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Ciencia & Tecnología

Metodología evitaría fallas inesperadas en transformadores

Evitar fallas de equipos y cortes inesperados de energía, además de generar un importante ahorro asociado con costos por reparaciones o renovaciones no planificadas son algunas de las ventajas de implementar el “programa de mantenimiento de transformadores” propuesto por la Universidad Nacional de Colombia (UNAL) Sede Manizales.

Manizales, 01 de abril de 2020Agencia de Noticias UN-

Transformador de distribución. Fotos: Claudia Marcela Valencia García, magíster en Ingeniería. UNAL Sede Manizales.

Transformador de distribución tipo seco.

Placa de características de un transformador.

Transformador dañado en circuito de Marmato, sector Plaza de Toros de Manizales.

Ubicación geográfica del circuito.

Por tratarse de equipos costosos y que demandan una alta disponibilidad, para dar continuidad operacional de estas unidades se requiere de una serie de técnicas, pruebas y ensayos, además de estándares asociados con su mantenimiento y buenas prácticas, explica Claudia Marcela Valencia García, magíster en Ingeniería de la UNAL Sede Manizales. 

Para plantear una metodología adaptable al sector eléctrico del país, entre junio de 2014 y julio de 2015 se adelantó una investigación en la Central Hidroeléctrica de Caldas (CHEC), en la cual se identificaron las causas de las fallas de sus transformadores que afectan la continuidad del servicio a los usuarios, evidentes en diferentes modalidades de solicitudes, quejas y recursos.

“Esto también impacta directamente en la disminución de los porcentajes de buena imagen, reputación y calidad del servicio, que son indispensables en la sostenibilidad de la empresa y que hacen énfasis en la importancia de su buen desempeño corporativo y técnico”, señala la investigadora.

Las fallas de transformadores identificadas en la CHEC se relacionan especialmente con malas prácticas de ingeniería, como instalar el transformador sin tener presente la normatividad vigente, instalar de manera incorrecta el sistema de puesta a tierra, o errores al trasladar el equipo al sitio de montaje y tiempo de energizado. 

También por “actos malintencionados, manipulación del equipo por personal ajeno a la empresa o por fenómenos naturales”, agrega el estudio.

Ciclo de vida 

Aunque en la CHEC se observa un proceso detallado para las actividades operativas, también se advierte la ausencia de algunos procesos administrativos necesarios para dar un adecuado manejo al ciclo de vida del transformador.

Por ejemplo, “consideraciones durante los procesos de compra tanto del equipo de transformación y sus repuestos como de los materiales que componen la instalación, los diferentes tipos de mantenimiento a realizar que se encargan de asegurar la vida útil del activo, y la disposición final del equipo o sus repuestos”, explica la magíster. 

La metodología propuesta desde la UNAL Sede Manizales propone incluir cuatro procesos: 1) procedimiento de compra. En esta etapa el operador de red que adquiere los transformadores debe tener en cuenta las exigencias técnicas para estos equipos, solicitar al proveedor los certificados, protocolos requeridos por el Ministerio de Minas y Energía y especificar el tipo de garantía que cubra las necesidades detectadas por la empresa.

2) creación de la hoja de vida del transformador: es imprescindible diligenciar un formato de hoja de vida del equipo adquirido, en el cual se especifiquen los datos y características técnicas, fecha de ingreso al almacén general, certificados, protocolos y garantías, lugar de instalación, tipo de transporte que se utilizó para llegar al sitio de instalación, registro fotográfico de la instalación completa, datos del circuito y resultados de las pruebas SAT (Site Acceptance Test). 

Dentro de la revisión realizada en la CHEC se identificó que el proceso de creación de la hoja de vida del activo no se aplica, lo cual es fundamental para garantizar un inicio sin problemas y verificar que el equipo cumpla sus requisitos de funcionamiento y rendimiento.

3) planeación del mantenimiento preventivo, predictivo y correctivo de los equipos, en el que se hagan pruebas que evidencien el comportamiento del equipo y además se aporten los insumos para el preventivo, en el cual se programa el mantenimiento para que el equipo opere en óptimas condiciones, y por último el correctiv que se aplica cuando se presenta la falla del equipo. 

“Durante este mantenimiento se debe verificar que la instalación y los materiales utilizados cumplan con lo exigido en las normas técnicas aplicadas en el país, la ejecución del plan debe consignar la evidencia escrita y fotográfica en la hoja de vida de cada equipo para continuar con la trazabilidad”, comenta la magíster.

Para la disposición final del activo se debe designar un área que se encargue del desmonte del equipo, de realizar el informe de las posibles causas por las que se presentó la falla, anexar el registro fotográfico y entregar el equipo al área encargada de realizar las pruebas y darle de baja al activo, si es el caso. 

Según la investigadora Valencia, aplicar esta metodología asegura la disminución de costos en el mantenimiento y la reposición de los transformadores de distribución y se garantiza el servicio eléctrico a las comunidades.

(Por: fin/LGH/MLA/LOF
)
N.° 287

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