Monitoreo del aislamiento de transformadores: ¿Qué se puede monitorear en línea?
Fecha de publicación:7 de octubre de 2026, 15:54:38
- Medible en línea: gases disueltos (DGA), humedad en el aceite, descargas parciales (PD), capacitancia de los pasacables y tangente delta, temperatura de los puntos calientes de los devanados y corriente de tierra del núcleo y las abrazaderas.
- Estimado en línea: la humedad en el papel (calculada a partir de los datos sobre el aceite) y la pérdida de vidas (calculada a partir del historial de puntos calientes). Ambos son valores indirectos.
- Solo sin conexión: resistencia de aislamiento e índice de polarización, factor de potencia del devanado, FDS/DFR, SFRA, análisis de furanos, DP del papel y pruebas de laboratorio de calidad del aceite.
- Los mejores sensores para principiantes: DGA en línea con medición de humedad, luego detección de puntos calientes mediante fibra óptica, luego monitoreo de bujes, luego descargas parciales y corriente de tierra del núcleo.
- Regla práctica: Los datos en línea detectan los cambios de manera temprana y continua, mientras que las pruebas fuera de línea confirman las alarmas y proporcionan valores de referencia precisos. Ambos son necesarios.
Índice
- 1. Componentes del sistema de aislamiento: papel de bobinado, cartón prensado, aceite, núcleos de bujes y resina moldeada
- 2. Tensiones por envejecimiento del aislamiento y los sensores en línea que las monitorean
- 3. Tabla comparativa de indicadores en línea y fuera de línea: monitor DGA, sensor de humedad, sensor de PD y medidor FDS
- 4. Monitor DGA en línea: Firmas de gases disueltos en fallas de petróleo y papel
- 5. Sensor en línea de humedad en aceite: estimaciones de la saturación relativa y la humedad del papel
- 6. Sensores de descargas parciales: antena de UHF, HFCT, acoplador de derivación de pasamuros y sonda acústica
- 7. Adaptador de toma de buje: monitoreo de la capacitancia y del tangente delta
- 8. Sensor de temperatura de fibra óptica: puntos calientes en el bobinado y tasa de envejecimiento térmico
- 9. Sensor de corriente de pinza: Monitoreo de la corriente de tierra del núcleo y de la pinza
- 10. Transmisor de nivel de aceite, sensor de presión, monitor del OLTC y registrador de picos de tensión
- 11. Equipo de prueba fuera de línea: comprobador de aislamiento, analizador FDS/DFR, equipo SFRA y análisis de laboratorio de furano
- 12. Monitoreo del aislamiento de tipo seco: controlador de temperatura, sensor de humedad y detector de descargas parciales
- 13. Matriz de prioridades: Monitor DGA vs. Sensor de puntos calientes vs. Monitor de bujes vs. Sistema de descargas parciales (PD)
- 14. Preguntas frecuentes: Preguntas sobre el monitoreo del aislamiento de los transformadores
1. Componentes del sistema de aislamiento: papel de bobinado, cartón prensado, aceite, núcleos de bujes y resina moldeada
Las seis partes de un sistema de aislamiento sumergido en aceite
El cobre y el acero casi nunca se desgastan. El papel, el cartón prensado, el aceite y la resina se deterioran continuamente desde el momento en que se conectan a la red eléctrica, y su falla suele provocar un cortocircuito, un arco eléctrico interno y una interrupción prolongada del servicio.
- Aislamiento del conductor: papel enrollado alrededor de los conductores en espiral, separando las espiras y los discos.
- Aislamiento principal: barreras de cartón prensado, separadores y conductos de aceite entre los devanados, y entre los devanados y el núcleo o el tanque.
- Aceite aislante: llena todos los huecos, impregna el papel y disipa el calor.
- Aislamiento de los casquillos: núcleos de condensadores de papel impregnados de aceite o de resina que tienen conductores que atraviesan la pared del tanque.
- Aislamiento del cambiador de tomas: aislamiento en el interior del selector y el desviador del OLTC.
- Aislamiento del núcleo: las laminaciones y el aislamiento entre el núcleo y su estructura de sujeción.
Las unidades de tipo seco sustituyen el aceite y el papel por un aislamiento de resina moldeada o impregnado al vacío y a presión (VPI), y el enfriamiento se realiza mediante aire. Los principios de monitoreo siguen siendo similares, pero los parámetros cambian, tal como se explica en la sección 12.
2. Tensiones por envejecimiento del aislamiento y los sensores en línea que las monitorean
Referencia sobre el estrés y los indicadores
| Estrés | Efecto sobre el aislamiento | Indicadores en línea |
|---|---|---|
| Térmico | Rompe las cadenas de celulosa y reduce la resistencia del papel | Temperatura en el punto crítico, CO y CO₂, cálculo de la pérdida de vidas humanas |
| Humedad | Acelera el envejecimiento, reduce la rigidez dieléctrica y aumenta el riesgo de que se formen burbujas | Humedad en el aceite, humedad estimada en el papel |
| El oxígeno y la oxidación | Genera ácidos y lodos, y acelera el envejecimiento del papel | Principalmente pruebas de laboratorio, algunos signos indirectos según el análisis general de orina (DGA) |
| Eléctrico | El PD erosiona el aislamiento, lo que provoca trazas de descarga y fallas eléctricas | Monitor de PD, hidrógeno y acetileno en el análisis de gases disociados (DGA), tan delta de los pasacables |
| Mecánica | Las fuerzas de cortocircuito y las vibraciones aflojan o agrietan el aislamiento | Opciones en línea limitadas; principalmente exámenes presenciales |
Las tensiones actúan conjuntamente
El calor acelera la liberación de humedad, la humedad reduce el umbral de descarga y la descarga produce gas y más calor. Repaso Modos de falla de los transformadores y métodos de detección muestra cómo estas cadenas terminan en fracasos reales.
3. Tabla comparativa de indicadores en línea y fuera de línea: monitor DGA, sensor de humedad, sensor de PD y medidor FDS
Tabla de respuestas rápidas
| Indicador | Monitoreo en línea | Lo que revela |
|---|---|---|
| Gases disueltos | Sí, maduro | Faltas activas en los sectores petrolero y papelero: descargas parciales, arcos eléctricos, sobrecalentamiento |
| Humedad en el aceite | Sí, maduro | Humedad del aceite y, según estimaciones, del papel |
| Descarga parcial | Sí, es un producto para usuarios avanzados; requiere una configuración por parte de un experto | Defectos localizados en el aislamiento antes de la falla |
| Capacitancia del casquillo y tangente delta | Sí, maduro | Estado del aislamiento del condensador de los bujes |
| Temperatura en el punto crítico del bobinado | Sí, maduro | Tasa de envejecimiento térmico y pérdida acumulada de vida útil |
| Corriente de tierra del núcleo y de la abrazadera | Sí, sencillo | Fallas en el aislamiento del núcleo y puestas a tierra no intencionales |
| Propiedades dieléctricas del aceite | Sensores limitados y emergentes | Contaminación por aceite y envejecimiento |
| Grado de polimerización (DP) en papel | No, se calcula de manera indirecta | Resistencia mecánica y vida útil restante del papel |
| Furanos en el petróleo | Principalmente de laboratorio | Degradación del papel |
| Resistencia de aislamiento e índice de polarización | No, sin conexión | Estado general de sequedad y limpieza del aislamiento |
| Factor de potencia de los devanados / tangente delta | No, sin conexión | Estado general del aislamiento de los devanados |
| Espectroscopía en el dominio de la frecuencia (FDS/DFR) | No, sin conexión | Contenido de humedad del aislamiento sólido |
Cómo se complementan los métodos
Cada método en línea abarca un aspecto del panorama del aislamiento. Un enfoque estructurado monitoreo del aislamiento de los transformadores El programa combina varios de ellos y vincula los resultados con las fechas de los exámenes presenciales.
4. Monitor DGA en línea: Firmas de gases disueltos en fallas de petróleo y papel
Indicadores de gas
El DGA es el indicador de aislamiento en línea más utilizado. Las fallas en el aceite y el papel producen gases característicos que se disuelven en el aceite, y un monitor en línea los mide de manera continua.
| Gas | Indicación típica de falla |
|---|---|
| Hidrógeno (H₂) | Descarga parcial: un signo temprano de muchas fallas |
| Acetileno (C₂H₂) | Los arcos eléctricos o descargas de alta energía, que pueden ser graves incluso a bajos niveles |
| Metano, etano, etileno | Fallas térmicas de temperatura creciente |
| CO, CO₂ | La afectación del papel, que constituye un daño irreversible |
Aspectos de interpretación y selección
- Normas: IEEE C57.104 e IEC 60599, utilizando niveles de gas, tasas de aumento y métodos gráficos como el triángulo de Duval.
- Tasa de variación: datos de tendencias continuas de un Sistema de monitoreo en línea de DGA para aceite de transformador permite generar alarmas basadas en la tasa, algo que el muestreo periódico no puede igualar.
- Un solo gas frente a varios gases: Las unidades de hidrógeno o de gas compuesto son adecuadas para la selección inicial, mientras que las unidades multigás permiten una clasificación completa de fallas. Los detalles prácticos se encuentran en Monitoreo en línea de gases disueltos (DGA) en transformadores.
5. Sensor en línea de humedad en aceite: estimaciones de la saturación relativa y la humedad del papel
Por qué es importante la humedad
El papel mojado puede envejecer varias veces más rápido que el papel seco a la misma temperatura. El aislamiento muy mojado también puede liberar burbujas durante las sobrecargas, lo que conlleva el riesgo de una falla dieléctrica.
Cómo funciona la detección de humedad en línea
- Valores medidos: la saturación relativa (%RS) del aceite y la temperatura del aceite, a partir de las cuales se calcula el contenido de agua en ppm.
- Presupuesto en papel: La mayor parte del agua se encuentra en el papel, no en el aceite; por lo tanto, los sistemas calculan la humedad del papel a partir de la humedad del aceite y la temperatura, utilizando relaciones de equilibrio.
- Condición de confiabilidad: Las estimaciones son más precisas una vez que el transformador ha funcionado a una temperatura bastante constante, ya que el agua se desplaza lentamente entre el papel y el aceite.
¿Qué revelan las tendencias?
- Aumento gradual de la humedad debido a fugas en los sellos o a un respiradero saturado.
- Papel mojado que suelta agua a medida que el transformador se calienta.
- Eficacia de los tratamientos de secado a lo largo del tiempo.
- Riesgo de formación de burbujas durante sobrecargas planificadas.
La humedad se mide normalmente con el analizador DGA o con una sonda específica. Las lecturas combinadas de aceite se ajustan a monitoreo del estado del aceite de los transformadores, junto con datos de temperatura, nivel y presión.
6. Sensores de descargas parciales: antena de UHF, HFCT, acoplador de derivación de pasamuros y sonda acústica
¿Qué es la EP?
La descarga parcial es una ruptura eléctrica localizada que no atraviesa por completo el espacio de aislamiento. Se produce en huecos, bordes afilados, superficies contaminadas y puntos débiles. Cada pulso es minúsculo, pero las descargas parciales continuas erosionan el aislamiento y se encuentran entre los precursores más comunes de la falla dieléctrica.
Métodos de detección de PD en línea
| Método | Sensor y ubicación | Fortalezas | Limitaciones |
|---|---|---|---|
| UHF | Antena a través de una válvula de drenaje o una ventana dieléctrica | Buena inmunidad al ruido; el blindaje del tanque protege contra las interferencias | Requiere aberturas en el tanque; es más difícil de calibrar en pC |
| HFCT | Sensor de pinza en el cable de tierra del neutro, del núcleo o del tanque | Fácil de adaptar | Más sensible al ruido externo |
| Acoplamiento roscado con casquillo | Medición mediante tapones de prueba con casquillo | Siguiendo los principios de la norma IEC 60270, comparte el hardware del monitor de bujes | Requiere adaptadores de grifo y supresión de ruido |
| Acústico | Sensor piezoeléctrico en la pared del tanque | Ayuda a localizar la fuente de la PD | La señal se atenúa, afectada por el ruido mecánico |
Requisitos de instalación
Un monitoreo exitoso depende de la supresión de ruido, el reconocimiento de patrones y las mediciones de línea de base. La combinación de varias técnicas en una sola sistema de monitoreo en línea de descargas parciales en transformadores mejora la detección y la identificación de la fuente, y monitoreo de descargas parciales en transformadores explica cada método a fondo.
7. Adaptador de toma de buje: monitoreo de la capacitancia y del tangente delta
Por qué los bujes merecen un monitor específico
Los bujes se encuentran entre los componentes de aislamiento más propensos a fallar, y los fallas suelen ser violentas. El aislamiento de los bujes es también uno de los más fáciles de monitorear en línea, ya que la toma de prueba brinda acceso directo a la corriente que atraviesa el aislamiento principal.
Valores medidos
- Capacitancia (C1): aumenta cuando se produce un cortocircuito en las capas del condensador, lo que indica una ruptura progresiva del núcleo.
- Tan delta: aumenta con la humedad, la contaminación y el envejecimiento térmico.
- Corriente de fuga: combina ambos efectos, y los métodos de corriente total o de referencia lo utilizan para detectar cambios en cualquier fase.
La comparación continua con los valores de referencia y entre las distintas fases es lo que confiere sensibilidad al método. A sistema de monitoreo de bujes de transformadores automatiza esta comparación y emite alertas de tendencias.
8. Sensor de temperatura de fibra óptica: puntos calientes en el bobinado y tasa de envejecimiento térmico
La temperatura determina la velocidad de envejecimiento
El calor no daña el aislamiento de forma repentina, pero determina la rapidez con la que este envejece. Según la norma IEC 60076-7, la tasa de envejecimiento del papel sin mejoras térmicas prácticamente se duplica por cada aumento de 6 K en la temperatura del punto caliente por encima de los 98 °C. Por lo tanto, la medición del punto caliente es la forma en línea más directa de monitorear la rapidez con la que se está agotando la vida útil del aislamiento.
Por qué las sondas de fibra óptica son adecuadas para los devanados
- Lectura directa: Las sondas colocadas en el devanado miden el punto caliente sin necesidad de un modelo térmico.
- Dieléctrico y resistente a las interferencias electromagnéticas (EMI): No hay metal en la punta, por lo que las sondas funcionan de manera segura cuando se utilizan cerca de partes energizadas. El razonamiento se explica en medición de temperatura en alta tensión.
- Opciones de sonda: Sensores de fibra óptica de poliimida para bobinados de transformadores son adecuadas para bobinados de resina y de tipo seco, mientras que otras sondas fluorescentes cubren los diseños sumergidos en aceite.
Resultados calculados
- Tasa de envejecimiento relativa instantánea.
- Número acumulado de víctimas mortales desde su puesta en servicio.
- Capacidad de sobrecarga segura durante un tiempo determinado.
- Riesgo de formación de burbujas cuando se combina con datos de humedad.
Los límites y las reglas de carga se resumen en Límites y valores nominales del aumento de temperatura de los transformadores.
9. Sensor de corriente de pinza: Monitoreo de la corriente de tierra del núcleo y de la pinza
Lo que indica la señal
Los núcleos de los transformadores de potencia se conectan a tierra intencionalmente en un solo punto. Cuando falla el aislamiento del núcleo y se forma una segunda vía de conexión a tierra, las corrientes circulantes provocan sobrecalentamiento local y la generación de gas.
Medición y umbrales
- Sensor: Sensores de corriente de pinza en el núcleo y cables de tierra con pinza: sencillos y económicos.
- Valores normales: muy pequeño. Muchas utilidades lo analizan a partir de aproximadamente 100 mA, aunque el umbral adecuado depende del diseño.
- Confirmación: Una corriente de tierra ascendente en el núcleo, junto con la presencia de gases térmicos en el DGA, es un indicio claro de una falla en el aislamiento del núcleo.
10. Transmisor de nivel de aceite, sensor de presión, monitor del OLTC y registrador de picos de tensión
Indicadores complementarios en línea
- Sensores dieléctricos de aceite: estimar las propiedades dieléctricas del aceite o su grado de contaminación. Son menos confiables que el análisis de gases disueltos (DGA) y los sensores de humedad, por lo que deben considerarse como un complemento.
- Registro de sobretensiones transitorias: El registro de descargas eléctricas y picos de tensión en los interruptores ayuda a explicar los cambios repentinos en las lecturas de PD, DGA o de los pasacables.
- Condición OLTC: Las fallas en el cambiador de tomas generan gas y calor que distorsionan el diagnóstico del tanque principal. Un Sistema de monitoreo en línea de OLTC ayuda a distinguir estos efectos.
- Nivel y presión del aceite: Un nivel bajo de aceite puede dejar al descubierto el aislamiento, y las variaciones de presión en las unidades selladas pueden indicar la generación de gas. Consulte el sistema de monitoreo de la temperatura, el nivel y la presión del aceite de los transformadores para conjuntos típicos de sensores.
11. Equipo de prueba fuera de línea: comprobador de aislamiento, analizador FDS/DFR, equipo SFRA y análisis de laboratorio de furano
Pruebas que se realizan sin conexión
| Prueba | Por qué no está en línea | Cuándo realizarlo |
|---|---|---|
| Resistencia de aislamiento del devanado e índice de polarización | Requiere tensión de prueba de CC en una unidad desenergizada | Puesta en servicio, paros de rutina, después de incidentes |
| Factor de potencia de los devanados / tangente delta | Requiere aislamiento y un voltaje de prueba controlado | Puesta en servicio y paros periódicos |
| Espectroscopía en el dominio de la frecuencia (FDS/DFR) | Requiere bobinados sin tensión y mediciones de baja frecuencia | Cuando es necesario cuantificar con precisión la humedad del papel |
| Análisis de respuesta en frecuencia por barrido (SFRA) | Detecta deformaciones en el enrollado mecánico; requiere una interrupción del servicio | Después de cortocircuitos, transporte o reubicación |
| Análisis de furanos y DP del papel | Requiere un análisis de laboratorio de una muestra de aceite o de papel | Periódicamente, para el envejecimiento, DP durante la inspección interna |
| Pruebas de calidad del aceite | El voltaje de ruptura, la acidez y la tensión interfacial son pruebas de laboratorio | Cada uno o varios años |
Combinando ambos enfoques
El monitoreo en línea detecta los cambios de manera temprana y continua. Las pruebas fuera de línea proporcionan valores de referencia precisos, confirman las alarmas y miden propiedades que los sensores no pueden detectar. Al comparar DGA en línea frente al muestreo de aceite muestra cómo ambos se complementan.
12. Monitoreo del aislamiento de tipo seco: controlador de temperatura, sensor de humedad y detector de descargas parciales
Parámetros que sustituyen los datos sobre el aceite
Las unidades de tipo seco no contienen aceite, por lo que no se aplican los análisis de gas en aceite (DGA) ni la medición de la humedad en el aceite. El monitoreo se centra en lo siguiente:
- Temperatura del bobinado: determina el envejecimiento de las resinas y los barnices y está limitado por la clase de aislamiento.
- Descarga parcial: especialmente en las piezas de resina moldeada, donde los huecos y las grietas son los principales defectos.
- Humedad y condensación: puede provocar un efecto de seguimiento superficial cuando se vuelve a energizar un transformador que estaba desenergizado.
- Polvo y contaminación: favorecen la descarga superficial y bloquean el flujo de aire de enfriamiento.
- Funcionamiento del ventilador: Una falla en el sistema de enfriamiento hace que la temperatura del devanado aumente rápidamente.
Opciones del controlador
Controladores de panel como el Monitor y controlador de temperatura para transformadores de tipo seco IB-S201 controlar localmente la temperatura y el ventilador. Los proyectos que requieran datos de condiciones más amplios pueden agregar un sistema inteligente de monitoreo en línea del estado de los transformadores de tipo seco.
13. Matriz de prioridades: Monitor DGA vs. Sensor de puntos calientes vs. Monitor de bujes vs. Sistema de descargas parciales (PD)
Orden de instalación recomendado
| Prioridad | Medición en línea | Razón |
|---|---|---|
| 1 | DGA con humedad | Cubre la gama más amplia de fallas en el aislamiento con un solo instrumento |
| 2 | Temperatura en el punto crítico del bobinado | Determina la tasa de envejecimiento y la capacidad de carga; especifíquelo al momento de la compra para una medición directa |
| 3 | Monitoreo de bujes | Graves consecuencias en caso de falla, sencillo a voltajes más altos |
| 4 | Descarga parcial | Útil para equipos de alta tensión, equipos sospechosos y después de que el análisis de gases disueltos (DGA) muestre indicios de descargas parciales (PD) |
| 5 | Corriente de tierra del núcleo | De bajo costo, útil cuando se sabe que existe riesgo de fallas en el núcleo |
Modificación del pedido
- Clase de tensión: Una tensión más alta aumenta la importancia de la supervisión de descargas parciales y de los pasacables.
- Edad y antecedentes: En las unidades más antiguas con antecedentes de gas o humedad, se trasladan los sensores de DGA y de humedad a la parte superior.
- Consecuencias de una falla: Las unidades críticas o difíciles de reemplazar justifican el conjunto completo. La relación entre el alcance y la criticidad se aborda en Métodos y estrategias de monitoreo del estado de los transformadores.
14. Preguntas frecuentes: Preguntas sobre el monitoreo del aislamiento de los transformadores
¿Se puede monitorear la resistencia de aislamiento en tiempo real?
No en el sentido tradicional. Las pruebas de resistencia de aislamiento e índice de polarización requieren tensión de corriente continua en los devanados desenergizados. En cambio, el monitoreo de gases desprendidos (DGA), humedad, descargas parciales (PD) y pasamuros proporciona información continua sobre el aislamiento.
¿Se puede medir en línea la vida útil restante del aislamiento de papel?
No directamente. El análisis de papel (DP) requiere una muestra física. Los sistemas en línea estiman el estado del papel a partir del historial de temperaturas en los puntos calientes, la humedad y las tendencias de CO y CO₂, y estas estimaciones pueden contrastarse con un análisis de furano realizado en laboratorio.
¿Qué prueba en línea detecta la mayor cantidad de problemas de aislamiento?
El análisis DGA abarca el rango más amplio, incluyendo descargas parciales, arcos eléctricos, sobrecalentamiento y degradación del papel. Los resultados mejoran cuando se combinan con datos de temperatura en puntos calientes y de humedad.
¿Es necesario el monitoreo de la PD si ya tengo DGA?
El DGA detecta las descargas parciales (DP) de manera indirecta a través del hidrógeno y otros gases, pero no puede localizar la fuente ni mostrar el patrón de descarga. El monitoreo directo de las descargas parciales (DP) ofrece una alerta temprana, especialmente para transformadores de alta tensión y equipos en los que se sospecha que hay defectos.
¿El monitoreo en línea reemplaza las pruebas de aislamiento fuera de línea?
No. El monitoreo en línea reduce la frecuencia de las interrupciones en el servicio y detecta fallas que se desarrollan rápidamente, mientras que las pruebas fuera de línea, como el factor de potencia de los devanados, el FDS y el SFRA, siguen siendo esenciales para establecer valores de referencia y realizar diagnósticos detallados.
¿Qué tan precisa es la estimación en línea de la humedad del papel?
La precisión depende de una temperatura constante y del equilibrio entre el aceite y el papel. Utilice estimaciones para clasificar el riesgo y los cambios en las tendencias, y confírmelas con una prueba FDS/DFR antes de tomar cualquier decisión sobre el secado.
¿Qué sensores se pueden instalar posteriormente en un transformador que ya está en servicio?
Los monitores de DGA y humedad en las válvulas de drenaje, los sensores HFCT y acústicos de descarga parcial (PD), los adaptadores de toma de buje y los sensores de tierra del núcleo de sujeción pueden instalarse tanto en servicio como durante una interrupción breve del servicio. Las sondas de fibra óptica enrolladas suelen integrarse durante la fabricación o el rebobinado.
¿Cómo elijo un medidor de aislamiento para mis transformadores?
Recopila la potencia nominal, la clase de tensión, la antigüedad, el historial de pruebas de aceite y las consecuencias de las fallas, y luego enviar los datos al equipo de ingeniería para un esquema de monitoreo coordinado.
