Ventanas de inspección de mantenimiento en transformadores

Todo el mundo sabe que Thomas Alva Edison inventó la bombilla, pero ¿quién inventó el transformador, que quizá sea la máquina eléctrica más importante que jamás se haya desarrollado? El transformador de corriente alterna modelo ZBD lo inventaron en 1885 en Ganz Works, en el imperio austrohúngaro, tres ingenieros húngaros: Karoly Zipernowsky, Otto Blathy and Miksa Deri (ZBD viene de las iniciales de sus apellidos). Hoy en día, los transformadores están por todas partes y alimentan con diferentes voltajes nuestras casas y nuestros negocios. Cuando un transformador falla en un entorno comercial o industrial, ese fallo puede interrumpir una parte importante de las operaciones de las instalaciones.

Cuando ayudamos a los clientes a través de una evaluación de la criticidad de los activos de su infraestructura, los transformadores principales con una potencia nominal de 500 kVA y más suelen alcanzar los primeros puestos en las tablas de número de prioridad de riesgo. Por el alto coste del reemplazo, los largos plazos de preparación, que suelen ser de 12 semanas o más, los altos costes de permutas de entrada o salida y los numerosos modos de fallo que son imposibles reparar in situ, los transformadores pueden convertirse en el eslabón débil en cuanto a fiabilidad en su sistema de distribución eléctrica. Aunque se puede aliviar el impacto de un fallo con un sistema de distribución eléctrica diseñado para tener redundancia, como las configuraciones de principal-cierre manual-principal, en las que cada transformador se carga a menos del 50 % de su capacidad nominal, esa no es la única consideración. Hay disponible gran cantidad de energía de fallo, por lo que algunos modos de fallo son potencialmente peligrosos para el personal y muchos transformadores se aíslan con aceite, por lo que la inflamabilidad y el impacto medioambiental afectan a consideraciones adicionales. Es mucho mejor encontrar maneras de detectar problemas y evitar fallos con anticipación. Un fallo del transformador puede suponer fácilmente decenas de miles de dólares en costes de reparación y tiempo de inactividad.

Afortunadamente, hay muchos tipos de tecnologías de mantenimiento basado en las condiciones (CBM) a las que se puede acudir para intentar detectar las primeras señales de fallo inminente en los transformadores. La inspección de infrarrojos puede detectar conexiones sueltas, engarces flojos y distancias entre cables incorrectas por el ciclo térmico Los ultrasonidos con contacto (ultrasonidos a través de la estructura) pueden detectar bobinados flojos y otros problemas mecánicos. Los ultrasonidos por aire pueden detectar arcos, caminos conductores y efectos coronarios, todo lo cual emite señales de alta frecuencia en el espectro ultrasónico de 20 kHz. Pueden utilizarse cámaras de luz ultravioleta (UV) para confirmar la ubicación exacta de un efecto coronario. Una inspección visual puede detectar contaminantes aéreos y entrada de agua y de plagas. Muchos electricistas son «sorprendidos» por serpientes, arañas o roedores, que se ven atraídos por el calor y el interior seco de las cámaras de terminales de un transformador.

En los transformadores aislados con aceite, un análisis periódico del aceite puede detectar degradación del papel, degradación del aceite, fugas y exceso de acidez (rotura del aislamiento). Un análisis de gases disueltos en el aceite puede detectar más signos de fallos térmicos y actividad de descarga parcial dentro de la cámara del transformador. Finalmente, la detección de voltaje de tierra transitorio (TEV), otra forma de evento de descarga parcial, puede encontrar defectos ocultos en el interior de los componentes aislantes de un transformador.

La mayoría de estas técnicas de CBM requieren que el equipamiento esté energizado y funcionando en condiciones de carga normales para ofrecer datos cuantitativos útiles. Por supuesto, esto genera algunas consideraciones de seguridad que deben tenerse en cuenta, especialmente con el escrutinio que exigen las nuevas directrices de la NFPA 70E, edición de 2018. Si para alguna de estas tareas es necesario abrir las puertas o cubiertas del transformador, hay un riesgo elevado de arco eléctrico o electrocución del personal que participe. Además de estar debidamente cualificados, los trabajadores deben llevar equipo de protección personal (PPE) de un nivel adecuado conforme a la energía incidente disponible del arco eléctrico. En el transformador, este riesgo de arco eléctrico puede ser considerable y una barrera insalvable para realizar las tareas de inspección y de recopilación de datos. Es más, el concepto de jerarquía de control incluido en la NFPA 70E obliga a que se utilicen otras alternativas al trabajo con el panel abierto si son posibles y viables, lo que incluye la «sustitución» de las tareas peligrosas con tareas no peligrosas.

Afortunadamente, hay soluciones viables que prácticamente todos estos tipos de inspección que «se sustituyen» con métodos más seguros de recopilación de datos mediante un enfoque de seguridad por diseño y el uso de dispositivos de seguridad de mantenimiento eléctrico (EMSD).

Las soluciones de inspecciones de mantenimiento, como las disponibles en FLIR, pueden instalarse prácticamente en cualquier transformador y permiten a los usuarios realizar inspecciones visuales, con infrarrojos y con luz ultravioleta a través de un único dispositivo. Las ventanas rectangulares de formato grande IRW-XPx permiten que una sola unidad se utilice para las conexiones de bajo voltaje y otra para las de alto voltaje en un transformador. Al manipular la cubierta de este tipo de ventanas, el equipamiento permanece cerrado y protegido, y el técnico no infringe el límite de acercamiento restringido por lo que, conforme a la tabla 130.5 (C) de la NFPA 70E, no tienen que llevar ningún PPE especial y no aumenta la probabilidad de que se produzca un arco eléctrico.

Los puertos de muestreo de aceite también pueden sacarse del compartimento de los cables del transformador y varios proveedores ofrecen kits de reacondicionamiento que permiten un muestreo seguro, además de proporcionar un manómetro externo opcional y un inserto de nitrógeno para aliviar el vacío. Desde luego, puede realizarse la detección con ultrasonidos con contacto y de descarga parcial (TEV) en la capa exterior del equipamiento cerrado, por lo que no suele necesitarse un dispositivo de seguridad de mantenimiento eléctrico (EMSD) para ese tipo de inspección.

La frecuencia óptima de las diferentes técnicas de inspección depende de la criticidad de los activos en cuestión. Tras un análisis modal de fallos y efectos (FMEA), cada instalación debería intentar clasificar sus activos basándose en el coste del reemplazo, el tiempo de preparación, el coste promedio de reparación, el tiempo medio de reparación (MTTR), posibles impactos de seguridad del fallo, posibles impactos medioambientales del fallo y coste del tiempo de inactividad para el activo. Los activos se clasifican entonces como «críticos» para el funcionamiento de la instalación, «importantes» para el funcionamiento de la instalación o como «complementarios» con un impacto limitado basándose en un sistema de punto acordado.

La tabla 1 ofrece una recomendación normal de frecuencia de las inspecciones para las diferentes tecnologías de CBM en función de la criticidad de los activos del transformador. Es imperativo recopilar los datos y establecer tendencias en el tiempo. Para muchos de estos parámetros medidos, puede establecerse una referencia de funcionamiento «normal» poco después de que empiece a estar en servicio el transformador.

Es imperativo recopilar los datos y establecer tendencias en el tiempo. Para muchos de estos parámetros medidos, puede establecerse una referencia de funcionamiento «normal» poco después de que empiece a estar en servicio el transformador.

Las evaluaciones del estado de los activos solo pueden realizarse recopilando datos a intervalos irregulares y comparando tendencias a largo plazo. De nuevo, los parámetros clave que se recopilan para cada tipo se inspección son los siguientes:

Infrarrojos

• Temperatura en conexiones blindadas
• Temperatura en conexiones engarzadas
• Temperatura en conexiones atornilladas
• Escaneo de temperatura del depósito de aceite (en busca de puntos calientes y fríos que indiquen posibles problemas)
• Diferencial de temperatura del depósito de los cambiadores de tomas bajo carga con el depósito principal

Visual

• Entrada de polvo, entrada de agua, entrada de plagas
• Manchas de agua de agua estancada anteriormente
• Corrosión
• Señales visuales de descarga parcial (si se detecta mediante otras técnicas de CBM)
• Funcionamiento de los ventiladores
• Fuga de aceite
• Bujes sucios

Ultrasonidos aéreos

• Valores de decibelios en puntos de prueba predeterminados
• Análisis de formas de onda (análisis de dominio de tiempo y frecuencia) para determinar la naturaleza de la descarga parcial

Ultrasonidos a través de la estructura

• Valores de decibelios en puntos de prueba definidos
• Análisis de formas de onda para la determinación del tipo de fallo

TEV (descarga parcial)

• Valores de decibelios en puntos de prueba predeterminados
• Trazados de descarga parcial resueltos por fase (análisis comparativo para tendencias)

Muestreo de aceite

• Presión del aceite (lectura del medidor)
• Temperatura del aceite (lectura del medidor)
• Los niveles de gas disuelto (ppm) (acidez, niveles de humedad, propiedades dieléctricas), incluidos gases atmosféricos, óxidos de carbono, hidrocarburos e hidrógeno

Para resumir, el uso de EMSD como ventanas de inspección de mantenimiento y puertos externos de muestreo de aceite en transformadores puede eliminar el peligro de las tareas de recopilación de datos de CBM y la necesidad de trabajar con el panel abierto energizado. Al eliminarse los riesgos, es posible realizar la inspección con un solo técnico sin tener que llevar el engorroso PPE para arco eléctrico, lo que quiere decir que, además, pueden recopilarse datos de manera mucho más eficiente. Con una mayor frecuencia de inspección, los posibles problemas que pueden provocar fallos imprevistos en los transformadores pueden detectarse antes y pueden tomarse medidas preventivas. Esto no solo asegura el cumplimiento de las directrices de la NFPA 70E, sino que además tiene sentido económicamente supervisar y proteger los activos críticos del transformador. La experiencia ha demostrado que la protección de los transformadores únicamente mediante fusibles no es adecuada para evitar incendios en caso de cortocircuito. La clave es evitar las posibles causas de un cortocircuito detectando señales de alerta temprana con técnicas de CBM.