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Emisión Acústica en transformadores de

potencia1

Ajusco 15, Colonia Portales, Delegación Benito Juárez, C.P. 03300, México, D.F.

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• Equipo mas caro en la subestación• Muchos años en operación• Primera indicación de un problema: Gases Disueltos• Comenzar investigación para determinar el origen de los

gases• Sacar el equipo de operación para realizar las pruebas en

línea son cada vez mas difíciles.• Entre mas información se obtiene con el transformador en

línea, mejor se planean acciones futuras.a) Análisis de Gases disueltosb) Termografíac) Vibraciónd) EA

• Si hay una falla:a) Reparación en sitiob) Mandarlo con el fabricante

• En ambos casos seria muy conveniente saber la posición de la falla

TRANSFORMADORES


Emisión Acústica en transformadores de potencia

• 25/500 kV, trifásico, 784 MVAWestinghouse, Acorazado

• Transformador en operación por 20 añossin ningún problema.

• Comenzó a generar gases (metano, etano,etileno e hidrógeno).

• Gases totales = 9000 ppm• AGD indicaba una falla térmica.• Probado con EA por 68 horas en Mayo

2002.• 2 áreas (clusters) de actividad acústica

fueron detectadas

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CASO 1. Sobrecalentamiento de una barra en un transformador de máquina



CASO 1. Sobrecalentamiento de una barra en un transformador de máquina

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VENTAJAS• En-línea• No-invasiva• Detecta actividad en tiempo real• Detección tempranaLOCALIZACION DE LA FALLA EN 3D.• Orienta la inspección interna a áreas

especificas en el transformador.• Rápida inspección• Altamente sensitiva• Registro permanente de la prueba• Monitoreo global

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Emisión AcústicaFalla

Sensor

Evento

BAJO VOLTAJE

Vertical

Profundidad

Horizontal(0,0,0)

Nota: El origen (0,0,0) corresponde a la esquina inferior izquierda del lado de alto voltaje.

6Ajusco 15, Colonia Portales, Delegación Benito Juárez, C.P. 03300, México, D.F.


Emisión AcústicaSEVERIDAD

A. Normal: No se detecto actividad acústica.Continúe la operación normal.B. Actividad de baja intensidad detectada. No se requiere darseguimiento, mantener el área como referencia para pruebas oinspecciones internas futuras. Continúe la operación normalC. Intensidad media se recomienda dar seguimiento, usar otraspruebas no-destructivas como análisis de vibraciones paraconfirmar, y monitorear los gases disueltos a mayor detalle.D. Intensiva: Seguimiento es muy recomendado. Use otraspruebas no destructivas como análisis de vibraciones paraconfirmar, incremente los periodos de muestreo de aceite, planeela salida de operación y considere efectuar una inspección internao mantenimiento mayor.

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• Probado en Octubre 2001.• No se detectaron eventos• Actividad continua canal 12• Fallo en Enero 2003 (15

meses después EA test)• Área de falla: Devanado de

alta tensión, parte bajabobina fase C

Canal 12

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CASO 2. Transformador TR74



• Probado en October 2001:Dos áreas de actividad, ambos en laFase C. “Cluster” 1 en la parte alta dela bobina y cluster 2 en la partemedia. También, actividad continuafue detectada en la parte inferior deesa bobina.• Probado nuevamente en Febrero

2003.• Incremento en actividad con

respecto a la prueba realizada en2001, misma área donde la unidadTR74 fallo.

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• Probado por primera vez enFebrero 2003. Fuente de actividadacústica localizada en la parte bajade la bobina Fase A. “Cluster” 1

• Orígenes posibles:a) Transformador de regulaciónb) Parte baja de la bobina de la

Fase A (misma posición – fasediferente – que unidades TR72 &TR74)

• Sigue en operación

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CASO 3. Autotransformador,originalmente un Westinghouse pero reparado por GE en 1989, 138/69 kV, OA/FA/FOA, 50/66/83/93 MVA, tipo

núcleo

Aceite en parte superior de laboquilla de alta tensión H2estaba oscureciéndose…

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No se esperaba encontrar actividad acústica en el tanque principal ya que losvalores de gases disueltos indicaban operación normal de el transformador.

Fecha H2 CO CO2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 TDCG

7/23/2002 0 210 1551 6 1 15 0 232

“Cluster” 1 localizado unas pocaspulgadas de la pared de alto voltaje(HV) , justo enfrente del área dondese encuentra la parte inferior de estaboquilla (H2).

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CASO 3



CASO 4Detección de descargas parciales durante la prueba de voltaje inducido

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• Taller de reparación• 230/13.8 kV, trifásico• EA fue usada durante la prueba

de voltaje inducido• RIV indico hasta 2000 μV y un

nivel de 400 pC en la fase A• Sensores fueron

reposicionados en base a la actividad acústica detectada.



CASO 4

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Dos áreas de actividad fueron detectadas EA detectadas al 50% del voltaje nominal EA registrada con niveles de 100 μV de RIVInspección interna:• Decoloración en el papel aislante de la

phase B• Terminales de baja tensión y del

cambiador bajo carga no estaban separadas adecuadamente ni bien aisladas.

Unidad probada después de ser reparada y se obtuvo un valor de 200 μV



Colocación de sensores

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• Para un transformador de núcleo de tres fases, instalar 1 sensor en elárea general de la conexión del fondo de cada casquillo.

• Colocar sensores adicionales aproximadamente al centro de cadamiembro del devanado sobre los lados de alto y bajo voltaje del tanque

• Si están disponibles sensores extra, colocarlos en los extremos deltanque.

• Para un transformación de 1 núcleo de una fase, instalar 1 sensor en elárea general de cada casquillo en la conexión del fondo.

• Colocar sensores adicionales aproximadamente al centro de cada en cadamiembro de los devanados sobre 4 lados del tanque.




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• Si el transformador tiene un autotransformador preventivo en el interior, debeconsiderarse la colocación de 1 o 2 transductores cercanos a esta localización.

• Usando las mismas localizaciones de sensor y ajustes del software con la prueba atransformadores idénticos, se permite establecer datos ambientales de referencia paraese diseño particular.

• Los sensores pueden moverse para mejorar la recepción de señal desde una fuenteespecífica

• Debe aplicarse gel acoplante suficiente a la cara del transductor para asegurar unatransmisión eficiente de las señales de EA desde la pared del tanque al cristal dedetección.

• Bloques de protección magnéticos de la señal de los sensores: El lugar donde estáinstalada la protección se obtiene generalmente haciendo referencia a las imágenes o lasnotas de la experiencia pasada con el transformador.




Los sensores de EA son instaladosen las proximidades del casquillode alto voltaje. Un sensoradicional fue instalado en el ladoopuesto.

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Se colocaron sensores de EAsobre lado-pared deltransformador paramonitorear el núcleo interno.Un sensor de EA fue colocadoen el lado-pared opuesto deltransformador .

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Termografía• Eficiencia del sistema de enfriamiento• Conexiones• Nivel de aceite• Accesorios(bombas, cambiador)



Análisis de gases disueltos en campo

• Cromatógrafo portátil

• Detecta todos los gases de falla

• Resultados obtenidos en20 minutos

• Puede ser usado entransformadores, interruptores ycambiadores de derivación bajocarga



Vibración

• Aflojamiento de componentes internos

• Mediciones periódicas permiten detectar tendencias en el comportamiento del equipo

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