Hoy en día, una de las tendencias mundiales más importantes en la mantención de transformadores eléctricos es implementar servicios del tipo "Full Service", modalidad en la cual el proveedor toma la total responsabilidad del mantenimiento de los equipos que integran la instalación del cliente. Según Hugo Cuitiño, Encargado Comercial del Area Transformadores Service & Retrofit de ABB, con esta práctica "se consigue una estrecha colaboración entre el área de producción del cliente y la de mantenimiento del proveedor. De este modo, el proveedor aplica buenas técnicas de mantención y utiliza las mejores prácticas durante su trabajo, permitiendo mejorar los resultados de la operación del cliente".

Es así como, luego de la aplicación de un programa de este tipo a cuatro años, se han medido, por ejemplo, reducciones de tiempo de indisponibilidad desde 7,8% a 4,5%, y aumentos de la producción de un 30%.

Cabe señalar que, tanto dentro como fuera de la modalidad descrita, desde hace años se aplican los siguientes procedimientos:

• Condition Assesment: Cambia el foco de un mantenimiento tradicional (periodicidad) a uno basado en la condición de funcionamiento de un conjunto de transformadores, con lo cual se logra mejorar disponibilidad y aumentar la confiabilidad de la operación.

• Diagnóstico Avanzado: Permite aplicar herramientas como análisis cromatográfico del contenido de gases disueltos en el aceite; análisis de la respuesta a la frecuencia (FRA); análisis de respuesta dieléctrica (DRA), como medio para medir problemas en la aislación del equipo; y Grado de Poliremización (DP), para evaluar el estado de la aislación sólida del equipo.

Por último, se han desarrollado sistemas de transmisión electrónica de datos (TEC) formados por sensores de contenido de gases disueltos en el aceite, de temperatura y de corriente, entre otros, cuyas señales se envían a una pantalla ubicada en el lugar que le acomode al usuario para disponer de datos en línea del comportamiento del equipo.

"Debemos considerar que la concepción de diseño condiciona generalmente que estos equipos sean de mantenimiento reducido", explica Isaac Rozada, Gerente de Ingeniería de Arteche AIT Argentina. "Por otra parte, lo específico de su diseño hace recomendable la consulta al fabricante de los equipos a la hora de establecer un programa de mantenimiento adecuado", añade.

Tendencia local

En Chile, por su parte, casi la totalidad del servicio de mantenimiento de estos equipos se subcontrata. Patricio Riesco, Gerente de Servicios de WEG Chile, indica que se debe ser muy riguroso en la especificación, verificando la calidad de cada uno de los componentes de los transformadores, incluido el aceite dieléctrico. "Hay que tomar especial atención en los elementos de protección, ya que si un transformador es fabricado con altos niveles de calidad, resulta ser una máquina muy robusta y confiable", explica.

A juicio del profesional, las precauciones se deben tomar incluso en el transporte. "En este aspecto, es estándar que estos equipos sean trasladados con detectores de impacto, para verificar que no hayan sufrido golpes o movimientos bruscos durante el viaje", sostiene.

En general, las utilities y grandes mineras locales enfrentan el mantenimiento de sus transformadores al menos de tres maneras: algunas cuentan con recursos propios, incluidos personal especializado e instrumentos; otras hacen uso del outsourcing, llegando hasta la modalidad del Full Service; y algunas implementan outsourcing especializado, para mantenimientos correctivos tales como reemplazo de un bushing o la eliminación de filtraciones de aceite. "A su vez, los mantenimientos preventivos los ejecutan con recursos propios", agrega Cuitiño.

Para el profesional de ABB, los criterios que se evalúan para determinar si es conveniente hacer un outsourcing, están dados mayoritariamente por aspectos técnicos y económicos. "El cliente aprovecha las ventajas que ofrecen empresas especializadas, dedicadas al mantenimiento, en lo que se refiere a especialistas y procedimientos que mejoran en forma continua. De este modo, el cliente puede dedicar sus recursos a la producción, dejando el mantenimiento en manos de una empresa especialista", añade.

Según Riesco, existen algunas otras variantes a considerar, ya que resulta importante verificar el costo de tener personal calificado contratado permanentemente, sabiendo que las actividades relacionadas al transformador son esporádicas. "Hay que evaluar el hecho de mantener instrumental de alto costo inmovilizado, versus el costo de subcontratarlo", sugiere.

Las mejores prácticas

En lo que se refiere a transformadores de medición, la intervención de mantenimiento que involucre la reimpregnación del mismo, como la reparación de elementos internos, normalmente está sólo al alcance de fabricantes o talleres especializados. "Las tareas de mantenimiento deben ir encaradas a evitar las condiciones de envejecimiento y a la evaluación temprana del mismo. También es vital considerar la presencia de daños internos incipientes", asegura Rozada.

A juicio de Riesco, las prácticas más adecuadas para el mantenimiento de los transformadores eléctricos incluyen, entre otros aspectos, realizar una buena especificación, una correcta regulación de las protecciones y una puesta en marcha supervisada por personal calificado. "Además, resulta fundamental realizar un monitoreo continuo del comportamiento térmico y eléctrico, además de pruebas eléctricas al trafo, y análisis cromatográfico y físico-químico al aceite dieléctrico", enumera.

El ejecutivo agrega que también se debe poner mucha atención respecto a la verificación de los auxiliares del transformador, la limpieza de bushings y, por último, el estado de las conexiones eléctricas.

El Gerente de Servicios de WEG Chile sostiene, además, que el mantenimiento, como mínimo, se debe planificar de acuerdo a las indicaciones del propio fabricante, pero la definición de los plazos se realiza en base al comportamiento del equipo y a la disponibilidad de éste, sobre todo para las paradas. "Aunque es posible realizar el monitoreo on-line de muchas variables sin detener el equipo".

Para Cuitiño, primero es necesario definir qué tipo de mantenimiento conviene utilizar, tomando en cuenta las características de los equipos y su instalación, los años de trabajo y el presupuesto disponible. "Se puede escoger entre los tipos preventivo, predictivo y correctivo, basados en la condición de funcionamiento", señala.

Exámenes y componentes

Con relación a los análisis a los cuales se deben someter este tipo de instrumentos eléctricos, los entrevistados coinciden en que es muy importante ejecutar una inspección visual, buscando rastros de fugas de aceite que hayan afectado la hermeticidad, conexiones defectuosas primarias y secundarias, suciedad excesiva u otros daños. "En general, este tipo de inspección debe realizarse con una frecuencia semestral o anual", afirma Rozada.

También es recomendable realizar exámenes de limpieza y funcionamiento de los accesorios, pruebas de aislamiento (Corriente Continua y Alterna), relación de transformación y pruebas de respuesta de frecuencia. "Tampoco hay que olvidar las pruebas de resistencia eléctrica de las bobinas para todos sus taps y de descargas parciales, entre otras", acota Riesco.

Otro punto fundamental es tomar muestras de aceite para monitorear el estado del aislamiento y la existencia de envejecimiento y daños internos, junto con la medición de resistencia y factor de pérdidas de aislamiento. "La frecuencia en este tipo de casos debe ser cada 5 años o según el estado de envejecimiento detectado en mediciones anteriores", añade el Gerente de Ingeniería de Arteche.

En general, la periodicidad del examen se determina de acuerdo al comportamiento del equipo y a las tendencias de los resultados de las pruebas, aunque como base se pueden tomar las recomendaciones que se encuentran en el manual de mantenimiento del transformador. "La existencia de incidencias o contingencias de servicio pueden recomendar hacer inspecciones fuera de este plan", asegura Rozada.

Respecto a los componentes críticos a revisar, los ejecutivos enumeran una serie de procedimientos claves que deben ser tomados siempre en cuenta: bushings; niveles de aceite (en cuanto a contenido de gases disueltos y características físico-químicas); filtraciones; puntos calientes; condición de la aislación sólida; juntas y diafragmas que aseguren la hermeticidad del transformador; conexiones primarias y secundarias que produzcan puntos calientes o descargas dieléctricas.

Riesco agrega algunas otras variantes que también pueden ser importantes de considerar: motores de ventiladores, relés y accionamientos de los ventiladores, aceite dieléctrico, termómetros de aceite y bobinado, transformador de imagen térmica, relé de gas, válvulas de alivio de presión, empaquetaduras y válvulas.

Normativa y servicios

Un tema no menor que también debe ser considerado, se relaciona con los estándares o normas de mantenimiento que se deben aplicar. En general, en este tipo de situaciones, la normativa que se emplea depende directamente del fabricante del transformador, ya que como elemento de comparación a las pruebas realizadas durante el mantenimiento se utilizan los resultados de las pruebas hechas en fábrica.

"En el caso de los transformadores ABB fabricados en Brasil, se emplean las normas IEC, mientras que en transformadores fabricados en ABB filial EE.UU., se utilizan las normas IEEE", explica Cuitiño.

Cabe destacar, en este sentido, que existen normas IEC que permiten evaluar el estado del transformador a través de análisis de aceite, como es el caso de la IEC 60422 (Mineral insulating oils in electrical equipment). También se puede mencionar la norma UNE-EN 60599 para equipos eléctricos impregnados en aceite en servicio.