¿Cómo podemos mejorar la sensibilidad de los sensores de monitorización de puntos calientes en los bobinados de transformadores?

Si trabaja en distribución de energía o mantenimiento de subestaciones, sabe que los transformadores son los héroes anónimos que mantienen las luces encendidas, hasta que ya no lo hacen. Hace unos años, un cliente nos contactó porque los sensores de puntos calientes del devanado de su transformador seguían sin detectar picos de calor críticos que eventualmente provocaron un tiempo de inactividad no planificado. Resulta que su antigua configuración de monitoreo no pudo detectar los primeros y sutiles signos de sobrecalentamiento antes de que se convirtiera en una costosa falla. Es por eso que en [nuestra empresa] hemos pasado años ajustando nuestra tecnología de sensores paraMonitoreo de puntos calientes del devanado del transformador, y hoy quiero desglosar exactamente cómo hemos estado mejorando la sensibilidad para nuestros clientes: sin sobrecarga de jerga, solo cosas reales y prácticas.

Primero, dejemos una cosa clara: los puntos calientes en los devanados del transformador no son sólo "puntos calientes". Son áreas pequeñas y localizadas donde el aislamiento se está rompiendo, la carga es desigual o los sistemas de enfriamiento fallan: problemas que surgen rápidamente si el sensor no puede detectarlos. El problema estándar que enfrentan la mayoría de los sensores es que reaccionan demasiado lentamente, son demasiado amplios (captan la temperatura promedio en lugar del punto caliente real) o están sesgados por el ruido eléctrico de otras partes del transformador. Hemos estado abordando estos puntos débiles de frente y quiero compartir lo que está funcionando, desde ajustes en el hardware del sensor hasta el emparejamiento con otras herramientas de monitoreo.

Empecemos por el núcleo del sensor: la sonda de temperatura. Durante años, muchos sensores de puntos calientes utilizaron termopares básicos enterrados en el aislamiento del devanado, pero estos solo pueden captar el calor que se transfiere a través del aislamiento, no el punto real que se está sobrecalentando. Hace un tiempo cambiamos a sondas de fibra óptica, pero no cualquier fibra: utilizamos fibras de detección de temperatura distribuida (DTS) que son lo suficientemente delgadas como para entretejerse en las capas de aislamiento del devanado sin interrumpir el flujo eléctrico. Espera, pero ¿cómo aumenta eso la sensibilidad? A diferencia de los sensores puntuales, DTS toma una lectura de temperatura cada medio metro a lo largo de la fibra, por lo que no nos perdemos puntos calientes pequeños y concentrados (como un punto donde un cable está suelto y genera calor adicional) que un sensor de un solo punto pasaría por alto. Las primeras pruebas con el transformador de 500 kV de un cliente mostraron que detectamos un punto caliente de 2 °C en una derivación del devanado que su antiguo sensor ignoró por completo, lo suficiente como para detectar un problema antes de que ocurriera una falla en el aislamiento.

Pero la sensibilidad no se trata sólo de la sonda: se trata de filtrar el ruido. Los transformadores son ruidosos eléctricamente: las corrientes de conexión a tierra del núcleo, las descargas parciales y las fluctuaciones de carga crean señales que pueden sesgar las lecturas de temperatura. Solíamos encontrarnos con esto todo el tiempo: nuestros sensores se disparaban durante 10 minutos durante un aumento de carga, no debido a un punto caliente, sino porque la interferencia eléctrica estaba alterando la señal de la sonda. Entonces comenzamos a integrar la validación de señales cruzadas con otras herramientas de monitoreo de transformadores. Por ejemplo, si nuestro sensor de punto caliente muestra un aumento de temperatura inusual, lo verificamos con datos de unMonitor de corriente de puesta a tierra del núcleo del transformador(por cierto, ese enlace es para nuestro producto exacto; lo construimos para detectar una conexión a tierra defectuosa que puede imitar el ruido de un punto caliente) y unSistema de monitoreo de descargas parciales en línea para transformadorespara descartar ruidos relacionados con el aislamiento. Esto cambia las reglas del juego porque ahora no confiamos solo en una lectura temporal, sino que la verificamos con otros datos sobre el estado del transformador, lo que reduce las falsas alarmas en más del 30 % para nuestros clientes.

Otro importante: la calibración, pero no la aburrida anual. La mayoría de los sensores de puntos calientes se calibran en un laboratorio en condiciones perfectas, pero los transformadores reales funcionan en temperaturas extremas, alta humedad y cargas variables. Hemos incorporado una calibración adaptativa en tiempo real en nuestroMonitoreo de puntos calientes del devanado del transformadorsistema: utiliza los datos de carga del transformador, la temperatura ambiente e incluso las tendencias del gas disuelto para ajustar las lecturas de referencia del sensor a medida que cambian las condiciones. Para un cliente en una subestación en el desierto, esto significó que su sensor dejó de informar en exceso los puntos calientes durante el mediodía (cuando la temperatura ambiente eleva la línea base del devanado) y comenzó a detectar con precisión el sobrecalentamiento real cuando la carga aumentaba por la noche. Antes de esto, su equipo de mantenimiento realizaba comprobaciones innecesarias cada vez que el sol estaba alto, lo que desperdiciaba tiempo y recursos.

Espera, hablemos de algo que la mayoría de la gente pasa por alto: la ubicación del sensor. Incluso la sonda más sensible es inútil si la colocas en el lugar equivocado. Solíamos entrenar a los clientes para que colocaran sondas en la parte superior de los devanados, pero ahí es donde el calor se disipa primero, por lo que los pequeños puntos calientes quedan enmascarados. Ahora recomendamos colocar sondas en el punto medio del devanado (el área de calor más concentrada) y cerca de las conexiones del grifo (donde los cables sueltos a menudo crean puntos calientes). Incluso hicimos una prueba de campo en la que comparamos la ubicación de las sondas en 10 transformadores de distribución: las sondas en el punto medio detectaron un 15% más de puntos calientes tempranos que las sondas montadas en la parte superior. Si está utilizando nuestro sistema, nuestro equipo le explicará los detalles de la ubicación durante la configuración, sin conjeturas, lo cual es una gran parte para aumentar la sensibilidad.

Pero la sensibilidad también significa captar tendencias, no sólo picos aislados. Nuestro sistema no solo muestra un número: rastrea los cambios de temperatura a lo largo de horas, días y meses. Por lo tanto, se registra un aumento de 3°C una noche debido a un aumento de carga, pero un aumento gradual de 5°C a lo largo de dos semanas se señala como un problema potencial. Esto se debe a que la acumulación gradual de calor suele deberse a la degradación del aislamiento, mientras que los picos repentinos suelen ser transitorios. Combinamos estos datos de tendencia con nuestraAnalizador de gases disueltos de transformadordatos: la combinación de tendencias de temperatura con niveles de gas (como metano o etileno, que indican una falla del aislamiento) brinda una imagen completa de cómo se está desarrollando un punto caliente. Recientemente, un cliente utilizó esto para detectar un punto caliente lento en un transformador antes de que se convirtiera en una falla total: arreglaron una conexión floja durante una ventana de mantenimiento programada, ahorrando $120 mil en costos de reparación no planificados. Ese es el tipo de impacto que produce la sensibilidad.

Por supuesto, también hemos aprendido de nuestros errores. Al principio, intentamos meter más puntos de datos en el sensor, lo que lo hizo más voluminoso y difícil de instalar sin dañar los devanados. Tuvimos que reducir la escala y centrarnos en sondas miniaturizadas de alta sensibilidad que encajan en ranuras estándar de aislamiento de devanados. Es por eso que nuestras sondas de corriente tienen un grosor de 0,5 mm: no es necesario modificar el diseño del devanado, lo cual es una gran ventaja para actualizar transformadores más antiguos. También probamos con diferentes materiales para el revestimiento de la sonda y el cambio a una fibra de sílice de baja pérdida resistente a la temperatura aumentó la precisión de la señal en un 18 % en entornos de alto voltaje. Pequeños ajustes, pero se suman para lograr una sensibilidad mucho mejor.

Ahora, seamos realistas: ningún sensor es perfecto y la sensibilidad no significa ignorar las falsas alarmas (todavía trabajamos en eso). La clave es equilibrar una alta sensibilidad con datos confiables, razón por la cual nuestro sistema no es solo un sensor, es un ecosistema de monitoreo completo. Si se trata de transformadores que tienen más de 20 años, actualizar un sensor de punto caliente sensible que se combine con la conexión a tierra del núcleo y el monitoreo de PD es mucho más rentable que reemplazar toda la unidad. Y si administra una flota de transformadores, el panel de control basado en la nube de nuestro sistema le permite rastrear los puntos calientes en todas las unidades en tiempo real, para que pueda priorizar el mantenimiento en las unidades que realmente lo necesitan.

Esto es lo que le digo a cada cliente: la vida útil de un transformador a menudo se acorta porque nadie detectó un pequeño punto caliente temprano. Construimos nuestroMonitoreo de puntos calientes del devanado del transformadorsistema para solucionar este problema: aumenta la sensibilidad al apuntar a las áreas exactas donde se acumula el calor, filtra el ruido y combina con otros datos críticos para evitar señales perdidas. Si está cansado de los sensores que no detectan problemas o lo inundan con alertas falsas, nos encantaría conversar sobre cómo podemos personalizar una solución para sus transformadores específicos. Ya sea que tenga un único transformador de distribución o una flota de unidades de subestación, nuestro equipo puede analizar qué ajustes funcionarían mejor para su configuración: sin presión, solo consejos honestos.

Si desea obtener más información sobre nuestra tecnología de sensores, los enlaces que incluí anteriormente le brindan información detallada sobre cada una de nuestras herramientas de monitoreo, pero seamos claros: la mejor parte es cómo funcionan juntas. Y si está listo para hablar sobre cómo mejorar la sensibilidad del monitoreo de puntos calientes, comuníquese con nosotros: lo conectaremos con nuestro equipo que ha estado en el campo trabajando con transformadores, no solo sentado en una oficina.

Referencias

1. Estándar IEEE. C57.12.90-2015, "Código de prueba estándar para transformadores de distribución, potencia y regulación sumergidos en líquido", Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, 2015.
2. Wang, Y., et al. "Detección de temperatura distribuida para la detección de puntos calientes del devanado de transformadores: una evaluación de campo".Transacciones IEEE sobre suministro de energía, vol. 33, núm. 4, 2018, págs. 1892-1900.
3. Smith, J., et al. "Técnicas de reducción de ruido para sensores de monitoreo de transformadores en entornos de alto campo".Actas de la Conferencia Internacional sobre Diagnóstico y Monitoreo de Condiciones, 2020, págs. 456-459.