléctrico, de tal forma

que a partir del 4.5% de humedad en el papel y para una temperatura de trabajo

de 90ºC, el fallo del aislamiento por causa del campo eléctrico es inminente.

La experiencia muestra que aproximadamente un veinte por ciento (20%) de los

transformadores presenta síntomas de averías latentes que producirán una salida

intempestiva de éstos del sistema.

1.5 PLAN DE MONITOREO DE TRANSFORMADORES.

Uno de los pasos más importantes que hay que tomar cuando se decide iniciar un

plan de mantenimiento moderno en los transformadores, es establecer una fre-

cuencia para realizar las diferentes pruebas. En el mantenimiento moderno, se

contempla lo siguiente:

Pruebas Eléctricas de Campo.

Pruebas Físico-Químicas y de Furanos.

Análisis de gases disueltos.

Con base a los resultados obtenidos, se determinan las acciones a implementar

para proteger y salvaguardar el sistema de aislamiento interno de los transforma-

dores, con el fin de prolongar su funcionabilidad.

1.6 ACCIONES A IMPLEMENTAR PARA SALVAGUARDAR EL SISTEMA DE AISLAMIENTO.

1.6.1 PRUEBAS ELÉCTRICAS DE CAMPO

Las pruebas eléctricas que hacen parte del análisis del comportamiento del trans-

formador y de las cuales se pueden llevar una trazabilidad en el tiempo son:

Factor de potencia y capacitancia de los devanados: Esta prueba es regida

por la norma ANSI/IEEE Std. 62-1995.

Relación de transformación: El estándar ANSI/IEEE C57.12.91 hace una

descripción de la prueba y los métodos de evaluación de la misma.

Impedancia: Se rige por ANSI/IEEE Std. 62-1995.

Resistencia de aislamiento: Se mide la resistencia de aislamiento en cada

devanado, de acuerdo al estándar ANSI/IEEE C57.12.91.

Resistencia de devanados: Los valores obtenidos deben compararse con

los valores de fábrica corregidos a la misma temperatura. Los valores medi-

dos por fase en un transformador trifásico no deben sufrir una variación ma-

yor del 5% entre fases. Se rige por ANSI/IEEE Std. 62-1995.

1.6.2 PRUEBAS FÍSICO-QUÍMICAS

El análisis físico químico del aceite es uno de los aspectos más relevantes en las

inspecciones de transformadores y resulta determinante a la hora de realizar el

diagnóstico. Con este tipo de pruebas se procura obtener información sobre las

propiedades funcionales (físicas, eléctricas y químicas) del aceite mineral aislante

utilizado en equipos eléctricos y así poder determinar el estado del sistema de ais-

lamiento del transformador. Las pruebas que se realizan para recabar la informa-

ción son las siguientes:

Tensión interfacial: Una disminución en el valor de TI indica la acumulación

de contaminantes, productos de oxidación o ambos. Se basa en la Norma

ASTM D971.

Rigidez dieléctrica: Un valor bajo, indica generalmente la presencia de con-

taminantes tales como agua, suciedad u otras partículas conductivas en el

aceite. La Norma ASTM D877 nos indica los valores aceptables.

Contenido de humedad: Un contenido bajo de agua es necesario para obte-

ner y mantener una rigidez dieléctrica aceptable, y pérdidas dieléctricas ba-

jas en el sistema de aislamiento. La Norma ASTM D1533 es la que se toma

como base de análisis.

Color: Esta regido por la Norma ASTM D1524.

Factor de potencia: un alto valor de factor de potencia indica presencia de

contaminación o de productos debido al deterioro, tales como la humedad,

carbón u otras materias conductivas. Está regida por el IEEE Std 62-1995.

Contenido de inhibidor: El aceite dieléctrico nuevo contiene normalmente

pequeñas cantidades de inhibidores naturales, estos retardan la oxidación

del aceite hasta que son consumidos en su totalidad. En el momento que

los inhibidores se agotan, la tasa de oxidación y el proceso de deterioro del

aceite aumenta. La prueba es regida por la Norma ASTM D 2668.

Número de neutralización: La oxidación de un aceite dieléctrico se lleva a

cabo por medio de complejas reacciones en las que están involucradas el

agua y el oxigeno; el número de neutralización es utilizado como una medi-

da de la cantidad de ácidos orgánicos formados en el aceite debido a dicho

proceso de oxidación. La Norma ASTM D974 nos indica los valores acepta-

bles. Altas concentraciones de 2-furfural son una clara indicación de la de-

gradación de la celulosa del papel aislante.

1.6.3 PRUEBAS COMPLEMENTARIAS

1.6.3.1 COMPUESTOS FURANOS

Pruebas complementarias de confirmación deben realizarse para detectar cade-

nas de celulosas disueltas en el aceite que son producto de la pérdida del dieléctri-

co; estas cadenas son llamadas compuestos furánicos.

La medición de estos compuestos en el aceite es utilizada como una herramienta

de diagnóstico del estado del papel de los transformadores, además proporciona

información suplementaria al análisis de gases disueltos (Cromatografía de Ga-

ses). El método que se emplea para analizar los compuestos furánicos a través de

la cromatografía líquida de alta viscosidad (HPLC) es el ASTM D5837 ó el IEC

61198.

Con este análisis se puede reconocer los siguientes compuestos furánicos: 5-hi-

droximetil-2-furfural (HMF), Alcohol furfurílico (FOL), 2-furfural (FAL), 2-acetilfurano

(AF) y 5-metil-2-furfural (MF).

1.6.3.2 GRADO DE POLIMERIZACIÓN (GP)

La prueba que determina el Grado de Polimerización es utilizada para conocer la

edad del aislamiento del papel de los devanados. Esta prueba proporciona la indi-

cación más confiable de la edad del papel aislante.

Así tenemos que un transformador nuevo tiene un GP de alrededor de 1,000;

mientras que un transformador que presenta un GP de 150 a 200 es más suscepti-

ble a daños mecánicos durante movimientos físicos que pueden causar roturas en

el papel.

1.6.3.3 ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS

Cuando el transformador presenta problemas o fallas incipientes (conexiones flo-

jas, descargas parciales, arcos, etc.) que no pueden ser detectadas por las prue-

bas eléctricas de campo, el análisis de gases disueltos en el aceite (Cromatografía

de gases) es una herramienta que proporciona información valiosa acerca del tipo

de falla presente.

Los gases comúnmente detectados durante una condición de falla son: Hidrógeno

(H2), Metano (CH4), Acetileno (C2H2), Etileno (C2H4) y Etano (C2H6).

Cuando la celulosa se ve involucrada, se produce Monóxido de carbono (CO) y

Dióxido de carbono (CO2). La tabla I, describe la relación de la presencia de gases

y las posibles fallas.

Gases claves Posible falla

Metano, Etano, Etileno y pequeñas cantidades

de Acetileno

Condiciones térmicas que

involucran al aceite

Hidrógeno, Metano y pequeñas cantidades de

Acetileno y EtanoDescargas parciales

Hidrógeno, Acetileno y Etileno Arqueo Monóxi-

do de Carbono y Dióxido de Carbono

Condición térmica que

involucra al papel

Tabla I: Categorías de gases claves y posibles fallas

1.6.3.4 METODOS DE DIAGNÓSTICO A TRAVES DE LOS GASES MEDIDOS

Una vez obtenidas las concentraciones de cada gas a través de la cromatografía,

se pueden utilizar varias técnicas para diagnosticar la condición del transformador,

entre las cuales se pueden mencionar: la gráfica de Dörnenburg, el triángulo de

Duval, el método nomográfico, patrones de diagnóstico a través del análisis de

gases disueltos (AGD) y relaciones entre gases de R. R. Rogers.

Método de Rogers.

Las relaciones entre gases utilizadas por el método de Rogers para efectuar el

análisis son:

Acetileno / Etileno (C2H2/C2H4)

Metano / Hidrógeno (CH4/H2)

Etileno / Etano (C2H4/C2H6)

Dióxido de carbono / Monóxido de carbono (CO2/CO)

La tabla II, nos muestra las fallas típicas de acuerdo al resultado de la relación en-

tre los gases encontrados.

Caso Falla CaracterísticaC2H2 /

C2H4

CH4 /

H2

C2H4 /

C2H6

Ejemplos típicos

0 No hay falla. 0 0 0 Envejecimiento normal.

1 Descargas parciales

de baja energía

0 1 0 Descargas en cavidades rellenas de gas resultado de una

impregnación incompleta o alta humedad.

2 Descargas parciales

de alta energía

1 1 0 Descargas en cavidades rellenas de gas resultado de una

impregnación incompleta o alta humedad, pero presentando

degradación o perforación de aislamiento sólido.

3 Descargas de baja

energía.

1 a 2 0 1 a 2 Arqueos continuos en el aceite debido a malas conexiones de

diferente potencial o a un potencial flotado. Ruptura de aceite

entre materiales sólidos.

Tabla II. Gases encontrados y fallas típicas relacionadas.

Método del total de gases combustibles disueltos

El Standard IEEE C57.104-1991 clasifica en cuatro niveles de condición a los

transformadores de acuerdo al Total de Gases Combustibles Disueltos (TDGC):

La tabla III, describe los rangos en que las relaciones de gases pueden indicar que

existan fallas en el transformador, se encuentre dentro de los parámetros acepta-

bles o sea necesario programar un monitoreo más frecuente del transformador; la

relación entre los gases se mide en partes por millón (ppm). En la tabla III, se ob-

serva que el CO2 no está incluido en el valor total debido que no es un gas com-

bustible.

Para efectuar el análisis se debe tener en cuenta las siguientes condiciones:

Condición 1: Si el TDGC< 720 ppm. Indica que el transformador está ope-

rando satisfactoriamente.

Condición 2: 721< TDGC < 1,920 ppm. Indica un nivel de gases más alto

que lo normal. Cualquier gas combustible individual que exceda los niveles

especificados en la tabla anterior, debe tener una investigación adicional.

Condición 3: 1,921< TDGC < 4,630 ppm. Indica un alto nivel de descompo-

sición de la celulosa y/o aceite. Cualquier gas combustible individual que

exceda los niveles especificados en la tabla anterior, debe tener una investi-

gación adicional. Una falla (o fallas) está probablemente presente.

Condición 4: TDGC> 4,630 ppm. Indica una excesiva descomposición de

celulosa y/o aceite. La operación continua del transformador puede resultar

en una falla del mismo.

Condi-ción

H2ppm

CH4ppm

C2H2ppm

C2H4ppm

C2H6ppm

COppm

CO2ppm

Tdgeppm

1 100 120 35 50 65 350 2500 7202 101-700 121-400 36-50 51-100 66-100 351-570 2500-4000 721-19203 701-

1800401-1000

51-80 101-200 101-150 571-1400

4001-10000

1921-4630

4 >1800 >1000 >80 >200 >150 >1400 >10000 >4630

Tabla III. Método del total de gases combustibles disueltos.

2. SISTEMA ACTUAL DE MONITOREO DEL SIN (SCADA)

2.1 SUPERVISIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA Y ADQUISICIÓN DE DATOS EN TIEMPO REAL

La adquisición y supervisión de datos se realiza a través del sistema SCADA, este

está implementado desde hace 10 años y controla entre 60-70 Estaciones. El 80%

de la supervisión de los datos se realiza a través del sistema SCADA.

Los datos que se manejan en el sistema SCADA son:

Potencia aparente

Potencia activa

Tensión

Corriente

Temperatura de los Bobinados y del Aceite

Disparo de Bucholtz.

Sensores dispuestos en los TP son:

De temperatura de los bobinados.

De temperatura en el aceite.

De disparo de Bucholtz.

Los sensores de temperatura actúan como alarmas, es decir se activan para una

determinada temperatura límite y no registran no evolución de los datos en función

del tiempo, imposibilitando la realización de un mantenimiento preventivo.

Los equipos que están en el campo y que recolectan la información (mediciones,

alarmas) y las envían al sistema SCADA son los RUT (Unidad Terminal Remota).

Estos trabajan con una tensión de 0-110 voltios en CC.

Actualmente en la ANDE el sistema SCADA se maneja de dos modos, el más anti-

guo es el SHERPA, desarrollado en el ambiente informático IUNIX, que es el que

se utiliza en el sistema Metropolitano. El segundo y más nuevo es el OASIS (Pro-

yecto PGP11), que se está comenzando a implementar, desarrollado en el am-

Definen la carga

biente Windows TM, se está utilizando en la distribución de 23 KV, y también teleco-

manda interruptores de postes.

Estructura actual del SINARD

Centro de Operación Regional Metropolitano COR-M.

Se encarga del monitoreo de los datos de transformadores del SIN, especialmente

los de 66/23 KV del Sistema Metropolitano. Comprende en total 24 Estaciones y

Sub-Estaciones. La adquisición de los datos de los transformadores se realiza de

la siguiente manera:

Se toman directamente de los instrumentos (parámetros eléctricos, tempe-

ratura de los bobinados, temperatura del aceite, posición del tap, etc.) Los

operadores realizan lecturas horarias.

Se registran los valores medidos en una planilla llamada Planilla Diaria.

En el anexo del presente trabajo, se presenta una planilla típica de registro de da-

tos de la COR-M

Análisis del aceite.

Se realiza cada 6 meses regularmente. Se toma una muestra y se la analiza en

laboratorio a través de un ensayo cromatográfico para detectar los gases que po-

see.

Detalle de una Planilla Diaria.

3. SISTEMA DE MONITOREO EN TIEMPO REAL DE UN TRANSFORMADOR DE FUERZA MEDIANTE SCADA

3.1 INTRODUCCIÓN

Cuando un proceso de falla es detectado por los dispositivos de protección y con-

trol de un transformador de potencia, mediante la medición de sobrevoltajes y so-

brecorrientes, se procede a desconectar y aislar al transformador del resto del sis-

tema eléctrico. Sin embargo, dentro de un transformador de potencia se desarro-

llan ciertos fenómenos que pueden conducir a un proceso de falla, los mismos que

no pueden ser detectados por los dispositivos convencionales de protección y me-

dición ya que dichos fenómenos no necesariamente producen sobrevoltajes y so-

brecorrientes. Tales fenómenos tienen que ver con el proceso de deterioro natural

de los componentes del transformador. El control de tales fenómenos se efectúa

mediante inspecciones periódicas al transformador, en las cuales se hace un che-

queo de sus partes mecánicas, toma demuestras de aceite y registro de medicio-

nes y otros tipos de pruebas. El inconveniente de este sistema de monitoreo es

que se lo efectúa cada cierto período de tiempo, por lo cual no se puede tener un

registro permanente de los parámetros de funcionamiento del transformador.

Mientras tanto, entre el intervalo de tiempo que transcurre entre las inspecciones,

se puede estar desarrollando un proceso de falla, el cual no necesariamente pue-

de ser detectado durante las labores de mantenimiento. En este trabajo se propo-

ne un modelo de sistema automatizado que permita realizarlas labores de medi-

ción, supervisión y control de un transformador de potencia en forma remota; que

le permita además a un operador del ANDE ordenar y/o efectuar tareas de mante-

nimiento preventivo cuando la situación lo amerite.

3.2 PARÁMETROS DE CONTROL DE UN TRANSFORMADOR DE FUERZA

Básicamente, como mencionamos anteriormente un sistema de monitoreo de un

transformador de fuerza debe contemplar la medición y control de los siguientes

parámetros:

Gases combustibles disueltos en el aceite.

Presencia de humedad en el papel aislante.

Descargas parciales en los bushings.

Temperaturas en los puntos calientes de los devanados.

Funcionamiento del cambiador de taps bajo carga (OLTC).

Velocidad de flujo de aceite (relé Bucholtz).

Control de la ventilación.

Protección contra sobrevoltajes y sobrecorrientes.

Los gases disueltos en el aceite

tienen su origen en la degrada-

ción de la celulosa impregnada

en el aislante, fenómeno provo-

cado por un arco eléctrico o un

sobrecalentamiento interno y

también por el envejecimiento

del aceite dieléctrico.

Estos gases se denominan de

falla y son el monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO2); además de

hidrocarburos gaseosos tales como: hidrógeno, metano, etano, etileno y acetileno.

Las descargas parciales se deben a la presencia de humedad, cavidades en el

aislamiento sólido, partículas metálicas y burbujas de gas. El monitoreo de puntos

calientes se refiere a controlar los valores límite de temperatura que pueden so-

portar los aislamientos de los devanados. Tales intervalos están normalizados.

El control del cambiador de taps bajo cargase basa en el monitoreo de la tempera-

tura del compartimiento en el que está instalado, y, esencialmente, el control del

funcionamiento del motor de arrastre. El control del sistema de ventilación tiene

que ver con la activación del banco de ventiladores cuando la temperatura del

aceite y los devanados sobrepasa los valores tolerables. La velocidad de flujo de

aceite entre el tanque principal y el tanque conservador es controlada por el relé

Transformador de Potencia (ANDE)

Bucholtz, el cual se activa si el caudal de aceite sobrepasa el valor máximo tolera-

ble para el transformador. La protección del transformador contra sobrevoltajes y

sobrecorrientes debe considerar los fenómenos de sobrecalentamiento, fallas in-

ternas y corto– circuitos externos.

3.3 AUTOMATIZACION DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA

Para automatizar un sistema eléctrico, en este caso un transformador de potencia,

se necesita conocer los siguientes aspectos del sistema en cuestión:

Equipos de medición, protección y control propios del dispositivo o sistema

a ser automatizado.

Forma de operación de los equipos de protección y control.

Señales de monitoreo a ser recogidas por los equipos de automatización.

3.4 SEÑALES DE MONITOREO

Dos tipos de señales deben ser manejadas por el sistema automatizado del trans-

formador de potencia:

Analógicas, tales como: Temperaturas, corrientes, voltajes, nivel de líquido

refrigerante, caudal de aceite, presionen el tanque principal, etc.

De estado (digitales): que provienen del estado de los disyuntores, seccio-

nadores, señales de alarma y otras funciones tipo ON–OFF del transforma-

dor. Valores originados de los contactos mecánicamente actuados.

Tales señales deben ser enlistadas para conocer su número total a fin de determi-

nar el tipo y número de sensores a ser instalados en el sistema.

3.5 ESTRUCTURA DEL SISTEMA AUTOMATIZADO

El sistema de control automatizado de un transformador de potencia consta de

tres niveles: el nivel de campo, el nivel de control de bahía y el nivel de control de

subestación.

3.5.1 NIVEL DE CAMPO

En el nivel de campo se encuentran los equipos que estarán junto al transformador

para la toma de señales análogas y digitales. Dichas señales serán tomadas por

sensores especializados, los mismos que deberán cumplir las siguientes caracte-

rísticas:

Poseer capacidad de transducción primaria y secundaria.

Salida de protección contra sobrevoltajes, interferencias electromagnéticas

o de radiofrecuencia.

Ser del tipo no intrusivo.

Acondicionamiento y amplificación de señal.

Capacidad de soportar la corrosión provocada por el aceite dieléctrico, en

especial para los sensores de nivel de líquido.

3.5.2 NIVEL DE CONTROL DE BAHIA

En este nivel se ubican los IEDs

monitores de condición, que serán

los encargados de recibir las seña-

les enviadas por los sensores para

su procesamiento y análisis. Un

IED (Intelligent Electronic Device)

es un dispositivo equipado con

microprocesadores y que tiene la

capacidad de recibir o enviar da-

tos, o hacer control desde o a una

fuente externa. Tiene canales para

entrada y salida de datos, además

decanales especiales para comuni-

cación local y remota. El término

monitor de condición significa que

estos dispositivos son de propósito

Dispositivo Inteligente Electrónico (IED)

específico, en este caso están diseñados para monitorear el comportamiento del

transformador de potencia.

Un sistema de automatización completo de un transformador de potencia debe

contemplar el uso de los siguientes IEDs:

Monitor de temperaturas del transformador (MTT).

Monitor de descargas parciales de los bushings (MDP).

Monitor de funcionamiento del cambiador de taps bajo carga (MOLTC).

Relé numérico de protección diferencial (RPD).

Monitor de gases disueltos en el aceite (MGD).

Regulador de voltaje del transformador (RVT).

Por consideraciones económicas, se puede prescindir del uso de algunos de ellos,

empleándose únicamente aquellos que el diseñador considere suficientes para

monitorear al transformador con eficacia.

3.5.3 NIVEL DE CONTROL DE SUBESTACION

Es el nivel en el que se encuentra

el operador del sistema, quien en

base a los datos enviados por el

módulo de bahía ordenará las

operaciones de control y manteni-

miento que el transformador re-

quiera. Tales maniobras las efec-

tuará a través de un interface

hombre – máquina, el cual em-

plea un software de tipo SCADA

local.

Las tareas que deberá efectuar el software, en forma general, serán las siguientes:

Interfaz del SCADA de ANDE

Generar un modelo de funcionamiento del transformador con el objeto de

comparar los datos de la simulación con los enviados por los elementos

inteligentes.

Pronóstico de refrigeración y sobrecarga basado en algoritmos de pérdidas

caloríficas.

Registro de eventos: alarmas, funcionamiento de ventiladores, cambio de

taps, etc.

Registro de otras mediciones: temperaturas, voltajes, corrientes, caudal de

aceite, etc.

3.6 CONCLUSIONES.

Los sistemas de protección de un

transformador de potencia basa-

dos en elementos de tipo electro-

mecánico debido al envejeci-

miento de sus partes constituti-

vas tienen la desventaja de per-

der su sensibilidad con el tiempo,

lo que puede provocar errores en

su operación normal pudiendo

incluso no detectar procesos de

falla, con los consiguientes peligros para el transformador de potencia.

Otra desventaja de los sistemas electromecánicos de protección de un transforma-

dor está en el hecho de que únicamente actúan en el momento en el que se pre-

senta la falla. Por su naturaleza, no pueden informar de las condiciones internas

del transformador ni detectar fallas incipientes. La capacidad de auto – gestión de

los IEDs monitores de condición, es decir, la capacidad de analizar datos y efec-

tuar operaciones de protección y control enforna autónoma, sin necesidad de reci-

bir órdenes de un operador, es la propiedad más importante de dichos dispositivos

y la que determina en definitiva su empleo como parte integrante de un sistema de

control automatizado.

Sala de Control del SIN

La característica fundamental que motiva a escoger la implementación de un siste-

ma de automatización es su capacidad de acoplamiento con dispositivos proce-

dentes de diversos fabricantes.

4. SISTEMA DE MONITOREO EN LÍNEA

4.1 INTRODUCCIÓN.

En el mercado, contamos con diferentes opciones de sistemas de monitoreo onli-

ne, tales como Tree Tech (que fue en su momento ofrecida a la ANDE). En gene-

ral, los sistemas de monitoreo en línea, tienen tres partes principales, que se deta-

llan a continuación:

Sensores para mediciones en el transformador.

Software de tratamiento de datos de los sensores para obtención de diag-

nóstico y pronóstico del estado del equipo.

Medio de transmisión de datos de los sensores hasta el software de trata-

miento y de transmisión de los diagnósticos y pronósticos hasta el usuario.

4.2 ARQUITECTURA DE SENSORES PARA EL MONITOREO EN LÍNEA

Una de las características clave para que el sistema de monitoreo pueda aplicarse

a transformadores de pequeño y medio porte, sin que su costo torne inviable el

proyecto, es que el tenga una arquitectura de sensores modular y descentralizada.

Con eso, se pueden escoger e instalar, de acuerdo a las necesidades y posibilida-

des, solamente los sensores que se consideran esenciales. Sin embargo, no se

elimina la posibilidad de que se implementen nuevos sensores en el futuro.

Esa arquitectura se muestra en la figura, donde se observa también que, debido al

hecho de ser empleado sensores tipo IED (Intelligent Electronic Device), los sen-

sores se conectan directamente a una red de comunicación del tipo RS485, elimi-

nándose por consiguiente la necesidad de instalación de un elemento centraliza-

dor – generalmente un Controlador Lógico Programable – en el transformador mis-

mo, eliminándose así ese costo adicional.

En la tabla siguiente se listan algunos sensores usuales para instalación en trans-

formadores, así como sus respectivas mediciones y autonomía para ejecución lo-

cal de funciones de alarma, desconexión ó mandos para el transformador.

Arquitectura de Sensores del Sistema de Monitoreo de Tree Tech

Sensor Mediciones Efectuadas Funciones Locales Autónomas

Monitor de Bushings

BM.

Capacitancia de los bushings.

Tangente delta de los bushings.

Tendencia de evolución de la Capacitan-

cia.

Tendencia de evolución de la Tangente

Delta.

Tiempo estimado para alarmas por

Capacitancias Altas o Muy Altas.

Tiempo estimado para alarmas por

Tangentes Delta Altas o Muy Altas.

Monitor de Temperatu-

ras TM1.

Temperatura del Aceite.

Temperatura del punto más.

caliente del Devanado.

Corriente de carga.

Alarma y desconexión por temperatura

del Aceite.

Alarma y desconexión por temperatura

del Devanado.

Control automático y manual del Enfria-

miento Forzado.

Pre-enfriamiento del Transformador por

aumento de la carga.

Ejercicio diario de los ventiladores.

Diferencial de temperatura del Cambia-

dor Bajo Carga (función no utilizada en

esa aplicación).

Monitor de Humedad en

el Aceite.

Saturación relativa (%) de agua en el

aceite del transformador.

Contenido de agua en el aceite del

transformador (ppm).

Temperatura ambiente.

Temperatura del aceite en el punto de

medición de humedad.

Tendencia de evolución del Contenido

de Agua en el aceite.

Alarmas por saturación relativa (%) de

agua en el aceite Alta o Muy Alta.

Alarmas por contenido de agua en el

aceite Alto o Muy Alto.

Alarmas por tendencia de evolución del

contenido de agua Alta.

Relé de Rotura de la

Bolsa de Goma.

Rotura da bolsa de goma del tanque de

expansión. Alarma por rotura de la bolsa.

Módulos de Digitaliza-

ción de señales DM1

Medición de estado de contactos secos

– contacto de alarma del relé de rotura

de bolsa.

Sensores frecuentemente encontrados en transformadores de potencia

Instalación de los sensores del Sistema de Monitoreo durante la fabricación del transformador.(a) Conexiones para monitoreo de bushings; (b) Sensor de humedad en el aceite; (c) Sensor de temperatura ambiente; (d) Sensor de rotura de bolsa; (e) Frente del gabinete con IEDs de monitoreo; (f) Interior del gabinete con IEDs de monitoreo y modem GPRS.

4.3 ARQUITECTURA DE TRANSMISIÓN DE DATOS

Para que el sistema de monitoreo sea efectivo para el diagnóstico de la condición

del transformador es esencial que el mismo efectúe el tratamiento de los datos

brutos de los sensores, de tal manera a obtenerse información útil, lo que se hace

normalmente por medio de un software con modelos matemáticos y/o sistemas

especialistas.

No obstante, la estructura de comunicación para transmisión de los datos de medi-

ciones de los sensores hasta el software de tratamiento de datos podría presentar

costos muy altos para la aplicación del monitoreo a transformadores de pequeño y

medio porte.

Para evitar ese inconveniente, se empleó en ese transformador una arquitectura

en que los datos de los sensores se transfieren al software de tratamiento de da-

tos y diagnóstico de manera inalámbrica, por medio de la red de telefonía celular

GSM, de manera a asegurar un costo muy bajo, una vez que se aprovecha toda la

infraestructura de comunicación de datos ya existente en esa red.

La transmisión inalámbrica de los datos hasta la base de radio de la operadora de

telefonía utiliza el protocolo GPRS (General Packet Radio Service). Después de

ese punto, la información sigue por red Internet para alcanzar el servidor en el IDC

(Internet Data Center) remoto. Para hacer un paralelo familiar a la mayoría, tratase

de proceso similar al empleado en los lectores de tarjeta de crédito inalámbricos.

El acceso de los usuarios a las mediciones en línea de los sensores y a los diag-

nósticos del sistema de monitoreo se hace por medio de la internet con un nave-

gador patrón – por ejemplo, Mozilla Firefox. Eventuales condiciones anormales en

el transformador que sean detectadas por el sistema de monitoreo son señaladas

a los usuarios por medio de mensajes de texto a teléfono celular o por mensajes

de email.

4.4 ARQUITECTURA DE TRATAMIENTO DE DATOS PARA DIAGNÓSTICO

Para que el sistema de monitoreo sea efectivo para el diagnóstico de la condición

del transformador es esencial que el mismo efectúe el tratamiento de los datos

brutos de los sensores, de tal manera a obtenerse información útil, lo que se hace

por medio de un software con modelos matemáticos y/o sistemas especialistas.

No obstante, esa etapa de tratamiento de datos podría presentar costos muy altos

para la aplicación del monitoreo a transformadores de pequeño y medio porte.

Para evitar ese inconveniente se suele emplear una solución de software total-

mente basada en Internet, de acuerdo a los más modernos conceptos de compu-

tación por la web, lo que se denomina generalmente como Web 2.0.

De acuerdo a esa filosofía, el sistema de tratamiento de datos para diagnóstico se

ejecuta de manera permanente en un servidor ubicado en un IDC (Internet Data

Arquitectura de Sensores del Sistema de Monitoreo de Tree Tech

Center), lo cual está especializado en proveer toda la infraestructura especializada

para garantizar la ejecución permanente del sistema y la seguridad de los datos.

Algunas características de ese IDC son:

Servidores con alta disponibilidad (24h x 7 días/semana);

Contingencia para falta de energía, con no-breaks y grupos generadores de

emergencia;

Banda de acceso a la Internet redundante, de manera a garantizar la dispo-

nibilidad de acceso al sistema;

Copias de seguridad de los datos;

Firewalls;

Protocolo https (sitio seguro), por medio del padrón SSL (Secure Socket

Layer);

Seguridad física, con rígido control de acceso.

Los siguientes módulos de ingeniería para se están ejecutando en el software de

monitoreo para tratamiento de los datos, con el objetivo de proveer al usuario los

diagnósticos y pronostico del estado del transformador:

Envejecimiento del Aislamiento:

o Pérdida de vida útil del aislamiento.

o Tasa diaria de pérdida de vida.

o Tiempo restante para el fin de vida teórico, en años, con selección

del criterio de fin de vida de acuerdo a las opciones de la norma

IEEE/ANSI C57.91-1995.

Humedad en el aislamiento:

o Contenido de agua en el aceite.

o Contenido de agua en el papel aislante.

o Aceleración de pérdida de vida del aislamiento por la humedad (hi-

drólisis).

o Temperatura con riesgo de formación de burbujas por exceso de hu-

medad en el papel.

o Temperatura con riesgo de formación de agua libre por exceso de

humedad en el aceite.

Eficiencia del sistema de enfriamiento natural y forzado:

o Cálculo de temperatura esperada para el aceite en función de la car-

ga, temperatura ambiente y grupo de enfriamiento en operación.

o Comparación con la temperatura real medida y alarma en caso de

baja eficiencia del enfriamiento - temperatura medida muy arriba de

la esperada.

Mantenimiento del enfriamiento forzado

o Tiempo de operación de los ventiladores desde su inicio de opera-

ción.

o Tiempo de operación de los ventiladores desde su último manteni-

miento.

o Promedio diario de horas de operación de los ventiladores.

o Tiempo restante para alcanzar el mantenimiento recomendado para

los ventiladores y avisos con anticipación programable.

Previsión de temperatura futura.

o Temperatura del devanado después de la estabilización térmica

o Tiempos restantes para alcanzar temperaturas de alarma/ descone-

xión del transformador

Cromatografía

o Banco de datos con histórico de pruebas de cromatografía gaseosa

o Cálculo de tasas de aumento de gases

o Diagnósticos conforme la norma IEC60599, Duval o otros métodos

especificados

Físico-químico

o Banco de datos con histórico de pruebas físico-químicas en el aceite

o Diagnósticos conforme las normas especificadas

Simulación de cargamentos

o Cálculo y presentación de curvas de variación de temperatura de

aceite y devanados, basado en curvas de carga y temperatura am-

biente simuladas por el usuario.

o Cálculo y presentación de curvas de variación de temperatura de

aceite y devanados, basado en las condiciones de carga y tempera-

tura actuales y en simulación de cambio de carga por el usuario.

o Cálculo de las pérdidas de vida útil y tiempos de vida restante corres-

pondientes.

4.5 EXPERIENCIA EN FÁBRICA Y EN SITIO

4.5.1 EXPERIENCIA EN FÁBRICA

En una prueba realizada por el fabricante, se registraron los datos durante las

pruebas de calentamiento del transformador en el Marzo/Abril de 2008, como

muestra el siguiente gráfico. El sistema permite que se monitoreen tanto las prue-

bas del transformador como su operación normal en sitio de forma remota y con

total seguridad por la Internet.

Mediciones del sistema de monitoreo durante las pruebas de calentamiento del transformador

4.5.2 EXPERIENCIA EN SITIO

Además de los beneficios relativos al diagnóstico en línea del estado del transfor-

mador, algunas ventajas observadas en el uso de esa solución de monitoreo ina-

lámbrico y por la Internet son:

Garantiza de actualización permanente del software de monitoreo, ya que

su ejecución en el IDC es administrada directamente por su fabricante;

Garantiza de actualización de los hardwares (servidores, etc.) en la medida

del crecimiento del software de monitoreo, por ejemplo, con la inclusión de

nuevos sensores o transformadores;

Garantiza de integridad de los datos, debido a los respaldos (backups) reali-

zados;

Ejecución continua del software, sin paradas por falta de alimentación;

Acceso a las informaciones del monitoreo desde cualquier parte del mundo;

Evitase la sobrecarga del equipo de TI interna de la empresa con el mante-

nimiento regular del sistema, lo que incluiría la ejecución de backups, su-

pervisión de operación, no-breaks, actualizaciones de software (sistema

operacional, antivirus, software de monitoreo, etc.), etc.

Se evitan elevadas inversiones para adquisición, mantenimiento e actuali-

zación periódica de hardware y licencias de software.

Pantalla típica de un sensor conectado al sistema de monitoreo

Pantalla típica de diagnóstico del sistema de monitoreo

4.6 ANÁLISIS DE COSTOS

Para tener una idea del costo y la ventaja de la aplicación del sistema de monito-

reo on-line a continuación haremos una exposición de un análisis extraído de una

tesis1, en la cual se hace una evaluación financiera de la aplicación del sistema de

monitoreo on-line en un banco de transformadores monofásicos de potencia de la

CH-Acaray.

4.6.1 EVALUACIÓN FINANCIERA

En el presente tópico se realiza un análisis financiero del emprendimiento, con el

concepto de evaluar la consecuencia de llevar a cabo las mejoras que se propo-

nen instalar.

La ANDE adquirió siete transformadores monofásicos de potencia de fabricación

TOSHIBA con tensiones de 13.8/220 KV y potencia de 25 MVA, cada transforma-

dor costó 400 mil dólares; el costo total en transformadores es de 2.8 millones de

dólares, que están en la CH-Acaray esperando su instalación, un banco de trans-

formadores monofásicos de potencia constituye de tres transformadores monofási-

cos de potencia. El costo de un banco de transformadores monofásico de potencia

es de 1.2 millones de dólares. Por lo tanto se compararon dos bancos de transfor-

madores monofásicos y un transformador de reserva para la CH-Acaray II.

4.6.2 ANÁLISIS DE LA INVERSIÓN EN EQUIPOS DE SUPERVISIÓN ON-LINE

Se analizaran las diferencias entre dos casos desde el punto de vista económico,

en el primer caso se estudiará un banco de transformadores monofásico sin super-

visión y en el segundo caso un banco de transformadores monofásico con supervi-

sión on-line en tiempo real de la CH-Acaray II.

El lucro cesante genera una perdida que es directamente proporcional al tiempo

que dura la falla del banco de transformadores, por ejemplo considerando que el

grupo IV de la CH-Acaray está generando 60 MW y sufre una falla en cual se cam-

1Extraído de la tesis de Martín Escurra Meza, “Supervisión y Diagnóstico ON-LINE de Transformado-res de Potencia” (Facultad de Ingeniería UNA - Electromecánica. San Lorenzo 2009.Tesis 1085).

bia un transformador por el de reserva en 24 horas considerando que el costo de

la energía es de 10 dólares por cada MWh para el sistema aislado que atiende 20

horas y 110 dólares por cada MWh para el sistema interconectado nacional en

paralelo con Itaipu atendiendo las 4 horas de punta.

Entonces el cálculo del lucro cesante esta dado por la multiplicación de la potencia

que podía generar por el tiempo que dure la falla por el coste de la energía, obte-

nemos así el siguiente lucro cesante.

(60MW ) (20h )( 10dólaresMWh )=12.000dólares

(60MW ) (4h )( 110 dólaresMWh )=26.400dólaresPor lo tanto el lucro cesante total es de 38.400 dólares. Si falla nuevamente otro

transformador, la situación sería crítica, porque se tardará de 6 meses a 1 año en

reparación y 2 años en fabricar otro con las mismas especificaciones. En dicho

caso se debe sustituir la generación del grupo IV por la compra adicional de ener-

gía generada por la Itaipu Binacional o Yacyreta. Suponiendo la peor condición, se

compraría energía de Yacyreta por un periodo de un año, considerando que la

CH-Acaray atiende el suministro de energía eléctrica las 24 horas por día, lo que

representa 8640 horas al año y considerando un costo de la energía de Yacyreta

de 32 dólares por cada MWh tendríamos el siguiente costo:

(60MW ) (8640h )(32dólaresMWh )=16.588.800 dólaresObservamos que el costo de comprar energía para suplir la citada indisponibilidad

es una suma muy elevada, que supera ampliamente el costo de un transformador.

El costo en inversión en equipos y del proyecto de ingeniería de supervisión on-li-

ne en tiempo real para el banco de transformadores monofásico es de 100 mil dó-

lares.

También observamos que el costo de inversión de la supervisión on-line tiene un

valor bajo en relación al costo de compra de energía procedente de Yacyreta.

Comparando el costo en inversión en supervisión on-line con el costo de un banco

de transformador monofásico de potencia tenemos el siguiente porcentaje:

( 100.000dólares1.200 .000dólares )(100 )=8.3%

Vemos que el costo del equipo de supervisión on-line es el 8.3 % del costo del

banco de transformadores, el cual es un costo razonable, por lo que es un sistema

de supervisión económicamente factible.

Estudiaremos primero el caso de un banco de transformadores sin supervisión on-

line considerando el lucro cesante de generación para el sistema aislado con un

costo de 10 dólares por cada MWh que atiende las 20 horas y con el sistema inter-

conectado nacional en paralelo con Itaipu durante 4 horas de punta con un costo

de 110 dólares por cada MWh, el costo del cambio del transformador por el de

reserva en 24 hs, el costo de compra de energía de Yacyreta durante 24 horas y el

costo de la reparación del bobinado de un transformador por falla de aislación,

estas pérdidas se pueden ver en la tabla.

Perdidas Costo

Lucro cesante 38.400 $

Cambio del transformador 10.000 $

Compra de energía de Yacyre-ta

46.080 $

Reparación del bobinado 200.000 $

Total 294.480 $

Pérdidas de un banco de transformadores sin supervisión on-line

Estudiaremos el segundo caso un banco de transformadores con supervisión on-li-

ne en el cual se tiene en cuenta el lucro cesante y el costo de comprar energía de

Yacyreta durante 24 horas, el costo del cambio del transformador por el de reserva

y no se tiene en cuenta el costo de la reparación del bobinado de un transformador

por falla de aislación porque no ocurre dicha falla debido a las alarmas del sistema

de monitoreo que detectaron fallas incipientes antes de que evolucionen a fallas

catastróficas.

Estas pérdidas se detallan en la siguiente tabla.

Perdidas Costo

Lucro cesante 38.400 $

Cambio del transformador 10.000 $

Compra de energía de Yacyreta 46.080 $

Reparación del bobinado 0 $

Total 94.480 $

Pérdidas de un banco de transformadores con supervisión on-line

Con el sistema de supervisión on-line en tiempo real se evita la falla del transfor-

mador, esto es la ganancia del plan piloto, por ejemplo; si el equipo de supervisión

on-line indica gases disueltos incipientes en el aceite mediante el cual se pueden

tomar acciones oportunas evitando la falla del transformador, entonces el costo

total es la suma del costo del lucro cesante, cambio del transformador y el costo

de la compra de energía de Yacyreta.

Se ha demostrado que es económicamente conveniente el plan piloto y para verifi-

car los resultados anteriores vamos a hallar el VAN y el TIR.

El VAN y el TIR son dos indicadores financieros que nos permiten evaluar la renta-

bilidad de un proyecto de inversión. Si el resultado del VAN es positivo, el proyecto

es viable. La fórmula que nos permite calcular el Valor Actual Neto es:

VAN=−I+∑n=1N ( Qn

(1+r )n)

Donde:

Qn: es la falla de aislación del transformador que es de 200 mil $

I: es la inversión en supervisión on-line, es de 100 mil $

N: es el número de períodos considerado, es de 10 años

r: es la tasa de descuento a ser utilizada, corresponde a la Tasa Mínima Atractiva de Retorno

(COC), más la tasa de riesgo país (TRP). Actualmente en el Paraguay la TMAR es la siguiente:

TMAR=COC+TRP=4%+6%=10%

Cuando el VAN toma un valor igual a 0, r pasa a llamarse TIR (Tasa Interna de

Retorno). La TIR es la rentabilidad que nos está proporcionando el proyecto.

El resultado del VAN (10%) es +2451.6 millones, por lo que la propuesta del plan

piloto es viable.

4.7 CONCLUSIONES

La utilización de sistemas de monitoreo en línea para transformadores de potencia

trae diversos beneficios, tales como la reducción del riesgo de fallas catastróficas,

el control y extensión de la vida útil del equipo, el aumento de disponibilidad del

sistema eléctrico debido a la reducción de paradas del equipo para mantenimiento

predictivo, la reducción de los costos de mantenimiento y de contratación de segu-

ros, etc.

La experiencia aquí presentada, de un sistema de monitoreo para un transforma-

dor de 30MVA 115kV, demostró que eses beneficios pueden estar disponibles no

solamente para transformadores de grande potencia, sino también para transfor-

madores de pequeño y medio porte.

Uno de los principales factores que contribuyeron para eso fue el empleo de tec-

nologías de punta, tales como la arquitectura modular de sensores y descentrali-

zada y la transmisión inalámbrica de datos por la infraestructura de telefonía celu-

lar y por la Internet. Contribuyó también para eso la innovadora contratación del

software de monitoreo y su infraestructura en forma de servicios, y no en la moda-

lidad de adquisición de bienes como se hace tradicionalmente.

Las tecnologías modernas de comunicación en combinación con el creciente de-

sarrollo de equipos inteligentes para el monitoreo de equipos eléctricos son herra-

mientas que proporcionan confiabilidad a los sistemas de potencia modernos.

5. COMPARACIÓN.

De acuerdo con el estudio realizado, las ventajas más sobresalientes que provee el

sistema de monitoreo online frente al sistema utilizado en la actualidad por el SIN son:

Proporcionan información sobre la condición operativa de los transformadores.

Crean un historial de datos informáticos digitales de los parámetros del trans-

formador. El registro de datos del sistema actual es manual y difícil de contras-

tar.

Los datos de operación del sistema monitorizado son mantenidos en servido-

res informáticos de máxima seguridad, previniendo intrusiones de terceros.

Permiten en algunos casos, sobrecargar los transformadores sin reducir su

vida útil, dado que se tiene un seguimiento más preciso del estado del transfor-

mador.

Cambian de mantenimientos periódicos a mantenimientos basados en la condi-

ción real del equipo, permitiendo así la aplicación de un sistema de manteni-

miento predictivo.

Auxilia en la toma de decisiones, debido a que los datos están disponibles con

mayor facilidad y en menos tiempo.

Reducen el riesgo de fallas catastróficas y los costos asociados con ellas.

Verifican los cambios en las condiciones operativas y del estado del sistema

aislante después de un mantenimiento y de esta manera justificar la realización

de mantenimientos a las demás unidades del banco.

Por lo tanto, se puede ver que la conveniencia de un sistema de monitoreo online se

traduce con varios beneficios a largo plazo, incluyendo el aumento de la vida útil de

los bancos de transformadores y una mayor eficiencia en el mantenimiento. La predic-

ción de posibles fallas catastróficas, es un muy importante valor agregado que no

debe dejar de tenerse en cuenta, ya que en el ámbito de la transmisión energía, una

falla significaría una enorme pérdida monetaria.

BIBLIOGRAFÍA

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matizado para un transformador de fuerza de una subestación eléctrica”.

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ESCURRA MEZA, Martín: “Supervisión y Diagnóstico ON-LINE de Transfor-

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ANEXOS.