tecnicas para interpretacion de analisis dga javier acevedo
TRANSCRIPT
Diagnóstico de condición
de equipos de
subestaciones eléctricas
de alta tensión
MsC Ing Javier AcevedoConsultor para LatinoamericaDoble Engineering Company
Técnicas para Interpretación de análisis DGA en transformadores
de potencia.
MsC Ing Javier AcevedoConsultor para LatinoamericaDoble Engineering Company
Objetivos de la técnica DGA
• Proveer un medio no invasivo para determinar
objetivamente si existe una condición de falla en
evolución al interior de un transformador
– Enfoque pesimista.
– Enfoque optimista.– Enfoque optimista.
• Confirmar la condición del equipo antes que entre
en servicio.
• Prevenir una salida inesperada del equipo.
• Reducir el nivel de riesgo de la unidad en el
sistema.
Varios gases se crean durante la descomposición del aceite dependiendo del tipo de falla.
Energía requerida para romper enlaces y formar gases.
Hidrógeno 338 kJ/molH H
HH
338 kJ/molMetano C H
607 kJ/mol
720 kJ/mol
960 kJ/mol
Etano
Etileno
Acetileno
C CH
H
H
H
C CH H
C CHH
H H
Gases detectados
Gas Tipo
Hydrogen
Oxígeno
Nitrogeno
Metano Hidrocarburo
Monóxido Carbono Monóxido Carbono
Etano Hidrocarburo
Dióxido Carbono
Etileno Hidrocarburo
Acetileno Hidrocarburo
Otros gases puede ser detectados pero no son usados en la rutina de análisis.
Total Gases Combustibles, TCG
Gas Tipo
Hidrógeno
Metano Hidrocarburo
Monóxido Carbono Monóxido Carbono
Etano Hidrocarburo
Etileno Hidrocarburo
Acetileno Hidrocarburo
Otros gases puede ser detectados pero no son usados en la rutina de análisis.
Temperaturas de Generación
Gas Temp
Hidrógeno ≈ 120°C
Metano ≈ 120°C
Etano ≈ 150°C
Etileno ≈ 300°C Etileno ≈ 300°C
Acetileno de sobrecalentamiento
≈ 700°C
Acetylene de arqueo ≈ 1200°C
En aceite únicamente, no incluye los efectos del papel.Otros gases puede ser detectados pero no son usados en la rutina de análisis.
Equilibrio Térmico de Halstead
Análisis de Gases Disueltos- 3 Métodos
• Método A – Extracción de Vacío / Análisis Cromatográfico
• Método B – Columna Stripper / Análisis Cromatográfico
• Método C – Headspace / Análisis Cromatográfico
Gas Normalizado – Cromatografía de gases
pA
1250
1500
1750
FID2 A, (121202ST\004F0401.D)
5.9
27 -
C
O2
ET
HY
LE
NE
12.1
50
- M
ET
HA
NE
TCD1 B, (121202ST\004F0401.D)
4.6
94
- N
ITR
OG
EN
2 4 6 8 10 12
0
250
500
750
1000
7.9
33 -
A
CE
TY
LE
NE
8.8
79 -
E
TH
YL
EN
E
9.8
16
- E
TH
AN
E
11
.72
2
3.4
55 -
HY
DR
OG
EN
4.1
44
- O
XY
GE
N
CO
• Diseño de Tanque Sellado.
•Tanque sellado con control de Gas.
• Diseño de tanque sellado Gas – Aceite.
• Tanque conservador sellado con membrana.
Impacto del Sistema de Preservación.
• Tanque conservador sellado con membrana.
• Tanque conservador abierto con respiración
libre.
• Tanque sellado Vs. conservador sellado con
membrana.
Solubilidad de Gases en Aceite.
• Hidrógeno, Monóxido de Carbono, (Metano en menor grado)
– Proporcionalmente mayores en tanques con
conservador cerrado que en tanques con conservador cerrado que en tanques con
colchón de gas.
– Se pierde lentamente en la atmósfera en
tanques con conservador abierto.
– Fugas.
Homogeneidad de gases en aceite.
• Tasa de generación.
• Acceso del flujo de aceite al área bajo falla.
• Tasa de mezclado.
• Presencia de colchón de gas.
• Difusión.
Burbujas de Gas
• Súper-saturación del aceite con gas.
• Descomposición térmica del aislamiento de celulosa.
• Vaporización del agua absorbida por la • Vaporización del agua absorbida por la celulosa.
Técnicas de Interpretación mas comunes.
• Triángulo de Duval.
• Límites, tasas y valores TDCG norma IEEE C57.104.
• Límites valores puntuales.
• Método del gas clave.
• Relaciones de Dörnenburg.• Relaciones de Dörnenburg.
• Relaciones de Rogers.
• Límites y relaciones IEC 60599.
• Análisis de Tendencias.
• Patrón Distintivo.
• Análisis de Sistema Experto.
Triángulo de Duval
Claves PD Descargas ParcialesD1 Descargas de baja energíaD2 Descargas de alta energíaT1 Falla térmica, t < 300ºCT2 Falla térmica, 300ºC < t < 700 ºCT3 Falla térmica, t > 700 ºC
Claves del triángulo de Duval.
Limites de zonas
PD
D1
D2
T1
T2
T3
98% CH4
23% C2H4
23% C2H4
4% C2H2
4% C2H2
15% C2H2
13% C2H2
13% C2H2
10% C2H4
10% C2H4
50% C2H4
38% C2H2
50% C2H4
29% C2H2
Limites de zonas
Límites Aceptables de Gases Disueltos según varias fuentes.
H2 CO CH4 C2H6 C2H4 C2H2 CO2 TCG
*IEEE 100101-700701-1800
>1800
350351-570
571-1400>1400
120121-400
401-1000>1000
6566-100
101-150>150
5051-100
101-200>200
3536-5051-80>80
25002500-4000
4001-10000>10000
720721-1920
1921-4630>4630
**Electra (CIGRE)
28.6 289 42.2 85.6 74.6 -- 3771 520
IEC 60599TypicalRange
60-150 540-900 40-110 50-90 60-280 3-50 5100-13000
Manufact. 200(250)
500(1000)
100(200)
100(200)
150(300)
15(35)
----
10651985
*EN REVISIÓN**VALORES CORREGIDOS 1978( ) VALORES 6 – 7 AÑOS
Gases claves - Arqueo
60
70
80
90
100
Co
mb
ust
ible
s, %
0
10
20
30
40
50
Co
mb
ust
ible
s, %
CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
Gases claves –Sobrecalentamiento Aceite
60
70
80
90
100C
om
bu
stib
les,
%
0
10
20
30
40
50
Co
mb
ust
ible
s, %
CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
Gases claves- Descarga Parcial
50
60
70
80
90
100C
om
bu
stib
les,
%
0
10
20
30
40
50
Co
mb
ust
ible
s, %
CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
Gases claves –Sobrecalentamiento Papel
60
70
80
90
100
Co
mb
ust
ible
s, %
0
10
20
30
40
50
Co
mb
ust
ible
s, %
CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
Método relaciones Dörnenburg
• Relación 1 (R1)=CH4/H2
• Relación 2 (R2)=C2H2/C2H4
• Relación 3 (R3)=C2H2/CH42 2 4
• Relación 4 (R4)=C2H6/C2H2
Relaciones de Dörnenburg –tabla de diagnóstico desde aceite
R1 CH4/H2
R2 C2H2/C2H4
R3 C2H2/CH4
R4 C2H6/C2H2
1-Descomp Térmica
>1.0
<0.75
<0.3
>0.4
2- DP baja intensidad
<0.1
Not Sig
<0.3
>0.4 intensidad <0.1 Not Sig <0.3 >0.4
3-Arqueo
>0.1,<1.0
>0.75
>0.3
<0.4
Valido solo si todas las relaciones se cumplen para un tipo de falla en
particular.
Relaciones de Roger’s.
• Tres relaciones
– Relación 1 (R1)=CH4/H2
– Relación 2 (R2)=C2H2/C2H4
– Relación 5 (R5)=C H /C H– Relación 5 (R5)=C2H4/C2H6
• No existen umbrales mínimos– Sugeridos cuando los niveles normales son
sobrepasados.
Diagnóstico de Falla según relaciones de Roger.
Caso R2 R1 R5 FALLA
C2H2/C2H4 CH4/H2C2H4/C2H
6
0 < 0.1 >0.1,< 1.0 <1.0 Normal
1 < 0.1 <0.1 <1.0 PD Baja Energía1 < 0.1 <0.1 <1.0 PD Baja Energía
2 0.1 - 3.0 0.1-1.0 >3.0 Arqueo
3 < 0.1 >0.1,< 1.0 1.0 - 3.0
Térmico Baja
Temp
4 < 0.1 >1.0 1.0 - 3.0 Térm < 700°C
5 < 0.1 >1.0 >3.0 Térm > 700°C
IEC 60599
• Identifica 6 diferentes tipos de fallas.– PD: Descarga parcial
– D1: Descarga de baja energía
– D2: Descarga de alta energía
– T1: Falla térmica, t <300°C– T1: Falla térmica, t <300°C
– T2: Talla térmica, 300°C < t < 700 °C
– T3: Falla térmica, t > 700 °C
• Usa una combinación de relaciones (basadas
en las relaciones de Roger), concentraciones de
gases y tasas de incremento de estos.
Niveles Típicos de Gases de acuerdo con IEC 60599.
H2 CO CH4 C2H6 C2H4 C2H6 CO2
Rango tipico IEC 60599
60-150 540-900 40-110 50-90 60-280 3-505100 -13000
Nota en la norma IEC 60599: Valores típicos son mayores en
transformadores sellados que en transformadores de respiración
libre.
OLTC comunicado con cuba
75-150 400-850 35-130 50-70 110-250 80-270 5300-12000
MÉTODOS BASADOS EN RELACIONES.
• Ventajas– Cuantitativos
– Independiente del volumen de aceite
– Baja complejidad computacional.
• Desventajas– No siempre se consigue resultados del análisis.– No siempre se consigue resultados del análisis.
– No siempre es correcto.
– Fuerte dependencia de sistemas de preservación de aceite.
– El método de Dornenburg ha caído en desuso debido a
errores en identificar falla incipientes.
• El aislamiento sólido se maneja separadamente usando la relación monóxido – dióxido.
ANÁLISIS DE TENDENCIAS.
• Información Histórica.
– Se ha elevado súbitamente el porcentaje de
TCG en el colchón de gas?
– Se ha elevado súbitamente el porcentaje de – Se ha elevado súbitamente el porcentaje de
TCG en el aceite?
– Datos de placa del equipo.
– Cual es la edad del transformador?
– Ha fallado algún bushing durante la historia
operativa del equipo?
– Tuvo el transformador una falla previamente?
– Si la unidad fue reparada previamente, se filtró
ANÁLISIS DE TENDENCIAS.
– Si la unidad fue reparada previamente, se filtró
y desgasificó el aceite?
– La unidad está trabajando sobrecarga o lo ha
sido históricamente?
– Análisis DGA previos?
CO´S Y SUS RELACIONES.
Aislamiento de celulosa• Tipo shell> CO2 que tipo core debido a la
masa.
• CO2 accidental.2
• CO2/CO : 3 -14:1
• CO2/CO promedio. 7:1
• Enfoque 1 altas temperaturas de falla.
• Alto CO2 con bajo CO- falta de enfriamiento
/sobrecalentamiento general.
• Fallas incipientes no identificadas.
– Producción de H2 de delgadas interfaces de
aceite sobrecalentado en laminaciones del
núcleo (>140°C)
– Oxidación y calentamiento térmico del aceite
LO QUE NO SE TIENE EN CUENTA:
– Oxidación y calentamiento térmico del aceite
que causa producción de CO and CO2 .
• Gases producidos sin falla existente.
– Fuga entre cambiador de tomas bajo carga y
cuba principal.
• Agua
– Agua libre+ núcleo acero= H2 + O2
– Celulosa con PD genera mas H2.
• Compuestos siliconados, polímero
LO QUE NO SE TIENE EN CUENTA:
• Compuestos siliconados, polímero orgánicos
– Bajo condiciones de sobrecalentamiento y
descarga eléctrica (arco)
– Generan H2 y CO.
LA REALIDAD – USO DE SISTEMAS EXPERTOS.
• Historia.
• Gases claves.
• Relaciones.
• Patrones – poblaciones similares.
Use todas las • Análisis de tendencias.
• Bases de datos internas.
• Gas Combustible Total
• Tasas de generación de gas.
• El experto humano….
Use todas las herramientas
disponibles, no solo una!!!
LÍMITES DE GAS COMBUSTIBLE TOTAL (PPM)
TCG
0-500 BAJO NIVEL DE GASEO
501-1500 DESCOMPOSICIÓN MODERADA – ESTABLECER TENDENCIA
1501-2500 NIVEL DE DESCOMPOSICIÓN MODERADA– ESTABLECER TENDENCIA
>2500 NIVEL DE DESCOMPOSICIÓN MUY ALTO - IDENTIFICAR CAUSA.
TIPOS DE PROBLEMAS TÉRMICOS.
�Sobreexcitación del núcleo.
�DETC.
�Corto entre espiras o entre conductores.
�Doble aterrizamiento accidental del núcleo.
�Corrientes circulantes en el núcleo.
�Flujo de dispersión.
• Saturación del núcleo por corrientes geomagnéticamente inducidas.
• Conexiones defectuosas.
• Problemas en apantallamientos.
TIPOS DE PROBLEMAS TÉRMICOS.
• Problemas en apantallamientos.
• Comunicación OLTC- cuba.
• Deficiente apriete en conexiones pernadas.
• Averías en bombas.
OTRAS TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO.
• Termografía Infrarroja- detecta puntos calientes
externos.
• Pruebas de pf% aislamientos- degradación y
contaminación de aislamientos, excesiva
humedad en celulosas.humedad en celulosas.
• Medición de corrientes de excitación – Averías
en OLTC, espiras en corto, problemas del
núcleo.
• Prueba TTR- espiras en cortocircuito.
• Resistencia de aislamiento del núcleo y devanado.
• Prueba de aterrizamiento accidental del núcleo.
• Reactancia de fuga/ impedancia de cortocircuito-
deformación de devanados.
OTRAS TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO.
deformación de devanados.
• Análisis de Respuesta al Barrido de Frecuencia
(SFRA)- deformación o movimiento de devanados,
espiras en corto.
• Descarga Parcial- acústica, eléctrica y UHF.
• Curva de carga.
• Desempeño Térmico.
CONDICIONES DE OPERACIÓN.
• Componentes Funcionales y materiales dieléctricos.
Y CUANDO HAY ALGO ANORMAL????
• Definir un marco de tiempo para
actuar….Evaluación criticidad.
• Identificar posibles causas. Plantear • Identificar posibles causas. Plantear
hipótesis.
• Usar otras técnicas de diagnóstico
DGA- CASO DE ESTUDIO 1
• Fabricante Ferranti Packard
• Año 1969
• Tiempo de servicio 30 años
• kV 34
• MVA 18.5• MVA 18.5
• Sistema de Preservación Conservador -
Respiración libre
• Equipo fallado? No
• Otros datos Trafo de Alto Horno
DGA Detecta Condición de Falla incipiente en LTC
12/16/1997
90
100
110
120
130
140
150
Ga
s C
on
cen
tra
tio
n,
pp
m
C2H6
CH4
C2H4
C2H2
169 ppm
12/09/1991
01/13/1993
06/01/1995
06/17/1996
06/18/1997
11/01/1990
04/20/1994
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Sampling Dates
Ga
s C
on
cen
tra
tio
n,
pp
m
• No se encontró nada anormal al interior de la cuba.
• Inspección del LTC mostró dos problemas:
– Un conector deteriorado de alto voltaje debido a
INSPECCIÓN INTERNA
– Un conector deteriorado de alto voltaje debido a
conexión defectuosa.
– Se descubrió empaquetadura defectuosa la cual
permitía comunicación entre aceite de la cuba y
el OLTC.
Conector de Alto Voltaje deteriorado
Caso 2- Transformador Sobrecalentado
• Humedad en transformadores
– Intercambio entre aislamientos líquidos y
sólidos.
– ppm -vs- saturación relativa– ppm -vs- saturación relativa
– Gradientes de temperatura
– El agua esta en su mayoría depositada en el
papel.
80
100
120
140
Temperature
Water Content
Relative Saturation
Caso 2. Curvas de Temperatura y Humedad
0
20
40
60
9/2
/19
87
3/2
/19
88
9/2
/19
88
3/2
/19
89
9/2
/19
89
3/2
/19
90
9/2
/19
90
3/2
/19
91
9/2
/19
91
3/2
/19
92
9/2
/19
92
3/2
/19
93
9/2
/19
93
3/2
/19
94
9/2
/19
94
3/2
/19
95
9/2
/19
95
3/2
/19
96
9/2
/19
96
3/2
/19
97
9/2
/19
97
3/2
/19
98
9/2
/19
98
3/2
/19
99
9/2
/19
99
3/2
/20
00
10000
12000
14000
16000
18000
20000
CO2
C2H4
C2H6
C2H2
CH4
CO
O2
H2
Caso 2. Comportamiento DGA.
0
2000
4000
6000
8000
10000
7/3
0/1
975
7/3
0/1
976
7/3
0/1
977
7/3
0/1
978
7/3
0/1
979
7/3
0/1
980
7/3
0/1
981
7/3
0/1
982
7/3
0/1
983
7/3
0/1
984
7/3
0/1
985
7/3
0/1
986
7/3
0/1
987
7/3
0/1
988
7/3
0/1
989
7/3
0/1
990
7/3
0/1
991
7/3
0/1
992
7/3
0/1
993
7/3
0/1
994
7/3
0/1
995
7/3
0/1
996
7/3
0/1
997
7/3
0/1
998
7/3
0/1
999
Valores pf% aislamientos del transformador.
Pow er Factor, %
1993 19981993 1998
C H .232 .684
C L .202 .862
C H L .642 1.265
Caso 3- Sistema de Preservación
• Mejoramiento del sistema de preservación
• Decrecimiento del TCG.
• CO and H2
– Mayor contribución al TCG – Mayor contribución al TCG
– Reducción mas drástica
• Gases de Hidrocarburos
– Ligero decrecimiento.
Gas Coeficiente de Oswald
Oxigeno 0.138
Nitrógeno 0.0745
Dióxido de Carbono 0.900
Monóxido de Carbono 0.102
Caso 3. Coeficientes de solubilidad.
Monóxido de Carbono 0.102
Hidrógeno 0.0429
Metano 0.337
Etano 1.99
Etileno 1.35
Acetileno 0.938
150
200
250
Gas
Co
nte
nt,
pp
m
H2
CH4
C2H4
C2H6
C2H2
CO
TCG
Caso 3. Comportamiento DGA
0
50
100
11
/24
/99
12
/08
/99
12
/22
/99
01
/05
/00
01
/19
/00
02
/02
/00
02
/16
/00
03
/01
/00
03
/15
/00
03
/29
/00
04
/12
/00
04
/26
/00
05
/10
/00
05
/24
/00
06
/07
/00
06
/21
/00
07
/05
/00
07
/19
/00
08
/02
/00
08
/16
/00
08
/30
/00
09
/13
/00
09
/27
/00
10
/11
/00
10
/25
/00
11
/08
/00
11
/22
/00
12
/06
/00
12
/20
/00
01
/03
/01
01
/17
/01
Gas
Co
nte
nt,
pp
m
TCG
Caso 4- Relé Bucholtz
• Monofásico, 420 MVA, ASEA, 1972
• 1996- DGA detecto descarga parcial.
• 1997-DGA detectó sobrecalentamiento de • 1997-DGA detectó sobrecalentamiento de aceite. Tres semanas después PD.
• 7/3/97- Relé bucholtz sacó la unidad de servicio.
Gas Cuba (Aceite) Bucholtz
(Gas)
Conc.,
ppm
7/3/97
6PM
Conc.,
ppm
7/3/97
10PM
Conc., ppm
7/3/97 6PM
H2 630 260 448410
CH4 210 160 9157
Caso 4. Comportamiento DGA
4
C2H4 30 30 8524
C2H6 10 10 234
C2H2 0 0 3342
CO 90 80 2073
CO2 230 270 5075
N2 -- -- --
O2 3000 3000 6300
TCG 970 540 471475
K @ 50°C Conc. Equiv en aceite a partir
de gas del relé Bucholtz, ppm
H2 0.05 22421 CH4 0.40 3663
C2H4 1.40 11934 C H 1.80 430
Caso 4. Estimación de contenido de gas en aceite.
C2H6 1.80 430 C2H2 0.90 3008
CO 0.12 245 CO2 1.00 5075
N2 0.09 -- O2 0.17 1071
Case 4 – Análisis de la información.
• Formación de burbujas.
– Tasa de generación de gas excedió la difusión.
– Aceite de la cuba saturado en gas.
• Investigación posterior.• Investigación posterior.
• Conexión del núcleo a tierra desconectada.
• Importancia de analizar el gas atrapado en el relé Bucholtz.
Caso 5 – Característica de generación de gases en aceites a baja temperatura.
H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 CO CO2
Aceite A
378
106
63
2
0
215
908
Contenido DGA en diferentes muestras de aceites envejecidos.
Aceite B 122 101 58 10 0 113 1414
Aceite C 81 34 20 1 0 65 608
Aceite D 35 0 0 0 0 46 489
H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 CO CO2
Contenido DGA de muestras envejecidas después de desgasificación.
Caso 5 – Característica de generación de gases en aceites a baja temperatura.
H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 CO CO2
Oil A 165 133 99 2 0 116 370
Oil B 0 4 2 0 0 0 42
Caso de Estudio 6
• Fabricante Federal Pacific
• kV 230
• MVA 200
• Sistema Preservación Colchón de Gas
• Fallado??? Si
• Otros Auto-trafo trifásico
Caso Estudio 6. Perfil DGA
GAS PPM Hidrógeno 1,500 Oxígeno 2,200 Nitrógeno 110,000 Metano 410 Monóxido de Carbono 310 Monóxido de Carbono 310 Etano 31 Dióxido de Carbono 2,400 Etileno 390 Acetileno TCG
880
3,493
Case 6 – Resultados de la investigación.
• La falla comenzó con un cortocircuito y arco
eléctrico entre dos salidas, una del transformador
del OLTC y la otra del devanado regulador a la
bornera del OLTC.
• Vibración y desgaste del aislamiento del terminal.• Vibración y desgaste del aislamiento del terminal.
• Esto ocasión un cortocircuito e través de la fase
B del autotransformador del OLTC.
• Los terminales habían sido separados y fundidos
entre sí por el arco.
Caso de Estudio 7.
• Fabricante Allis Chalmers
• kV 345
• MVA 500
• Sistema de Preservación Colchón de gas
• Fallado? No
Caso de Estudio 7. Perfil DGA del transformador.
GAS PPM Hidrógeno 420 Oxígeno 2,800 Nitrógeno 89,000 Metano 4,400 Monóxido de Carbono 42 Monóxido de Carbono 42 Etano 950 Dióxido de Carbono 1,300 Etileno 3,900 Acetileno TCG
5
9,717
Case 7 – Resultados de la Investigación.
• Dos pernos del sistema de fijación del núcleo estaban tan flojos, que podía retirarse con la mano.
• Formación de carbón alrededor de estos • Formación de carbón alrededor de estos pernos con señales de fusión en las puntas de los pernos.
Caso de Estudio 8
• Fabricante Westinghouse
• kV 161
• MVA 60
• Sistema de Preservación Conservador Sellado
• Fallado?? No
• Otros Transformador
alimentador de Central
de Generación por
Bombeo
GAS PPM Hidrógeno 280 Oxígeno 12,000 Nitrógeno 49,000 Metano 1,500 Monóxido de Carbono 94
Caso de Estudio 8. Perfil DGA del equipo.
Monóxido de Carbono 94 Etano 150 Dióxido de Carbono 960 Etileno 1,200 Acetileno TCG
140
3,364
Caso 8 – Resultados de la Investigación.
• Inspección visual reveló que dos espiras habían fallado y el cobre fundido se había depositado alrededor de la zona de falla.
• Aún habían tres conductores intactos al • Aún habían tres conductores intactos al interior de la espira fallada.