Por qué evaluar el estado de los transformadores es esencial para servicios públicos, negocios y consumidores

Desde la generación de energía hasta el consumo, los transformadores de potencia siguen desempeñando un papel importante para reducir de alta a baja tensión. Situado en una subestación de transmisión o distribución, un único transformador puede cubrir las necesidades de miles de clientes o las operaciones de fábricas industriales de gran tamaño, centros de datos, hospitales u otras operaciones críticas.

Nuestra dependencia de los transformadores significa que cualquier fallo tiene un efecto perjudicial en los negocios y los hogares y también afecta a la seguridad. No solo puede ser una interrupción importante de la electricidad, como la que afectó a 10 000 clientes en Kansas City hace poco, sino que las averías en los transformadores también pueden causar incendios, como el que se produjo en Windsor, Ontario, el año pasado. Y un incendio es, a menudo, una amenaza para la seguridad de las personas. Un fuego causado por una explosión reciente en un transformador en Bangkok, Tailandia, dejó dos fallecidos y numerosos heridos. El hecho de que la explosión tuviera lugar 30 minutos después de que el servicio local hubiera visitado el lugar muestra que las inspecciones convencionales no son suficientes para prevenir el desastre.

Descubre como evitarlo en 5 minutos con nuestra demo online, maximizando la fiabilidad y optimizando la vida útil de tu transformador.

¿Por qué es un problema cada vez mayor?

Los transformadores son recursos duraderos cuya tasa de averías aumenta de forma significativa transcurridos unos 30 años. La edad media de los transformadores de distribución en EE. UU. es de 42 años, mientras que el 70 % de los transformadores de la línea de transmisión y de potencia tienen 25 años o más.

En la actualidad, la supervisión de los transformadores en las redes eléctricas es mínima debido al coste y la complejidad de los sistemas de monitorización. Esto da lugar a una falta de visibilidad del estado y la resistencia de los recursos que, a su vez, deriva en una gestión conservadora. Sin un análisis efectivo y oportuno del estado, se requiere una gestión conservadora y una gran inversión para evitar averías de dimensiones catastróficas.

Este enfoque conservador incluye la retirada temprana del transformador de la red para tener la tranquilidad de que no se producirán averías. Esta estrategia fomenta un gasto excesivo debido a la temprana sustitución de los transformadores que podrían seguir funcionando durante muchos años.

Sin embargo, hay ahora una enorme presión comercial y política para reducir los costes y mejorar el uso de la infraestructura sin afectar a la continuidad del funcionamiento y los servicios a los clientes. Es hora de considerar un enfoque más proactivo que ahorre gastos de inversión ampliando la vida útil.

Como hablamos en nuestro informe «The Digital Grid Unleashed», los servicios públicos están reconociendo las posibles ventajas de subestaciones y otros activos inteligentes, y muchos ya están realizando inversiones de ese tipo para mejorar el funcionamiento de la red. IDC predijo que, para 2020, uno de cada cuatro servicios públicos integrará datos de sensores y capacidades cognitivas para impulsar la eficiencia de los activos y reducir los costes de mantenimiento.

Como parte de la estrategia de dotar activos inteligentes en las subestaciones, cobra más relevancia que nunca la monitorización y mejora en las prácticas del mantenimiento del transformador, tarea que en el pasado era de gestión y evaluación compleja. Veamos los motivos.

¿Cuáles son los riesgos más importantes para la seguridad de los transformadores?

La respuesta corta es el calor y la humedad.  Estos factores aceleran el envejecimiento del transformador. En particular, las altas temperaturas pueden causar la rotura del aislamiento de papel dentro de los transformadores. Cuando esto sucede, disminuye la capacidad del transformador de resistir el estrés de funcionamiento normal.

La humedad acelera este envejecimiento. Un papel de estraza perfectamente seco a una temperatura de 26,67 ºC de funcionamiento debería durar hasta 20 años. Añada un 2 % de humedad y esta vida útil se reduce a tan solo tres años.

El desafío de medir el estado de los transformadores

Medir la temperatura de un transformador es relativamente sencillo con sensores en el bobinado o midiendo la temperatura del aceite. Medir la humedad es, sin embargo, más complicado. Medir el contenido de humedad en el papel, donde se encuentra el 95 % de la humedad, es imposible mientras el transformador está funcionando, y la medición del contenido de humedad en el aceite es proclive a errores.

Existe una compleja relación entre el contenido de humedad del papel y el aceite, puede leer más acerca de ello en nuestro artículo aquí. Basta decir que hay una relación directa entre ellos cuando entre ambos hay «equilibrio». Sin embargo, raramente se alcanza el equilibrio en un transformador activo. Otros factores como la naturaleza del aceite (antigüedad, contaminantes, etc.), la calidad del papel, cómo afecta el calor al papel de forma distinta que al aceite, el desplazamiento de la humedad en las capas del papel y otras complican aún más la medición de la humedad.

Debido a toda esta actividad dinámica, intentar conocer el estado de un transformador a partir de una única prueba de aceite es como intentar entender el estado dinámico de un sistema eléctrico entero midiendo únicamente un único punto: no es lo suficientemente completo o preciso.

La clave de la precisión: supervisión en línea de los transformadores

Una supervisión continua puede ayudar a calcular la media de las imprecisiones causadas por las condiciones dinámicas anteriores. Un sistema que puede medir de forma continuada la temperatura del aceite, así como la «saturación relativa o la actividad del agua» (vea nuestro artículo si desea una explicación) puede calcular el contenido de agua en el papel de forma mucho más precisa y, en consecuencia, calcular la edad del papel y su vida útil restante.

Sin embargo, debido a las características de conservación de agua del papel en fase de envejecimiento, una evaluación plenamente precisa requiere realizar un perfil de la edad en la parte superior, la parte inferior y el punto caliente del transformador. Se requiere un algoritmo avanzado para realizar estos complejos cálculos.

Usar análisis inteligentes para pronosticar la vida útil de los transformadores

EcoStruxure Transformer Expert de Schneider Electric automatiza el complejo análisis del contenido de agua en el papel del transformador teniendo en cuenta los requisitos indicados arriba. El software basado en la web utiliza los datos del sensor de EcoStruxure Transformer, un dispositivo de bajo coste que mide numerosas temperaturas, la actividad del agua, la vibración y las señales RF que indican la presencia de descargas parciales.

El preciso análisis permite pronosticar el envejecimiento en el papel y la vida útil restante sobre la base de los perfiles de carga actuales. Luego, el panel permite al usuario modelar otros pronósticos para el envejecimiento en función de los perfiles de carga escogidos.

La facilidad de uso y la capacidad de EcoStruxure Transformer Expert de simplificar estos complejos análisis puede ayudar a los administradores de los recursos a:

  • evaluar y pronosticar el estado y la vida útil de parques enteros de transformadores
  • tomar decisiones de mantenimiento basadas en los datos. que nos permitirá evaluar gracias a la clasificación de riesgo si es mejor hacer una intervención  en lugar de aplicar el enfoque conservador de retirar los equipos basado en la edad

Para obtener más información, descargue el folleto de EcoStruxure Transformer Expert.

Añadir comentario

Todos los campos son requeridos.

Este sitio usa Akismet para reducir el spam. Aprenda cómo se procesan sus datos de comentarios .