anÁlisis de respuesta en frecuencia (fra) para la
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ANÁLISIS DE RESPUESTA EN FRECUENCIA (FRA) PARA LA
IDENTIFICACIÓN DEL ESTADO DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA
OSCAR ADALBERTO ARTEAGA PONCE
MAESTRÍA EN INGENIERÍA ELÉCTRICA
FACULTAD DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
CONVENIO UNIVERSIDAD NACIONAL Y UNIVERSIDAD DE NARIÑO
PASTO, NARIÑO
2018
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ANÁLISIS DE RESPUESTA EN FRECUENCIA (FRA) PARA LA
IDENTIFICACIÓN DEL ESTADO DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA
OSCAR ADALBERTO ARTEAGA PONCE
Tesis presentada como requisito parcial para optar al título de:
MAGISTER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA
PERFIL DE PROFUNDIZACIÓN
Tutor
Ingeniero GERMAN CATELLANOS
MAESTRÍA EN INGENIERÍA ELÉCTRICA
FACULTAD DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
CONVENIO UNIVERSIDAD NACIONAL Y UNIVERSIDAD DE NARIÑO
PASTO, NARIÑO
2018
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Queda prohibida la comercialización de este documento tanto en forma impresa como
electrónica. Su reproducción total o parcial está permitida exclusivamente para fines
académicos y científicos, siempre que aparezca la identificación del autor, el título, la
institución y año de la tesis.
4
Dedico este trabajo
A Dios, a mi familia por ser el pilar de mis metas, y a mis buenos amigos
que han incentivado la perseverancia en mi camino.
“La ciencia puede divertirnos y fascinarnos, pero es la Ingeniería la que cambia el mundo”
Isaac Asimov (escritor y científico estadounidense)
5
AGRADECIMIENTOS
Son muchas las personas a las cuales quiero extender mis agradecimientos, sin embargo,
quiero comenzar dando gracias a Dios por las bendiciones recibidas. También quiero
agradecer a mi familia, quienes de alguna manera han creído en mí y me han motivado para
lograr mis metas, agradezco igualmente a mis amigos en especial aquellos que me motivaron
a terminar esta etapa.
Finalmente, gracias a los profesores de la maestría en Ingeniería Eléctrica, al tutor y todos
los que permitieron que se realizara este convenio entre la Universidad Nacional y la
Universidad de Nariño.
¡A todos, gracias!
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RESUMEN
En este trabajo se realizó un estudio de profundización sobre el estado del arte de una prueba
no invasiva conocida como Análisis de Respuesta en Frecuencia (FRA). Esta prueba puede
ser de utilidad en la identificación del estado de un transformador de potencia para determinar
las posibles averías que pueden tener los componentes internos. Con la aplicación del FRA,
se puede facilitar la realización del mantenimiento preventivo del activo en una subestación;
siendo así una herramienta para obtener criterios de confiabilidad en el servicio. El presente
estudio se apoyó en la revisión de literatura y en el análisis e interpretación de los resultados
de algunas publicaciones relacionadas con el FRA. De acuerdo con los resultados obtenidos
se recomienda inicialmente la realización de un modelamiento de circuito RLC y la
utilización de la prueba como un método predictivo para la detección y análisis de fallas
internas en los transformadores de potencia.
Palabras clave: análisis de respuesta en frecuencia (FRA), transformador potencia, Colombia
7
Frequency response analysis (FRA) to identification of power
transformer state
ABSTRACT
In this work a deep study was carried out about a non-invasive test know as Frequency
Response Analysis (FRA). This test can be useful to identify the status of a power transformer
to determine the possible damages in the internal components. With the FRA application,
preventive maintenance in a substation can be facilitated; thus, FRA being a tool to obtain
reliability criteria in the service. The present study was based on the literature review and the
analysis and interpretation of the results of some publications related to the FRA. According
to the results obtained, it is recommend to perform an RLC circuit modeling and to use the
FRA test as a predictive method in the detection and analysis of internal faults in power
transformers.
Key words: Frequency response analysis (FRA), power transformer, Colombia
8
Contenido DEFINICIÓN DE TÉRMINOS ........................................................................................ 10
LISTA DE FIGURASNo se. .............................................................................................. 12
LISTA DE SIMBOLOS Y ABREVIATURAS ................................................................ 13
INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 14
1. CAPÍTULO I ............................................................................................................... 19
1.1 OBJETIVOS........................................................................................................................19
1.1.1 Objetivo general ............................................................................................................19
1.1.2 Objetivos específicos ......................................................................................................19
1.2 METODOLOGIA GENERAL ......................................................................................................20
1.2.1 Campo de aplicación. ......................................................................................................21
2. CAPÍTULO II .............................................................................................................. 22
2.1 Transformadores de potencia. ..............................................................................................22
2.1.1 Fenómenos eléctricos y mecánicos. ...............................................................................23
2.1.2 Componentes internos que se afectan cuando se presentan fallas en un transformador
.................................................................................................................................................24
2.1.3 Fallas en un transformador de potencia.. ..........................................................................26
2.2 Pruebas primarias que se utilizan para analizar y determinar el estado en los
transformadores de potencia. .....................................................................................................27
2.2.1 Análisis del Factor de Disipación (Tangente Delta). .......................................................28
2.2.2 Prueba de relación de transformación. ..........................................................................28
2.2.3 Pruebas de corrientes de excitación. .............................................................................28
2.2.4 Prueba de factor de potencia. ........................................................................................28
2.2.5 Resistencia de devanados. .............................................................................................29
3. CAPITULO 3 ............................................................................................................... 30
3.1 Análisis de Respuesta en Frecuencia (FRA). ..........................................................................30
3.2 Ventajas del FRA. ...................................................................................................................32
3.3 Limitaciones del FRA. .............................................................................................................33
3.4 En que consiste el FRA. ..........................................................................................................33
9
4. CAPITULO 4 ............................................................................................................... 35
4.1 Análisis de resultados. ...........................................................................................................35
4.2 Conclusiones y recomendaciones..........................................................................................36
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................. 38
10
DEFINICIÓN DE TÉRMINOS
Análisis de Respuesta en Frecuencia: técnica de diagnóstico para detectar deformaciones
y otras fallas (eléctricas y mecánicas) en devanados de transformadores de distribución y de
potencia usando un barrido de señal a distintas frecuencias.
Circuitos RLC: circuito lineal que contiene una resistencia eléctrica, una bobina
(inductancia) y un condensador (capacitancia).
Falla: cambio en el estado de un dispositivo en su operación, a un estado anormal.
Operador de red: empresa encargada de operar y administrar los activos del sistema de
distribución local de una ciudad.
Transformador: máquina eléctrica y estática encargada de transformar la energía eléctrica
de un nivel de tensión a otro. Por inducción electromagnética transfiere la energía eléctrica
entre circuitos acoplados inductivamente a la misma frecuencia y cambiando usualmente los
valores de tensión y corriente. En el sector eléctrico se conocen tres tipos de transformadores:
distribución, potencia o instrumentos.
Transformador de potencia: transformador que maneja grandes magnitudes de voltio
amperios (VA), generalmente por encima de 500 kVA.
11
Transformador tipo seco: transformador en el cual el núcleo y sus devanados no están
sumergidos en un líquido aislante.
Tangente delta: es la prueba o medida del estado de aislamiento en un material aislante, se
aplica a transformadores, generadores, maquinas eléctricas y también a los aceites aislantes
que se utilizan en estas máquinas.
Corriente de excitación: técnica que se lleva a cabo a un transformador con el fin de evaluar
el aislamiento entre espiras de los devanados, el circuito magnético del transformador y el
cambiador de tomas.
12
LISTA DE FIGURAS
Figura No 1. Fotografía de la subestación Catambuco STR San Juan de Pasto, Nariño.
Fuente: propia (OA).............................................................................................................. 15
Figura No 2. Transformador de potencia 3.75/5.25 MVA, Subestación Tangareal –
Tumaco, Nariño. Fuente: propia (OA). ................................................................................ 16
Figura No 3. Partes del transformador de potencia trifásico. Tomado de la web:
https://www.youtube.com/watch?v=_jhjbwoKhUY ............................................................ 25
Figura No 4. Principio del FRA, imagen tomada de http://www.omicronenergy.com ....... 31
Figura No 5. Interpretación de los rangos de frecuencia, imagen tomada de
http://www.omicronenergy.com ........................................................................................... 32
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LISTA DE SIMBOLOS Y ABREVIATURAS
CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas
DPS: Dispositivo para protección contra sobretensiones
FRA: Análisis de la Respuesta en Frecuencia (por la sigla en inglés, Frequency Response
Analisys)
kVA: kilovoltio-amperios (por la sigla en inglés, Kilovolt-amp)
MVA: megavoltio-amperios (por la sigla en inglés, Megavolt-amp)
STN: Sistemas de Transmisión Nacional
STR: Sistemas de Transmisión Regional
RCM: Mantenimiento Centrado en Confiabilidad
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INTRODUCCIÓN
La energía eléctrica es un recurso indispensable para el mejoramiento de la calidad de vida
de una sociedad o comunidad. Además, este recurso es considerado como un factor de
crecimiento y desarrollo [1]. Colombia es uno de los países más competitivos del mundo en
cuanto a la producción energética, ocupando el octavo lugar entre 127 países a nivel mundial
y el primero en América Latina y el Caribe [2]. La robustez de un sistema eléctrico ha llevado
a formar sistemas interconectados entre regiones y entre países con el fin de transportar la
energía eléctrica para mejorar la estabilidad de los sistemas de potencia y garantizar la
continuidad y la confiabilidad del servicio a los usuarios [3]. Los Sistemas de Transmisión
Nacional (STN) o Sistemas de Transmisión Regional (STR) son elementos activos que
integran los sistemas de potencia, los cuales corresponden a las centrales de generación, las
líneas de transmisión y las subestaciones de operación o de maniobra, según su función en
un sistema de potencia [4].
Las subestaciones eléctricas son las encargadas de transformar los niveles de tensión y la
distribución de la energía eléctrica a los centros de consumo [5]. Las subestaciones como
infraestructuras de gran importancia en los sistemas de potencia están integradas por (Figura
1): los transformadores e interruptores de potencia, los transformadores de instrumentación,
las bahías para líneas, los alimentadores, los módulos de control y protección; entre otros
elementos [6], [7]. El transformador de potencia es el equipo más importante en una
subestación, dado que su función principal es transformar los niveles de tensión de los STN
15
a un nivel de tensión adecuado para el uso final en el sector comercial y residencial. Por lo
tanto, este tipo de transformador se constituye en un componente esencial para la distribución
de la energía eléctrica [8].
Figura No 1: Fotografía de la subestación Catambuco STR San Juan de Pasto, Nariño. Fuente: propia (OA).
En Colombia, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en su resolución CREG
043 de 2007; hace referencia a la calidad de la energía como la continuidad del servicio a sus
usuarios [9]. Para garantizar que este servicio se preste de una manera oportuna, es necesario
identificar, atender y prevenir las posibles fallas que puedan presentarse en los sistemas de
distribución. Específicamente, las fallas en los transformadores de potencia podrían costar
16
enormes cantidades de dinero, principalmente debido a las detenciones inesperadas y el
mantenimiento correctivo no programado [10]. Por esta razón, es importante evitar estos
problemas a través de un programa de mantenimiento preventivo que puede ser realizado por
medio de pruebas diagnósticos confiables que se aplican en el transformador, un ejemplo de
estas pruebas es el Análisis de la Respuesta en Frecuencia (FRA), objeto de estudio del
presente trabajo.
Figura No 2 Transformador de potencia 3.75/5.25 MVA, Subestación Tangareal – Tumaco, Nariño. Fuente: propia (OA).
Un transformador de potencia (Figura 2) está sometido a una operación continúa para la
prestación del servicio de la energía eléctrica y una falla por factores internos generaría: el
lucro cesante del activo, la energía no suministrada y la compensación a los usuarios por la
17
interrupción del servicio; por lo cual la inversión en el mantenimiento y la conservación es
una responsabilidad de los propietarios u operadores de la red [8]. Uno de los componentes
del esquema de mantenimiento preventivo y puesta en servicio de estos activos son las
pruebas primarias; las cuales permiten determinar el estado de un transformador de potencia
[11]. Uno de los campos donde las pruebas primarias serían de utilidad es en la supervisión
de los transformadores que hacen parte de las subestaciones nuevas; las cuales se integran al
STR o STN de un sistema de potencia [12].
Las pruebas primarias, se caracterizan por ser actividades técnicas muy específicas
involucrando un perfil especializado en el campo de la ingeniería, además los equipos que se
utilizan en este tipo de pruebas tienen componentes de hardware y software especializados
para analizar las variables de respuesta de los equipos de patio de una subestación [10]. El
Análisis de la Respuesta en Frecuencia (FRA) es una de estas pruebas y permite identificar
anomalías en los componentes internos de un transformador y sus devanados mediante
métodos no invasivos, es decir, sin la necesidad de alguna intervención [13]. Actualmente,
el FRA es un método que está siendo utilizado en el campo de diagnóstico de los
transformadores de potencia debido a los buenos resultados encontrados en las
investigaciones realizadas [14]–[16]. En Colombia, se conoce un estudio publicado con el
estado del arte sobre el FRA con el transformador energizado, identificando las categorías y
las áreas de interés [17]. Además, existen algunos estudios con la aplicación del FRA
concluyendo que la aplicación de esta técnica es algo innovador y de gran interés para las
empresas del sector eléctrico [18]–[20].
18
En el presente trabajo de profundización se realizó una actualización sobre el estado del arte
del FRA para generar recomendaciones que permitan tomar las decisiones adecuadas en el
mantenimiento preventivo de un transformador de potencia, contribuyendo en la disminución
de costos ocasionados por los mantenimientos no periódicos y los cortes de energía. En el
capítulo I se plantean los objetivos que hicieron parte del desarrollo de esta profundización
y la metodología empleada. El capítulo II lo constituye el conocimiento relacionado con los
transformadores de potencia, los diferentes tipos de fallas que se pueden presentar en estos
equipos y las pruebas primarias que se utilizan para analizar y determinar estas fallas. En el
capítulo III se describe el estado del arte sobre el análisis de respuesta en frecuencia (FRA),
las ventajas y limitaciones. Finalmente, en el capítulo IV se presentan las conclusiones
obtenidas con la elaboración de este trabajo y las recomendaciones pertinentes.
19
1. CAPÍTULO I
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 Objetivo general
Determinar la utilidad de la prueba de Análisis de la Respuesta en Frecuencia (FRA), en la
identificación del estado de un transformador de potencia.
1.1.2 Objetivos específicos
Profundizar en la metodología y estado del arte del FRA para determinar las afectaciones en
el núcleo o los devanados internos de un transformador de potencia
Interpretar la curva de un FRA en la identificación de los componentes averiados de un
transformador de potencia
Analizar si el FRA puede ser una herramienta de diagnóstico que se pueda aplicar en los
transformadores de potencia con capacidades superiores a 500 KVA
20
1.2 METODOLOGIA GENERAL
En el desarrollo de los programas de mantenimiento se busca diferentes estrategias para
establecer un mecanismo eficaz que permita detectar la falla interna en los elementos
internos del transformador se presenta a manera de comparación de otros tipos de diagnóstico
que permiten encontrar posibles deformaciones en el núcleo o devanados del transformador.
La metodología de este trabajo de profundización se fundamentó en una exhaustiva búsqueda
de bibliografía relacionada con el tema, posteriormente se recopiló la información
relacionada con el FRA. La información se centró en el FRA como una herramienta de
diagnóstico que se puede aplicar, específicamente a los transformadores de potencia con
capacidades superiores a 500 KVA y se realizó una breve comparación de las técnicas típicas
de diagnóstico y cuáles pueden ser sus características más representativas, se tomó como
referencia el articulo publicado por CIGRE No 342 los casos de estudio del método de
diagnóstico por FRA.
Prueba de CORRIENTE DE EXCITACIÓN: Este diagnóstico no es sensible para
detectar deformaciones en los componentes internos del transformador, sin embargo
puede ser útil para detectar averías en el núcleo. Las mediciones de corriente de
excitación se llevan a cabo para evaluar el aislamiento entre espiras del devanado el
transformador, el circuito magnético del transformador y el cambiador de tomas
OLTC, las desviaciones en su medidas indican un desgaste en sus contactos o una
posible avería en el cableado del OLTC [34].
21
Pruebas de REACTANCIA DE FUGA O CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO: es
un método de tradicional de prueba de corriente de cortocircuito, por lo general es
establecido por el fabricante, esta técnica no es lo suficiente sensible para encontrar
deformaciones en el núcleo o devanados [34].
1.2.1 Campo de aplicación. Para la realización de este trabajo primero se realizó una
investigación bibliográfica acerca de los diferentes tipos de pruebas primarias para el
mantenimiento preventivo RCM y el estado de los transformadores de potencia del sistema
de transmisión regional (STR). Además, se identificó el sector de influencia en el cual se
podría implementar la metodología descrita en este trabajo y se encontró que puede aplicarse
a cualquier operador de red u propietario de una subestación regulada por la CREG, El
Ministerio de Minas y Energía, la Superintendencia de servicios públicos, los Expertos en
Mercados (XM) y el Centro Nacional de Despacho (CND). Una vez que se profundizó en el
Análisis de Respuesta en Frecuencia (FRA), se realizó una compilación de la información
sobre estudios que se hayan llevado a cabo utilizando esta técnica; para tener un punto de
referencia que permitió concluir la utilidad del FRA.
22
2. CAPÍTULO II
2.1 Transformadores de potencia. El transformador de potencia es un elemento activo de
una subestación eléctrica y se encarga de recibir el flujo de potencia en niveles de tensión
34.5kV, 115kV y 230kV convirtiéndolos a un nivel de tensión que pueda usarse en las redes
de distribución local 11.4kV y 13.8kV [21], [22]. Actualmente, sin el transformador de
potencia no sería posible utilizar la energía eléctrica en los niveles de tensión de distribución
y uso final [23]. Además, este tipo de transformador permite el abastecimiento de la demanda
comercial, industrial y doméstica las cuales se expanden con el crecimiento de la economía
en una región.
En Colombia, la importancia de la confiabilidad de los activos es supervisada por las
entidades reguladoras como la CREG bajo la resolución CREG 025 de 2018, donde se
penaliza los tiempos de indisponibilidad de los activos de STR y STN mediante un esquema
de incentivos y compensaciones [24]. Realizar un programa de mantenimiento preventivo
fundamentado en RCM, requiere evaluar los índices y el comportamiento de las fallas que
puedan ocurrir en un periodo de tiempo, la utilidad de realizar las pruebas primarias en las
evaluaciones del estado de los equipos es una herramienta muy importante con el fin de
prevenir la indisponibilidad de los activos. El FRA aplicado a los transformadores de
potencia es una técnica que mediante la inyección de una señal de baja intensidad en un
barrido de frecuencias puede detectar averías, deformaciones o desplazamientos en los
componentes internos de un transformador.
23
Para el estudio de cómo se aplica la técnica de FRA es importante comprender los fenómenos
físicos y eléctricos que se presentan en la operación de un transformador de potencia.
2.1.1 Fenómenos eléctricos y mecánicos. El régimen de operación permanente de un
transformador se encuentra sometido a los siguientes fenómenos eléctricos y mecánicos, para
los cuales es importante el estudio y análisis de este comportamiento en la aplicación de las
pruebas primarias de un programa de mantenimiento preventivo [25].
El comportamiento capacitivo de las partes activas permite conducir corrientes eléctricas a
través de los conductores de los devanados primarios y secundarios; los cuales forman
capacitancias. La capacitancia representa el almacenamiento de un campo eléctrico y el valor
es uniforme cuando el transformador está acorde a su diseño y trabajando dentro de su
capacidad nominal de operación [26]. Estos valores de capacitancia se alteran cuando ocurre
un desplazamiento en la trayectoria de los conductores de las bobinas, o se puede presentar
una disrupción en el recubrimiento de la capa de aislamiento [26]. El efecto capacitivo en un
transformador hace parte del modelo eléctrico de un circuito RLC [27].
En el barrido de la señal a distintas frecuencias, el comportamiento de la onda se traza de
acuerdo con los valores de las capacitancias en paralelo que encuentra en toda la estructura
del devanado o bobinas a las cuales se esté realizando la prueba. Las diferencias que se
puedan encontrar vs la curva de las condiciones iniciales en el transformador o según las
normas de diseño y construcción son las posibles averías o desplazamientos que se pueden
encontrar en su estructura [28].
24
El comportamiento inductivo en un transformador desempeña la función principal y la
razón de ser de la actividad de transformar los niveles de tensión entre el devanado primario
y secundario mediante el intercambio de flujo magnético a través de un núcleo y la inducción
generada por el fluido de la corriente eléctrica [29].
El núcleo principal está compuesto por chapas de material ferromagnético las cuales se
encuentran separadas por capas de aislamiento [30]. En su condición de operación nominal,
el núcleo está expuesto a soportar esfuerzos mecánicos y dinámicos que pueden ocasionar
desplazamientos [30]. Estos a su vez pueden influir en el comportamiento capacitivo que es
detectado por el FRA cuando este inyecta una señal de baja intensidad en un barrido de
frecuencias que oscilan desde los 10 HZ hasta los 10MGHz, influyendo en la curva
característica de salida [29]. Finalmente, se pueden identificar los cambios que representan
las alteraciones en las capacitancias que se forman entre los componentes internos del núcleo.
2.1.2 Componentes internos que se afectan cuando se presentan fallas en un
transformador
El transformador de potencia es una maquina eléctrica que se compone de los siguientes
elementos principales (Figura 3):
Internos: devanados, núcleo, espiras, aislamiento, aceite dieléctrico, chapas, cableado y
bujes. El núcleo y el devanado de un transformador de potencia pueden ser vistos como una
red eléctrica compleja de resistencias, inductancias propias y mutuas, capacitancias serie y
conexiones a tierra [22].
25
Externos: cuba, tanque de expansión, bujes primarios, bujes secundarios, radiadores,
aisladores y DPS [31].
Figura No 3 Partes del transformador de potencia trifásico. Tomado de la web: https://www.youtube.com/watch?v=_jhjbwoKhUY
26
2.1.3 Fallas en un transformador de potencia. Debido a que los transformadores de
potencia son equipos integrados por diferentes componentes fijos, la gran mayoría de las
fallas se deben al sobrecalentamiento de sus partes energizadas [32]. Sin embargo, también
pueden presentarse averías por la deformación y el desplazamiento de los devanados, siendo
problemas difíciles de detectar y en muchos casos se requiere reparar o reemplazar el
transformador [20], [33]. Otro factor que puede causar fallas en el transformador de potencia
se debe al límite de vida del equipo, dado que la mayoría puede tener entre 20-30 años de
servicio [22]. Las fallas mecánicas se caracterizan principalmente por las fuerzas que
deforman los componentes internos del transformador ocasionando la alteración de
capacitancias.
Los tipos de fallas que se puede detectar con la técnica FRA son: el movimiento del núcleo,
las fallas a tierra del núcleo, la deformación de los bobinados, el desplazamiento de los
bobinados, el colapso parcial de los bobinados, el abollamiento de los bobinados y las espiras
en corto circuito o ruptura del bobinado [34]. La naturaleza de estas fallas está relacionada
con los picos de corriente eléctrica, los cuales en algunos casos pueden llegar hasta 20 veces
el valor nominal [34]. Estas se pueden generar por anomalías en el sincronismo o pueden ser
cortocircuitos de fase – tierra. Las corrientes transitorias de gran magnitud ocasionan los
fenómenos que se mencionaron anteriormente y cambian las condiciones internas en los
elementos activos en el interior de un transformador.
La capacidad del equipo para soportar estas corrientes depende de la impedancia de corto
circuito especificada por el fabricante del transformador, la cual es determinada por la
27
reactancia de fuga en su núcleo y el flujo que sobrepasa el flujo magnético generado en el
núcleo cuando se presenta pico en corriente de cortocircuito.
La técnica de FRA es importante porque permite encontrar que estas anomalías se vean
reflejadas en la curva del barrido de señal en distintas frecuencias [22]. Es importante
mencionar que en los transformadores nuevos también pueden detectarse fallas mecánicas,
que pueden presentarse durante el transporte desde la fábrica hasta el lugar donde es puesto
en servicio, estas fallas pueden haberse generado por la vibración y generarían
complicaciones mayores a futuro cuando el transformador esté en funcionamiento [22].
El índice de fallas que se pueden encontrar en un transformador de potencia debido a las
desconexiones forzosas del activo e indisponibilidad, son ocasionados por las
malformaciones en sus componentes internos. Se ha considerado muy difícil detectar este
tipo de fallas, sin embargo, el FRA sería de utilidad para encontrar y comparar un modelo
aproximado y el estado actual del transformador de potencia.
2.2 Pruebas primarias que se utilizan para analizar y determinar el estado en los
transformadores de potencia. Los operadores de red se encargan de supervisar la
confiabilidad de los transformadores de potencia a través de diferentes estrategias de
mantenimiento, por lo tanto, es importante incluir pruebas primarias en los cronogramas de
actividades de mantenimiento. Las pruebas primarias para puesta en servicio o el
mantenimiento preventivo de un transformador de potencia son las siguientes:
28
2.2.1 Análisis del Factor de Disipación (Tangente Delta). Es un método tradicional para
evaluar la condición del aislamiento y detectar fracturas o perforaciones en el sistema de
aislamiento de los transformadores a través de la medición de las pérdidas dieléctricas. Los
resultados de esta prueba pueden verse afectados por la humedad que genera la circulación
de corrientes a tierra a través de las superficies [35].
2.2.2 Prueba de relación de transformación. Esta prueba asegura que las bobinas del
transformador mantengan las vueltas correctas para producir los niveles de tensión
adecuados, de esta manera se asegura que la tensión suministrada pueda ser transformada al
nivel de tensión deseada [36].
2.2.3 Pruebas de corrientes de excitación. Se define como la corriente que circula por el
primario de un transformador de potencia en vacío, y sirve para inducir el campo magnético
en su núcleo y suministrar la energía de pérdidas correspondiente [37]. Este tipo de pruebas
permite detectar cambio en la geometría del núcleo o sus devanados, espiras en corto circuito,
el apilamiento defectuoso de la laminación del núcleo o acero del núcleo de baja calidad
influye en la reluctancia del núcleo y afecta los valores de corriente de excitación. El patrón
de esta prueba es que la medición se realiza por cada fase en las cual los resultados deben ser
similares, de lo contrario se puede clasificar como una anomalía y se deben continuar
realizando un seguimiento de investigación del transformador.
2.2.4 Prueba de factor de potencia. Se basa en las mediciones de capacitancia y factor de
potencia para conocer el estado operativo de los aislamientos [38].
29
2.2.5 Resistencia de devanados. La medición de la resistencia de los devanados de los
transformadores se utiliza para chequear conexiones y determinar si hay conexiones de
circuito abierto o la existencia de una conexión de alta resistencia [39].
30
3. CAPITULO 3
Actualmente los operadores de redes y sistemas de potencia requieren enfocarse a un control
de mantenimiento de activos de una subestación, para ajustarse a estándares de calidad y
confiabilidad. Por tal razón es muy importante estudiar métodos que puedan implementarse
con versatilidad y permitan mediante el análisis de sus resultados prevenir una
indisponibilidad inesperada o fallas que lleven a la pérdida total del equipo. Por tal motivo
es importante que los métodos de diagnóstico como el FRA [34] se estandaricen en
protocolos y se socialicen con los operadores de red para que se pueda identificar su
importancia.
Teniendo en cuenta que esta técnica se constituye en el objeto de estudio del presente trabajo,
a continuación, se presenta de una manera más amplia, en que consiste esta técnica, los
equipos que permiten su aplicación y algunos ejemplos que permiten mostrar la aplicación
del método. Finalmente, se menciona cuál es el estado del arte actual del FRA en Colombia.
3.1 Análisis de Respuesta en Frecuencia (FRA). Esta técnica hace parte de las pruebas
realizadas a los transformadores de potencia para la detección de las posibles fallas mecánicas
internas y eléctricas en los devanados, el núcleo y los componentes activos [22]. Uno de los
trabajos más representativos sobre el ensayo de FRA aplicado a los transformadores de
potencia fue desarrollado en el año 1.978 y permitió diagnosticar alteraciones mecánicas en
los devanados del transformador sin la necesidad de abrir el equipo [28].
31
El principal objetivo del FRA es determinar mediante la inyección de una señal de baja
tensión en un rango de barrido de frecuencias, las cuales generan una respuesta creando una
curva característica la función de la señal inyectada parte de un principio de función de
transferencia con una amplitud (Figura 4).
Figura No 4 Principio del FRA, imagen tomada de http://www.omicronenergy.com
La interpretación de la curva de la prueba FRA se caracteriza por identificar cambios de una
curva de referencia y los cambios que se puede encontrar según la experiencia de las pruebas
se puede determinar como se ilustra en la figura 5.
32
Figura No 5. Interpretación de los rangos de frecuencia, imagen tomada de http://www.omicronenergy.com
Influencias de cambio a bajas frecuencias: si se encuentran características de cambios en
la curva en el rango de bajas frecuencias se interpreta que el núcleo tiene afectaciones [34].
Influencias de cambio a medianas frecuencias: cuando se encuentran variaciones en la
curva del rango de medianas frecuencias, tiene una interpretación de afectaciones en los
componentes de sus devanados [34].
Influencias de cambio a altas frecuencias: cuando las variaciones se visualizan en el rango
de altas frecuencias, significa que las afectaciones se encuentran en los puntos de conexión a
tierra o sus puntos de conexión de conductores internos [34].
3.2 Ventajas del FRA. La principal ventaja del análisis de respuesta en frecuencia radica en
que es una técnica que permite entregar un diagnóstico al propietario del activo sobre
33
posibles averías, considerando una prueba no invasiva, y hacer parte del programa de
mantenimiento preventivo de una subestación o un STR [22].
3.3 Limitaciones del FRA. Dificultad en la interpretación cuantitativa y cualitativa de sus
resultados, debido a que no existen reglas o guías con parámetros claros [20]. Además, se ha
demostrado que este ensayo es sensible a factores externos como la posición y las técnicas
de conexión de las terminales, las interferencias electromagnéticas, el flujo residual en el
núcleo, la especificación del equipo de medición, la tensión de la señal, entre otros [11], [22],
[40].
3.4 En que consiste el FRA. La técnica FRA consiste en la medición de la función de
transferencia entre las terminales del transformador, aplicando una señal de tensión de baja
amplitud que varía en un amplio rango de frecuencias [20], [22]. Estas mediciones
proporcionan una curva de respuesta en frecuencia única de cada transformador, que puede
ser repetida en el tiempo, para que mediante comparaciones se evidencien posibles
alteraciones mecánicas antes de que estas causen fallas graves en el transformador [20], [22].
La curva de FRA presenta picos de resonancia y anti-resonancia, que dependen de los
parámetros de los circuitos RLC de la red compleja del transformador. Cualquier variación
de los parámetros RLC de la red equivalente del transformador producirá cambios en la curva
de respuesta en frecuencia, lo que es un indicativo de algún cambio mecánico o eléctrico en
su interior [20]. El diagnóstico empleando el FRA está basado en la comparación entre dos
curvas, una considerada representativa del estado sano del transformador y la otra de la
condición a determinar. Para la comparación se han propuesto algunos factores o índices que
34
cuantifican los cambios entre dos curvas, sin embargo la comparación y la detección de los
cambios se realiza usualmente por la inspección visual [13], [20]. Se han propuesto también
alternativas para realizar la comparación y el diagnostico empleando modelos del
transformador [20].
35
4. CAPITULO 4
En el presente capitulo se manifiesta como se puede argumentar los resultados de la curva
de respuesta y como puede influir en tomar una determinación según la aplicación de la
técnica de FRA para identificar el estado de los componentes internos de un transformador.
4.1 Análisis de resultados. La aplicación de esta técnica para detectar los defectos y los
desplazamientos en los componentes internos de un transformador aplica para cualquier tipo
de transformador que esté integrado a un sistema eléctrico o de potencia, independiente del
tipo de función en la subestación. En la literatura revisada se encontró que el propósito
fundamental de un programa de mantenimiento es presentar un diagnóstico sobre el estado
de un transformador y prevenir una salida inesperada del activo. Otra de las aplicaciones de
la técnica se encuentra en el programa de mantenimiento RCM (Mantenimiento centrado en
la confiabilidad) que busca las variables que puedan predecir posibles fallas en los activos
de un sistema de potencia.
La metodología de FRA es muy útil porque permite proyectar el estado de los componentes
internos de la parte activa de un transformador para estudiar el comportamiento del activo
frente a las fallas que se presenten en largos periodos de operación continua, aportando
mediante el análisis de sus curvas de respuesta de señal, averías que pueden dejar vulnerable
al transformador.
36
El campo de aplicación en Colombia respecto a la técnica de Análisis de Respuesta en
Frecuencia (FRA) ha sido muy reducido por la falta de la promoción de este tipo de pruebas
a los operadores de red que manejan el sistema de potencia interconectado y regional del
país. La implementación de un sistema de gestión de activos y el mantenimiento centrado en
confiabilidad es una manera de innovar los métodos de eficiencia en la prestación del
servicio de energía eléctrica.
4.2 Conclusiones y recomendaciones
La técnica sirve para tomar determinaciones si el activo debe intervenirse, antes de que este
pueda fallar de forma permanente y corregir las averías que ha detectado el método de FRA.
El método de FRA es muy útil cuando se requiere detectar una avería en un componente
interno en la parte activa de un transformador de potencia, mediante una prueba no invasiva.
La interpretación de los resultados depende de la curva de la señal de salida y la comparación
con una curva patrón del mismo transformador tomada en el instante de la puesta en servicio,
los cambios que se pueden notar en el barrido de baja frecuencia afectaciones en su núcleo,
medianas frecuencias afectaciones en los devanados y altas frecuencias son las afectaciones
de sus componentes activos como puntos de conexiones internos.
Para tomar como un muestreo de la versatilidad de esta prueba especifica de FRA dentro del
grupo de pruebas primarias a un transformador se puede realizar un acercamiento al STR de
37
Nariño, en el cual el Operador de red CEDENAR S.A. E.S.P. con un banco de 37
subestaciones, de las cuales 28 son de un nivel de tensión 3. se pueden convertir en una
propuesta de implementación a realizar un piloto de estudio de pruebas primarias en un
transformador de una subestación. y se proyectaría un objetivo de lograr la curva
característica para realizar el seguimiento y el inicio del estudio para una trazabilidad de
confiabilidad.
38
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