Los transformadores de potencia son monitoreados y cargados dinámicamente para:

• Utilizar los activos del transformador más cerca de sus límites operativos reales sin comprometer su expectativa de vida o confiabilidad;
• Optimizar por completo la carga de la subestación en tiempo real en función de los cambios en las condiciones ambientales o los modos de funcionamiento;
• Ayudar a tomar decisiones inteligentes sobre el cambio de carga de la unidad, en función del tiempo, para alcanzar la capacidad de carga máxima (como una advertencia temprana);
• Pronosticar las condiciones de operación con una carga dada que se desplaza a la unidad en un momento específico o para determinar cuánta carga se podría trasladar a una unidad;
• Recopilar datos de pérdida acumulada de vida útil del aislamiento para permitir la previsión de la vida útil residual de los transformadores de la flota.

Mantenimiento
Limitaciones de ITA e ITD tradicionales
Durante muchas décadas, ha sido una práctica estándar instalar ITAs (Indicadores de T° de Aceite) e ITDs (Indicadores de T° de Devanado) en transformadores nuevos. Estos dispositivos generalmente se componen de un bulbo sensor de temperatura insertado en un pozo seco en la capa superior del fluido aislante, como se muestra en la Figura 1.

Además de esto, el ITD incorpora un elemento calefactor al que se le aplica una muestra de la corriente de carga que lleva el transformador. Esta corriente hace que el bulbo de temperatura lea la temperatura del aceite más un incremento de temperatura, que pretende ser el mismo que el aumento de temperatura del punto más caliente del devanado, por encima de la temperatura superior
del aceite. El fluido en el bulbo se expande a través de un tubo capilar conectado a un comparador equipado con switches que se pueden ajustar a cualquier temperatura dentro del rango de operación. Estos dispositivos mecánicos proporcionan una precisión de 3°C a 5 °C si el diseñador del transformador ha evaluado correctamente la temperatura del punto más caliente del devanado.

Por lo tanto, una falla de este dispositivo, o incluso una indicación incorrecta, puede tener un impacto importante en el envejecimiento del transformador y puede afectar la confiabilidad del transformador, especialmente si un transformador debe funcionar en condiciones de sobrecarga.
Los dispositivos de la Figura 2 revelan problemas en un transformador que solo tenía tres años. El ITD está indicando 5 °C menos que el aceite superior medido. Esto es una imposibilidad física.

Utilización
El mantenimiento asociado con ITAs e ITDs es solo una parte de la ecuación en la gestión de los activos del sistema. El otro elemento igualmente importante es la utilización (carga) del equipo.
Con la llegada del monitoreo en línea y en tiempo real de los transformadores, la información y los datos necesarios en tiempo real pueden estar disponibles a través del acceso remoto (comunicación); por lo tanto, las decisiones de manejo con respecto a la carga se pueden tomar rápidamente.
En el pasado, el requisito de sobrecargar los transformadores era raro, además, la mayoría de las unidades en el sistema de T&D rara vez se cargaban al 50 % de su capacidad nominal. Ahora,
dado que el crecimiento de la carga ha aumentado y las nuevas ampliaciones a las subestaciones (en términos de mayor capacidad) no siempre son la prioridad, los transformadores existentes están experimentando un aumento de la carga y demandas más frecuentes de sobrecarga.

Riesgos y consecuencias de la sobrecarga de transformadores
Las consecuencias de cargar un transformador más allá de su capacidad nominal son:

• La temperatura de los devanados, abrazaderas, cables, aislamiento y aceite aumentará y puede alcanzar niveles inaceptables.
• La densidad del flujo de fuga fuera del núcleo aumenta, provocando un calentamiento adicional por corrientes de Foucault en las partes metálicas unidas por el flujo de fuga.
• A medida que cambia la temperatura, cambiará el contenido de humedad y gas en el aislamiento y en el aceite.
• Los aisladores, los cambiadores de tomas bajo carga (CBC), las conexiones de los extremos de los cables y los transformadores de corriente también estarán expuestos a tensiones más altas, que invaden sus márgenes de diseño y aplicación.

Monitores electrónicos de temperatura (ETM)
La solución preferida es utilizar dispositivos totalmente electrónicos como el Monitor Electrónico de Temperatura B100 de Dynamic Ratings, que calcula continuamente la temperatura máxima del devanado (WHS), de hasta tres devanados, en función de los valores medidos de la temperatura superior del aceite (a través de los sensores RTD PT100 existentes) y las mediciones de corriente de carga de losTCs en bushings.
Los cálculos siguen las ecuaciones bien conocidas y establecidas que se encuentran en las guías de carga de IEEE e IEC, donde todos los datos medidos y calculados se registran y almacenan cada minuto.

El uso del ETM reducirá significativamente los requisitos de instalación y mantenimiento. Los sensores se verifican continuamente y el sistema tiene una función de vigilancia a prueba de fallas para garantizar el funcionamiento adecuado de todos los componentes.

El beneficio adicional del ETM es su capacidad para conectarse a SCADA y comunicar sus datos y alarmas al personal de operación y mantenimiento. Esa posibilidad no existe con los dispositivos ITA
e ITD tradicionales.
El uso de dispositivos de tipo ETM dentro de la red eléctrica se está volviendo común y muchas empresas de servicios públicos ya es más nuevas sobre los equivalentes históricos.

Por: Ing. Angel Santiago – Logytec