Resumen

Problemas con la operación de conmutadores bajo carga y fallas en termómetros llevaron a la realización de un proyecto piloto, aquí presentado, de modernización de los sistemas de regulación de tensión y medición de temperatura de un transformador de potencia. Los resultados incluyeron un aumento de la confiabilidad operacional y una reducción de los costos de mantenimiento, y el proyecto vino a servir como piloto para la modernización de otros transformadores.

El transformador de potencia es, ciertamente, el equipo de mayor costo y de mayor importancia de una subestación. Por esa razón, el mantenimiento de esos equipos merece una atención especial, ya que su falla implica trastornos y perjuicios de grande monta.

De acuerdo con la referencia (8), la gran mayoría de las fallas ocurridas en los transformadores de potencia en el ámbito nacional es causada por los conmutadores bajo carga. Por otro lado, debido a la necesidad de mantener los niveles de tensión en valores normalizados, el uso de esos dispositivos en los transformadores de potencia es indispensable. Otros dispositivos fundamentales para la operación de los transformadores de potencia son los de medición de temperatura. Los termómetros ejercen un papel fundamental para determinar la condición de carga de los transformadores de manera segura y confiable.

Apuntando a la operación más segura de los transformadores de potencia, aliada a la reducción de los costos de mantenimiento, se inició un estudio para la modernización de los sistemas de regulación de tensión y medición de temperatura de los transformadores de potencia.

En primer lugar, fue realizado un estudio detallado de todos los mantenimientos realizados en dispositivos de regulación de tensión y de aferición de temperatura. Con base en ese estudio, se verificó que, anualmente, era realizada una gran cantidad de servicios en esos dispositivos. Además de los costos involucrados en esos mantenimientos propiamente dichos, también era necesario desconectar los transformadores para las reparaciones.

La gran mayoría de los problemas encontrados fue de imprecisión de los valores suministrados, principalmente por los termómetros. La mayor parte de las fallas detectadas en los termómetros fue en los capilares, que, debido a la acción del tiempo, se rompían y dejaban derramar de su interior el líquido utilizado en el proceso de aferición. La imprecisión de los termómetros causó grandes trastornos, tales como falsas alarmas, desconexiones indebidas y otros. Asimismo, la inoperancia y la falta de precisión de esos dispositivos comprometían significativamente la operación segura y confiable de los transformadores.

Otra constatación del estudio fue el gran número de casos relacionados con relés de tensión utilizados para el control de los conmutadores bajo carga de los transformadores. Algunas anomalías detectadas en los relés causaron, en ciertos casos, problemas serios en los conmutadores. Con base en los resultados de ese estudio se decidió escoger un transformador para la ejecución de un proyecto piloto de modernización de los dispositivos.

En la región de la “Baixada Santista”, Estado de Sao Paulo, un transformador de 60MVA se encontraba con el sistema de regulación de tensión bloqueado y los sistemas de medición de temperatura funcionando de manera precaria. Luego de un análisis particular de ese equipo se constataron quejas por parte de clientes acerca de los niveles de tensión de salida. Había también reclamos por parte de operadores de subestación, a respecto de la imprecisión de los termómetros de ese transformador. Debido a la inoperancia del relé automático de tensión, era necesaria la presencia de un operador en la subestación en tiempo integral, para efectuar manualmente la regulación de acuerdo con la variación de la carga a lo largo del día.

Inicialmente se efectuó un análisis detallado de todo el diagrama eléctrico de control de la regulación de tensión y aferición de temperatura del transformador. El transformador elegido es un equipo especial, dotado de dos conmutadores bajo carga operando en forma paralela y simultánea. La utilización de dos conmutadores bajo carga en el mismo transformador fue una opción del fabricante, para posibilitar la operación en corrientes elevadas.

En función de la particularidad del equipo y de la importancia de la subestación, el fabricante fue informado al respecto de la intención de modernización. Después de la luz verde del fabricante, se inició un detallado estudio de mercado sobre equipos de regulación de tensión y medición de temperatura para transformadores de potencia. El propio fabricante del transformador auxilió en ese estudio, indicando algunas empresas que proveían tales dispositivos.

Con base en los resultados del estudio, la ingeniería de mantenimiento de CPFL elaboró una especificación técnica con los requisitos mínimos a ser presentados por los equipos:

• Posibilidad de alimentación en corriente continua y corriente alternada entre 80V y 270V, 50/60Hz;
• Consumo máximo de 15W por equipo;
• Temperatura de operación: de -10 °C a 70 °C;
• Sensor de temperatura del aceite: Pt 100Ω o Cu 10Ω;
• Transformador de corriente de 5A;
• Corriente de salida de 20mA;
• Precisión de 1% de fondo de escala; y
• Comunicación serial RS-485 o RS-232.

Por tratarse de un transformador especial, dotado de dos conmutadores bajo carga operando en paralelo y simultáneamente, fue utilizada una configuración también especial. En cada conmutador bajo carga fue instalado un supervisor de paralelismo, por medio del cual se determinó la condición de maestro para un conmutador y de comandado para el otro.

Con menos componentes en los paneles hay una reducción de los puntos de falla, lo que significa una mayor confiabilidad operativa de estos sistemas.

Con la implantación de los nuevos sistemas de regulación de tensión y medición de temperatura fueron obtenidas las siguientes ventajas:

• Aumento de la confiabilidad operacional del transformador;
• Reducción de los costos operacionales, debido a la falta de necesidad de operador en la subestación para efectuar la regulación de tensión;
• Mejora de los niveles de tensión en función de la mejor regulación efectuada por el nuevo sistema;
• Posibilidad de comunicación y operación remota;
• Posibilidad de monitoreo del transformador en tiempo real; y
• Utilización de microcontroladores en vez de microprocesadores, aumentando la confiabilidad de los sistemas.

Como una de las ventajas de la modernización de los sistemas fue posible aumentar la periodicidad del mantenimiento del transformador, ya que la principal actividad realizada en el mantenimiento anual era la revisión general de los sistemas de medición de temperatura.

En la misma subestación hay dos tipos de transformadores idénticos, uno con el sistema original de proyecto y otro con el sistema ya modernizado. Luego de la modernización fue iniciado el acompañamiento de los dos transformadores, aplicándose criterios de mantenimiento diferentes para cada uno.

El transformador que contenía el sistema original de fábrica sufrió intervenciones anuales, con desconexiones, en que fueron revisados los sistemas de medición de temperatura, entre otras actividades. El transformador modernizado, en cambio, sólo pasó por inspecciones de rutina y tuvo sus sistemas bajo seguimiento a lo largo de cuatro años. Durante ese período no fue efectuada ninguna desconexión para realización de trabajos de mantenimiento. El acompañamiento de los sistemas fue realizado por medio de comparación de parámetros como, por ejemplo, corriente de carga y cargas similares en otros equipos.

Durante esos cuatro años los sistemas instalados no presentaron ningún problema y se mostraron muy confiables. Después de dos años de funcionamiento fue hecha una simulación de pérdida de comunicación para la realización de pruebas de alarma del termómetro. En esa prueba, después de la pérdida de comunicación con el sistema, el dispositivo inmediatamente accionó los dos conjuntos de ventiladores y pasó a emitir alarma de problemas.

La Figura 2 muestra los costos de mantenimiento involucrados en el período de cuatro años, para los dos transformadores de la subestación. Como se puede constatar en ese gráfico, con la modernización de los sistemas hubo una reducción de costos del orden del 60%, en comparación con el sistema convencional. Otro punto que resaltar son las condiciones climáticas del lugar donde está localizada la subestación, con temperatura ambiente por sobre los 35 ºC y humedad relativa ambiente entre 60% y 80%, durante gran parte del tiempo.

Como pode ser visto no gráfico anterior, com a modernização dos sistemas houve uma redução de custos da ordem de 60% se comparado ao sistema convencional.

Outro ponto que deve ser salientado são as condiçõe s climáticas onde está localizada a subestação, na grande parte do tempo a temperatura ambiente está acima dos 35ºC e a umidade relativa do ar entre 60 e 80%.

El resultado de la modernización fue muy positivo, ya que al término del proceso hubo una mejora de las condiciones operativas del transformador debido al aumento de su confiabilidad, además de la reducción de los costos de mantenimiento.

Con la correcta medición de la temperatura, el transformador pasa a operar de manera más confiable, al no correrse ya más el riesgo de cargar el equipo por sobre los valores de norma para temperatura del aceite y del devanado. Asimismo, el sistema de medición de temperatura cuenta con una concepción favorable para la utilización en ambientes de subestación, ya que está dotado de microcontroladores en vez de microprocesadores.

Otra ventaja de ese dispositivo de medición de temperatura en relación con los convencionales tiene que ver con la necesidad de mantenimiento. Por tratarse de un dispositivo electrónico y totalmente cerrado, no requiere intervenciones preventivas como los convencionales.

En lo que se refiere al requisito de seguridad, todos los equipos se mostraron bastantes confiables, considerando que durante más de dos años de operación no presentaron ningún problema, además de haber funcionado perfectamente en una simulación de pérdida de comunicación. Otro punto positivo de la modernización fue el restablecimiento de la regulación de tensión, que contribuyó sensiblemente para la mejora de la calidad de abastecimiento de energía de los clientes.

Esa configuración sirvió como modelo para la especificación de automatización de los transformadores, en el proceso de automatización de las subestaciones realizado posteriormente. Con base en ese trabajo, la ingeniería de mantenimiento realiza un procedimiento para aumentar los intervalos entre las operaciones de mantenimiento de los transformadores que ya habían sufrido ese proceso de modernización.