El balance de planta de un parque eólico también necesita una inspección

Por Paul Dvorak | 28 de julio de 2016

Judá MoiséssonPE CEM, vicepresidente de operaciones, Cooke Power Services

El balance de planta (BOP) es el eslabón más importante para entregar la energía producida por un parque eólico al mercado. El BOP consta del transformador tipo pedestal en la base de la turbina eólica hasta el sistema de recolección y la subestación. El BOP también incluye líneas de transmisión, torres meteorológicas, caminos y drenaje.

Si bien la mayor parte de la discusión sobre O&M se enfoca en los componentes de las góndolas, el equipo BOP también necesita atención. Es aconsejable planificar los mejores procedimientos de inspección y mantenimiento de BOP de su clase para mantener un parque eólico en pleno funcionamiento. Las inspecciones descritas aquí representan actividades esenciales que ayudan a garantizar la operación segura y rentable de un parque eólico.

El desafío para los propietarios y operadores de parques eólicos es reconocer la necesidad de presupuestar estos procedimientos. Sus costos representan menos del 10% del presupuesto total de operación y mantenimiento de un parque eólico típico. Para mantener ese enlace en la producción de energía en funcionamiento, este artículo se enfoca en cómo inspeccionar el equipo de voltaje medio (MV) de los transformadores tipo pedestal, el sistema de recolección, la subestación y el equipo de alto voltaje (HV) en la subestación.

La imagen IR revela tres conexiones sueltas o dañadas (SP 2, 3 y 6) en un transformador tipo pedestal. Las seis conexiones son el cableado trifásico de 34,5 kV que conecta esta turbina con sus vecinas a ambos lados, dirigiendo la energía a la subestación. Las conexiones sueltas o dañadas son responsables del aumento de calor. Las buenas conexiones se mantienen más frías.

Transformadores tipo pedestal

Estos transformadores son necesarios para tomar la salida del generador de 600 a 900 V y aumentarla hasta el MV del sistema de recolección (típicamente 34,5 kV) para una transmisión eficiente a la subestación. Los transformadores han tenido una serie de problemas en los últimos 20 años que han requerido un plan de acción para inspección y mantenimiento.

Inspección de infrarrojos es un examen no evasivo de los transformadores en línea y bajo carga. La imagen adjunta muestra conexiones sueltas o dañadas.

Los resultados de la inspección se conocen de inmediato y, por lo general, todo lo que se necesita para corregir el problema es una breve interrupción. Sin una inspección, las conexiones sueltas o dañadas pueden fallar eventualmente, causando daños al transformador y presentando un riesgo de seguridad para el personal.

Muestreo de aceite de los transformadores es una práctica típica. Desafortunadamente, la industria eólica ha tardado en reaccionar a los resultados de esta prueba. Un plan de acción preferido debe ser identificar la causa raíz de los malos resultados de las pruebas y tomar medidas correctivas, como reparaciones internas seguidas de reemplazo de aceite. Los resultados de las pruebas más comunes muestran un aumento en los gases disueltos (DG). Estos típicamente incluyen hidrógeno, metano, acetileno, etileno y etano. Las altas concentraciones de DG pueden explotar cuando una unidad se enciende y se apaga.

La mayoría de los sitios simplemente cuelgan un candado rojo en estas unidades y las identifican como "no operar". Una turbina eólica individual ya no se puede aislar en el transformador con problemas, por lo que una interrupción de la cadena de la turbina es la única forma en que una cuadrilla puede realizar el mantenimiento de la turbina asociada.

Recientemente, ha aparecido en el mercado un método de filtrado de aceite que puede prolongar la vida útil de los transformadores con una GD elevada. Este proceso de filtrado genera un vacío en el depósito de aceite y presiona el aceite a través de un equipo especializado que elimina los gases y el agua del aceite. Los resultados se pueden documentar con un análisis de muestra de aceite posterior al filtrado. Este proceso, sin embargo, no repara el transformador.

La descomposición de los materiales de aislamiento eléctrico y los componentes relacionados dentro del transformador genera los gases. Por lo general, el costo de reemplazo de un transformador tipo pedestal oscila entre $25 000 y $60 000, según los voltajes de entrada y salida.

El transformador seguirá produciendo GD, pero puede proporcionar un período prolongado de funcionamiento seguro hasta que el nivel de gas vuelva a ser demasiado alto. El muestreo periódico de aceite le permitirá al propietario u operador saber si este proceso da como resultado meses o incluso años de funcionamiento normal.

Este empalme de cable se hizo sobre el suelo y ahora reside en una caja de empalme protectora.

Bóvedas de transformadores son los transformadores de pedestal tipo pedestal sobre los que descansan. Una práctica inicial en la industria de la construcción de parques eólicos fue colocar transformadores en bóvedas de fibra de vidrio. En algunos casos, las bóvedas de fibra de vidrio han resultado inadecuadas. Las inspecciones mostraron que los transformadores se inclinaban, se hundían o se movían más allá de los límites de los cables enterrados debajo de ellos. Una respuesta típica es reemplazar las bóvedas de fibra de vidrio por bóvedas de hormigón prefabricado. Esta reparación es suficiente para resolver el problema durante la vida útil de la planta.

el sistema de recogida tiene varios componentes de apoyo, pero el más importante son los cables de conexión de MT. El cableado de media tensión se extiende entre el transformador tipo pedestal en la base de la turbina eólica y la subestación, y está por encima o por debajo del suelo.

Circuitos de MT sobre tierra requieren más inspección y mantenimiento que las opciones subterráneas. La misma inspección IR realizada en los transformadores tipo pedestal puede identificar conexiones sueltas o dañadas. Además, se requiere la inspección visual de los postes y el equipo de montaje para garantizar que el sistema de recolección funcione correctamente. Las aves y los reptiles tienden a anidar y trepar sobre estas estructuras. Afortunadamente, hay disponible una variedad de accesorios de hardware para disuadir a la vida silvestre de instalarse en este equipo.

La imagen IR es de una conexión suelta o dañada en una subestación.

Circuitos de MT subterráneos son más costosos de instalar pero requieren menos mantenimiento. La excepción es una falla a tierra ocasional o una falla de empalme. Una falla a tierra puede ocurrir cuando un cable es dañado por una roca afilada o pesada. Se utiliza un "Thumper" para señalar la ubicación de las fallas a tierra, con información de los relés de registro de fallas en la subestación. El daño se repara con un nuevo empalme de cable. Muchos empalmes de cables de la construcción original permanecen bajo tierra y son un punto de falla común en el cable. Como resultado, los empalmes originales pueden fallar. El método de reparación es el mismo que para las fallas a tierra. Es costumbre hacer reparaciones de empalmes de cables sobre el suelo y cubrirlos con una caja protectora de empalmes.

Subestaciones contienen los equipos más típicos que se encuentran en un parque eólico. Los transformadores, interruptores, interruptores, relés y más están sujetos a protocolos reglamentarios. Estos protocolos determinan el cronograma y el alcance de las inspecciones, y se implementan para garantizar la seguridad del personal y el equipo. La mayoría de los propietarios u operadores de parques eólicos realizan estas tareas durante la temporada de poco viento para reducir la pérdida de generación e ingresos.

La herramienta más útil nuevamente es la cámara de inspección IR porque puede identificar rápidamente conexiones sueltas o dañadas dentro de la subestación. También es importante asegurarse de que los posibles riesgos de seguridad, como suficiente piedra en el patio de la subestación y control de malezas, sean una parte esencial del programa de mantenimiento. La piedra del patio sirve para varios propósitos, pero lo más importante es que proporciona una capa de alta resistencia (aislamiento) entre nuestro pie y el suelo. Las malas hierbas, si no se mantienen bajo control, pueden crecer rápidamente y pueden proporcionar un camino para una peligrosa falla a tierra dentro de la subestación.

Muchas cosas pueden salir mal en un parque eólico y no todos los riesgos se encuentran en la parte superior de la torre o en la góndola. Los equipos BOP, incluidos los transformadores tipo pedestal, los empalmes y otros, son tan esenciales para llevar la energía eólica a la red como el generador. El daño a un solo empalme o cable y una cadena de turbinas pueden desconectarse. El equipo BOP también debe recibir inspecciones de rutina para optimizar las operaciones de los parques eólicos.

La buena noticia es que hay proveedores de servicios externos altamente calificados disponibles para realizar todas las inspecciones y el mantenimiento necesarios en todo el BOP de un parque eólico.