1. MARCO CONCEPTUAL Y REFERENCIAL
1.3. MANTENIMIENTO EN TRANSFORMADORES
Los transformadores sumergidos en aceite, en los procesos respecto al mantenimiento comparados con otros equipos eléctricos, tienen un grado de inspección más alta cuanto a tiempos y criterios de evaluación todo dependiendo de su capacidad, condiciones ambientales y condiciones de operación. Estos tiempos están definidos en cronogramas y hojas de vida u hojas de seguimiento de cada activo, de esta forma se da una mayor eficiencia a la hora de la intervención de rutina pudiendo ser esta mensual, bimestral, semestral, anual; todo esto dependiendo de los criterios de mantenimiento sugeridos por la Norma UNE-EN 13306:2018. Los cuales son aplicados en diferentes zonas industriales.
Las operaciones de mantenimiento de transformadores buscan que sean preventivas y predictivas; en el caso del mantenimiento correctivo, este se evita debido a los costos que llegan a ocasionar las reparaciones y los cortos tiempos de intervención a los que están sometidos estos equipos, y se debe tener en cuenta el tipo de industria a la que ofrecen servicio, ubicación del activo, función del mismo, tipo de falla entre otros.
1.3.1 MANTENIMIENTO PREVENTIVO
Se define como una serie de tareas planeadas con anterioridad que se desarrollan para contrarrestar causas conocidas de fallas dentro de un sistema, estas causas se detectan por medio de inspecciones programas en intervalos de tiempos definidos, con el fin de evitar paradas que afecten el sector asociado al activo.
La disponibilidad y confiabilidad de un equipo, sólo es posible al desarrollar tareas preventivas que aseguren su funcionamiento; está puede definirse como la finalidad del mantenimiento preventivo. Al desarrollar con periodicidad prácticas de mantenimiento, se asegura disminuir las horas de interrupción que pueda provocar el activo siendo reflejado en costos de producción.
El mantenimiento preventivo, está dividido en dos categorías, como se ilustra en el Esquema 1. Estás a su vez están compuesta por dos subcategorías donde se evalúan los diferentes criterios establecidos por las normas internas de cada empresa, si el activo se encuentra fuera de operación se cuenta el tiempo de desconexión, representado en horas, se identifica la fecha donde el activo realizo su última operación teniendo en cuenta su función, las condiciones ambientales en las que estaba expuesto, el criterio por el cual fue retirado de operación, verificación del estado del activo por medio de su hoja de vida donde contenga información de los ensayos eléctricos realizados observando resultados y fechas de aplicación con una inspección visual.
Si el activo está en operación los criterios son parecidos en la hoja de vida con los ensayos eléctricos y su inspección visual, se verifica el tiempo de operación en horas. La diferencia radica en el seguimiento de operación donde se determina la intervención con sus respectivos tiempos de desconexión, mantenimiento, conexión y puesta en servicio.
Esquema 1. Desarrollo del mantenimiento Preventivo Fuente: Sistemas de mantenimiento, planeación y control (2000).
Con respecto a las estadísticas y la confiabilidad, los criterios de tiempo y uso se establecen según los históricos, los cuales muestran fallas que pueden provocar interrupciones en el activo, estas fallas deben ser evitadas por medio de ensayos eléctricos establecidos en mantenimientos con tiempos prudenciales de aplicación. Para tener en cuenta cuales ensayos se deben realizar se deben tener los criterios básicos con base en el tiempo, donde se entra a especificar cada cuanto ocurre la falla y su ubicación dentro del activo y con base en el uso en donde se especifica la función del activo y los equipos asociados a él. El principal objetivo es poder contar con tiempos óptimos de intervención sin afectar otras funciones paralelas.
1.3.2 MANTENIMIENTO CORRECTIVO
Es utilizado al intervenir el activo al evidenciar una falla total o parcial lo cual se considera una desventaja por los tiempos y costos. Estudios realizados por IMIA Working Group a 94 transformadores, con potencias iguales o superiores, situados en diferentes partes del mundo expuestos a diferentes entornos, dan un porcentaje de fallas reflejado en costos adquiridos en su reparación, como se observa en la Tabla 5.
Estos costos generados por fallas representan una inversión mayor a solo depender del mantenimiento correctivo, el cual no se realiza inmediatamente después de detectarse, sino se retrasa de acuerdo a su importancia y sector que se encuentre ubicado el activo, pero muchas veces con el fin de evitar consecuencias inaceptables se debe realizar paradas provocando atrasos y perdida de producción, generando aumento en los costos asociados.
El mantenimiento correctivo está situado en dos situaciones, como se ilustra en el Esquema 2, al ocurrir una falla esta se determina menor o mayor. No existiendo términos medios. Una falla menor tiene como prioridad el tiempo necesario para su revisión y reparación para retornar el activo a operación, en lo cual diferentes maniobras entran a desarrollarse como lo es servicio, salvamento, reacondicionamiento. En general se busca devolver el activo de la manera más rápida a operación teniendo en cuánta las normas internas de cada industria.
Tabla 5. Costos por fallas en 94 transformadores durante 1997-2001
Tipo de Falla Cantidad Costo
Fallas de aislamiento 24 $149.967.277 Diseño/Mat/Manof 22 $64.696.051 Desconocidos 15 $ 29.776.245 Contaminación de aceite 4 $ 11.836.367 Sobrecarga 5 $ 8.045.771 Fuego/explosión 3 $ 4.959.691 Descarga en líneas 4 $ 3.518.783
Mant. /Op. Inadecuado 5 $ 3.518.783
Inundaciones 2 $ 2.240.198 Conexiones flojas 6 $ 2.186.725 Descargas atmosféricas 3 $ 657.935 Humedad 1 $ 175.000 Total 94 $ 286.628.811 Fuente: IMIA W.G (2007)
Una falla mayor es cuando el activo se tiene necesariamente que sacar de operación para su reparación o reconstrucción, esto dependiendo del alcance y daño ocasionados; en este tipo de fallas se toma más tiempo las maniobras ya que se debe recurrir al activo de respaldo al cual también hay que realizarles inspecciones y un mantenimiento predictivo, asegurando así un mayor grado de confiabilidad. En los transformadores trifásicos en base a este mantenimiento se busca la aplicación cuando se acerca el fin de la vida útil y es necesario reparaciones y reconstrucción siendo de más bajo costo.
Esquema 2. Actividades del mantenimiento Correctivo Fuente: Sistemas de mantenimiento, planeación y control (2000).
Figura 12. Curva de bañera Fuente: (Flores. W, 2011)
1.3.3 MANTENIMIENTO PREDICTIVO
El mantenimiento predictivo tiene las mismas bases del mantenimiento preventivo, solo diferenciado a que se basa en la medición, monitoreo y seguimiento de variables físicas que puedan llegar a afectar el debido funcionamiento de un equipo. El mantenimiento predictivo relaciona una variable física con el desgaste o estado de una máquina (Duffua, Raouf & Dixon, 2000). La finalidad de este proceso es general señales de pre alarma o avisos que permitan la correcta actuación frente a una situación de alerta, por lo cual, muchas veces el mantenimiento preventivo y predictivo van de la mano en su objetivo de preveer y disminuir fallas.
Cuando se habla del mantenimiento en transformadores sumergidos en aceite se tiene en cuenta la curva de bañera presentada en la Figura 16, esta representa la visión clásica de vida útil de un equipo. Se identifican tres zonas: zona infantil o de fallos iniciales, zona de madurez o fallos relativos a tensión y la zona de desgaste. Según esta visión clásica, el mantenimiento de los equipos debe darse en los límites de las zonas 2 y 3. De esta forma se controla o extiende la zona de madurez o de vida útil retardando la zona critica de fallos.
Pero esto no es del todo cierto, la vida útil de un equipo está dada por múltiples factores que pueden ser climáticos, ambientales, mecánicos y físicos que pueden acelerar o retardar los posibles fallos a presentar. Por tal motivo hoy en día el mantenimiento predictivo ha tomado un lugar de importancia en la industria.
Este tipo de mantenimiento asegura la correcta función y extensión de la vida útil de los equipamientos donde el análisis periódico del aislamiento es una herramienta clave para monitorear el estado del transformador otorgando información relativa al estado del aceite y permite la detección de posibles causas de falla por altas temperaturas o vibraciones.
Figura 16. Curva de bañera Fuente: Flores. W (2011).
1.3.4 ENSAYOS ELÉCTRICOS
En los transformadores trifásicos se realizan ensayos eléctricos en los tres componentes principales sujetos a provocar fallas, como son los devanados, la celulosa y el aceite dieléctrico que conforman el sistema de aislamiento. De estos componentes el aceite dieléctrico y los devanados son los más visibles para realizar los ensayos, con lo cual se obtiene información de sus características principales que son fundamentales para condiciones de operación óptimas, no siendo el caso de la celulosa ya que se encuentra en la interior del transformador siendo más complejo su mantenimiento de rutina.
Durante la puesta de servicio y funcionamiento es necesario que el diagnóstico del transformador sea favorable, para mantener su vida útil y a su vez su correcto funcionamiento. Existen diferentes ensayos eléctricos enfocados a resolver fallas y su detección, generalmente utilizados por empresas en el sector eléctrico industrial, éstos están establecidos en la Norma Técnica Colombiana 380-2001. Las fallas en los devanados más típicas como son deformación mecánica, cortocircuito a tierra, cortocircuito entre devanados o entre espiras, problemas de contactos y circuitos abiertos; en la mayoría de ocasiones es por falta de un correcto mantenimiento o al transportar el transformador.
1.3.4.1 ENSAYO TIPO
Son los ensayos realizados a un transformador representativo para demostrar el cumplimiento de los requisitos específicos de fabricación. Entre esos ensayos están los tipos no destructivos los cuales no afectan el activo, y los tipos destructivos que buscan identificar los límites que soportan las partes del transformador por ejemplo devanados y cuba, los cuales algunos son:
Tensión de impulso tipo descarga atmosférica: Simula el comportamiento de un impulso tipo rayo de tensión o de corriente que afecta los equipos lo cual se busca si existen fallas después de la simulación o el activo sigue en buen funcionamiento.
Calentamiento: Se busca subir la temperatura de los fluidos del transformador y mirar su comportamiento e los elementos como devanado y núcleo.
1.3.4.2 ENSAYO DE RUTINA
Son los ensayos eléctricos realizados a cada uno de los transformadores de potencia o de distribución verificando su estado actual en los mantenimientos entre estos ensayos se encuentran:
Medición de la resistencia (óhmica) del devanado: Se realiza para evaluar los posibles daños en los devanados o problemas de contacto, como el de las bornas en los devanados, los devanados con el cambiador de toma. También se utiliza para comprobar el cambiador de tomas bajo carga (OLTC) por lo cual se puede detectar fallas sin necesidad de abrir el compartimiento del cambiador de tomas (OMICRON, 2016)
Medición de la relación de transformación (TTR): Se realizan para verificar el principio fundamental de funcionamiento de un transformador. Midiendo la relación y el ángulo de fase de un devanado de
otro, pueden detectarse circuitos abiertos y espiras de cortocircuito. La relación de transformación se determina durante las pruebas de aceptación en fabrica (FAT) y que comprueba de forma rutinaria cuando el transformador está en servicio (ABB, 2017).
Medición de la impedancia en cortocircuito / reactancia de dispersión: Son métodos sensibles para evaluar la posible deformación o desplazamiento de los devanados. Unos cortocircuitos graves o el transporte del transformador pueden hacer que los devanados se muevan o se deformen. En eventos como estos, son recomendables las pruebas de impedancia en cortocircuito / reactancia de dispersión. (OMICRON, 2016)
Medición de la capacitancia y el factor de potencia/factor de disipa: Se realizan para investigar el estado del aislamiento de los transformadores y las bornas. Ambos sistemas de aislamiento son esenciales para el funcionamiento confiable del transformador. Una alta conductividad del aceite, el envejecimiento y un aumento en el contenido de agua son síntomas del proceso de degradación del aislamiento. Estos síntomas producen también un aumento de las perdidas, que pueden cuantificarse midiendo el factor de potencia o el factor de disipación. (MEGGER, 2016)
Medición de la corriente de excitación: se llevan a cabo para evaluar el aislamiento entre espiras de los devanados, el circuito magnético de un transformador, así como el cambiador de tomas. La ventaja más valiosa de la prueba es detectar cortocircuitos entre espiras en un devanado. Un apilamiento defectuoso de la laminación del núcleo o un acero del núcleo de baja calidad puede influir en la reluctancia del núcleo y, por lo tanto, dará lugar a un cambio en la corriente de excitación. Las desviaciones también pueden indicar un desgaste del contacto o un cableado incorrecto del cambiador de tomas. (OMICRON, 2016)
Análisis Fisicoquímico: Conjunto de pruebas, mediante la cual se identifican diferente estado el aceite dieléctrico del transformador como el porcentaje del agua en el papel aislante, niveles de oxidación en el papel aislante. Se realiza en la mayoría de los mantenimientos o procedimientos establecidos en las empresas por su fácil realización principalmente con una muestra llevada al laboratorio, el cual entrega un informe con los resultados correspondientes. (EMGESA, 2016).
1.3.4.3 ENSAYOS ESPECIALES
Son aquellos ensayos acordados por el fabricante y comprador en algunos mantenimientos o traslados de transformadores, los cuales se tienen.
Análisis De Respuesta (En Frecuencia) Dieléctrica: El objetivo de este ensayo es determinar la curva de respuesta en frecuencia de la función de transferencia del conjunto eléctrico dieléctrico- magnético – mecánico del transformador de potencia, por lo cual, se busca detectar fallas como son el movimiento en el núcleo magnético y daños en los arrollamientos (perdidas de aislamiento, deformaciones, humedad, etc.). (MEGGER, 2016).
Análisis de respuesta en frecuencia de barrido (SFRA): Se utiliza para identificar problemas mecánicos o eléctricos en los devanados, contactos o núcleos de los transformadores de potencia. Unos cortocircuitos graves o golpes durante el transporte del transformador pueden hacer que el devanado
se mueva o se deforme. Desde que se introdujo la norma IEC 60076-18, este método se ha convertido en una de las pruebas eléctricas comunes y su aceptación en el mercado ha aumentado en consonancia. (ABB, 2017)
Análisis de descargas parciales: Las descargas parciales (PD) pueden dañar los materiales del aislamiento en las bornas y devanados de los transformadores de potencia. Esto puede producir graves fallas y costosas interrupciones. Se observan DP en las bornas de transformadores de potencia y devanados si el material de aislamiento entre los diferentes potenciales de tensión envejece, se contamina o es defectuoso.
La medición de DP es un método confiable y no destructivo que se utiliza para diagnosticar el estado del sistema de aislamiento de un transformador de potencia. Se lleva a cabo durante las pruebas de aceptación en fábrica, la puesta en servicio in situ y las pruebas de mantenimiento de rutina para detectar defectos críticos y evaluar los riesgos. (OMICRON, 2016)
Localización de descargas parciales: Las descargas parciales (DP) pueden causar daños del transformador de potencia, mucho antes de que falle el aislamiento realmente. Incluso después de la detección y el análisis, es esencial saber exactamente donde se encuentran los defectos de aislamiento en el transformador. Mediante las mediciones de DP acústicas, pueden localizarse con precisión los puntos débiles o defectos del aislamiento.
Una vez que se conoce la ubicación exacta de los defectos, se pueden planificar y ejecutar medidas correctivas de manera eficiente para evitar la falla. Las mediciones de DP acústicas se llevan a cabo después detectarse una DP durante las pruebas de aceptación en fábrica, y son parte integrante de mediciones de diagnóstico in situ durante la vida útil de los transformadores de potencia. (MEGGER, 2016)
Los ensayos especiales descritos están guiados a los componentes del transformador difíciles de realizarles los mantenimientos estándares, por lo cual cada ensayo eléctrico está normalizado y cuenta con los equipos especializados para su realización.