Termografía cualitativa en Transformadores de medida de 30 kV

Atilio Montichelli García 16 de noviembre de 2023

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Atilio Montichelli García
Ingeniero Tecnológico Electrotécnico

Los transformadores de medida constituyen en las subestaciones un activo de vital importancia ya que cumplen un papel de sensor y de interfaz entre el lado de Alta Tensión y el de Baja Tensión. Como todo equipo eléctrico conectado a la red de Trasmisión debe resistir todos los esfuerzos y perturbaciones que ocurren en la red de Alta Tensión.

Como eslabón en la cadena de medición y protección deben garantizar la precisión de su respuesta no solo en condiciones normales de operación, sino también frente a fenómenos transitorios y a variaciones de considerable amplitud. Teniendo en cuenta la importancia que representan estos activos del punto de vista eléctrico y el rol que desempeñan en el sistema, surge la necesidad de ser monitoreados para evaluar su desempeño. Una de las herramientas que nos permiten desde el mantenimiento predictivo realizar un seguimiento a estos activos es la termografía infrarroja. En particular el análisis cualitativo termográfico nos permite la observación de patrones y diferencias de energía a nivel de superficie. En este caso de estudio en particular se observan transformadores de medida (tensión o corriente) ubicados en la misma sección y que tienen la particularidad de tener la misma marca y modelo de fabricación,

En estos activos el comportamiento térmico es similar para las 3 fases, ya que en los sistemas trifásicos en los que están interconectados existe el mismo contexto de operación tanto del punto de vista de las magnitudes eléctricas, como del punto de vista de las variables atmosféricas. Si observamos las imágenes (1-2-3) podemos visualizar que existe un patrón térmico diferente en una de las fases, es decir su distribución de temperatura no es igual que la de las fases adyacentes. La termografía entre las muchas ventajas que ofrece es la capacidad de poder comparar comportamientos térmicos y relacionarlos entre ellos. En el caso de los transformadores de medida algunas de las condiciones esenciales para ello es que los activos a comparar sean:

1. igual marca (fabricante)
2. igual modelo
3. igual relación
4. misma fecha de instalación.

Para el análisis de estos comportamientos se debe considerar la siguiente premisa como fundamento de nuestro estudio Activos ubicados en una misma sección de un sistema eléctrico, en condiciones similares de operación (tensión y corriente) y en las mismas condiciones atmosféricas (temperatura ambiente, temperatura reflejada, humedad relativa y velocidad del viento) deberían tener un patrón térmico similar.

Un cambio en el patrón térmico de un activo trae como consecuencia una distribución de energía diferente a la esperada para ese activo. Podríamos hablar de patrones térmicos característicos para cada activo, es decir un mapa de cómo se están produciendo los intercambios de calor en el mismo.

Si observamos las imágenes 4 a la 9 notamos también un mapa térmico diferente en una de las fases en comparación con las fases adyacentes. Existe una correlación entre patrones térmicos no-característicos de un activo y la aparición de fallas potenciales y / o funcionales.

Es decir transformadores de medida que han tenido fallas en su funcionamiento han registrado cambios en su mapa térmico característico con anterioridad al defecto, por lo que podemos afirmar que todo activo en mal funcionamiento cambia su comportamiento térmico.

Toda falla en un activo viene precedida de un cambio en su mapa térmico de distribución de calor, ese cambio en su comportamiento puede estar generado por un cambio en las condiciones de operación o por un defecto en el mismo. De ahí la importancia que adquiere el poder comparar mapas térmicos de activos en condiciones de operación similares.

La detección del cambio térmico de un activo depende mucho de la etapa en que se encuentre desarrollando el defecto. Existen diferentes técnicas de monitoreo de condición de los equipos que nos ayudan a visualizar las fallas potenciales de los activos en su etapa inicial evitando su desarrollo hacia una falla funcional. Teniendo en cuenta estas afirmaciones debemos plantearnos ante cada activo a estudio algunas preguntas para el análisis del mismo:

• ¿Cuál es su función?
• ¿Qué se espera de él?
• ¿Cuáles son sus modos de fallas?
• ¿Cuál es el efecto de las fallas?
• ¿Qué consecuencias podría traer su falla?
• ¿Qué técnicas de monitoreo por condición me permiten detectar una falla potencial en su etapa inicial?
• ¿Qué técnicas de monitoreo por condición me permiten detectar una falla potencial en su desarrollo o etapa final (falla funcional)?
• ¿Cuál es la frecuencia a emplear en el control de esos activos con las técnicas de monitoreo elegidas?

Si tenemos en cuenta todos estos aspectos mencionados la termografía infrarroja nos permite visualizar defectos térmicos en su etapa inicial, permitiéndonos adelantarnos mediante una acción proactiva de mantenimiento, para evitar las consecuencias de la falla. De ahí que el mantenimiento predictivo no busca evitar las fallas de los activos sino reducir las consecuencias de las fallas. Como técnica de monitoreo la termografía infrarroja contribuye de manera eficaz a la detección de fallas en su fase inicial adelantándose a otras técnicas de monitoreo que detectan en forma tardía una falla en un activo. Es importante para el análisis de las fallas, una vez que son retirados de servicio, realizar ensayos eléctricos complementarios (resistencia de aislamiento, relación de transformación y curva de excitación) lo que nos permitiría tener un diagnóstico completo de su estado.