Comprensión de los niveles de emergencia en las fallas del transformador: Información de antecedentes para los equipos de mantenimiento

La detección de fallas del transformador ha evolucionado significativamente durante el siglo pasado, desde el relé de Buchholz rudimentario de la década de 1920 hasta los sofisticados sistemas de análisis de gas disuelto (DGA) en línea de hoy. Si bien estos avances tecnológicos han mejorado en gran medida nuestra capacidad de supervisar el estado del transformador, también presentan un desafío: comprender el verdadero nivel de emergencia cuando se activa una alarma.

Para los equipos de mantenimiento, este desafío está lejos del ámbito académico. La clasificación incorrecta de las fallas del transformador tiene graves consecuencias tanto para los costos operativos como para la seguridad. Cuando un problema menor se clasifica erróneamente como grave, los recursos se desperdician en respuestas de emergencia innecesarias. Por el contrario, cuando se subestima una falla grave, la falla catastrófica puede provocar la pérdida completa del transformador, daños colaterales y riesgos de seguridad para el personal.

El impacto financiero de estas clasificaciones incorrectas es sustancial. Las respuestas de emergencia innecesarias pueden costar a los servicios públicos decenas de miles de dólares por incidente, mientras que una falla catastrófica del transformador puede costar millones.

El desafío de la clasificación de mantenimiento

Los equipos de mantenimiento responsables de las flotas de transformadores se enfrentan a varias situaciones comunes que destacan la dificultad de clasificar las fallas con precisión. Una situación típica implica recibir una alarma de un sistema de monitoreo de hidrógeno sin indicación clara de la gravedad de la falla. Sin datos adicionales, los equipos de mantenimiento a menudo responden de manera restrictiva, en la que se tratan muchas alarmas como potencialmente graves.

Los detectores de fallas tradicionales contribuyen a este desafío debido a sus limitaciones inherentes. Si bien son rentables, los monitores únicamente de hidrógeno detectan una amplia gama de fallas sin distinguir su naturaleza o gravedad. Los detectores de gas compuesto tienen una capacidad similar limitada para diferenciar entre los tipos de fallas. Los monitores de estilo de detector de fallas existentes capaces de detectar acetileno, el indicador fundamental de fallas de arco eléctrico de alta energía, tienen una baja sensibilidad (>3 ppm), que está por encima del umbral de 2 ppm recomendado por el Boletín Técnico 783 de CIGRE.

Estas limitaciones conducen a una "fatiga de falsa alarma". Como se indica en el Boletín Técnico 783 de CIGRE: “Estas falsas alarmas debidas a gases parásitos serán mucho más frecuentes que las alarmas reales de arco eléctrico. Por lo tanto, después dichas falsas alarmas repetidas, el operador puede ignorarlas". Esta normalización de la desviación crea una situación peligrosa en la que los equipos de mantenimiento se insensibilizan a las alarmas.

Las fallas de arco eléctrico de alta energía que generan acetileno a menudo se desarrollan con rapidez y pueden causar una falla catastrófica del transformador si no se tratan oportunamente. Como advierte el Boletín Técnico 783 de CIGRE, “el arco eléctrico puede detectarse solo en sus valores tardíos, cuando se forman picos más grandes de acetileno e hidrógeno en cortos períodos, a veces demasiado tarde para evitar una falla catastrófica si el arco está en los devanados…” Un ejemplo pragmático de esto ocurrió cuando un InsuLogix G2 en un centro de datos importante registró un aumento de acetileno de 0 a aproximadamente 30 ppm. Lamentablemente, el InsuLogix no estaba conectado a SCADA y el transformador falló después de aproximadamente seis meses, una situación que podría haberse evitado.

El impacto de la clasificación incorrecta de los recursos

La clasificación incorrecta de las fallas del transformador crea una cascada de ineficiencias de recursos. Cuando los problemas no esenciales desencadenan respuestas de emergencia, los equipos de mantenimiento se enfrentan a despachos innecesarios que restan recursos a las actividades programadas. Estas intervenciones imprevistas suelen tener un costo elevado, ya que requieren horas extraordinarias, movilización de equipos de emergencia y posibles interrupciones de la producción.

La respuesta retrasada a los problemas realmente importantes crea un riesgo financiero aún mayor. Una falla importante del transformador puede costar millones en equipos de reemplazo, reparaciones de emergencia y costos de redespacho de energía. Para las operaciones industriales, las pérdidas de producción por un corte no planificado a menudo eclipsan los costos de reemplazo del equipo.

Más allá de las consideraciones financieras, la clasificación errónea también introduce riesgos significativos de seguridad del personal. Las fallas de arco eléctrico de alta energía pueden provocar fallas catastróficas en el transformador, lo que puede provocar incendios, explosiones o derrames de aceite. El personal de mantenimiento puede ponerse en peligro sin darse cuenta si se subestima la falla.

Los gastos de muestras de aceite representan otro costo oculto de clasificación errónea. Sin indicadores claros de fallas, los equipos de mantenimiento suelen recurrir a una mayor frecuencia de muestreo manual de aceite y análisis de laboratorio. La investigación de una alarma en modo de emergencia puede incluir la recolección de muestras de aceite, envío, análisis y elaboración de informes, que pueden costar desde varios cientos hasta varios miles de dólares. Una empresa con cientos de transformadores puede gastar decenas de miles en dinero al año en muestreos de aceite que podrían evitarse con un monitoreo en línea más preciso.

Un caso de estudio revelador proviene de un servicio público que recientemente actualizó su programa de monitoreo de DGA en línea mediante el reemplazo de varias docenas de monitores de gases compuestos con sistemas InsuLogix G2. Anteriormente, los monitores de gas compuesto detectarían tendencias generales de gasificación, pero no pudieron distinguir entre los tipos de fallas, lo que generaba un protocolo de respuesta estándar para todas las alarmas. Después de implementar monitores capaces de detectar específicamente acetileno con alta precisión, informaron una mejora significativa en su eficiencia de mantenimiento. Las alarmas específicas de acetileno permitieron una clara clasificación del nivel de emergencia, lo que permitió respuestas calibradas en función del riesgo real.

Enfoques actuales para la clasificación de emergencia

La evolución de la clasificación de fallas del transformador se ha centrado en el desarrollo de enfoques de monitoreo de gas más sofisticados, con la sensibilidad al acetileno como el diferenciador esencial. El acetileno tiene un valor único porque solo se forma a temperaturas superiores a 500 °C, lo que lo convierte en un indicador definitivo de fallas de alta energía, incluido el arco eléctrico.

Los sistemas actuales de monitoreo con precisión de laboratorio para la detección de acetileno (sensibilidad de 0,5 ppm) han transformado la clasificación de emergencia. Este nivel de sensibilidad permite detectar fallas de alta energía en sus fases más tempranas, a menudo semanas antes de que se activen monitores menos sensibles.

La relación entre las concentraciones de hidrógeno y acetileno proporciona información de diagnóstico valiosa. Cuando los niveles de hidrógeno aumentan sin acetileno, esto generalmente indica fallas de menor energía, como la descarga parcial o el sobrecalentamiento localizado. Sin embargo, cuando el acetileno aparece junto al hidrógeno, especialmente si los niveles de acetileno aumentan rápidamente, esto indica una falla de alta energía que requiere atención urgente.

El boletín técnico 783 de CIGRE señala en específico que "en caso de una falla de arco D1 o D2 en los devanados, que es potencialmente la falla más peligrosa en los transformadores, el valor típico de IEC/CIGRE de acetileno que se debe detectar es de ~2 ppm". Esto establece un umbral claro para la detección temprana de fallas graves en el arco, lo que enfatiza la importancia de los sistemas de monitoreo capaces de detectar acetileno en este nivel e idealmente por debajo de él. Es importante destacar que solo se formarán 6 ppm de hidrógeno aproximadamente junto con estos 2 ppm de acetileno. Sin embargo, no se puede detectar de manera confiable un aumento de 6 ppm de hidrógeno con los tipos de monitor M1 y M2 mediante una película metálica, sensores de óxido metálico o celdas electroquímicas, debido a que sus límites de detección son relativamente altos, que, por lo general, son ≥25 ppm.

Implementación de procedimientos de respuesta efectiva

La clasificación de emergencia efectiva solo es valiosa cuando se combina con los procedimientos de respuesta adecuados. La clave para una implementación exitosa radica en la integración de capacidades de monitoreo avanzadas con los programas de mantenimiento existentes. Esta integración comienza mediante la asignación de los niveles de clasificación de emergencia a flujos de trabajo de mantenimiento específicos ya establecidos dentro de la organización.

Cuando se utiliza InsuLogix G2, el operador del transformador podría considerar los siguientes protocolos de respuesta por niveles en función de los niveles de gas, lo que permite que los equipos de mantenimiento asignen recursos proporcionales al riesgo real. Si se entiende que los distintos transformadores pueden estar en diferentes estados, un ejemplo de un enfoque práctico podría incluir lo siguiente:

• Para el hidrógeno detectado más allá del umbral de alarma sin una detección, considere el muestreo de aceite dentro de 48 horas.
• Para un aumento de acetileno de no detectable a 0,5 - 2 ppm, realice pruebas de diagnóstico adicionales dentro del plazo máximo de 24 horas.
• Para un aumento de desde no detectable a 2 - 5 ppm, realice pruebas diagnósticas adicionales lo antes posible. 
• Para un aumento de acetileno de no detectable a >5 ppm, o un aumento rápido en la tasa de cambio (RoC, del inglés Rate of Change) en la concentración de acetileno, implemente los procedimientos de emergencia para una posible falla del transformador.

Las directrices de la industria de CIGRE, IEC e IEEE proporcionan información detallada sobre la interpretación de las fallas y las acciones recomendadas y deben seguirse. El protocolo de respuesta por niveles descrito anteriormente es específico para el uso del monitor de acetileno, hidrógeno y humedad InsuLogix G2 y es solo un ejemplo.

Un estudio de caso persuasivo proviene de una gran refinería de aceite industrial donde las pruebas de laboratorio de rutina detectaron 1,5 ppm de acetileno en un transformador esencial. Con un plazo para un transformador de reemplazo superior a 2,5 años, implementaron un sistema de monitoreo de acetileno de alta sensibilidad InsuLogix G2 para rastrear continuamente los niveles de acetileno entre las pruebas de laboratorio. Esto ha permitido que el cliente extienda la vida útil de este transformador mientras espera su reemplazo.

La refinería implementó un protocolo de respuesta específicamente calibrado a niveles de acetileno, con acciones de mantenimiento activadas en umbrales predefinidos. Cuando se produjeron fluctuaciones de acetileno, el análisis de laboratorio los confirmó, lo que destacó la exactitud del sistema de monitoreo. 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 desencadenado ninguna preocupación en una instalación de monitoreo de solo hidrógeno, a pesar de la presencia de acetileno, lo que indica un desarrollo de una falla de alta energía.

Conclusión

La clasificación clara de las emergencias por fallas del transformador ofrece tres beneficios interconectados: la reducción de costos a través de menos respuestas ante emergencias innecesarias y la prevención de fallas catastróficas; las mejoras de seguridad cuando los equipos de mantenimiento tienen información precisa sobre la gravedad de las fallas; y la optimización de recursos cuando los equipos pueden priorizar con confianza su carga de trabajo según las condiciones reales del transformador.

Para las organizaciones que buscan mejorar su clasificación de fallas del transformador, se deben considerar varios pasos prácticos posteriores. Comience por evaluar su equipo de monitoreo en línea existente (si lo hubiera), en particular con respecto a la sensibilidad de detección de acetileno. Si no hay ningún monitor instalado en un transformador, considere uno con la mayor sensibilidad posible al acetileno y la detección separada del hidrógeno y el acetileno. A continuación, desarrolle un marco de clasificación de emergencia claro con umbrales definidos y protocolos de respuesta correspondientes. Por último, integre estas clasificaciones en los sistemas de gestión de mantenimiento existentes para garantizar una aplicación coherente en toda la organización.

Mediante la implementación de un monitoreo preciso junto con una clasificación de emergencia clara, los equipos de mantenimiento pueden convertir la atención a los transformadores de un ejercicio reactivo lleno de incertidumbre en una disciplina proactiva y segura que optimiza tanto la confiabilidad como los recursos.