Explicación de los niveles de emergencia en los fallos del transformador: información general para los equipos de mantenimiento

La detección de averías en transformadores ha evolucionado notablemente en el último siglo, desde el rudimentario relé de Buchholz de la década de 1920 hasta los complejos sistemas actuales de análisis de gases disueltos (DGA) en continuo. Aunque estos avances tecnológicos han mejorado considerablemente nuestra capacidad para supervisar el estado de los transformadores, también han supuesto una dificultad: comprender el verdadero nivel de emergencia cuando se activa una alarma.

Para los equipos de mantenimiento este reto va mucho más allá de lo meramente teórico. Una clasificación errónea de las averías de los transformadores tiene graves consecuencias tanto en lo que a los costes operativos como en lo que a la seguridad respecta. Cuando un problema menor se categoriza erróneamente como crítico, se desperdician recursos en respuestas de emergencia innecesarias. Por otra parte, si se subestima una avería grave, el fallo catastrófico que se produzca puede provocar la pérdida completa del transformador, daños colaterales y peligros para la seguridad del personal.

El impacto financiero de esta catalogación incorrecta es considerable. Las respuestas de emergencia innecesarias pueden costar el equivalente a decenas de miles de dólares por incidente a las energéticas, mientras que las averías catastróficas de transformadores pueden elevar esta cifra hasta los millones.

Las dificultades de clasificar las averías para el mantenimiento

Los equipos de mantenimiento encargados de los parques de transformadores tienen que hacer frente a varias situaciones habituales que ponen de relieve la dificultad que supone clasificar las averías con la debida exactitud. Una situación de las que suelen producirse consiste en recibir una alarma de un sistema detector de hidrógeno cuya gravedad no está indicada claramente. Sin otra información, los equipos de mantenimiento suelen optar por lo seguro y tratar numerosas alarmas como posiblemente graves.

Los detectores de averías tradicionales no hacen sino empeorar esta situación como consecuencia de sus limitaciones inherentes. A pesar de ser rentables, los detectores exclusivamente de hidrógeno observan una gran variedad de averías sin distinguir ni su naturaleza ni su gravedad. Los detectores de gas compuesto están asimismo limitados en su capacidad para distinguir entre diferentes tipos de averías. Los actuales detectores de averías capaces de percibir acetileno (el elemento indicador crítico de que se han producido averías por arco de alta potencia) presentan una mala sensibilidad. Su capacidad de detección de cantidades por encima de las 3 ppm no llega al umbral de las 2 ppm recomendado en el boletín técnico 783 de CIGRE.

Estas limitaciones provocan "hartazgo por falsas alarmas". Como se indica en el boletín técnico 783 de CIGRE, las alarmas falsas de este tipo que se produzcan como consecuencia de la tendencia a la gasificación ("stray gassing") serán mucho más habituales que las reales por arcos eléctricos. En consecuencia, la reiteración de falsas alarmas de este tipo puede hacer que el usuario haga caso omiso de ellas. Normalizar estas anomalías provoca situaciones peligrosas en las que los equipos de mantenimiento se "desensibilizan" con respecto a las alarmas.

Las averías por arcos eléctricos de alta potencia que generan acetileno suelen desarrollarse con rapidez y pueden provocar fallos catastróficos en transformadores si no se las soluciona con prontitud. Como se advierte también en el ya mencionado boletín 783 de CIGRE, los arcos eléctricos solo pueden detectarse cuando se producen sus valores tardíos, cuando se producen picos de acetileno e hidrógeno en lapsos breves, a veces demasiado tarde como para poder evitar averías catastróficas si tienen lugar en los devanados. Un ejemplo real de esta situación: un InsuLogix G2 de un centro de datos muy importante registró un incremento del acetileno de 0 ppm a aproximadamente 30 ppm. Por desgracia, este InsuLogix no estaba conectado a SCADA, y el transformador se averió después de aproximadamente seis meses, problema que se podría haber evitado.

El efecto de una clasificación errónea de los recursos

Catalogar erróneamente averías en transformadores provoca una cascada de ineficiencias en el aprovechamiento de recursos. Cuando se activan respuestas de emergencia por problemas que no son críticos, los equipos de mantenimiento deben hacer frente a despachos de corriente innecesarios que consumen recursos de actividades que sí estaban programadas. Estas labores imprevistas suelen suponer gastos elevados, que requieren de horas extra, movilización de equipos de emergencia y posibles interrupciones de la producción.

Responder tarde a los problemas de verdad supone un peligro económico aún mayor. Las averías graves en transformadores pueden suponer gastos millonarios en concepto de equipos de sustitución, reparaciones de emergencia y nuevos despachos de energía. En el caso de las actividades industriales, las pérdidas de producción derivadas de las interrupciones imprevistas suelen ser ínfimas en comparación con los gastos que suponen los equipos de sustitución.

Cuestiones económicas aparte, clasificar mal las averías también supone peligros notables para la seguridad de personal. Los cortocircuitos por arco de alta potencia pueden llevar a fallos catastróficos de transformadores, lo que a su vez podría dar pie a incendios, explosiones o derrames de aceite. El personal de mantenimiento puede ponerse en peligro sin ser consciente de ello en caso de no haber dado la debida importancia a la avería.

Los gastos derivados de la toma de muestras de aceite suponen asimismo otro gasto oculto derivado de estos errores de clasificación. Sin indicadores claros de la existencia de averías, los equipos de mantenimiento suelen recurrir a incrementar la periodicidad con la que se toman muestras de aceite a mano y se hacen análisis en laboratorio. La tarea de investigar una alarma en modo de emergencia puede consistir en la toma de muestras de aceite, el envío, el análisis y la presentación de informes, y puede suponer gastos del orden de entre varios cientos y varios miles. Esto supondría un coste que podría llegar a las cinco cifras anuales para energéticas que tuviesen cientos de transformadores en muestreos de aceite que podrían evitarse con una monitorización en continuo más precisa.

Un caso práctico que resulta muy revelador es de una energética que hace poco actualizó su programa de monitorización en continuo de DGA cambiando varias decenas de detectores de gas compuesto por sistemas InsuLogix G2. Antes, los detectores de gases compuestos permitían observar tendencias generales en la emisión de gases, pero no eran capaces de distinguir entre distintos tipos de avería, lo que daba pie a que se aplicase el protocolo de respuesta habitual para todas las alarmas. Una vez que empezaron a usar equipos capaces de detectar específicamente acetileno con un buen grado de exactitud, notificaron un incremento notable en la eficiencia de sus labores de mantenimiento. Las alarmas relacionadas específicamente con el acetileno permitieron categorizar correctamente los niveles de emergencia, lo que a su vez permitió calibrar las respuestas como procediera en función del riesgo real.

Estrategias actuales para la categorización de emergencias

La evolución de la categorización de averías de transformadores se ha centrado en desarrollar estrategias de detección de gases con un mayor grado de complejidad, con la sensibilidad al acetileno como factor diferenciador fundamental. El acetileno ofrece una cualidad muy valiosa y exclusiva de él, porque solo se genera a temperaturas superiores a 500 °C, lo que lo convierte en un indicador definitivo de averías de alta potencia (entre las que se encuentran los arcos eléctricos).

Los sistemas de detección actuales, con un grado de sensibilidad similar al de un laboratorio (de 0,5 ppm) para la detección de acetileno, han transformado la categorización de las emergencias. Esta sensibilidad permite detectar averías de alta potencia en etapas tempranas, frecuentemente semanas antes de lo que tardarían en activar otros detectores menos capaces.

La relación entre las concentraciones de hidrógeno y acetileno proporciona una información muy valiosa para las tareas de diagnóstico. Si los niveles de hidrógeno aumentan sin que se produzca acetileno, suele ser indicativo de la existencia de averías de menor potencia, como descargas parciales y recalentamientos puntuales. Por el contrario, si aparece acetileno junto con el hidrógeno (y en particular si aumenta con rapidez), a lo que se apunta es a una avería con mayor potencia, que exige actuar con urgencia.

En el boletín técnico 783 de CIGRE se señala específicamente que, en caso de producirse averías por arcos eléctricos de tipo D1 o D2 en devanados (las cuales implican el máximo peligro potencial en transformadores), tanto ICE como la propia CIGRE recomiendan que el valor típico de acetileno que debe detectarse es de aproximadamente 2 ppm. Así se fija un umbral definido para la detección temprana de averías críticas por arcos eléctricos, con lo que se destaca la importancia de los sistemas de detección capaces de percibir estas concentraciones de etileno (y lo idóneo es que sea incluso menos). Es importante tener en cuenta que solo se generan unas 6 ppm de hidrógeno junto con estas 2 ppm de acetileno. Sin embargo, no es posible detectar aumentos de 6 ppm de hidrógeno con la debida fiabilidad con los detectores de tipo M1 y M2 que usan sensores de película metálica, óxido metálico o celdas electroquímicas, y el motivo de ello son sus límites de detección, relativamente altos, habitualmente de más de 25 ppm.

Aplicar procedimientos de respuesta efectivos

La categorización de emergencias efectiva solo resulta aprovechable si va de la mano de los debidos procedimientos de respuesta. La clave para poder utilizarlas provechosamente consiste en integrar funciones de detección avanzadas con los programas de mantenimiento de los que ya se disponga. Esta integración comienza asignando los niveles de clasificación de emergencia a procedimientos de mantenimiento concretos que ya estén usándose en la organización.

Con InsuLogix G2, los operarios que trabajen en transformadores podrían plantearse aplicar los siguientes protocolos de respuesta, divididos en niveles de gas, que permiten a los equipos de mantenimiento asignar recursos de forma proporcional al riesgo real. Tener en cuenta que los distintos transformadores pueden encontrarse en diferentes estados, un ejemplo de modelo práctico puede constar de lo siguiente:

• Si se detecta hidrógeno que supere el valor de umbral sin observarse acetileno, deberá plantearse tomar muestras de aceite en un lapso de 48 horas.
• Si se observa un incremento de acetileno entre indetectable y de 0,5 a 2 ppm, deberán llevarse a cabo comprobaciones de diagnóstico adicionales en 24 horas como máximo.
• Si se detecta que el aumento es de entre indetectable y de 2 a 5 ppm, deberán efectuarse otras pruebas diagnósticas a la mayor brevedad posible. 
• Si el aumento del acetileno pasa de lo no detectable a más de 5 ppm, o si la velocidad de cambio (RoC o rate of change) en la concentración de acetileno observada es elevada, deberá recurrirse a procedimientos de emergencia para posibles averías de transformadores.

Las directrices del sector dispuestas por organismos como CIGRE, IEC e IEEE ofrecen información detallada sobre la interpretación de las averías y las medidas recomendadas, y deben seguirse. El protocolo de respuesta por niveles indicado anteriormente es específico para el uso del monitor de acetileno, hidrógeno y humedad InsuLogix G2 y no es sino un ejemplo.

Un caso práctico convincente a este respecto es de una gran refinería industrial de petróleo en la que en los ensayos periódicos de laboratorio detectaron 1,5 ppm de acetileno en un transformador esencial. Dado que el plazo con el que podría entregarse un transformador de sustitución superaba los dos años y medio, instalaron un sistema de detección de acetileno de alta sensibilidad InsuLogix G2 para llevar un seguimiento continuo de los niveles de acetileno entre los distintos ensayos de laboratorio. De este modo, el cliente ha podido prolongar la vida útil de este transformador mientras espera a que llegue el de recambio.

La refinería aplicó un protocolo de respuesta calibrado específicamente conforme a los niveles de acetileno, con acciones de mantenimiento activadas a valores umbral predefinidos. Los análisis de laboratorio confirmaron las fluctuaciones observadas de acetileno, lo que apuntala la precisión de este sistema de detección. Lo que es particularmente notable es que, en varios casos, las concentraciones de hidrógeno permanecieron por debajo de 40 ppm, un nivel que no habría resultado preocupante en equipos de detección exclusivos de hidrógeno, a pesar de que la presencia de acetileno es indicativa de que existe una avería de alta potencia.

Conclusión

Categorizar correctamente las emergencias por averías en transformadores ofrece tres ventajas conectadas entre sí: reducción de los gastos gracias al menor número de respuestas de emergencia y la prevención de averías catastróficas; mayor seguridad como consecuencia de que los equipos de mantenimiento tienen información exacta sobre la gravedad de estas, y optimización de los recursos derivada de que estos equipos son capaces de priorizar correctamente la carga de trabajo en función de los estados reales en los que se encuentren los transformadores.

Las organizaciones que quieran mejorar su clasificación de averías de transformadores deberían plantearse aplicar varios pasos prácticos posteriores. Deberán empezar por evaluar los equipos de detección en continuo de los que ya dispongan, en caso de tenerlos, en particular en lo que a sensibilidad del acetileno respecto. Si no hay ningún monitor instalado algún transformador, deberán plantearse elegir uno con la máxima sensibilidad posible para la detección de acetileno, además de mecanismos independientes para la observación de este último y de oxígeno. Seguidamente, deberán desarrollar un marco de categorización bien definido, con umbrales fijados y los correspondientes protocolos de respuesta. Por último, se deberá integrar estas clasificaciones en los sistemas de gestión de mantenimiento que se estén usando para garantizar la coherencia de su uso en toda la organización.

Una detección precisa, junto con una clasificación bien definida de las emergencias, permitirá a los equipos de mantenimiento transformar el servicio de los transformadores de un ejercicio reactivo plagado de incertidumbre en una disciplina bien asentada y proactiva que optimice tanto los recursos como la fiabilidad.