Guía de operación y mantenimiento de transformadores de potencia grandes: Mejores prácticas de 100 MVA 132/22 kV Parte 4

1. El papel del mantenimiento del transformador en la confiabilidad del transformador

 

 

En la práctica, el mantenimiento de los transformadores a menudo se malinterpreta como un trabajo de inspección de rutina. En entornos de ingeniería reales, se comporta más como un proceso continuo de control de riesgos que como una tarea programada.

Para unidades de transformadores de potencia grandes, como sistemas de 100 MVA 132/22 kV, esto se vuelve aún más obvio en la práctica de mantenimiento de transformadores de potencia. Estos transformadores suelen funcionar en condiciones de carga de larga duración-, a menudo cercanas a los límites de diseño, dependiendo de la demanda de la red o del centro de datos. En tales casos, pequeñas desviaciones en el comportamiento térmico o del aislamiento pueden evolucionar gradualmente hacia fallas del transformador y requerir una detección temprana de la falla del transformador.

Según la experiencia de campo, el mantenimiento de transformadores eléctricos se trata menos de "encontrar problemas" y más de evitar que pequeñas anomalías se conviertan en causas de fallas del transformador de potencia, lo cual es un concepto clave en el diagnóstico y análisis de fallas del transformador.

 

Para comprender completamente la gestión del ciclo de vida del transformador, también puede explorar:

• Guía de inspección y pre-instalación del transformador (Parte 1)
• Guía de instalación de bujes de transformador (Parte 2)
• Guía de diagnóstico y solución de problemas de fallas de transformadores (Parte 3)

 

2. Operación y Monitoreo Diario de Transformadores de Potencia

 

El funcionamiento estable del transformador depende de una combinación de control de carga, comportamiento térmico y monitoreo del estado del aislamiento. Este es el núcleo de la práctica moderna de monitoreo del estado de los transformadores. En la mayoría de las subestaciones, los operadores dependen en gran medida de los sistemas en línea, pero la interpretación aún requiere criterio de ingeniería para la resolución adecuada de problemas del transformador.

Parámetros clave de monitoreo operativo

En muchos casos de campo, el comportamiento de la temperatura es más informativo que la carga absoluta. Una carga estable con una temperatura que aumenta lentamente a menudo sugiere una ineficiencia en el enfriamiento, mientras que los picos rápidos de temperatura pueden indicar una etapa temprana-de diagnóstico de falla interna del transformador relacionado con el desarrollo de problemas internos del transformador.

3. Lista de verificación de mantenimiento de rutina del transformador

 

La ejecución de la lista de verificación de mantenimiento rutinario de transformadores suele ser el origen de la mayor-confiabilidad a largo plazo, aunque a menudo se subestima en la práctica de mantenimiento de transformadores.

3.1 Mantenimiento del respiradero (control de humedad)

Durante el reemplazo del respirador, el relé Buchholz generalmente se cambia al modo de alarma para evitar disparos molestos. Si existe un cambiador de tomas en carga, es posible que los ajustes de AVC también necesiten coordinación con el control de despacho.

Después del mantenimiento, se debe confirmar la estabilidad del flujo de aire y la integridad del sellado. Este paso a menudo se pasa por alto en la resolución de problemas del transformador, aunque afecta directamente el riesgo de entrada de humedad en el futuro.

 

3.2 Mantenimiento del sistema de refrigeración

Los sistemas de refrigeración están directamente relacionados con el comportamiento de sobrecalentamiento del transformador, especialmente en condiciones de carga continua en escenarios de mantenimiento de transformadores de potencia.

Cuando fallan indicadores como las luces de estado del ventilador, los disyuntores, los relés térmicos o los contactores, generalmente es necesario reemplazarlos. Es preferible-aunque no siempre es posible-usar componentes idénticos para mantener la coherencia del sistema.

Después del reemplazo, la verificación es más importante que la instalación misma. Antes de volver al servicio se debe confirmar el cableado correcto, la conmutación automática adecuada y la respuesta estable del ventilador o la bomba.

Por experiencia, muchas causas de fallas en los transformadores comienzan silenciosamente en el sistema de enfriamiento en lugar de dentro de los devanados, lo cual es un punto clave en el diagnóstico de fallas del transformador.

 

3.3 Pozo de petróleo y sistema de protección contra incendios

Los pozos de petróleo a menudo se pasan por alto hasta que ocurre una falla. En realidad, son parte de la barrera de primera respuesta para escenarios de incendio de transformadores y también están indirectamente relacionados con la gestión del riesgo de fugas de aceite de transformadores.

Se requiere una limpieza regular para evitar la acumulación de escombros y la acumulación de agua. Incluso pequeñas brechas de mantenimiento aquí pueden aumentar el riesgo de escalada de incendios cuando se combinan con condiciones de fuga de aceite.

 

3.4 Procedimiento de manipulación de gas del relé Buchholz

 

 

La operación del relé de gas es una de esas señales que siempre requiere una interpretación cuidadosa en la práctica de detección de fallas del transformador.

Siempre se deben registrar el volumen de gas y el tiempo de liberación. Después de la purga, la válvula debe cerrarse de forma segura. En la práctica, pequeños problemas de sellado aquí pueden crear alarmas repetidas engañosas durante la resolución de problemas del transformador.

Si se requiere muestreo de gas, se deben utilizar conectores sellados exclusivos. Se evitan estrictamente las pruebas con llama abierta cerca de salidas de gas en todas las condiciones de campo.

Cuando no hay un sistema de recolección de gas disponible, se utiliza el modo de operación de señal temporal durante la ventilación. Este paso respalda operaciones de diagnóstico de fallas de transformadores más seguras.

 

4. Mantenimiento del sistema de puesta a tierra, protección y seguridad

 

Prueba de corriente de tierra del núcleo del transformador y de la abrazadera

Las pruebas de corriente a tierra generalmente se realizan una vez al año para equipos de clase 110 kV-y son parte de la práctica estándar de monitoreo de condición de transformadores.

Si la corriente de tierra excede alrededor de 100 mA, generalmente se trata como un indicador anormal que requiere un diagnóstico de falla del transformador más profundo en lugar de una clasificación de falla inmediata.

Anomalías en el sistema de protección contra rayos y puesta a tierra

Estas condiciones a menudo están asociadas con modos avanzados de falla del transformador y pueden requerir acciones inmediatas de solución de problemas del transformador.

 

5. Termografía infrarroja y monitoreo de condición

 

La inspección por infrarrojos se utiliza ampliamente en los sistemas modernos de monitoreo del estado de los transformadores porque proporciona una visión no-invasiva del estado del transformador.

En la práctica, los puntos calientes anormales no siempre indican una falla inmediata, pero a menudo indican un sobrecalentamiento del transformador en una etapa temprana-o condiciones de conexión flojas que requieren un diagnóstico adicional de fallas del transformador.

 

6. Mantenimiento del sistema de monitoreo en línea

 

Los sistemas de monitoreo en línea, especialmente los sistemas de transformadores de análisis de gases disueltos, requieren un funcionamiento estable para seguir siendo significativos en la estrategia de detección de fallas del transformador.

7. Anomalías operativas e indicadores de alerta temprana

 

Aquí es donde la detección de fallas en transformadores se vuelve más valiosa en entornos de ingeniería reales.

Los primeros indicadores típicos incluyen un lento aumento de temperatura (vinculado al sobrecalentamiento del transformador), una desviación menor del nivel de aceite (a veces vinculada a una fuga de aceite del transformador) y alarmas de gas intermitentes detectadas mediante el análisis de gases disueltos y el monitoreo del transformador.

Estas señales a menudo se analizan mediante la lógica de diagnóstico de fallas del transformador en lugar de decisiones de apagado inmediato.

 

8. Conclusión: el mantenimiento como control continuo de riesgos

 

El mantenimiento de los transformadores debe verse como un control continuo de riesgos en lugar de un servicio periódico.

Cuando se combinan eficazmente el mantenimiento del transformador, el monitoreo térmico y el diagnóstico de fallas del transformador, se pueden predecir o mitigar las fallas más graves.

En los sistemas de ingeniería reales, la confiabilidad rara vez es el resultado de una sola acción. Suele ser la acumulación de muchas pequeñas decisiones de mantenimiento tomadas correctamente a lo largo del tiempo.