Resumen

Con el objetivo de garantizar el buen suministro de energía eléctrica a su 1,3 millón de clientes, distribuidos en un área de 406,8 mil km², ANDE – Administración Nacional de Electricidad, empresa responsable por toda la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica de Paraguay, implementó un moderno centro nacional de gestión inteligente de activos. Desde ese centro, el desempeño de importantes activos localizados en diversas subestaciones por todo el país es acompañado online, lo que permite planear inversiones y rutinas de mantenimiento más eficientes. Este artículo revela detalles sobre la realización de ese proyecto.

ANDE – Administración Nacional de Electricidad, es responsable por toda la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica en Paraguay, atendiendo cerca de 1,3 millón de clientes en una población de casi 7 millones de habitantes, en un área de 406,8 mil km². Para tal, opera más de 5.000 km de líneas de transmisión en tensiones de 66, 220 y 500 kV y posee 66 subestaciones con capacidad instalada de transformación superior de aproximadamente 6.000 MVA. Para generación, tiene potencia instalada disponible de casi 9.000 MVA.

Dado el papel esencial desempeñado por ANDE para el suministro de energía eléctrica para todo el Paraguay, y considerando su relevancia económica y social, se observa un grado de exigencia cada vez más elevado en lo que se refiere a la confiabilidad y calidad del suministro de electricidad simultáneamente a la necesidad de modicidad de las tarifas.

En ese contexto, la modernización de los procedimientos de mantenimiento es imprescindible para el aumento de la confiabilidad de los equipos de alta tensión, de manera a vencer y superar los retos que se presentan. Eso se puede lograr por medio de la migración del mantenimiento preventivo al predictivo, reduciendo intervenciones desnecesarias, permitiendo así concentrar la fuerza de trabajo para la solución de los problemas reales al mismo tiempo en que se evitan fallas de equipos e interrupciones de suministro.

Los grandes saltos tecnológicos de los últimos años, tanto en el área de Tecnología de la Información como en el desarrollo de sensores especialistas inteligentes para uso en equipos de alta tensión, vienen a contribuir sobremanera para viabilizar y permitir la rápida implantación de las modernizaciones propuestas, logrando resultados positivos de manera prácticamente inmediata.

De esa manera, ANDE presenta en este artículo su experiencia práctica con el empleo de las más modernas tecnologías disponibles para la implantación de un sistema informático corporativo para la gestión de activos de alta tensión, iniciando con los transformadores de potencia, pero ya preparado para la integración de los otros equipos de las subestaciones, como disyuntores, llaves seccionadoras y otros.

El centro de gestión inteligente de activos concentra informaciones de sistemas de monitoreo de diversas subestaciones por todo el Paraguay. La información ofrecida por esos sistemas es materia prima para la gestión de los activos, incluyendo la planificación de los mantenimientos predictivo y preventivo.

Fueron incluidos en el proyecto 33 transformadores distribuidos en 13 subestaciones. Algunos transformadores, recién adquiridos por ANDE, ya fueron entregados con todos los sensores necesarios. Otros, antiguos, pero considerados críticos, fueron equipados con detección inteligente cuando se decidió construir el centro. Fuera esos, otros 28 transformadores deben ser incluidos en el sistema en los próximos meses, de manera que hasta el momento la previsión es que el centro monitoree 61 transformadores, aunque a cualquier momento nuevos activos puedan ser integrados.

La constitución de esas subestaciones es bastante diversa, con transformadores trifásicos y monofásicos de diversos fabricantes, potencias y fechas de fabricación. La arquitectura del sistema de monitoreo elegido es modular y descentralizada, así, la inclusión de los transformadores deseados no presentó ningún obstáculo especial, aun cuando eran equipados con IEDs diferentes o cuando se optó por adicionar nuevos sensores a sistemas preexistentes.

La tabla abajo presenta las subestaciones integradas al centro de gestión inteligente y un resumen del perfil de los transformadores y sensores utilizados para el monitoreo de las máquinas.

Figura 1 – Localización de las subestaciones participantes de esta fase del proyecto

Una vez definido que los objetivos iniciales del centro de gestión inteligente son los transformadores, uno de los principales y más caros activos de las subestaciones, el paso siguiente fue definir cuáles grandezas monitorear para alcanzar los resultados deseados.

Un estudio de Cigré [1] traza un mapa de las apariciones de fallas en los transformadores, como muestra la figura 2, donde queda clara la importancia de monitorear no apenas la parte activa del transformador, como también equipos accesorios como los bujes y los conmutadores (OLTC).

Para acompañar la parte activa del transformador, que comprende los devanados y su aislamiento, los principales elementos a monitorear son la carga, la temperatura del aceite y la temperatura de los devanados, pues eso permite evitar que sobrecargas y sobrecalentamientos lleven a fallas catastróficas. Además, son datos importantes para calcular la expectativa de vida útil del aislamiento de la parte activa de la máquina, ya que su deterioro es consecuencia de la temperatura a la cual es sometida.

Otro elemento importante para un buen monitoreo de la parte activa del transformador es la concentración de hidrógeno en el aceite, pues puede apuntar fallas relacionadas a sobrecalentamientos, descargas parciales, arcos internos, entre otras.

Figura 2 – Estadísticas de fallas de transformadores, a) Sin OLTC, b) Con OLTC

La humedad en el aceite también es otra información importante para determinar la seguridad en la operación de la máquina, una vez que tiene un papel importante en el envejecimiento del aislante y es determinante en la capacidad de aislamiento. Además, detectar niveles de humedad elevados puede indicar posibles fallas de soldadura del tanque del transformador, otra fuente de falla común en esas máquinas.

Monitorear los bujes condensivos es otra buena práctica para una gestión inteligente de los transformadores, pues, aunque sean equipos accesorios relativamente baratos, la falla de un buje puede dañar el transformador en el cual está instalado y retirarlo de la red eléctrica, causando perjuicios mucho mayores que su valor en sí.

La capacitancia y tangente delta indican el estado de salud de un buje y, al acompañar su evolución, es posible evitar una falla catastrófica y al mismo tiempo planear el mantenimiento de manera a evitar desconexiones desnecesarias.

Por fin, se debe monitorear los conmutadores, que son elementos importantes de una subestación, pues ayudan a regular la tensión suministrada. Por tener partes móviles y muchos mecanismos, son fuente abundante de fallas capaces de incapacitar un transformador. La diferencia de temperatura entre los aceites del transformador y del conmutador, la humedad del aceite, el perfil de torque del motor y la tensión de alimentación del motor son ejemplos de elementos del conmutador que, si monitoreados, ayudan a garantizar el buen funcionamiento de ese accesorio. Por estas razones, el monitoreo de los conmutadores fue frecuentemente incluido en ese proyecto.

Para monitorear los elementos citados, es necesario utilizar una clase especial de sensores, los Intelligent Electronic Devices – IEDs, capaces de digitalizar, procesar, almacenar y transmitir en redes de comunicación digitales las informaciones adquiridas en campo. Además, esos sensores precisan ser adecuados para operar en ambientes donde las temperaturas pueden oscilar entre -40ºC y 85ºC, sin olvidar la humedad y el polvo, que están siempre presentes. Los IEDs utilizados para la detección de esas grandezas fueron:

Una vez con los datos del transformador y sus accesorios, las informaciones son recibidas por el centro de gestión, donde, además de ser posible observar la evolución de todas las grandezas medidas, módulos de ingeniería cruzan datos para determinar tendencias, calcular tiempos de vida útil y generar otras diversas informaciones relevantes para la planificación de la gestión de los transformadores.

Los sistemas de monitoreo online pueden ser agrupados en dos tipos de arquitecturas [3]:

La experiencia de los equipos de ingeniería de mantenimiento de varias empresas con la operación y el mantenimiento de sistemas de monitoreo de arquitectura centralizada ha mostrado que estos presentan alta incidencia de defectos, generando altas cargas de trabajo para la ingeniería y los equipos de mantenimiento en campo, al punto de volver totalmente inoperante el sistema de monitoreo [4].

El mismo comportamiento no se observa en sistemas de arquitectura descentralizada, que demuestran buena confiabilidad y disponibilidad [4]. Así, el modelo de sistema de monitoreo online para transformadores adoptado por ANDE es el descentralizado, según la topología mostrada a continuación en la figura 3.

Figura 3 – Topología del sistema de monitoreo online de ANDE

Para formar la red de equipos, fueron utilizados cables de comunicación serial patrón RS-485, que tiene como ventaja el bajo costo y la rapidez de instalación, contribuyendo para la reducción de costos y la viabilidad financiera de la instalación de sistemas en transformadores de menor porte.

Para establecer la comunicación entre la red de sensores de cada subestación y el servidor del sistema, en cada subestación fue instalado un modem celular con chip de una red de comunicación GPRS privada, integrada a la intranet de la empresa.

Finalmente, conectado a la red de datos del operador GPRS, el servidor del sistema almacena las mediciones obtenidas en campo en el banco de datos y las procesa para descubrir informaciones útiles. A través de la intranet de ANDE, los ingenieros del centro usan sus computadoras para acceder al sistema.

El resultado es un sistema simple y robusto, capaz de centralizar datos de localidades distantes y remotas, donde generalmente no es posible encontrar redes de internet o intranet tradicionales, como redes de fibra óptica. La arquitectura de este sistema también se mostró bastante barata y escalable, permitiendo la adhesión de nuevos componentes sin que sean necesarias demasiadas adaptaciones o ampliaciones estructurales.

Más que un sistema que simplemente digitaliza las mediciones, el sistema de monitoreo debe ser capaz de transformar los datos en informaciones útiles para el mantenimiento, como diagnósticos y pronósticos del estado del equipo.

Para lograrlo, el sistema de monitoreo debe estar equipado con un módulo de ingeniería que contenga algoritmos y modelos matemáticos para generar diagnósticos y pronósticos. Algunas de las principales funciones de diagnóstico que pueden ser ejecutadas por el software de monitoreo son:

Con todas estas informaciones en mano, los ingenieros del centro de gestión ahora pueden planear de forma mucho más eficiente las inversiones y las rutinas de mantenimiento de los transformadores integrados al sistema. 

La sala del centro, ilustrada en la figura 4, cuenta con todas las facilidades para observación del sistema en tiempo real, planificación de acciones, estudio del comportamiento de cada elemento y del sistema como un todo.

Ingenieros, técnicos y los gestores de mantenimiento pueden reunirse y trazar planes de acción sobre una pequeña mesa circular instalada en el centro, mientras el monitor, fijo en una de las paredes, ofrece una visión del panorama general de los activos. Los ingenieros disponen de dos computadoras, conectadas al servidor de ANDE vía intranet, para acompañar y pesquisar informaciones específicas, sean ellas parte de un largo historial de datos o mediciones en tiempo real de las condiciones del activo en campo.

Figura 4 – Sala del centro nacional de gestión de activos de ANDE

Buscando siempre la excelencia en los servicios prestados, ANDE utilizó tecnologías modernas para establecer un centro de gestión inteligente de activos con la capacidad de acompañar online el estado de decenas de transformadores distribuidos en subestaciones muchas veces distantes entre sí.

Al habilitar informaciones y pronósticos importantes como el tiempo de vida útil restante de un activo o la predicción de fallas inminentes, el equipo de gestión de activos de la empresa puede planear las inversiones y rutinas de mantenimiento de forma más precisa y localizada.

Esa filosofía de trabajo le rinde al sistema eléctrico de Paraguay ganancias en confiabilidad y calidad del suministro de electricidad al mismo tiempo en que se observa la necesidad de optimización de los costos del mantenimiento.

[1]   ELECTRA, “An International Survey on Failures in Large Power Transformers in Service”, Paris, CIGRE, Ref. no. 88, 1983.

[2]   Lavieri Jr., Arthur, Hering, Ricardo, “Novos Conceitos em Sistemas de Energia de Alta Confiabilidade”, Encarte

Especial Siemens Energia, http:// mediaibox.siemens.com.br/upfiles/232.pdf, Janeiro/2001.

[3]   Alves, Marcos, Albuquerque, Roberto, “Monitoração On-Line de um Banco de Autotransformadores 345-

138/13,8 kV 150MVA com Comutação Sob Carga”, XIX SNPTEE, Rio de Janeiro, Outubro/2007.

[4]   Fabio Abreu Pinto, Marcos E. G. Alves, «Aplicação De Sistemas De Monitoração On-Line Na Visão Da

Engenharia De Manutenção”, XXII SNTPE, Brasília, Outubro/2013.