La evolución de la matriz energética global plantea desafíos técnicos que exigen un reajuste de las estrategias de diseño. En este artículo, analizaremos el flujo inverso en transformadores y su impacto en el diseño térmico y el aislamiento de los equipos, así como algunas estrategias para identificar y mitigar los efectos de este fenómeno.
En general, desde el punto de vista del funcionamiento del equipo, la ocurrencia de un flujo inverso puede causar una distorsión en la corriente del equipo (armónicos), alterando el perfil de distribución y la amplitud de las pérdidas. Este fenómeno puede ser aún más significativo en transformadores con múltiples devanados o aquellos equipados con devanados de regulación (cambiador de tomas en vacío o en carga).
Este cambio se produce tanto en las pérdidas en los propios devanados como en las pérdidas en las piezas metálicas de fijación de la parte activa o del tanque. Esto se debe a que el flujo inverso altera las características de la corriente del devanado y, en consecuencia, también modifica la distribución del campo magnético disperso de la máquina, lo que provoca pérdidas parásitas.
En la práctica lo que puede ocurrir es un aumento de la temperatura de funcionamiento del equipo, principalmente de la temperatura de la parte superior del aceite y de la temperatura del punto más caliente del bobinado (hotspot).
Entonces surge la pregunta: ¿es posible monitorear o verificar esta condición en transformadores en funcionamiento?
Desde el punto de vista de los cambios en el valor de pérdida total, es relativamente sencillo diagnosticar cualquier alteración, principalmente porque altera el aumento de temperatura en la parte superior del aceite. Dado que este parámetro se mide normalmente de forma continua y directa en el equipo en funcionamiento, al alcanzar valores predefinidos, se pueden activar las alarmas y protecciones correspondientes.
Sin embargo, al alterar la distribución del aumento de temperatura en el punto más caliente del devanado o de las piezas metálicas internas, puede surgir un peligro oculto. Esto se debe a que, lamentablemente, estos puntos son más difíciles de monitorizar, especialmente en transformadores antiguos fabricados sin sistemas de medición directa de la temperatura del devanado o del hardware (actualmente se realizan mediante sensores de fibra óptica).
Cabe destacar que algunos clientes con monitores de temperatura podrían no estar seguros de si estos dispositivos son capaces de identificar este cambio en el perfil de distribución de temperatura en el devanado. En este caso, no es posible identificar este calentamiento específico con monitores de temperatura que operan indirectamente.
Esto se debe a que, a diferencia del monitor de temperatura de la parte superior del aceite, que funciona con el principio de medición directa en el transformador, la medición de la temperatura del devanado se realiza indirectamente. Es decir, estos monitores utilizan parámetros predeterminados y el valor instantáneo de la corriente para determinar un valor promedio de aumento de temperatura del devanado. Por lo tanto, no pueden identificar eficazmente si el cambio de temperatura se produce en una sola región aislada del devanado; en otras palabras, esta región puede ser prácticamente invisible para estos monitores indirectos de aumento de temperatura (esto incluye los monitores indirectos analógicos de la foto superior e incluso los digitales más modernos).
Volviendo al tema principal de este artículo: es importante destacar que alterar el perfil térmico no provocará fallas inmediatas en el equipo, pero ciertamente provocará daños localizados en el aislamiento y reducirá la vida útil proyectada del activo.
En resumen lo que ocurre es lo siguiente:
El diseño magnético (distribución de corriente, campo magnético y perfil de pérdidas) altera el diseño térmico (distribución de temperatura), lo que tiene una influencia directa y fundamental en el diseño del aislamiento eléctrico (pérdida de capacidad de aislamiento puntual), llevando al equipo a una falla eléctrica (ruptura total del aislamiento y descarga eléctrica).
Una corriente inversa en el transformador puede provocar un cambio en la distribución del campo magnético y un calentamiento localizado de los devanados, provocando con ello una degradación del aislamiento en esta región, generando condiciones que pueden llevar a una falla dieléctrica del equipo.
El diseño magnético (distribución de corriente, campo magnético y perfil de pérdidas) altera el diseño térmico (distribución de temperatura), lo que tiene una influencia directa y fundamental en el diseño del aislamiento eléctrico (pérdida de capacidad de aislamiento puntual), llevando al equipo a una falla eléctrica (ruptura total del aislamiento y descarga eléctrica).
Obviamente, no es posible generalizar esta conclusión (algo trágica): no todos los transformadores expuestos a flujo inverso fallarán prematuramente. El objetivo de este artículo es abordar este tema para destacar algunos puntos importantes que interfieren con este comportamiento y que pueden evaluarse para determinar la gravedad de esta condición. Algunos de los principales se enumeran a continuación:
- Características electromagnéticas de funcionamiento del transformador;
- Potencia y tensión del transformador;
- Disposición y geometría constructiva de los devanados;
- Características constructivas de la parte activa completa y la cuba;
- Cantidad y distribución del flujo magnético disperso;
- Nivel de aumento de temperatura del devanado (factor de punto caliente);
- Aumento de temperatura del aceite de diseño;
- Condiciones de carga;
- Preservación del aislamiento.
Y por último: ¿Cómo monitorear esta condición en los transformadores?
Para los transformadores con medición directa de temperatura en los devanados, como los que utilizan fibra óptica, la cuestión es sencilla porque se trata de observar los valores de aumento de temperatura del devanado o del hardware del transformador durante diversas condiciones de operación.
Para transformadores sin medición directa de temperatura, la mejor alternativa sería aumentar la frecuencia de los análisis de gases disueltos en el fluido aislante (se puede usar como referencia un período de 6 meses o menos entre cada muestra, dependiendo de la aplicación y las condiciones de operación del transformador). En estos casos, un calentamiento localizado en el devanado provocará la degradación del papel aislante y, en consecuencia, generará principalmente los gases clave: monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO₂), además de otros gases asociados con el calentamiento del aceite.
Finalmente, cabe destacar que, con base en datos obtenidos directa o indirectamente, es posible determinar ciertas condiciones para preservar la vida útil del equipo. Para ello, se podrían utilizar herramientas de simulación numérica basadas en elementos finitos, por ejemplo, para determinar la distribución de pérdidas y el aumento de temperatura en el equipo. Con esta información, se podría asignar un límite de potencia de operación o optimizar el sistema de enfriamiento natural o forzado para controlar la temperatura y prevenir el envejecimiento acelerado del aislamiento del transformador, que podría provocar una falla dieléctrica prematura. Esto, además de causar daños al activo, puede afectar los índices de confiabilidad del sistema eléctrico.