Resumen El desarrollo de sistemas de monitoreo de condición que sigue la evolución del desgaste de los transformadores de potencia es esencial para una operación segura y confiable de los sistemas eléctricos. Contar con herramientas de monitoreo de condición se ha convertido en una prioridad de las compañías eléctricas, siendo esto una tarea compleja, ya que la operación del transformador combina distintas solicitaciones. Algunos autores proponen el uso de índices de salud, que recogen, en un solo parámetro, la condición del activo. Para la obtención del índice, se utilizan resultados de pruebas que verifican el estado de las partes. Este será la base para evaluar la salud global y facilitar la identificación de modos de falla. Este trabajo propone una herramienta novedosa que evalúa los transformadores de potencia basada en un índice de salud, sobre la base de una suma de puntajes ponderados. Este enfoque de separar el transformador en dos zonas busca facilitar su diagnóstico y la evaluación. Se logró determinar con criterio experto la importancia de cada prueba, apoyado en la normativa internacional. Los resultados obtenidos en los casos de estudio mostraron un buen desempeño del índice de salud al evaluar cinco transformadores de potencia. El valor del índice de salud calculado para cada transformador coincidió con los resultados de las evaluaciones ejecutadas posteriormente a la realización de las pruebas. Esto indica que avanzar hacia el uso de un índice de salud para evaluar el estado del transformador puede mejorar el seguimiento de la condición de estos equipos.

Abstract The development of condition monitoring systems that follow the evolution of power transformer aging is essential for safe and reliable operation of electrical systems. Having condition monitoring tools has become a priority for power companies, this being a complex task, since the operation of the transformer combines different requests. Some authors propose the use of health indices, which collect, in a single parameter, the condition of the equipment. To obtain the index, test results are used to verify the condition of the parts. This will be the basis for evaluating global health and facilitating the identification of failure modes. This work proposes a novel tool that evaluates power transformers based on a health index, based on a sum of weighted scores. This approach of separating the transformer into two zones seeks to facilitate its diagnosis and evaluation. It was possible to determine with expert criteria the importance of each test, supported by international regulations. The results obtained in the case studies showed a good performance of the health index when evaluating five power transformers. The value of the health index calculated for each transformer coincided with the results of the evaluations carried out after the tests were executed. This indicates that moving towards the use of a health index to assess the transformer can improve the monitoring of the condition of this equipment.

Abstract Oil-immersed power transformers are highly reliable electrical machines, designed to achieve a lifespan of 20 to 35 years, for which it is necessary to assess their condition based on international standards. There is evidence that some transformers have reached up to 60 years of operation, including proper maintenance. In general, based on historical data, a power transformer is expected to operate satisfactorily up to 40 to 45 years. The assessment of a power transformer based on recognized international standards has not considered the operating context and the possible repairs carried out on this. For this reason, a certain uncertainty is generated for those responsible for the operation, in relation to the life expectancy and the progressive deterioration of the machine in accordance with what different manufacturers offer. Therefore, having a non-invasive assessment methodology is becoming increasingly necessary in order to consider factors related to: i) the power transformer insulation system; and, ii) historical data collected from condition-based maintenance, both dielectric and online condition monitoring. The methodology must consider that deterioration due to the thermal effect has been the main failure mode, since the increase in temperature progressively deteriorates the insulation system, irreversibly, mainly in the dielectric paper (which can cause premature aging). This work presents a new methodology based on calculating a residual life span considering its dielectric condition and operational aspects. The results obtained showed that the residual life of a power transformer must be estimated including its operating context in the calculation, in order to consider its effects on the estimated values.

Resumen Los transformadores de potencia inmersos en aceite son máquinas eléctricas altamente confiables, diseñados para alcanzar una vida útil entre 20 a 35 años, para los cuales es necesario realizar una evaluación de su condición basada en estándares internacionales. Existe evidencia de que algunos transformadores han llegado alcanzar hasta los 60 años de operación, incluyendo un mantenimiento adecuado. En general, según datos históricos, se espera que un transformador de potencia opere satisfactoriamente hasta los 40 a 45 años. La evaluación de un transformador de potencia basado en estándares internacionales reconocidos no ha considerado el contexto operativo y las posibles reparaciones realizadas en este. Por tal motivo, se genera un nivel de incertidumbre para los responsables de la operación, en relación con la expectativa de vida y el deterioro progresivo de la máquina de acuerdo con lo que ofrecen los distintos fabricantes. Por lo tanto, contar con una metodología de evaluación no invasiva se hace cada vez más necesario a fin de contemplar factores relacionados con: i) el sistema de aislamiento del transformador de potencia; y, ii) los datos históricos recopilados del mantenimiento basado en la condición, tanto dieléctrica como el monitoreo en línea de la condición. La metodología debe considerar que el deterioro por el efecto térmico ha sido el principal modo de falla, ya que el aumento de temperatura deteriora progresivamente el sistema de aislamiento, de manera irreversible, mayoritariamente en el papel dieléctrico (que puede provocar un envejecimiento prematuro). En este artículo se propone una metodología novedosa, basada en el cálculo un índice de vida útil residual a partir de su condición dieléctrica y los aspectos operativos. Los resultados obtenidos demostraron que la vida residual de un transformador de potencia debe estimarse incluyendo al cálculo su contexto operativo, para considerar sus efectos en los valores estimados.

Resumen La confiabilidad y disponibilidad de los hidrogeneradores depende en gran medida de la condición del aislamiento del devanado de estator, que está expuesto a una combinación de esfuerzos térmicos, eléctricos, ambientales y mecánicos. Una interrupción no programada de una máquina en funcionamiento podría poner en riesgo la estabilidad del sistema eléctrico, así como provocar pérdidas económicas, por lo que es necesario contar con técnicas de monitoreo de condición, como es la medición de descargas parciales en-línea. Una descarga parcial se define como una descarga eléctrica localizada, que solo une parcialmente el aislamiento entre los conductores, acompañada de movimiento de cargas, emisión acústica, radiación y reacción química, entre otros efectos. La medición de descargas parciales en-línea es una de las técnicas más utilizadas para seguir la evolución de grandes hidrogeneradores. En este artículo se propone una metodología novedosa para detectar los mecanismos de falla de descargas parciales: i) en ranura; y ii) por el establecimiento de chispas por vibración, mostrando ejemplos utilizando una máquina en servicio. La metodología se basa en la medición de descargas parciales en-línea para distintos niveles de potencia activa. Lo anterior permite encontrar dependencias térmicas y mecánicas, que logren localizar y caracterizar el mecanismo de falla. Posteriormente, se establecen una serie de posibles causas-raíz de cada uno, y las recomendaciones de reparación. Los resultados obtenidos en las pruebas realizadas muestran que la medición de descargas parciales en-línea es efectiva cuando se trata de detección temprana de fallas repentinas, y se ha aplicado con éxito en el hidrogenerador evaluado.

Abstract The reliability and availability of hydro generators is highly dependent on the condition of the stator insulation, which is exposed to a combination of thermal, electrical, environmental and mechanical stresses. An unscheduled interruption of a generator in operation could jeopardize system stability, as well as cause economic losses, so it is necessary to have condition monitoring techniques, such as on-line partial discharge measurement. A partial discharge is defined as a localized electrical discharge, which only partially joins the insulation between the conductors, accompanied by movement of charges, acoustic emission, radiation and chemical reaction, among other effects. On-line partial discharge measurement is one of the most used techniques to follow the evolution of large hydro generators. This article proposes a novel methodology to detect the failure mechanisms of partial discharges: i) in slot; and ii) by sparks produced by vibration, showing one example using a generator in service. The methodology is based on on-line partial discharge measurement for different active power levels. The above allows finding thermal and mechanical dependencies, which are able to locate and characterize the failure mechanism. Subsequently, a series of possible root causes of each are established, and recommendations for repair. The results obtained in the tests carried out show that on-line partial discharge measurement is effective when it comes to early detection of sudden failures, and has been successfully applied in the hydro generator evaluated.