Medición de temperatura en sistemas de alta tensión: métodos y sensores

• Medición de temperatura en sistemas de alta tensión requiere un sensor y un método de medición que puedan funcionar de manera segura en presencia de campos eléctricos y magnéticos intensos, así como de grandes diferencias de potencial eléctrico.
• Sensores de temperatura de fibra óptica son especialmente adecuados para la medición directa en el interior de transformadores, generadores y otros equipos de alta tensión, ya que el punto de detección puede ser eléctricamente pasivo e inmune a las interferencias electromagnéticas.
• RTD y termopares siguen siendo muy utilizadas cuando el aislamiento eléctrico, el cableado y las interferencias electromagnéticas pueden controlarse adecuadamente.
• Imágenes térmicas infrarrojas es útil para la inspección sin contacto de la temperatura superficial, pero normalmente no puede medir directamente los puntos calientes internos del devanado a los que no se tiene acceso.
• Lo mejor sensor de temperatura de alta tensión depende de si la medición es interna o externa, si se basa en un punto o en un área, si es permanente o temporal, y de si se requiere aislamiento eléctrico directo.
• En el caso de los equipos críticos, combinar la detección directa de la temperatura con modelos térmicos, información sobre la carga y el monitoreo de condiciones puede ofrecer una visión térmica más completa que basarse únicamente en una sola medición.

Medición de temperatura en sistemas de alta tensión es fundamentalmente diferente de la medición industrial habitual de la temperatura. Aunque la temperatura en sí misma no sea difícil de detectar, el entorno eléctrico que rodea al sensor puede hacer que los métodos de medición convencionales sean difíciles de instalar, aislar o mantener.

Los devanados de transformadores, los devanados de generadores, los reactores, los equipos de conmutación, las barras colectoras y los equipos de prueba de alta tensión pueden funcionar en campos electromagnéticos intensos y a potenciales eléctricos que hacen que los sensores metálicos y el cableado convencional no sean adecuados para ciertos lugares de medición. Por lo tanto, los ingenieros deben evaluar no solo el rango de temperatura y la precisión, sino también aislamiento eléctrico, inmunidad a las interferencias electromagnéticas, ubicación de los sensores, acceso para la instalación e integración del sistema.

Esta guía compara los principales métodos utilizados para medir la temperatura en equipos de alta tensión y explica cuándo monitoreo de temperatura por fibra óptica, se debe considerar el uso de sensores de contacto eléctrico, la medición por infrarrojos o el monitoreo térmico calculado.

Índice

• 1. ¿Qué es la medición de temperatura en alta tensión?
• 2. ¿Por qué es difícil medir la temperatura en equipos de alta tensión?
• 3. Métodos de medición de temperatura en sistemas de alta tensión
• 4. Comparación de sensores de temperatura de alto voltaje
• 5. Sensores de temperatura de fibra óptica para la medición de alta tensión
• 6. Aplicaciones de medición de temperatura en sistemas de alta tensión
• 7. Selección de sensores de temperatura de alta tensión
• 8. Colocación e instalación de los sensores
• 9. Normas y evidencia técnica publicada
• 10. Arquitectura del sistema de monitoreo de temperatura de alta tensión
• 11. Ejemplos de configuraciones para el monitoreo de temperatura en sistemas de alta tensión
• 12. Errores comunes en la medición de la temperatura en sistemas de alta tensión
• 13. Preguntas frecuentes
• 14. Conclusión

1. ¿Qué es la medición de temperatura en alta tensión?

1.1 Definición de la medición de temperatura en sistemas de alta tensión

Medición de temperatura en sistemas de alta tensión se refiere a la medición de la temperatura en el exterior o en el interior de equipos eléctricos en los que el alto potencial eléctrico, los campos eléctricos intensos, los campos magnéticos o las perturbaciones de conmutación influyen en la selección e instalación de los sensores.

El objetivo puede ser tan sencillo como verificar la temperatura de una conexión externa o tan complejo como medir la temperatura de un conductor integrado en el interior de un devanado de transformador energizado.

Estas dos situaciones requieren tecnologías de medición de temperatura muy diferentes.

1.2 ¿Qué temperaturas se miden en los equipos de alta tensión?

Entre los objetivos de medición típicos se incluyen:

• Puntos calientes en los devanados de los transformadores
• Temperatura del aceite del transformador
• Temperatura de los devanados del generador y del motor
• Temperatura de las barras colectoras y de las conexiones eléctricas
• Temperatura de los contactos de los equipos de conmutación y de las terminaciones de los cables
• Temperatura del devanado del reactor
• Temperatura del módulo de electrónica de potencia
• Temperatura del objeto de prueba en el laboratorio de alta tensión
• Temperatura de entrada y salida del sistema de enfriamiento

La elección del sensor adecuado depende en gran medida de si la temperatura que se desea medir se encuentra en una superficie accesible o en el interior del equipo.

1.3 Medición directa vs. indirecta de la temperatura en alta tensión

A medición directa de la temperatura coloca un elemento sensor en la ubicación física de interés o muy cerca de ella. Un buen ejemplo es un sensor de bobinado integrado.

Un método indirecto estima o deduce las condiciones térmicas a partir de otro parámetro. Por ejemplo, la temperatura de un punto caliente en el devanado de un transformador se puede estimar utilizando la carga, la temperatura del aceite y un modelo térmico.

Ambos enfoques pueden ser útiles. La medición directa proporciona la temperatura en la ubicación real del sensor, mientras que los modelos térmicos pueden estimar de manera continua las condiciones en lugares donde no es factible instalar un sensor.

2. ¿Por qué es difícil medir la temperatura en equipos de alta tensión?

2.1 Aislamiento eléctrico en la medición de temperatura a alta tensión

Un RTD o termopar convencional contiene materiales conductores y requiere cableado eléctrico. Cuando el punto de medición se encuentra cerca de un conductor de alto potencial, el circuito de medición completo debe diseñarse de tal manera que el sensor, el cable, el acondicionador de señal y el equipo de adquisición de datos mantengan un aislamiento eléctrico adecuado.

Esto no significa que los RTD ni los termopares no puedan utilizarse en equipos de alta tensión. Se utilizan ampliamente en lugares adecuados. La cuestión importante es si un elemento sensor metálico y los cables conductores son compatibles con el lugar específico de medición.

2.2 Interferencias electromagnéticas y sensores de temperatura

Los transformadores, generadores, convertidores y conductores de alta corriente pueden generar fuertes campos electromagnéticos. Los equipos de conmutación y la electrónica de potencia pueden introducir ruido eléctrico adicional.

Por lo tanto, las señales eléctricas de temperatura pueden requerir blindaje, conexión a tierra, aislamiento y un tendido cuidadoso de los cables.

Un Sensor de temperatura inmune a las interferencias electromagnéticas Los sistemas basados en la transmisión óptica pueden evitar muchos de estos problemas de interferencia en la señal, ya que la información sobre la temperatura se transmite a través de fibra óptica en lugar de un circuito de medición eléctrico convencional.

2.3 Medición de la temperatura interna en alta tensión

Algunas de las temperaturas más valiosas son también las más difíciles de medir.

Un punto caliente en el devanado de un transformador, por ejemplo, puede estar ubicado dentro de las estructuras de aislamiento y del devanado a las que no se puede acceder una vez finalizada la fabricación. La inspección superficial por infrarrojos no puede atravesar la carcasa del transformador ni el aceite para medir esta ubicación interna.

Por esta razón, la supervisión interna directa normalmente debe planificarse durante el diseño o la fabricación del equipo. Integrada sensores de temperatura de fibra óptica para los devanados de los transformadores son una opción para este tipo de medición.

3. Métodos de medición de temperatura en sistemas de alta tensión

3.1 Medición de temperatura mediante fibra óptica

Medición de temperatura mediante fibra óptica utiliza señales ópticas en lugar de señales eléctricas en el punto de detección. Dependiendo de la tecnología de detección, la temperatura puede influir en el tiempo de vida de la fluorescencia, la longitud de onda reflejada, la dispersión óptica u otra propiedad óptica.

Para las mediciones puntuales de alta tensión, la detección basada en fluorescencia resulta particularmente útil, ya que permite instalar una pequeña sonda de temperatura en un lugar específico, mientras que el interrogador electrónico permanece alejado del punto de detección de alta tensión.

Un completo sistema multicanal de medición de temperatura por fibra óptica puede recopilar múltiples puntos de temperatura directos de un equipo o de varias zonas monitoreadas.

3.2 Medición de temperatura mediante resistencias de temperatura (RTD) en equipos de alta tensión

Los detectores de temperatura por resistencia miden la temperatura a través del cambio predecible en la resistencia eléctrica de un material sensor, que suele ser platino.

Los RTD se utilizan ampliamente porque permiten realizar mediciones de temperatura estables en entornos industriales. Son adecuados para numerosas mediciones en aceite de transformadores, carcasas, motores y procesos, en los que el sensor y el cableado pueden integrarse de manera segura.

Sin embargo, cuando es necesario instalar un RTD directamente en una zona con un potencial eléctrico muy alto, el aislamiento eléctrico y el cableado conductor se convierten en aspectos importantes que deben tenerse en cuenta desde el punto de vista de la ingeniería.

3.3 Medición de temperatura con termopares

Los termopares miden la temperatura mediante un voltaje termoeléctrico generado por conductores de materiales diferentes.

Son resistentes, se encuentran fácilmente en el mercado y son adecuados para una amplia gama de temperaturas industriales. Siguen siendo útiles para pruebas de laboratorio, superficies de equipos y lugares donde se permite la instalación de sensores eléctricos.

Sin embargo, al igual que los RTD, los termopares son conductores de electricidad. Es necesario tomar en cuenta la integridad de la señal, la conexión a tierra y el aislamiento cuando se realizan mediciones cerca de conductores de alta tensión.

3.4 Imágenes infrarrojas y térmicas para equipos de alta tensión

La termografía infrarroja es uno de los métodos sin contacto más útiles para la inspección de alta tensión.

Entre los objetivos típicos se incluyen:

• Uniones de barras colectoras
• Terminales eléctricos
• Conexiones de los tableros de distribución
• Bujes
• Terminaciones de cables
• Superficies de transformadores accesibles

La principal ventaja es que, con frecuencia, la inspección se puede realizar sin necesidad de conectar físicamente un sensor al conductor energizado.

La limitación es igualmente importante: los sistemas de infrarrojos observan principalmente las superficies accesibles. Los resultados también pueden depender de la emisividad, el ángulo de visión, la distancia, los reflejos y las condiciones ambientales.

Por lo tanto, la inspección por infrarrojos complementa, en lugar de reemplazar, la detección de temperatura integrada cuando el verdadero punto térmico se encuentra dentro del equipo.

3.5 Monitoreo de temperatura calculado y basado en modelos

Los modelos térmicos ofrecen otro método cuando no es posible realizar una medición directa.

En aplicaciones de transformadores, se pueden utilizar parámetros como la carga, las condiciones ambientales, la temperatura del aceite, los gradientes de los devanados y el estado de enfriamiento para estimar las condiciones térmicas internas.

Este enfoque constituye una parte importante de monitoreo de la temperatura del transformador y se puede combinar con sensores directos para comparar el comportamiento de la temperatura previsto con el medido.

4. Comparación de sensores de temperatura de alto voltaje

Método de medición	Con contacto / Sin contacto	Señal eléctrica en el sensor	Inmunidad a las interferencias electromagnéticas	Medición interna	Aplicación típica de alta tensión
Sensor de fibra óptica por fluorescencia	Contacto	No hay señal eléctrica convencional en el punto de detección	Excelente	Adecuado para la medición de puntos integrada	Bobinados de transformadores y generadores, equipos de prueba de alta tensión
Sensor de fibra óptica FBG	Contacto	No hay señal eléctrica convencional en el punto de detección	Excelente	Apto con el empaque adecuado para el sensor	Detección multipunto de temperatura y estado estructural
RTD	Contacto	Sí	Depende de la instalación	Es posible siempre que el diseño eléctrico lo permita	Medición industrial en aceite, en superficie, en recintos y convencional
Termopar	Contacto	Sí	Depende de la instalación	Es posible siempre que el diseño eléctrico lo permita	Pruebas y medición de temperatura industrial
Imágenes infrarrojas / termográficas	Sin contacto	Sensor sin contacto	No se basa en la señal de un sensor eléctrico	Normalmente, solo en la superficie	Conexiones, barras colectoras, terminales y superficies accesibles
Modelo térmico	Calculado	No se requiere un sensor directo en el punto calculado	No se aplica al cálculo en sí	Estimado, en lugar de medido directamente	Evaluación de los puntos calientes y la carga de los transformadores

La tabla muestra por qué no existe una única opción “óptima” sensor de temperatura de alta tensión. El método correcto depende de lo que realmente se deba medir.

5. Sensores de temperatura de fibra óptica para la medición de alta tensión

5.1 Por qué los sensores de temperatura de fibra óptica funcionan en entornos de alto voltaje

La principal ventaja de un sensor de temperatura de fibra óptica para alta tensión es la separación entre el punto de detección óptica y la instrumentación electrónica convencional.

La sonda y la fibra pueden diseñarse con materiales dieléctricos, mientras que las señales ópticas transmiten la información de medición a un interrogador ubicado fuera de la zona crítica de alta tensión.

Esto confiere a la detección por fibra óptica varias características prácticas:

• Inmunidad a las interferencias electromagnéticas en la trayectoria de detección óptica
• No hay corriente de medición eléctrica convencional en el punto de detección
• Idoneidad para campos eléctricos y magnéticos intensos
• Pequeñas sondas de detección para mediciones integradas
• Instalación remota de instrumentación electrónica
• Monitoreo multicanal de la temperatura en puntos específicos

5.2 Sensores de temperatura de fibra óptica por fluorescencia

La tecnología principal de INNO para la medición de temperatura mediante fibra óptica es detección puntual basada en fluorescencia.

En la punta de la sonda se encuentra un material sensor fluorescente. Este se excita ópticamente, tras lo cual su respuesta fluorescente se desvanece. El tiempo de vida de la fluorescencia varía con la temperatura, lo que permite al interrogador convertir la respuesta óptica en un valor de temperatura.

Este método mide un punto específico y no debe confundirse con la detección de temperatura distribuida.

Para instalaciones que requieran sondas individuales, consulte el sondas de temperatura de fibra óptica fluorescentes.

5.3 Detección por fibra óptica puntual frente a detección distribuida de temperatura

La medición de temperatura por fibra óptica puntual y distribuida resuelve diferentes problemas.

Característica	Sensor de fibra óptica puntual	DTS
Resultado de la medición	Temperatura en las ubicaciones de los sensores seleccionadas	Perfil de temperatura a lo largo de la fibra sensora
Distancia típica	Puntos de medición locales específicos	Rutas largas y dispersas
Aplicación típica	Puntos calientes en los devanados de los transformadores, generadores y componentes de alta tensión	Cables, túneles, tuberías e infraestructura de gran extensión
INNO Focus	Detección puntual basada en fluorescencia	No es la tecnología principal de la que se habla aquí

En el caso de un devanado de transformador, conocer la temperatura de varios puntos críticos cuidadosamente seleccionados puede resultar más útil que obtener un perfil de temperatura distribuido de gran extensión.

5.4 Medición multicanal de temperatura mediante fibra óptica

Los equipos de alta tensión suelen contener más de un punto crítico desde el punto de vista térmico.

Un transformador puede requerir varias sondas de temperatura en los devanados. Un generador puede requerir monitoreo en varias ranuras del estator o en varias fases. Un sistema de laboratorio puede necesitar mediciones simultáneas en varios potenciales eléctricos aislados.

INNO ofrece sistemas que van desde módulos de detección compactos hasta plataformas con un mayor número de canales, incluyendo un Transmisor de temperatura de fibra óptica de 3 canales y un Sistema de medición de temperatura por fibra óptica fluorescente de 64 canales.

El número de canales necesario debe seleccionarse en función del objetivo de la medición térmica, en lugar de limitarse a maximizar el número de sensores.

6. Aplicaciones de medición de temperatura en sistemas de alta tensión

6.1 Medición de la temperatura de los devanados de alta tensión de los transformadores

Los devanados de los transformadores son uno de los ejemplos más claros de por qué la detección óptica de la temperatura es tan valiosa.

El punto crítico del devanado puede encontrarse dentro de la estructura aislante, en una zona de alto potencial eléctrico y en un entorno electromagnético intenso. La medición de la superficie externa no permite observar directamente esta ubicación.

Incrustado sensores de temperatura de fibra óptica para el monitoreo de puntos calientes en los devanados de los transformadores puede medir la temperatura directamente en puntos internos seleccionados.

Para obtener información sobre el diseño completo de la aplicación, consulte monitoreo de puntos calientes en los devanados de los transformadores y monitoreo de transformadores sumergidos en aceite.

6.2 Medición de la temperatura de los transformadores sumergidos en aceite

Un transformador sumergido en aceite presenta varias magnitudes térmicas diferentes que no deben considerarse como una misma medición:

• Temperatura ambiente
• Temperatura del aceite en el fondo
• Temperatura máxima del aceite
• Temperatura promedio del bobinado
• Punto caliente de bobinado calculado
• Temperatura del devanado directo en las ubicaciones de los sensores integrados

Un sistema de fibra óptica puede utilizarse para realizar mediciones directas de los devanados, mientras que los dispositivos convencionales monitorean el aceite y otras condiciones del transformador.

Para un seguimiento más amplio, el sistema de monitoreo de la temperatura, el nivel y la presión del aceite de los transformadores puede complementar la detección de bobinados integrada.

6.3 Medición de la temperatura en transformadores de tipo seco

Los transformadores de tipo seco también requieren un monitoreo de temperatura, pero la arquitectura de monitoreo puede diferir sustancialmente de la de los equipos sumergidos en líquido.

Los controladores de temperatura convencionales se utilizan ampliamente para la indicación de la temperatura de los devanados, el control de los ventiladores y las alarmas. INNO ofrece sistemas como el Monitor y controlador de temperatura para transformadores de tipo seco IB-S201.

La medición por fibra óptica también puede considerarse cuando se requiere una detección directa en lugares expuestos a fuertes campos electromagnéticos o con restricciones de aislamiento eléctrico.

Ver monitoreo de la temperatura de los transformadores de tipo seco para la arquitectura de monitoreo a nivel de aplicación.

6.4 Medición de la temperatura de los devanados de generadores y motores

Los generadores y motores de gran tamaño combinan corrientes elevadas, campos magnéticos intensos y estructuras de bobinado muy compactas. Estas características los convierten en otra aplicación importante para la detección con aislamiento eléctrico.

Las sondas de temperatura de fibra óptica pueden colocarse en puntos específicos del devanado durante la fabricación del equipo, cuando se requieren mediciones directas integradas.

Esta aplicación es especialmente relevante en generación de energía, donde las condiciones térmicas del generador pueden influir en las decisiones relativas a la carga y el mantenimiento del equipo.

6.5 Monitoreo de la temperatura en subestaciones y equipos de alta tensión

Las subestaciones contienen numerosos componentes críticos desde el punto de vista térmico, entre ellos transformadores, aparatos de conmutación, conexiones, barras colectoras, terminaciones de cables y otros conjuntos de alta tensión.

No existe una sola tecnología de sensores que sea ideal para todos ellos.

La inspección por infrarrojos puede resultar eficaz para superficies accesibles, mientras que los sensores de contacto permanente pueden ser más adecuados para puntos cerrados o monitoreados continuamente. Los sensores de fibra óptica integrados resultan valiosos cuando la medición debe estar aislada eléctricamente o ubicarse dentro de equipos de alta tensión.

Consulta el contexto más amplio aplicación de monitoreo de subestaciones para el contexto de monitoreo a nivel del sistema.

6.6 Pruebas de alta tensión y mediciones de laboratorio

En los laboratorios de alta tensión, a menudo es necesario medir la temperatura mientras el objeto de prueba está energizado o expuesto a fuertes campos electromagnéticos.

Un cable sensor metálico puede afectar la configuración de la prueba, crear caminos eléctricos no deseados o introducir ruido en la medición, dependiendo del experimento.

Un sensor óptico permite que el elemento sensor de temperatura permanezca aislado del sistema eléctrico convencional de adquisición de datos, lo que hace que la medición de temperatura mediante fibra óptica sea útil para pruebas dieléctricas, experimentos de alto campo y componentes eléctricamente flotantes.

7. Selección de sensores de temperatura de alta tensión

7.1 Seleccionar el sensor según la ubicación de medición

La primera pregunta no debería ser: “¿Qué sensor de temperatura tiene las mejores especificaciones?”.”

La primera pregunta debería ser:

¿Dónde es que realmente hay que medir la temperatura?

Por ejemplo:

• Superficie de la barra colectora accesible → podrían funcionar los sensores infrarrojos o de contacto.
• Podría ser conveniente medir la temperatura del aceite de la parte superior del transformador en comparación con la del aceite convencional.
• Podría ser preferible utilizar un sistema de detección por fibra óptica integrada en el devanado interno del transformador.
• Trayecto largo del cable de alimentación → tal vez sea más adecuado utilizar sensores distribuidos.
• Objeto de prueba flotante de alta tensión → la detección óptica eléctricamente pasiva podría simplificar el aislamiento.

7.2 Evaluación del potencial eléctrico y de la interferencia electromagnética (EMI)

Si el punto de detección se encuentra eléctricamente cerca del potencial de tierra y la interferencia electromagnética (EMI) es manejable, un sensor industrial convencional puede ser totalmente adecuado.

Si el punto de detección se encuentra directamente dentro de un devanado de alta tensión o de una estructura eléctricamente flotante, un dieléctrico sensor de temperatura de alta tensión se vuelve mucho más atractivo.

7.3 Diferencia entre la medición de un punto y la medición multipunto

Un sistema de medición de un solo canal es suficiente cuando solo hay que monitorear un punto crítico. INNO ofrece un módulo de detección de temperatura de fibra óptica de un solo canal para configuraciones compactas de medición puntual.

Los equipos que contengan múltiples fases, devanados o zonas térmicas pueden requerir un sistema multicanal.

El número de sensores debe basarse en:

• Número de zonas térmicamente críticas
• Disposición de fases
• Redundancia requerida
• Movimiento previsto de los focos de actividad
• Resultados del modelo térmico
• Objetivo del seguimiento

7.4 Verificar los requisitos de rango de temperatura, precisión y respuesta

El rango de temperatura por sí solo no debería determinar la elección del sensor.

Los requisitos de ingeniería deben incluir:

• Rango de temperatura de funcionamiento requerido
• Incertidumbre de medición o objetivo de precisión
• Repetibilidad requerida
• Requisito de tiempo de respuesta
• Estabilidad de calibración a largo plazo
• Dimensiones del sensor
• Longitud de la fibra
• Protección mecánica
• Compatibilidad ambiental

Los valores exactos deben confirmarse consultando la hoja de datos del sensor seleccionado y la configuración del interrogador.

7.5 Verificar los requisitos de comunicación y control

La medición de la temperatura suele requerir la conexión a un sistema de monitoreo o control más amplio.

Dependiendo del modelo y la configuración de INNO que se elijan, la integración puede incluir interfaces industriales como RS485, Modbus, señales analógicas o salidas de relé.

A sistema de monitoreo y control de temperatura mediante fibra óptica fluorescente puede combinar el registro de temperatura con funciones de monitoreo y control cuando sea necesario.

8. Ubicación e instalación del sensor de temperatura de alta tensión

8.1 La posición del sensor puede ser más importante que su precisión

Un sensor de gran precisión ubicado en el lugar equivocado puede proporcionar información menos útil que un sensor ligeramente menos preciso situado en el verdadero punto de interés térmico.

Esto es particularmente importante en los devanados, ya que la temperatura no se distribuye de manera uniforme.

Un sensor óptico registra la temperatura en su propia ubicación física. No puede determinar automáticamente si una ubicación no equipada con sensores en otra parte del devanado está más caliente.

8.2 Utilizar el análisis térmico para seleccionar los puntos de medición

En el caso de equipos críticos de alta tensión, la colocación de las sondas puede realizarse mediante:

• Cálculo de pérdidas electromagnéticas
• Modelado de redes térmicas
• Dinámica de fluidos computacional
• Previous temperature-rise testing
• Winding design experience
• Known cooling-flow paths

This approach is more reliable than installing sensors at equal distances without considering the actual thermal design.

8.3 Protect Fiber Optic Sensors During Installation

The optical sensing principle may be immune to EMI, but the physical fiber still requires correct mechanical installation.

Installation checks should include:

• Minimum bending radius
• Protection from crushing
• Probe fixing method
• Fiber lead routing
• Connector cleanliness
• Insulation compatibility
• Channel identification
• Continuity verification before final assembly

For mechanically demanding transformer installations, an sensor de temperatura de fibra óptica blindado para bobinados de transformadores sumergidos en aceite can be considered.

9. High Voltage Temperature Measurement Standards and Engineering Evidence

9.1 IEEE C57.165-2024 Temperature Measurement Guide

IEEE C57.165-2024, Guide for Temperature Measurements for Liquid-Immersed Transformers and Reactors, specifically addresses temperature measurement in liquid-immersed transformers and reactors.

The guide recognizes winding temperature as central to transformer thermal performance and discusses temperature measurement for windings and other transformer structures.

This is important for high-voltage temperature monitoring because it reinforces a basic engineering principle: reliable thermal control and analysis depend first on obtaining meaningful temperature information from the equipment.

9.2 IEC 60076-7 and Fiber Optic Transformer Temperature Measurement

IEC 60076-7:2018 is the loading guide for mineral-oil-immersed power transformers. It addresses operating temperatures, thermal aging and transformer thermal models.

The 2018 edition also includes guidance related to the number of fiber optic sensors used for temperature-rise testing, demonstrating that embedded optical temperature measurement is an established technique in transformer thermal evaluation.

9.3 IEEE C57.91-2025 Transformer Loading and Temperature

IEEE C57.91-2025 is the current IEEE guide for loading mineral-oil-immersed transformers and step-voltage regulators.

It addresses loading above nameplate rating, ambient conditions, cooling techniques, transformer temperature criteria and temperature calculation methods.

For online monitoring, this provides context for why load, cooling state and measured temperature should be evaluated together.

9.4 Published 20 MVA Transformer with 12 Fiber Optic Measurement Points

A published IEEE Sensors Journal study demonstrated a multipoint fiber optic sensing network integrated into a 20 MVA power transformer.

The system used 12 internal temperature sensing points distributed across locations including windings, cellulose insulation, the magnetic circuit and cooling-oil regions.

The significance of this example is not that every transformer needs 12 sensors. It demonstrates that multi-point optical temperature measurement has been physically integrated into large power transformer structures for continuous internal thermal monitoring.

9.5 Published 110 kV Transformer Fiber Optic Monitoring Example

Another published IEEE conference paper described fiber optic temperature monitoring applied to an 110 kV oil-immersed transformer.

The reported system operated for approximately 10 months, demonstrating direct internal optical temperature measurement under real transformer operating conditions.

This example used FBG rather than fluorescence sensing, but it remains useful evidence for the broader engineering feasibility of optical sensors inside high-voltage transformers.

9.6 A 20-Sensor Study Shows Why Probe Placement Matters

A 2023 IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement study evaluated transformer thermal performance using 20 optical fiber sensors together with computational fluid dynamics.

The study found that a point temperature measurement does not necessarily represent the maximum critical temperature elsewhere in a transformer winding. Winding arrangement and oil-flow distribution influenced the thermal pattern and therefore the optimal sensor locations.

This supports an important rule for medición de temperatura en alta tensión:

Sensor technology and sensor placement must be engineered together.

10. Arquitectura del sistema de monitoreo de temperatura de alta tensión

A typical permanent optical monitoring architecture can be represented as:

Temperature Probe → Optical Fiber → Fiber Optic Interrogator → Temperature Processing → Alarm Logic → PLC / SCADA / Monitoring Platform

10.1 High Voltage Temperature Sensor

The probe is installed at the temperature measurement location. Its construction depends on the application, insulation environment and required mechanical protection.

10.2 Optical Fiber and Extension Cable

The optical fiber transfers the sensing signal from the probe to the monitoring electronics.

Where additional routing length or connection flexibility is required, a cable de extensión para sensor de temperatura de fibra óptica can form part of the installation.

10.3 Fiber Optic Temperature Interrogator

The interrogator generates the optical excitation, detects the returned optical signal and calculates temperature.

Different applications can use compact modules such as the IF-G3 3-channel fiber optic temperature sensing module or larger multi-channel instruments.

10.4 Local Display and Remote Monitoring

Where operators require local temperature indication, systems can include a fiber optic temperature measurement LCD display instrument.

For remote condition monitoring, the temperature values can be integrated into control systems or higher-level transformer monitoring platforms.

11. Ejemplos de configuraciones para el monitoreo de temperatura en sistemas de alta tensión

11.1 Example: Three-Phase Transformer Winding Monitoring

Consider an illustrative three-phase transformer where both HV and LV windings are considered thermally important.

Design Item	Illustrative Configuration
Phases	3
Monitored Windings per Phase	HV + LV
Temperature Points per Winding	2 selected locations
Total de puntos de medición	3 × 2 × 2 = 12
Método de medición	Embedded point fiber optic sensing
Objetivo del monitoreo	Compare phase, winding and hot-spot temperature trends

This is an illustrative configuration, not a requirement. Actual sensor count should follow transformer thermal design and the monitoring objective.

11.2 Example: One Critical High Voltage Measurement Point

Some applications do not need a large monitoring system.

A laboratory test setup or electrically isolated component may require only one critical temperature point. In this case, a compact single-channel optical measurement module can be simpler and more economical than installing a large multi-channel platform.

11.3 Example: High Channel Count Temperature Monitoring

A research platform, large transformer, generator or industrial thermal test can require dozens of simultaneous temperature points.

A 64-channel platform allows the monitoring architecture to collect a much denser temperature map, but adding sensors is useful only when the additional measurement locations have a clear engineering purpose.

The objective should be better thermal information, not simply a higher channel count.

12. Errores comunes en la medición de la temperatura en sistemas de alta tensión

12.1 Selecting a Sensor Only by Accuracy

Accuracy is important, but it is only one part of high-voltage sensor selection. Electrical isolation, EMI immunity, mechanical installation and actual probe location can have a greater effect on whether the measurement is useful.

12.2 Assuming Infrared Measurement Can See Internal Hot Spots

Thermal cameras are powerful diagnostic tools, but they generally measure accessible surfaces. A transformer tank surface temperature is not the same as the temperature of an internal winding conductor.

12.3 Assuming Fiber Optic Sensors Automatically Find the Hottest Point

A fiber optic sensor directly measures its installed location. It does not automatically find the true maximum temperature elsewhere in the equipment.

Thermal modeling and engineering knowledge should guide sensor placement.

12.4 Ignoring Mechanical Fiber Protection

EMI immunity does not mean mechanical immunity. Fibers can still be damaged by excessive bending, crushing, pulling or poor routing.

12.5 Using Too Few Temperature Points

A single measurement point may not represent a thermally complex three-phase system.

Where temperature distribution can vary significantly by phase, winding or cooling zone, multi-point monitoring should be considered.

12.6 Installing Too Many Sensors Without a Thermal Plan

The opposite problem also occurs. Installing dozens of probes without understanding likely hot spots can produce large amounts of data without improving diagnostic value.

Measurement points should be linked to identifiable thermal risks.

12.7 Treating Temperature as the Only Condition Indicator

Temperature is important, but high-voltage equipment can develop electrical, insulation and mechanical problems that are not fully represented by temperature alone.

For transformers, broader monitoreo de transformadores may combine thermal information with análisis de gases disueltos, monitoreo de descargas parciales, monitoreo de bujes y Monitoreo del OLTC.

13. Frequently Asked Questions About High Voltage Temperature Measurement

13.1 What is high voltage temperature measurement?

High voltage temperature measurement is the measurement of temperature on or inside equipment operating in high electrical potential or strong electromagnetic environments. Sensor selection must therefore consider electrical isolation and EMI in addition to normal temperature specifications.

13.2 Which temperature sensor is best for high voltage equipment?

There is no universal best sensor. Fiber optic sensors are particularly suitable for direct electrically isolated measurements, RTDs and thermocouples remain useful in appropriate electrical locations, and infrared systems are effective for accessible surface inspections.

13.3 Why are fiber optic temperature sensors used in high-voltage equipment?

Fiber optic sensors transmit measurement information optically and can use electrically passive sensing probes. This makes them suitable for strong electromagnetic fields and locations where conventional electrical sensor wiring creates isolation challenges.

13.4 Are fiber optic temperature sensors immune to EMI?

The optical sensing and transmission path is inherently immune to electromagnetic interference because the measurement signal is carried by light rather than an electrical current. The complete monitoring system still requires correct installation and electronic equipment design.

13.5 Can fiber optic sensors measure transformer winding temperature directly?

Yes. A properly installed embedded fiber optic sensor measures temperature directly at its physical location in the transformer winding. See the dedicated sistema de medición de temperatura por fibra óptica para transformadores sumergidos en aceite.

13.6 Can infrared cameras measure transformer winding hot spots?

Normally not directly inside a closed oil-immersed transformer. Infrared systems observe accessible surface radiation, while the winding hot spot is located inside the transformer. Infrared inspection remains valuable for bushings, connections, terminals and external surfaces.

13.7 What is the difference between a fiber optic temperature sensor and an RTD?

A fiber optic sensor measures temperature using an optical response and transmits the measurement optically. An RTD measures the change in electrical resistance of a sensing element. Both can provide accurate temperature measurement, but their electrical characteristics and installation requirements are different.

13.8 How many fiber optic temperature sensors are required?

The quantity depends on equipment geometry, phases, winding design, predicted hot spots, required redundancy and monitoring objectives. There is no universal number that applies to every transformer or high-voltage system.

13.9 Can fiber optic temperature sensors connect to PLC or SCADA systems?

Yes, when the selected interrogator provides the required industrial communication interface. Depending on model and configuration, systems may provide RS485, Modbus, analog outputs, relay outputs or other integration options.

13.10 Is fiber optic temperature measurement the same as DTS?

No. Fluorescence-based fiber optic temperature sensing used for transformer and high-voltage hot-spot monitoring is typically a point measurement technology. DTS measures a distributed temperature profile along a length of sensing fiber.

13.11 Can high voltage temperature sensors be retrofitted?

It depends on the measurement location. External or accessible sensors may often be retrofitted. A sensor that must be embedded deep inside a transformer winding is usually easier to install during manufacturing or major refurbishment.

13.12 What data should be monitored together with high voltage temperature?

Depending on the equipment, useful supporting data can include load current, ambient temperature, cooling-system status, oil temperature, alarms and condition-monitoring parameters such as DGA or partial discharge. Combining these measurements provides better operating context than temperature alone.

14. Conclusion: High Voltage Temperature Measurement and Sensor Selection

Medición de temperatura en sistemas de alta tensión requires more than choosing a sensor with the correct temperature range. Engineers must consider electrical potential, electromagnetic interference, measurement location, sensor installation, mechanical protection and monitoring-system architecture.

RTDs and thermocouples remain effective conventional temperature sensors where electrical wiring can be safely integrated. Infrared thermography provides valuable non-contact inspection of accessible high-voltage surfaces. Thermal models provide estimated internal temperatures when direct sensing is unavailable.

For direct temperature measurement inside high-voltage, strong electromagnetic or electrically isolated environments, sensores de temperatura de fibra óptica provide an important alternative. Fluorescence-based point sensing is particularly suitable when temperature must be measured at selected transformer winding, generator winding or high-voltage equipment hot spots.

Published transformer studies using 12 internal optical sensing points in a 20 MVA transformer, optical sensing in a 110 kV transformer, and experiments using 20 optical probes combined with CFD analysis also demonstrate why both optical sensing technology and probe positioning matter in real thermal measurement systems.

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Technical References

• IEEE C57.165-2024 — IEEE Guide for Temperature Measurements for Liquid-Immersed Transformers and Reactors.
• IEC 60076-7:2018 — Power Transformers – Part 7: Loading Guide for Mineral-Oil-Immersed Power Transformers.
• IEEE C57.91-2025 — IEEE Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Transformers and Step-Voltage Regulators.
• IEEE Sensors Journal, 2008 — Multipoint Fiber-Optic Hot-Spot Sensing Network Integrated Into High Power Transformer for Continuous Monitoring.
• China International Conference on Electricity Distribution, 2014 — Online hot-spot temperature monitoring using optical fiber sensing in a 110 kV oil-immersed transformer.
• IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement, 2023 — Evaluation of power transformer thermal performance and optical sensor positioning using CFD simulations and temperature-rise testing.