EL CIME PRESENTE EN LA REUNION CONVOCADA POR STC METRO REPORTE DEL RECORRIDO CON EL JEFE DE GOBIERNO A LA LINEA 1 DEL METRO.
CURSO DE CAPACITACION ESPECIALIZADA EN SISTEMAS CORTAFUEGOS IMPARTIDO
POR LA INTERNATIONAL CODE COUNCIL.
REUNIÓN ANCE
Convenio de colaboración
1-3
CIME presente en la reunión de SCT metro reporte de recorrido Linea 1
4-11
Cursos
12-14
Tipos de conectores de carga EV: Lo que necesitas saber
18-19
Reunión con ANCE
20-28
Estudios de capacidad de acceso de generación conforme a RDC/DE/001/21
32-35
Mantenimiento predictivo de activos eléctricos: Base para su implantación y casos de éxito en transformadores de potencia
Revista CIME, Año 1 No. 23 Octubre 2023. Revista Mensual editada y distribuida por CIME AC. Tel (998) 213 6683, Av nader #40 int 12 SM 2A. Certificado de Licitud de título: En trámite, Certificado de Licitud de Contenido: En trámite, Reserva al título en Derechos de autor: En trámite.
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Inició con una presentación del Ing. Calderón a los asistentes de las finalidades del recorrido, procediendo a bajar al andén de Vía 1 para abordar el tren NM16 fabricado por CAF y remodelado en sus sistemas por CRRC, durante el trayecto hasta la Estación Pino Suárez se realizaron en una pantalla exprofeso mediante una presentación las explicaciones llevadas a cabo en el tren y en el CBTC nuevo y todos los sistemas de control y electromecánicos, explicados por el Director de Transportación del STC y por el Responsable de la empresa CRRC.
Se realizó el cambio al andén de vía 2 para regresar a la Estación Zaragoza en uno de los nuevos trenes NM22 con la nueva tecnología, e igualmente con la presentación de los cambios realizados.
Finalmente, en el Andén de vía 2 de la Estación Zaragoza fue la sesión de preguntas y respuestas y tomas fotográficas.
Por parte de nosotros los asistentes en representación del CIME se conversó con:
• El Presidente de CRRC quién nos comentó que sería conveniente iniciar una relación con su contraparte el Colegio Chino de Ingenieros, otorgándole las tarjetas del CIME y él su Tarjeta personal, encargando a su traductora que nos contactara posteriormente para iniciar las relaciones
• Igualmente comentamos con el Director General del STC la posibilidad de apoyar técnicamete en el futuro
• Conversando con el Subdirector General de Operación nos comentó algunas ideas que han platicado con el Ing. Calderón para certificar a personal del Metro
Ing. Roberto Flores Carballo
Presidente del Comité Permanente de Peritos en Transportación Terrestre del CIME
Ing. Guillermo A. Aguilar Hurtado
Presidente del Comité Permanente de Peritos en Movilidad e Ingeniería Automotriz del CIME
LUGAR DE REUNION: ZONA DE TAQUILLAS EN LA ESTACION ZARAGOZA EN LADO NORTE (VIA 1)
A LAS 12:50 hrs.
Lic. Martí Batres.- Jefe de Gobierno de la CDMX
Lic. Andrés Lajous.- Secretario de Movilidad de la CDMX
Ing. Guillermo Calderón Aguilera.-Director General del S.T.C.
Arq. José Javier Jiménez Alcaraz.- Exdirector General del S.T.C.
Lic. Jorge Gaviño.- Exdirector General del S.T.C. y Diputado Federal
Ing. Raúl González Apaulaza.- Exdirector General del S.T.C.
Mtro. Francisco Echavarri Hernández.
Subdirector General de Operación del S.T.C.
Ing. Nahum Leal Barroso.- Subdirector General de Mantenimiento del S.T.C.
Sr. Wang Qiaolín.- Presidente de CRRC Empresa China de Construción de FFCC y que está renovando con su Personal los Sistemas de Control y Electromecánicos de la línea 1 y proveedora de 29 trenes nuevos y remodelación de los demás trenes para la Línea 1
Ing. Ríoboo.- del Consejo Consultivo
Ing. Roberto Flores Carballo.- Representante del CIME ante el Consejo Consultivo y del Grupo Fundador del Metro
Ing. Guillermo A. Aguilar Hurtado.- Representante del CIME ante el Consejo Consultivo y del Grupo Fundador del Metro
Representantes en General del Consejo Consultivo del Metro
Personal de Operación y Mantenimiento del Metro y de las Empresas Involucradas Representantes de Medios Informativos.
Tanto si deseas cargar el vehículo eléctrico en casa, en el trabajo o en una estación pública, hay un aspecto esencial: El tipo de conector de la estación de carga debe adaptarse al tipo de conector del coche. Más exactamente, el cable que conecta la estación de carga con el vehículo debe tener el enchufe correcto en ambos extremos. Lógico, ¿verdad? Existen cuatro tipos de enchufes, dos para corriente alterna (CA) que permiten cargar hasta 43 kW y dos para corriente continua (CC) que permiten una carga rápida de hasta 350 kW.
EMPECEMOS CON CA. HAY DOS TIPOS DE ENCHUFES DE CA:
•El tipo 1 es un enchufe monofásico y es estándar para los vehículos eléctricos de América y Asia. Permite cargar el coche a una velocidad de hasta 7,4 kW, dependiendo de la potencia de carga del mismo y de la capacidad de la red de suministro eléctrico.
•Los enchufes de tipo 2 son enchufes trifásicos porque utilizan tres conductores para el paso de la corriente eléctrica. Así que, naturalmente, pueden cargar el coche más rápido. En casa, la velocidad de carga más alta es de 22 kW, mientras que las estaciones de carga públicas pueden tener una potencia de carga de hasta 43 kW, dependiendo, como se ha dicho antes, de la potencia de carga del coche y de la capacidad de la red.
EXISTEN DOS TIPOS DE ENCHUFES PARA CARGA DE CC:
•CHAdeMO: Este sistema de carga rápida se desarrolló en Japón y permite capacidades de carga muy altas, así como carga bidireccional. Actualmente, los fabricantes de automóviles asiáticos están liderando el mercado en la oferta de coches eléctricos compatibles con un enchufe CHAdeMO. Permite cargar hasta 100 kW.
•CCS: El enchufe CCS es una versión mejorada del enchufe de tipo 2, con dos contactos de alimentación adicionales para la carga rápida. Es compatible para carga de CA y CC. Permite cargar a una velocidad de hasta 350 kW.
En Europa, el cargador de CA de tipo 2, un enchufe trifásico, es el estándar y la mayoría de las estaciones de carga disponen de una toma de tipo 2. Pero ten cuidado, algunas estaciones de carga utilizan un cable fijo. Un cable fijo adosado a la estación puede tener sentido en lugares donde siempre se carga el mismo coche, como en casa o en un lugar fijo de estacionamiento para empleados. Es cómodo porque no tienes que llevar constantemente un cable en tu vehículo. Ten en cuenta que si cargas el coche en una estación de carga pública que usa un cable fijo, tendrás que comprobar si el cable permite la conexión con el conector de tu coche. Puedes comprobarlo, por ejemplo, en el mapa de estaciones de carga EV de Plugshare.
Veamos dos breves ejemplos. Si vives en Europa y tienes un coche europeo como el Renault ZOE, puedes cargar en una estación pública utilizando un cable de carga con enchufes de tipo 2 en ambos extremos (de tipo 2 a tipo 2). La velocidad máxima puede ser de hasta 43 kW.
Ahora bien, ¿qué ocurre si vives en Europa y conduces un coche asiático como el Nissan LEAF? Bueno, necesitarás un cable que permita conectar el enchufe de tipo 2 de la estación de carga con el conector de tipo 1 de tu vehículo (de tipo 2 a tipo 1). La velocidad máxima será de hasta 7,4 kW.
Como conclusión:
Hay cuatro tipos de enchufes de salida, dos para CA (tipo 1 y 2) y dos para CC (CHAdeMo y CCS).
El tipo 1 es habitual en los vehículos estadounidenses, es un enchufe monofásico y puede cargarse a una velocidad de hasta 7,4 kW.
El tipo 2 es estándar en los vehículos europeos y asiáticos a partir de 2018, es un enchufe trifásico y puede cargarse hasta 43 kW.
El enchufe CCS es una versión del tipo 2 con dos conductores adicionales. Permite una carga muy rápida.
El enchufe CHAdeMO se puede encontrar en los coches asiáticos y permite altas capacidades de carga, así como carga bidireccional.
ACTA DE LA REUNIÓN CIME – ANCE.
Fecha: 28 de agosto de 2023 Horario: 10:00hrs.
Lugar: Instalaciones del CIME.
1. Lista de Asistencia.
• XXXIX Consejo Directivo CIME: Asistieron los Ingenieros:
Ricardo Morales Salazar Presidente Rigoberto Cruz Alfaro Presidente CONAPPTEL Víctor Salamanca Silva Miembro CONAPPTEL
• ANCE - Asociación de Normalización y Certificación A.C.:
Abel Hernández Pineda Director General
Andrés Martínez Magaña Gerente Telecomunicaciones Erik Fritz Andrade Gerencia de Desarrollo e Innovación
2. Asuntos por tratar:
3. Presentación
4. Solicitud de apoyo al Comité Nacional Permanente de Peritos en Telecomunicaciones para la Evaluación de tecnologías.
Acuerdo: ANCE proporcionara listado de necesidades para análisis del CONAPPTEL y convenio para revisión del XXXIX Consejo Directivo.
5. Recorrido del CIME. - NO REALIZADO.
6. Firma Libro de Honor. -NO REALIZADO.
• Fecha de la próxima reunión: NO SE COMENTO.
Con la tendencia creciente de la generación distribuida y el incremento de tudes de conexión de las nuevas generaciones en sus redes, justificando su
En un artículo anterior [1] se presentó el trabajo realizado y los resultados obtenidos del modelado automático de las redes de distribución eléctrica para su visualización en Google Earth partiendo de los archivos de texto plano que los distribuidores eléctricos suministran anualmente a la CNMC según la circular 4/2015 [2] de la CNMC. En el modelo obtenido se disponen familias de datos de la red (líneas, nudos, generadores, CTs…) geo localizados para cada tipo de elemento que permiten revisar la corrección de los datos de dichos archivos (posición, conectividad, cargas, parámetros de impedancia, etc…).
Para determinar la capacidad de acceso en cada punto de las redes de distribución se debe realizar un estudio mediante algún software de flujo de cargas. Estos estudios son el objetivo final del trabajo realizado en colaboración con ASEME [3]. En nuestro caso se utiliza Powerworld © ya que es el que dispone la Universidad de Burgos.
plantas solares, los distribuidores deben atender las peticiones de solicicapacidad de acceso.
Con él se simularán las distintas situaciones que hay comprobar según el RDC/DE/001/21 [4], aportándose un informe final de capacidad que puede ser utilizado ante los solicitantes de una nueva conexión de generación. Hay que indicar que la capacidad de acceso para redes de transporte y de distribución es distinta [5]. En nuestro caso solo hablamos de redes de distribución y las condiciones de cálculo se han establecido junto con ASEME.
Para mostrar el proceso y los resultados se incluyen a continuación, los datos obtenidos en un estudio real, la del distribuidor R1-037 Cardener Distribución, que como muestra la Ilustración 1, está formada por más 640 líneas con más de 180 kms de longitud total, tiene 630 nudos, 199 CTs, una carga de 6,2 MW y 10 nudos de generación (se incluyen los puntos frontera).
Como se ha indicado, una vez obtenidos los archivos de Google Earth y comprobados los datos topológicos y eléctricos de la red de distribución, se procede a su exportación a un formato de archivo que el Software de flujo de cargas Powerworld pueda reconocer. En este caso se generan dos nuevos archivos para cada distribuidor, también de texto plano: uno de datos técnicos necesarios para el cálculo del flujo de cargas (conectividad de líneas, impedancia, capacidad térmica, cargas, etc..) que sería el equivalente al de formato CDF (Common Data Format) de IEEE [6] o PTI-RAW. Por otro lado, se genera otro archivo gráfico de esquema denominado oneline (equivalente al esquema slide de PSSE), con las coordenadas y símbolos de todos los elementos de la red y de los datos que se muestren en el esquema. Como puede observarse en la Ilustración 2, al importar estos archivos en el simulador se mantienen las coordenadas indicadas en Google Earth (y por tanto el trazado) y el color de las líneas. Además,
se añaden las etiquetas y campos de datos de los elementos en capas por familias para poder activar su visualización según interese, ya que un exceso de datos en pantalla es molesto.
El modelo base del simulador incluye un trazado del mapa de España, que inicialmente sirve para comprobar el trasvase de formato y la ubicación de la red.
El primer problema que aparece para simular el flujo de potencias de la red es que todas las redes de distribución de energía eléctrica son malladas, pero normalmente su explotación se hace en anillo abierto y el distribuidor debe indicar esos “puntos de apertura” que hacen la red radial y que normalmente se realizan mediante seccionadores. Una de las opciones que se ha dispuesto para ello es que el distribuidor haya indicado en la Tabla 15 de la CNMC, correspondiente a “Equipos de mejora de la fiabilidad”, los seccionadores abiertos y el tramo de línea que desconectan. Estos tramos aparecen ya desconectados en el modelo. En otros casos, el distribuidor tiene que suministrar esa información de alguna otra manera, por ejemplo, mediante un listado de las líneas que se encuentran desconectadas. En la Ilustración 3 se muestra como un elemento de maniobra se encuentra abierto y desconecta un tramo de línea (en negro).
Si bien el simulador importa correctamente los datos de la red, la claridad de los flujos de potencia por las líneas es muy importante. Dado que los datos del trazado de las líneas provienen de las coordenadas del GIS el trazado de varios tramos subterráneos que discurren paralelos se superpone y es difícil determinar cuántas líneas existen. En el diagrama del simulador es conveniente que se distinga cada tramo, para lo cual deben separarse y colocar las etiquetas con los nombres de las líneas. Este trabajo es manual, y para clarificar y simplificar el trazado de las líneas se recolocan para evitar cruces con el resto de trazado de líneas.
También, dado que en la generación automática del esquema del simulador los datos o etiquetas de cada elemento se disponen en una posición fija respecto del mismo, puede ser muy útil recolocarlos para que no se superpongan con otros. En la Ilustración 4 se ve cómo se han separado tres tramos de línea y recolocado las etiquetas de dos de ellos. Asimismo, se han eliminado algunos vértices cuyas coordenadas claramente eran incorrectas.
Finalmente, también se añaden al esquema una serie de datos globales y de control (ver Ilustración 5) como las potencias activa reactiva consumida (PL y QL) y generada (PG y QG) en la red, las pérdidas (Losses), el índice de carga de los CTs, etc.
Cuando se han importado los datos de los 2 archivos se ajusta el modelo para un flujo inicial donde las cargas corresponden a un nivel de carga del 20% de la potencia nominal de los CTs como carga básica y un factor de potencia para todas las cargas de 0,9 inductivo. En caso de que el distribuidor disponga de los datos de carga de cada CT, estos datos de demanda se pueden cargar desde una hoja de Excel creada a tal efecto y de esa forma se hace una simulación más ajustada a la realidad.
En el estudio básico se comprueba que todas las magnitudes de tensiones y flujos por las líneas están en niveles aceptables. En la Ilustración 6 puede verse un mapa de tensiones de la red donde se aprecia el efecto de las generaciones conectadas que elevan la tensión en los nudos cercanos a las mismas.
Una vez que el distribuidor recibe una solicitud de conexión en su red, éste determina el nudo más adecuado y se procede a determinar la “Capacidad de Acceso” [4] en ese nudo, que determinará la máxima potencia generada que se puede inyectar en ese
nudo. Para ello se establecen varias condiciones de explotación que determinan dicha potencia máxima, tomándose la menor de ellas como Capacidad de Acceso.
En esta condición se trata de determinar la generación que inyectada en el nudo considerado lleva a la primera línea más cargada al 70% de su capacidad. Para ello se conecta un generador en el nudo y se va incrementando progresivamente su potencia hasta que una línea se halle al 70% de su capacidad (esa capacidad de la línea es obtenida de la tabla 10 de la CNMC). Además de obtener en la simulación una tabla con líneas ordenadas por nivel de carga, puede visualizarse un mapa de dicho nivel de carga. Un ejemplo puede verse en la Ilustración 7, donde con una inyección de 2,9 MW en el nudo 8404 de una red determinada, la línea A94, con una capacidad de 4,1 MVA se halla al 70,1% de su capacidad.
En la Ilustración 8 se muestra el mapa de carga de las líneas en este caso. El máximo del 70% se indica mediante el color rojo y en este caso se puede observar que el tramo afectado corresponde precisamente a la línea que evacúa la generación en estudio.
Otra de las condiciones para determinar la capacidad de acceso en un nudo es que la conexión/desconexión de la generación a estudiar suponga una variación de la tensión menor del 3% si la tensión de la red es menor de 36 kV o del 2% si la tensión de la red es superior a 36 kV. Para comprobar esta condición se utiliza el modo “diferencia” del simulador, que muestra la variación entre dos casos distintos. En el caso base, la generación está desconectada y en el caso diferencia se varía la generación inyectada y se muestra la diferencia de tensión que produce la nueva generación. En el caso de aplicación la tensión de la red es de 25 kV, por lo tanto, la variación debe ser menor del 3% (0,030 en el sistema p.u.) y esta variación se produce con una generación de 5,05 MW en el nudo, como se muestra en la Ilustración 9.
Una condición adicional para el cálculo de la capacidad de acceso es que ésta no debe sobrepasar el 10% de la potencia de cortocircuito en el nudo en estudio. Esta potencia de cortocircuito puede obtenerse en el simulador mediante su módulo de análisis de fallas. Para ello únicamente se consideran los fallos trifásicos, por lo que no son necesarios los datos de las redes de secuencia negativa y homopolar.
El archivo 2AUX enviado por los distribuidores a la CNMC contiene una tabla con los datos de la potencia de cortocircuito de la red en los puntos frontera en kA, así como la relación reactancia-resistencia X/R de la impedancia de cortocircuito. Dichos puntos frontera se modelan en el simulador como generadores síncronos con la tensión especificada en explotación del punto frontera, y a partir de esos datos de cortocircuito se calculan los datos de reactancia y resistencia síncrona necesarios para modelar el cortocircuito en el generador. Una vez comprobada la corriente de cortocircuito en el punto frontera puede calcularse la que se produciría en el nudo de conexión de la nueva generación.
En el caso de aplicación que se está mostrando como ejemplo, la corriente de cortocircuito en el punto frontera es de 5.127 A, con una relación X/R de 4,45.
Se calculan la resistencia y reactancia de cortocircuito en el sistema p.u. Tomando como base una Potencia de 100MVA y la tensión de 25 kV se tiene:
En el sistema por unidad la corriente de cortocircuito es:
Y, por tanto, la impedancia de cortocircuito es:
Para calcular la resistencia y reactancia usamos la relación X/R.:
que resulta en
Introduciendo esos valores en el modelo, la corriente de cortocircuito es de 5.137 A, que se considera correcto.
A partir de ese cálculo, la corriente de cortocircuito en el punto de conexión del generador a estudiar, nudo 8404, es de 2.014 A según el simulador.
La potencia de cortocircuito sería entonces
Y por límite del 10% en el punto de conexión, entonces Pmax = 8,72 MW
Con las capacidades de acceso obtenidas en cada una de las situaciones anteriores, se determina que la capacidad de acceso, la menor de todas ellas, en este caso como se muestra en la tabla resumen, 2,9 MW.
Los datos de la red obtenidos desde el procesado automático de los archivos de la circular 2015 proporciona de una manera fácil y rápida un modelo válido para que el simulador de flujo de cargas pueda determinar cada una de las condiciones que determinan la capacidad de acceso. Tras un leve proceso manual de arreglo de los esquemas para una mejor visualización (especialmente en redes urbanas/subterráneas), se simulan fácilmente las condiciones requeridas para determinar la capacidad de acceso en un punto de la red.
Toda la información de las simulaciones puede ser visualizada en forma de animación, de mapa de niveles de tensión o de carga de las líneas o en forma de tablas numéricas.
Cabe indicar que además existe una herramienta gratuita de Powerworld, denominada Viewer, que permite a los distribuidores ver todos los todos los valores y resultados de las simulaciones hechas en la red, aunque no permite modificación alguna de las condiciones de explotación.
El trabajo futuro se dirige a exportar los resultados de las simulaciones a otros formatos de simuladores, como PTI RAW y a establecer simulaciones de ciclos de carga horarios que permitan observar el efecto de las plantas solares en las variaciones diarias de tensión ya que varios distribuidores han mostrado su interés en ese aspecto.
La reunión fue organizada por la ASAMBLEA DE REPRESENTANTE DE LAS GENERADIONES DE LA FACULTAD DE INGENIERÍA EN LAS INTALACIONES DEL COLEGIO DE INGENIEROS CIVILES DE MÉXICO.
Reunión con protección civil: miércoles 09 de agosto instalaciones del CIME para Convenio de Colaboración.
Ing. Iván Calderón Picazo, quien está coordinando estas reuniones
La penetración de energías renovables y la electrificación del transporte, en menor medida a día de hoy, tienen un gran impacto en la red de distribución y transporte de energía eléctrica. El sistema centralizado de la red se ha transformado en un sistema descentralizado e inteligente en donde las tecnologías renovables están asumiendo un papel cada día más predominante con el objetivo de alcanzar los objetivos de desarrollo sostenible en materia de energía y cambio climático. Es en este punto en el que las redes inteligentes (Smart Grid) deben hacer que la red de energía eléctrica sea eficiente, fiable y resiliente en todo momento.
Como se muestra en la Figura 1. De la misma forma, todos los activos que intervienen en la operación de la red, deben tener esas mismas características. Para conseguir que todos los activos trabajen de esa forma, a parte de la correcta definición de sus condiciones de trabajo, es necesario que todos se encuentren en las mejores condiciones, lo más cercano a su estado inicial, teniendo en cuenta que los activos se degradan con el tiempo. Mantener los activos en las mejores condiciones para que sean capaces de desempeñar su función, es una de las tareas del mantenimiento de activos.
La tendencia actual es realizar un mantenimiento predictivo con el objetivo de adelantarse al fallo, dejando en segundo lugar al mantenimiento correctivo en donde las acciones se realizan únicamente después del fallo del activo. El mantenimiento predictivo, basándose en la monitorización de los parámetros de los activos y la aplicación de fórmulas, permite comparar la salud de activos instalados en ubicaciones similares, estudiar posibles deterioros prematuros y optimizar el funcionamiento y/o los planes de mantenimiento de los activos, y ayudar en los procesos de toma de decisiones para futuras inversiones en activos o la prolongación de su vida útil.
En las redes de distribución y transporte están involucrados una gran diversidad de activos eléctricos, como, por ejemplo, líneas aéreas o subterráneas, transformadores de potencia, de distribución o de medida, interruptores automáticos, seccionadores de puesta a tierra, etc. Uno de los activos clave de la red son los transformadores de potencia, además, son equipos críticos y muy costosos. Aunque por lo general los transformadores son activos de la red muy fiables, como todo activo es susceptible de sufrir fallos, además, existen muchos mecanismos de
degradación que pueden darse tanto en componentes como en subsistemas, que harán que disminuya la vida útil del activo. Para detectar los mecanismos de degradación, se debe evaluar la condición de una serie de parámetros que ayudan en la toma de decisiones sobre la operación, la reparación, el reacondicionamiento o el reemplazo de los transformadores.
Para poder utilizar los algoritmos de mantenimiento predictivo, es necesario proporcionar al sistema de datos. Estos datos provienen de datos históricos de ensayos o fallos, de nuevos ensayos, observaciones e inspecciones, de forma puntual o a través de monitorización continua. Un conjunto de acciones de mantenimiento que se realizan en los activos y que disponen de elementos en común, se conoce como gama de mantenimiento, en transformadores de potencia, estas gamas son muy diversas. Cada gama de mantenimiento tiene una frecuencia definida, inicialmente por los técnicos de mantenimiento y, una vez que los algoritmos de mantenimiento predictivo están funcionando, en función de los resultados de los algoritmos, por lo que todos los años no se realizan las mismas acciones, ni tampoco en los mismos transformadores.
En este artículo se van a mostrar algunas de las gamas de mantenimiento que se llevaron a cabo en un parque real de transformadores de potencia perteneciente a un operador del sistema de distribución, también se van a presentar los defectos identificados y las posibles acciones a realizar para impedir que el defecto se convierta en un fallo.
En esta campaña de ensayos e inspecciones se detectaron 17 defectos, a través de 5 diferentes gamas de mantenimiento. En la Figura 2 se muestra el desglose de las gamas que detectaron los defectos. Los ensayos eléctricos y los análisis de calidad del aceite fueron los que mayor número de defectos identificaron, 5 y 7 defectos, respectivamente. En los ensayos de calidad del aceite se detectó que éste no se encontraba en condiciones óptimas para cumplir su función debido a valores fuera de rango de contenido en agua, tensión de ruptura dieléctrica o factor de disipación dieléctrica, entre otros, por lo que la acción a realizar es el tratamiento del aceite. Los ensayos eléctricos identificaron cuatro tipos de defectos, el más importante es el que indica la degradación del aislamiento sólido, y cuya acción es únicamente vigilar su evolución y tener en cuenta el reemplazo del transformador a corto/medio plazo. En cuanto al resto de acciones a tomar para corregir los defectos detectados por los ensayos eléctricos, se encuentra la reparación de cambiadores de tomas en carga (CTC), el reemplazo de auto-válvulas, y el reemplazo de bornas de media tensión (MT).
En la inspección visual se examina el transformador en busca de posibles fugas de aceite, corrosión de las superficies de los elementos, y el correcto funcionamiento de los indicadores (temperatura, nivel de aceite, etc.), bombas, moto-ventiladores y conexiones de la caja de control. El defecto recogido en la Figura 2 relativo a la inspección visual, se trató de una fuga de aceite en bornas de alta tensión (AT), lo que obligó a reemplazar dichas bornas. Como ejemplo de este tipo de defecto, la Figura 3 muestra una fuga en una borna, se puede apreciar cómo se genera un cerco alrededor de la borna al producirse una fuga de aceite por la misma.
En la inspección visual se examina el transformador en busca de posibles fugas de aceite, corrosión de las superficies de los elementos, y el correcto funcionamiento de los indicadores (temperatura, nivel de aceite, etc.), bombas, moto-ventiladores y conexiones de la caja de control. El defecto recogido en la Figura 2 relativo a la inspección visual, se trató de una fuga de aceite en bornas de alta tensión (AT), lo que obligó a reemplazar dichas bornas. Como ejemplo de este tipo de defecto, la Figura 3 muestra una fuga en una borna, se puede apreciar cómo se genera un cerco alrededor de la borna al producirse una fuga de aceite por la misma.
acetileno (C2H2), etileno (C2H4), etano (C2H6), monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO2). El AGD es la herramienta de diagnóstico más extendida y utilizada para medir, identificar e interpretar la concentración de estos gases en el aceite del transformador. Dependiendo del tipo de defecto existente en la parte activa del transformador (núcleo y devanados), se producen diferentes mecanismos de degradación del aislamiento, lo que provoca la generación de diferentes concentraciones de gases. Cuando se producen defectos eléctricos y/o térmicos en el aceite del transformador, el aceite se degrada generando gases combustibles, tales como H2, C2H2, CH4, C2H6 y C2H4, pero, cuando la descomposición ocurre en el aislamiento celulósico, los gases generados son CO y CO2, indicativos de una falta térmica. El caso identificado durante la campaña AGD se debe a la elevada concentración de C2H4, que superó los límites establecidos en las guías IEC e IEEE, esta concentración elevada es indicativa de la existencia de un defecto térmico de temperatura superior a 700 oC. En este caso, la acción más adecuada, sería la reparación del defecto térmico, lo que conlleva el desenchufado del transformador. En ocasiones, dependiendo de la edad del transformador y el resto de resultados de ensayos e inspecciones, esta acción no es viable puesto que hay que valorar el coste-beneficio de realizarla, ya que esta acción tiene un alto coste.
Por último, la gama de mantenimiento de análisis de gases disueltos (AGD) en aceite tiene el objetivo de medir la concentración de gases presentes en el aceite del transformador. Durante la vida operativa de los transformadores de potencia, una serie de gases pueden formarse a causa del envejecimiento natural del aislamiento (líquido o sólido), o debido a la existencia de defectos incipientes, o grandes defectos térmicos o eléctricos. Los principales gases que se encuentran disueltos en el aceite del transformador y son generados por los mecanismos de degradación del aislamiento son hidrógeno (H2), metano (CH4),
Todos los datos obtenidos en las distintas campañas de medidas alimentan los algoritmos desarrollados para el mantenimiento predictivo, que dan como resultados los indicadores de salud, entre los que se encuentran el índice de salud, la vida restante estimada, la probabilidad de fallo, y el índice de riesgo, así como las recomendaciones o acciones a tomar para disminuir los defectos identificados. A partir de los resultados de las gamas de mantenimiento y utilizando los límites establecidos en los algoritmos, se obtienen las puntuaciones individuales de los parámetros de condición que componen cada una de estas gamas. Para el cálculo del indicador de salud se utilizan todos los parámetros de condición calculados y ponderados, puesto que no todos ellos tienen la misma importancia dentro de los mecanismos de degradación del activo. La obtención del índice de salud del transformador permite calcular la vida restante estimada y la probabilidad de fallo, por último, si se tiene definida la criticidad del activo, es posible obtener el índice de riesgo utilizando la criticidad y la probabilidad de fallo. La utilización de estos indicadores ayuda en los procesos de toma de decisiones para futuras inversiones en activos o la prolongación de su vida útil.
