353518116-IEEE-Guide-for-Application-for-Monitoring-Equipment-to-Liquid-Immersed-Transformers-and-Components.en.es.pdf

Guía de IEEE para la aplicación de control de equipos a los transformadores sumergidos en líquido y Componentes

IEEE Poder y Sociedad de Energía

Patrocinado por el Comité de los transformadores

IEEE

3 Park Avenue Nueva York, NY 10016-5997 EE.UU.

19 de de diciembre de 2012

IEEE Std C57.143 ™ -2012


Patrocinador

Comité transformadores del

IEEE Poder y Sociedad de Energía

Aprobada en 5 de diciembre de 2012

Consejo de Normas IEEE-SA

Abstracto: Abstracto:I dentificación de los parámetros clave que pueden ser monitoreados para la obtención de una indicación de la condición de los transformadores de líquido sumergido está cubierto por esta guía. También cubre el r iesgo / beneficio, la aplicación del sensor, y control de la aplicación de sistemas. Esta guía no cubre la interpretación de los resultados del monitoreo. palabras clave:I EEE C57.143, transformadores de líquido sumergido, monitoreo transformador •

El Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Inc. 3 Park Avenue, Nueva York, NY 10016-5997, EE.UU. Copyright © 2012 por el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Inc. Todos los derechos reservados. Publicado el 19 de diciembre de 2012. Impreso en los Estados Unidos de América.

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ISBN 978-0-7381-8027-4 ISBN 978-0-7381-8030-4

STD98027 STDPD98027

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Leyes y regulaciones Los usuarios de estos documentos deben consultar a todas las leyes y regulaciones aplicables. El cumplimiento de las disposiciones de esta norma no implica el cumplimiento de todos los requisitos reglamentarios aplicables. Los ejecutores de la norma es responsable de observar o se refieran a los requisitos reglamentarios aplicables. IEEE no lo hace, por la publicación de sus normas, la intención de instar a la acción que no está en conformidad con las leyes aplicables, y estos documentos no se pueden interpretar como hacerlo.

Derechos de autor Este documento es propiedad de la IEEE. Se hace disponible para una amplia variedad de usos tanto públicos como privados. Estos incluyen tanto el uso, por referencia, en las leyes y reglamentos, y su uso en la autorregulación privada, la estandarización y la promoción de prácticas y métodos de ingeniería. Al hacer este documento a disposición para su uso y adopción por parte de las autoridades públicas y los usuarios privados, el IEEE no renuncia a ningún derecho sobre los derechos de autor de este documento.

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el desarrollo de estándares IEEE http://standards.ieee.org/index.html .

proceso,

visitar

IEEE-SA Sitio Web en

Errata para esta y todas las demás normas se pueden consultar en la siguiente URL: http://standards.ieee.org/findstds/errata/index.html . Se anima a los usuarios a comprobar esta URL para erratas periódicamente. erratas,

Si alguna,

patentes Se llama la atención a la posibilidad de que la aplicación de esta norma puede requerir el uso de la materia cubierta por derechos de patente. Por la publicación de esta norma, no posición es tomada por el IEEE con respecto a la existencia o validez de los derechos de patentes en relación con la misma. Si un solicitante titular de la patente o patente ha presentado una declaración de fiabilidad a través de una carta Aceptado de Aseguramiento, entonces la declaración aparece en el sitio web del IEEE-SA a http://standards.ieee.org/about/sasb/patcom/patents.html . Cartas de garantía podrán indicar si el Peticionario está dispuesto o no está dispuesto a conceder licencias de acuerdo con los derechos de patente sin compensación o debajo de un precio razonable, con los términos y condiciones razonables que puedan demostrarse exentas de cualquier discriminación injusta a los solicitantes que deseen obtener tales licencias.

pueden existir reivindicaciones de patente esenciales para los cuales no se ha recibido una carta de garantía. El IEEE no es responsable de identificar demandas de patente para la que se puede requerir una licencia, para la realización de investigaciones sobre la validez jurídica o el alcance de las patentes de Reclamaciones, o determinar si alguno de los términos de licencia o condiciones previstas en r elación con la presentación de una carta de garantía, si los hubiere, o en cualesquiera acuerdos de licencia son razonables o no discriminatorio. Los usuarios de esta norma se advierte expresamente que la determinación de la validez de los derechos de patente, y el riesgo de lesión de sus derechos, es enteramente su propia responsabilidad. Más información se puede obtener de la Asociación de Estándares del IEEE.

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Introducción Esta introducción no es parte de IE EE Std C 57.143-2012, IEEE Guía para la aplicación de control de equipos a los transformadores sumergidos en líquido y componentes. Durante muchas décadas, los usuarios de transformadores han buscado la manera de evaluar el estado general del aparato de energía eléctrica e identificar problemas específicos. A través de los años, las pruebas de diagnóstico se han desarrollado, basado en la tecnología disponible. En los últimos años, un medio sofisticado ha evolucionado para recoger una gran cantidad de información de diagnóstico, mientras que el equipo está en servicio.

Periódica fuera de línea pruebas de diagnóstico siguen desempeñando un papel importante en la industria. Sin embargo, o un control “continuo” “línea situ” puede superar algunas de las limitaciones fundamentales de las pruebas fuera de línea, en que puede aumentar el rendimiento y la fiabilidad de los aparatos de alimentación de la subestación, se puede reducir los costes de mantenimiento, y puede ayudar en la la optimización de las operaciones de aparatos y procedimientos de mantenimiento y ayudar a manejar el creciente riesgo de envejecimiento de la población de los transformadores y componentes.

A partir de la década de 1980, la industria y las empresas eléctricas cambiado sus estrategias y los recursos procedentes de la construcción y expansión, para el mantenimiento y diagnóstico de las plantas que se construyeron en el auge del desarrollo de los años 1960 y 1970. Los registros de mantenimiento se recuperaron, tabularon y se analizaron; Se crearon bases de datos. tecnología de mantenimiento evolucionado a través de los cuatro niveles siguientes:

•

Correctiva: Asegurarse de que el equipo está operativo y funcional

•

Preventiva: Optimización del rendimiento del equipo

•

Predictivo: Diagnóstico inminente tiempo de inactividad para el mantenimiento

•

Estratégica / optimización: los controles operacionales y hoy la gestión de activos a nivel corporativo, sistemas de optimización de la

planta se han vuelto bastante común, y el borde delantero de la tecnología ahora se centra en los sistemas de mantenimiento predictivo. Sin embargo, el seguimiento de los transformadores y otros aparatos eléctricos tiene varios retos: la fiabilidad de los equipos electrónicos, el costo de los monitores, continuando el desarrollo de los sensores y sistemas de monitoreo, rendimiento bajo duras condiciones de campo, la falta de disponibilidad de conocimientos de campo, recopilación de datos y la interpretación.

Esta guía describe la mayor parte de la continua supervisión en línea y métodos de diagnóstico que son en la práctica común en el momento esta guía se escribió, y proporciona información adicional en el caso de las técnicas en desarrollo. Esta guía se dirige a los parámetros de funcionamiento del transformador que pueden ser monitoreados y los riesgos y beneficios de la monitorización. También proporciona consideraciones de especificación de monitoreo de hardware, software y sistemas de comunicación. A los efectos de esta guía, el término transformador s e refiere, pero no se limi ta a: transformadores elevadores generador; autotransformadores; de desplazamiento de fase transformadores; la regulación de transformadores; transformadores de transmisión de Interconexión; transformadores convertidores de corriente continua; transformadores de medida; venta al por menor, cli ente, o los transformadores de servicios industriales ;, y derivación, serie y reactores saturables.

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Participantes En el momento en que se completó guía, el monitoreo en línea Guía del Grupo de T rabajo tuvo los siguientes miembros:

Donald Chu, Silla Andre Lux, Vicepresidente

tony rosa Secretario Jacques Aubin Carlo Arpino Derek Ashby Ron Barker David Barnard William Bartley Claude Beauchemin Jeff Benach Zalya Berler Enrique Betancourt Tom Breckenridge Kent Brown Donald Cash Luiz Cheim Bill Chiu John William Crouse Darovny Dieter Dohnal Donald Fallon Pierre Feghali George Michael Forrest Franchek James Gardner Andreas Garnitschnig

James Graham Bill Griesacker Jack Martillos John Harley Gary Hoffman Rowland James, Jr. Virendra Jhonsa Claude Kane

CJ Kalra Joseph Kelly Dong Kim John Lackey Stanley Thomas Lindgren Lundquist Michael W. Martin Terence J. Martin Phillip McClure Doug McCullough Paul Russell Mushill Nordman Arturo Núñez Remi Páginas Paul Pillitteri Thomas Prevost

Mark Rivers Oleg Roizman Surinder Sandhu Ewald Schweiger Devki Sharma H. Jin Sim Brian Thomas Sparling Spitzer Bengt-Olof Stenestam Craig Stiegemeier Christoper Sullivan Jim Thompson Robert Thompson, Robert Tillman Greg Troxell Lucas Vanderzel Richard Van Neste Roger Verdolin Herman Vogel David Wallach Joe Watson Roger Mechas Shuzhen Xu Peter Zhao

Los siguientes miembros del comité de votación votaron en esta guía. Balloters hayan votado para su aprobación, desaprobación o abstención. Mohamed Abdel Khalek William Ackerman Michael Adams Donald Angell Stan Arnot Carlo Arpino Jacques Aubin Barry Beaster Claude Beauchemin Jeffrey Benach Bill Chiu Randall Bal Groves

WJ Bil Bergman Enrique Betancourt Steven Wallace Bezner Carpeta Thomas Blackburn William Bloethe

C. Clair Claiborne Larry Craig Coffeen Colopy Jerry Corkran John Crouse Willaim Darovny Dieter Dohnal Gary Donner Donald Dunn Gary Engmann James Donald Fairris Fallon Rabiz Foda José Foldi George Forrest Marcel Fortin Fredric amigo George Frimpong Jalal Gohari Edwin Goodwin James Graham

Boettger W. Paul Boman Dietrich Bonmann Steven Brockschink Antonio Cardoso Arvind K. Chaudhary

Gupta Said Hachichi John Harley

J. Harlow, David Harris Roger Hayes Joshua Herz Gary Heuston Gary Hoffman Philip Hopkinson Catalina Hurley R. Jackson Rowland James Wayne Johnson Lars Juhlin Laszlo Kadar

C. Kalra Gael Kennedy Sheldon Kennedy, Joseph L. Alexander Koepfinger Kraetge

vi Copyright © 2012 IEEE. Todos los derechos reservados.

Jim Kulchisky säumen Kundu John Lackey Chung-Yiu Lam Stephen Thomas Lambert La Rose

S. Lindgren Hua Liu Thomas Lundquist Greg Luri J. Dennis Marlow Terence Martin John Matthews Omar Mazzoni James McBride Phillip William McClure McDermid José Melanson Gary Michel

Bansi Patel Shawn Patterson Patterson Wesley J. Patton Brian Penny Alan Peterson Christopher Paul Pétrola Pillitteri de Tony Rosado Donald Platts Alvaro Portillo Lewis Powell Gustav Preininger Tom Prevost Jean-Christophe Riboud Johannes Rickmann Michael Roberts Charles Rogers Oleg Roizman Zoltan romana Marnie Roussell Thomas Rozek Sukhbir Sachdev Dinesh Sankarakurup Bartien Sayogo

C. Michael Miller Daniel Mulkey Jerry Murphy Ryan Paul Musgrove Mushill Michael S. Newman Joe Nims

Ewald Schweiger Lubomir Sevov Hamid Sharifnia Devki Sharma Gil Shultz Hyeong Sim Charles Simmons James Smith Brian Thomas Sparling Spitzer Nagu Srinivas Gary Stoedter James Thompson Eric Udren

John A. Vanneste Vandermaar Richard John Vergis David Wallach Barry Ward Joe Watson Kenneth White Roger Alan Wicks, Wilks John Wilson Jian Yu Zhu Hugh

Cuando el Consejo de Normas IEEE-SA aprobó esta norma, el 5 de diciembre de 2012, que tenía los siguientes miembros:

Richard H. Hulett, Silla John Kulick, Vicepresidente

Robert M. Grow, Ex Presidente

Konstantinos Karachalios, Secretario Satish Aggarwal Masayuki Ariyoshi Peter Balma William Bartley Ted Burse Clint Chaplin Wael Diab Jean-Philippe Faure

Alexander Gelman Paul Houzé Jim Hughes joven Kyun Kim Joseph L. Koepfinger * David Law J. Thomas Lee Hung Ling

* miembro Emérito También se incluyen los siguientes enlaces Consejo de Normas IEEE-SA sin derecho a voto:

Richard Blasio, DOE Representante Michael Janezic, Representante del NIST

Catalina Berger Normas IEEE Senior Program Manager, Desarrollo Documento Erin Spiewak Normas IEEE Administrador de Programas, Desarrollo del Programa Técnico

vii Copyright © 2012 IEEE. Todos los derechos reservados.

Oleg Logvinov Ted Olsen Gary Robinson Jon Walter Rosdahl Mike Seavey Yatin Trivedi Phil Winston Yu Yuan

Contenido 1. Información general ............................................... .................................................. .................................................. . 1

1.1 Alcance ................................................ .................................................. ................................................. 1 1.2 Propósito ................................................ .................................................. .............................................. 1 2 Referencias normativas .............................................. .................................................. .................................. 2 3. Definiciones ............................................... .................................................. ................................................. 3 4. necesidades de vigilancia de transformadores de alto voltaje y accesorios ....................................... ....................... 4

4.1 Generalidades ................................................ .................................................. .............................................. 4 4.2 Los transformadores de potencia ............................................... .................................................. ............................. 4

4.3 Los transformadores de medida ............................................... .................................................. ...................... 6

4.4 bujes ................................................ .................................................. ............................................ 8 cambiadores de toma de carga 4.5 .............................................. .................................................. .............................. 10

5. parámetros monitorizados .............................................. .................................................. ............................... dieciséis

5.1 General ................................................ .................................................. ............................................ dieciséis 5,2 Disuelto análisis de aceite de gas en ........................................... .................................................. ................ dieciséis

5.3 Humedad en aceite .............................................. ......................................... ......... ................................... 18 5,4 de descargas parciales ............................................... .................................................. ............................... 19 5.5 Transformador temperaturas ............................................... .................................................. ................. 21 5.6 temperaturas de los devanados ............................................... .................................................. ....................... 21

corriente de carga y voltaje 5,7 ............................................. .................................................. .................... 22 5.8 Aislamiento del factor de potencia .............................................. .................................................. ...................... 23 5.9 Bomba / Funcionamiento del ventilador ............................................. .................................................. ............................ 23

operaciones de carga 5,10 cambiador de tomas (LTC) .......................................... .................................................. ..... 24

5,11 membrana Conservador ............................................... .................................................. ................... 24

6. sistemas y equipos de vigilancia ............................................ .................................................. ............ 25 6.1 Monitorización descripción del sistema .............................................. .................................................. .......... 25

6.2 Sensores ................................................ .................................................. ............................................. 25 6.3 especificación Hardware ............................................... .................................................. ..................... 26 6.4 Señales ................................................ .................................................. ............................................. 27 6.5 de adquisición de señales ............................................... .................................................. ............................. 27

6.6 Aplicación de sensores .............................................. .................................................. ....................... 28 6.7 Consideraciones de instalación ............................................... .................................................. ................ 29

6.8 Función de control ............................................... .................................................. ................................ 31 6.9 Selección de hardware y protocolos de comunicaciones ............................................ ............................... 31 6.10 aplicación Datos ............................................... .................................................. .............................. 32 6.11 criterio de selección para el sistema de monitoreo en línea en ................... ...................... ... ............................... 33

6.12 diagnóstico en línea de transformadores ........................................... .................................................. 33 .. 7. Beneficios económicos .............................................. .................................................. ............................................. 34

7.1 Introducción ................................................ .................................................. ..................................... 34 7.2 Inspección y mantenimiento costes ............................................. .................................................. ....... 35 7.3 La falta de resolución costó .............................................. .................................................. ........................ 36

7.4 Refuerzo de la capacidad de sobrecarga ............................................. ................... ............................... . 43 7,5 aplazamiento reemplazo transformador .............................................. .................................................. .... 46

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el coste del sistema 7.6 Seguimiento .............................................. .................................................. ...................... 47

7.7 Evaluación global ............................................... .................................................. .............................. 47

Anexo A Bibliografía (informativo) ............................................ .................................................. ............. 48 Anexo B del factor de potencia (informativo) de buje y la capacitancia ........................................ ........................... 54

B.1 Introducción .............................................. .................................................. ....................................... 54 B.2 método de la suma actual ............................................ .................................................. ............................ 54

método B.3 Tan δ ............................................ .................................................. ...................................... 55 B.4 Factor / ......................................... Tan δ potencia relativa .................................................. .................. 55 Anexo C (informativo) de descarga parcial: métodos eléctricos y acústicos ...................................... ........... 57 C.1 Introducción .............................................. .................................................. ....................................... 57 C.2 PD eléctrica ............................................. .................................................. ...................................... 57 C.3 acústica PD ............................................. .................................................. ....................................... 59 Anexo D (informativo) temperatura del bobinado directo .......................................... ......................................... 62 D.1 tiempo de decaimiento de fluorescencia ............................................ .................................................. ..................... 62

D.2 sensor de temperatura distribuido ............................................ .................................................. ........... 66 Anexo E protocolos de comunicaciones (informativo) para equipos de monitoreo en línea ................... ............ 68

E.1 Introducción .............................................. .................................................. ....................................... 68 E.2 El papel y los requisitos de un protocolo ........................................ .................................................. 68 .. Selección de protocolo E.3 ............................................. .................................................. ............................... 69

E.4 práctica recomendada ............................................. .................................................. ...................... 70 E.5 consideraciones de hardware de comunicación ............................................ ............................................. 72

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AVISO IMPORTANTE: documentos IEEE estándares no son necesarias para la seguridad, la salud o la protección del medio ambiente, ni asegura contra la interferencia o de otros dispositivos o redes. Los ejecutores de documentos estándares IEEE son responsables de determinar y cumplir con todas las de seguridad, la seguridad, las prácticas, salud y protección del medio ambiente interferencia apropiadas y todas las leyes y regulaciones aplicables.

Este documento IEEE se pone a disposición para su uso con sujeción a los avisos importantes y avisos legales. Estos avisos y renuncias aparecen en todas las publicaciones que contienen este documento y pueden encontrarse bajo el encabezamiento “Aviso importante” o “Avisos importantes y renuncia de responsabilidades relativas a los documentos de IEEE.” También pueden obtenerse a petición del IEEE o consultarse en

http://standards.ieee.org/IPR/disclaimers.html .

1. Información general La monitorización en línea de transformadores de potencia y accesorios asociados se está convirtiendo en una característica esencial de los sistemas de suministro eléctrico. La justificación para el control en línea es impulsado por la necesidad de aumentar la disponibilidad de los transformadores de potencia, re-dirección del tiempo y / o mantenimiento basado en el funcionamiento de acondicionadores de mantenimiento basado, gestión de activos y la vida y el análisis de fallo de causa.

1.1 Alcance Esta guía cubre la identificación de los parámetros clave que pueden ser monitoreados para la obtención de una indicación de la condición de los transformadores de líquido sumergido. También cubre el riesgo / beneficio, la aplicación del sensor, y control de la aplicación de sistemas. Esta guía no cubre la interpretación de los resultados del monitoreo.

1.2 Propósito El propósito de este documento es proporcionar una guía a los que especifica, se aplica, instalar y utilizar el equipo de monitoreo en línea de transformadores de potencia sumergidos en líquido y sus componentes.

1 Copyright © 2012 IEEE. Todos los derechos reservados.

IEEE Std C57.143-2012 Guía de IEEE para la aplicación de control de equipos a los transformadores sumergidos en líquido y Componentes

2 Referencias normativas Los siguientes documentos de referencia son indispensables para la aplicación de este documento (es decir, deben ser comprendidos y utilizados, por lo que cada documento de referencia se cita en el texto y su relación con este documento se explica). Para las referencias con fecha, sólo se aplica la edición citada. Para las referencias sin fecha se aplica la última edición del documento de referencia (incluyendo cualquier modificación o corrección) se aplica. IEC 60599, Guía para la Interpretación de los gases disueltos y gratuito Análisis.

1

IEEE Std C37.90.1 ™, el estándar IEEE resistencia a la sobretensión pruebas de capacidad (SWC) para relés y de relés sistemas asociados con eléctrico aparato de poder. 2, 3

IEEE Std C37.90.2 ™, IEEE Standard resistencia a la sobretensión capacidad de los sistemas de retransmisión a interferencia radiada electromagnética de transceptores.

IEEE Std C57.12.80 ™, IEEE Terminología estándar de potencia y transformadores de distribución. IEEE Std C57.12.90 ™, Código de prueba estándar IEEE para su distribución, potencia y transformadores de regulación Inmerso-líquido y la Guía de IEEE para corto circuito de pruebas de transformadores de distribución y potencia.

IEEE Std C57.13.3 ™, Guía de IEEE a los circuitos y en el secundario del transformador de puesta a tierra del instrumento. IEEE Std C57.104 ™, IEEE Guía para la Interpretación de los gases generados en los transformadores en baño de aceite. IEEE Std C57.148 ™, IEEE estándar para el control Armarios de transformadores de potencia. IEEE Std 1379 ™, IEEE Práctica Recomendada para comunicaciones de datos entre unidades terminales remotas y dispositivos en subestaciones.

1p ublicaciones de la

CEI están disponibles en el Departamento de Ventas de la Comisión Electrotécnica Internacional, Case Postale 131, 3, rue de Varembé, CH-1211, Ginebra

20, Suiza / Suisse (http://www.iec.ch/). publicaciones de la CEI también están disponibles en los Estados Unidos desde el departamento de ventas, American National Standards Institute, 25 West 43rd Street, 4th Floor, New York, NY 10036, EE.UU. (http: // www.ansi.org/). 2I EEE publicaciones están disponibles en el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Inc., 445 Hoes Lane, Piscataway, NJ

08854, EE.UU. ( http://standards.ieee.org/ ). os estándares IEEE o productos mencionados en esta cláusula son marcas registradas del Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Inc. 3L



3. Definiciones A los efectos de esta guía, se aplican los siguientes términos y definiciones. los Normas IEEE Diccionario en línea debe ser consultado para los términos no definidos en esta cláusula. 4

unidad de adquisición de datos (DAU): Una unidad de adquisición de datos (DAU) recoge datos de uno o más sensores y / o los IED. La adquisición de datos incluye el acondicionamiento de señal y la conversión de analógico a digital. La información de la DAU se pasa a ser procesados, o el DAU se puede consultar directamente para su información. Ver también: unidad terminal remota (RTU). almacén de datos: U n almacén de datos proporciona funciones de almacenamiento de datos para referencia futura y también puede proporcionar una fuente de información para el mantenimiento, la gestión del trabajo, otros programas y sistemas, y el análisis avanzado sistema.

desenergizado cambiador de tomas (DETC): cambiador de tomas diseñado para funcionar únicamente cuando el transformador se queda sin energía.

diagnóstico: Interpretación de los datos suministrados por el sistema de supervisión.

ángulo de fase dieléctrica:L a diferencia angular de fase entre la tensión alterna sinusoidal aplicado a un dieléctrico y el componente de la corriente alterna que tienen el mismo período resultante como la tensión. análisis disuelto gas-en-aceite (DGA): Un método para determinar las cantidades y el tipo de gases que se disuelven en los fluidos aislantes para el propósito de determinar fallas incipientes. factor de disipación: ( A) La relación entre la energía disipada a la energía almacenada en un elemento para un ciclo. (B) (dieléctrica) la cotangente del ángulo de fase entre una tensión sinusoidal aplicada a través de un dieléctrico (o combinación de los dieléctricos) y la corriente resultante a través del sistema dieléctrico. (C) La tangente del ángulo de pérdida dieléctrica.

NOTA-Para valores pequeños de pérdida dieléctrica, factor de disipación ángulo es prácticamente igual al factor de potencia de aislamiento (PF). Ver IEEE Std C57.19.03. 5

análisis de fallo de causa: Análisis de la falta causa (FCA) es el diagnóstico de fallos o mal funcionamiento. En términos de monitoreo en línea, FCA utiliza los parámetros monitorizados para sacar una conclusión sobre la causa del fallo o mal funcionamiento y por lo tanto reemplazar o complementar la fase de resolución de problemas de mantenimiento correctivo. dispositivo electrónico inteligente (IED): Un IED es un dispositivo con capacidades de procesamiento internos y puede ser descrito como un “sensor inteligente” que proporciona vigilancia y / o funciones de control.

intruso: Apertura y / o exponer el interior de un transformador o de sus componentes a efectos de inspección, mantenimiento, o la instalación de sensores para la recogida de datos. cambiador de tomas en carga (LTC): Un dispositivo conmutador selectivo, que puede incluir contactores de interrupción de corriente, que se utiliza para cambiar transformador grifos con la carga del transformador de energía y de transporte. Syn: cambiador de toma de carga en ( IEC). Ver I EEE Std C57.12.80, IEEE terminología estándar para transformadores de distribución y potencia.

no intrusiva: Sin necesidad de abrir o exponer el interior de un transformador o de sus componentes. en línea: Mientras que el equipo o sistema es eléctricamente energizado.

cambiador de tomas en carga (OLTC): Ver cambiador de tomas en carga. descarga parcial (PD): Una descarga eléctrica que penetra sólo parcialmente o puentea el aislamiento entre los componentes eléctricos y puede o no puede ocurrir adyacente a un conductor.

Factor de potencia: El coseno del ángulo de fase dieléctrica (o la tangente del ángulo de pérdida dieléctrica).

4 Normas

IEEE Diccionario en línea suscripción están disponibles en:

http://www.ieee.org/portal/innovate/products/standard/standards_dictionary.html . 5L as notas en texto, tablas y figuras se dan sólo a título informativo y no contienen los requisitos necesarios para aplicar la norma.



unidad terminal remota (RTU): Una RTU es un dispositivo que recoge datos, los códigos de datos en un f ormato que es transmisible y transmite los datos a una estación central o principal. Un RTU también puede recopilar información desde el dispositivo maestro e implementa procesos que están dirigidos por el maestro. tan delta: La tangente del ángulo de pérdida dieléctrica (factor de potencia). cambiador de tomas bajo carga (TCUL): Ver: cambiador de tomas en carga.

4. necesidades de vigilancia de transformadores de alto voltaje y accesorios 4.1 Generalidades Las necesidades de vigilancia definidos en esta cláusula incluye tanto transformadores de potencia y transformadores de medida. Aunque los materiales, modos de fallo, y métodos de diagnóstico son similares, las diferencias de tamaño y costo pueden presentan problemas únicos.

4.2 Los transformadores de potencia problemas de transformadores pueden ser caracterizados como aquellos que surgen de defectos de fabricación, las derivadas de procesos de deterioro, y los inducidos por condiciones que excedan la capacidad del transformador de funcionamiento. Estas condiciones pueden tardar muchos años en desarrollarse en un problema o fallo. Sin embargo, en algunos casos consecuencias indeseables pueden desarrollarse rápidamente.

procesos de deterioro relacionados con el envejecimiento son acelerados por, tensiones mecánicas térmica, y tensión. temperatura elevada, junto con el contenido de oxígeno, contenido de humedad y otros contaminantes contribuye significativamente a la degradación del aislamiento acelerado. La tasa de deterioro puede verse agravada por la presencia de contaminantes y por el desgaste mecánico o electro-mecánica. Características de los procesos de deterioro incluyen la acumulación de lodos, la resistencia mecánica debilitada de materiales de aislamiento tales como papel envuelto en el conductor, y la contracción de los materiales que proporcionan soporte mecánico. El sobrecalentamiento de aislamiento que tiene alto contenido de agua puede causar burbujas de gas en el fluido aislante. Las burbujas pueden causar grave reducción de la resistencia dieléctrica de la estructura aislante, que podría resultar en un fallo dieléctrico eventual.

La monitorización continua permite la acción correctiva oportuna. Una acción prematura podría dar lugar a los recursos de mantenimiento valiosos perdidos; acción tardía podría resultar en consecuencias costosas (por ejemplo, un fallo del equipo). de carga superior puede ser tolerado, como evaluación continua automatizado puede alertar a los usuarios de las condiciones que podrían resultar en el fracaso o el envejecimiento excesivo de estructuras de aislamiento crítica y / o componentes del transformador. los procesos de degradación y / o condiciones de funcionamiento también juegan un papel importante en el fallo prematuro de los componentes del transformador auxiliares. Tales artículos incluyen bujes, cambiadores de toma de carga (cambiadores de tomas bajo carga), y los cambiadores de tomas de-energizadas.

Tabla 1 se enumeran los principales componentes del transformador junto con sus mecanismos de fallo asociados y los parámetros que se pueden supervisar en línea para detectar anormalidades. análisis manual a fondo y / o de análisis automatizados, el diagnóstico del mecanismo de fallo, se pueden hacer. Esta tabla no es todo incluido. Detalles adicionales se presentan en las cláusulas siguientes.



La Tabla 1 -Main componentes de transformadores, mecanismos de fallo, y señales medidas

Componente

Fenómeno que lleva al fracaso

Las señales medidas

interpretación diagnóstica

circuito

Collares

El sobrecalentamiento de laminaciones y /

Superior e inferior temperaturas Temperatura

magnético

de piernas

o juntas del núcleo

ambiente corrientes de excitación de

análisis del

hidrógeno o la acumulación de gas de gases

modelo PD Gas

múltiples retransmitir exploración infrarroja

análisis Temperatura

planta núcleo magnético

La pérdida de terrenos núcleo suelo de

Hidrógeno o gases múltiples

protector de plomo

núcleo no intencional y el escudo crean

acumulación de gas hotspot relé Core

problemas y descargas

acústico y exploración infrarroja

modelo PD análisis Gas

eléctrica EP aislamiento del devanado

Major: fase a fase de liquidación-al devanado bobinado a tierra

sobrecalentamiento general

La temperatura del devanado superior e inferior la temperatura del aceite Temperatura ambiente

Modelo térmico medición directa

corrientes línea de hidrógeno o la acumulación de gas de gases múltiples retransmitir exploración infrarroja

Menor: convertir a su

análisis de gases

sobrecalentamiento local


análisis de gases

La humedad excesiva

Top y las temperaturas del aceite inferiores

análisis de humedad

vez la capa-a-capa

Humedad Temperatura ambiente en la

de disco a disco

temperatura del aceite de petróleo en lugar de medición de humedad línea actual temperatura del devanado

generación de burbujas

Winding temperatura Top y las temperaturas del

La humedad y

aceite inferiores Temperatura ambiente por ciento

modelos modelo de

total disuelto gas-en-aceite eléctrico PD Acoustical

gas térmicas

PD Línea Corrientes humedad en la temperatura del aceite de petróleo en la ubicación de la medición de humedad

La sobrecarga de los transformadores

corrientes de enrollado de línea de humedad

La humedad y el

temperatura en la temperatura del aceite de

modelo térmico

petróleo en lugar de medición de humedad Top y temperaturas de cola corrientes de línea temperatura ambiente exploración infrarroja

Descargo parcial

aislamiento térmico líquido

la contaminación por humedad


análisis de gases

relé de acumulación de gas acústico y PD eléctrica

análisis de DP

las temperaturas superior e inferior de petróleo

modelo de humedad

Humedad Temperatura ambiente en la temperatura del aceite de petróleo en lugar de medición de humedad

El hidrógeno relé de acumulación

La formación de arcos

análisis de gases

de gas acetileno

Descargo parcial

Hidrógeno o relé de acumulación de gas de gases múltiples acústica o eléctrica EP


modelo PD análisis Gas


Tabla 1-Main componentes de transformadores, mecanismos de fallo, y señales medidas (continuado)


Componente Sistema de

Ventilador (s) y / o la

refrigeración

bomba (s)



fallos eléctricos de bombas y ventiladores fallo mecánico

Motor (ventilador, bomba) corrientes bomba de

Análisis del modelo de gas

flujo Top temperatura del aceite de

térmica Bombas /

enrollamiento temperatura Disuelto detector de

ventiladores modelo

desgaste de cojinete de gas en aceite Standard vibración mecánica de infrarrojos Temperatura ambiente scan

controles de refrigeración

La falta o inexactitud de sensores de

Temperatura ambiente Top

temperatura bombas y ventiladores

temperatura del aceite de

funcionando a la inversa

enrollamiento temperatura actual de

modelo térmico

carga de refrigeración de tensión de control de refrigeración tensión de alimentación Radiadores y

bloqueo interno o externo de radiadores

Top y las temperaturas del aceite

Modelo térmico de aceite y

refrigeradores

como resultado una mala intercambio de

inferiores Winding corrientes de

devanado de predicción de

calor

línea Temperatura ambiente

temperatura

Temperatura de entrada y las temperaturas de radiador de salida

Tanque principal

costuras juntas de

El nivel de aceite cae, la exposición de la

presión de nitrógeno del

El nitrógeno de detección de fugas

soldadura

contaminación por humedad devanados

nivel de aceite

de aceite consumido o detección de fugas

bujes LTC

Véase la Tabla 2

Ver Tabla 3

4.3 Los transformadores de medida 4.3.1 Generalidades

Tal como se utiliza en esta guía, el término “transformadores de medida” incluye transformadores rellenos de aceite de corriente, transformadores de tensión y transformadores de tensión capacitivos acoplado (CCVT) ya que los procesos de degradación, los mecanismos de falla, y los parámetros que se monitorizan son similares para las tres clases de equipo. Las técnicas disponibles para controlar los transformadores de medida en línea pueden centrarse en un menor número de posibles mecanismos de degradación que los que se pueden supervisar en transformadores de potencia.

4.3.2 mecanismos de fallo asociados con transformadores de medida Mientras que las tasas de fracaso de los transformadores de medida de todo el mundo son generalmente bajos, los fallos son a menudo catastróficas, dejando pocas pruebas para determinar la causa de la falla. Sin embargo, los mecanismos enumerados en

4.3.2.1 través 4.3.2.4 se han observado e identificado como causas probables de fracaso.

4.3.2.1 Humedad entrada La entrada de humedad se identifica comúnmente como una causa de fallo de los transformadores de medida. La entrada de humedad en el transformador de instrumento puede ser a través de la pérdida de la integridad de un cierre mecánico (por ejemplo, juntas). La humedad migra en el aislamiento de aceite y aceite / papel (lo que aumenta las pérdidas en los materiales aislantes) y la insuficiencia luego sigue. Esto parece ser un problema particular si la humedad penetra a ciertas regiones de alta tensión en el transformador de medida. El aumento de las pérdidas dieléctricas será detectado como un cambio en el factor de potencia del material y también aparecerá como el aumento de los niveles de humedad en el aceite.



4.3.2.2 descargas parciales El aislamiento de los transformadores de medida puede tener huecos dentro de ella. Tales huecos se descarguen, si se somete a un campo eléctrico suficientemente alto. Tales descargas parciales pueden producir química agresiva subproductos que luego ampliar el tamaño del vacío causando un aumento en la energía de la descarga dentro del vacío. Eventualmente, estas pequeñas descargas parciales pueden degradar capas de aislamiento individuales resultantes en la ruptura dieléctrica. Tal falla en desarrollo puede ser detectada en dos formas. La primera es la observancia de un cambio en la capacitancia del dispositivo (a través del cortocircuito de un estrés capa de clasificación), que también puede reflejar como un cambio en tan delta; y el segundo es un aumento en los niveles de descargas parciales asociados con el elemento que falla.

4.3.2.3 Las sobretensiones Sobretensión producida por un rayo inducida sobretensiones es también un mecanismo de falla, en particular debido a un cierre relámpago. Más recientemente, la observancia de los transitorios poco tiempo de subidas (T a umentando ~ 100 ns) en subestaciones durante las operaciones de interruptor de desconexión ha suscitado la preocupación de que estos transitorios pueden causar daños en el aislamiento de los transformadores de corriente. Se especula significativo que los transformadores de corriente no funcionan bien cuando se expone a una serie de operaciones de interruptor de desconexión en rápida sucesión. operación de conmutación generados transitorios rápidos son una causa probable de fallas. Aún queda mucho por comprender acerca de la distribución de tensiones en el transformador de corriente en estas condiciones. sobretensiones de conmutación son una fuente adicional de una sobrecarga que puede conducir a fallo de aislamiento.

Para hacer frente a los fallos debidos a los mecanismos descritos anteriormente, la experiencia parece indicar que las fallas incipientes son probablemente detectable y prevenible mientras fallas instantáneas debido a los daños causados por rayos serán difíciles de prevenir.

4.3.2.4 A través de fallas Otra posible causa de daños en el aislamiento del transformador de corriente es alta corriente primaria debido a través de fallas. Actualmente no se sabe si el daño es causado a los transformadores de corriente en estas condiciones y se necesita información adicional antes de que este mecanismo puede ser considerada como una causa probable del fracaso.

4.3.3 transformador de medida métodos de seguimiento de línea en

4.3.3.1 general técnicas en línea para la medición de tan delta relativo y la capacitancia relativa mediante la comparación de las unidades individuales contra una población mayor de unidades similares han sido utilizados por una serie de utilidades con los informes de cierto éxito en la identificación de las unidades de sospechosos. On-line técnicas de medición de descargas parciales pueden proporcionar información adicional importante en cuanto a la condición del aislamiento dentro del transformador de medida. Este numeral revisa los métodos aplicables a la monitorización en línea de transformadores de medida.



4.3.3.2 relativa mediciones de capacitancia tan delta relativo y Off-línea de descarga parcial y el seguimiento tan delta son técnicas bien establecidas. On-line técnicas de monitorización están disponibles que se replican las pruebas fuera de línea para medir tan delta relativo y la capacitancia y de la descarga parcial en condiciones normales de funcionamiento.

Un método para la obtención de estos parámetros en línea es el método actual suma. El método actual suma utiliza las sumas de la tensión y fasores de corriente. Esta suma es igual a cero en un sistema trifásico simétrico. El análisis de la condición puede llevar a cabo añadiendo vectorialmente las corrientes de la capacitancia o factor de potencia grifos. Si las tensiones del sistema están perfectamente equilibrados, la corriente suma será igual a cero. circuitos de compensación se utilizan para hacer ajustes si existen diferencias en los diseños y especificaciones de los transformadores de medida individuales.

En HVCTs y CCVTs, grifos de prueba están presentes normalmente para llevar a cabo pruebas fuera de línea del factor de potencia y capacitancia. Los sensores pueden ser instalados en estos grifos de prueba y proporcionan las señales necesarias para el control en línea. E n PTs electromagnéticas, las señales de voltaje desde el secundario del PTs pueden resumirse para controlar la relación de vueltas. La suma vectorial debe ser cero. Los cambios en la r elación de espiras, los problemas fundamentales, etc, entonces se pueden detectar. Use del señor adecuada también puede permitir mediciones de descargas parciales periódicas o continuas.

análisis de gases 4.3.3.3 on-line Algunas tecnologías de supervisión de gases disueltos que se han aplicado ampliamente a los transformadores de potencia, donde el aceite está en circulación también se pueden aplicar a los transformadores de medida. Sin embargo, en los transformadores de medida que el aceite está confinada y limitada en volumen, lo que afecta a la selección y el funcionamiento del sensor. La instalación puede requerir modificaciones de fábrica, dependiendo del tipo de sensor que se instala (Boisseau y Tantin [B9], Boisseau, Tantin, y Despiney [B10], Cummings, et. Al. [B18]).

4.3.3.4 mediciones de la descarga on-line parciales métodos de detección de descarga parcial en línea utilizados con transformadores de potencia son aplicables a los transformadores de medida también.

medición de la presión del tanque 4.3.3.5 Debido a la actividad de descarga parcial dentro del tanque, los gases se pueden formar ese resultado en un aumento de presión después de que los gases de saturar el aceite. Un interruptor de presión umbral puede ser usado para realizar esta medición. El funcionamiento de este sensor es posible con un fuelle inflable que se coloca entre el dispositivo de expansión y el recinto. La instalación del dispositivo normalmente requiere la modificación de la fábrica. En algunas aplicaciones, los sensores de presión tienen una cantidad considerable de tiempo (del orden de meses) para detectar cualquier cambio de presión significativa. La sensibilidad de este tipo de medición es menor que el de hidrógeno y sensores de descarga parcial (Boisseau y Tantin [B9]). Los sensores de presión están también disponibles que montar en la válvula de drenaje (Cummings, et. al. [B18]).

4.4 bujes 4.4.1 Generalidades

Bujes están sometidos a altas tensiones dieléctricas y térmicas, que pueden conducir a fallos de casquillo. fracasos del buje causan interrupciones y muchas veces las fallas de los transformadores. Los métodos de detección de deterioro del aislamiento casquillo han sido bien entendido por décadas y se tratan en IEEE Std C57.12.90.



Tradicionalmente el diagnóstico fuera de línea son muy eficaces en el descubrimiento de problemas. El desafío que enfrenta un ingeniero de mantenimiento es que algunos modos de fallo pueden desarrollar y producir entre intervalos de pruebas programadas. Dado que el control en línea del factor de potencia y la capacidad se puede realizar de forma continua, y con la misma sensibilidad que la medición fuera de línea, para decidir si se debe aplicar un sistema en línea se reduce a un ejercicio económico de sopesar los beneficios directos y estratégicos con el costo. La monitorización en línea de los casquillos proporciona datos en todas las condiciones meteorológicas, cargas, y a la tensión nominal, con la misma sensibilidad que una medición fuera de línea.

Los dos mecanismos de fallo de casquillo más comunes son la contaminación por humedad y la descarga parcial. En primer lugar, la humedad por lo general entra en el buje a través de deterioro del material de la junta, terminales sueltos, o grietas, lo que resulta en un aumento en el factor dieléctrico de pérdida y el poder de aislamiento. La primera indicación de este tipo de problema es un aumento inicial de factor de potencia. A medida que progresa el deterioro, se observó un aumento en la capacitancia. En segundo lugar, el seguimiento sobre la superficie o la quema a través del núcleo del condensador se asocia típicamente con la descarga parcial.

Medición de factor de potencia y la capacitancia es un indicador diagnóstico útil y fiable. Un método muy sensible para la obtención de estos parámetros en línea es el método actual suma. El principio básico del método actual suma se basa en el hecho de que las sumas de los fasores de voltaje y corriente son cero en un sistema trifásico simétrico. Por lo tanto, el análisis de la condición de casquillo puede llevar a cabo añadiendo vectorialmente las corrientes de la capacitancia o factor de potencia grifos. Si los casquillos tienen las mismas especificaciones y los voltajes del sistema están perfectamente equilibrados, la corriente suma será igual a cero.

On-line técnicas de monitorización están disponibles que se replican las pruebas fuera de línea para medir tan delta relativo bajo condiciones energizadas. Actuales puentes comparador de capacitancia y otros instrumentos comerciales están disponibles que son adecuados para ambos espécimen conectados a tierra y mediciones de muestras sin conexión a tierra en condiciones de campo. Otro método de prueba de casquillos en línea es el método actual de suma usando corrientes de fuga de los bujes monitorizados.

Los detalles sobre dos técnicas utilizadas para la vigilancia en línea de los casquillos de alta tensión se discuten en detalle en el anexo B.

Tabla 2 -Bushings mecanismos de fallo y señales medidas Componente condensador Core

Petróleo




Humedad entrada impregnación

Suma de las corrientes de tan delta /

de aceite Poor Papel arrugado

Factor de Potencia Dependencia de la

desprendimiento del papel

temperatura PD

Humedad contaminación degradación térmica


Cambio en el factor de potencia

Aumento de factor de potencia buje

Factor de Potencia Dependencia de la temperatura

Superficie interna de la porcelana

Envejecimiento

Cambio en el factor de potencia de

Los depósitos de sedimentación en la parte baja de la porcelana Tan delta suma/ Factor de lasde corrientes Potencia PD

cambio en la capacitancia como capas cortas

correlación de temperatura negativo grifos

Y la superficie externa de porcelana

Conductor

tap a tierra los electrodos puestos a


tierra en corto

Factor de Potencia PD

descarga superficial


contaminación

Factor de Potencia PD

Las conexiones sueltas en la parte superior y / o


inferior de las corrientes que circulan en los bujes

Factor de Potencia Dependencia de la

Grietas en la cabeza del conductor

temperatura


Cambio en la capacitancia




cambiadores de toma de carga 4,5

4.5.1 general Los costes de mantenimiento para cambiadores de toma de carga (LTC) son el resultado de varias causas. Las razones incluyen: desalineaciones, mal diseño, defectos de fabricación, defectos de materiales, cargas elevadas, número anormal de cambios de toma, fallas mecánicas, coquización causadas por calentamiento por contacto y la entrada de humedad. fracasos LTC representan una par te significativa de fallas de los transformadores (Bengtsson [B4], Bengtsson, et al. [B5]). LTC desgaste de los contactos se produce como el LTC opera para mantener una tensión deseada con cargas variables. Esta erosión mecánica es una característica normal de funcionamiento, pero la tasa puede ser acelerada por la aplicación indebida, instalación defectuosa, y sobrecargas. Si una situación de desgaste excesivo no se corrige, los contactos pueden quemarse abierto o soldar juntos. Supervisión de una combinación de parámetros adecuados para un diseño particular LTC puede ayudar a evitar tales fallos.

fracasos LTC pueden ser combinaciones de fallos mecánicos, eléctricos o térmicos. Las fallas que son de naturaleza mecánica incluyen fallos de resortes, cojinetes, ejes, motores y mecanismos de accionamiento. Fallos que son de naturaleza eléctrica y puede resultar en una condición térmica detectable se pueden atribuir a la coquización de los contactos, la quema de contactos y / o resistencias de paso, y los problemas de aislamiento (Bengtsson [B4]).



La Tabla 3 -On-cargar los componentes del cambiador de tomas, los mecanismos de falla, y señales medidas



El sobrecalentamiento de los contactos (coque) El

Selector de temperatura del compartimiento del

diferencial modelo de contacto del

contacto excesivo desgaste contactos flojos o

ruptor sensor de temperatura El contacto directo de

desgaste de la temperatura del gas de

interruptor de selección

desgastados impedancia de Transición quemar el

temperatura del compartimiento de temperatura

tendencias del conmutador de inversión

y/o

seguimiento de cartón de barrera y el agrietamiento

tanque de corrientes de línea Temperatura

de inactividad movimientos excesivos

ambiente principal indicación de posición Tap

cuidados de larga duración

Componente

conmutador y / o

interruptor de inversión


Disuelto gas-en-aceite relé de presión de presión de estado de estado del dispositivo de alivio súbita

Mecanismo de manejo

defecto mecánico vinculación roto unión

Par en el eje impulsado LTC par motor LTC

modelo de análisis de par motor actual

de contactos desgastados engranajes

motor LTC temporización relé de corriente

modelo de índice de corriente media

fallo en el suministro de freno

Posición Indicación tiempo AC de alimentación

del motor número excesivo de

defectuoso mal funcionamiento del relé

de funcionamiento del motor

operaciones

Ambient humedad temperatura RS en aceite

modelo de humedad

de CA débil fallo del motor Ajuste del volante resortes Ginebra

fluido aislante

la contaminación por humedad

(incluyendo la temperatura de aceite en el punto de medida) La formación de arcos

Descargo parcial

El acetileno

relación de gas de

hidrógeno

tendencias de gas

El hidrógeno acústica o eléctrica EP

tendencia Gas relación de gas de vibración modelo de análisis PD

Calentamiento excesivo

Hidrógeno Etileno Metano Etano

relación de gas de tendencias de gas

sistema de filtración del filtro de aceite /

fallas eléctricas de filtro de la bomba

motor de la bomba de presión

Filtro obstruido Bomba de fugas

bomba

Plugged

diferencial de corriente de bajo

Encuadernación / Fracaso

flujo control de LTC

Emergencia no está en automático Pérdida

interruptor de control de posición de

excesivo número de cambios de

de control de control de potencia energizante

la posición de control de fuente de

toma

fallo del instrumento en posición descentrada

alimentación Tap / Off contrarrestar

del grifo

sensor de sensor de corriente del grifo

resistencia de puenteo

El arco eléctrico

Etileno Acetileno subida

sobrecalentamiento

rápida de la presión de

relación gas tendencia Gas temperatura

hidrógeno Temperatura

diferencial LTC



4.5.2 diagnósticos mecánicos para cambiadores de tomas en carga

4.5.2.1 general Una variedad de algoritmos de diagnóstico para LTCs se puede implementar usando el par motor de accionamiento o información de corriente del motor. Los problemas mecánicos y de control se pueden detectar debido a la fricción adicional, la unión de contacto, el funcionamiento del freno mecánico, extendido LTC tiempos de operación, y otras anomalías impacto significativo en el par y la corriente.

Una firma, o el registro de eventos, se pueden capturar cada vez que el cambiador de tomas se traslada a un grifo diferente. Este registro de eventos puede ser o bien el par motor o un patrón y motor de corriente vibro-acústica como una función del tiempo. La firma puede entonces ser examinado por varios métodos para detectar mecánica y, en el caso de los patrones de vibro-acústica, (arcos eléctricos) problemas eléctricos. Los siguientes parámetros mecánicos pueden ser analizados.

4.5.2.2 par máximo inicial o actual corriente de entrada inicial y par de arranque están relacionados con la fricción estática mecánica y la holgura en los vínculos. La supervisión de este valor de pico y la duración del evento puede proporcionar un diagnóstico útil. Consistentemente el cambio de valores durante un período de tiempo puede ser motivo de preocupación.

4.5.2.3 Ejecución de par o motor de corriente Ejecución de corriente o de par proporciona una medida de la fricción dinámica y también ayuda a detectar la unión. Motor de medición de corriente es más eficaz para esos tipos de LTC en el que el motor acciona directamente los enlaces mecánicos. Sensores de par o fuerza de medición de fuerza de accionamiento producirán la información deseada. También es posible determinar la curva de par mediante la medición de la potencia activa del motor. La Figura 1 es una curva de par de ejemplo para un cambiador de tomas de tipo resistencia para un motor en condiciones de funcionamiento aceptable. Anomalías en la curva de par se pueden detectar mediante el uso de un sistema que realiza una evaluación separada de las funciones individuales de una operación de conmutación.

Varios diseños comunes LTC emplean un motor para cargar un resorte que puede suministrar energía para mover los vínculos durante un cambio de toma. En este caso, el motor de medición de corriente sólo detectará problemas con el motor y / o el resorte mecanismo de carga.



n ó i s r o t e d o z r e u f s E

Hora

Figura 1 -Muestra curva de par 4.5.2.4 Motor índice actual El área bajo la curva de la corriente del motor se llama el índice motor. Este índice caracteriza la irrupción inicial, condiciones medias de funcionamiento, y el tiempo total de ejecución. Un índice similar basada en el par se puede utilizar. No todos los tipos de operaciones de cambiador de tomas tienen valores de índice similares. Una operación a través de neutro puede tener un índice significativamente mayor como se hace funcionar el interruptor de inversión. Del mismo modo, toque aumento o cambiador de operaciones inferiores pueden tener diferentes valores de índice en función de si la operación anterior era un aumento o una inferior. Esto está relacionado principalmente a reacción de ligamiento. La figura 2 muestra un ejemplo de la curva de la corriente del motor para un LTC, y la Figura 3 muestra un ejemplo del índice de la corriente del motor.

controles secuenciales y otros aspectos operativos también deben ser considerados. Por ejemplo, el índice será muy grande si el cambiador de tomas mueve más de un paso durante una operación. El índice será muy pequeña si los controles de llamada para un cambio de toma y luego dejar sin efecto la solicitud antes del sello de entrada. Todas estas situaciones se deben considerar cuando se realiza el diagnóstico basado en la corriente del motor o las mediciones de par.



Corriente del motor durante un evento de cambio de Tap

15

12 UN

69

3

0

1

2

3

4

Tiempo [segundos]

Figura 2 -Muestra carga de corriente del motor del cambiador de tomas durante un evento de cambio de grifo

Índice del motor en [Ciclos Ampere] 800

600

Índice 400

200

0

Toque Cambiar Eventos

Figura 3 -Muestra motor curva de índice actual

4.5.2.5 Desgaste de los contactos

Desgaste de los contactos se puede controlar si se conoce la corriente del cambiador de tomas. Contacto diseño y las diferencias materiales entre los proveedores de contacto pueden afectar desgaste de los contactos esperado. Varios algoritmos que incorporan corriente del grifo se utilizan para cuantificar desgaste de los contactos.

A medida que el desgaste de los contactos en el conmutador depende en gran medida de la corriente de transformador del grifo para ser conmutado, la información sobre la corriente del grifo tiene que ser proporcionada (por ejemplo, el casquillo de tipo transformador de corriente).

4.5.2.6 Posición y determinación rango de operación Tecnologías disponibles para determinar la posición exacta del interruptor selector. Esta información podría ser utilizada para determinar si se ha producido una operación a través de neutro o si existen problemas de control.



4.5.3 diagnósticos térmicos para cambiadores de tomas en carga

4.5.3.1 general Los perfiles de temperatura para cambiadores de tomas de tipo reactivo son normalmente influenciados por las condiciones climáticas, de enfriamiento estado de banco, la ubicación, y el tipo de sensor y de la carga eléctrica. Los siguientes parámetros eléctricos / térmicos pueden ser monitoreados.

4.5.3.2 temperatura diferencial temperatura diferencial se refiere a la diferencia de temperatura entre el depósito principal y el compartimiento de LTC. Típicamente, la temperatura del tanque principal será más alta que la temperatura del compartimento del cambiador de tomas. Esto se hace referencia en la Figura 4.

Muchos factores influyen en la temperatura diferencial. excesivas pérdidas causadas por los contactos desalineados, desgastadas o defectuosas, o de coque en el cambiador de tomas pueden ser detectables. Sin embargo, la temperatura de LTC puede exceder la temperatura del tanque principal periódicamente en condiciones normales. variaciones horarias de la carga eléctrica, l as condiciones climáticas, y l a activación banco de enfriamiento pueden dar como resultado una temperatura del tanque principal debajo de la temperatura del cambiador de tomas.

LTC Temperatura

Top temperatura del aceite

60

50

C ° a r u t a r e p m e T

40

30

20

Sol

Mar

Jue

Lun

Sab

Mie

Vie

Sol

Hora

Figura medición de la temperatura 4 diferencial -Muestra

Existen varios métodos para distinguir entre las temperaturas diferenciales normales y anormales. técnicas analíticas tales como tendencia, la pendiente, promedios móviles, índice de temperatura, temporizadores, o métodos similares pueden ser utilizados.



monitoreo 4.5.4 Vibro-acústica Las vibraciones causadas por diversos movimientos mecánicos durante una operación de cambio de tomas pueden ser analizados para detectar signos de cambio. Esto proporciona información continua del tiempo de transición, así como una indicación de desgaste de los contactos y la detección de averías mecánicas repentinas (Bengtsson, et al. [B5]).

Cada operación del mecanismo cambiador de tomas produce una onda acústica característica que se propaga a través del aceite y la estructura del transformador. El diseño de la estructura de un transformador junto con su núcleo, devanados, clientes potenciales, y el tanque tiene una fuerte influencia en el patrón acústico. Debido a estas variaciones, algunos sistemas de vigilancia pueden ajustarse para tener en cuenta estas variaciones. Las mediciones de campo muestran que en el caso de un cambiador de tomas que funcione correctamente, para una operación dada, este patrón de vibración demuestra ser muy repetible en el tiempo.

operación LTC se puede analizar mediante la comparación de la firma acústica con el representante promedio de funcionamiento de las operaciones recientes. La experiencia ha demostrado que los problemas eléctricos se detectan con más frecuencia que aquellos que son de naturaleza mecánica (Foata, Aubin, y Rajotte [B31]).

4.5.5 disuelto análisis-en-aceite gas Los usuarios han encontrado disuelto análisis gas-en-aceite (DGA) para ser muy útil para identificar las necesidades de mantenimiento justo a tiempo LTC y muchos han desarrollado bases de datos para correlacionar los gases con “antes” y “después” de mantenimiento para su particular, población LTC. El aumento de “gases de metal caliente”, metano, etano y especialmente etileno, que se producen en el problema LTCs, pueden medirse y utilizarse para identificar fallos incipientes en LTCs. Cuando se produce la formación de arco temperaturas son suficientemente altas para producir acetileno (además de hidrógeno) de descomposición del aceite. Aceite actúa como un refrigerante y la temperatura del aceite cae rápidamente a medida que la distancia desde el sitio de formación de arco aumenta. A temperaturas más bajas se producen los gases de metal caliente. Por lo tanto, todos los gases de falla, hidrógeno, metano, etano, etileno, acetileno y se producen cuando se produce la formación de arco. las concentraciones de gas total son el diseño, carga y dependiente de la operación de recuento y varían con el tiempo. La pérdida de gases a la atmósfera también tiene un impacto importante en las concentraciones de gases individuales. proporciones de concentración de gas son por lo tanto una indicación más fiable de un problema incipiente que las concentraciones de gas individuales. Ver IEEE Std C57.139 [B56].

5. parámetros monitorizados

5.1 general Esta cláusula contiene una visión general de los parámetros que se controlan típicamente para transformadores y sus componentes. Una breve descripción se da para cada parámetro.

5,2 Disuelto análisis-en-aceite gas Periódica de análisis de gases en aceite disuelto (DGA) se encuentra en uso generalizado y, a menudo se compara con una prueba de sangre en su valor diagnóstico. Sin embargo, la monitorización en línea de los gases individuales es mucho más revelador, como una prueba de tensión continua bajo plena tensión, temperatura, y la carga. Esto puede ampliar l a utilidad de la DGA de una herramienta de mantenimiento periódico a una evaluación del estado de continua automatizada. monitores de un solo gas y gas múltiple proporcionan alerta temprana detección y diferentes grados de ventajas de diagnóstico adicionales. El proveer de gas comportamiento tiende a ser único para transformadores individuales debido a la edad, las condiciones de funcionamiento específicas, y las características internas. Tendencias y de velocidad de cambio (ROC) de los gases hace que sea posible ver eventos de generación de gas a medida que ocurren, a pesar de los altos niveles de gases acumulados, no es posible a través de DGA periódica. experiencias todo el mundo usando en línea DGA muestran cada vez más que todos los tipos de, l a descarga de fallas-térmica de baja energía, descarga de alta energía, y la descarga-puede parcial ser identificado en una etapa temprana. identificando tipo y gravedad de un fallo en desarrollo hace que las decisiones oportunas para posibles instalaciones críticas.

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5.2.1 parámetros monitorizados

Las técnicas han evolucionado para la obtención de muestras de aceite, junto con métodos de laboratorio para separar los gases del aceite para las pruebas, típicamente usando cromatografía de gases para determinar las cantidades de gas individuales. guías de la industria, IEEE Std C57.104 e IEC 60599, proporcionan información detallada. Con la acumulación de experiencia de campo se espera que tales guías para cubrir en línea, además de la DGA periódica. Gases de interés se enumeran en la Tabla 4. En general los diversos gases combustibles com bustibles están es tán relacionados con la degradación de los materiales aislantes a diferentes temperaturas. Aunque la química sugiere un rango de temperatura predominante para cada gas combustible, faltas de alta temperatura son enfriados por circundante aceite de modo que los gases de temperaturas más bajas se generan fuera de la falla. cantidades relativas (relaciones) de los diversos gases pueden ser más significativo que los valores absolutos.

Tabla 4 -Gases encuentra típicamente en líquido transformador de aislamiento (ver IEEE Std C57.104)

Fórmula química

Gas Nitrógeno

norte 2

Oxígeno

O 2

H 2 CO 2 CO CH 4

Hidrógeno un Dióxido de carbono Monóxido de carbono un

Metano un etano un Etileno un

do 2 H 6 do 2 H 4

Acetileno un unD enota gas

do 2 H 2

combustible.

Una muestra de aceite no programada convencional se toma a menudo para análisis de laboratorio como un “ cordura visita” después de que se informó de una condición de alarma. Es importante que una muestra tal ser tomada desde el mismo lugar de muestreo como monitor en línea (por ejemplo, un puerto proporcionado en la línea de muestreo de aceite va al monitor en línea). confusión considerable puede resultar tomando una muestra de este tipo de una válvula de drenaje, mientras que la toma de muestras en línea es del aceite de la parte superior o un bucle de refrigeración activa. También es importante que la precisión y repetibilidad, tanto para el monitor en línea y el proceso convencional de aceite de muestreo-a-resultados sean trazable a un estándar fiable. pruebas “round robin” han demostrado repetidamente alta variabilidad entre laboratorios (incluyendo muestras tomadas en el mismo lugar y tiempo). (Anderson y Hinshaw [B1].)

5.2.2 Gas tecnologías de detección Los sistemas basados en células de combustible / tecnología catalítica, sensor de estado sólido y detección de conductividad térmica (TCD) se han desarrollado. Pila de combustible y métodos TCD utilizan tecnologías de membrana para separar los gases disueltos del aceite del transformador transformador y producir señales de voltaje proporcional a la cantidad de gases disueltos medido. elementos de detección de estado sólido se podrían utilizar o bien con una membrana o directamente sumergido en aceite, dependiendo de su construcción. El / sensor catalítico de celda de combustible proporciona una señal compuesta de hidrógeno y monóxido de carbono, junto con pequeñas cantidades de otros gases de hidrocarburos. hidrocarburos. tecnología TCD y sensores de estado sólido medir específicamente hidrógeno. El hidrógeno se produce en cierto grado en todos los fallos de transformador que implican aceite. El monóxido de carbono se produce en los fallos relacionados con el papel.

-Gas Multi en línea monitores DGA basado en cromatografía de gases puede detectar todos los gases clave enumeradas en la Tabla 4. Otro sistema ha sido desarrollado utilizando tecnología de extracción de membrana combinada con espectroscopía infrarroja por transformada de fourier de detección (FTIR). (Chu, Badaly, y Slemon [B14].) Un tercer sistema mide gases utilizando la espectroscopia fotoacústica (PAS). analizadores basados infrarrojos, tales como sistemas de espectroscopia fotoacústica y FTIR, no son capaces de medir de hidrógeno, oxígeno y nitrógeno. Estos sistemas utilizar un método alternativo para medir estos gases. Un enfoque es utilizar una celda galvánica para medir el oxígeno y un sensor de semi-conductor para medir hidrógeno (Chu Badaly, y Slemon [B13], Chu, Badaly, y



Slemon [B14]). [B14]). Todos los los sistemas se han diseñado para proporcionar suficientes datos de los gases disueltos, lo que garantiza que el análisis y la interpretación de los fallos podría tener lugar en línea.

Todos los sensores se han dirigido hacia la medición de los gases que se pueden producir en el interior de los transformadores. Todos los sensores están diseñados para proporcionar el acceso en línea a los datos que a continuación pueden ser utilizados para indicar la necesidad de más de muestreo del aceite aislante. El aceite se analiza a continuación en el laboratorio para confirmar los datos de seguimiento.

5.3 Humedad en aceite La humedad excesiva es perjudicial para el funcionamiento del transformador. Afecta a la integridad dieléctrica del sistema l íquido / papel, la vida del aislamiento, y la capacidad de transformador de carga. La humedad es una causa importante de muchos fracasos y puede conducir a descargas parciales, la formación de burbujas, la ruptura dieléctrica, y el deterioro de líquido y papel aislante.

Medición de agua disuelta en aceite se lleva a cabo habitualmente con tecnología probada en línea (Oommen [B69], Oommen [B76]). La mayoría de los sensores sensores utilizados para la humedad humedad en el monitoreo de aceite son sensores de humedad relativa, que responden a un cambio de la humedad relativa (RH) en el aceite en una misma manera que estos sensores responden a la variación de la humedad relativa en el aire. sensores de RH se basan normalmente en el material capacitivo de polímero de película delgada. Cuando se utiliza en forma líquida, la humedad relativa es a menudo llamado saturación relativa (RS). Existen otros parámetros de humedad de interés, que podrían ser medidos o determinados por el LD lectura y la temperatura en el punto de medición directamente. Entre los parámetros más frecuentemente utilizados son el contenido de humedad de aceite en partes por millón (ppm) y la actividad de agua. Definiciones y implicaciones prácticas para diversos parámetros de humedad se pueden encontrar en Sokolov, et al. [B78] y Roizman, Davydov, y Ward [B77].

En la mayoría de los instrumentos de la humedad en aceite, una conversión de RS para PPM se realiza utilizando una fórmula incorporada en la incorporación de los denominados coeficientes de solubilidad.

PRECAUCIÓN

La fórmula es válida sólo para un aceite promedio nuevo mineral y puede no ser adecuado para los aceites de servicios de edad y otros líquidos aislantes como líquidos de silicio y de éster. Un alto nivel de error puede ser introducido al no considerar el agua real en la característica de solubilidad en aceite.

Alrededor del 99% de toda el agua presente en un transformador convencional se concentra en aislamiento sólido y conocido como agua-en-papel. agua-en-papel. Por lo tanto, la determinación de la humedad en el papel es de importancia primordial. Sin embargo, en la práctica actual, la humedad en el aislamiento sólido no puede medirse directamente, sino que se infiere de la medición de la humedad en el aceite. La humedad en el aislamiento de celulosa no se distribuye de manera uniforme y varía considerablemente considerablemente de arriba a abajo. Otra consideración es que la humedad en las barreras de cartón prensado puede ser significativamente más alta que la humedad en el arrollamiento de papel debido a la diferencia de temperatura entre estos dos elementos. La parte superior de los devanados devanados es la parte más caliente mientras que la parte inferior de las barreras de cartón prensado está a la temperatura más fría de la parte i nferior de aceite. Debido a las características de absorción de agua de aceite y el papel es dependiente de la temperatura,

PRECAUCIÓN

No solo valor de contenido de humedad del aislamiento sólido debe considerarse fiable cuando se estima a partir de una lectura de un único sensor de humedad-en-aceite. Siempre hay una gama de valores de humedad atribuidos a un elemento de aislamiento sólido particular.

La humedad migra continuamente del papel a aceite y la parte posterior debido a las variaciones de temperatura. Este proceso dinámico debe tenerse en cuenta al estimar el contenido de humedad de aislamiento sólido. diagramas de equilibrio de humedad se han utilizado ampliamente para la determinación del contenido de agua de aislamiento sólido (Oommen [B74]).



PRECAUCIÓN Gran se debe tener cuidado en la aplicación de diagramas de equilibrio de humedad para inferir la humedad en el aislamiento sólido.

Existe una amplia literatura sobre el uso y el mal uso de tablas de equilibrio de humedad (Sokolov, et al. [B78], Roizman, Davydov, y W ard [B77] y Oommen [B73]), que debe ser consultado antes de usar u sar la teoría de la h umedad equilibrio. e quilibrio. Hay una fuerte correlación entre la humedad en el aceite y la humedad en el aislamiento sólido predominantemente predominantemente adsorbido sobre la superficie de las barreras de papel conductor y cartón prensado. Varios algoritmos se han utilizado para diseñar la humedad disponible para el intercambio entre el petróleo y las diferentes partes del aislamiento sólido (Roizman, Davydov, y Ward [B77], Noirhomm e, et al. [B70], [B 70], Zhou, Wu, y Liu [B87 ], Koch, Kruger, K ruger, Tenbohlen [B59]). E l buen juicio debe tener tener cuidado al aplicar cu alquiera de d e estos algoritmos, ya que siempre hay supuestos y limitaciones que deben ser considerados cuidadosamente. cuidadosamente. Durante una disminución rápida de temperatura (Por ejemplo, apagado inesperado), la saturación relativa de agua en aceite también cambia rápidamente. A una temperatura baja después de un cambio r epentino, la exactitud de medición RS se ve comprometida por el hecho de que la respuesta dinámica es más lenta a baja temperatura que en la temperatura alta y la subestimación de punto de saturación puede ocurrir. Las especificaciones técnicas deben ser examinadas cuidadosamente cuidadosamente para considerar adecuadamente adecuadamente los efectos de la temperatura sobre la precisión de la medición de la saturación relativa.

5,4 de descargas parciales 5.4.1 Generalidades

Una de las causas de fallas de los transformadores transformadores es la ruptura dieléctrica. El fallo del aislamiento dieléctrico dentro de transformadores transformadores es a menudo precedida por la actividad de descarga parcial. Un aumento significativo significativo ya sea en el nivel de descarga parcial (PD) o en la tasa de aumento del nivel de descarga parcial puede proporcionar una indicación temprana de que los cambios están evolucionando en el interior del transformador. transformador. Desde la descarga parcial se puede deteriorar en ruptura completa, es deseable vigilar este parámetro en línea. Las descargas parciales en aceite producirán hidrógeno, además de cantidades menores de metano, disueltos en el aceite. chispas intermitente de una parte mal a tierra produce acetileno, típico para una descarga de baja energía, y aunque no es una descarga “parcial”, tales eventos son detectables con los sistemas de EP. El hidrógeno disuelto puede o no puede ser detectado, dependiendo de la ubicación de la fuente de PD y el tiempo necesario para que el aceite para llevar o transportar el hidrógeno disuelto en la ubicación del sensor. Las fuentes de DP más comúnmente encontrados están relacionados con la humedad en el aislamiento, cavidades en aislamiento sólido, partículas metálicas, y las burbujas de gas generadas debido a alguna condición de fallo.

La interpretación de la actividad PD detectado no es directa. No existen reglas generales que correlacionan la vida útil restante de un transformador de actividad de DP. Como parte de las pruebas rutinarias de aceptación en fábrica, la mayoría de los transformadores son probados para tener un nivel de PD por debajo de un valor especificado. Desde un seguimiento y la vista del diagnóstico, la detección de PD por encima de este nivel está por lo tanto causa de una alarma, pero no generalmente para una acción de disparo. Estas realidades ilustran una de las muchas dificultades encontradas en el diagnóstico PD en que los resultados deben ser interpretados con el conocimiento de los equipos estudiados. Se utilizan dos métodos para la medición de descargas parciales: eléctrico y acústico. Ambos han atraído considerable atención, pero tampoco es capaz de producir una medición de DP sin ambigüedades y sin procedimientos adicionales.

detección PD eléctrico y acústico tienen cada uno ventajas y desventajas y puede ser de cortesía en lugar de exclusivo.

5.4.1.1 método Eléctrico Las señales eléctricas de PD están en la forma de un impulso unipolar con un tiempo de subida que puede ser tan corto como nanosegundos (Morshuis [B69]). El tiempo de subida del pulso en el origen es dependiente del tipo de descarga. Desglose de un espacio de aceite es un proceso muy rápido, mientras que una descarga de superficie puede tener hasta diez veces más larga duración. PD pulsos tienen un contenido de frecuencias en el origen. Las altas frecuencias son atenuadas cuando la señal se propaga a través de los equipos y la red y forma de impulso también se modifica debido a



reflexiones múltiples y emocionantes frecuencias de resonancia de los circuitos elementales. La frecuencia de la señal detectada depende de la señal original, trayectoria de propagación de impulsos al punto de detección, y el método de medición.

métodos de detección PD eléctrica a menudo se ven obstaculizados por las señales de interferencia eléctrica de los equipos circundantes y la red. La mayoría de las fuentes de ruido comunes y más difíciles son los vertidos y descargas de corona aéreas a escudos electrostáticos que no están conectados correctamente ya sea el bus de alta tensión o de tierra. Las descargas producidas como resultado de escudos electrostáticos conectados inadecuadamente, pueden ser indicativos de un problema grave y deben abordarse. On-line tecnologías de detección PD deben tener métodos para reducir al mínimo la influencia de tales señales.

El método más común para la detección de PD es para desacoplar las señales de descarga parcial de alta frecuencia por medio de sensores que están acoplados capacitivamente al bus HV (condensador de acoplamiento). La mayoría de aparatos de alta tensión tienen un “condensador” natural construida en los casquillos de alta tensión o CTS tiene un punto conveniente para la conexión del instrumento PD. toma de pruebas de buje o los cables de blindaje CT se utilizan con frecuencia para las mediciones de descargas parciales, junto con pruebas de aislamiento de frecuencia de energía.

El método más popular para interpretar señales de PD es para estudiar su ocurrencia y amplitud en función de la posición de fase de potencia; este se denomina análisis de PD de fase resuelta (PRPDA). Este método puede proporcionar información valiosa sobre el tipo de problema PD presente.

El mejor método de detección de ruido en las mediciones de campo emplea el uso de varios sensores. El uso de un modelo único sensor en el campo es poco probable que produzca resultados satisfactorios. Si se emplean varios sensores de diferentes tipos o en diferentes ubicaciones, las posibilidades de reducir las influencias externas se incrementan considerablemente. En general, el enfoque de múltiples sensor puede dividirse en dos procesos: la detección separada de señales externas y las mediciones del flujo de energía.

mediciones de flujo de energía utilizan tanto un inductivo y un sensor capacitivo para medir la corriente y el voltaje en el pulso PD (Morshuis [B29], Eriksson, Leijon, y Bengtsson [B80], Wenzel, Borsi, y Gockenbach [B82]). Por la sintonización de las señales de los dos sensores, que pueden ser de forma fiable multiplicado y la polaridad del impulso de energía resultante determina si la señal se originó en el interior del aparato o en el exterior. Un instrumento PD moderno debe emplear ambos procesos del enfoque multi-sensor que per mite la comparación de la magnitud de impulsos PD de diferentes sensores y pulsos de polaridad para las mediciones de flujo de ener gía.

5.4.1.2 métodos acústicos emisiones acústicas (AE) son ondas elásticas transitorios transitorios en la gama de los ultrasonidos, ultrasonidos, por lo general entre 20 kHz y 1 MHz, generada por la rápida liberación de energía de una fuente. Las descargas parciales son en forma de impulsos y causan ondas de tensión mecánica (ondas acústicas) para propagar dentro del transformador. Si las ondas de tensión se propagan a la pared del tanque del transformador, que se pueden detectar con un transductor que se sintoniza a la frecuencia correcta. fuentes de DP se pueden localizar mediante la medición del tiempo relativo de llegada de las ondas acústicas en múltiples ubicaciones de transductor

En aplicaciones típicas, las señales procedentes de un grupo de sensores acústicos montados externamente se recogen simultáneamente y se analizaron para detectar y localizar PD. Sin embargo, como la señal acústica se propaga desde la fuente de PD al sensor, por lo general encontrar diferentes materiales. Por lo tanto, las señales acústicas sólo pueden ser detectados dentro de una distancia limitada de la fuente. En consecuencia, la sensibilidad para la PD en el interior de los devanados del transformador, por ejemplo, puede ser bastante baja.

Aunque no es perturbada por señales de la red eléctrica, influencias externas e internas en forma de lluvia o fuentes de vibración de viento y no-PD como piezas sueltas, ventiladores de refrigeración, y el flujo de aceite a partir de aceite de transformador bombas bombas de circulación generará señales acústicas que interfieren con la detección PD. Estas señales no-PD acústicas se pueden extender hasta la región de 50 kHz a 100 kHz. Para disminuir los efectos de esta perturbación, se emplean habitualmente sensores acústicos con sensibilidad en el rango de 150 kHz. Tales sensores



puede, sin embargo, tienen menos sensibilidad a las señales de PD que los sensores de frecuencia más baja (Kruger, Gulski, y Krivda [B34], Borsi, Glockenbach, y Wenzel [B11]).

5.4.2 Tipos de sistemas acústicos Muchos tipos diferentes de sistemas acústicos PD están en uso para detectar y / o localizar PD. Estos sistemas genéricos incluyen los siguientes:

•

Los osciloscopios digitales con la capacidad de mostrar múltiples canales de formas de onda. unidades de adquisición de datos disponibles para los ordenadores pueden utilizarse únicamente si cumplen estos requisitos. Características tales como promedio, la detección de pico, zoom, mediciones y almacenamiento son muy útiles.

•

Transportable estaciones de trabajo automatizado con o sin factores desencadenantes PD eléctricos. Estos sistemas identifican, calificar y localizar fuentes de DP. Los sistemas permiten la adquisición y el almacenamiento de múltiples señales de EA. Resultados de las pruebas se pueden mostrar como gráficas tales como trazos de puntos, gráficos de líneas, gráficos de barras o gráficos de racimo con múltiples parámetros o formas de onda o los resultados de sumas de datos.

•

Permanentemente instalado en línea los sistemas de monitoreo continuo para detectar y señales tendencia PD y enviar esa información a una ubicación remota. Recopilación de datos personal no están presentes normalmente durante el funcionamiento normal. Estos sistemas normalmente consisten en múltiples sensores, que se colocan en lugares donde las fallas se pueden anticipar basan en la experiencia pasada o más alta probabilidad de problemas que ocurren, y los sistemas de adquisición / procesamiento de amplificador y de datos que son capaces de transmitir datos y / o alertas de advertencia recogida para lugares fuera de la subestación.

•

Sistemas acústicos se pueden combinar con un transformador de corriente de alta frecuencia instalado en la conexión a tierra de caso o un transductor de frecuencia de radio montado en el interior del transformador. Estos sistemas utilizan la concurrencia de un evento acústica y una señal de frecuencia eléctrica o de radio para confirmar que la señal acústica es PD.

5.4.3 métodos combinados Como una generalización de los sistemas de sensores múltiples eléctricos discutido previamente, hay algunas descripciones de sistemas de monitorización PD eléctricas y acústicas combinadas para transformadores en la literatura, ver Wang et al. [B80], Gupta et al. [B35] para los ejemplos. En lugar de sof tware elaborada debe, sin embargo, ser empleado para utilizar el potencial sensibilidad de estos sistemas. Si las partes tanto de la acústica y la eléctrica están diseñados con las consideraciones más arriba en la mente y el software eficaz construida, los sistemas de este tipo será muy eficaz.

5.5 Transformador temperaturas El sobrecalentamiento puede provocar fallas de los transformadores. La medición continua de la temperatura del aceite superior es un factor importante en la maximización de la vida útil. temperatura de la cabeza de aceite, la temperatura ambiente, la carga (corriente), las operaciones de ventilador / bomba, y las temperaturas directos devanado de lectura (si está disponible) se pueden combinar en algoritmos para predecir la temperatura del punto más caliente y la temperatura del aceite superior para condiciones definidas de ambiente y la carga y para gestionar las condiciones de temperatura global del transformador.

5.6 temperaturas de los devanados Existe una correlación directa entre la temperatura del devanado y que normalmente se espera la vida de servicio de un transformador. La temperatura de punto más caliente del devanado es uno de una serie de factores limitantes para la capacidad de carga de los transformadores. Materiales de aislamiento pierden su resistencia mecánica con la exposición prolongada al calor excesivo. Esto puede resultar en lagrimeo y desplazamiento del papel y la ruptura dieléctrica que resultará en fallos prematuros.



mediciones de la temperatura de bobinado analógicas convencionales no se realizan directamente a partir de los devanados. La temperatura del devanado punto caliente se simula en base a la temperatura del aceite y una temperatura gradiente añadida por un calentador. El calentador, que es accionado por el secundario de un transformador de corriente, simula la diferencia entre el aceite de la parte superior y las temperaturas medias o sinuosas punto caliente. Este método se describe por Feser et al. [B31], Fox [B34], e IEEE Std C57.91 [B53].

Un método adecuado para los nuevos y existentes transformadores utiliza la temperatura del aceite superior y devanado de corriente de carga para determinar la temperatura del devanado. Estos son comúnmente llamados monitores de temperatura electrónicos (ETM). El ETM calcula la temperatura del devanado, basado en IEEE Std C57.91 [B53] directrices. Una pantalla digital proporciona una lectura precisa no sujeto a la interpretación del operador. Este método es más preciso que el método calentador descrito en el segundo párrafo. parámetros del transformador se pueden utilizar para determinar las constantes de tiempo térmicas. Estas constantes de tiempo se puede cambiar dinámicamente basándose en las condiciones de carga y de enfriamiento. Tasa de información de cambio también puede ser utilizado para mejorar aún más la precisión de la temperatura de bobinado. Dependiendo de la sofisticación del algoritmo de la temperatura, exactitudes comparables a los sensores de fibra embebidos se puede lograr.

Otro tipo de ETM utiliza la medición directa de temperatura de bobinado. Los siguientes dos tipos directos devanado sensor de temperatura están disponibles:

•

Las fibras ópticas que miden la temperatura en un punto

•

fibras ópticas distribuidas que miden la temperatura a lo largo de la longitud de las sondas de fibra óptica de detección de bobinado Point son

mucho más comunes de haber madurado en términos de coste y fiabilidad desde su introducción a principios de la década de 1980. La medición directa de la temperatura del devanado usando sensores de fibra óptica punto es ahora comúnmente adoptada por los usuarios. acondicionadores de señal están disponibles para los sensores ópticos puntos con los componentes electrónicos necesarios endurecidos y componentes ópticos simplificados que sobreviven instalaciones de monitoreo en línea.

sensores de temperatura distribuido de fibra óptica son capaces de medir la temperatura a lo largo de la fibra como una función de la distancia. Pueden sustituir a un gran número de sensores discretos y permitir una medición en tiempo real de la distribución de temperatura.

Sólo es práctico instalar sensores de temperatura de fibra óptica en el devanado cuando el transformador está fabricado o reconstruido / reformado. Cabe señalar que los sensores directos de temperatura de bobinado sólo medir la temperatura donde se coloca el sensor. Debido a la dificultad para identificar la localización del punto más caliente, se recomienda el uso de múltiples sensores para medir la temperatura en los lugares punto más caliente esperados. Dado que el modelo térmico es la base tanto para indicación punto más caliente bobinado calculado y para la localización directa sensor de medición, se debe reconocer que la exactitud de cualquier metodología está limitada por la exactitud de modelo térmico del fabricante del transformador.

5.7 Corriente de carga y voltaje carga máxima de los transformadores está restringida por la temperatura a la que el transformador y sus accesorios pueden estar expuestos sin excesiva pérdida de vida útil del transformador. Continua monitorización en línea de la tensión de corriente y, junto con las mediciones de temperatura puede proporcionar un medio para medir el rendimiento térmico. Control de carga de corriente y tensión también puede seguir automáticamente los picos de carga del transformador, aumentar la exactitud de los programas de simulación de flujo de carga equipo, proporcionar perfiles de carga individuales para ayudar en la planificación del sistema de distribución, y ayudar en la carga dinámica del transformador.



factor de potencia 5.8 Aislamiento La pérdida dieléctrica en cualquier sistema de aislamiento es la potencia disipada por el aislamiento cuando se aplica una tensión alterna. Todo el aislamiento eléctrico tiene una cantidad mensurable de la pérdida dieléctrica, independientemente de la condición. Un buen aislamiento por lo general tiene una pérdida muy baja. El envejecimiento normal de un material aislante causará la pérdida dieléctrica a aumentar. La contaminación de aislamiento por sustancias de humedad o químicos puede causar pérdidas a ser más altos de lo normal. El daño físico de la tensión eléctrica u otras fuerzas externas también afecta el nivel de pérdidas. Cuando se aplica una tensión alterna al aislamiento, la corriente de fuga que fluye a través del aislamiento tiene dos componentes, uno resistivo y el otro capacitivo. Esto se representa en la figura 5. El factor de potencia es una relación adimensional de la resistivo de corriente (I R) a corriente total (I

T) f luye

a través del aislamiento. El factor d e disipación, t ambién conocida como prueba de

tan delta, es una relación adimensional de la corriente resistiva a la corriente reactiva que fluye a través del aislamiento, y es la tangente del ángulo. Por convención, estos factores se expresan normalmente en porcentaje. Reconocen que el factor de potencia de aislamiento y factor de disipación son casi iguales cuando R e s mucho menos de lo

DO.

yo do

yo T

δ

θ

yo R Figura representación gráfica factor de 5 -Potencia

5.9 Bomba / El funcionamiento del ventilador El modo de fallo más frecuente del sistema de refrigeración es el fracaso de bombas y ventiladores. El objetivo del análisis en línea continuo de bombas y ventiladores es para determinar si están en cuando se supone que deben estar encendidos y están apagadas cuando se supone que deben estar apagados. Esto se puede lograr mediante el control de los interruptores de flujo de la bomba de aceite o medir las corrientes extraídas por las bombas y ventiladores y su correlación con el estado esperado de encendido / apagado. modos de funcionamiento normales pueden indicar la rotación de las aspas del ventilador y una correcta r otación del impulsor de la bomba. modos de funcionamiento anormales son generalmente el resultado de un control inadecuado o cableado de alimentación a los dispositivos. fallos de la bomba debido a los rodamientos de mal funcionamiento podrían ser una fuente de partículas metálicas. Las partículas pueden ser un peligro potencial dieléctrico. Sensores que detectan el desgaste de los cojinetes o el aumento de las corrientes de motor están disponibles.

Además, el análisis en línea debe tener en cuenta lo siguiente: •

Los parámetros iniciales de vigilancia se fijan para las etapas de enfriamiento basados en el diseño original de transformador. Cualquier modificación de las secuencias o actualizaciones de refrigeración deben tenerse en cuenta ya que esto va a cambiar la salida del sistema de vigilancia.



•

La sensibilidad del sistema de diagnóstico está influido por el número de motores que son medidos por cada sensor de corriente.

•

El amperaje de los aficionados fluctuará en función de la tensión de la temperatura ambiente, la dirección del viento y la oferta. Los ajustes de alarma deben tener en cuenta estas fluctuaciones normales.

5,10 conmutador bajo carga (LTC) operaciones cambiadores de tomas en carga (LTC, del conmutador bajo carga, y TCUL) en transformadores han sido una fuente constante de problemas para la mayoría de los propietarios. Los altos costos de mantenimiento son el resultado de varias causas de la siguiente manera:

•

La desalineación de los contactos

•

Mal diseño de los contactos

•

Las altas cargas

•

excesivo número de cambios de toma

•

Los fallos mecánicos

•

Coquización causada por calentamiento por contacto

LTC desgaste de los contactos se produce como el LTC opera para mantener una tensión constante con cargas variables. Esta erosión mecánica es una característica normal de funcionamiento, pero la tasa puede ser acelerada por un diseño inadecuado, instalación defectuosa, y cargas elevadas. Si una situación de exceso de desgaste no se detecta, los contactos pueden quemar abierta o sueldan juntos. Supervisión de una combinación de parámetros adecuados para un diseño particular LTC puede ayudar a evitar tales fallos.

fracasos LTC son frecuentemente dominados por fallas que son de naturaleza mecánica. Estos incluyen típicamente fracasos de resortes, cojinetes, ejes, y mecanismos de accionamiento. defectos típicos que son de naturaleza eléctrica se pueden atribuir a la coquización de los contactos, la quema de resistencias de paso, y problemas de aislamiento (Bengtsson [B4], CIGRE [B15]). Varios parámetros que son monitoreados para LTCs incluyen: mecanismo de accionamiento corriente del motor, la diferencia de temperat ura entre el compartimiento de LTC y el depósito principal, el tiempo desde la última a través de neutro, desgaste de los contactos acumulado, tiempo de funcionamiento mecanismo, y las vibraciones mecánicas. Las desviaciones en la corriente del motor del mecanismo de accionamiento, o su duración, podría ser indicativo de ciertos tipos de fallos mecánicos. Un aumento en la diferencia de temperatura entre el compartimiento de LTC y el depósito principal puede ser indicativo de la coquización de los contactos y los problemas de ya sea térmica o dieléctrico en la naturaleza. Coquización del interruptor de inversión es a menudo el resultado de la inversión de contacto de interruptor que queda en la misma posición durante demasiado tiempo. Al monitorear el tiempo desde la última a través de neutro, esto causa potencial puede ser identificado. desgaste de los contactos acumulada se puede calcular sobre la base de la corriente interrumpida por el LTC y acumulado para cada grifo individual. La monitorización de vibraciones es útil para la detección de fallos mecánicos y eléctricos, desgaste de los contactos, y los cambios de tiempo de transición del cambiador de tomas. Al monitorear el tiempo desde la última a través de neutro, esto causa potencial puede ser identificado. desgaste de los contactos acumulada se puede calcular sobre la base de la corriente interrumpida por el LTC y acumulado para cada grifo individual. La monitorización de vibraciones es útil para la detección de fallos mecánicos y eléctricos, desgaste de los contactos, y los cambios de tiempo de transición del cambiador de tomas. Al monitorear el tiempo desde la última a través de neutro, esto causa potencial puede ser identificado. desgaste de los contactos acumulada se puede calcular sobre la base de la corriente interrumpida por el LTC y acumulado para cada grifo individual. La monitorización de vibraciones es útil para la detección de fallos mecánicos y eléctricos, desgaste de los contactos, y los cambios de tiempo d

5,11 membrana Conservador El sistema de conservación de aceite conservador está diseñado como un tanque de expansión que permite que el aceite se expanda y se contraiga, lo que garantiza el tanque principal del transformador está siempre lleno.

membranas conservador se instalan para aislar el aceite del transformador desde el aire. Los contratos de membrana y se expande con el aceite que proporciona una barrera a la humedad y el oxígeno del aire a aceite. Cuando está correctamente instalado y purgado, un sistema de membrana no debe tener aire en el lado de aceite o de aceite en el lado del aire de la membrana. Una membrana no podría bloquear la salida del conservador de la cuba del transformador. Durante el enfriamiento rápido del aceite, el vacío podría ocurrir como resultado la formación de burbujas de gas en el aceite del transformador.

Los métodos conocidos de control de la integridad de la membrana para asegurar que no se ha visto comprometida se enumeran en 5.11.1 y 5.11.2.



5.11.1 método de detección de aire Un sistema sensor que detecta la presencia de aire en el lado del aceite de la membrana se puede utilizar para indicar un fallo de la membrana.

5.11.2 Método sensor de Petróleo

Un sistema sensor que detecta la presencia de aceite en el lado de aire de la membrana se puede utilizar para indicar un fallo de la membrana.

6. Los sistemas y equipos de vigilancia Descripción 6.1 Sistema de seguimiento Transformador equipo de monitoreo en línea puede variar en función del número de parámetros que se controlan y la accesibilidad deseada de los datos. En el nivel más básico se puede considerar un indicador de temperatura a ser un monitor. El parámetro medido (temperatura) se comunica a través de una observación visual para un inspector de la subestación. Las temperaturas excesivas se comunican a través de la activación de la alarma. En contraste, sofisticado en línea los sistemas de seguimiento pueden controlar muchos parámetros simultáneamente. Estos sistemas se pueden integrar en un sistema de subestación completa. problemas de transformadores, en la etapa más temprana, se comunican directamente con el ingeniero de la subestación. Esta cláusula describe una variedad de tales sistemas. Los elementos de un sistema de monitorización del transformador de línea en general consisten en sensores, indicación, hardware electrónico, interconexión hardware,

6.2 Sensores 6.2.1 Generalidades

Los sensores miden eléctrica, química, y los procesos físicos y convertir las mediciones a las señales físicas. El tipo de señal de salida tiene que ser compatible con el hardware electrónico que recibe. El ruido eléctrico es una preocupación significativa y debe ser considerada en el diseño.

6.2.2 Indicación Visualización de la información monitorizada puede estar disponible en el transformador, en la sala de control y / o en sitios remotos. La información disponible en estos diferentes lugares físicos puede ser diferente en el formato, nivel de detalle, y la cantidad de datos históricos.

6.2.3 Hardware electrónico El hardware electrónico puede ser descrito como una unidad terminal remota (RTU), la unidad de adquisición de datos (DAU), controlador lógico programable (PLC), dispositivo electrónico inteligente (IED), o similar. El tipo de hardware y el diseño del sistema global de vigilancia determinarán si el tratamiento de los datos se realiza a nivel local o en algún sitio remoto. También determinará cómo se almacenan y se accede a los datos.

6.2.4 interconexión de hardware La transferencia de información desde el transformador a la sala de control y en una ubicación principal consolidada información se puede lograr utilizando diversos métodos de interconexión de hardware. comunes de hardware



interconexiones incluyen RS-232, RS-485, fibra óptica, Ethernet, de frecuencia de radio (RF), y la banda ancha más de línea de potencia (BPL).

6.2.5 Protocolo de Comunicación Los protocolos de comunicación pueden ser los protocolos estándar de la industria tales como DNP3, Modbus, IEC 61850, IEC 60870-5 y pueden ser o proveedor de equipos específicos. Véase el anexo E para detalles adicionales.

6.2.6 procesamiento de datos

Todos los datos adquiridos necesita el procesamiento de alguna forma. Algunos tipos de datos se pueden utilizar en l a forma en que se hayan adquirido, mientras que otros tipos de datos necesitan ser procesados adicionalmente. Los datos se comparan entonces con varios valores de referencia adicionales, tales como límites, valores de la placa, y otras mediciones, dependiendo de la aplicación del usuario.

El propósito del procesamiento de datos es l a de convertir los datos recuperados en información procesable que puede ser utilizado en comparación con / alarma implementado definida por el usuario puntos de ajuste, valores de marca de banco, y / o algoritmos para ayudar en la evaluación del estado de los equipos.

En situaciones en las que los datos de referencia no está disponible, un período de aprendizaje puede ser utilizado para generar una línea de base para la comparación. Los datos se acumula durante un período de tiempo especificado, y la evaluación estadística se usa para aceptar o rechazar los datos. En algunas aplicaciones, los datos rechazados se guardan todavía, pero no se utiliza en el cálculo del índice de referencia inicial.

El siguiente paso de procesamiento de datos es determinar si las variaciones sugieren problemas reales del aparato o si son debido a las fluctuaciones ambientales (tales como temperatura o de otros efectos del tiempo), sistema de energía, o de otros efectos. Una combinación de técnicas de procesamiento de señal y / o la correlación de la información obtenida a partir de mediciones puede ser utilizado para eliminar los efectos externos.

El siguiente paso en el procedimiento de procesamiento de datos depende de la sofisticación del sistema de vigilancia; sin embargo, generalmente, los datos necesita ser interpretada, y la información resultante comunicado al usuario. Un enfoque que se emplea a menudo es que si el parámetro medido cambios significativamente de la medición más anterior, a continuación, se registran los datos, guardados o transmitidos. El procesamiento de datos puede ser en tiempo real, evento / alarma se dispara, periódica, o iniciada por el usuario. procesamiento en tiempo real se realiza de forma continua. procesamiento cuando se cumpla / alarma se activa en base a las condiciones específicas de operación. Operaciones periódicas es el tiempo por alarma. Iniciado por el usuario de procesamiento puede ser utilizado como una herramienta de investigación, por lo general la utilización de los datos históricos.

especificación 6.3 Hardware Es importante entender y especificar las condiciones ambientales de funcionamiento para el sistema de monitoreo. El equipo de vigilancia debe ser capaz de funcionar en el entorno en el que se aplica. Es igualmente importante recordar que la interferencia electromagnética (EMI) y la interferencia de radiofrecuencia (RFI) están presentes en el área inmediata y el equipo de monitorización y sensores deben especificarse para garantizar que son capaces de funcionar en estas condiciones.

El enlace de comunicación a distancia también puede ser susceptible a diversos modos de interferencia, en particular si se aplican módems celulares. Una consideración de la capacidad de almacenamiento a bordo de los equipos de monitoreo debe hacerse cuando los enlaces de comunicación no proporcionan un acceso rápido a los datos. Debe tenerse en cuenta que una tensión transitoria perjudicial en condiciones de conmutación puede estar acoplado a la rejilla de tierra y causa potencial transitorio aumento suelo entre diferentes aparatos instalada una distancia de unos pocos metros de distancia IEEE Std 80 [B48]. A casi por descarga de rayo en la línea puede producir aún más alto



sobretensiones. Una corriente de cortocircuito se puede desarrollar una sobretensión entre diferentes puntos de la rejilla de tierra. de suministro de baja tensión y cables de señal que lleva a diferentes instrumentos de monitoreo instalados en los transformadores llevan estos voltajes transitorios de tierra.

Particularmente expuestos son instrumentos de trabajo en una red y se suministran de diferentes circuitos, pero conectados entre sí mediante los cables de señal. voltajes transitorios peligrosos pueden ocurrir cuando un circuito de alimentación conectado a tierra de forma local es llevado a un sensor o instrumento, mientras que otro voltaje de tierra de un circuito de alimentación diferente es llevado a otro sensor o instrumento. Esto desarrollará un diferencial de voltaje transitorio entre los dos circuitos electrónicos.

Los recintos para el equipo de monitoreo deberán estar construidos y probados para mitigar los efectos de interferencias EMI y RFI.

El equipo debe estar diseñado para cumplir o exceder el aumento de capacidad de resistencia como se define en la norma IEEE Std C37.90.1 o equivalente. Equipo también debe estar diseñada para cumplir o exceder los requisitos definidos en IEEE Std C37.90.2 para soportar capacidad de los sistemas de relé para radiada interferencia electromagnética de transceptores o equivalente.

6.4 señales Para que un sistema de monitoreo para la función, el abastecimiento de la señal es evidentemente necesario. Tipos de abastecimiento de

señal son los siguientes:

•

Las señales de los sensores o transductores existentes

•

Combinación de señales de los sensores o transductores existentes

•

Las señales de los sensores o transductores no intrusivos añadidos

•

Las señales de los sensores o transductores intrusivos añadidos

Ejemplos de sensores existentes son los disponibles de instalaciones de protección y de control; voltaje, posición actual, toque indicación, alarmas, contadores de operaciones, devanado del transformador y las temperaturas del aceite superior, los comandos de arranque de la bomba, etc. Un ejemplo de un sensor o transductor no intrusiva añadido es un transformador de corriente (CT) conectado alrededor del secundario de un casquillo CT para medir la corriente de carga, o la adición de un monitor de gas disuelto en aceite.

Al añadir sensores intrusivos a los equipos existentes, se debe tener precaución y el fabricante de equipos originales (OEM) debe ser consultado antes de implementar cualquier cambio. Para aplicaciones de monitoreo de condiciones de línea de modernización situ, los tres primeros tipos de señales serán frecuentes. En este sentido, cualquier mejora de los sistemas de relés de protección debe tomar en línea de monitorización de estado en cuenta las necesidades. Para aplicaciones futuras se utilizarán los cuatro tipos de señales, los transductores intrusivos siendo instalados de fábrica. La intención general de selección de la fuente de señal es lograr los resultados deseados de las señales de menor número posible y que requiera el mínimo hardware y el cableado. Provisión debe hacerse para futuras modificaciones o adiciones.

6.5 de adquisición de señales adquisición de la señal se entiende que incluye la selección del sensor y el modo de transmisión de la señal desde el sensor hasta el hardware de supervisión. consideraciones de selección de sensor incluyen los siguientes:

•

ango de entrada y frecuencia de muestreo. Parámetro a medir:R

•

Tipo de sensor: Activa o pasiva, fiabilidad, necesidades de calibración, el nivel de inteligencia.



•

salida del sensor: Tensión, corriente, digital, de estado (encendido / apagado), inalámbrico, etc. La señal debe estar configurado como una salida aislada sin referencia a tierra. E sto es importante desde el punto de vista de los niveles eléctrica, aislamiento, y el aislamiento.

consideraciones de transmisión de señales incluirán el tipo de señal y el medio de transmisión.

Tabla 5 Tipo de -Señal medio / transmisión Salida

tipo de

Transmisión medio

señal Cosa análoga

Voltaje de

Alambre de cobre

corriente

comentarios

Convertida a digital en algún momento

RTD (medición de la resistencia)

Digital

Discreta (Estado)

valor analógico codificado digitalment e

/ tecnologías inalámbricas

Conexión en serie, tales como RS232, RS422, RS485, y otros

El alambre de cobre o de fibra óptica

Estado encendido o apagado conviert e

El alambre de cobre o de fibra óptica RF

Voltaje (on / off) actual (on / off) Contacto (húmedo /

a digital en algún momento, por lo

seco)

general la conexión del alambre de cobre

La elección del sensor puede dictar el medio de transmisión. La transmisión de valores analógicos ya sea utilizando corriente o de tensión en el alambre de cobre requerirá un cable por señal. Para la transmisión analógica, la consideración se debe tomar para hacer frente a la atenuación de la señal. La transmisión digital utilizando cableado de fibra óptica tendrá cierta atenuación del cable en sí, junto con cualquier y todos los empalmes necesarios. Algunos IED modernos utilizan estas tecnologías para las comunicaciones en el monitoreo de hardware. La transmisión digital en el cable de fibra óptica es el más adecuado para la transmisión de alta densidad más larga de señales continuas y comunicaciones remotas.

6.6 Aplicación de sensores La siguiente tabla proporciona una lista de valores comúnmente de verificación y los tipos de sensores asociados. Otros tipos de sensores no mencionados pueden estar disponibles.



La Tabla 6 -Sensores Categoría

tipo de sensor común

valor monitorizado

IDT

Propiedades térmicas Top temperatura del aceite

comentarios

pozos termales soporte magnético

aceite inferior Temperatura ambiente de temperatura simulado devanado de control de punto caliente temperatura del gabinete temperatura del devanado directa

Fibra óptica

corriente actual de la

interposición CT

Instalado en el momento de la fabricación

Sistema de refrigeración

Núcleo dividido o núcleo fijo

bomba del ventilador indicación de caudal de la bomba

Carga

LTC

Sensor de flujo

contactor de refrigeración

contactos aux

La pérdida de potencia de refriger ación

La pérdida de la AC

corriente de carga

interposición CT

voltaje

Vermont

posición de toma

Sensor Synchro Junta

Núcleo dividido o núcleo fijo

resistencia temperatura del aceite LTC

IDT

corriente del motor LTC

interposición CT

alarma de límite

Límite bajo / alto

botella de vacío fallan

sensor de corriente de fuga

interruptor de control de LTC

No en Auto

nivel de aceite LTC de alta / baja

Indicador de nivel

aumentos en la presión LTC

Sudden relé de presión

alivio de presión LTC activado

PRD

Medida a través de la ampolla de vacío

Tanque principal

filtro de aceite LTC

Caudal o la presión

LTC temporización secuencia

interruptor de leva

nivel de aceite alta / baja

Indicador de nivel

golpe de ariete

Sudden relé de presión

alivio de presión activado

PRD

acumulación de gas

relé de acumulación de gas

presión de nitrógeno

Sensor de presión

nivel de aceite alta / baja

Indicador de nivel

ruptura de la membrana Conservador

sensor de fugas de membrana

El hidrógeno monóxido de

monitor de gas de varios

Los diseños no conservador es

La salida analógica o alarma de baja / alta

Conservador

DGA

carbono de dióxido de

Aplicable para compartimentos llenos de líquido

carbono de etileno

monitores de gas clave

acetileno Etano metano Oxygen

Humedad en aceite

contenido de agua disuelto

sensor capacitivo

Cojinete

factor de potencia y capacitancia

sensor grifo capacitiva

6.7 Consideraciones de instalación Para mejorar el rendimiento, f iabilidad y facilidad de instalación, se recomiendan las siguientes consideraciones de instalación (véase 6.7.1 a través de 6.7.4).



6.7.1 Suministro de energía

Se debe considerar que el suministro de energía al sistema de seguimiento de un circuito independiente, es decir, un circuito que no proporciona potencia auxiliar al transformador. El uso del suministro de batería de la estación o un sistema de alimentación ininterrumpida (UPS) se recomienda ya que esto permitiría que el sistema de monitoreo para continuar la recogida de datos durante un corte de estación.

6.7.2 Apantallamiento y puesta a tierra La instalación incorrecta de los sistemas de más de un transformador a un solo sistema de monitoreo puede producir corrientes que circulan en condiciones transitorias. Estas corrientes circulantes son el resultado de diferencias en potenciales de tierra entre los transformadores durante condiciones transitorias debido a la instalación inadecuada [ejemplo de un sistema de monitoreo (recinto) aplicados a tres transformadores monofásicos en un banco]. aislamiento eléctrico de los cables de señal de más de un transformador es una manera de mitigar los potenciales de tierra transitorios. Conexión a tierra es extremadamente importante. Durante HV condiciones de fallo de tierra u operaciones de conmutación, diferentes partes del sistema de puesta a tierra de la subestación pueden estar en muy diferentes voltajes. Cada circuito secundario metálica debe conectarse a tierra por razones de seguridad y para permitir que los dispositivos de protección contra sobretensiones de que el equipo funcione según lo previsto por el fabricante, pero sólo en un solo lugar; de lo contrario, los bucles y las corrientes circulantes que puedan dañar puede ocurrir el equipo de tierra. El lugar más probable donde el personal pueden estar en contacto eléctrico con hardware de supervisión es en la interfaz de usuario, no en el sensor. Por lo tanto los circuitos metálicos de conexión interfaces de usuario a los sensores deben, cuando sea posible, estar conectados a tierra en la interfaz de usuario, no en el sensor. Donde circuitos de sensor están aislados de circuitos de interfaz, por ejemplo por los transformadores de doble herida o conexiones de fibra, cada circuito metálico debe estar conectado a tierra a nivel local. cajas para equipos deben ser de doble aislamiento o con conexión a tierra al sistema de tierra de la subestación en su punto de ubicación. La conexión a tierra será la de la placa de tierra tanque del transformador para el equipo situado en la cuba del transformador, y a la almohadilla de tierra de los armarios o espárrago para el equipo situado en el cubículo. En algunos casos, esta práctica podría resultar en altas tensiones que se producen entre los casos de los sensores y el circuito metálico en el interior, y el equipo debe estar aislado adecuadamente para resistir estas tensiones.

Para reducir la magnitud de los transitorios, EMI y RFI, los cables de alimentación y de señal deben instalarse con el blindaje y las prácticas de puesta a tierra adecuadas para las instalaciones de la subestación y de la recomendación del fabricante de equipos específicos. Además, se deben usar dispositivos adecuados de protección electrónica. Conexión a tierra de recintos, sensores asociados, y circuitos debe hacerse de acuerdo con las recomendaciones de IEEE Std C57.148 y IEEE Std C57.13.3.

6.7.3 Los enlaces de comunicación Los dispositivos que utilizan señales analógicas son típicamente más propenso a perturbaciones que los dispositivos que emplean nuevos modos digitales de comunicación. El tipo de vigilancia o de control que lleva a cabo, la distancia, y la presencia de barreras físicas se debe considerar al seleccionar una interfaz de comunicación. El uso de la comunicación de fibra óptica proporciona una alta protección de los problemas de ruido eléctrico. Banda ancha sobre línea eléctrica y las radios inalámbricas que utilizan la tecnología de espectro ensanchado por salto de frecuencia puede ser una alternativa económica para superar algunas de las barreras y limitaciones. una consideración especial también debe tener en cuenta la sensibilidad de la información se está supervisando y seguridad a la hora de seleccionar una interfaz de comunicación y protocolo.



6.7.4 Instalación de los monitores de gas disueltos En los nuevos transformadores, se recomienda que los accesorios pueden especificar en el transformador para permitir una fácil instalación de este equipo si o cuando sea necesario.

Disposiciones necesarios para varios sensores serán diferentes dependiendo del tipo de sensor. Puede ser deseable proporcionar disposiciones para la instalación de más de un sensor.

•

sensores de válvulas individuales requieren sólo un punto de conexión para el muestreo de aceite. A 38 mm mínimo (1,5 in) de bola con interior abierto o válvula de compuerta debe ser proporcionada en el lado de salida del circuito del enfriador de la bomba de refrigeración (si existe) o en un punto en el tanque donde el aceite se está moviendo y proporcionará una muestra representativa. El acceso a la aceite debe ser horizontales y cortas [aproximadamente 150 mm (6 pulg)]. No debe haber una zona de libre suficiente, preferiblemente 500 mm (18 pulgadas) alrededor de la válvula para la instalación y acceso de servicio.

•

bucle de petróleo (dos válvulas) sensores requieren dos puntos de conexión en el que el instrumento de forma continua o periódica extrae aceite de una válvula y vuelve a la segunda válvula. A 25 mm mínimo (1 in) de bola con interior abierto o válvula de compuerta debe proporcionarse para cada una de las dos válvulas. La válvula de entrada al monitor debe ser proporcionada en el lado de salida del circuito del enfriador de la bomba de refrigeración (si existe) o en un punto en el tanque donde el aceite se está moviendo y proporcionará una muestra representativa. El (regreso) válvula de salida desde el sensor debe estar situado por lo menos 3 pies de l a válvula de entrada y se encuentra lejos de la bomba de circulación de aceite del transformador para evitar la presión de contraflujo. No debe haber una zona de libre suficiente, preferiblemente 500 mm (18 pulgadas) alrededor de la válvula para la instalación y acceso de servicio.

La instalación de los monitores de gas disueltos en transformadores existentes requiere conexión a las válvulas de aceite que son pre-existente. Puede que sea necesario consultar con el proveedor de sensores para obtener recomendaciones de instalación.

función de control 6.8 Datos que normalmente componen los sistemas de monitoreo del transformador también puede ser útil en algunas funciones de control del transformador. Por ejemplo, carga de información actual se puede utilizar para estimar temperaturas de los devanados, para proporcionar funciones de compensación de caída de línea (LDC) en sistemas de control automático de tensión, y para calcular LTC desgaste de los contactos. de control de refrigeración también puede ser mejorada haciendo uso de los parámetros medidos, tales como la parte superior de temperatura del aceite, la corriente de carga, las temperaturas de bobinado, la temperatura ambiente, la posición de toma, y la salud del sistema de enfriamiento. sistemas de control y de supervisión combinados proporcionan la capacidad de usar los valores medidos para varios propósitos.

6.9 Selección de hardware y protocolos de comunicaciones La mayoría de los sistemas de comunicación instalados en subestaciones hoy en día utilizan la interfaz física en serie en la EIA RS-232, RS-485, o cable de fibra óptica. consideración Strong se debe dar a la utilización de cable de fibra óptica para cualquier comunicación fuera de la casa de control de subestación menos carreras son dentro de un recinto. Para más información sobre los requisit os ambientales de hardware, consulte la norma IEEE 525 [B48]. Hay una tendencia cada vez mayor para instalar redes de área local de alta velocidad (LAN) en las principales subestaciones. La alta velocidad y gran ancho de banda de la interfaz Ethernet permitirán el intercambio de datos más rápida. En este momento, varios posibles protocolos están disponibles. IEEE Std 1379 [B50] describe DNP3 e IEC 60870-5-101 [B45]. Otros protocolos comúnmente utilizados son Modbus (RTU o ASCII) y IEC 61850 [B46]. Cada protocolo se puede utilizar en sistemas de serie o Ethernet (TCP / IP), excepto IEC 61850 [B46], que está di señado sólo para TCP / IP. El protocolo seleccionado para el sistema de monitorización del transformador debe ser com patible con otros protocolos que ya están en uso en la subestación. Anexo E proporciona una referencia más detallada para la selecció n y el uso de un protocolo de comunicación.



6.10 aplicación de Datos interpretación de los datos y el diagnóstico se utilizan principalmente en las siguientes áreas: un) Para evitar una interrupción imprevista o el fracaso segundo) Como una herramienta de ingeniería económica para la carga prevista

do) Analisis fallido re) evaluación del estado y la gestión de la vida

Para aumentar el valor de monitoreo en línea la información como una base de datos y / o una herramienta de diagnóstico, se debe i ncluir datos de controles fuera de línea y el sistema de datos de control en línea, tales como el servicio de protección de relé, pararrayos, el interruptor, y la operación del interruptor, etc. los datos recogidos por el sistema de instrumentación en línea y fuera de línea los eventos complementan la base de datos, y en la mayoría de l os casos, determinarán o influir en que se generan los datos de seguimiento en línea. Con los datos incompletos sólo los síntomas de un modo de funcionamiento del transformador o problema pueden ser determinados, mientras que la causa raíz puede seguir siendo desconocida. La siguiente lista se debe utilizar para cualquier base de datos para la planificación operativa o de diagnóstico. Cada uno de estos elementos, deberá ser documentada, junto con la acción fue tomada fecha.

La información de mantenimiento

1. La adición de aceite.

2. La sustitución del aceite.

3. La filtración y / o desgasificación de aceite. 4. La adición de inhibidores a la de aceite. 5. Soldadura en las paredes del depósito / tapa.

6. identificación Gas, cantidad utilizada. Incluir gases utilizados para la detección de fugas. punto de rocío del gas. 7. De parada y puesta en marcha del transformador. fechas de registro, el modo de funcionamiento de los equipos de refrigeración y

Temperaturas ambiente.

8.

exploraciones de infrarrojos.

9. pruebas de campo Transformer, y condiciones ambientales.

•

Winding pruebas de coeficiente

•

prueba de resistencia de aislamiento

•

pruebas de factor de potencia de aislamiento y capacitancia de los bobinados

•

pruebas de factor de potencia de aislamiento y capacitancia en todos los bujes de condensador

•

Winding pruebas de resistencia

•

/ pruebas reactancia de fuga de impedancia

•

Respuesta frecuente

•

las pruebas de excitación

10. pruebas tamiz de aceite, el análisis de gas disuelto o partícula análisis de pruebas del aceite. 11. Resolución de fugas de aceite

•

S ustitución de tubos

•

cambio de juntas

•

Otras reparaciones de fugas de aceite

12. Sustitución o modificación de los accesorios. •

Duración del tiempo de almacenamiento si es aplicable. Condición de accesorios después de un almacenamiento (interno y externo)



•

bujes

•

Aficionados

•

Zapatillas

•

enfriadores

•

radiadores

•

válvulas

•

cilindros de nitrógeno (transformadores de gas-cubierto)

•

accesorios para armarios eléctricos

•

medidores

13. Carga de mantenimiento del cambiador de tomas 14. Las pruebas de todos los dispositivos de protección

15. sistema de conservación de aceite / condición tanque conservador dieciséis. inspecciones visuales de transformadores

Los parámetros del sistema

1. Relé de operaciones de fecha y número de operaciones

2. ajustes del relé

3. pararrayos 4. Breakers 5. interruptores

6. unidades de sólidos de control de dispositivos de estado, con o sin filtros 7. Las baterías de condensadores

6.11 Criterio de selección para el sistema de monitoreo en línea Criterio de selección debe basarse en las prioridades del dueño del transformador. fiabilidad y costes de funcionamiento normalmente son las principales prioridades del dueño del transformador que va a determinar el criterio de selección. Una metodología para determinar los requisitos específicos frente a los requisitos operativos deseados tiene que tener en cuenta muchos factores. Estos requisitos incluyen el análisis de los costos operativos actuales y los riesgos y consecuencias frente a los beneficios esperados. Una vez que una determinación se ha hecho para los requisitos operativos y el riesgo asociado, una decisión puede ser tomada en la necesidad / costo de monitoreo en línea y / o requisitos de seguimiento fuera de línea.

6.12 diagnóstico en línea para transformadores Los sistemas expertos, apoyados por la recolección de datos completa, proporcionan un puente crítico entre el control en línea y diagnóstico en línea. En lugar de presentar al usuario una voluminosa cantidad de datos que requieren un análisis más detallado, un enfoque de sistema experto está diseñado para informar si se requiere ninguna intervención. Para ser útil, en línea de diagnóstico deben identificar una amplia gama de problemas en el estado incipiente. Los métodos de diagnóstico deben distinguir entre los cambios que son “ruido”, los de menor importancia, y los que son dignos de atención inmediata. Los algoritmos de diagnóstico pueden ser auto-aprendizaje y no depende de que el usuario para establecer umbrales o emplear valores promedio de otros aparatos nominalmente similar.



7. Beneficios económicos

7.1 Introducción El análisis de costo / beneficio de la monitorización del transformador es una empresa difícil. Calcular el costo es relativamente sencillo, teniendo en cuenta la compra de equipos, instalación, capacitación y costos de mantenimiento. Sin embargo los beneficios son más difíciles de evaluar ya que la evaluación se basa en parte en factores dictados por la experiencia. Este ejercicio implica la probabilidad de un evento que ocurre en realidad, agravada por el impacto positivo o negativo de tal evento.

Los siguientes eventos se prestan a un análisis económico: •

los costes de inspección y de mantenimiento reducidos

•

La reducción de los costes de reparación o sustitución relacionada con el fracaso

•

Mejora de la capacidad de carga del transformador en tiempo real

•

Diferidos los costos de capital de actualización debido a la carga de crecimiento

•

Diferidos los costos de capital reemplazo debido edad o condición equipos

También hay una serie de otros beneficios, como sigue, que son tangibles, pero no se pueden cuantificar fácilmente:

•

Una mayor fiabilidad y disponibilidad del sistema con menos interrupciones no planificadas

•

Una mejor planificación de los cortes programados mediante el uso de equipos a distancia de evaluación del estado para evitar cortes adicionales

•

Los resultados financieros mejorados con una regulación basada en el desempeño

•

diseño optimizado y prácticas de operación

•

costos de puesta en marcha reducido

•

Aumento de la vida útil del equipo

•

la seguridad del personal mejorada

•

Mejora de la seguridad ambiental

•

conocimiento retenida de la mayoría (sistema experto) personal calificado

•

La mejora del acceso de todo el sistema de conocimiento utilizando herramientas Web clave

•

la gestión del trabajo mejorado

Incluso para aquellos artículos que se prestan a un análisis económico, que se han establecido unos valores económicos preliminares para las condiciones que normalmente no están cuantificados:

•

reducción de la tasa de fracaso que se espera que después de la introducción de la monitorización

•

El costo de operar con un sistema de transmisión degradada

•

Valor de la energía no genera

•

Valor de la energía contractual no entregado

Un costo potencial asociado con el monitoreo es el costo de los recursos asociados a la evaluación / interpretación de los datos y responder a las falsas alarmas. Interpretación de los datos se puede automatizar con muchos de los sistemas de monitoreo disponibles. La experiencia con la solución específica de monitoreo de hardware proporcionará los conocimientos necesarios para sintonizar correctamente el sistema y minimizar las falsas alarmas. Estos tipos de costos se pueden gestionar a través de la adecuada selección, instalación, mantenimiento y formación.



A pesar de estas dificultades, se hace un intento de abajo para cuantificar algunos de estos aspectos con el fin de permitir que el “enfoque de modelo de negocio” que se aplicará cada vez que se puso en marcha un proyecto para el control en línea. En las siguientes secciones, se consideran diferentes escenarios de operación. En todos los casos, se hace una comparación entre la situación con y sin supervisión co mo se recomienda en la norma IEEE Std C37.10.1 [B47]. En las siguientes subcláusulas se describen algunos de los elementos que podrían incluirse en el desarrollo de un modelo de negocio adaptado a una situación específica. Es importante reconocer que los ejemplos mostrados son sólo para fines ilustrativos. Los valores numéricos y financieros que se muestran son estrictamente para el propósito de mostrar que los valores pueden ser asignados si es así elegido. circunstancias reales dictarán valores, costos, y los gastos que se utilizarán en la cuantificación de riesgos, evaluación económica, y la justificación y la selección definitiva de monitoreo. La tecnología específica de supervisión del transformador emplea también restringirá o bien ampliar las oportunidades para los beneficios esperados. Sólo aquellos escenario (s) aplicable a un transformador dado debe ser considerado en el cálculo.

El método de cálculo propuesto se presta a análisis de sensibilidad para probar la criticidad de los diversos supuestos de coste. Tiene el mérito de obligar al usuario a hacer frente a los parámetros verdaderamente significativos. Los resultados se presentan en términos de ahorro anual para una sola unidad o una familia de transformadores. La conversión se puede hacer que los indicadores económicos más convenientes tales como el valor actual neto o periodo de recuperación.

7.2 Inspección y costes de mantenimiento En muchos casos, la supervisión adicional puede reducir la frecuencia de las inspecciones manuales, especialmente para transformadores con un cambiador de tomas. ahorro de tiempo directos se alcanzan durante el desmontaje, inspección manual, reensamblaje y presentación de informes. Por otra parte, en función de si se aplica el control de un solo transformador o para toda una subestación, no puede haber un ahorro adicional en el tiempo de viaje y los gastos del vehículo. En transformadores de gran tamaño, es común tener una visita mensual para una visión general de la subestación, completada por una inspección visual más detallada con toma de muestras de aceite para la DGA una vez al año. Dado que no existe actualmente un sistema de monitoreo que puede reemplazar por completo la inspección visual, se considera que las inspecciones periódicas seguirán siendo necesarios en el futuro previsible y por lo tanto no hay ahorros se cuenta en el cálculo de ejemplo en la Tabla 7.

Una inspección más elaborado, con corte de luz, se lleva a cabo normalmente cada 6 años e incluye el sistema de enfriamiento y la verificación equipo de protección junto con un número de pruebas eléctricas. No está claro si el monitoreo podría permitir el aplazamiento de estas actividades y por lo tanto no hay ahorro se contabilizan en el cálculo de ejemplo que sigue. La situación puede ser muy diferente para una utilidad de someterse a inspecciones más frecuentes.

Un tercer grupo de actividad de mantenimiento se ocupa específicamente de los cambiadores de tomas. Este mantenimiento preventivo normalmente tiene lugar después de 40 000 a 100 000 operaciones, dependiendo del tipo de unidad, con una duración máxima entre las inspecciones. Es plausible que algunos ahorros podrían lograrse en esta actividad si un sistema de control fiable cambiador de tomas se implementa. En este ejemplo, vamos a “A” representan el costo de llevar a cabo el mantenimiento. Por ejemplo, suponiendo que un sistema de seguimiento permitiría a los intervalos de mantenimiento para ser extendidos a partir de 4 años a 6 años, la duración entre una actividad de mantenimiento que cuesta $ A, la reducción de costes anualizado podría ser presentado como en la Tabla 7.



Tabla 7 Preventivo prestación de mantenimiento de monitoreo en línea de LTC costos anuales Los

costes de mantenimiento preventivo

valores de entrada

costo de mantenimiento preventivo LTC sin supervisión

Número de años entre el mantenimiento sin supervisión costo de mantenimiento preventivo LTC con el monitoreo

Número de años entre el mantenimiento de la vigilancia

sin un seguimiento

con el monitoreo

$A

$A

4

4

$A

$A

6

6 $ 0,25 A

Subtotal: anualizada costes de mantenimiento preventivo

$ 0.17A $ 0.08A

beneficio anual de reducción de mantenimiento preventivo

Los cálculos utilizados en la tabla anterior son los siguientes: prestación de mantenimiento preventivo de monitoreo en línea de LTC

costo de mantenimiento preventivo anual sin supervisión:

$ A / 4 = $ 0,25 A

costo de mantenimiento preventivo anual con la supervisión:

$ A / 6 = $ 0.17A

beneficio anual de reducción de mantenimiento preventivo: 0,25 A $ - $ $ 0.17A = 0.08A El costo de mantenimiento preventivo anual se calcula dividiendo el costo de mantenimiento preventivo por la frecuencia de mantenimiento. El beneficio anualizado se basa en los ahorros que resultan del intervalo de mantenimiento prolongado. Si los datos históricos y las inspecciones se mantienen como el método para determinar el intervalo de mantenimiento, el beneficio asociado con largos intervalos de mantenimiento puede no ser relevante.

La Tabla 7 muestra que la mejora de la supervisión del cambiador de tomas sólo se traduce en un ahorro de $ 0.08A por año para el aspecto de mantenimiento preventivo LTC.

El fracaso económico de solución de 7.3 El beneficio más reconocida de la detección temprana de fallos incipientes es los importantes ahorros que se pueden conseguir en los costos de reparación (Brekenbridge [B12]). En este sentido, el propósito de un sistema de monitoreo en línea es para evitar mayores (o catastróficas) fallas y convertirlos en fallos que serán reparados a un costo reducido durante una interrupción planeada. Con el fin de evaluar los ahorros en el costo resolución fracaso, valores preliminares tales como la reducción esperada de la tasa de fallos deben ser estimados.

7.3.1 Impacto de la supervisión de la tasa de fracaso Con el fin de evaluar el beneficio económico derivado de la implementación de monitoreo en línea, el cuadro completo de la evolución de fallos y detección debe establecerse. Se debe reconocer que los dispositivos existentes, tales como relé de acumulación de gas, pueden detectar algunas fallas incipientes. prácticas de monitoreo actuales, tales como el muestreo anual de gas para el análisis DGA también detectar tales defectos.

En el otro extremo del espectro, hay algunos fallos que son instantáneas por naturaleza y no susceptible a la detección temprana cualquier sistema de vigilancia está instalado. En el medio están los fallos rápida evolución que no pueden ser detectadas correctamente por los medios existentes, pero podría ser detectados por la vigilancia adecuada. Es en estas fallas que se pueden lograr beneficios en el costo resolución fracaso.

El desglose de la tasa de fracaso en diferentes categorías se representa en la Figura 6 con un eje mplo de valores. Este desglose de tipo de fallo se ha propuesto antes (CIGRE Technical Publication 191 [B15]) y se encontrado útil en el cálculo de los benefici os potenciales que se derivan de monitorización del transformador.



•

La tasa de fallo del transformador es la figura aplicable para grandes fallas en el transformador (o familia de los transformadores en cuestión). Un fallo mayor se entiende generalmente como fallo que conduce a una retirada de la unidad de su base o una intervención en el sitio en las partes activas. las tasas de fracaso típicas de descanso entre 0,5% para el equipo muy fiable a 3% para el muy problemática. Una cifra de 1% se utiliza en la Figura 6.

•

La tasa de fallo catastrófico del transformador es la proporción de fallos que provocan incendios y / o ruptura de un tanque con posible daño a los equipos periféricos. Esta tasa es generalmente muy baja, pero ya que los resultados de un fallo catastrófico son generalmente altos en términos de coste y seguridad, que debe ser considerado. Una cifra de 1% de la tasa de fracaso del t ransformador se utiliza la Figura 6.

•

Algunos de estos defectos son detectables con los medios existentes. Los dispositivos existentes, tales como relés de acumulación de gas, los mejores indicadores de temperatura del aceite, y simuladores de puntos calientes pueden proporcionar una advertencia a los fallos en desarrollo. La inspección periódica y toma de muestras de aceite para análisis DGA es conocido por ser un procedimiento de control eficiente. La proporción de fallos que pueden ser detectadas por estos medios se puede estimar a ser 30%.

•

Las faltas restantes no son detectables con los medios existentes. Por lo tanto, esta porción se estima aquí para ser el 70% de todas las fallas mayores. Algunos de estos defectos pueden mostrar signos precursores, pero estos signos son demasiado tenue como para ser detectados por los dispositivos existentes. Este es el tipo de fallo que está dirigido por la monitorización en línea.

•

La eficiencia de detección puede variar en función del tipo de sistema de vigilancia desplegada. No es realista esperar una eficiencia de detección del 100%. Algunos fallos pueden pasar desapercibidos o desarrollar a un ritmo demasiado rápido para permitir la eliminación alarmante y ordenada adecuada del servicio. En la Figura 6, la eficiencia de detección se estima que es 60%.

•

Los fallos no detectados incluyen los que son instantánea por naturaleza, por ejemplo una rotura del aislamiento después de una oleada rayo o grave cortocircuito. Por otra parte, algunos componentes tales como escudos de casquillo son propensos a fallos esporádicos que se producen sin ninguna advertencia.

•

fallas catastróficas no se definen aquí como los principales fallos contenidos en la cuba del transformador, mientras que las fallas catastróficas son las que implican la ruptura del tanque y, finalmente, disparan con daños colaterales a los equipos cercanos. Es útil distinguir entre estos dos modos de fallo ya que las consecuencias económicas son muy diferentes. Aquí se supone que las fallas catastróficas representan el 1% de los fallos totales.



Transformador tasa de fracaso: 1%

0.01

Detectable con medios existentes: 30% (Buchholz, DGA)

No detectable con los medios existentes: 70%

0,003

0,007

Detectado con monitoreo en línea: 60%

No detectado: 40% (incluidos los fallos instantáneos) 0,0028

0,0042

Fallo catastrófico evitarse: 1%

el fracaso no catastrófica evitarse: 99%

0.000042

0.004158

Figura 6 -desglose de probabilidad de fallo Uno de los beneficios de la vigilancia es detectar y reparar un defecto en una etapa temprana con el fin de evitar que se convierta en un gran fracaso y sin ningún aviso al operador del transformador. Por lo tanto la ganancia de reducción de fallas mayores será atenuado por un aumento de fallas menores o acciones de mantenimiento predictivo. En este ejemplo, vamos a “B” representan el costo de reparación de predicción para sistemas con la detección temprana. Los dos escenarios (con y sin supervisión) se comparan de la siguiente manera:

Sin monitorización (Condiciones presente)

con el monitoreo

Importante fallo que se produzca sin previo aviso

0,007

0,0028

Fallo importante impedido por la detección

0,003

0,0072

0.01

0.01

precoz de la culpa (incluido el fallo catastrófico)

Total

Los fallos actualmente detectados en una etapa temprana (por los medios existentes) puede restarse de ambos lados y el costo se compararon entre las tres situaciones siguientes:

Sin monitorización (Condiciones presente)

Importante fallo que se produzca sin previo aviso Fallo catastrófico trabajos de reparación predictivo adicional

0.00693 (99% de 0.007) 0,00007 (1% de 0.007) 0


con el monitoreo 0.002772 (99% de 0,0028) 0.000028 (1% de 0,0028) 0,0042


Para completar la evaluación de beneficios en lo que se refiere a la resolución fracaso, los valores deben ser asignados al coste medio de reparación en diversos escenarios. Se debe reconocer que el costo de la reparación cuando la detección temprana permite que las reparaciones de predicción, será menor que el costo asociado con la reparación de las unidades que no se provee la detección temprana. A su vez, el daño colateral puede contribuir aún más al costo total r esolución. El orden de magnitud de la diferencia entre estos diversos costos variará dependiendo de la aplicación. En el siguiente ejemplo, un multiplicador de 7,5 se ha utilizado para r eflejar que el costo de la reparación de un fallo importante sin previo aviso es 7,5 veces más alto que el costo de reparar la unidad en reacción a una alarma de predicción que resulta de la detección temprana. Un multiplicador de 25 se ha utilizado para reflejar el daño costo de reemplazo y colateral resultante de un fallo catastrófico. Tenga en cuenta que los multiplicadores de 7,5 y 25 deben ser ajustados en base a la aplicación específica.

costo de reparación posibles fallos importantes sin ningún aviso previo

$ 7.5b

El costo de reemplazo y el daño colateral en caso de fallo catastrófico

$ 25B

costo de la reparación de predicción para sistemas con detección temprana

$B

análisis de resolución 7.3.2 la falta para la monitorización individual en línea El análisis de coste / beneficio puede hacerse ya sea por un transformador individual o para una familia de transformadores cuando el despliegue de sistemas de supervisión está prevista para un número de unidades con una tasa de fracaso similar. En el caso de los equipos de vigilancia centralizado o equipo portátil que se va a utilizar para la monitorización periódica, toda la familia debe ser considerada ya que el costo de algunos equipos se extenderá a lo largo de un número de unidades. Todos los gastos están anualizados para el caso de un transformador sin supervisión y en comparación con el caso de la vigilancia. Los beneficios resultantes de la evitación de las principales fallas catastróficas y necesitan ser evaluadas por separado debido a las consecuencias económicas son muy diferentes. Al igual que en el inciso anterior, “B” se define como siendo el costo de reparación de predicción para sistemas con la detección temprana.



Tabla 8 - Resolución del Fallo de monitoreo en línea

Los valores de entrada

La falta de resolución de los costes

0,0070

actual tasa de fracasos no detectables

costos anuales con el sin un monitoreo seguimiento 0,0070

60%

Se espera la eficiencia del sistema de vigilancia

1%

Proporción de fracasos que son catastróficas

0,0028 0.000070

0.000028

$ 0.052B

$ 0.021B

coste importante resolución fracaso costo de la reparación de falla mayor

$ 7.5b

costo de la reparación para la detección temprana

$ de 1.0B

$ 0.0042B

costo catastrófico fallo de la resolución

Sustitución y daños colaterales

$ 25B

costo de la reparación para la detección temprana

$ 0.0018B

$ 0.000040B

$ de 1.0B

$ 0.054B

económico de solución de errores anual

$ 0.00070B

beneficio anual de coste resolución fracaso

$ 0.026B $ 0.028B

Los cálculos utilizados en la tabla anterior son los siguientes: económico de solución de fracaso sin supervisión costo de reparación posibles fallos importantes;

$ 7.5b x 0,00693 =

Sustitución y daños colaterales; $ 25B × = 0.000070

$ 0.052B $ 0.0018B $ 0.054B

Anualizado económico de solución de fracaso:

económico de solución de fracaso con la supervisión costo de reparación posibles fallos importantes;

$ 7.5b × = 0.002772

$ 0.021B

costo de la reparación para la detección temprana (MF); $ De 1.0B × 0,0042 × 99% =

$ 0.0042B

Sustitución y daños colaterales; $ 25B x 0,000028 =

$ 0.0007B

costo de la reparación para la detección temprana (CF); $ De 1.0B × 0,0042 × 1% =

$ 0.026B

Anualizado económico de solución de fracaso:

Beneficio de monitoreo:

$ 0.00004B

0.054B $ - $ 0.026B =

0.028B $ / año

7.3.3 Costo de la generación perdida El fallo de una unidad central de generación (GSU) puede tener importantes repercusiones económicas cuando la pérdida de un transformador conduce a déficit de generación y compra de energía de sustitución. Este puede ser el caso de una central hidroeléctrica en la temporada alta de agua, donde la pérdida de unos resultados de transformadores en agua vertimiento. También puede ser el caso para cualquier GSU en la estación de carga pico en una pérdida de la generación conduce a la compra de energía de sustitución. Cada caso es diferente y el conjunto de parámetros que se muestran en la Tabla 9 se presenta como un ejemplo. En este ejemplo, vamos a “C” representa el costo de la energía de reemplazo en $ / MWh.



Tabla 9 -Coste para poder no genera costos anuales Sin

Los

con el monitoreo

supervisión valores de entrada

Costo de la energía no genera

0,007 60% 20 30

actual tasa de fracasos no detectables Se espera la eficiencia del sistema de vigilancia

La potencia media no generada (MW) Duración de la interrupción o la duración del período de generación crítica (días)

Costo de la energía de reemplazo ($ / MWh)

do

Subtotal: El costo de la energía no genera

0,007 0,0028 20

20

30

30

do

do

$ 100C

beneficio anual de energía adicional generada

$ 40C

$ 60C

Los cálculos utilizados en la tabla anterior son los siguientes:

El costo de la energía no genera, sin supervisión: 20 × 30 × 24 × C × 0,007 = $ 100C El costo de la energía no generada, con la supervisión: 20 × 30 × 24 × C × 0,0028 = $ 40C


$ 100 C - 40 C $ = $ 60C / año

7.3.4 Costo de poder contractual no entregado La mayoría de las redes de transmisión tienen suficiente capacidad de transformación para sostener una falla en el transformador sin interrupción del servicio al usuario. Sin embargo, la red, entonces estará operando en una condición degradada y podría no ser capaz de sostener un segundo incidente, sin interrupción del servicio para el usuario final, lo que conduce en algunos casos a las sanciones por incumplimiento de contratos. Para un ejemplo del coste de la energía, consulte Austin [B2]. El costo de la energía no s uministrada contractual no está relacionado tanto con el precio de venta normal, sino más bien al valor establecido por las agencias reguladoras como sanción por no entregar el poder. un trabajo considerable se ha hecho en todo el mundo en la estimación de los costes de interrupción al cliente. Los datos han sido recogidos por el Grupo de Trabajo CIGRE 38.06.01 de muchos países.

Hay algunos costes asociados a la operación de un sistema degradado. El costo del riesgo asociado con una segunda contingencia es el producto de la probabilidad de una segunda contingencia que se produce durante el corte de transformador, multiplicado por la consecuencia económica de ese evento. La segunda contingencia podría ocurrir como resultado de un pequeño error de copia de seguridad del transformador o en cualquier equipo asociado que impida el transformador de copia de seguridad desde la realización de su deber. fallas menores son los que han de considerarse, porque la probabilidad de ocurrencia es típicamente un orden de magnitud más alta que la tasa de fracaso importante. Sin embargo, un pequeño error puede durar desde unas pocas horas hasta varios días y puede ser de importancia económica significativa si se interrumpe el suministro de energía.

El coste del riesgo asociado a una segunda contingencia se calcula como sigue, donde “D” representa el valor de la energía no suministrado en $ / MWh:

•

Probabilidad de una segunda contingencia que ocurre en un sistema de N-1 diseñado es el producto de la probabilidad de fallo importante en el transformador principal (0.007) por la probabilidad de fallo de menor importancia en el transformador de copia de seguridad y el equipo asociado (0,15), teniendo en cuenta la duración de la interrupción en el transformador principal (150 días); esta duración de la interrupción puede ser mucho más corto si una unidad de repuesto está disponible en el sitio o en el área de almacenamiento del transformador.

Segundo probabilidad de contingencia = 0,007 × 0,15 × 150/365 = 0,000432



•

Costos de interrupción de un suministro de 80 MW durante 10 horas a un precio pena de D $ / MWhour

Costo = 80 MW x 10 x horas $ D / MWh = $ 800D

•

Costo del riesgo es el producto de la probabilidad del evento multiplicado por las consecuencias de este evento

Costo de segundo riesgo de contingencia = 0.000432 × 800D $ = $ 0.3456D / año

El beneficio anual sobre potencia contractual no entregado debido a la monitorización en línea se evalúa en la Tabla 10. Se supone que una detección temprana del problema siempre permitiría interrupción planeada sin interrupción de la entrega de potencia contractual.

Tabla 10 - Costo para poder contractual no entregado costos anuales Sin

Los

con el monitoreo


Las sanciones por incumplimiento de contratos

0,007 60% 150 0.15 10 80

actual tasa de fracasos no detectables Se espera la eficiencia del sistema de vigilancia Duración de la interrupción en el transformador principal (días) Probabilidad de fallo de menor importancia en el transformador de respaldo Duración del transformador pequeño error de copia de seguridad (horas)

El poder no suministra (MW)

0,007 0,0028

150

150

0.15

0.15

10

10

80

80

re

re

re

Valor de la energía no suministrada ($ / MWh)

Subtotal: Costo para poder contractual no entregado

$ 0.3452D


$ 0.1381D $ 0.2071D

Los cálculos utilizados en la tabla anterior son los siguientes: Costo, sin supervisión, por no entregar el poder contractual: = 0,007 × 0,15 × (150/365) x 80 x 10 x $ D =

$ 0.3452D

Coste, con un seguimiento, para poder contractual no entregado:

= 0,0028 x 0,15 x (150/365) x 80 x 10 x $ D = Beneficio de monitoreo:

0.3452D $ - $ 0.1381D =

$ 0.1381D

$ 0.2071D / año

7.3.5 Costo de la pérdida de producción en una planta industrial La mayor producción de plantas industriales depende de algunos transformadores industriales críticos. Estos transformadores son generalmente diseñados a medida para la planta en particular y / o proceso y proporcionan energía al proceso. Por lo tanto, lo más probable la planta llevará a una unidad de repuesto para estos transformadores. Sin embargo, la planta incurrir en una pérdida de la producción hasta que la unidad no se sustituye.

Para el cálculo del coste de la pérdida de producción se proporciona un ejemplo que puede ser adaptado a cualquier planta particular. Cada caso es diferente y el conjunto de parámetros que se muestran en la Tabla 11 se presenta como un ejemplo para un a fundición de níquel utilizando un horno de fusión eléctrico. Esta planta tendrá tres transformadores s olo horno de fase, en el intervalo de 40 MVA cada uno, la alimentación del horno de fundición eléctrica. La falta de cualquiera de estos transformadores es muy probable que requieren apagar el horno, hasta que la unidad no se sustituye. En este ejemplo, vamos a “E” representa el costo de la pérdida de la producción en $ / MWh.



Tabla 11 - Costo de la pérdida de la producción

costos anuales Sin

Los

con el monitoreo


Costo de la energía no genera

0,007

actual tasa de fracasos no detectables por transformador del horno

0,007

60%

Se espera la eficiencia del sistema de vigilancia

0,0028

3

Número de transformadores de horno por horno

3 0.020853

tasa esperada de fracasos no detectables por horno

60

potencia media del horno (MW)

3 0.008377

60

60

Duración de la interrupción para reemplazar el transformador del horno fallado (días)

7

7

7

Costo de la pérdida de producción ($ / MWh)

mi

mi

mi

- 0.2E

Costo de la energía no utilizada ($ / MWh) Subtotal: El costo de la pérdida de producción

- 0.2E

- 0.2E

$ 170E

$ 68E


$ 100E

Los cálculos utilizados en la tabla anterior son los siguientes:

El costo de la pérdida de producción, sin supervisión: 60 × 7 × 24 × (E - 0,2X) × (0,020853) = $ 170E Costo por pérdida de producción, con el monitoreo: 60 x 7 x 24 x (X - 0.2E) x 0,008377 =

$ 68E

170E $ - $ $ = 68E 100E / año


En este caso particular, tenemos tres transformadores de horno. Por lo tanto, el beneficio de monitoreo de cada unidad será de $ 100E / 3 = $ 33E / unidad / año

7.4 Refuerzo de la capacidad de sobrecarga 7.4.1 Introducción Los transformadores de potencia tienen inherentemente cierto margen de sobrecarga de capacidad. La capacidad nominal de una unidad es básicamente el nivel de carga que resultará en temperaturas internas que no exceda de los límites establecidos por los organismos que producen estándar, tales como la IEEE y IEC. La aplicación de cargas en exceso del valor de placa implica un grado de riesgo y el envejecimiento acelerado. Estos efectos se discuten en detalle en IEEE Std C57.91 [B53] y IEC 60076-7 [B38], y se pueden resumir como sigue:

•

Para fallas de los transformadores a corto plazo, el riesgo principal es la reducción de la resistencia dieléctrica debido a la liberación de burbujas de gas en las regiones de alta tensión eléctrica. La probabilidad de ocurrencia de estas burbujas está estrechamente relacionada con la temperatura del punto caliente aislamiento del devanado y el contenido de humedad del papel aislante.

•

En condiciones de sobrecarga, algunos componentes tales como contactos de LTC y las conexiones de casquillo pueden desarrollar altas temperaturas conducen a embalamiento térmico. Las altas temperaturas también pueden ocurrir en estructuras cuando el campo magnético callejeros aumenta más allá del punto de blindajes magnéticos de saturación.

•

Para sobrecargas de larga duración, la principal consecuencia es el envejecimiento térmico del aislamiento sólido. Con el tiempo, las cadenas de celulosa se someten a un proceso de despolimerización, lo que reduce la longitud media de las cadenas de celulosa y, en consecuencia la reducción de la resistencia mecánica del papel. Este deterioro de papel es una función de tiempo, temperatura, contenido de humedad y el contenido de oxígeno. Este efecto es irreversible y constituye la base para la duración de vida útil del transformador.



7.4.2 Efecto de la monitorización en línea en la capacidad de sobrecarga En general se reconoce que los riesgos asociados con la sobrecarga puede reducirse significativamente si las condiciones del transformador se siguen de cerca durante todo el período de sobrecarga (Bergman [B8], Farquharson [B30]). Para cuantificar este beneficio, el margen de c arga a dicional proporcionada por el seguimiento de las necesidades que se declaró. La experiencia de campo con la sobrecarga del transformador es aún limitada, pero se puede suponer conservadoramente que si los parámetros mencionados a continuación se controlan adecuadamente, el transformador puede soportar una carga adicional con el mismo grado de confianza que existiría en funcionamiento sin supervisión.

Un sistema de vigilancia integral compuesta de carga, temperaturas, gas-en-aceite sensores y humedad disuelto, puede proporcionar un mayor soporte para el operador cuando el transformador se enfrenta a condiciones de sobrecarga:

•

Una limitación importante para la carga del transformador está enrollando temperatura del punto caliente. La temperatura de punto caliente de arrollamiento se ve afectada por muchos artículos incluyendo carga, ambiente, la salud del sistema de refrigeración, y las pérdidas del transformador (que pueden cambiar en función de la posición LTC). Teniendo en cuenta estos elementos, es posible calcular la carga máxima segura el transformador puede llevar desde una perspectiva térmica. Este valor se conoce comúnmente como el coeficiente dinámico del transformador. Utilizando el tiempo de detalles de diseño constantes del transformador, también es factible calcular el tiempo restante hasta que la temperatura del punto caliente de bobinado supera un límite definido.

•

La monitorización continua de hidrógeno y monóxido de carbono proporciona una detección fiable de sobrecalentamiento excesivo de los cables, escudos, partes estructurales, contactos o uniones atornilladas. También alertará al operador en caso de exceso de corriente circulante está teniendo lugar en el núcleo o en el tanque, lo que lleva a la formación de arcos o sobrecalentamiento de puntos de contacto.

•

El sensor de humedad mide la contenido de humedad relativa del aceite aislante. Con el tiempo, el sistema de monitorización en línea puede utilizar esta información para inferir el contenido de humedad del papel aislante, permitiendo así la estimación de la temperatura de burbuja de inicio. Esta temperatura se compara con la temperatura de punto caliente para indicar el margen de seguridad que prevalece durante la sobrecarga. El contenido de humedad del papel aislante es también un factor importante a tener en cuenta al calcular la pérdida del aislamiento de la vida.

•

Aunque la pérdida térmica de la vida del aislamiento del devanado no se puede prevenir, m onitoreo en línea puede proporcionar una evaluación dinámica de la degradación del aislamiento. La pérdida relativa de la vida, entonces se puede convertir en costo si se establecen algunas hipótesis respecto a la duración de vida normal y el costo del transformador. El costo atribuido a la pérdida de la vida debe ser restado de los aparentes beneficios obtenidos a partir de la transmisión de esta carga adicional. La pérdida de costo de vida también puede ser útil cuando se calcula el coste de transmitir esta cantidad adicional de energía.

7.4.3 Evaluación Costo / Beneficio por sobrecarga Para el caso específico de la sobrecarga del transformador, los siguientes parámetros deben tenerse en cuenta con el fin de cuantificar los beneficios:

•

El margen de carga adicional es la asignación de carga adicional puesto a disposición por el control en línea mediante la reducción de los riesgos inherentes asociados con los niveles de carga elevados. Como un ejemplo, se podría estimar que un transformador se puede cargar hasta el 110% sin un control especial y que el seguimiento de línea en sitio permitirá cargas de hasta 120% con el mismo grado de confianza.

•

El coste de reposición de transformador (incluyendo la ingeniería y la instalación) es necesaria para calcular el valor de la pérdida de la vida útil del transformador incurrido durante la sobrecarga.

•

La duración de vida del transformador normal es una referencia convencional para servicio continuo bajo condiciones de temperatura ambiente normal y condiciones de funcionamiento nominales. IEEE Std C57.91 [B53] y IEC 60076-7 [B3 8], indican un número de puntos de referencia que pueden ser utilizados. En el cálculo que sigue, un grado restante de polimerización de 200 se selecciona como el criterio de fin de su vida útil, lo que lleva a una duración de vida normal de 150 000 horas. Este valor se aplica para un devanado temperatura de punto caliente nominal de 110 ºC con contenido mínimo de humedad y oxígeno.



•

La pérdida de la vida del transformador está directamente relacionada con la temperatura de punto caliente de bobinado que se pueden calcular a partir de perfil de carga prospectiva y la temperatura ambiente. El factor de aceleración del envejecimiento aumenta exponencialmente con la temperatura. En el ejemplo simplificado se presenta a continuación, un continuo 110% de carga lleva a una temperatura de punto caliente de 120 ºC y un factor de aceleración del envejecimiento de 2,7. Para una carga 120%, la temperatura de punto caliente se supone que es constante a 135 ºC con un factor de aceleración de envejecimiento de 11. Por lo tanto 100 horas a esa temperatura es equivalente a 1100 horas a la temperatura nominal de 110 ºC. El valor económico atribuible a la sobrecarga solo se obtiene restando del total del envejecimiento causado por la carga normal.

•

El valor de la energía adicional suministrada durante un período de demanda pico puede ser muy alto.

Usando esta suposición simplificada a lo largo con carga constante y la temperatura ambiente constante, los beneficios de la monitorización en línea se han evaluado en la Tabla 12, donde “F” representa el cost e de reposición d e transformador (incluyendo la ingeniería y la instalación) en $ y “G” representa el valor de la energía adicional entregada durante un período de demanda pico en $ / MWh.

Tabla 12 - Transformador sobrecarga beneficiarse de la monitorización en línea

costos anuales Sin Los valores de entrada

Beneficiarse de la capacidad de sobrecarga

carga extra sin supervisión (MW)

10

carga adicional con el monitoreo (PM) Duración de sobrecarga (horas)

20

100 0.20

Probabilidad de ocurrencia sobrecarga Valor de la energía suministrada ($ / MWh)

(GRAMO)

150 000

duración de vida normal del transformador (horas)

F 2.7 11.0

El costo de reemplazo del transformador Envejecimiento factor de aceleración a 110% de carga Envejecimiento factor de aceleración a 120% de carga

Valor bruto de energía extra entregado

con el monitoreo

supervisión

10

100 0.20 (GRAMO)

150000

Subtotal: Costo para poder contractual no entregado

(GRAMO)

150000

F 2.7

F 11

($ 200G)

Valor de la pérdida adicional de vida del transformador

20 100 0.20

($ 400G)

$ 0.00023F

$ 0.0013F

$ (200 g) -

$ (400G) -

0.00023F

0.0013F


$ (200 g) -

. 0011F

Los cálculos utilizados en la tabla anterior son los siguientes: costo anualizado (beneficios) sin supervisión:

Valor bruto en energía extra entregado: 10 x 100 x 0,2 x G =

($ 200G)

Valor de la pérdida adicional de vida del transformador: [$ F × 100 × 0,20 × (2,7 - 1) / 150 000] = $ 0.00023F

Costo (beneficio) de sobrecarga = (200G) - 0.00023F costo anualizado (beneficios) con monitoreo: El valor bruto de energía extra entregado: 20 x 100 x 0,20 x G = Valor de la pérdida adicional de vida del transformador: [$ Fx 100 × 0,20 × (11.0-1) / 150 000] =

($ 400y)

$ 0.0013F

Costo (beneficio) de sobrecarga = (400G) - 0.0013F Beneficio de monitoreo: = [($ 400G) - ($ 200G)] - $ [0.0013F - 0.00023F)] =


/ año


7,5 aplazamiento reemplazo transformador Cada vez que un transformador se considera para el reemplazo, una evaluación exhaustiva condición se lleva a cabo habitualmente. Esto implicaría una serie de pruebas eléctricas y químicas, algunas de ellas requieren un corte de luz, dando lugar a un diagnóstico sobre el estado del aislamiento. En este contexto, el valor económico de la monitorización en línea es difícil de evaluar, ya que la decisión también se debe tener en cuenta otras consideraciones tales como la disponibilidad de capital, tiempo de entrega de nuevas unidades y la percepción de que la condición de aislamiento podría empezar a degradarse en el futuro cercano. Teniendo en cuenta el gran impacto financiero de diferir el reemplazo del transformador, es sin embargo, vale la pena intentar una evaluación de la contribución económica que podría esperarse de monitoreo en línea.

En algunos casos la sustitución del transformador se considera para eliminar problemas planteados por cualquiera de la edad de la unidad o de una condición defectuosa conocida. En otros casos la consideración para el reemplazo surge de crecimiento de la carga normal, el transformador finalmente llegando a su límite de carga. Este límite de carga es generalmente aplicable a una situación de emergencia que prevalecería durante una interrupción en el transformador en paralelo, ya que las subestaciones se proporcionan normalmente con cierto grado de redundancia. Como resultado, los transformadores por lo general pasan la mayor parte de su vida a una carga por debajo de su valor de placa (Moliński [B66]).

Durante ese período, la tasa de fracaso es prácticamente independiente del nivel de carga. Como la carga aumenta, se pedirá al transformador para llevar a mayor carga, y como el envejecimiento de papel que avanza el aislamiento puede degradarse. La tasa de fallo se puede esperar que aumente en función de diversos factores tales como el contenido de humedad, la estanqueidad de los devanados, y la temperatura de las conexiones de las derivaciones y los contactos del cambiador de tomas. El transformador normalmente se retira de servicio si se cree que la tasa de fracaso a elevarse más allá del nivel aceptable. Para un transformador de envejecimiento, el riesgo no es tanto el valor restante de la unidad como la inconveniencia de una interrupción no programada. En esta etapa, el monitoreo de condición se vuelve crítica para mantener un nivel aceptable de fiabilidad. Al proporcionar la detección temprana de fallos incipientes,

Si la mitad de los grandes fallos se puede evitar y se convierte a fallos menores, la fiabilidad se mejora y el transformador se puede permitir que servir durante unos años adicionales antes de un nivel inaceptable de probabilidad de interrupción no programada se alcanza (véase la Figura 7).

sin un seguimiento

% o s a c a r f e d a s a T

Estado Estado estable estable

Mortalidad Mortalidad infantil infantil

con el monitoreo

Fin de la

Desgastado vida

nivel aceptable de tasa de fracaso

defferal reemplazo

0

10

20

30

40

50

Años sin un seguimiento

con el monitoreo

Figura 7 - Efecto de la supervisión de la duración de vida del transformador


60


El beneficio de la sustitución diferido es directamente proporcional a la tasa de interés actual y el costo de capital de una nueva unidad. Si “H” se define como el costo de una unidad nueva / reemplazo incluyendo el costo de la eliminación de los viejos transformadores costes de instalación y en la unidad de reemplazo, el valor de diferir reemplazo a una tasa de interés del 6% actual es un valor de $ 0.06H anualmente.

A medida que la población envejece transformador, el escenario de reemplazo será aún más relevante. Se necesitan esfuerzos adicionales para cuantificar con mayor exactitud la relación económica entre más cerca de monitorización de estado y la capacidad de funcionamiento de una unidad llegando al final de su vida útil.

el coste del sistema 7.6 Seguimiento

Al evaluar el costo de un sistema de seguimiento de los siguientes parámetros deben tenerse en cuenta: El coste de compra del sistema de monitoreo (incluyendo la preparación de solicitud de oferta y evaluación técnica), la instalación (incluida la planificación del trabajo, documentación y puesta en servicio), la infraestructura y anual costo de operación (mantenimiento, comunicación y procesamiento de datos).

Obviamente, el coste del sistema de vigilancia depende de las características y capacidades del sistema. La capacidad del sistema también se debe considerar al evaluar el rendimiento esperado en términos de evitar fallos inesperados y el potencial de extensión de la vida. Esto tiene que ser tenido en cuenta en el cálculo se ilustra en la sección anterior. Por ejemplo, si un sistema de supervisión no cubre la LTC, a continuación, la tasa de fracaso inesperado LTC no se reducirá, ni su coste de mantenimiento. Se recomienda ejecutar varios escenarios con diferentes configuraciones de sistemas de monitoreo para determinar la mejor opción disponible. En el siguiente ejemplo, vamos a “J” representa el costo del sistema de monitorización seleccionado, dejar que “K” representan el coste de la instalación, y dejar que “L” representa el costo anual apoyo para el sistema de vigilancia.

Tabla 13 - Transformador de seguimiento de la evaluación costo anual el costo del sistema de monitoreo

Coste anual sin

Los

Coste anual con monitorización

valores de entrada

supervisión vida esperada del sistema de monitoreo (años)

20

el costo del sistema de monitoreo

$J

$ 0.05J

Costo de instalacion

$K

$ 0,05K

Soporte para el sistema de monitoreo ($ / año)

$L

costo total anual de seguimiento

$L $0

$ 0.05J + 0,05K + L

7.7 Evaluación global Más de una de las situaciones descritas en los apartados 7.2 a 7.5 se po dr ía aplicar a un transformador dado (así como otras situaciones no descritas aquí). Para determinar el beneficio general de un sistema de monitoreo, es necesario añadir todos los beneficios de la sección (s) aplicable y restar el costo del sistema de monitoreo (véase 7.6).

Ejemplo: A sumir un nuevo transformador sin el requisito contractual y sin pérdida de producción en caso de fallo, pero con LTC y con sobrecarga esperada. El beneficio potencial es la siguiente: Mantenimiento reducido LTC (Tabla 7) + Resolución del Fallo (Tab la 8) + Capacidad de sobrecarga (Tabla 12) - Costo de la vigilancia (Tabla 13) = Beneficio total anual



Anexo A (informativo) Bibliografía

[B1]

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2001, Dublín, Irlanda. [B3]

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anexo B (informativo) Casquillo factor de potencia y capacitancia

B.1 Introducción Los principios básicos del método actual suma, ilustrados en la Figura B.1, y relativa δ Factor de Potencia / Tan se discuten en el presente anexo.

B.2 método de la suma actual El método actual suma se basa en el hecho de que en un sistema trifásico, si los voltajes del sistema son perfectamente equilibrado y los casquillos son idénticos, la suma vectorial de las corrientes de casquillo será cero (Figura B-2). Las corrientes de casquillo, es decir, señales requeridas, simplemente representan las corrientes de aislamiento disponible en la capacitancia o factor de potencia grifos de los casquillos (Figura B-1). En realidad, los bujes nunca son idénticos y los voltajes d el sistema nunca son perfectamente equilibrado. Como resultado, la corriente inicial suma será pequeña pero finita y único para cada juego de casquillos. Cuando uno de los casquillos se deteriora, su capacitancia y / o factor de potencia va a cambiar y, correspondientemente, la corriente suma asociado con el conjunto se desviará de su valor inicial. Así,

UN

.

.

segundo

.

do 1

yo UN

do 2

.

do

do 1

yo segundo do

1

do 2

.

yo do yo Σ do 2

medición de corriente Figura B-1-Tap

Δ YO' UN

V UN

YO' UN

V UN Δ YO'' UN

yo UN

yo segundo

yo 0A

YO'' UN

YO' Σ

yo 0A

yo 0B

yo Σ = 0

yo 0B YO'' Σ

yo 0C

yo do

A: La corriente suma es cero en un sistema trifásico simétrico con casquillos idénticos.

B: cambio en la corriente suma debida a un cambio en el factor de potencia del buje A.

Figura B-2-Tap suma actual


yo 0C

C: Cambio en la corriente suma debida a un cambio en la capacitancia del buje A.


En su forma más simple, el método actual suma puede explicarse considerando dos cambios significativos en la C 1 a islamiento de uno de los casquillos (fase A en la Figura B-2-B y la Figura B-2-C). Deje que la corriente inicial suma cero. El primer cambio es puramente resistiva, es decir, sólo la componente en fase de la corriente cambia de casquillo debido a un cambio en el factor de potencia del casquillo. Este cambio se traduce en el fasor Δ yo ' A =

igura B-2- B). El cambio está en fase con el fasor de voltaje V UN y es igual a yo 'Σ . yo ' UN - yo 0A (F A partir de nuevo con una corriente de suma cero inicial, dejar que el segundo cambio ser puramente capacitivo, es decir, sólo la componente en cuadratura de la corriente cambia de casquillo (Figura B-2-C). En este caso, e l cambio resulta e n el fasor Δ yo '' A = yo '' UN - yo 0A.E l cambio en la corriente adelanta al voltaje V UN9 0 ° y es igual a yo '' Sigma.

método B.3 Tan δ Off-line factor de potencia (PF) / instrumentos Tan δ se basan en una variante del puente de Schering o medición puente comparador de corriente que compara el dispositivo bajo prueba frente a un condensador estándar en un puente equilibrado. On-line factor de potencia relativa (PF) / cálculos Tan δ también se basan en el concepto del puente Schering convencional. El puente se modela utilizando un algoritmo de software de análisis de Fourier rápido aplicado a mediciones en línea de la tensión obtenida a partir de la toma de pruebas casquillo C1. La base teórica del Factor de Potencia / Tan δ (factor de disipación / Pérdida de ángulo) están bien documentados en las normas IEEE e IEC de la industria. Figura B-3 muestra la representación vectorial del factor de potencia y factor de disipación como se define en las normas IEEE C57.12.90 y IEEE C37.

Factor de disipación = tan δ = I R / yo do

Factor de Potencia = cos θ = I R / yo NENE

θ

representación matemática de factor de potencia y factor de disipación Figura A B-3medición

B.4 del factor de potencia relativa / Tan δ En las aplicaciones fuera de línea, tanto para laboratorio y pruebas de campo, la base de la metodología no ha cambiado. Como se muestra en la Figura B-4:

1) C X y R X r epresentar la muestra bajo prueba. 2) C 2 r epresenta un condensador de referencia estándar, normalmente SF 6 a islamiento de gas.

3) C 1, R 1, y R 3 r epresentar a los brazos de equilibrado de los instrumentos.



Figura puente B-4-Standard Schering

Laboratorio y de campo fuera de línea mediciones del factor de potencia / tangente de delta relativos utilizan el concepto de puente de Schering para mediciones precisas.

Para mediciones en línea, el condensador estándar utilizado en el puente como referencia se reemplaza con un modelo de software de un casquillo en vivo bajo prueba. La ventaja de este método en línea es que todos los casquillos se prueban a la tensión nominal, la carga nominal, y las condiciones ambientales.



anexo C (informativo) de descarga parcial: métodos eléctricos y acústicos

C.1 Introducción Entre los parámetros que se consideran importantes para medir los transformadores, las descargas parciales (PD) tienen un estatus muy especial. La presencia de PD puede ser un signo de una degradación del aislamiento que con el tiempo podría conducir a la completa ruptura dieléctrica. Si no se detecta ninguna PD significativa, esto es motivo de una investigación.

La energía de los subproductos de la EP se debe medir debido PD no se puede medir directamente. Estos subproductos son transitorios eléctricos, los cambios químicos, emisiones electromagnéticas, vibración, sonido, luz, y calor.

las tasas de repetición PD varían significativamente. fuentes Laboratory PD suelen ser simples y pueden ser controlados para encender una vez cada período. En los transformadores rellenos de aceite, la velocidad puede variar de largos períodos sin PD a cientos de descargas por período medio para muchos o grandes fuentes. Muchas pequeñas descargas pueden producir más destrucción que unos pocos grandes.

Todos los problemas que resultan en la EP no son iguales. Algunos pueden ser tolerados por años, otros pueden causar fallos en el corto plazo.

La monitorización en línea PD se realiza generalmente mediante dos métodos viz. método eléctrico y el método acústico. Sobre la base de los tipos de sensores en línea de vigilancia PD también se pueden clasificar en supervisión no intrusiva y monitoreo intrusivo. supervisión no intrusiva utiliza sensores instalados fuera de los transformadores, tales como condensadores de acoplamiento, transformadores de corriente de alta frecuencia (HFCT), acelerómetros de tipo piezoeléctrico (Lundgaard [B65]), etc. Los sistemas de monitoreo intrusivo tienen sensores de PD en el interior del transformador y la implementación es por lo tanto más difícil y costoso.

C.2 PD Eléctrico El sistema de medición PD será capaz de evaluar el estado del aislamiento basado en la medición PD de los bujes y el aislamiento devanados del transformador. El sistema también será capaz de detectar chispas en el núcleo, lo que provocó asociado con malas conexiones, y provocando asociados con las descargas eléctricas estáticas.

Sensores C.2.1 El enfoque básico de la tarea de supervisión PD eléctrica es el método de desacoplamiento de la señal de PD. El método más común es la aplicación de acoplamiento de capacitancia y la medición de la impedancia. Al lado de la método estandarizado, existen otros métodos de acoplamiento de sensor bien establecidos disponibles en el mercado, que puede tener varias ventajas, dependiendo de las circunstancias, tales como un manejo más fácil, la medición temporal en línea sin interrupción del dispositivo, anchura de banda adaptada para lograr una mejorada de señal a ruido ratio, etc.

En la vigilancia PD eléctrica, la corriente PD impulsivo se mide directamente a través de un circuito de acoplamiento capacitivo o un HFCT. El condensador de acoplamiento puede ser un condensador libre-PD de alta tensión independiente unido a los terminales del transformador, o puede ser la capacitancia casquillo directamente. En caso de HFCT, el rango de frecuencia del sensor de la operación puede variar entre 500 kHz a 50 MHz. Los sensores deben estar diseñados para exteriores



instalación dentro de las temperaturas ambientales esperadas. Sensores estarán conectados, como se requiere en función de las condiciones de campo, en las siguientes ubicaciones: casquillo grifos de condensadores, transformador de conexión neutral, de puesta a tierra del tanque, de puesta a tierra de núcleo, de puesta a tierra blindaje electrostático, y descargadores de sobretensión. Además sensores UHF se pueden montar en el lado del aceite de las tapas de inspección o insertados a través de válvulas de compuerta o globo.

acondicionado y datos Figura C-1-Signal procesamiento

El principal problema con el seguimiento de la DP eléctrica es el manejo de las interferencias. Esto puede implicar algoritmos muy complicado y no siempre puede ser resuelto en aplicaciones prácticas (Borsi, Glockenbach, y Wenzel [B11]). La señal obtenida desde la unidad PD desacoplamiento se transmite al sistema de adquisición de datos usando ya sea la tecnología de cable o de fibra óptica coaxial de ancho de banda adecuado. Las dimensiones del sensor y el factor de amplificación juegan un papel importante en la optimización de la relación señal a ruido. El filtrado digital de señales de ruido continuo es generalmente inició después de la digitalización de la señal. ruido sinusoidal, causada por los servicios, por ejemplo, de radio y de comunicación, puede ser suprimida utilizando filtros de rechazo de frecuencia en el dominio de la frecuencia y el ruido blanco atribuido principalmente a la transmisión óptica puede ser filtrada con técnicas wavelet (Werle, et al. [B83]). Periódicamente aparecen pulsos de ruido pueden eliminarse utilizando métodos de correlación c ruzada, mientras que ocurre estocásticamente ruidos en forma de impulsos como descargas de corona se pueden separar usando una técnica, que se basa en la comparación de la relación de los espectros de frecuencia de los impulsos medidos simultáneamente en el neutro y la casquillo (Werle, et al. [B83]). Una señal desde fuera del transformador tiene que ejecutar a través de toda la bobina del transformador, de este modo una distorsión de señal característico, que se define por la función de transferencia d e la bob ina, se lleva a cabo. Debido a la transmisión a través de toda la bobina, pulsos de ruido externo son mucho más amortiguadas y se someten a mayor atenuación significativa. Después de eliminación de ruido de los pulsos de DP, se realizó un análisis con respecto a sus aparentes cargas, así como sus orígenes.

identificación C.2.2 Fenómenos El sistema deberá medir la siguiente: magnitud de descarga aparente de cada pulso, número de pulsos por ciclo, la posición de fase de cada impulso de descarga, y la magnitud de descarga de pico de los impulsos. Simultáneamente a los pulsos de DP, los valores instantáneos de la señal de alta tensión derivan de la impedancia de medición



También se conservará. Las siguientes cantidades se representaron gráficamente y se muestran en un formato de informe: magnitud de descarga de cada pulso (q), número de pulsos por ciclo (n), de posición de fase de cada impulso de descarga (Φ), n (phi), Max Q (Φ ), Normal q (Φ), n (q, Φ), n (q) y el recuento de impulsos vs. magnitud PD vs. representación posición de fase (gráfico 3D), y el poder PD pulso.

De esta manera, la información necesaria está disponible para permitir que todas las instalaciones de visualización y diagnóstico.

C.2.3 interpretación de datos Un gran problema con el seguimiento de la DP es la interpretación de los resultados. Actualmente no hay reglas generales que se pueden correlacionar la condición transformador con actividades PD, o incluso una clasificación clara de las actividades de la EP. El único parámetro utilizable es un valor límite de nivel de PD empírica (Wenzel, et al. [B82]). No parece haber ningún acuerdo sobre este valor en las normas nacionales (IEEE Std C57.113 [B54]).

Clasificación de la EP se basa en el reconocimiento. Hay dos posibilidades básicas para el reconocimiento de las descargas de fase: el reconocimiento y resuelta en el tiempo. reconocimiento resuelta en el tiempo tiene ventajas atractivas, ya que una relación directa entre la física en el defecto y la forma de la señal puede ser establecido y etapas en el envejecimiento de los materiales dieléctricos se puede reconocer. Sin embargo, la fase de resolución en el reconocimiento también se utiliza para el reconocimiento de patrones y la clasificación, ya que cada impulso de descarga en el patrón refleja el proceso físico en el sitio de descarga y una relación fuerte se ha encontrado entre las características de estos patrones y el tipo del defecto haciendo que se (Karthikeyen, Gopal, y Venkatesh [B58]). De fase PD patrones resuelto (PPR) son patrones de descarga en relación con el ciclo de CA (Kruger, Gulski, y Krivda [B34]).

Una localización PD adicional basada en una medición acústica, necesita ser realizada para complementar este resultado.

C.3 PD acústica sistemas de detección acústica se pueden utilizar para detectar y / o localizar descargas parciales en transformadores. Como se muestra en la Figura C-2, sensores, generalmente unida al exterior de la cuba del transformador, detectar las ondas de tensión causadas por la EP. Esta onda acústica se convierte a una señal de voltaje por el sensor, que se procesa y se muestra, y puede ser combinada con otras señales para ayudar en la interpretación de la perturbación acústica (Chu, Badaly, y Slemon [B13]).



Figura C-2-Acoustic PD

Las ventajas del sistema acústico son los siguientes: un) señales perturbadoras de la red eléctrica no interfieran con la medición. segundo) equipo acústico puede ser montado y operado mientras el transformador está en línea. do)

Puede ser utilizado durante las pruebas de tensión inducida transformador aplicado tensión o.

re) Es no invasiva a menos que se utilizan guías de ondas internas o antenas para detectar señales acústicas o de RF.

mi) Algunos sistemas comerciales pueden diferenciar entre PD real y otros ruidos acústicos. Desventajas del sistema acústico son los siguientes: un) Otras fuentes de vibración pueden ser confusos para la EP. fuentes mecánicas (tales como sujeción suelta pernos, placas de identificación o piezas de aislamiento, el ventilador y el ruido del flujo de la bomba), fallos térmicos, de ruido magnetostricción de núcleo, de conmutación y de movimiento cambiador de toma de carga, y los ruidos ambientales (por ejemplo, camiones, lluvia, tormentas eléctricas) generan emisiones acústicas. Estas diferentes fuentes menudo parecen similares.

segundo) Los problemas en la interpretación de las señales pueden ser causados por las diferentes velocidades de propagación en

acero, aceite, y el aislamiento.

do) El bloqueo de las señales puede ser causada por un aislamiento, envolturas de petróleo dirigidas, conductos, escudos magnéticos, y

otras obstrucciones internas.

re) En el laboratorio, puede ser posible correlacionar características AE con descarga parcial eléctrico



(pico-Coulomb) niveles. Sin embargo, esta correlación no se puede utilizar en el campo debido a las perturbaciones y los efectos de la atenuación, tanto en la acústica y señales eléctricas externas. Esto significa que ningún valor absoluto de la actividad de descarga parcial se puede determinar a partir de mediciones AE realizados en el campo.

El uso de los sistemas PD C.3.1 acústicas Sistemas acústicos PD se utilizan a menudo en las siguientes situaciones:

un) Cuando DGA indica la posible presencia de PD. En el caso de las descargas parciales de la de tipo corona en huecos o burbujas de gas, el gas principal formado es hidrógeno junto con cantidades significativas de metano (típicamente 10%) y cantidades menores de los otros gases. cantidades variables de los óxidos de carbono también pueden ser el resultado de descargas parciales en celulosa, aunque por lo general en cantidades más bajas que los otros gases. En el caso de descargas del tipo de chispas en aceite o en papel, cantidades significativas de todos los hidrocarburos (incluyendo acetileno) se forman además de hidrógeno. (Bengtsson [B4], Bengtsson, et al. [B5]).

segundo) Cuando se sospecha la electrificación estática (Cummings, et al. [B18], Leibfried, et al. [B34], Chu,

Badaly, y Slemon [B13], Chu, Badaly, y Slemon [B14] y Oommen [ B69]). do) Cuando se detecta PD eléctrica, para la confirmación y la ubicación de origen. re) Como una herramienta de diagnóstico para transformadores advertencia sospechosos o muy importantes.

mi) Para la detección PD durante la prueba de impulso de fábrica.

Sensores C.3.2 El sensor más comúnmente utilizado es un transductor de desplazamiento piezoeléctrico montado externamente con un circuito integral pre-amplificador.

La frecuencia principal de una descarga parcial de aproximadamente 150 magnitud pC es 100 kHz (Boisseau y Tantin [B9], Boisseau, Tantin, y Despiney [B10]). Normalmente, los usu arios eligen sensores con frecuencia de resonancia de cualquiera de 60 kHz o 150 kHz. Para las descargas más grandes, las frecuencias deben disminuir. Además, la atenuación causada por la señal que pasa a través del aislamiento u otras barreras afecta a las frecuencias altas más bajo. Estos factores favorecen el sensor con la frecuencia de resonancia de 60 kHz para uso en fábrica y laboratorio. En el campo, sin embargo, numerosos ruidos o armónicos de ruidos se encuentran en el rango de frecuencia de 20 kHz a 60 kHz. Dado que el sensor es sensible a las ondas de presión en su gama de frecuencias que pueden no ser de una fuente PD, estos ruidos pueden llevar a falsas lecturas.

Una forma de disminuir la influencia externa es utilizar acústicas guías de ondas (Foata, Aubin, y Rajotte [B31]) que detectan las señales desde el interior de la cuba del transformador. Esta solución se considera por lo general sólo para el monitoreo permanente de los transformadores importantes. Como alternativa, el análisis de la posición de fase se puede utilizar para rechazar estas perturbaciones (Boisseau, Tantin, y Despiney [B10]).

El usuario siempre debe ser consciente de que las características que responden del sensor pueden ser a veces más en evidencia que las características de forzamiento de la señal de PD. gel de acoplamiento acústico o grasa se deben aplicar a la cara de la pieza transductor o juego justo antes de la prueba. Los geles o sólidos que retienen alta viscosidad a la pared del transformador a temperatura de funcionamiento se prefieren debido a acopladores de baja viscosidad no transferirán tensiones de cizallamiento. Acopladores producidos con fines de ensayos no destructivos por ultrasonidos son generalmente adecuados. glicerina gelificado y grasa de silicona son particularmente eficientes y son recomendadas. Grasa de silicona puede ser difícil de quitar de la superficie del tanque.



anexo D (informativo) temperatura del devanado directa

La medición de bobinado temperaturas usando sensores ópticos en ubicaciones de puntos se estableció en la industria de servicios desde principios de la década de 1990 (Wickersheim [B85]). En esta aplicación , el elemento sensible a la temperatura se coloca en el extremo de la fibra óptica. Esta técnica y su aplicación en los transformadores fue desarrollado en la década de 1980 y ha sido ampliamente publicada.

sensores de punto de fibra óptica comercialmente disponibles se basan en uno de los tres métodos siguientes: el tiempo de fluorescencia decaimiento, interferómetro Fabry-Perot, y el cambio de absorción de cristales semiconductores. En todos los casos, el sistema de detección comprende una pequeña parte sensible unido al extremo de una fibra óptica que transporta la señal de luz desde y hacia la unidad óptica / electrónica (acondicionador de señal) como se muestra en la figura D-1. Un cuarto método que se ha utilizado es un sistema de distribución de la temperatura.

Óptica / Electro

Sonda (fibra óptica)

Sensor

Figura D-1-esquemática de los componentes principales que componen un decaimiento de la fluorescencia

sistema de medida

tiempo de decaimiento de fluorescencia D.1

La técnica de tiempo de decaimiento de fluorescencia se aprovecha de las propiedades ópticas inherentes en material fosforescente (Wickersheim y Lefever [B84]). El instrumento determina la temperatura del sensor midiendo el tiempo de decaimiento de la luz emitida del sensor. Es una propiedad persistente del sensor que su tiempo de decaimiento varía precisamente con la temperatura.

El instrumento envía pulsos de luz por la fibra al sensor. El sensor de fósforo está unido a la punta de una fibra todo-sílice y por lo general está encapsulado en una cubierta protectora termoplástico o de otro fluoropolímero. El material sensor es excitado con fuente de luz LED. Un pulso de luz de LED de la acondicionador de señal excita las moléculas del material fosforescente provocando de esta manera ellos para emitir luz en una longitud de onda más larga. Los rendimientos de luz emitidos a la acondicionador de señal a través de la misma, sola fibra óptica. El tiempo requerido para la fluorescencia a la descomposición, típicamente de unos pocos milisegundos, depende de la temperatura del fósforo. Después de que el LED está apagado, la señal fluorescente en descomposición (Figura D-2) continúa transmitiendo a través de la fibra hasta el acondicionador de señal, donde se enfoca sobre un detector. La señal del detector se amplifica y se tomaron muestras después de que el LED e stá apagado. La constante de tiempo de decaimiento de la luminiscencia se mide electrónicamente.



Figura D-2-Decay de luminiscencia emitida por el sensor fósforo

La constante de tiempo de decaimiento medido se convierte después a la temperatura usando una tabla de consulta en el acondicionador de señal (Figura D-3).

Figura D-3-El tiempo de decaimiento de 1 / e de la luminiscencia residual de sensor de fósforo en diferentes

temperatura

cambio de absorción D.1.1 de cristales semiconductores: Otro método utiliza las características de absorción de luz / de transmisión dependientes de la temperatura de un cristal semiconductor, de arseniuro de galio (GaAs por lo general). Una característica de este cristal es que cuando su temperatura aumenta, espectro de transmisión del cristal desplaza a longitud de onda mayor. La medición de la posición del cambio de la absorción da una medida de la temperatura del elemento de detección. Esto se hace usando un espectrómetro de infrarrojo cercano a base de rejilla.

En concreto, el sensor consiste en una fibra óptica con un (GaAs) de cristal semiconductor y un espejo dieléctrica en la punta. Un haz de luz blanca (luz multi-longitud de onda) se emite desde la fuente de luz del acondicionador de señal a través de la fibra óptica hacia el sensor. Los cambios en la temperatura del cristal GaAs cambiarán su espectro de transmisión. La luz transmitida a través del cristal incide sobre el espejo en el extremo del sensor y luego se refleja de nuevo a un analizador de espectro del acondicionador de señal. esta óptica 63 Copyright © 2012 IEEE. Todos los derechos reservados.


señal se convierte entonces en una señal eléctrica usando un CCD. La electrónica en el acondicionador de señal evaluar la longitud de onda de corte de absorción dentro del espectro de múltiples longitudes de onda de la fuente de luz original. Análisis del espectro óptico detectado por el analizador de espectro proporciona la temperatura del cristal (Figura D-4).

cambio de espectro de l a Figura D-4-Transmisión con cambio de temperatura en el semiconductor cristal

D.1.2 interferómetro Fabry-Perot De fibra óptica de Fabry-Perot (FPI) se compone de dos fibras insertadas dentro de un microcapilar de vidrio. Los extremos pulidos de las fibras frente a la otra se recubren para formar un par de espejos reflectantes paralelas. Estos dos espejos reflectantes frente a la otra forman un resonador de cavidad. Una de las fibras es de vidrio dependiente de la temperatura que actúa sobre la cavidad como un dispositivo transductor, haciendo que la distancia entre los dos espejos variar en función de la temperatura. Un correlacionador cruzado de luz blanca se utiliza para medir la distancia entre los espejos (Wickersheim [B85]). La luz blanca desde un a fuente de luz de banda ancha es lanzado en la fibra óptica y dirigida hacia la cavidad de Fabry-Perot (Figura D-5). La longitud de onda de la luz es modulada por la cavidad FPI y reflejada de nu evo hacia el circuito de detección de instrumento a través de la misma fibra óptica. Esta luz de longitud de onda modulada se transmite a través de un correlador cruzado de luz blanca y se detecta por un dispositivo de matriz lineal de carga acoplada (CCD). El correlacionador cruzado de luz blanca actúa como una cavidad Fabry-Perot distribuidos espacialmente en la que la longitud de la cavidad varía a lo largo posición lateral. La interacción de la luz modulada y el correlador genera un patrón de luz detectada por el conjunto de CCD para producir la información sobre la longitud de la cavidad FPI del sensor.



Medidor de

micro capilar

Fabry-Perot

fibra

multimodo

soldadura fundida

semi - reflejando óptica espejos

conector

Luz reflejada Fibra óptica Incidente de luz

Fuente de lectura de luz yo

Acoplador 2 x2

luz del instrumento luz

Cruzar - función de correlación

modulada incidente de yo

p i x E L

array lineal CCD

cruz de luz

Lente

blanca- correlador

FPI reflejada

Figura D-5-esquemas que muestran el principio de la FPI utilizando una interferometría de luz blanca esquema de lectura

sesenta y cinco Copyright © 2012 IEEE. Todos los derechos reservados.


sensor de temperatura distribuido D.2 sensor de temperatura distribuido (DTS) ofrece oportunidades interesantes en detección de temperatura avanzada, proporcionando la capacidad de mapear espacialmente la temperatura utilizando un único sensor. Un sensor de temperatura de fibra óptica distribuida es capaz de medir la temperatura a lo largo de la fibra como una función de la distancia. La medición continua del perfil de temperatura en los devanados del transformador se puede usar para estudiar y mejorar el diseño térmico de los transformadores, así como para la validación y / o calibración de herramientas de diseño existentes.

sensores más distribuidos se basan en un concepto radar-como y medir la potencia retrodispersada de una propagación de impulso de luz corto de láser en la fibra. Al igual que con los sistemas de radar convencionales, la información de posición X está directamente relacionada con el tiempo de propagación de dos vías t d e la luz: t = 2 X/ v g ramo. Por lo tanto, la variación temporal de la señal óptica se puede convertir en una dependencia espacial de parámetro detectado. A medida que la velocidad v grupo

g ramo en

las fibras ópticas es de aproximadamente 2 × 10

8 m

s, una diferencia de tiempo de 1 ns en la señal medida corresponde a una separación espacial de 10 cm a lo largo de la fibra.

El DTS se basa en el concepto de distribuido anti-Stokes Raman relación de termometría, (Dakin, et al. [B20], Hartog, et al. [B37]), do nde el perfil de temperatura se determina a partir de la variación dependiente del tiempo de la relación de las señales anti-Stokes y Stokes retrodispersados.

retrodispersión

pulso de láser

ligero

láser fibra detección

espectro de la luz dispersada

temperatura

ubicación

Raleigh

Anti-Stokes

Temperatura. dependiente

Stokes

d a d i s n e t n i

Tiempo de viaje

anti-Stokes

Stokes

-²ν

0

+²ν

desplazamiento de frecuencia

principio Figura D-6-esquemática de DTS

Figura D-6 ilustr a el principio de funcionamiento de los DTS. Como un breve pulso de luz se propaga en el interior de una fibra óptica, los fotones incidentes interactúan con los átomos de las moléculas de la cual se hace la fibra. La interacción entre un fotón y un átomo puede excitar en un estado de energía más alto, de la que puede volver a un nivel de energía diferente de su original. De este modo, la luz a una longitud de onda diferente se emite en lo que se refiere al nivel atómico como transición. Si esta luz emitida es de una longitud de onda más larga (energía más baja), se conoce como la radiación Stokes. A la inversa, la luz re-irradiada a una longitud de onda más corta (mayor energía) se conoce como la radiación anti-Stokes. Tanto Stokes y la radiación anti-Stokes se asocian con la dispersión Raman. El grado de anti-Stokes Raman de dispersión es fuertemente dependiente de la energía térmica del material y por lo tanto se presta a la detección de la temperatura. La cantidad de dispersión Raman que tiene lugar en una fibra es mucho menor que la retrodispersión Raleigh, que típicamente excede el primero por alrededor de tres órdenes de magnitud. Por lo tanto, los sistemas de detección altamente sensibles son necesarios. Con el fin de eliminar los efectos de atenuación de la fibra, es necesario a la proporción de la radiación Stokes y anti-Stokes.


/


Un requisito previo para la verdadera detección de puntos calientes en los devanados del transformador es la instalación de la fibra óptica en el bobinado. Junto con la envoltura del aislamiento a base de papel de celulosa alrededor del conductor de cobre, la fibra se coloca en una muesca, como se ilustra en la Figura D-7.

Muesca con FIBRA ÓPTICA

Figura D-7-Geometría del conductor

Esta nueva generación de sensores de temperatura presenta una ventaja principal ya que la zona de medición muy grande permite la detección de anormalidades en todo el volumen de las bobinas de transformador. Estos pueden exhibir gradientes de temperatura, posiciones desconocidas de los puntos calientes, o pronunciada variaciones debidas al devanado esquemas. Tal sistema puede ser utilizado para el diseño de bobinas optimizadas.



anexo E (informativo) protocolos de comunicaciones para equipos de monitoreo en línea

E.1 Introducción Este anexo está destinado a servir como un corto tutorial y una fuente de referencia para el diseño o selección de dispositivos electrónicos inteligentes (IED) para los sistemas de monitorización en línea.

Hay muchos tipos de artefactos explosivos improvisados que se pueden utilizar en las subestaciones. Algunos ejemplos son los relés de protección, unidades terminales remotas (RTU), medidores, monitoreo de equipos y dispositivos alarmantes, etc. monitorización de condición de equipos de la subestación pueden requerir el uso de IEDs a la vigilancia de los parámetros clave y derivar información útil sobre el estado del equipo. Como un ejemplo, un IED de supervisión para un transformador de subestación podría usar mediciones de petróleo y de carga superior para derivar la temperatura de punto caliente de bobinado y la velocidad de envejecimiento de los equipos. Además, los IED de supervisión pueden incluir capacidades de comunicación para transferir estos datos a otros IED o RTU para su uso por los usuarios locales y distantes. Los datos de todos estos IED debe ser eficiente y segura recogen y se proporcionan a los usuarios designados y aplicaciones de software.

Para simplificar la tarea de integración de datos, las empresas eléctricas y otros propietarios de subestaciones utilizan protocolos de comunicación para consolidar e intercambiar los datos recogidos entre los usuarios. Un protocolo de comunicación es simplemente un conjunto formal de reglas para el intercambio de información entre dos o más dispositivos electrónicos. En el contexto de este anexo, un protocolo de comunicaciones puede ser pensado como el lenguaje utilizado por los IED para enviar y recibir datos, alarmas, puntos de ajuste, y los comandos de control. Obviamente, un protocolo debe ser clara y no ambigua, pero es importante tener en cuenta que no todos los protocolos tienen las mismas capacidades; Por lo tanto, es aconsejable buscar un protocolo que se adapte a las necesidades presentes y futuras de la organización. Para la facilidad del proceso de integración, propietarios de la subestación prefieren minimizar el número de protocolos de comunicación en uso dentro de su organización. Es preferible que los protocolos elegidos son de dominio público, bien documentados y soportados dentro de la industria, principalmente por razones de minimización de costes y capacidades de expansión futuros. En este momento, varios protocolos que cumplen con estos criterios están disponibles. Dos de tales protocolos se describen en IEEE Std 1379 [B50] (DNP3 [B25] y IEC 60870-5-101 [B45]), mientras que un tercer protocolo, IEC 61850 fue aprobado por el IEC en 2004 y se ha incorporado en Communications Utility Arquitectura (UCA varios protocolos que cumplen con estos criterios están disponibles. Dos de tales protocolos se describen en IEEE Std 1379 [B50] (DNP3 [B25] y IEC 60870-5-101 [B45]), mientras que un tercer protocolo, IEC 61850 fue aprobado por el IEC en 2004 y se ha incorporado en Communications Utility Arquitectura (UCA varios protocolos que cumplen con estos criterios están disponibles. Dos de tales protocolos se describen en IEEE Std 1379 [B50] (DNP3 [B25] y IEC 60 870-5-101 [B45]), mientras que un tercer protocolo, IEC 61850 fue aprobado por el IEC en 2004 y se ha incorporado en Communications Utility Arquitectura (UCA TM) 2 .0 trabajo.

E.2 El papel y los requisitos de un protocolo Los protocolos anteriores funcionan en un modo maestro / esclavo (también llamado a veces el modo maestro / esclavo). Una IED (por ejemplo, un dispositivo de control) es el seguidor y otro IED, típicamente la RTU o equipo de subestación, es el maestro. El maestro también podría ser un ordenador en un sitio remoto. El maestro envía un mensaje, utilizando el protocolo seleccionado, al seguidor sobre el canal de comunicaciones de datos. Este canal podría ser cables de par trenzado, cable coaxial, radio o cable de fibra óptica.

Un ejemplo del mensaje de protocolo podría ser “me envía todos los datos”. El seguidor de IED (es decir, un monitor de transformador) sería entonces responderá enviando todos sus datos almacenados. Esto no es un método muy eficiente de intercambio de datos, porque gran parte de los datos en un seguidor IED puede no cambiar a intervalos frecuentes o el capitán ya pueden haber almacenado o comunicada muchos de los datos muy recientemente. Un intercambio de comunicación más eficiente podría comenzar con el envío de una consulta solicitando los datos que han cambiado desde el último informe elaborado por el seguidor maestro. Este método de presentación de informes se denomina informe de excepción y es más



eficiente porque la comunicación entre el maestro y seguidor puede ser más rápido y no puede haber menos datos comunicados sobre el canal de comunicación de datos. Un método de informe aún más eficiente se llama informe solicitado por la excepción. En este caso el IED inicie las comunicaciones sólo cuando tiene un cambio o evento nuevo que informar.

Todos los protocolos mencionados en E.1 tienen la capacidad de solicitar todos los datos, subgrupos específicos de datos, o puntos de datos individuales con o sin informe por excepción, y para reportar alarmas a través de informe no solicitado por excepción.

Cualquier protocolo de comunicación adecuado para el control en línea en entornos de subestaciones y de campo también debe asegurarse de lo siguiente:

un) Integridad de los datos: Se requiere la transmisión de datos correcta en presencia de áspero ambiental condiciones tales como la interferencia electromagnética y otras fuentes de incidente perturbación en el canal de comunicaciones. El protocolo debe ser diseñado de tal manera que la probabilidad de un error no detectado es extremadamente bajo.

segundo) transferencia de datos eficiente: cortos tiempos de transferencia son necesarios sobre todo para los mensajes de sucesos iniciados

realizado sobre una variedad de canales (por ejemplo, par trenzado, fibra óptica, radio) que tienen un ancho de banda variable y características de ruido y de interferencia de incertidumbre.

do) la transmisión de datos flexible: No hay restricciones en los datos de IED deben imponerse. El Protocolo se aceptar y transmitir una amplia variedad de tipos de datos y estructuras, incluyendo grandes archivos de eventos.

re) Criticidad y prioridad: S oporte para variar el tratamiento de los datos en función de la necesidad de fiabilidad o la velocidad.

mi) esquemas de votación flexibles: Para la eficiencia y la expansión encuesta estándar, informe de excepción

y el informe solicitado por la excepción debe ser apoyada. F) Medios independientes: El protocolo debe ser capaz de operar a través de varias o incluso múltiple medios capas de comunicación físicas, tales como de alambres tradicionales, coaxial, la radio, y medios de comunicación de fibra óptica.

gramo) direccionable: El protocolo debe soportar un gran número de direcciones de nodos y / o dispositivos sobre un canal común. Además, los mensajes de protocolo debe incluir tanto el emisor como direcciones de los destinatarios para el futuro de mensajería de tipo punto a punto en una red.

h) OSI m odelo compatible: El protocolo debe adherirse a la estructura de capas del modelo OSI, cumplir con los requisitos para las capas 1, 2 y 7 como mínimo. Protocolos que se adhieren a esta estructura pueden ser más fácilmente implementados a través de redes de área local estándar, tales como Ethernet. yo) normas: P rotocolo debe hacer el máximo uso de los estándares nacionales / internacionales, siempre que sea

posible gracias a los protocolos propietarios limitan la elección de IED disponibles y soporte técnico.

Selección de protocolo E.3 Típicamente, un IED se proporciona con un solo protocolo. Si un protocolo estándar ya está en uso en una subestación, es relativamente fácil para seleccionar una nueva IED con el mismo protocolo para la conexión al canal de comunicaciones o red. Por otro lado, si un protocolo propietario está instalado en la subestación y se van a añadir nuevos artefactos explosivos improvisados, a continuación, las opciones son las siguientes:

•

Actualización de los RTUs, IEDs existentes y la principal con el protocolo estándar (preferido).

•

Utilizar protocolos diferentes pero con una pasarela de traducción, de manera que los datos se pueden transferir en un canal común.

•

Ordenar los nuevos IEDs con el protocolo legado de edad.



Al tomar esta decisión, hay dos consecuencias técnicas y económicas. ¿Cuál es el costo de la implementación del protocolo existente de la subestación en el nuevo IE D contra el costo de la instalación de una nueva red? No han necesitado el protocolo existente todas las capacidades? Por ejemplo, va a apoyar la descarga de los puntos de ajuste para las alarmas analógicas? ¿Va a apoyar el interrogatorio de los valores de datos individuales, conjuntos de datos, o la totalidad de los datos almacenados en un informe de base excepción? ¿Va a apoyar alarma no solicitada de información análogos fuera de los límites o cambios de estado? ¿Va a apoyar la transferencia de archivos de gran tamaño? Si no es así, y estos son requisitos importantes, entonces el protocolo existente puede no ser adecuado en absoluto. En ese caso, una nueva red debe establecerse utilizando uno de los protocolos. Finalmente,

E.4 práctica recomendada Los diseñadores de IED de supervisión tienen muchas opciones de protocolo, incluyendo los protocolos basados tanto propietarias y estándares. Un número de opciones populares son la propiedad de su propiedad y la gestión de usuarios. A mediados de la década de 1990 el Comité de Subestaciones IEEE nombró un grupo de trabajo para revisar los protocolos de la industria y seleccionar un protocolo (s) que podría ser recomendado para su uso por los usuarios y proveedores de IED. Los criterios de selección y los resultados se publican en IEEE Std 1379 [B50]. La práctica recomendada para la RTU a las comunicaciones IED en una subestación es utilizar DNP o IEC 6 0870-5- 101 [B45]. DNP se utiliza más comúnmente en América del Norte y del Sur, Australia y el Reino Unido; IEC 60870-5-101 es más comúnmente utilizado en Europa Occi dental y Oriente Medio.

E.4.1 protocolo de red distribuida (DNP) El desarrollo de DNP fue un esfuerzo integral para conseguir la interoperabilidad abierta, basada en estándares entre los equipos de subestaciones,

IEDs, y estaciones maestras (excepto

estaciones remotas,

estación de inter-master

comunicaciones) para la industria eléctrica. DNP define un perfil de protocolo para cada uno de serie y para aplicaciones LAN. Esto maximiza la compatibilidad y reduce la complejidad para el personal de la empresa. DNP se basa en el estándar IEC 60870-5 con las modificaciones necesarias para cumplir con los nuevos requisitos, tales como transferencia de archivos de gran tamaño.

DNP se desarrolló con los siguientes objetivos: un) Alta integridad de los datos: La capa de enlace de datos DNP utiliza una variación de la norma IEC 60870-5-1 [B40]

PIE3S formato de trama. Ambos enlace de datos y mensajes de tramas de capa de capa de aplicación pueden ser transmitidos usando servicio confirmado. segundo) Estructura flexible: La capa de aplicación DNP es basado en objetos, con una estructura que permite una

gama de implementaciones, manteniendo la interoperabilidad. do) Múltiples aplicaciones: DNP se puede utilizar en varios modos, incluyendo: 1) Sólo encuestados

2) informe por excepción encuestados

3) informe por excepción no solicitado (modo de reposo)

4) Mezcla de los modos 1 y 3 re) sobrecarga minimizada: DNP apoya alambre de par y de datos de radio enlaces existentes, con poco operativo tasas tan bajas como 1.200 b / s, y un mínimo de gastos generales al tiempo que conserva la flexibilidad y la estructura OSI. La selección de un método de presentación de datos, tales como no solicitado informe por excepción, reduce aún más por encima.



mi) protocolo abierto: DNP es un no propietario, el protocolo de evolución controlada por un grupo de usuarios cuyo miembros incluyen a representantes de la comunidad de servicios públicos y consultoría de sistemas eléctricos, así como RTU, IED y los vendedores de la estación maestra.

NOTA-DNP se puede utilizar en todos los medios de comunicaciones común (tales como radio, fibra óptica, etc.) y como un protocolo de capas es adecuado para el funcionamiento en redes de área local y amplia.

documentación clave se ha desarrollado más allá de los documentos iniciales de definición. Estos documentos incluyen los siguientes:

•

Definición de subconjuntos estándar para facilitar una amplia gama de tipos y funciones del dispositivo

•

Práctica recomendada para el uso de DNP sobre redes de área local y redes de área amplia (WAN)

•

procedimientos de prueba DNP Para más detalles,

consulte la página Web de DNP.

E.4.2 IEC 60870-5 protocolo IEC 60870-5 no define un perfil de protocolo particular, sino que especifica un número de opciones de protocolo que pueden proporcionarse en diferentes capas. Esto puede afectar a la compatibilidad entre las distintas aplicaciones. IEC 60870-5 (como DNP) se basa en una arquitectura de rendimiento mejorado de tres capas (EPA) modelo de referencia para la implementación eficiente dentro de RTU, medidores, relés y otros artefactos explosivos improvisados. Además, IEC 60870-5 define la funcionalidad básica de aplicación para una capa de usuario, que está situado entre la capa de aplicación OSI y el programa de aplicación. Esta capa de usuario añade la interoperabilidad para funciones tales como transferencias de sincronización de reloj y de archivo (IEC 60870-5-1 [B40], IEC 60870-5-101 [B45], IEC 618 50 [B46]). Otro documento incluido en esta norma es el documento 101 perfil (IEC 60870-5-101 [B45]) que contiene definiciones específicas para aplicaciones de telecontrol de los IED y RTU. IEEE Std 1379 [B50] recomienda el uso de este perfil.

el desarrollo del protocolo E.4.3 Subestación LAN El Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI) ha sido el desarrollo de consenso de la industria sobre los requisitos para las comunicaciones dentro de una subestación específica para un sistema de protección, control y monitoreo integrado que utiliza la tecnología LAN. Un objetivo clave ha sido definir un sistema que permite las comunicaciones de interoperabilidad y peer-to-peer entre los IED de subestación de diferentes fabricantes. Una diferencia importante entre los dos protocolos recomendados es que los datos de los IED se representan como objetos de datos orientadas Device- que pueden ser descubiertos por una consulta. Una lista completa de estos objetos de datos se ha desarrollado, y se conoce como modelos de objetos genéricos para la subestación y equipo alimentador (GOMSFE). Este trabajo EPRI, referido como originalmente llamado UCA • 2.0, se ha entregado a Grupo de Trabajo 10 del Comité Técnico IEC 57 como entrada para el desarrollo de la norma IEC 61850 [B46], que fue lanzado como un estándar en 2004. La intención es utilizar la tecnología Ethernet ya sea con par trenzado de alambre de cobre o cable de fibra óptica como la capa física.

Además, el trabajo ha sido completado por el Grupo de Usuarios DNP para proporcionar una práctica recomendada para el uso del protocolo DNP3 en redes de área local y amplia a través de Ethernet. Este trabajo fue terminado en 1998 y ha sido implementado por múltiples proveedores (de transporte de DNP 3.00 a través de redes LAN y WAN [B79]).


353518116-IEEE-Guide-for-Application-for-Monitoring-Equipment-to-Liquid-Immersed-Transformers-and-Components.en.es.pdf

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