Mapeo de las poblaciones de transformadores

Resumen

Este artículo presenta un modelo de mapeo de las poblaciones de transformadores. El concepto de mapeo va más allá de una evaluación de la condición del transformador para incluir los riesgos financieros de interrupción del suministro eléctrico y tiempo de inactividad. Los diferentes tipos de centrales eléctricas o instalaciones de producción industrial pueden experimentar considerables aumentos de costos debido a los tiempos de inactividad de la producción motivado por la pérdida total o parcial de una población de transformadores. Incluso un solo día o unas pocas horas de pérdida de energía pueden tener un intenso impacto económico, dependiendo de la función de los transformadores. El proceso de mapeo debe modificarse para tener en cuenta estas diferencias.

1. Introducción

La imperiosa necesidad de mantenimiento se destaca a menudo en artículos sobre operaciones de transformadores. En muchos casos, los operadores toman medidas ineficaces, como la purificación regular del aceite, con la esperanza de cumplir con los requisitos de mantenimiento. Puede gastarse mucho dinero en tales medidas innecesarias, lo que resulta en recursos de mantenimiento desperdiciados y mal asignados y restando fondos a los procedimientos de mantenimiento verdaderamente necesarios. Solo el mantenimiento basado en las condiciones optimiza los procesos viables desde el punto de vista técnico y económico.

El mapeo de transformadores debe usarse como punto de partida para el mantenimiento basado en condiciones con el propósito de definir las medidas necesarias para garantizar la confiabilidad del rendimiento de una flotilla de transformadores. Aunque el proceso de mapeo seguirá los mismos pasos, el tipo y la función del transformador determinan qué pasos son más esenciales que otros en cualquier situación específica.

Este artículo brinda los pasos necesarios para alcanzar el objetivo de confiabilidad total de la planta y la capacidad de cumplir con los requisitos de capital, incluidos los siguientes objetivos:

• Descripción detallada del mapeo y por qué es importante,
• Explicar las diferencias y por qué se pone más énfasis en los diferentes pasos del proceso de mapeo según el tipo y la función del transformador, que incluyen: transformadores de transmisión y distribución (T&D), transformadores industriales y transformadores de centrales eléctricas.
• Proporcionar procesos de mapeo paso a paso que comprenden ocho pasos, y
• Seguir los pasos de mapeo para mapear una planta de energía alemana de 36 años y señalar las acciones más esenciales destinadas a cumplir con los objetivos operativos y financieros de la planta.

2. Mapeo de requisitos por tipo de transformador

2.1 Transformadores de transmisión y distribución

Las redes de distribución y transmisión suelen tener grandes reservas de transformadores y redundancias. Por consiguiente, la confiabilidad de las operaciones de los transformadores individuales no es necesariamente una prioridad máxima. El mapeo de las redes de distribución y transmisión aborda temas como el comportamiento de los equipos existentes cuando se exponen a aumentos de carga, la creación de estrategias de respaldo a largo plazo y la priorización de transformadores adicionales en caso de aumentos de carga futuros. Una evaluación del peor de los casos también incluye evaluar el riesgo de una interrupción no planificada de las operaciones y definir las medidas que deben tomarse en caso de falla del transformador.

2.2 Transformadores industriales

Para las aplicaciones industriales, la confiabilidad de la operación es una prioridad mucho más alta y requiere el análisis de activos clave para evitar costosos tiempos de inactividad y la pérdida de capacidad de producción en las plantas. En estos casos, se deben desarrollar estrategias apropiadas de conservación y respaldo de activos para evitar fallas tan costosas con el máximo grado de certeza.

2.3 Transformadores para centrales eléctricas

La aplicación más crítica del mapeo se puede encontrar en las centrales eléctricas, donde un solo día de rendimiento perdido del transformador puede generar enormes pérdidas monetarias. En estos casos, la definición de activos clave debe hacerse con especial cuidado. Aunque el transformador del generador es el activo clave, otros activos esenciales pueden incluir cualquier cosa que, si fallara, conduciría a una interrupción no planificada de las operaciones. Para ello, se deben considerar todos los transformadores incorporados a la barra colectora del generador, como las unidades auxiliares. Además, el término “activo clave” puede incluir otros sistemas auxiliares como bombas de condensado, grúas de carbón y sistemas de tratamiento de gases de combustión.

3. El proceso de mapeo paso a paso

Se debe diseñar un procedimiento de mapeo bien definido para generar una base de información que pueda procesarse a partir de la cual mejorar la confiabilidad de una flotilla de transformadores y los activos asociados. El mapeo debe definir todos los procedimientos de planificación y optimización futuros para maximizar el rendimiento del transformador y el retorno de la inversión (ROI). Este proceso de mapeo también debe considerar el crecimiento futuro de la demanda en el sistema en cuestión.

Los pasos del proceso de mapeo son:

1. 1. Declaración de objetivos

Los objetivos del ejercicio de mapeo deben ser relevantes para situaciones actuales y futuras y deben formularlos un equipo multifuncional. La identificación tanto de objetivos operativos como económicos debe definirse en este primer paso del proceso de mapeo. Estos incluyen, entre otros, la capacidad de producción, los plazos y los objetivos presupuestarios.

2. Recolección de datos y documentación (Evaluación)

La recopilación de datos pertinentes sobre el estado de funcionamiento de los transformadores y equipos auxiliares establece una base objetiva a partir de la cual se puede determinar el historial de rendimiento pasado de los activos en cuestión. Estos datos pueden revelar factores ambientales y operativos a los que se han expuesto los transformadores. Debe estar disponible un historial completo de los siguientes datos:

• Análisis de gases disueltos (DGA) de 7-9 gases, incluidos N₂ y O₂
• Datos del aceite: es decir, acidez, contenido de agua, voltaje de ruptura (BDV), Tan Delta y tensión interfacial (IFT)
• Furanos
• Contenido inhibidor
• Otros datos de mantenimiento, fallas y reparaciones (incluidas las tecnologías de reparación utilizadas)
• Muestreo de referencia independiente

1. 3. Diagnósticos basados en los datos encontrados en el paso 2.

Los datos recopilados en el paso 2. se analizan para determinar qué factores pueden haber comprometido el desempeño de los transformadores. Estos incluyen aceleradores del envejecimiento como alta temperatura, humedad, oxígeno y ácidos. En esta etapa también se evalúan factores de diseño como las tecnologías de refrigeración.

• Condición de envejecimiento
• Evaluación del diseño:
• Capacidad de carga
• Sustancia restante
• Posibilidad de factor de averías avanzadas (PoAB)
• Vida útil restante en las condiciones actuales

5. 4. Evaluación de riesgos de activos individuales y auxiliares:

Después de que los diagnósticos del Paso 3 se hayan realizado, los riesgos asociados con el envejecimiento y la condición de diseño de las unidades se pueden estimar. En este paso también se calculan los factores de riesgo ponderados asociados con transformadores individuales, sistemas auxiliares como transformadores auxiliares, bombas de condensado y equipos relacionados. Estas evaluaciones de riesgos se resumen a continuación:

• El riesgo generado por las propias unidades individuales
• El riesgo generado por equipos auxiliares o de respaldo
• Riesgo consecuente para la planta

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8. 5. Clasificación de las unidades en base a criterios de prioridad de importancia

El Paso 5 es el paso clave en cualquier esfuerzo de mapeo. Basado en los factores de riesgo ponderados establecidos en el Paso 4. los activos críticos se clasifican como activos clave y se clasifican de acuerdo con su impacto en el riesgo general de toda la operación. En algunos casos, los activos clave se clasifican por debajo de los equipos auxiliares debido a su naturaleza crítica. El proceso de clasificación debe identificar lo siguiente:

• Activos clave
• Menos impacto en la confiabilidad
• Planificación futura del cliente

6. Medidas preventivas y de rectificación

En este paso se identifican las medidas necesarias para asegurar la capacidad de producción, el tiempo y los objetivos económicos establecidos en el Paso 1. Estas medidas pueden incluir pasos correctivos para reducir el oxígeno o la humedad en el sistema o cambios en el proceso para aumentar la frecuencia de monitoreo/muestreo. El tipo y la duración de las medidas preventivas y/o correctivas necesarias son específicas de la función, la vida útil restante y el historial operativo de los activos involucrados. Se pueden clasificar de la siguiente manera:

• No se requiere tomar medidas
• Se requiere una medida parcial
• Se requieren todas las medidas posibles

1. 7. Estimados de costos para medidas preventivas y correctivas

Se deben estimar los recursos financieros necesarios para implementar las medidas Preventivas y Correctivas. Se deben identificar los gastos anuales para las medidas en curso hasta el momento en que los activos se desconecten, se reemplacen o se cierre la planta.

8. Plan de medidas correctivas a largo plazo que incluye costos

El paso final en el proceso de mapeo es llegar a un acuerdo sobre las medidas a tomar para lograr los objetivos definidos en el Paso 1. del proceso. Los cronogramas, los costos y las responsabilidades del plan de medidas correctivas a largo plazo son indicadores clave de desempeño para su implementación exitosa.

4. Escenario: mapeo de transformadores auxiliares en una central eléctrica

Se utilizará un escenario que se describe a continuación para mostrar cómo se utilizó cada paso del proceso de mapeo en una situación del mundo real. En este caso, mapeo de transformadores auxiliares en una central eléctrica alemana. Se revisan y cuantifican los factores más importantes para esta operación y los pasos necesarios para cumplir con los objetivos operativos y económicos de la planta.

Los sistemas auxiliares en una central eléctrica son alimentados por un sistema de media tensión, en su mayoría de 10 o 6 kV. En condiciones normales de funcionamiento, este sistema es alimentado por los transformadores auxiliares de la unidad, que están conectados a la barra colectora del generador. Si la planta está en funcionamiento, toda la energía auxiliar es aportada por estos transformadores y por tanto no es necesaria alimentación externa (en nuestro caso 40 MVA 20/10,5/10,5 kV). Estos transformadores deben considerarse activos clave, porque en caso de falla o reparación, toda la planta debe cerrarse, lo que resulta en una pérdida de producción.

La segunda fuente es un suministro externo, alimentado por la red exterior (en nuestro caso 110/10,5/10,5kV). Este suministro es necesario en caso de que el generador no esté en servicio o la barra colectora no esté energizada. También es necesario reiniciar la planta después de cualquier corte. Puesto que estos transformadores tienen suficiente redundancia, no pueden considerarse activos clave. Por consiguiente, la prioridad para cualquier mantenimiento o mejora está del lado de los auxiliares de la unidad, ya que su avería supone el cierre de la planta y una pérdida de producción.

Ubicación: Central eléctrica alemana

Fabricación: Alemania del Este

Años de operación: 36

Índice/Voltaje: 40 MVA 20/10,5/10,5 kV o 110/10,5/10,5

Tipo: Unidad auxiliar o suministro externo

Adicional: Dyy5 ONAF o Yyy0 OFAF enfriamiento OLTC

1. 1. Declaración de objetivos:

   Fue necesario mapear los transformadores auxiliares de la central y proponer un plan de mantenimiento preventivo. El objetivo era determinar la vida útil restante de los transformadores, solución alterna a una parada planificada de la planta completa y controlar los costos.
   El objetivo económico principal era reducir cualquier reinversión en la planta que tenía una vida útil restante limitada. Además, debía evitarse cualquier avería prematura. La condición general de todas las unidades podría determinarse desarrollando un perfil de condición.

   2. 2. 2. Recolección de datos y documentación:

         La condición general de todas las unidades tuvo que determinarse desarrollando un perfil de condición para cada transformador auxiliar. Puesto que el cliente tenía un historial de datos integral y preciso, la condición de los transformadores se evaluó fácilmente. Al evaluar los datos, se descubrió que los valores de Despolimerización (DP) eran bajos. Un análisis de gas disuelto (DGA) no mostró consecuencias negativas, excepto por valores altos de O₂, y los valores de Agua en Celulosa (Cp) fueron menores al 2%. Se encontró que el contenido de furano en el aceite estaba por debajo de los niveles detectables.

   3. 3. 3. Diagnósticos:

         Mediante la utilización del método de mapeo, los datos del Paso 2 se utilizaron para evaluar el estado de envejecimiento de todas las unidades y evaluar la idoneidad de su diseño. No se encontraron hidrocarburos generados por calor en el DGA sugiriendo que las capacidades de carga de los transformadores eran buenas. El alto O₂ sugirió que los transformadores podrían estar alcanzando sus límites de vida útil. Los bajos niveles de furano apoyaron esta conclusión, ya que no se produjeron por bajas cargas y/o por depuración de aceite donde se eliminaron los furanos. No se encontraron defectos de diseño notables ni fugas en el tanque.

   5. 5. 4. Evaluación de riesgos:

         El siguiente paso del proceso de mapeo es establecer un riesgo ponderado de cada unidad en la planta y registrar esta información (descrita en la tabla 1). Las unidades que presentaban un mayor riesgo en el sistema fueron ponderadas más pesadamente, incluso si su condición no fue categorizada como severa.

   5. 5. Prioridad de los criterios de importancia:

      Los auxiliares de la subestación fueron los activos que presentaron un mayor riesgo. Suministran cargas eléctricas a los sistemas de refrigeración de transformadores, bombas de aceite, cambiadores de tomas de carga y otros equipos clave. La falla de los auxiliares fue clave porque la falla de estos transformadores significó una parada no planificada de la planta completa. La Tabla 1 muestra estos transformadores como la prioridad más alta, aunque su condición no era tan crítica como la de los transformadores de suministro externo.

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   6. 6. 6. Medidas preventivas y de rectificación:

         Se propusieron diversas medidas para cada unidad auxiliar. Estas se dividieron en tres categorías de medidas: Reducción de oxígeno (O), reducción de agua (W) y regeneración (R). Se recomendaron medidas específicas que incluyeron sellar el transformador para evitar la entrada de humedad, acortar el ciclo de muestreo y cambiar el aceite secado. (Tabla 1)

   8. 8. 7. Estimados de costos para cada opción en el paso 6:

      9. Se hicieron estimados de costos para las medidas correctivas recomendadas.

      11. 8. Plan de medidas correctivas a largo plazo:

          El paso final en el mapeo fue definir los pasos correctivos que se tomarían para que todas las unidades pudieran funcionar hasta el cierre planificado de toda la planta. La tabla integra los hechos técnicos y financieros como base para la planificación de medidas y presupuestos.

   Contenido relacionado: Cómo el oxígeno y los ácidos influyen en el envejecimiento de los transformadores

   Conclusión

   En este artículo, se presentó el proceso de mapeo de transformadores. Un ejemplo detallado de cómo se utilizó este proceso para evaluar los riesgos y las posibles consecuencias económicas de las fallas de los transformadores auxiliares en una central eléctrica alemana. El proceso de mapeo describe las consecuencias y las medidas necesarias requeridas para mitigar el riesgo y asegurar la operación continua de la planta hasta su cierre planificado. Se enumeraron los pasos y los datos necesarios para alcanzar este objetivo.

   Como se describe, se realiza una evaluación inicial de los transformadores en la planta, la que conduce a los diagnósticos y a partir de los diagnósticos se identifican las medidas preventivas y correctivas necesarias. El mapeo es un proceso completo, donde la evaluación es solo el primer paso de un plan de mapeo holístico. En artículos futuros, proporcionaremos estudios de casos adicionales que ilustran cómo se puede utilizar el mapeo de la flotilla de transformadores para administrar de manera efectiva el mantenimiento preventivo y la planificación involucrados en el mantenimiento de los transformadores de energía y de distribución.

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   Este artículo se publicó originalmente en Transformers Magazine y se vuelve a publicar aquí con permiso.