Temperatura de los puntos calientes en los devanados de los transformadores: medición, monitoreo y sensores

Fecha de publicación:6 de septiembre de 2026, 12:04:22

  • Temperatura en los puntos calientes de los devanados del transformador es la temperatura local más alta dentro de un devanado por el que circula corriente y en el aislamiento que lo rodea, en lugar de la temperatura promedio de todo el devanado.
  • La temperatura del punto caliente puede ser calculado mediante modelos térmicos de transformadores o bien se mide directamente en puntos seleccionados mediante sensores de temperatura integrados.
  • Un convencional indicador de temperatura del devanado (WTI) por lo general, proporciona una indicación térmica indirecta, mientras que un sensor integrado mide la temperatura en su ubicación física real.
  • Sensores de temperatura de bobinado de fibra óptica son particularmente útiles para realizar mediciones directas en el interior de transformadores de alta tensión, ya que el punto de detección puede permanecer eléctricamente inactivo y a salvo de interferencias electromagnéticas.
  • Confiable monitoreo de puntos calientes en transformadores depende de la ubicación del sensor, la geometría del devanado, la carga, el flujo de aceite, las condiciones de enfriamiento y el método de monitoreo seleccionado —no solo de la precisión del sensor—.

Monitoreo temperatura del punto caliente del devanado del transformador es una parte importante de la gestión térmica y la evaluación del estado de los transformadores. La temperatura del aceite en la parte superior, la temperatura promedio de los devanados y el punto caliente real de los devanados describen diferentes condiciones térmicas, por lo que no deben considerarse mediciones intercambiables.

Para lo moderno monitoreo de transformadores, los ingenieros pueden combinar modelos térmicos calculados, indicadores convencionales de temperatura de los devanados y sensores integrados directamente. Esta guía explica en qué se diferencian estos métodos, dónde se forman los puntos calientes en los devanados, cómo se deben colocar los sensores y cuándo se debe utilizar la detección directa monitoreo de puntos calientes en los devanados de los transformadores ofrece información adicional.

Índice

1. ¿Qué es la temperatura de los puntos calientes en los devanados de un transformador?

1.1 Definición de la temperatura de los puntos calientes en los devanados de un transformador

Sistema de medición de la temperatura de los devanados de fibra óptica en transformadores sumergidos en aceite

Temperatura en los puntos calientes de los devanados del transformador describe una región localizada del devanado en la que la temperatura del conductor y del aislamiento es más alta que en las áreas circundantes. Se trata de una condición térmica local, no simplemente otro nombre para la temperatura del aceite del transformador o la temperatura promedio del devanado.

Un devanado contiene numerosos conductores, capas aislantes, separadores y conductos de enfriamiento. Las pérdidas de corriente generan calor en todo el devanado, pero este calor no siempre se distribuye de manera uniforme. Las variaciones en las pérdidas de los conductores, la circulación del aceite, la geometría del devanado y el enfriamiento local pueden dar lugar a zonas con temperaturas más elevadas.

Dado que el punto caliente es local, una medición de temperatura solo tiene sentido cuando se conoce su ubicación física. Un sensor instalado a 50 mm de distancia del conductor más caliente puede registrar una temperatura diferente, aunque ambas mediciones se realicen dentro del mismo devanado.

1.2 Temperatura del punto caliente frente a la temperatura promedio del devanado

Temperatura promedio del bobinado representa el devanado en su conjunto, mientras que temperatura del punto caliente del transformador se refiere a la zona de mayor temperatura a nivel local. Los valores promedio son útiles para las pruebas de transformadores y la evaluación térmica, pero el calentamiento localizado puede superar el promedio.

Esta distinción es una de las razones por las que directamente sensores de temperatura de fibra óptica para el monitoreo de puntos calientes en los devanados de los transformadores se utilizan en aplicaciones en las que los ingenieros necesitan información sobre la temperatura en puntos específicos de los devanados internos.

1.3 Temperatura del punto caliente del transformador frente a la temperatura del aceite en la parte superior

La temperatura del aceite en la parte superior mide las condiciones térmicas del aceite del transformador cerca de la parte superior del tanque. Es un parámetro operativo importante, pero no debe interpretarse como el punto más caliente real del devanado.

Parámetro de temperatura Lo que representa Método de medición típico ¿Punto caliente de bobinado directo?
Temperatura ambiente Entorno del transformador Sensor ambiental No
Temperatura máxima del aceite Temperatura del aceite cerca de la parte superior del tanque Indicador/sensor de temperatura del aceite No
Temperatura promedio del bobinado Condición térmica promedio del devanado Cálculo, método de resistencia o indicación indirecta No
Temperatura del punto caliente del bobinado Zona local de alta temperatura en el devanado Cálculo térmico o sensor local integrado Sí, cuando se mide en la ubicación del punto caliente seleccionado

Para la indicación convencional de la temperatura del aceite, se utilizan productos como un indicador de temperatura del aceite del transformador tienen un propósito diferente al de los sensores de temperatura integrados en el devanado.

2. Por qué es importante la temperatura en los puntos calientes de un transformador

2.1 Temperatura de los puntos calientes del transformador y envejecimiento del aislamiento

El aislamiento de los transformadores está expuesto a tensiones eléctricas, mecánicas y térmicas a lo largo de su vida útil. Por lo tanto, la temperatura local de los devanados es relevante para la evaluación del envejecimiento térmico, especialmente en los transformadores sumergidos en aceite que utilizan aislamiento sólido a base de celulosa.

La norma IEC 60076-7 aborda el funcionamiento de los transformadores desde la perspectiva de la temperatura de operación y el envejecimiento térmico, mientras que la norma IEEE C57.91 ofrece orientación sobre la carga que incluye criterios de temperatura de los transformadores, condiciones de carga, efectos de la refrigeración y consideraciones sobre la reducción de la vida útil.

Para un ingeniero, la cuestión práctica es sencilla: es posible que dos transformadores que soporten cargas similares no alcancen temperaturas internas idénticas si difieren en el diseño de sus bobinados, las condiciones de enfriamiento, el entorno ambiental o su historial de funcionamiento.

2.2 Temperatura en los puntos calientes durante la sobrecarga del transformador

Cuando aumenta la carga del transformador, también varían las pérdidas en los conductores y el calentamiento de los devanados. Los devanados, el aceite y el sistema de enfriamiento tienen diferentes respuestas térmicas en el tiempo, por lo que la temperatura en el interior de los devanados no sigue necesariamente el mismo perfil que la temperatura del aceite en la parte superior.

Esto cobra especial importancia durante sobrecargas temporales, cambios rápidos en la carga o transiciones del sistema de enfriamiento. A sistema de monitoreo de la temperatura del transformador puede combinar varias entradas de temperatura en lugar de basarse únicamente en una sola medición del nivel del tanque.

2.3 Temperatura de los puntos calientes en el monitoreo del estado de los transformadores

La temperatura también debe tenerse en cuenta junto con otros indicadores del estado del transformador. El estrés térmico es solo uno de los posibles factores que contribuyen a la degradación del transformador.

Dependiendo del nivel de criticidad del transformador, una estrategia de monitoreo más amplia podría incluir análisis en línea de gases disueltos, monitoreo de descargas parciales en transformadores, monitoreo de bujes, y Monitoreo del OLTC.

Por lo tanto, la temperatura de los puntos calientes funciona mejor como parte de un panorama más amplio del estado del transformador, en lugar de como un valor de diagnóstico aislado.

3. ¿En qué punto se produce el punto caliente en el devanado del transformador?

3.1 Geometría de los devanados del transformador y puntos calientes locales

No se puede dar por sentado que el punto caliente del devanado se encuentre en la misma ubicación geométrica en todos los transformadores. Su posición depende del diseño electromagnético y térmico específico.

Entre las influencias importantes se encuentran:

  • Geometría de los devanados de alta y baja tensión
  • Dimensiones del conductor y densidad de corriente
  • Conductos de enfriamiento axiales y radiales
  • Distribución del flujo de aceite
  • Pérdidas locales por remolinos y pérdidas parásitas
  • Espesor del aislamiento y resistencia térmica
  • Sujeción de bobinas y estructuras mecánicas
  • Modo de enfriamiento del transformador

3.2 Distribución axial y radial de la temperatura

Los cambios de temperatura pueden ocurrir tanto en sentido axial como radial a lo largo de un devanado. Una zona cercana a la parte superior de un devanado puede estar más caliente en determinadas condiciones de enfriamiento; sin embargo, suponer que la posición axial más alta es siempre el verdadero punto caliente puede dar lugar a una colocación incorrecta del sensor.

Del mismo modo, las regiones internas y externas del devanado pueden presentar diferentes pérdidas y condiciones de flujo de aceite. Por lo tanto, siempre que sea posible, el punto caliente previsto debe determinarse a partir de la información de diseño térmico específica del transformador.

3.3 Conductos de enfriamiento y flujo de aceite

El flujo de aceite es un componente fundamental del comportamiento térmico en un transformador sumergido en aceite. Las restricciones locales, la distribución desigual del flujo o los cambios en el funcionamiento del sistema de enfriamiento pueden alterar la distribución de la temperatura en el devanado.

Esta es una de las razones por las que un sensor de bobinado directo no debe considerarse independiente del diseño del transformador. La calidad de medición de puntos calientes en transformadores depende tanto del rendimiento del sensor como de si la sonda está realmente ubicada cerca de una región térmicamente significativa.

4. ¿Cómo se mide la temperatura en los puntos calientes de un transformador?

Existen dos enfoques generales de ingeniería para obtener información sobre la temperatura de los puntos calientes en los devanados de los transformadores: temperatura calculada y medición directa de la temperatura local.

4.1 Medición indirecta de puntos calientes en transformadores

Los métodos indirectos deducen el comportamiento térmico de los devanados a partir de parámetros como la carga del transformador, la temperatura del aceite y las características térmicas. Los indicadores convencionales de temperatura de los devanados y los modelos térmicos por software se utilizan ampliamente porque no requieren que se instale físicamente un sensor en la zona de mayor temperatura del devanado.

A indicador de temperatura del devanado del transformador, por ejemplo, cumple una función de medición diferente a la de una sonda de fibra óptica integrada.

4.2 Medición directa de la temperatura de los devanados del transformador

Medición directa de la temperatura del devanado utiliza un sensor instalado en un punto específico dentro del devanado o cerca de él. El valor medido representa la temperatura en ese punto en ese momento.

En el caso de los devanados de alta tensión, los métodos convencionales de detección mediante conductores eléctricos pueden plantear retos de diseño relacionados con el aislamiento y los campos electromagnéticos. Esto ha llevado al uso de sensores eléctricamente pasivos sensores de temperatura de fibra óptica para los devanados de los transformadores.

4.3 Temperatura calculada frente a temperatura directa del punto caliente del transformador

Factor Punto caliente calculado Medición local directa
Base de medición Modelo térmico y datos de operación Sensor de temperatura física
Sensor real dentro del devanado No es necesario Requisito para la medición integrada
Temperatura Ubicación Ubicación estimada del modelo Ubicación real del sensor
Potencial de modernización En general, más fácil La instalación de bobinados integrados puede requerir acceso para la fabricación o para una remodelación importante
Dependencia de diseño Depende de los parámetros del modelo Depende en gran medida de que el sensor esté bien colocado
Valor principal Estimación térmica continua Observación directa de determinados lugares internos

Ninguno de los dos métodos debe considerarse automáticamente superior. En aplicaciones críticas, las temperaturas calculadas y las directas pueden utilizarse conjuntamente para proporcionar información complementaria.

5. Cálculo de puntos calientes en transformadores y modelos térmicos

5.1 Datos utilizados para el cálculo de los puntos calientes del transformador

Un modelo térmico de transformador puede tomar en cuenta varias variables operativas, en lugar de una sola temperatura medida. Entre los datos de entrada o parámetros típicos del modelo se pueden incluir:

  • Corriente de carga o factor de carga
  • Temperatura ambiente
  • Temperatura máxima del aceite
  • Gradiente de temperatura entre el devanado y el aceite
  • Modo de enfriamiento y estado del sistema de enfriamiento
  • Constantes de tiempo térmicas
  • Parámetros de diseño específicos del transformador

Estas variables ayudan a estimar las temperaturas internas a las que, de otra manera, no se tendría acceso en un transformador en funcionamiento.

5.2 Norma IEC 60076-7 y carga térmica de los transformadores

IEC 60076-7:2018 ofrece pautas de carga para transformadores de potencia sumergidos en aceite mineral y aborda el funcionamiento bajo diferentes temperaturas ambientales y condiciones de carga, temperaturas de operación, envejecimiento térmico y modelos térmicos.

Por lo tanto, la norma es relevante a la hora de evaluar la relación entre la carga del transformador y su comportamiento térmico. Sin embargo, un artículo sobre monitoreo en línea no debería considerar que un cálculo basado en la norma sustituya a los datos de ingeniería específicos del transformador.

5.3 Norma IEEE C57.91 y temperatura de los puntos calientes del transformador

IEEE C57.91-2025 es la guía de carga vigente del IEEE para transformadores sumergidos en aceite mineral y reguladores de tensión escalonados. Incluye técnicas para evaluar los efectos de la carga, criterios de temperatura, efectos de enfriamiento y ejemplos de cálculos de temperatura.

Estas normas proporcionan un marco de referencia para el diseño de sistemas de monitoreo. No obstante, los límites de alarma y las decisiones de carga deben seguir los requisitos del fabricante del transformador, el diseño del sistema de aislamiento y las especificaciones aplicables del proyecto.

5.4 Limitaciones del cálculo de puntos calientes en transformadores

Los cálculos térmicos dependen de los supuestos del modelo. Los transformadores reales pueden sufrir cambios en la eficiencia de enfriamiento, las condiciones ambientales, el flujo local de aceite, las tolerancias de fabricación y los patrones de carga.

Por lo tanto, un punto caliente calculado debe entenderse como una estimación de ingeniería. La medición directa de la temperatura del devanado puede proporcionar una observación independiente de la temperatura en puntos seleccionados, pero también tiene su propia limitación: el sensor solo mide en el lugar donde está instalado físicamente.

6. Medición directa de la temperatura de los devanados del transformador

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6.1 Sensores de temperatura integrados en los devanados de los transformadores

Normalmente, la sonda de temperatura integrada se diseña en torno a la zona prevista donde se formará el punto caliente del devanado. Este diseño debe realizarse antes del ensamblaje del devanado, momento en el que el sensor debe integrarse físicamente en la estructura aislante del devanado.

En la fabricación de transformadores nuevos, esto brinda la oportunidad de coordinar la ubicación de los sensores con los cálculos térmicos y los planos de los devanados antes del ensamblaje final.

6.2 Por qué es importante la posición del sensor

Un principio fundamental de la ingeniería es:

Un sensor de temperatura mide su propia ubicación física; no identifica automáticamente el punto más caliente del transformador.

Por ejemplo, supongamos que un transformador trifásico utiliza 12 sondas de temperatura integradas. Si las sondas están distribuidas en regiones axiales y radiales seleccionadas, el sistema de monitoreo obtiene 12 observaciones directas de temperatura. Esto no prueba que no haya algún punto sin instrumentar que esté más caliente.

Por eso, siempre que sea posible, la ubicación de los sensores debe basarse en el diseño térmico del transformador, la experiencia previa o la información de las pruebas de aumento de temperatura.

6.3 Medición directa y validación del modelo térmico

Las mediciones directas también pueden compararse con los valores calculados. Si el modelo térmico predice una tendencia de temperatura en un devanado, mientras que las sondas integradas muestran repetidamente una tendencia diferente bajo cargas comparables, los ingenieros cuentan con información adicional para analizar los supuestos, las posiciones de los sensores o el comportamiento de enfriamiento.

Este enfoque combinado puede proporcionar información más útil que considerar las temperaturas calculadas y las medidas como tecnologías que compiten entre sí.

7. Comparación de sensores de temperatura para bobinados de transformadores

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7.1 Indicador de temperatura de los devanados de los transformadores

A indicador de temperatura del bobinado es una solución convencional para la indicación y el control de la temperatura de los transformadores. Dependiendo del diseño, puede proporcionar indicación local y salidas para alarmas o para el control de la refrigeración.

INNO ofrece opciones de WTI para transformadores, tales como el Indicador de temperatura de los devanados del transformador BWR-04/06AJTH y Indicador de temperatura del devanado del BWR2.

7.2 Sensores de temperatura RTD

Los RTD miden la temperatura a través del cambio predecible en la resistencia eléctrica del elemento sensor. Se utilizan ampliamente en la medición industrial de la temperatura, pero su elemento sensor metálico y su cableado requieren que se tomen las medidas eléctricas y de aislamiento adecuadas en entornos de alta tensión.

7.3 Termopares

Los termopares generan un voltaje termoeléctrico relacionado con la diferencia de temperatura. Su construcción sencilla y su amplio uso industrial los hacen prácticos para muchas aplicaciones, pero siguen siendo sensores eléctricamente conductores.

7.4 Sensores de temperatura de bobinado de fibra óptica

A sensor de temperatura de bobinado de fibra óptica transmite la medición de forma óptica, en lugar de depender de una señal eléctrica metálica en el punto de detección. Esto resulta particularmente útil dentro de los devanados de los transformadores, donde el aislamiento eléctrico y la inmunidad a los campos electromagnéticos son importantes.

Método Medición local directa Señal eléctrica en el punto de detección Consideraciones sobre EMI Función típica de un transformador
Modelo térmico No No se requiere ningún sensor en el punto crítico No se aplica al modelo en sí Estimación calculada de los puntos calientes
WTI Típicamente indirecto Depende del diseño Depende del diseño del sistema Indicación y control de la temperatura del devanado
RTD Sí, en el lugar de instalación Sí Requiere consideración Medición general de la temperatura del transformador
Termopar Sí, en el lugar de instalación Sí Requiere consideración Medición de temperatura industrial
Sensor de fibra óptica Sí, en el lugar de instalación No se requiere una señal de medición metálica en el punto de detección Ideal para entornos con altos niveles de interferencia electromagnética (EMI) Monitoreo integrado de puntos calientes en bobinados

8. Sensores de fibra óptica para el monitoreo de puntos calientes en transformadores

Sistema de monitoreo de temperatura por fibra óptica

8.1 ¿Por qué usar sensores de fibra óptica dentro de los devanados de los transformadores?

La detección por fibra óptica resulta particularmente útil en aquellos casos en los que sería difícil integrar de manera segura un sensor de temperatura eléctrico. La sonda óptica puede diseñarse como un elemento sensor eléctricamente pasivo, mientras que el interrogador optoelectrónico permanece fuera de la zona del devanado de alta tensión.

Motivos típicos para utilizar un sistema de monitoreo de temperatura por fibra óptica incluyen:

  • Campos electromagnéticos intensos
  • Grandes diferencias de potencial eléctrico
  • Medición directa en puntos seleccionados del devanado
  • Necesidad de sondas de detección pequeñas e integradas
  • Monitoreo de temperatura de transformadores en múltiples puntos
  • Integración con sistemas de monitoreo remoto

8.2 Detección de temperatura mediante fibra óptica fluorescente

La detección por fibra óptica basada en fluorescencia es una tecnología de medición puntual de la temperatura. Un material fluorescente situado en la punta de la sonda se excita ópticamente, y el instrumento de monitoreo evalúa la respuesta de fluorescencia, que depende de la temperatura.

Este enfoque no debe confundirse con la detección distribuida de temperatura. En el caso de los puntos calientes en los devanados de los transformadores, el objetivo suele ser obtener la temperatura en puntos críticos seleccionados, en lugar de medir un perfil de temperatura continuo a lo largo de kilómetros de fibra.

8.3 Opciones de sondas de fibra óptica para bobinados de transformadores

Los distintos entornos mecánicos de los transformadores pueden requerir diferentes diseños de sondas. Para instalaciones de bobinados integrados, una sensor de temperatura de fibra óptica de poliimida Se puede elegir cuando se requiera una sonda de diseño compacto compatible con bobinados.

Para aplicaciones que requieran protección mecánica adicional, un sensor de temperatura de fibra óptica blindado para bobinados de transformadores sumergidos en aceite ofrece otra configuración del producto.

La elección correcta debe tener en cuenta la estructura del devanado, el espacio disponible para el cableado, la tensión mecánica, la compatibilidad con el aceite y el procedimiento de instalación, en lugar de basarse únicamente en el rango de temperatura.

9. Colocación de sensores para detectar puntos calientes en los devanados de los transformadores

Indicador de temperatura del transformador

9.1 Utilice el diseño térmico antes de instalar los sensores de temperatura del devanado

Lo ideal es que la colocación de las sondas comience basándose en la distribución térmica prevista, en lugar de en una separación arbitraria. Los diseñadores de transformadores pueden identificar las zonas en las que es probable que se alcancen altas temperaturas mediante cálculos de los devanados, análisis de pérdidas electromagnéticas, análisis del flujo de aceite y datos de pruebas anteriores.

Una secuencia práctica es:

  1. Identifica los devanados críticos desde el punto de vista térmico.
  2. Calcula las zonas probables de puntos calientes axiales y radiales.
  3. Selecciona varios puntos de medición representativos.
  4. Revisa las restricciones mecánicas y de aislamiento.
  5. Tender las fibras ópticas sin interferir con el conjunto de bobinado.
  6. Verifica todos los canales antes del cierre definitivo del transformador.

9.2 ¿Cuántos sensores de fibra óptica necesita un transformador?

No existe una cantidad universal de sensores que se adapte a todos los transformadores. El número de sondas depende de la potencia nominal del transformador, las fases, la disposición de los devanados, el objetivo de monitoreo y la redundancia requerida.

Por ejemplo, consideremos un Configuración ilustrativa del monitoreo de un transformador trifásico con dos devanados de interés por fase. Los ingenieros podrían seleccionar dos puntos de medición de temperatura en cada devanado monitoreado, lo que daría como resultado:

3 fases × 2 devanados monitoreados × 2 puntos de detección = 12 puntos de medición.

Este es solo un ejemplo de ingeniería, no un requisito universal. Es posible que otro transformador requiera menos puntos, mientras que un diseño grande o térmicamente complejo podría justificar un número considerablemente mayor.

Para aplicaciones que requieren muchos puntos de medición, un sistema multicanal de medición y monitoreo de temperatura por fibra óptica puede centralizar los canales de temperatura.

9.3 Lista de verificación práctica para la instalación de sondas de fibra óptica

  • Confirma la ubicación prevista del punto caliente antes de terminar el bobinado.
  • Verifica que la punta del sensor esté colocada en el lugar térmico previsto.
  • Evita doblar o aplastar la fibra en exceso.
  • Protege los cables de fibra óptica durante el bobinado, la compresión y el ensamblaje.
  • Mantener la compatibilidad con las estructuras de aislamiento de los transformadores.
  • Identifica claramente cada sonda y cada canal de monitoreo.
  • Verifica la continuidad óptica antes de las etapas de ensamblaje a las que no se tiene acceso.
  • Verifica toda la cadena de medición antes de la puesta en marcha definitiva.

10. Arquitectura del sistema de monitoreo de puntos calientes en transformadores

Un completo sistema de monitoreo de la temperatura de los devanados de un transformador por lo general contiene algo más que el sensor integrado.

Sonda de fibra óptica integrada → Fibra óptica → Interrogador de temperatura → Datos de temperatura → Alarma / Lógica → PLC o SCADA

10.1 Sonda de temperatura de fibra óptica integrada

La sonda constituye el punto de detección local. Su construcción mecánica y su posicionamiento deben adaptarse a la aplicación del bobinado.

10.2 Interrogador de temperatura de fibra óptica

El interrogador proporciona excitación óptica, detecta la respuesta óptica recibida y la convierte en datos de temperatura. Los sistemas pueden configurarse con diferentes números de canales, dependiendo del número de puntos de bobinado que se estén monitoreando.

Cuando se requieran menos puntos de medición, un Transmisor de temperatura de fibra óptica de 3 canales para el monitoreo de los devanados de transformadores de potencia podría ser lo adecuado. Las instalaciones más grandes pueden utilizar plataformas multicanal.

10.3 Interfaz local de visualización y monitoreo

Las aplicaciones que requieran una visualización local pueden utilizar un host con pantalla de temperatura de fibra óptica integrada o una configuración del sistema con visualización local de la temperatura.

10.4 Integración de PLC y SCADA

Los datos de temperatura de los devanados de los transformadores pueden integrarse en una arquitectura más amplia de monitoreo de la planta o la subestación. Dependiendo de la configuración del producto seleccionada, los sistemas industriales pueden ofrecer interfaces como RS485, Modbus, señales analógicas o salidas de relé.

Las interfaces de comunicación exactas siempre deben verificarse en función del modelo seleccionado, en lugar de darse por sentadas para todos los dispositivos de monitoreo de fibra óptica.

11. Temperatura de los puntos calientes del transformador, carga y envejecimiento del aislamiento

11.1 Cambios en la temperatura de los devanados del transformador en función de la carga

La temperatura del devanado de un transformador es dinámica. Cuando cambia la carga, varían las pérdidas en los conductores, pero las temperaturas del devanado, del aceite y del sistema de enfriamiento responden con diferentes constantes de tiempo térmicas.

Esto significa que un transformador que experimente un período breve de alta carga puede mostrar una relación diferente entre la temperatura del devanado y la temperatura del aceite en la parte superior a la que presenta bajo una carga estable a largo plazo.

11.2 Funcionamiento del sistema de enfriamiento y puntos calientes del transformador

Las condiciones de enfriamiento también son importantes. Los cambios en el enfriamiento natural o forzado afectan la velocidad a la que se elimina el calor del devanado y del aceite.

Por lo tanto, una estrategia de monitoreo térmico debe tener en cuenta no solo la temperatura medida, sino también el estado del sistema de enfriamiento, la carga y las condiciones ambientales. Este enfoque más amplio es especialmente valioso para monitoreo de transformadores de potencia.

11.3 Temperatura de los puntos calientes del transformador y envejecimiento térmico

Tanto las directrices de carga de la IEC como las del IEEE relacionan la temperatura de operación con la evaluación de la vida útil del aislamiento del transformador. Un mayor estrés térmico puede acelerar el envejecimiento del aislamiento, pero esta relación depende del sistema de aislamiento, la humedad, el oxígeno, el historial de operación y otras condiciones.

Por esta razón, no se deben aplicar reglas fijas como “cada aumento de temperatura de X grados siempre reduce a la mitad la vida útil del transformador” sin tomar en cuenta la norma, el sistema de aislamiento y los supuestos en los que se basa el cálculo.

12. Ejemplos de ingeniería para el monitoreo de puntos calientes en transformadores

12.1 Configuración ilustrativa de 12 puntos para el monitoreo de devanados de transformadores

Consideremos un nuevo transformador de potencia trifásico sumergido en aceite en el que el equipo de diseño desea obtener información directa sobre la temperatura tanto de los devanados de alta tensión como de los de baja tensión.

Disposición del transformador Trifásico
Bobinados supervisados Alta tensión y baja tensión
Puntos de detección por bobinado 2 lugares ilustrativos
Total de puntos de medición 12
Tipo de medición Detección directa de temperatura en puntos integrados
Objetivo del monitoreo Compara las temperaturas críticas de los devanados entre las distintas fases y posiciones de los devanados

El esquema de 12 puntos no es un requisito estándar. Muestra cómo se puede determinar el número de canales a partir del objetivo de monitoreo.

Si el modelado térmico indica la presencia de zonas críticas adicionales, el sistema podría utilizar más canales. INNO también ofrece configuraciones con mayor número de canales, como una Sistema de medición de temperatura por fibra óptica fluorescente de 64 canales para aplicaciones que requieran un número considerablemente mayor de puntos de detección.

12.2 Ejemplo: Comparación entre la temperatura directa y la temperatura calculada

Supongamos que un sistema de monitoreo registra las temperaturas en 12 puntos integrados, mientras que el software de monitoreo del transformador calcula simultáneamente la temperatura de los puntos calientes de los devanados a partir de los datos de carga y de la temperatura del aceite.

En lugar de esperar que ambos valores sean numéricamente idénticos, los ingenieros deberían comparar:

  • Tendencia de la temperatura durante los aumentos de carga
  • Tendencia de la temperatura durante las transiciones de enfriamiento
  • Diferencias entre fases
  • Diferencia entre los devanados de alta tensión y de baja tensión
  • Tendencia de los valores medidos frente a los calculados a lo largo de ciclos operativos repetidos

Un cambio persistente en esta relación puede ser más revelador que analizar un solo dato puntual de temperatura.

12.3 Ejemplo: Combinación del monitoreo de la temperatura de los devanados y del aceite

La temperatura de los devanados no elimina la importancia del monitoreo del aceite. Para obtener un panorama térmico completo, se pueden combinar sensores integrados en los devanados con un sistema de monitoreo de la temperatura, el nivel y la presión del aceite.

Esto permite al operador distinguir entre el calentamiento local de los devanados y los cambios más generales en las condiciones del aceite del transformador o del tanque.

13. Errores comunes en el monitoreo de puntos calientes en transformadores

13.1 Considerar la temperatura máxima del aceite como la temperatura del punto caliente del devanado

El punto caliente superior del aceite y el punto caliente del devanado describen diferentes partes del sistema térmico del transformador. No se debe simplemente sustituir uno por el otro.

13.2 Suponiendo que un sensor siempre mide el punto más caliente

Un solo sensor integrado proporciona un punto de medición directo. Si el punto caliente real se desplaza debido a las condiciones de carga o enfriamiento, es posible que otra zona del devanado se caliente más.

13.3 Instalación de sensores sin datos de diseño térmico

Agregar más sensores no mejora automáticamente la calidad del monitoreo si se colocan en áreas sin importancia térmica. Se debe considerar tanto la cantidad como la ubicación de las sondas.

13.4 Sin tomar en cuenta el tendido de fibra óptica y la protección mecánica

El cable de fibra óptica debe resistir el montaje del devanado del transformador y el funcionamiento a largo plazo. Las flexiones excesivas, los aplastamientos, un trazado inadecuado de la salida del cable o los daños mecánicos pueden comprometer el canal de medición, incluso cuando el principio de detección de temperatura en sí mismo sea correcto.

13.5 Comparación de las temperaturas calculadas y las temperaturas directas sin tomar en cuenta la ubicación

La temperatura calculada de un punto caliente representa una magnitud térmica modelada. Un sensor directo representa una ubicación física. Una diferencia numérica entre ambos no es, por sí sola, prueba de que una de las mediciones sea incorrecta.

13.6 Uso de umbrales de alarma no verificados

Los ajustes de alarma y disparo deben basarse en el diseño del transformador, el sistema de aislamiento, las recomendaciones del fabricante, la estrategia de operación y las normas aplicables. Un valor de alarma genérico copiado de otro transformador no debe considerarse de aplicación universal.

14. Cómo seleccionar un método de monitoreo de puntos calientes en transformadores

14.1 Utilizar el monitoreo de puntos calientes calculados del transformador cuando

  • No se puede acceder al devanado integrado.
  • El transformador ya está en funcionamiento.
  • Se cuenta con datos de entrada para modelos de carga y térmicos.
  • El objetivo del monitoreo es la estimación térmica continua.

14.2 Usa un indicador de temperatura de bobinado cuando

  • Se requiere un método convencional de indicación de la temperatura de los transformadores.
  • El diseño incluye un indicador local, una alarma y un control de enfriamiento.
  • No es necesario realizar una medición directa del devanado integrado.

14.3 Utilizar la medición directa de la temperatura mediante bobinado de fibra óptica cuando

  • El transformador es nuevo o se puede acceder a él durante una remodelación importante.
  • Se requiere información directa sobre la temperatura del bobinado.
  • Los puntos de medición se encuentran en entornos de alta tensión o con fuertes campos electromagnéticos.
  • La validación de modelos térmicos es valiosa.
  • Es necesario observar directamente los distintos puntos críticos de calentamiento en los devanados.

Para estas aplicaciones, un sistema de medición de temperatura por fibra óptica para transformadores sumergidos en aceite puede combinar sondas integradas y componentes electrónicos de monitoreo externos.

14.4 Utilizar el monitoreo térmico combinado del transformador cuando

En el caso de los transformadores críticos, el monitoreo directo y el indirecto pueden complementarse entre sí.

Un enfoque combinado puede incluir:

  • Temperatura máxima del aceite
  • Punto caliente de bobinado calculado
  • Temperatura directa del devanado integrado
  • Cargar datos
  • Estado del sistema de enfriamiento
  • Nivel y presión del aceite
  • Datos de DGA o de descargas parciales, cuando sea necesario

Esta arquitectura ofrece más contexto que cualquier canal de medición individual.

15. Preguntas frecuentes sobre la temperatura de los puntos calientes en los devanados de los transformadores

15.1 ¿Qué es la temperatura del punto caliente del devanado de un transformador?

La temperatura del punto caliente del devanado de un transformador es la temperatura local más alta dentro del devanado y la región de aislamiento asociada. Se diferencia de la temperatura promedio del devanado y de la temperatura máxima del aceite, ya que representa una condición térmica localizada.

15.2 ¿Cuál es la diferencia entre la temperatura máxima del aceite y la temperatura del punto caliente del devanado?

La temperatura máxima del aceite corresponde al aceite del transformador cerca de la parte superior del tanque. La temperatura del punto caliente del devanado corresponde a una zona local de alta temperatura dentro de un devanado. Por lo tanto, la temperatura del punto caliente del devanado puede diferir significativamente de la temperatura del aceite medida en otras partes del transformador.

15.3 ¿Cómo se calcula la temperatura del punto caliente de un transformador?

Los cálculos de puntos calientes en transformadores suelen basarse en parámetros operativos y térmicos, tales como la carga, la temperatura ambiente o del aceite, los gradientes de los devanados, las condiciones de enfriamiento y las constantes de tiempo térmicas. Las normas IEC 60076-7 e IEEE C57.91 ofrecen directrices reconocidas en materia de carga y aspectos térmicos para los tipos de transformadores aplicables.

15.4 ¿Mide directamente el indicador de temperatura de los devanados el punto caliente del transformador?

Un WTI convencional suele proporcionar una indicación indirecta de la temperatura del devanado, en lugar de colocar un sensor físico en el punto caliente real del devanado interno. Por lo tanto, su función debe distinguirse de la medición directa mediante un sensor integrado.

15.5 ¿Pueden los sensores de fibra óptica medir directamente la temperatura de los devanados de un transformador?

Sí. Una sonda de fibra óptica integrada puede medir directamente la temperatura en el lugar físico donde está instalada la punta sensora. Por eso sensores de puntos calientes con bobinado de fibra óptica se utilizan para determinados puntos de medición internos.

15.6 ¿Se ven afectados los sensores de temperatura de fibra óptica por los campos electromagnéticos de los transformadores?

La tecnología de detección por fibra óptica transmite señales ópticas, en lugar de señales eléctricas convencionales, en el punto de detección, lo que la hace muy adecuada para entornos con campos electromagnéticos intensos. No obstante, el sistema completo sigue requiriendo una ingeniería e instalación adecuadas fuera de la zona de detección.

15.7 ¿Cuántos sensores de temperatura de fibra óptica se deben instalar en un transformador?

No existe un número universal. La cantidad de sensores depende del diseño del transformador, las fases, la disposición de los devanados, los puntos calientes previstos, la redundancia de los canales y los objetivos de monitoreo. Un transformador trifásico puede utilizar varios sensores por devanado, pero la disposición final debe basarse en el diseño térmico específico.

15.8 ¿Dónde deben instalarse los sensores de temperatura de los devanados del transformador?

Deben instalarse cerca de los puntos del devanado en los que se prevé que se alcancen condiciones térmicas críticas. Los cálculos térmicos, la geometría del devanado, el diseño de las vías de enfriamiento y la experiencia previa en cuanto al aumento de temperatura pueden ayudar a determinar las posiciones adecuadas.

15.9 ¿Se pueden instalar posteriormente sensores de temperatura integrados en los devanados de un transformador ya existente?

Instalar un sensor directamente dentro de un devanado existente suele ser mucho más difícil que planificarlo durante la fabricación del transformador. En algunos proyectos, una renovación a gran escala puede facilitar el acceso, pero la viabilidad de la adaptación depende de la construcción del transformador y de la ubicación de la medición requerida.

15.10 ¿Cuál es el mejor método para monitorear los puntos calientes de los transformadores?

No existe un método único que sea el mejor para todos los transformadores. El cálculo térmico es valioso para la estimación continua; el WTI proporciona una indicación convencional de la temperatura de los devanados, y los sensores de fibra óptica integrados ofrecen mediciones directas en puntos internos seleccionados. Los transformadores críticos pueden beneficiarse de la combinación de estos métodos.

16. Conclusión: Monitoreo de la temperatura de los puntos calientes en los devanados de los transformadores

Temperatura en los puntos calientes de los devanados del transformador es una magnitud térmica local que debe distinguirse de la temperatura promedio del devanado y de la temperatura del aceite en la parte superior. Los ingenieros pueden estimarla mediante modelos térmicos de transformadores o medirla directamente en puntos seleccionados del devanado utilizando sensores de temperatura integrados.

El monitoreo calculado es práctico y valioso para la evaluación térmica continua, mientras que el monitoreo directo medición de la temperatura de los devanados de un transformador proporciona datos de temperatura física de los puntos de detección instalados. Ninguno de los dos enfoques elimina la importancia de un diseño térmico correcto del transformador.

En entornos de alta tensión y con fuertes campos electromagnéticos, las sondas de fibra óptica eléctricamente pasivas ofrecen un método práctico para obtener datos directos sobre la temperatura de los devanados. Sin embargo, su eficacia depende en gran medida de una predicción correcta de los puntos calientes, la ubicación de los sensores, el trazado de la fibra y la integración del sistema.

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