5 soluciones recomendadas para controlar la temperatura de los transformadores sumergidos en aceite

1. Termómetro mecánico de nivel de aceite/rebobinado (OTI/WTI)

Los termómetros mecánicos son los dispositivos de control más utilizados en la historia de los transformadores sumergidos en aceite y suelen existir como equipo estándar de fábrica. Su principio de funcionamiento no depende de la electrónica, sino que se basa en la dilatación y contracción térmicas físicas.

Principios técnicos y limitaciones

El termómetro de nivel de aceite (OTI) acciona la aguja mediante la expansión del fluido en el envase sensible a la temperatura. El termómetro de bobinado (WTI) es en realidad un “simulador térmico”. Se basa en el OTI y toma una corriente de carga de un transformador de corriente (TC), que acciona una resistencia de calentamiento dentro del instrumento. La temperatura que muestra el medidor no es la temperatura del bobinado medida directamente, sino un valor calculado de “temperatura del aceite superior + aumento de temperatura simulado”.

¿Por qué se estira este enfoque en la red moderna? Esto se debe a que está diseñado sobre la base de un modelo térmico ideal. Cuando en el interior del transformador se produce un bloqueo del circuito de aceite y una mala disipación local del calor debido a la acumulación de polvo en el radiador, el modelo de simulación térmica quedará invalidado, y los valores normales que muestra el medidor pueden enmascarar el verdadero fallo de sobrecalentamiento interno.

2. Control electrónico de RTD de platino Pt100

Con la popularización de los sistemas SCADA que requieren una transmisión analógica al backend, los sensores Pt100 empiezan a utilizarse de forma generalizada. Utilizando la característica de cambio lineal en la resistencia del metal de platino bajo el cambio de temperatura, la temperatura se convierte en una señal eléctrica.

Desafíos en el entorno electromagnético

A pesar de la gran precisión de la Pt100, en el entorno de alta CEM de un transformador sumergido en aceite, el sensor de conductor metálico se convierte en una antena receptora de señales parásitas. A pesar del uso de cables apantallados, los fuertes campos magnéticos pueden hacer saltar la señal. Un problema aún más grave es el aislamiento. Para colocar una sonda metálica en el interior de un devanado de alta tensión de varios cientos de kilovoltios se requiere un nivel de tratamiento del aislamiento extremadamente alto, y cualquier defecto de aislamiento puede provocar un accidente por avería, por lo que la Pt100 normalmente sólo puede montarse en zonas de bajo potencial o en la pared del depósito de aceite.

3. Termografía infrarroja

La tecnología de infrarrojos utiliza la ley de Stefan-Boltzmann para captar la distribución de la radiación infrarroja en la superficie de un objeto. Se clasifica en vigilancia manual y vigilancia en línea de ventanas.

La división superficie-interior

La carcasa del transformador sólo tiene 50°C, ¿podrían haber alcanzado 90°C los devanados internos? La respuesta es sí. El mayor defecto de la tecnología de infrarrojos es que no puede penetrar el metal. Los transformadores sumergidos en aceite tienen tanques metálicos totalmente cerrados que bloquean completamente la radiación interna. La cámara de infrarrojos sólo se puede utilizar para detectar juntas sueltas de la carcasa, bloqueo del disipador de calor o sobrecalentamiento por corrientes parásitas del tanque y otros defectos externos, para la decisión de la vida útil del transformador de los indicadores del núcleo - “temperatura del punto caliente del devanado”, la tecnología de infrarrojos no puede ayudar.

4. Ondas acústicas de superficie (SAW) pasivas inalámbricas

La tecnología SAW intenta resolver el problema del aislamiento de alta tensión. El sensor es pasivo y transmite los datos de temperatura generando un eco a partir de la señal de radiofrecuencia recibida del lector.

Problemas con el efecto jaula de Faraday

El depósito de aceite del transformador es una jaula de Faraday perfecta, que tiene un efecto de blindaje extremadamente fuerte sobre las señales de radiofrecuencia inalámbricas. Aunque puede solucionarse añadiendo una antena dentro del tanque, la compleja estructura de núcleo y clip dentro del transformador y el medio de aceite del transformador producirán efectos multitrayecto y atenuación de las señales de microondas. Además, el espectro de ondas electromagnéticas generado por las descargas parciales en el interior del transformador puede cubrir la banda de frecuencias de funcionamiento del SAW, lo que provoca una fuerte disminución de la relación señal/ruido y graves pérdidas de paquetes de datos.

5. Sistema de medición de la temperatura por fibra óptica fluorescente (recomendado)

En la actualidad, la tecnología de medición de temperatura por fibra óptica fluorescente puede penetrar con seguridad en el núcleo del transformador sumergido en aceite para lograr una “medición directa de los puntos calientes del bobinado”. Se basa en el material fluorescente de tierras raras afterglow principio de vida, no tiene nada que ver con la intensidad de la luz, sólo con la temperatura.

¿Cómo mantener la estabilidad de la monitorización durante 30 años en un entorno extremo de alta presión, fuerte campo magnético y corrosión química?

• Aislamiento intrínsecamente seguro: La fibra óptica está hecha de cuarzo (SiO2), que es intrínsecamente aislante y tiene una excelente resistencia a la fluencia. Puede preinstalarse directamente entre los devanados de alta tensión de transformadores de 110 kV o incluso de 500 kV sin temor a que se rompa el aislamiento.
• Inmunidad electromagnética: La transmisión de la señal óptica no se ve afectada por ninguna interferencia electromagnética (EMI/RFI) y los datos de temperatura son siempre estables y fiables, independientemente de que el transformador esté sometido a descargas de cortocircuito o sobretensiones de rayos.
• Resistente a la corrosión del aceite: La sonda de fibra óptica con revestimiento especial de teflón (PTFE) o PEEK es resistente a la inmersión prolongada en el aceite del transformador, no envejece, no contamina el aceite y está diseñada para tener una vida útil sincronizada con la del cuerpo del transformador.
• Sin calibración: La vida útil de la fluorescencia es una propiedad física del material que no deriva con el tiempo, por lo que no requiere recalibración de por vida y su mantenimiento es mínimo.

Comparación en profundidad de los parámetros técnicos de los cinco programas de seguimiento

¿Es posible determinar la salud de un transformador basándose únicamente en la temperatura del aceite superior?

Evidentemente, no. Según la norma IEC 60076-7, la velocidad de envejecimiento de un transformador viene determinada principalmente por la temperatura del punto más caliente del bobinado. Existe una diferencia de temperatura entre la temperatura superior del aceite y el punto caliente del bobinado, y esta diferencia de temperatura varía de forma no lineal con la carga. Controlar sólo la temperatura del aceite es como si un médico tomara la temperatura del cuerpo sin mirar el TAC, es muy fácil pasar por alto el diagnóstico de focos de sobrecalentamiento localizados internamente.

¿Por qué la vigilancia de los “puntos calientes” es clave para mejorar la capacidad de carga de los transformadores?

Muchos transformadores funcionan a su capacidad nominal de 60%-70% durante largos periodos de tiempo, lo que da lugar a enormes activos ociosos. Esto se debe a que el personal de operación y mantenimiento no puede captar con precisión la verdadera temperatura interna, no se atreven a aumentar la carga. Si se instala un sistema de medición de temperatura por fibra óptica fluorescente, que puede ver los datos reales de punto caliente de 95℃ o 105℃ en tiempo real, el personal de operación y mantenimiento podrá llevar a cabo audazmente un aumento dinámico de la capacidad dentro del rango de seguridad, aprovechar el potencial del equipo y crear beneficios económicos directos.

Preguntas más frecuentes (FAQ)