Incorporar los avances tecnológicos en sistemas de medición, comunicaciones, monitoreo y control, además de profundizar las mantenciones es el principal desafío que presentan actualmente los transformadores instalados en el Sistema Eléctrico Nacional, los cuales se insertan en los mayores requerimientos de seguridad ante la expansión de la infraestructura energética y a la integración de nuevas tecnologías como son las energías renovables variables y el aumento de la electrónica de potencia en las redes.

Según indican a este medio los especialistas en esta materia, los requerimientos de seguridad vienen de la mano con el incremento del parque transformador en el sistema local. De acuerdo con los datos entregados por el Coordinador Eléctrico Nacional a ELECTRICIDAD actualmente se registran 1.903 transformadores instalados, de los cuales 1.567 son del tipo 2D, mientras que 337 son 3D.

La Región Metropolitana encabeza el número de transformadores instalados con 320 unidades, seguida de la Región de Antofagasta (319) y la Región de Valparaíso (209).

Por su parte, la capacidad total del parque transformador en el sistema eléctrico llega a 95.702 MVA, de los cuales 58.849 MVA pertenecen a equipos 2D y 35.854 son 3D.

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Seguridad

Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía y director de Cigre Chile, quien precisa también la importancia de supervisar la carga de estos equipos, particularmente “en forma remota desde los centros de control y despacho de sus propietarios, porque existe el riesgo que al someter a los transformadores a sobrecargas por sobre los límites aceptados, se reduzca su vida útil o aumente la frecuencia de mantenimientos”.

A su juicio, también es importante medir regularmente los gases y humedad en los transformadores, señalando que esta es “una práctica normal en las empresas transmisoras chilenas”.

Dentro de los principales desafíos en esta materia, Barrientos sostiene que el aumento de la electrónica de potencia en las redes, asociada a generación renovable variable u otras fuentes, “debiera motivar a las empresas a medir permanentemente la contaminación armónica y analizar sus posibles efectos en la vida útil de estos equipos eléctricos”.

“Otro desafío importante es programar las mantenciones de los transformadores y sus elementos anexos. No sólo depende de la voluntad de los propietarios y las autorizaciones del Coordinador Eléctrico, sino que también de las condiciones existentes al momento de realizar una mantención”, precisa.

Según el especialista, otro reto es incorporar “avances tecnológicos en sistemas de medición, comunicaciones, monitoreo y control de las subestaciones de poder y sus equipos principales, como transformadores en alta tensión”.

Reglamento

Un hito en materia de seguridad es el que se produjo con la entrada en vigencia, en 2018, del “Reglamento de Seguridad de las Instalaciones eléctricas destinadas a la producción, transporte y prestación de servicios complementarios, sistemas de almacenamiento y distribución de energía eléctrica de media y alta tensión”, donde se establecen los requisitos mínimos de seguridad que deben tener este tipo de infraestructura.

La normativa señala que los operadores de las instalaciones eléctricas deben contar con un Sistema de Gestión de Integridad de Instalaciones Eléctricas (Sgiie), donde se debe incluir los requisitos que establezcan los 17 pliegos técnicos asociados a este reglamento, los cuales actualmente son revisados en la Comisión Nacional de Energía (CNE) para su definitiva publicación.

Luis Ávila, superintendente de Electricidad y Combustibles, explica a ELECTRICIDAD que el organismo fiscalizador propuso considerar en la normativa de seguridad a nuevas tecnologías como los llamados transformadores seco.

“Las nuevas exigencias se basan en normas internacionales de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC en inglés) y se refieren a aspectos medioambientales y técnicos que deben cumplir estos equipos, además de regular el uso, el que será restringido a espacios interiores de edificios, centros comunitarios y salas eléctricas, entre otros. Lo que buscamos es que la manipulación de estos transformadores no represente un riesgo para el sistema eléctrico en su conjunto y para quienes trabajan directamente con este equipamiento”.

Y es que, a juicio de la autoridad, los puntos más sensibles de las subestaciones eléctricas “son los transformadores y las celdas de operación, que son equipos fundamentales para el funcionamiento de estas instalaciones. Por lo mismo, requieren planes de mantenimiento adecuados, los que generalmente son entregados por el propio fabricante al momento de la adquisición de estos”.

Durante el proceso de elaboración de la actual normativa también se planteó incorporar estándares de diseño y de equipamiento en subestaciones eléctricas basados en normas internacionales como la IEC y del Instituto de Ingeniería Eléctrica y Electrónica (IEEE en inglés), como “la obligación de contar con sistemas de protección contra incendios, además de regular la forma de intervención segura de este tipo de instalaciones, basado en la norma estadounidense NFPA 70E”.

“En cuanto a tecnologías novedosas para Subestaciones, podríamos mencionar la incorporación de las subestaciones encapsuladas o asiladas en gas (SF6) y la incorporación de los trasformadores secos, ambos aspectos que consideramos fundamentales para la mejorar la seguridad de este tipo de instalaciones”, complementa Ávila.

El superintendente indica, una vez que estén publicados los pliegos técnicos, se generen impactos positivos para la seguridad del sistema eléctrico local: “Uno de ellos es mejorar el nivel de seguridad de las instalaciones del sistema eléctrico nacional y la definición de reglas y estándares claros para todos los actores del mercado, que garanticen que la seguridad de las instalaciones de las subestaciones eléctricas en Chile esté a la par de los estándares de seguridad definidos internacionalmente”.

Ello, porque, según la autoridad, “dentro de las principales causas de cortocircuitos en subestaciones eléctricas en Chile, están las que se producen al interior de los transformadores, como cortocircuitos entre devanados a través del aceite, o a través del medio de extinción de arco, entre los contactos de un interruptor de poder y el estanque que los contiene, y las fallas por pérdida de aislación, generalmente asociadas a animales o a mantenciones deficientes por parte de las empresas responsables”.