Evitar fallas de equipos, paros de planta inesperados, y generar un importante ahorro de costos asociados a su reparación o renovación no planificada, son algunas de las ventajas que representa la implementación de un programa de mantenimiento de transformadores. En la actualidad, existe una serie de técnicas, pruebas y ensayos, que permiten la continuidad operacional de estas unidades, así como estándares asociados a su mantenimiento y buenas prácticas.

Al ser equipos costosos y de los que se requiere una alta disponibilidad, hoy existe una mayor “cultura de mantenimiento” en torno a los transformadores. “Gran parte de la industria se asegura de que los equipos estén funcionando bien, a una capacidad menor a la máxima que permite el transformador, para no correr riesgos”, afirma Carlos Esteban Mendoza, Gerente General de Ingesat.

¿Por qué resulta tan importante el monitoreo y revisión de estos equipos? Para Hugo Aceituno Cortés, Service Specialist Power Transformers de ABB PGTR Service, la respuesta pasa por recordar qué es un transformador. “Estos equipos son máquinas eléctricas estáticas que se mueven 100 veces por segundo mientras están energizadas, por lo que todos sus componentes están sometidos a altas vibraciones dentro de un conjunto de efectos mecánicos, térmicos y químicos”, explica.

Para su funcionamiento, la vasta mayoría de los transformadores eléctricos emplean como fluido aislante aceites minerales y aislamiento sólido (papel), cuyo objetivo es ser un protector dieléctrico y transferentes de calor. Las propiedades de ambos medios pueden degradarse, tanto químicas (en el caso del papel aislante), así como en sus propiedades aislantes (en el caso del aceite).

Todos estos componentes del aislamiento –agrega el ejecutivo de ABB PGTR Service- son los que deben ser diagnosticados y monitoreados apropiadamente, ya que son la base de los diferentes procedimientos de mantenimiento que acompañarán al transformador a lo largo de su ciclo de vida.

Como afirma Marcelo Ulloa, Subgerente Técnico de Rhona, la operación de las subestaciones transformadoras debe ser acompañada de un adecuado programa de mantenimiento periódico para detectar eventuales anomalías o fallas.

“Los transformadores no poseen partes móviles en su interior, y es por ello que el principal punto de falla proviene de la presencia de esfuerzos eléctricos y térmicos que puedan provocar averías de baja, mediana o gran importancia, o algunas relacionadas con accesorios externos por falta de mantenimiento”, señala. (Ver tabla).

De acuerdo a Mario Salazar Vásquez, Gerente de Operaciones de Jorpa, las fallas que sufren estos equipos se concentran en la siguiente distribución: 40% se halla en el cambiador de derivaciones bajo carga; 35%, en bobinados y núcleo; 14%, en bushings; 5%, en accesorios, y 6% en otros.

“Siempre será posible la existencia de fallas inesperadas o por causa de fuerza mayor, sin embargo una alta proporción de los eventos es evitable mediante la implementación de políticas de mantenimiento preventivo y predictivo, programas de gestión de activos, entre otros”, asegura.

En esa línea, Aceituno señala que los sistemas tradicionales predictivos en la medición periódica de las variables eléctricas, y la evaluación del aceite mediante análisis cromatográfico y físicoquímico- DGA, junto a los análisis de furanos, azufre corrosivo y DBDS, brindan información importante de la condición de salud operacional del transformador; pero advierte que no son un indicador de la totalidad de las fallas que se produce internamente en el equipo. “Esto, debido a la gran cantidad de interpretación que se necesita para evaluar las distintas variables físicas y eléctricas que, a su vez, dependen de la metodología y experiencia que tenga cada laboratorio del medio para examinar e interpretar tanto las muestras de aceite como, en algunos casos, las pruebas eléctricas realizadas al equipo”, enfatiza.

En tanto, Fernando López, Gerente División Media Tensión de InexChile, señala que, a diferencia de los transformadores encapsulados en resina, los transformadores en aceite presentan fallas debido principalmente a sobrecargas prolongadas o al deterioro del aceite dieléctrico. “El aumento de la temperatura en un transformador incide directamente en la durabilidad de los materiales usados en su fabricación. Dependiendo de la norma de fabricación, las temperaturas aceptables cambian; la norma ANSI -por ejemplopermite una temperatura máxima para el aceite de 90º C y 110º C, para el punto más caliente”, precisa.

La mayoría de las fallas prematuras en los transformadores sumergidos en aceite, agrega López, es evitable con un programa de mantención adecuado y con las protecciones bien reguladas de acuerdo a la potencia del transformador, tanto en los lados de baja tensión como en el de media tensión.

Un adecuado plan de mantenimiento debe considerar una completa inspección visual, que permita verificar el estado general del transformador, ausencia de filtraciones de aceite, limpieza de los aisladores de alta y baja tensión, y el funcionamiento de los equipos auxiliares del transformador tales como indicadores de temperatura, de nivel de aceite, ventiladores, equipos de monitoreo en línea (si los tiene), etc., afirma el ejecutivo de Ingesat.

“De igual modo, debe considerar una inspección termográfica para detectar posibles puntos de calentamiento localizados, y la toma de muestras de aceite para ensayos tanto físico-químicos como de análisis de los gases disueltos. También deben considerarse los ensayos eléctricos de control, para lo que el transformador debe estar fuera de servicio. La periodicidad y los ensayos a realizar deben ser analizados tomando en cuenta las condiciones de operación, el resultado de las inspecciones visuales y de los ensayos del aceite”, agrega Mendoza.

No obstante, dependiendo de la criticidad de la subestación unitaria, el Subgerente Técnico de Rhona sugiere una inspección visual semanal, para detectar oportunamente posibles fugas de líquido, averías o condiciones externas inseguras. “Esta inspección visual debiese ser más rigurosa luego de la puesta en servicio por primera vez”, afirma.

De acuerdo al profesional, un buen programa de mantenimiento debería considerar la inspección al menos de los siguientes aspectos:

1.- Termómetro de líquido refrigerante. Llevar un registro de temperaturas del transformador, que permita identificar algún problema por sobrecarga o mal funcionamiento.

2.- Indicador de nivel de líquido refrigerante. Este debe ser verificado para detectar posibles fugas de líquido refrigerante.

3.- Líquido refrigerante. Se debe tomar una muestra al menos una vez al año para análisis físico-químico y saber el estado del funcionamiento del transformador. Para transformadores de poder, se recomienda realizar una muestra de cromatografía de gases una vez al año.

4.- Ventiladores. Se debe observar que estos no se encuentren obstruidos y revisar que la secuencia de giro sea la misma para todos los motoventiladores suministrados.

5.- Radiadores. Se debe observar que estos no se encuentren obstruidos o demasiado contaminados, especialmente en ambientes mineros.

6.- Pruebas de campo. Para transformadores de potencia, se recomienda realizar al menos una vez cada año pruebas eléctricas de campo (TTR, resistencia de aislamiento y resistencia de devanados, como mínimo), con el fin de detectar o prevenir posibles anomalías.

Salazar advierte que es importante establecer la condición de estado de cada transformador y, en función de tal diagnóstico, realizar acciones preventivas y correctivas que tenderán a ejecutar acciones tales como: mantenimiento y actualizaciones, monitoreo y diagnóstico, retrofit, modernización, y planificación de reemplazo del transformador.

El desarrollo de nuevas tecnologías en los procesos de fabricación de materiales para la construcción de transformadores ha incursionado en todos los aspectos, pasando por los núcleos, bobinas, líquidos refrigerantes y aislantes. Centrándose en este último aspecto, Ulloa sostiene que “los aceites minerales empleados como fluidos aislantes y refrigerantes en transformadores se presentan dentro de la tecnología actual como uno de los elementos más importantes a ser tenidos en cuenta, pues las condiciones de operación y vida útil de los equipos depende en gran medida de su estado”.

Los aceites aislantes se degradan rápidamente por los esfuerzos térmicos y eléctricos que se generan en el transformador. A su vez, agrega el ejecutivo, estos generan productos de descomposición, los cuales al ser analizados pueden indicar el tipo de falla que se está presentando en el transformador. Al reaccionar con el oxígeno, los aceites aumentan su degradación, acortando aún más la vida útil de los equipos.

En tanto, “la vida útil de los transformadores está directamente relacionada con la vida del aislamiento sólido (papel kraft, pressboard, maderas, entre otros). El papel aislante (papel kraft) es de fibra larga y está constituido básicamente por celulosa, la que sufre degradación por la acción del calor y genera monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO2), lo que lo hace perder peso molecular. Más aún, el papel sufre degradación por hidrólisis de la celulosa en medios ácidos, lo que también provoca la disminución de su peso molecular, llevando a deteriorar las propiedades eléctricas y mecánicas del papel”, puntualiza Ulloa.

Dentro de las buenas prácticas asociadas al mantenimiento de estos equipos, el especialista de ABB PGTR Service sugiere considerar el monitoreo remoto y la evaluación de variables físicas on-line. “Los sistemas de control modernos, tales como el control electrónico de transformadores, sensores multigas en tiempo real, y los sensores de temperatura, presión, burbuja y nivel de aceite, no buscan únicamente la detección de las fallas, sino también la recolección de datos de evaluación de tendencias que son necesarias para el estudio y análisis de condición de estado del equipo”, afirma.

En esa línea, agrega que las funciones de evaluación del estado y de examen del parque admiten decisiones estratégicas relacionadas tanto con unidades aisladas como con grupos más amplios. “Los datos manejados proceden del diseño, del historial de funcionamiento y de las medidas y la evaluación de diagnósticos”, señala.

Por su parte, el Gerente de la División Media Tensión de InexChile, destaca la inspección anual de los equipos como una de las principales recomendaciones, “más aún si el transformador tiene varios años de uso”. Además, apunta a “hacer un análisis termográfico a objeto de visualizar algún punto caliente que se produce -por lo general- en los terminales y en el radiador. En este último, se debe verificar si alguna de las obleas presenta una disminución de temperatura, ya que esto indicará algún tipo de obstrucción que impide el correcto flujo de aceite”, precisa.

Marcelo Ulloa señala que, con el fin de verificar en forma general la condición del equipo, “se recomendaría realizar a lo menos anualmente una inspección física del transformador, cerciorándose básicamente de que todos los componentes visibles se encuentren en buen estado, además de realizar un limpieza a los aisladores montados en la parte superior del equipo. Otra práctica recomendada es la realización de un análisis del aceite dieléctrico utilizado, el cual permite conocer el estado real de la parte interna del equipo”.

Por último, Mendoza recomienda que el mantenimiento de los transformadores debe ser realizado por personal altamente especializado, que sea capaz, no solo de realizar los trabajos y ensayos, sino que tenga la experiencia para una adecuada interpretación de los resultados. “Los costos de una falla que signifiquen la indisponibilidad del equipo y/o su reemplazo en condiciones de emergencia, por falta de mantenimiento o un diagnóstico equivocado, son considerablemente mayores a los costos de un adecuado mantenimiento”, concluye.