La carga térmica sostenida acelera el envejecimiento del sistema aislante del transformador. El papel de celulosa y el aceite aislante cambian durante el servicio, y la velocidad depende en gran medida de la temperatura. Los puntos calientes locales del devanado son especialmente relevantes: allí el aislamiento puede envejecer más rápido de lo que sugiere una temperatura media del equipo.
El envejecimiento del transformador, como se escribe el mismo proceso en inglés americano, no es simplemente una función de cuántos años ha estado una unidad en servicio. A dos transformadores de la misma edad les puede quedar una vida útil de aislamiento muy diferente, dependiendo de cómo se hayan cargado, enfriado y mantenido. La temperatura del devanado y el historial de temperatura detrás de ella es una de las piezas de información más útiles para comprender esa diferencia.
¿Qué es el envejecimiento de los transformadores?
El envejecimiento del transformador es el deterioro físico y químico gradual del sistema de aislamiento a lo largo del tiempo. En un transformador de potencia típico sumergido en aceite, los materiales clave son la celulosa (papel y cartón prensado) y el aceite aislante. Juntos forman el sistema de aislamiento de papel-aceite que mantiene los devanados separados eléctricamente y soportados mecánicamente.
La celulosa es la principal preocupación en el envejecimiento de los transformadores de potencia. El aceite se puede filtrar, tratar o reemplazar durante la vida útil de un transformador, pero el papel envuelto alrededor de los conductores prácticamente no se puede reemplazar sin reconstruir el devanado. A medida que el papel se degrada, pierde resistencia mecánica, y esta pérdida es una razón central por la cual las condiciones de aislamiento a menudo establecen el límite práctico en la vida útil del transformador.
Ayuda a separar la edad cronológica de la condición de aislamiento. Un transformador que ha funcionado a temperaturas moderadas, con refrigeración eficaz y baja humedad, puede mostrar poco deterioro del aislamiento después de muchos años. Otra unidad de la misma edad que ha experimentado cargas elevadas frecuentes, refrigeración restringida o entrada de humedad puede estar en un estado muy diferente. La edad es un punto de partida, no una medida de condición.
El estrés térmico es el factor que los ingenieros pueden observar y gestionar más directamente durante la operación. Es por eso que la temperatura del devanado y la temperatura del punto caliente reciben tanta atención en las discusiones sobre el envejecimiento de los transformadores de potencia.
Por qué la temperatura acelera el envejecimiento del transformador
Las reacciones químicas que descomponen la celulosa avanzan más rápido a medida que aumenta la temperatura. Una temperatura de aislamiento más alta conduce a una degradación más rápida de la estructura molecular de la celulosa, lo que a su vez conduce a una pérdida más rápida de resistencia mecánica y una vida útil más corta del aislamiento. La relación no es lineal: el efecto de un aumento de temperatura determinado es mayor a temperaturas más altas.
Es posible que vea reglas generales simples que dicen que la vida útil del aislamiento se reduce a la mitad por cada número fijo de grados. Estas reglas dependen del modelo de referencia, del tipo de aislamiento y de las condiciones asumidas, por lo que no deben tratarse como hechos universales. Las guías de carga como IEC 60076-7 e IEEE C57.91 describen modelos térmicos y cálculos de envejecimiento para transformadores sumergidos en aceite, y cualquier cálculo cuantitativo de la vida útil debe basarse en el estándar, modelo y parámetros específicos que se aplican al transformador en cuestión.
Cargas y Pérdidas
El calor en un transformador proviene de pérdidas. La corriente de carga produce pérdidas en los devanados y una corriente más alta aumenta esas pérdidas y el calor generado. Esto eleva la temperatura del devanado por encima de la temperatura del aceite circundante.
Sin embargo, la carga no es la única influencia en el comportamiento térmico. La temperatura ambiente, las pérdidas perdidas en las piezas estructurales, el estado del aceite y el estado del sistema de refrigeración afectan la cantidad de calor generado que sale del devanado y la temperatura final del aislamiento.
Rendimiento de refrigeración
El enfriamiento determina la eficacia con la que se elimina el calor de los devanados y el núcleo. Dependiendo del diseño del transformador, esto puede implicar circulación natural de aceite, flujo forzado de aceite, radiadores, ventiladores o bombas. Cuando el rendimiento de refrigeración disminuye, por ejemplo debido a un flujo de aire bloqueado, radiadores sucios o un ventilador defectuoso, las temperaturas para la misma carga pueden ser notablemente más altas.
Por lo tanto, dos transformadores que transportan la misma carga pueden experimentar diferentes temperaturas de aislamiento. Ésta es una de las razones por las que el historial de carga por sí solo no describe el envejecimiento térmico y por el que los datos de temperatura añaden información que las mediciones actuales no pueden.
Temperatura del devanado, temperatura del punto caliente y temperatura superior del aceite
Estos tres términos a menudo se mezclan, pero describen cosas diferentes. La temperatura superior del aceite se mide en la parte superior del aceite. La temperatura del devanado generalmente se refiere a la temperatura de los conductores del devanado o del aislamiento circundante. La temperatura del punto caliente del devanado es la temperatura más alta dentro del devanado, que generalmente es el valor más relevante para el envejecimiento del aislamiento.
| Parámetro de temperatura | Lo que representa | Cómo se obtiene | Por qué es importante para el envejecimiento |
|---|---|---|---|
| Temperatura superior del aceite | Temperatura del aceite en la parte superior del tanque | Medido directamente, generalmente con una sonda o sensor en la región superior del aceite | Proporciona la temperatura base del aceite a la que se suma el aumento de temperatura del devanado, pero no representa todas las ubicaciones del devanado |
| Temperatura del devanado | Temperatura general del devanado, a menudo como valor estimado | Comúnmente calculado a partir de la temperatura superior del aceite y la corriente de carga usando un indicador de temperatura del devanado (WTI) o un modelo térmico | Indica estrés térmico en el aislamiento del devanado, basado en valores calculados o simulados |
| Temperatura del punto caliente del devanado | La temperatura más alta dentro del devanado | Calculado con un modelo térmico o medido directamente donde se instala una sonda en la ubicación relevante | Representa el aislamiento con mayor estrés térmico, por lo que influye fuertemente en la tasa de envejecimiento local |
| Temperatura del bobinado directo de fibra óptica | Temperatura del punto real en la ubicación de la punta sensora de la sonda | Medido mediante una sonda de fibra óptica instalada en una ubicación de bobinado seleccionada | Proporciona datos de temperatura medidos en esa ubicación, que se pueden comparar con los valores calculados |
La temperatura superior del aceite no puede representar todas las ubicaciones de los devanados, porque el devanado puede estar considerablemente más caliente que el aceite en la parte superior del tanque y esa diferencia cambia con la carga. Los WTI y los modelos térmicos proporcionan información útil sobre la temperatura de los devanados, calculada o simulada, mientras que las sondas directas proporcionan datos de temperatura de ubicaciones físicas seleccionadas. Los dos enfoques responden a preguntas relacionadas pero diferentes.
Para obtener una visión más amplia de los enfoques de monitoreo, consulte nuestra descripción general de monitoreo de temperatura del transformador .
Por qué los puntos calientes del devanado son importantes para la vida útil del aislamiento del transformador
El aislamiento no envejece de manera uniforme. La tasa de envejecimiento sigue la temperatura local, por lo que la región del devanado con la temperatura más alta suele contribuir más a la pérdida de vida del aislamiento. Es por eso que un punto caliente sinuoso es más importante para el envejecimiento que una temperatura promedio que combine regiones cálidas y frías.
En este contexto, un punto caliente significa la ubicación más caliente dentro del devanado, no un punto cálido en la superficie del tanque. El estrés térmico localizado puede concentrarse en ciertas posiciones de los devanados debido a cómo se genera el calor y cómo fluye el aceite alrededor de los conductores. Las causas se tratan con más detalle en nuestro artículo sobre qué causa los puntos calientes en los transformadores , por lo que aquí el punto es simplemente el vínculo con el envejecimiento: una pequeña región que se calienta constantemente puede alcanzar un estado mucho más avanzado de degradación del papel que el resto del devanado.
Esto tiene una consecuencia práctica. Si una estimación o medición de temperatura subestima el valor del punto caliente local, también se puede subestimar la tensión térmica sobre el aislamiento. Cuando es necesario conocer la temperatura del punto caliente en lugar de calcularla, el monitoreo directo del punto caliente en ubicaciones de bobinado seleccionadas proporciona datos medidos para comparar.
Cómo envejece el papel aislante para transformadores
El envejecimiento del aislamiento del transformador es principalmente el envejecimiento de la celulosa. La celulosa está formada por largas cadenas de polímeros y la degradación térmica las rompe gradualmente en otras más cortas. A medida que las cadenas se acortan, el papel se vuelve más débil y quebradizo, lo que reduce su capacidad para resistir las tensiones mecánicas que ocurren en servicio, como las que ocurren durante eventos de cortocircuito.
El envejecimiento del papel aislante de transformadores es impulsado por varios procesos que actúan juntos:
- Degradación térmica: la alta temperatura rompe las cadenas de celulosa directamente, y este es el núcleo del envejecimiento térmico del transformador.
- Humedad: el agua en el papel acelera la degradación y se libera como subproducto del proceso, por lo que el envejecimiento puede alimentarse a sí mismo.
- Oxígeno y oxidación: el oxígeno en el aceite promueve la oxidación tanto del aceite como del papel, produciendo ácidos y otros subproductos que atacan aún más el aislamiento.
El sistema aceite-papel se comporta como un todo. El aceite degradado puede transportar ácidos y humedad que afectan el papel, y los productos de degradación del papel ingresan al aceite. Es por eso que la condición del aceite y la condición del papel se consideran juntas en las evaluaciones de condición.
El grado de polimerización (DP) es un indicador utilizado para describir el estado de la celulosa, ya que refleja la longitud promedio de las cadenas de celulosa. Generalmente se estima a partir de muestras de papel o se infiere de indicadores relacionados. La interpretación de un valor DP requiere los criterios de referencia de una norma o directriz reconocida, y debe evaluarse junto con otra información de condición en lugar de usarse solo para juzgar un transformador.
La temperatura es importante, pero no es el único factor de envejecimiento
La temperatura tiene una fuerte influencia en la tasa de envejecimiento del aislamiento, pero trabaja junto con otros factores. Tratar la temperatura como el panorama completo daría una visión incompleta del envejecimiento del transformador.
| Factor | Relación con el envejecimiento |
|---|---|
| Temperatura | Una temperatura de aislamiento más alta acelera la degradación química de la celulosa y el aceite. |
| Humedad | El agua en el papel y el aceite acelera la degradación y puede reducir la rigidez dieléctrica. |
| Oxígeno | Promueve la oxidación del aceite y el papel, formando subproductos ácidos. |
| Estado del aceite | El aceite contaminado u oxidado puede transportar humedad y ácidos que afectan el papel. |
| Cargando historial | La duración y el nivel de la carga pasada determinan cuánto estrés térmico se ha acumulado. |
| Rendimiento de refrigeración | Cambia la cantidad de calor que se elimina y, por lo tanto, la temperatura alcanzada con una carga determinada. |
| Condición de aislamiento | El aislamiento ya degradado puede responder de manera diferente a mayores tensiones térmicas y mecánicas. |
Estos factores interactúan. Por ejemplo, la humedad hace que una temperatura dada sea más dañina, y una temperatura más alta tiende a expulsar la humedad del papel hacia el aceite. Debido a estas interacciones, los datos de temperatura son más útiles cuando se leen junto con los demás elementos de la tabla.
¿Cómo se monitorea el envejecimiento del transformador?
Ningún sensor por sí solo puede medir completamente el envejecimiento del transformador. El envejecimiento es el resultado acumulado de muchas influencias a lo largo de los años, por lo que su evaluación se basa en varios tipos de información:
- Historial de temperaturas, incluidas las temperaturas superiores del aceite y del devanado
- Temperatura del punto caliente del devanado, calculada o medida
- Indicadores de estado del aceite
- Análisis de gases disueltos (DGA)
- Humedad en aceite y aislamiento
- Análisis de furanos
- Pruebas de condición de aislamiento
- Historial de funcionamiento y carga
El monitoreo de temperatura contribuye con una parte de esta imagen: a cuánto estrés térmico ha sido sometido el aislamiento y cómo ese estrés varía con las condiciones de carga y enfriamiento. Los otros métodos de la lista describen el estado resultante del aceite y el papel. Usados juntos, brindan una base más equilibrada para la evaluación del estado que cualquiera de ellos por separado.
Medición directa de temperatura del devanado y envejecimiento térmico
La temperatura del devanado a menudo se estima en lugar de medirse. Los enfoques comunes utilizan la temperatura superior del aceite, la corriente de carga, un modelo térmico o un WTI para calcular la temperatura del devanado. Estos métodos se utilizan ampliamente y brindan información útil, pero el resultado es un valor calculado basado en los supuestos del modelo. Para ver una comparación de métodos, consulte nuestro artículo sobre cómo se mide la temperatura del devanado del transformador .
La detección de punto directo funciona de manera diferente. Se instala una sonda con su punta sensora en una ubicación de bobinado seleccionada y la medición devuelve la temperatura real en ese punto. Con una sonda de fibra óptica basada en fluorescencia, la temperatura se deriva del comportamiento de fluorescencia del material en la punta de detección y la fibra óptica transporta la señal fuera del transformador.
Para aplicaciones de bobinado, un sensor de temperatura de bobinado de fibra óptica ofrece varias características que se adaptan al entorno:
- Medición directa de temperatura en una ubicación seleccionada
- Aislamiento eléctrico de la ruta de detección óptica
- Alta resistencia a interferencias electromagnéticas
- Configuraciones multipunto, utilizando varias sondas independientes
Cuando varias ubicaciones de devanados necesitan datos de temperatura a largo plazo, se pueden conectar varias sondas a un sistema de monitoreo de temperatura de transformador sumergido en aceite , que registra los canales juntos y rastrea cómo cambian con las condiciones de carga y enfriamiento.
Estos sensores no miden el envejecimiento del aislamiento. Proporcionan datos reales de temperatura del devanado y datos de temperatura de puntos calientes en las ubicaciones de detección seleccionadas, junto con tendencias de temperatura bajo carga cambiante y enfriamiento. Esos datos son un insumo para evaluar el estrés térmico y comprender las condiciones bajo las cuales envejece el transformador.
Importante: La medición de puntos no localiza automáticamente cada punto caliente
Una sonda de temperatura de fibra óptica fluorescente mide la ubicación física donde está instalada su punta sensora. No es un sensor distribuido y la fibra entre la punta sensora y el instrumento no mide la temperatura en toda su longitud. Una sonda mide una posición definida.
Las sondas de fibra óptica pueden medir directamente la temperatura en ubicaciones de bobinado seleccionadas o previamente identificadas, incluidas ubicaciones que se espera que sean térmicamente críticas. No encuentran automáticamente un punto caliente desconocido. Si varias ubicaciones necesitan medición directa, se requieren varias sondas.
Por lo tanto, la ubicación del sensor debe considerarse durante el diseño, la fabricación y las pruebas de fábrica del transformador, o durante una revisión de ingeniería de las ubicaciones de medición accesibles. Las sondas de devanado interno generalmente no se pueden agregar a un transformador sumergido en aceite en funcionamiento después del hecho.
Nuevos transformadores versus transformadores existentes
Las opciones prácticas difieren entre un transformador nuevo y uno que ya está en servicio.
Nuevos transformadores: Las sondas de bobinado directo se pueden planificar antes del montaje final cuando el diseño del transformador lo permita. Las ubicaciones de las sondas se pueden acordar con el diseñador, enrutarlas y asegurarlas durante la fabricación y verificarlas durante las pruebas de fábrica.
Transformadores existentes: El acceso al devanado interno suele ser limitado y no se puede asumir que las sondas internas se puedan adaptar. La evaluación de la temperatura puede depender más de los instrumentos existentes, la medición del petróleo en la superficie, un WTI, mediciones externas y cualquier punto de monitoreo que ya esté disponible.
¿Qué datos de temperatura son útiles para la evaluación del envejecimiento de los transformadores?
Diferentes fuentes de datos responden diferentes preguntas. La siguiente tabla no es una clasificación, ya que cada entrada aporta algo diferente a la evaluación del envejecimiento.
| Medición / Indicador | Lo que muestra | Directo o Indirecto | Limitación principal |
|---|---|---|---|
| Temperatura superior del aceite | Temperatura del aceite en la parte superior del tanque | Medición directa de aceite, indirecta para bobinado | No representa las temperaturas locales del devanado |
| WTI / modelo térmico | Temperatura de devanado calculada o simulada | Indirecto | Depende de los supuestos del modelo y de la calibración |
| Sonda de fibra óptica de bobinado directo | Temperatura real en una ubicación de bobinado seleccionada | Directo | Mide un solo punto y se debe planificar la ubicación |
| Sondas de bobinado múltiples | Temperaturas en varios lugares seleccionados | Directo | Cubre solo las ubicaciones donde se instalan las sondas |
| Cargar historial | Qué tan cargado se ha cargado el transformador a lo largo del tiempo | Indicador indirecto de estrés térmico | No captura la condición de enfriamiento ni la temperatura local |
| DGA / indicadores de estado del aceite | Propiedades de gases y aceites que reflejan degradación o fallas | Indirecto | Muestra la condición resultante, no la temperatura que la causa |
| Evaluación de furano/aislamiento | Indicadores relacionados con la degradación del papel | Indirecto | La interpretación depende del historial del aceite y de los criterios de referencia |
Conclusión
El envejecimiento del transformador se ve fuertemente afectado por las condiciones térmicas experimentadas por el sistema de aislamiento, y el efecto es mayor donde las temperaturas son más altas. La temperatura del punto caliente del devanado proporciona información que la temperatura promedio del aceite por sí sola no puede representar completamente, razón por la cual ocupa un lugar tan destacado en las discusiones sobre la vida térmica del transformador.
La medición puntual directa proporciona datos de temperatura reales en ubicaciones físicas seleccionadas y se puede comparar con valores calculados a partir de un modelo térmico o WTI. No mide el envejecimiento en sí. Los datos de temperatura deben considerarse junto con la humedad, el estado del aceite, el historial de carga y otra información sobre el estado del transformador.
Si la temperatura del devanado o la medición de puntos calientes es parte de un proyecto de monitoreo de transformador, INNO puede ayudar a revisar las ubicaciones de medición, la configuración de las sondas y los canales de monitoreo requeridos.
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