para el área de electrotecnia.

1. Consideraciones para la Gestión de
Transformadores de Potencia, en el Marco de la
ISO 55000
E. Aliani 1
, A. A. Romero 2
Instituto de Energía Electrica, Universidad Nacional de San Juan - CONICET
Av. Libertador San Martín 1109 Oeste, San Juan, Argentina
1
enzo_aliani@hotmail.com
2
aromero@iee.unsj.edu.ar
Abstract—Failures or catastrophic events in power
transformers, which result in a negative economic impact on
electric companies, must be controlled and limited. An
important tool to deal with this issue is asset management. The
asset life cycle management and the assessment of involved
risk in each one of the life stages is very important, if an
electric company is looking for the implementation of an asset
management system. I.e., this allows for identifying what
actions over each unit of the power transformer fleet add value
to the organization, improve service quality and increase
reliability of the power system. This article describes some of
the main considerations for the management of power
transformers. Presented concepts are developed in the general
framework of the standards ISO 55000.
Resumen— Las fallas o eventos catastróficos en
transformadores de potencia, que tienen como resultado un
impacto económico negativo en las empresas prestadoras de
servicios eléctricos, son el determinante para que se preste más
atención en la gestión de estos activos. La gestión del ciclo de
vida y del riesgo, permite indicar qué acciones sobre las
unidades de un parque de transformadores, agregan mayor
valor económico a la organización, mejoran la calidad del
servicio y aumentan la confiabilidad del sistema de suministro
de energía eléctrica. El presente artículo establece las pautas
principales para realizar la gestión de los transformadores de
potencia, y desarrolla algunos de los conceptos en el marco
general de la normativa ISO 55000.
I. INTRODUCCIÓN
El transformador de potencia es un equipo fundamental
dentro de cualquier Sistema de Suministro de Energía
Eléctrica (SSEE). Su elevado costo y lo que representa
disponer del capital necesario para invertir en una nueva
unidad de transformación, representa un problema para la
industria, que además debe garantizar la operación continua
del SSEE. Exponerse a la falla de un equipo de estos
implica la disminución o suspensión del suministro eléctrico,
que se refleja en la mayoría de los casos en consecuencias
económicas. Por lo tanto, se debe buscar el balance entre la
confiabilidad del equipo y los costos de operación y
mantenimiento para que el activo cumpla sus objetivos de
manera consistente y sostenible en el tiempo. Esto se logra a
través de una gestión eficaz y eficiente del transformador de
potencia.
Este trabajo tiene como objetivo aplicar los conceptos
claves de la gestión de activos a los transformadores de
potencia. Es decir, proporcionar los conceptos y
consideraciones necesarias para llevar a cabo una adecuada
gestión de dichos activos.
En la siguiente sección se presentan los principales
conceptos y generalidades sobre gestión de activos en
relación a la visión general de la norma ISO 55000. En la
sección III, por su parte, se repasan los conceptos
fundamentales, subsistemas y clasificación del
transformador de potencia. En la sección IV, V y VI se
describen las actividades correspondientes a las etapas del
ciclo de vida del transformador de potencia y en la sección
VII se presentan los principales aspectos a tener en cuenta
en la gestión del riesgo. Finalmente, en la sección VIII se
presentan las conclusiones obtenidas de este trabajo.
II. GENERALIDADES DE GESTIÓN DE ACTIVOS
A. Introducción
La norma ISO 55000 establece procedimientos
organizacionales para la gestión de activos, es decir,
especifica los requerimientos para el establecimiento,
implementación, mantenimiento y mejora de un sistema de
gestión de activos [1].
B. Conceptos y Generalidades
La gestión de activos es el conjunto de actividades y
prácticas, sistemáticas y coordinadas, que una organización
utiliza para conseguir que sus activos entreguen resultados y
objetivos de manera consistente y sostenible, gestionando el
riesgo y fomentando la cultura corporativa [1]. Esta
definición de la gestión de activos representa
significativamente un mayor alcance que el de la gestión del
mantenimiento y operación de los activos físicos.
En el contexto del sector eléctrico, se puede definir a la
gestión de activos como el proceso sistemático de analizar
la relación costo-beneficio en la utilización, el
mantenimiento y la modernización de los activos eléctricos
mediante la combinación de prácticas de ingeniería y de
análisis económico con buenas prácticas empresariales [11].
Un activo es un ítem, una cosa, un bien o una entidad que
tiene un valor real o un valor potencial para una
organización [1]. La norma ISO 55000 menciona que los
activos a considerar pueden ser tangibles o intangibles,
financieros o no, etc., pero en el caso específico de sector
eléctrico el enfoque se centra en los activos físicos
(tangibles), y tal como se lo menciono anteriormente uno de
los activos más importantes es el transformador de potencia.
La gestión del transformador de potencia (o de un parque
de transformadores) involucra todas las etapas del ciclo de
2014 IEEE Biennial Congress of Argentina (ARGENCON)
978−1−4799−4269−5/14/$31.00 c 2014 IEEE 594

2. vida del activo1
y para ello es necesario conocer cada una de
estas. En general, las fases del ciclo de vida de un activo y
las actividades del ciclo de vida de un transformador son las
que se muestran en la Fig.1.
La gestión de los transformadores de una empresa
permite establecer un balance entre el costo, el riesgo y el
desempeño organizacional de tal manera de maximizar los
beneficios y garantizar el retorno de las inversiones.
Las principales ventajas de la implementación de la
gestión de activos son la garantía o la seguridad de que los
activos cumplirán su propósito requerido y la posibilidad de
lograr un mejor control del riesgo [4].
Fig.1. Ciclo de vida de un activo (superior) y actividades del ciclo de vida
de un transformador de potencia (inferior)2
.
Los principales beneficios de la implementación de un
sistema de gestión de activos son:
− Garantía o seguridad de que los activos cumplirán su
propósito requerido;
− Alineamiento de la visión de la empresa;
− Menos barreras internas y corporativas;
− Mejores resultados financieros;
− Mejor administración del riesgo;
− Mejores servicios y productos;
− Cumplimiento de la responsabilidad social y corporativa;
− Cumplimiento con las regulaciones y requerimientos;
− Mejor reputación;
− Mejora en la sostenibilidad organizacional.
III. EL TRANSFORMADOR DE POTENCIA
El transformador de potencia es un aparato eléctrico del
tipo estático, con dos o más arrollamientos destinados a
transformar, mediante inducción electromagnética, un
sistema de tensiones y corrientes alternas en otro sistema de
tensiones y corrientes de igual frecuencia, pero de valores
generalmente diferentes [5].
A. Subsistemas o Componentes de un Transformador de
Potencia
Se denominan sub-sistemas de un transformador de
potencia a las principales partes y accesorios que lo integran.
Cada subsistema está compuesto de una serie de sub-
componentes (partes de cada subsistema).
A continuación se listan los principales subsistemas de un
transformador [6]:
− Sub-sistema de aislamiento [7];
− Sub-sistema núcleo y bobinas;
1
Vida del Activo: Período desde la creación hasta el fin de vida del activo
2
Ciclo de vida, superior según PAS 55-1 [2]. Actividades del ciclo de vida,
inferior según CIGRE [3]
− Sub-sistema de refrigeración [8];
− Sub-sistema de conservación del aceite;
− Sub-sistema de regulación de tensión [9];
− Sub-sistema de medidores, indicadores y relés;
− Sub-sistema de accesorios.
B. Clasificación de Transformadores de Potencia
Existen diferentes criterios para clasificar los
transformadores, entre ellos se encuentran [10]:
1) Según el tipo de aparato: Transformador o
autotransformador.
2) Según el número de fases: Monofásico o trifásico.
3) Según el número de devanados: Dos arrollamientos o
tres arrollamientos.
4) Según el grupo de conexión: Conexión estrella
(conexión Y), conexión triangulo (conexión D) o conexión
zigzag (conexión Z).
5) Según el tipo de núcleo: Tipo acorazado o tipo
columna.
6) Según el medio refrigerante: Aire, aceite vegetal,
aceite mineral o aceite de silicona (poco común).
7) Según el tipo de refrigeración: Aceite Natural-Aire
Natural (ONAN), Aceite Natural-Aire Forzado (ONAF),
Aceite Dirigido-Aire Forzado (ODAF), etc.
8) Según la regulación: Relación fija, regulación
variable con carga o regulación variable sin carga.
9) Según la operación: Transformadores de generación,
transformadores de transmisión, transformadores de sub-
transmisión o transformadores de distribución.
IV.ETAPA UNO DEL CICLO DE VIDA:
CREACIÓN/ADQUISICIÓN
La etapa inicial del ciclo de vida de un transformador de
potencia comprende la creación/adquisición del activo
(transformador de potencia), abarcando las actividades o
sub-etapas de identificación de la necesidad, especificación,
diseño y construcción, y obtención del equipo.
Además, esta etapa debe centrarse en la integración de
los objetivos de la organización con los planes de gestión de
los transformadores de potencia, para ello deben
relacionarse el área de gestión de activos con el área de
planificación estratégica de la empresa [11].
A. Identificación de la necesidad
La sub-etapa denominada “identificación de la
necesidad” incluye la investigación y análisis de puntos o
áreas en el sistema de suministro de energía eléctrica que
requieran de la instalación, cambio o mejora de un
transformador de potencia. Los motivos de satisfacer dicha
necesidad pueden ser, por ejemplo: sustitución de equipos
antiguos, reubicación de equipos, aumento de la demanda,
instalación de una nueva carga, etc.
Por otro lado, la identificación de la necesidad debe estar
acompañada de la planificación estratégica la cual permite
asegurar la expansión del sistema a través de inversiones
que respondan a la creciente demanda en el momento
adecuado, pero también debe considerar la información
operativa y el monitoreo de los activos críticos (p. ej.
transformadores de potencia) para prever su renovación o
sustitución en el momento adecuado, es decir, antes de que
ocurra una falla irreparable o antes de llegar al fin de la vida
útil del activo [11].
Creación/
Adquisición
Operación y
Mantenimiento
Renovación/
Desinstalación
Identificación
de la necesidad
Especificación
Diseño y
construcción
Obtención
Operación
Mantenimiento
Monitoreo de
la condición y
diagnóstico
Renovación
Repotenciación
Remanufactura
Desinstalación
Reciclado, etc.
595

3. B. Especificación
En esta sub-etapa se tienen en cuenta las especificaciones
para la adquisición de los transformadores, las cuales deben
complementarse con las normas y estándares vigentes que la
empresa utiliza, que también deben revisarse para incluir las
directrices de nuevas tecnologías y de adecuación de los
activos cuyo desempeño ya no encuadre en las estrategias
de la empresa. La rutina de revisar sistemáticamente las
normas, estándares y especificaciones debe estar alineada
entre las áreas de gestión de activos y de ingeniería, ambas
integradas con el área de planificación estratégica de la
empresa [11].
Las especificaciones técnicas de los transformadores de
potencia, en general, contienen la siguiente información:
generalidades, normas, datos técnicos garantizados,
condiciones ambientales, aspectos constructivos, accesorios
normales y especiales, aceite aislante, repuestos, ensayos,
embalaje y acondicionamiento para el transporte, entre otros.
C. Diseño y Construcción
Esta sub-etapa considera el diseño y construcción del
activo, lo cual es realizado por la empresa encargada de la
fabricación considerando las especificaciones definidas.
Cabe aclarar, que ninguna de las áreas de la organización
cumple un rol en esta sub etapa, es decir, quien toma todo el
protagonismo en el diseño y construcción es la empresa
fabricante. Pero es recomendable designar a un inspector
que cumpla con tareas de visitas periódicas al sitio donde se
está construyendo el transformador, con el fin de verificar
que se estén llevando a cabo correctamente las tareas de
fabricación.
D. Obtención
La última sub-etapa de la creación/adquisición
corresponde concretamente a la compra de los equipos
(transformadores de potencia) y se realiza a partir de las
especificaciones desarrolladas en la sub-etapa de
especificación. Toda el área de suministro y servicios
comerciales debe apoyar esta etapa de la gestión de activos
creando procedimientos que cumplan con las directrices de
gestión [11].
La compra u obtención es seguida por las actividades que
necesitan de gran atención y precaución, las mismas son
[12]: transporte, inspección y recepción, manipulación,
montaje, tratamiento de vacío, ensayos de puesta en servicio
y energización.
V. ETAPA DOS DEL CICLO DE VIDA: OPERACIÓN Y
MANTENIMIENTO
La segunda etapa del ciclo de vida de un transformador
de potencia comprende la operación y mantenimiento del
activo, abarcando las actividades o sub etapas de operación,
mantenimiento, y monitoreo de la condición y diagnóstico.
El efecto de una buena gestión del equipo durante la
etapa de operación y mantenimiento será una extensión de
la expectativa de vida, la reducción de los costos totales del
ciclo de vida, y la garantía de la disponibilidad y
confiabilidad del activo [11].
A. Operación
Los criterios de operación bajo carga del transformador
deben ser revisados y comparados con los criterios del
diseño original y con cualquier limitación indicada. Los
períodos de sobrecarga extensos, las temperaturas altas y
sostenidas o el enfriamiento parcial pueden causar la
degradación de los arrollamientos y del núcleo [6]. Cabe
aclarar, que la vida de un transformador depende en gran
medida del nivel de temperatura en los arrollamientos y el
núcleo de la unidad, por lo tanto, es importante que tal
temperatura se estime o monitoree periódicamente [13].
El ajuste de la temperatura del sistema de refrigeración es
un factor que influye en la rapidez con la que envejece el
aislamiento del transformador. Un ajuste preciso de
temperatura permite reducir la tasa de envejecimiento y
admite una mayor sobrecarga bajo el mismo ritmo de
pérdida de vida. Además, se recomienda utilizar un control
automático de temperatura para los arrollamientos y el
aceite con el objetivo de minimizar el riesgo de una falla
catastrófica.
Por otro lado, las condiciones de carga indeseadas
pueden someter al transformador a condiciones de
funcionamiento que superen la capacidad de diseño
original. En este caso se debe evaluar el riesgo para
determinar el impacto sobre cualquier limitación de diseño
en el resto de la vida útil. También, la tensión de
funcionamiento y el aislamiento de los arrollamientos son
factores importantes a considerar [6].
B. Mantenimiento
El mantenimiento es el conjunto de acciones esenciales
para mantener y conservar un activo o restaurarlo a una
condición satisfactoria de funcionamiento.
La forma en que se opera y mantiene el activo
determinará de forma directa su expectativa de vida y su
confiabilidad. Cuando hay interacción o integración entre
las actividades de operación y mantenimiento es posible
obtener el mejor desempeño con el menor costo.
En consecuencia es necesario conocer los tipos de
mantenimientos existentes, los cuales pueden clasificarse
de diversas maneras en función de su frecuencia, alcance y
enfoque [11]:
1) Mantenimiento Correctivo (CM): este tipo de
mantenimiento es realizado luego de haberse producido una
falla. No se recomienda este tipo de mantenimiento debido a
que puede dar lugar a fallas catastróficas generando grandes
consecuencias económicas. Además, dicho mantenimiento
solo debe ser utilizado en aquellos subsistemas del
transformador que en el caso de fallar no generan
consecuencias graves e inmediatas. P. ej., la falla de un
motor del sistema de ventilación puede no tener
consecuencias graves en el corto plazo, pero si en el largo
plazo.
2) Mantenimiento basado en el tiempo (TBM): el TBM
se basa en el mantenimiento de los transformadores de
acuerdo intervalos constantes de tiempo. Además, el TBM
permite evitar varios tipos de fallas, sin embargo, también
puede causar interrupciones innecesarias perdiendo mano de
obra, tiempo y dinero si el intervalo de mantenimiento es
demasiado pequeño.
Los intervalos de tiempo del TMB generalmente son:
mensuales, anuales, de uno a tres años y de tres a siete años
[12].
596

4. 3) Mantenimiento basado en la condición (CBM): este
tipo de mantenimiento tiene por objetivo realizar la
supervisión de los parámetros de control en condiciones de
funcionamiento normales, requiere el monitoreo sistemático
y la definición de parámetros de control y permite la
evaluación del desempeño del activo. Además busca
detectar fallas ocultas o trastornos que pueden causar una
falla completa. A diferencia del TBM, en el CBM las
actividades de mantenimiento sólo se ejecutan en el caso de
que se detecte una falla incipiente.
Las técnicas de monitoreo de la condición y diagnóstico
que se tratan en la siguiente sección (sección C) son el
núcleo principal del CBM.
4) Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad (RCM):
El objetivo fundamental del RCM es preservar la función o
el funcionamiento de un sistema a un costo razonable. El
RCM se puede definir como una mezcla de más de una
estrategia de mantenimiento de manera optimizada, con el
fin de reducir el riesgo del sistema. Para llevar a cabo un
plan de RCM exitoso el grado de riesgo de cada falla se
debe identificar con el fin de definir las acciones de
mantenimiento óptimas.
C. Monitoreo de la Condición y Diagnóstico
Esta sub-etapa considera las técnicas de inspección y las
pruebas modernas de diagnóstico que se realizan en el
campo del equipamiento eléctrico. Estas actividades pueden
ayudar a identificar la existencia de debilidades o fallas y
también a proporcionar alguna señal de la confiabilidad que
se espera del servicio y del resto de la vida del equipo.
Cabe aclarar que una sola prueba puede no ser suficiente
para determinar la condición, sino que varias evaluaciones
juntas pueden ser necesarias para diagnosticar un problema.
Además, los criterios de aceptación del fabricante también
deben ser consultados [6].
1) Análisis de Gases Disueltos (DGA): La técnica de
diagnóstico DGA es una herramienta valiosa y confiable
para la detección de ciertos gases en transformadores
sumergidos en aceite. Las grandes ventajas del DGA son
que no es necesario desconectar el transformador y permite
la detección fallas incipientes.
2) Evaluación de la Calidad del Aceite (Prueba Física):
Esta prueba permite determinar la condición del líquido
aislante, la cual tiene implicancias en la totalidad de las
características de funcionamiento del equipo. Dependiendo
de la condición del fluido aislante puede ser necesario
reprocesarlo, recuperarlo o sustituirlo.
3) Análisis de Furanos: Este método ayuda a determinar
la degradación general de la celulosa (papel) en el aparato
que se muestrea, permitiendo estimar el estado del sistema
de aislamiento.
4) Factor de Potencia: Este método permite determinar
la calidad del aislamiento a través de la medición de
pérdidas dieléctricas en el sistema de aislamiento. Un buen
aislamiento, en general, tiene pérdidas muy bajas.
5) Análisis de Respuesta en Frecuencia (FRA): La
prueba de diagnóstico FRA se utiliza para ayudar a
identificar posibles deformaciones y movimientos en el
núcleo y bobina de un transformador, y otras anomalías
internas.
6) Detección de Descargas Parciales (PD): Tal como su
nombre lo indica este método permite detectar PD. Las PD
surgen cuando el material aislante es sometido a una
diferencia de potencial, entonces el campo eléctrico tiende a
concentrarse en las imperfecciones produciendo
ionizaciones en el interior del dieléctrico.
7) Inspección Infrarroja: La termografía es un método
que permite la identificación de anomalías térmicas
relacionadas con los componentes eléctricos y mecánicos
que están exhibiendo una pérdida excesiva de calor.
8) Grado de Polimerización (DP): Esta prueba se utiliza
para obtener una medida precisa de la degradación del papel
aislante utilizado en transformadores. El DP representa el
número promedio moléculas de glucosa presentes en las
cadenas de celulosa.
9) Ruido y Vibración: Con esta técnica se puede
investigar y evaluar la condición del núcleo y las bobinas
mediante la señal de ruido y vibración del tanque.
VI.ETAPA TRES DEL CICLO DE VIDA: RENOVACIÓN/
DESINSTALACIÓN
La última etapa del ciclo de vida de un transformador de
potencia comprende la renovación/desinstalación de dicho
equipo, abarcando las actividades o sub-etapas de
renovación, repotenciación, y desinstalación.
El principio fundamental de la gestión de activos es
asegurar que la condición de los activos se monitoree de
forma eficaz y que estos se mantengan o reemplacen de tal
manera que se proporcionen niveles adecuados de servicio,
para satisfacer las necesidades y expectativas de los clientes
[11].
Esta etapa tiene en cuenta tres aspectos posibles que
definen el final de la vida de un transformador de potencia
[14]:
− Fin de la vida funcional: significa que el activo debe ser
reemplazado debido a su obsolescencia.
− Fin de la vida económica: se produce cuando un activo
se debe reemplazar para lograr una mayor rentabilidad.
− Fin de la vida confiable: se produce cuando el activo se
considera inadecuado o inutilizable, es decir, cuando las
fallas o riesgo de fallas se vuelven inaceptables.
A. Renovación
La renovación tiene como objetivo minimizar el riesgo de
degradación y disminución del rendimiento al final de la
vida útil de un activo. Estos activos pueden ser descartados
o desarmados.
Hay varias razones que no son mutuamente excluyentes
que hacen que un reemplazo de equipos sea económico. El
deterioro es una de las causas que se manifiesta a través de
costos operativos excesivos y el aumento de los costos de
mantenimiento. El riesgo de falla y las consecuencias de la
indisponibilidad son otras razones consideradas
habitualmente [11].
B. Remanufactura
La remanufactura permite remediar problemas
específicos y restaurar la condición en un transformador de
potencia. La decisión de remanufactura es de carácter
económico. Por ejemplo, algunas empresas ni siquiera
consideran la remanufactura de transformadores de
potencias menores a 10 MVA o 25 MVA. Algunas otras, no
597

5. la consideran para las unidades de menos de 50 MVA. A
menudo, esta política solo puede ser respaldada por la
percepción de que es más fácil comprar un transformador
nuevo que reparar uno ya existente.
En la actualidad el entorno competitivo está replanteando
estas políticas. La remanufactura debe proporcionar un
periodo de vida y de funcionamiento confiable igual al de
un transformador nuevo. De hecho, los transformadores más
nuevos tienden a ser más pequeños con menos aislamiento,
por lo que aumenta el esfuerzo en los materiales. Esto
implica que un transformador remanufacturado de mayor
tamaño pueda tener una vida operativa más larga que la de
un transformador nuevo.
Además, remanufacturar un transformador suele ser
menos costoso que adquirir uno nuevo ya que se reutilizan
varios materiales y componentes como el núcleo y la cuba,
entre otros. Además, los tiempos de entrega son más cortos.
El ahorro de costos de la remanufactura con respecto a la
compra de un nuevo equipo puede estar entre el 25% y 40%.
En general, la remanufactura es una opción viable que
debe ser considerada seriamente cuando el transformador
alcanza el final de su vida útil confiable [15].
C. Desinstalación
Lo primero que se debe considerar para la desinstalación
de un transformador es el nivel de PCB (bifenilos
policlorados) que contiene. El beneficio que se obtiene de la
venta de los metales contenidos en un transformador (cobre,
aluminio, acero) como chatarra, debe compararse con la
potencial responsabilidad medio ambiental que causen los
métodos inadecuados o impropios de desinstalación y
recuperación.
En general se consideran tres niveles de contenido de
PCB: transformadores con PCB puro, transformadores con
aceites minerales que contienen una porción de PCB y
transformadores con aceites minerales que no contienen
PCB.
En el primer caso, el gasto de la desinstalación de un
transformador con PCB es mínimo en comparación con el
costo de remediación de un derrame de PCB, debido a que
la limpieza de tal desastre ambiental toma años e implica
graves sanciones con elevados costos económicos.
Varias empresas en el mundo ofrecen el servicio de
incineración de transformadores que contienen PCB. La
ventaja de este método de tratamiento es que los
transformadores se destruyen completamente. Las
desventajas son que el proceso es costoso, y que la ceniza y
la escoria del incinerador se almacena en depósitos.
En el segundo caso, durante la desinstalación la
preocupación principal se centra en realizar un control en el
aceite aislante del transformador para determinar el nivel de
PCB que contiene. Además, el metal del transformador no
debe ser tratado como una porción de chatarra cualquiera ya
que posiblemente este cubierto de aceite contaminado con
PCB, así como también, la madera y el papel del sistema de
aislamiento.
Por último, en transformadores que no contienen PCB se
aplican los mismos métodos que en el caso anterior ya que
el aceite mineral también necesita ser tratado como una
amenaza medio ambiental, de tal manera de evitar que los
hidrocarburos migren a la capa freática cuando estos son
desechados [15].
VII. GESTIÓN DEL RIESGO
El riesgo se define como el efecto de incertidumbre sobre
los objetivos; es a menudo expresado como una
combinación de las consecuencias de un evento y la
probabilidad asociada [1].
El riesgo tiene dos componentes básicos: la frecuencia o
cuántas veces durante un período determinado pueden
ocurrir eventos adversos y su gravedad o consecuencias [6].
Por ejemplo, cada transformador tiene un final de su vida
útil establecido, de manera que la gravedad de ese evento es
conocida. El riesgo surge de no saber cuándo ese evento
ocurrirá o la frecuencia de las fallas.
La gestión de riesgos es un factor importante para la
gestión proactiva de los activos. El objetivo general es
comprender la causa, el efecto y la probabilidad de eventos
adversos para administrar de manera óptima estos riesgos, y
reducirlos a un nivel aceptable y controlado.
En general, esto se realiza a través de algunas acciones:
− Identificar los riesgos potenciales asociados con los
activos y estimar los niveles que pueden alcanzar los
riesgos asociados, analizándolos en función de los
controles existentes o propuestos;
− Determinar si estos riesgos son tolerables;
− Determinar si es necesario un análisis adicional más
profundo para definir si los riesgos son o no tolerables;
− Desarrollar controles de riesgo siempre que se considere
necesario o deseable.
La gestión de riesgos es una parte integral del proceso de
gestión de activos. Sin embargo, es necesario contar con
procedimientos específicos para identificar y controlar los
riesgos, no sólo teniendo en cuenta la legislación vigente,
sino como una práctica que permita optimizar y priorizar las
acciones según los costos, el riesgo y el desempeño [11].
Existen varios métodos y estrategias disponibles para la
evaluación del riesgo en transformadores de potencia. Uno
de ellos es el denominado análisis de árbol de fallas, el cual
permite ayudar a identificar a los transformadores que
necesitan una evaluación adicional de la condición, pruebas
adicionales, y/u otras acciones, con el propósito de llevar a
toda la población (sociedad) hasta un nivel de riesgo
aceptable. Cada transformador dentro de un grupo puede
tener su índice de riesgo comparado, o clasificado, con
todos los demás transformadores en el balance de la
empresa.
El proceso de evaluación basado en el riesgo utiliza
métodos estadísticos para identificar y dar prioridad a los
transformadores que representan un mayor riesgo para el
propietario (empresa). Este paso no identifica el estado
actual o la vulnerabilidad de los transformadores
individualmente.
Una vez que en el proceso de selección se ha establecido
una lista de prioridades, los dos pasos siguientes en el
proceso consisten en la realización de las pruebas de
diagnóstico y en la evaluación del estado. Estos pasos
permiten ayudar a la empresa a establecer una detallada
estrategia de gestión.
Se debe observar que la lista de variables y las
circunstancias individuales que rigen la toma de decisiones
técnicas y financieras son tales, que resulta bastante
complejo establecer un conjunto de reglas o normas para la
gestión del ciclo de vida de los transformadores
598

6. envejecidos. Por tanto, los métodos de gestión aún se
encuentran en desarrollo y ofrecen importantes
oportunidades que requieren de investigación intensiva.
El costo de una falla puede variar enormemente. El
análisis de los costos potenciales de una falla debe
considerar los posibles costos de reparación o reemplazo del
transformador o componente que ha fallado, el impacto
medio ambiental y los costos de limpieza, los daños a los
equipos adyacentes y la disminución de ingresos, así como
cualquier otro costo específico.
También hay una gran variabilidad en el posible alcance
de la falla. La falla de un componente puede causar
simplemente una interrupción momentánea y requerir solo
del reemplazo de componentes o podría dar lugar a una falla
catastrófica, tal como un derrame de fluido aislante y/o un
incendio. La probabilidad relativa de cada tipo de falla debe
ser considerada en el cálculo de riesgo [6].
Las cuestiones fundamentales que afectan al riesgo de
falla en los transformadores de potencia son: la importancia
en el sistema, la antigüedad, la capacidad de mantener el
vacío en el proceso de llenado, el tipo de papel y pressboard
(cartón prensado), la accesibilidad y disponibilidad de
repuestos, el historial de funcionamiento, el tipo de
construcción, el historial de fallas, la puesta a tierra, el
entorno de funcionamiento y los mecanismos de falla, entre
otros.
Para administrar de manera óptima el riesgo es necesario
valorarlo. En la valoración del riesgo se define el índice de
riesgo del transformador (IRT). Dicho índice es un valor de
referencia que resulta útil para establecer, p. ej., un ranking
de un parque de transformadores pertenecientes a un SSEE.
La determinación de éste índice no es una tarea trivial, ya
que no sólo depende de información individual del
dispositivo, sino también de características globales del
sistema en el que se encuentra operando. El índice de riesgo
de un transformador está compuesto básicamente por dos
sub-índices de riesgo:
− La Probabilidad de Falla (PF), que se estima a través de
la evaluación de la condición de ciertos parámetros del
transformador (relacionado con el índice de salud del
transformador).
− El Factor de Consecuencia (CF), el cual está
fundamentado en la premisa de que todo transformador
fallará en el futuro, luego las consecuencias de la falla
pueden ser estimadas (relacionado con la importancia
estratégica del transformador).
Riesgo intolerable
PF
4
Riesgo
intolerable
Prioridad:
3 Alta
2 Media
1 Baja
1 2 3 4 Aceptable
CF
Fig. 2. Matriz de valoración del riesgo
Una vez calculados los sub-índices de riesgo (PF y CF),
pueden ser graficados en una matriz de riesgo (p. ej. Fig. 2)
para establecer el grupo riesgo al que pertenecería el
transformador y luego decidir la acción necesaria
considerando la prioridad [14].
VIII. CONCLUSIONES
La gestión de transformadores de potencia en base a la
norma ISO 55000 cobra cada día mayor importancia para
las empresas, ya que los beneficios incluyen: mejoras en el
rendimiento financiero aumentando la rentabilidad de las
empresas en el largo plazo y reduciendo los costos,
información acerca de decisiones de inversión, mejoras en
la gestión del riesgo, mejora del servicio y de la calidad con
mayor confiabilidad, mejora de la eficiencia, entre otros.
Por otro lado la ausencia o mala gestión de los activos
puede provocar daños catastróficos en las empresas y en la
sociedad. Por esta razón la aplicación de la norma ISO
55000 y sus derivadas ISO 55001 e ISO 55002 es cada vez
mayor por parte de las empresas; la adopción de dichas
normas permite que una organización logre sus objetivos a
través de la gestión eficaz y eficiente de sus activos. Sin
embargo, para que la gestión de transformadores de
potencia sea eficaz es necesario el compromiso y la
capacitación de los profesionales con relación al
conocimiento del ciclo de vida de los transformadores de
potencia, los costos y las inversiones (directas e indirectas)
durante el período de la vida útil, para que la evaluación
económica, aliada a la evaluación de riesgos, sean los
pilares del planeamiento estratégico de la empresa.
REFERENCIAS
[1] (2013) Asset management - Overview, principles and terminology
International Standards Organization, ISO 55000
[2] (2008) Part 1: Specification for the optimized management of
physical assets. British Standards Institution, PAS 55: Asset
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