Entre los equipos que componen las subestaciones y que forman parte de estas rutas críticas (interruptores, transformadores de medida, celdas, etc.) son los transformadores de potencia los que presentan unos tiempos de reparación/reposición más largos y, por tanto, sus averías pueden provocar unas mayores pérdidas de producción.
Los esfuerzos que los mantenedores de los parques eólicos realizan por incrementar, aunque sea unas décimas, la disponibilidad de todos y cada uno de los aerogeneradores pueden no servir de nada si se produce el fallo del transformador de evacuación, que afecta directamente a la disponibilidad de todas las máquinas que componen el parque.
Disponer de un transformador de reserva para contingencias de cualquier tipo encarece los proyectos y no suele ser contemplado (salvo honrosas excepciones) en los diseños originales de los parques eólicos. Normalmente solo se piensa en abaratar los costes de construcción, sin pensar en estos pequeños detalles que simplificarían bastante la vida a quienes nos encargamos del mantenimiento posterior de las instalaciones.
Pero, afortunadamente, los transformadores de potencia son unas máquinas que, bien mantenidas, pueden funcionar sin dar demasiados problemas durante muchos años (quizás más que la vida prevista de los parques eólicos), y que además suelen avisar con tiempo cuando hay algún indicio de que esto no vaya a ser así. Evidentemente, los transformadores de potencia requieren un mantenimiento preventivo adecuado que garantice el correcto funcionamiento de todos los sistemas que los componen, que no son pocos.
Los transformadores están sometidos a una serie de solicitaciones externas (sobretensiones de maniobra y atmosféricas, corrientes de cortocircuito, efecto de la intemperie, etc.) que obligan a que todas las protecciones estén en condiciones de funcionamiento adecuado y, por tanto, deban ser revisadas regularmente, de manera que se garantice su correcto funcionamiento ante cualquier incidencia interna o externa al transformador.
Los transformadores de evacuación de los parques eólicos trabajan en condiciones muy diferentes que las que se dan en las instalaciones industriales o en las redes de distribución, por lo que no podemos extrapolar totalmente los históricos de fallos que se disponen de estas máquinas. Los regímenes de carga muy variables a lo largo del día y la alta presencia de armónicos (generados por la electrónica de potencia presente en los aerogeneradores) son dos de las características diferenciales de los transformadores de los parques eólicos, y se desconoce el efecto a largo plazo que estas pueden tener en la vida de las máquinas.
Teniendo en cuenta todo lo anterior, es de primordial importancia realizar un seguimiento continuado de la evolución de los transformadores de evacuación, de manera que podemos advertir de manera temprana cualquier indicio de fallo que pueda producirse (para proceder a su reparación o corrección) y para conocer de manera precisa el envejecimiento de las máquinas (para poder planificar con tiempo su sustitución, si fuera necesaria). Este seguimiento es posible realizarlo, de forma sencilla y económica, mediante las gamas de mantenimiento predictivo, a las que habría que someter periódicamente a todos los transformadores.
Los modos de fallo habituales en los transformadores de potencia podemos agruparlos en cuatro categorías:
• Mecánicos: motivados principalmente por el paso de altas intensidades debidas a cortocircuitos externos, que desplazan los bobinados, disminuyendo las distancias de aislamiento diseñadas para los mismos.
• Térmicos: las sobrecargas (aunque sean puntuales) provocan incrementos de la temperatura de los arrollamientos, que afectan de manera sustancial al papel que conforma su aislamiento. El deterioro de las propiedades aislantes del papel es acumulativo y no regenerativo, por lo que sobrecargas repetitivas de los transformadores acortan la vida útil de los transformadores de manera importante.
• Dieléctricos: el aceite que constituye el aislamiento de los transformadores y sus bornas pierde propiedades dieléctricas por efecto de las sobresolicitaciones a las que se ve sometida la máquina y por el paso de los años.
• Fallos de componentes: los cambiadores de tomas (en carga o en vacío) y las bornas son los componentes que mayor número de fallos y de más larga duración provocan en los transformadores.
Todos estos modos de fallo, de una manera más o menos precisa, pueden ser detectados en etapas incipientes (cuando aún no son graves, ni afectan a la disponibilidad) mediante un adecuado mantenimiento predictivo.
Actualmente existen infinidad de técnicas para el diagnóstico predictivo, algunas más desarrolladas que otras, que nos ayudan en la detección de los fallos en los transformadores desde sus etapas más tempranas. Estas técnicas puedes resumirse en la tabla siguiente:
Para que estos ensayos sean realmente efectivos, es importante que sean realizados por personal especialista, utilizando medios técnicos adecuados y en condiciones ambientales que garanticen su fiabilidad. La realización de ensayos (o la toma de muestras de aceite) en condiciones inadecuadas o por personal sin experiencia ha llevado infinidad de veces a obtener resultados de ensayos (o analíticas) que no reflejan la realidad del transformador en el momento del ensayo, induciendo a la toma de decisiones correctivas inadecuadas y, en muchos casos, perjudiciales para las máquinas.
También es importante que la interpretación de los resultados sea realizada por personal con experiencia, y utilizando históricos de los propios transformadores y de otros similares. Siempre es muy útil disponer de datos de diferentes ensayos y analíticas realizadas, de manera que sea un análisis combinado de todas ellas las que nos permitan toma decisiones. Los datos individuales pueden inducir a errores de interpretación, por lo que siempre es conveniente contrastarlos con los obtenidos en otros ensayos realizados.
