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Ciencia & Tecnología

Técnica comparativa evitaría fallas en transformadores

La “prueba de respuesta de frecuencia” sería útil en la supervisión de los transformadores de las subestaciones nuevas que se integran al Sistemas de Transmisión Regional (STR) o Nacional (STN) de un sistema de potencia.

Manizales, 10 de febrero de 2020Agencia de Noticias UN-

Fotografía de la Subestación Catambuco STR San Juan de Pasto, Nariño. Fotos: Óscar Alberto Arteaga Ponce, estudiante de la Maestría en Ingeniería Eléctrica, UNAL Sede Manizales.

Transformador de potencia 3,75/5,25 MVA, Subestación Tangareal en Tumaco, Nariño.

Partes del transformador de potencia trifásico.

Análisis de barrido de respuesta en frecuencia.

Obtención de la respuesta en frecuencia de transformadores mientras están funcionando.

“Esta funciona como una prueba comparativa: se toma una medida inicial y otra después de algún evento como un sismo o el traslado de un transformador y se comparan, es decir que se hace un ensayo inicial y otro final; si el aparato tuvo algún daño esas muestras serán diferentes”.

Así lo explica Óscar Alberto Arteaga Ponce, estudiante de la Maestría en Ingeniería Eléctrica de la Universidad Nacional de Colombia (UNAL) Sede Manizales, y señala que “esta prueba es clave para medir múltiples variables dentro de estos equipos para verificar su correcto funcionamiento y evitar posibles fallas”.

Agrega que “las fallas en los transformadores de potencia podrían costar mucho dinero, especialmente por las detenciones inesperadas y el mantenimiento correctivo no programado”.

En tal sentido, por medio de la prueba se logra predecir la detección y el análisis de fallas internas de los transformadores de potencia, con magnitudes de voltiamperios (VA) por encima de 500 kVA.

En su resolución 043 de 2007, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) define la calidad de la energía como la “continuidad del servicio a sus usuarios”. Para garantizar que este servicio se preste oportunamente es necesario identificar, atender y prevenir las posibles fallas en los sistemas de distribución.

Por eso es importante evitar estos problemas con un programa de mantenimiento preventivo que se puede realizar por medio del “análisis de la respuesta” en que se aplica en el transformador.

Aunque la mayoría de las fallas de los transformadores de potencia se deben al sobrecalentamiento de sus partes energizadas, también se pueden presentar averías por la deformación y el desplazamiento de las bobinas. “Como es difícil identificar estos problemas, en muchos casos se acude a reemplazar el transformador”, detalla el investigador.

Otro factor que puede causar fallas en el transformador es el límite de vida del equipo, pues la mayoría puede tener entre 20 y 30 años de servicio.

Técnica no invasiva

La “prueba de respuesta de frecuencia” permite detectar cualquier tipo de variación estructural en el transformador y comprobar si hay algún desplazamiento del núcleo o si hubo alguna falla entre espiras (vueltas) o devanados que comprometiera de alguna manera el sistema de aislamiento del trasformador.

La importancia de esta prueba radica en que es una técnica no invasiva, que se hace off-line y que solo requiere de un sistema que genera una señal que va variando en frecuencia, además de un proceso de adquisición que simultáneamente mide esa señal.

Para la prueba se aplica un voltaje alterno constante y frecuencia variable que oscila entre 10 Hz y 1 MHz típico para transformadores, y ajustable hasta 20 MHz. “La técnica es aplicar voltaje y corriente en un segmento que represente la configuración interna del transformador y obtener su respuesta eléctrica en el extremo de interés, y así, por tramos, cubrir la geometría completa del transformador”, explica
el estudiante Arteaga.

El desafío tecnológico es implementar la prueba de respuesta en frecuencia a los demás equipos primarios de potencia y máquinas rotatorias, especialmente grandes generadores. La tendencia también apunta a implementar la respuesta en frecuencia mientras los transformadores están funcionando, y así entregar una alerta predictiva de fallas o deformaciones en progreso a los sistemas de supervisión eléctricos existentes.

(Por: fin/LGH/MLA/LOF
)
N.° 125

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