¿Qué datos se pueden obtener mediante la monitorización de los puntos calientes en los devanados de los transformadores?

Si alguna vez estuvo en una subestación en una sofocante tarde de verano, observando cómo un enorme transformador zumbaba constantemente mientras el aire a su alrededor zumbaba con una corriente eléctrica silenciosa, sabe lo críticos que son estos caballos de batalla para mantener la red eléctrica en línea. Pero ¿qué pasaría si ese zumbido constante escondiera un riesgo lento y silencioso, algo que podría convertir una operación rutinaria en una interrupción no planificada si no se aborda? Ahí es donde entra en juego el monitoreo de puntos calientes del devanado de transformadores y, como proveedor especializado en esta tecnología exacta, he pasado años traduciendo datos sin procesar de sensores en conocimientos prácticos que mantienen los activos de la red en funcionamiento. Cuando la mayoría de las personas piensan en el monitoreo de transformadores, pueden imaginarse herramientas costosas como analizadores de gases disueltos o sistemas de descarga parcial, pero los datos de puntos calientes que recopilamos todos los días son el tipo de información granular y específica en el tiempo que hace que todas esas otras herramientas sean más útiles. Analicemos exactamente qué datos captura un sistema de monitoreo de puntos calientes del devanado de un transformador, por qué son importantes y cómo encajan en una estrategia más amplia de mantenimiento de la red.

Primero, aclaremos qué es un punto caliente sinuoso. Dentro de un transformador, los devanados (bobinas de cobre o aluminio que transportan corriente eléctrica) se calientan a medida que la corriente fluye a través de ellos, un subproducto natural de la resistencia eléctrica. La mayor parte de este calor se disipa en el aceite circundante, que actúa como refrigerante, pero siempre hay áreas donde el calor queda atrapado: entre espiras de bobinado apretadas, cerca de conexiones o en secciones con aislamiento degradado. Esos puntos atrapados son los puntos calientes y son críticos porque el sobrecalentamiento es la principal causa de falla del transformador. El estándar de la industria para la vida útil del transformador se basa en la temperatura promedio del aceite, pero los puntos calientes pueden alcanzar temperaturas entre 20 y 50 grados Celsius más altas que ese promedio, lo que reduce la vida útil del aislamiento a la mitad cada 10 grados Celsius de calor adicional. Se trata de un riesgo no lineal, por lo que no sólo es bueno tener datos sobre estos puntos críticos: es esencial.

El primer tipo de datos que capturamos con nuestro sistema de monitoreo de puntos calientes de devanado de transformadores son lecturas de temperatura de puntos calientes en tiempo real, y me refiero a tiempo verdaderamente real, no a los intervalos de 15 o 30 minutos que utilizan algunos sistemas heredados. Nuestros sensores se instalan directamente en el devanado, a menudo en áreas donde se acumula más calor, y toman medidas de temperatura cada 10 segundos. Eso no es exagerado: las cargas de la red cambian constantemente, especialmente durante las horas pico o cuando una tormenta destruye líneas cercanas y obliga a un transformador a transportar corriente adicional. Una subestación en Chicago, por ejemplo, utilizó recientemente estos datos para detectar un punto caliente que alcanzó los 118 grados Celsius durante un lunes por la tarde, cuando la red estaba al 90% de su carga nominal. Sin ese flujo de datos de 10 segundos, el equipo de mantenimiento habría verificado la temperatura del aceite al final de la hora, que marcaba unos seguros 72 grados, y no habría visto la señal de advertencia. El punto caliente fue causado por una conexión suelta en un grifo de bobinado, y pudieron programar una reparación durante una caída menor de la carga en lugar de lidiar con una falla repentina durante la siguiente ola de calor.

Pero las cifras brutas de temperatura son sólo una parte de la historia. También recopilamos tendencias relativas de temperatura de los puntos calientes a lo largo del tiempo, y aquí es donde los datos se vuelven predictivos, no solo reactivos. Un solo pico es preocupante, pero una tendencia ascendente constante, incluso a temperaturas que todavía están dentro del rango seguro actual, puede indicar que se está desarrollando un problema. Por ejemplo, un transformador en Houston tuvo un punto caliente que aumentó 3 grados Celsius durante un período de dos semanas, incluso cuando la temperatura promedio del aceite se mantuvo estable. Los análisis de nuestro sistema señalaron esta tendencia y, cuando el equipo investigó, descubrieron que el flujo de aceite de refrigeración hacia esa sección del devanado estaba restringido por un pequeño trozo de escombros que se había filtrado en el tanque. Limpiaron el filtro antes de que la restricción empeorara, lo que habría provocado una falla total en el punto caliente. Este tipo de datos de tendencias es uno de los beneficios menos utilizados de los sistemas de monitoreo modernos, y es algo que no se obtendrá con métodos de prueba menos frecuentes.

Otro conjunto de datos clave es la correlación de la temperatura del punto caliente con la carga eléctrica y las condiciones ambientales. Combinamos las lecturas de los puntos calientes con datos en tiempo real sobre la carga del transformador (medida en amperios o MVA), la temperatura del aire ambiente e incluso el caudal de aceite. Esto nos permite responder preguntas como: ¿Este punto caliente es solo un efecto secundario de hacer funcionar el transformador a plena carga en un día caluroso, o es un aumento anormal que necesita atención? Por ejemplo, un transformador en Phoenix estaba funcionando con una carga del 85 % con una temperatura ambiente de 45 grados Celsius y su punto caliente estaba a 105 grados; esto estaba dentro del rango esperado para esas condiciones, por lo que no fue necesaria ninguna acción. La semana siguiente, ese mismo transformador tenía una carga del 70%, la misma temperatura ambiente y el punto caliente saltó a 110 grados. Esa discrepancia le indicó al equipo que había un problema y descubrieron que el aislamiento del devanado estaba comenzando a degradarse, lo que aumentaba la resistencia y provocaba calor adicional. Sin correlacionar los datos de los puntos calientes con la carga y las condiciones ambientales, ese segundo pico se habría descartado como normal, lo que habría provocado daños a más largo plazo.

Sin embargo, el calor no se trata sólo de la temperatura: también capturamos datos del gradiente térmico a lo largo del devanado. Un gradiente es la diferencia de temperatura entre puntos adyacentes del devanado, y un gradiente repentino e inesperado puede ser un signo de deformación del devanado. Los transformadores pueden sufrir tensiones mecánicas con el tiempo debido a cortocircuitos, cambios de carga o incluso actividad sísmica, lo que puede provocar que los devanados se desplacen o doblen. Si dos espiras adyacentes que alguna vez estuvieron separadas por milímetros se mueven, el calor entre ellas no puede disiparse de la misma manera, lo que genera un gradiente de temperatura pronunciado. Teníamos un cliente en Los Ángeles que experimentó un pequeño evento sísmico y el sistema de monitoreo de puntos calientes detectó un gradiente de 12 grados Celsius entre dos curvas sinuosas adyacentes, donde el gradiente normal debería haber sido de 2 grados. Pudieron hacer una inspección completa del devanado y confirmar una deformación menor, que corrigieron antes de que causara un cortocircuito interno. Este tipo de datos de gradiente térmico es algo que diferencia el monitoreo especializado de puntos calientes de otras herramientas, porque vincula directamente los cambios térmicos con problemas mecánicos en el devanado.

Ahora, quiero ser claro: los datos de puntos calientes no están destinados a reemplazar otras herramientas críticas de monitoreo de transformadores, sino a complementarlas. Es por eso que a menudo trabajamos con empresas de servicios públicos que también utilizan herramientas como el analizador de gases disueltos de transformadores para rastrear gases como metano, etileno o acetileno, que son subproductos de la degradación del aislamiento. Los datos de los puntos calientes dan el contexto para esas lecturas de gas: si un analizador de gases disueltos muestra un aumento en los gases combustibles, los datos de los puntos calientes pueden decirnos en qué parte del devanado está ocurriendo esa degradación y qué tan grave es. De manera similar, el monitor de corriente de conexión a tierra del núcleo del transformador rastrea las corrientes parásitas que pueden causar calentamiento adicional en el núcleo y los devanados; si vemos que un punto caliente aumenta sin una carga correspondiente o un cambio ambiental, verificar la corriente de conexión a tierra del núcleo puede descartar otra fuente de calor. Y para las descargas parciales, que es una señal de daño en el aislamiento que puede provocar una avería, los datos del punto caliente pueden mostrar si los eventos de descarga parcial van acompañados de un aumento en la temperatura del punto caliente, lo que confirma que la descarga está causando daños activamente.

Uno de los datos más valiosos (y a menudo pasados ​​por alto) que proporciona nuestro sistema son los datos históricos de rendimiento de los puntos críticos, almacenados en una plataforma segura basada en la nube. Las empresas de servicios públicos utilizan estos datos para crear perfiles de estado de los activos a largo plazo para cada transformador de su flota, lo que ayuda con la planificación del mantenimiento, la asignación de presupuesto e incluso las decisiones de extensión de la vida útil. Por ejemplo, una empresa de servicios públicos del sudeste tenía una flota de 20 transformadores, todos del mismo modelo instalados hace 15 años. Al comparar los datos de sus puntos calientes durante los últimos tres años, encontraron que cuatro transformadores tenían una tendencia constante de puntos calientes que era 5 grados más alta que los demás. Utilizaron estos datos para priorizar esos cuatro transformadores para una inspección y mantenimiento tempranos, evitando posibles fallas que habrían costado aproximadamente $2 millones en costos de interrupción y reparación. Este tipo de análisis a nivel de flota solo funciona si tiene datos de puntos críticos consistentes y precisos a lo largo del tiempo, y eso es exactamente lo que ofrece nuestro sistema.

Ahora, debo abordar una pregunta común que escucho de los equipos de servicios públicos: "¿No puedo simplemente calcular la temperatura del punto caliente usando modelos matemáticos?" La respuesta corta es: no exactamente, especialmente a medida que los transformadores envejecen. Los modelos heredados utilizan la temperatura promedio del aceite, la carga y algunas otras variables para estimar la temperatura del punto caliente, pero no tienen en cuenta cosas como la deformación del devanado, los desechos que restringen el flujo de aceite o la degradación desigual del aislamiento. Hemos visto modelos que subestimaron la temperatura del punto caliente entre 15 y 20 grados en transformadores más antiguos, lo cual es una brecha enorme cuando cada grado importa. Nuestros sensores se instalan directamente en el devanado, por lo que capturan la temperatura real en el punto donde se genera el calor, no una estimación basada en mediciones externas. Es por eso que nuestro sistema de monitoreo de puntos calientes del devanado del transformador es una actualización crítica con respecto a los enfoques tradicionales basados ​​en modelos.

También quiero tocar el lado práctico de esto para los equipos de mantenimiento. Los datos de nuestro sistema se presentan en paneles simples y procesables, por lo que no necesita un doctorado en ingeniería eléctrica para comprenderlos. Las alertas se personalizan según los parámetros operativos de cada transformador, por lo que solo recibe notificaciones cuando algo anda mal, no cuando está funcionando a niveles normales. Por ejemplo, un transformador que opera en un clima frío tendrá diferentes temperaturas de puntos calientes seguros que uno que opera en un clima cálido y seco, y nuestro sistema está programado para ajustar sus alertas en consecuencia. Esto significa que los equipos de mantenimiento dedican menos tiempo a analizar datos irrelevantes y más tiempo a abordar problemas reales, lo que reduce las interrupciones no planificadas y prolonga la vida útil del transformador.

Por supuesto, ningún sistema de monitoreo es perfecto, por eso diseñamos nuestras herramientas de monitoreo de puntos calientes para que sean compatibles con otros equipos de monitoreo de transformadores estándar. Ya sea que ya esté utilizando un analizador de gases disueltos de transformador, un monitor de corriente de puesta a tierra del núcleo de un transformador o un sistema de monitoreo de descargas parciales en línea para transformadores, nuestros datos de puntos calientes se integran perfectamente con estas herramientas, creando una visión holística del estado de su transformador. Esta integración es clave porque elimina los silos de datos, por lo que puede ver cómo interactúan los diferentes aspectos del transformador, como cómo un aumento en la corriente de conexión a tierra del núcleo se correlaciona con un pico de punto caliente o cómo los niveles de gas disuelto se alinean con las tendencias térmicas.

A lo largo de los años, he hablado con docenas de ingenieros de servicios públicos que han tenido que lidiar con una falla catastrófica de un transformador, y lo único que todos mencionan es cuánto dinero y tiempo de inactividad podrían haberse ahorrado con mejores datos. Una falla típica de un transformador puede costar $100,000 o más en costos de reparación y reemplazo, además de millones en ingresos perdidos por cortes de energía de los clientes. Los datos de un sistema de monitoreo de puntos calientes no son solo números en una pantalla: son la diferencia entre abordar un problema menor durante el mantenimiento programado y lidiar con una emergencia a gran escala que lleva días solucionar.

Si está leyendo esto, es probable que forme parte de una empresa de servicios públicos, una planta industrial o una empresa de energía que depende de transformadores para mantener sus operaciones en funcionamiento. Usted sabe lo críticos que son estos activos y probablemente esté buscando formas de reducir los costos de mantenimiento, extender la vida útil de los activos y evitar interrupciones no planificadas. Los datos de un sistema especializado de monitoreo de puntos calientes de devanado de transformadores son una de las inversiones de mayor impacto que puede realizar en su flota. No se trata sólo de detectar los problemas una vez que comienzan, sino de predecirlos antes de que se conviertan en fallas y tomar decisiones basadas en datos que mantengan la confiabilidad de su red.

Si está listo para aprender más sobre cómo los datos de puntos calientes pueden transformar su estrategia de mantenimiento de transformadores, o si desea ver cómo nuestro sistema se integra con sus herramientas existentes, como el analizador de gases disueltos de transformadores o el sistema de monitoreo de descargas parciales en línea para transformadores, estamos aquí para ayudarlo. Ya sea que esté administrando una pequeña subestación o una gran flota de transformadores, podemos trabajar con usted para diseñar una solución que se ajuste a sus necesidades específicas. No espere hasta que un punto caliente se convierta en una falla: tome el control del estado de su transformador con los datos correctos hoy mismo.

Para obtener más información sobre nuestro sistema de monitoreo de puntos calientes del devanado de transformadores y explorar nuestra gama completa de soluciones de monitoreo de transformadores, visite nuestro sitio web. Para consultas sobre adquisiciones, especificaciones técnicas o soluciones de flotas personalizadas, lo invitamos a conectarse con nuestro equipo para analizar sus requisitos específicos.

Referencias

1. IEEE Std C57.106-2018, Guía para la aceptación y mantenimiento de aceite aislante en equipos
2. EPRI. (2020). Monitoreo y diagnóstico de transformadores: una guía de mejores prácticas para empresas de servicios públicos
3. Wang, Y., et al. (2019). "Estimación de la temperatura de puntos calientes en transformadores de potencia: una revisión de métodos basados ​​en modelos y sensores". Transacciones IEEE sobre suministro de energía, vol. 34, núm. 2, págs. 684-693
4. Corporación Norteamericana de Confiabilidad Eléctrica (NERC). (2021). Directrices de confiabilidad de transformadores para sistemas de energía a granel