La monitorización online de transformadores es una solución especialmente útil en plantas industriales, subestaciones eléctricas, parques fotovoltaicos, centros de datos y en cualquier lugar donde una avería del transformador pueda detener un proceso clave. Este artículo muestra para qué sirve monitorizar un transformador online, qué parámetros son más importantes y cómo abordar el tema en el caso de una flota completa de equipos. Se presta especial atención a la temperatura, la humedad y la carga, porque estas tres áreas permiten conocer mucho sobre las condiciones reales de trabajo del transformador.

Tu transformador puede funcionar durante años sin llamar especialmente la atención.

Está en la subestación, alimenta una fábrica, un parque fotovoltaico, un centro logístico o un conjunto de cargadores.

Emite un característico zumbido uniforme, su carcasa permanece cerrada y el operador lo revisa durante las inspecciones y controles periódicos.

Todo parece estar en orden.

Sin embargo, en su interior están ocurriendo continuamente procesos que no se ven a simple vista. El aislamiento envejece debido a la temperatura. La carga varía según la hora del día y el tipo de trabajo de la instalación. La humedad puede migrar entre el aceite y el aislamiento de celulosa. El sistema de refrigeración puede perder eficacia gradualmente. Una desviación aislada no suele indicar un problema grave, pero una tendencia que se repite debería llamar la atención de los responsables del mantenimiento.

Una avería en un transformador rara vez aparece de la nada. Normalmente, antes envía señales de advertencia. Solo hay que recogerlas, compararlas e interpretarlas correctamente.

De eso se trata la monitorización online de transformadores.

En Energeks somos fabricantes y proveedores de transformadores de media tensión. Desde esta perspectiva, sabemos que la entrega del equipo a la operación cierra una etapa del trabajo.

Luego comienza la realidad diaria: cargas variables, altas temperaturas ambientales, trabajo en espacios reducidos, sobrecargas y decisiones que a menudo se toman bajo presión de tiempo.

La monitorización online del transformador permite controlar en tiempo real su temperatura, carga, humedad, nivel de aceite y otros parámetros de funcionamiento. Gracias al análisis de datos en tiempo real, se pueden detectar precozmente sobrecargas, sobrecalentamientos, problemas de refrigeración y signos de envejecimiento del aislamiento, reduciendo el riesgo de averías y paradas no planificadas. En este artículo analizamos este tema en profundidad.

Tiempo de lectura: aproximadamente 15 minutos.

¿Qué significa la monitorización online de un transformador?

La monitorización online de un transformador significa observar el equipo de forma continua durante su funcionamiento normal. El transformador no necesita ser apagado, abierto ni visitado por un técnico cada vez que se quiera comprobar su estado. Los sensores recogen datos, el sistema los transmite al software correspondiente, y el operador recibe una imagen del funcionamiento del equipo con su historial de cambios, tendencias y alarmas.

Suena sencillo, pero en la práctica se trata de algo más que mostrar unos cuantos números en una pantalla.

El transformador trabaja en condiciones variables. Por la mañana la carga puede ser baja, al mediodía la planta pone en marcha nuevas líneas de producción, y por la tarde el consumo vuelve a bajar. En el caso de un parque fotovoltaico, la situación depende de la irradiación solar. En un centro logístico, influye el ritmo de trabajo del almacén, y en la infraestructura de carga de vehículos eléctricos, la carga puede aumentar bruscamente en cuestión de minutos.

Al mismo tiempo, cambian la temperatura del aceite, la temperatura ambiente, la corriente que circula por los devanados y la carga del sistema de refrigeración. Si a esto se añade la humedad, la suciedad de los radiadores, el desequilibrio de cargas entre fases o el deterioro del aislamiento, una sola lectura deja de ser suficiente. Se necesita un historial de funcionamiento del equipo.

Y ese historial es precisamente lo que crea la monitorización online.

La temperatura del aceite muestra cómo el transformador maneja el calor

La temperatura del aceite es uno de los parámetros más importantes en los transformadores de aceite. El aceite aísla los elementos que están bajo tensión y disipa el calor generado durante el funcionamiento del núcleo y los devanados. En resumen: el transformador produce calor, y el aceite ayuda a evacuarlo del interior del equipo.

Si el transformador trabaja con una carga mayor, aumentan las pérdidas y la temperatura del aceite comienza a subir. El fenómeno en sí es completamente normal. La preocupación aparece cuando la temperatura sube demasiado rápido, se mantiene durante mucho tiempo o alcanza valores más altos que antes en condiciones de trabajo similares.

Imaginemos un transformador que durante varios meses ha estado funcionando con una carga del 70% y manteniendo la temperatura del aceite en torno a los 55–60 °C. Si pasado un tiempo, con la misma carga, la temperatura empieza a alcanzar los 68–70 °C, el sistema está dando al equipo de mantenimiento una señal muy concreta. La causa puede ser la suciedad del radiador, un flujo de aceite restringido, un problema con el ventilador, un aumento de la temperatura ambiente o un cambio en las condiciones de instalación.

Sin un historial, esa lectura es solo un número. Con historial, se convierte en información diagnóstica.

También es importante el tiempo durante el cual se mantiene una temperatura elevada. Un pico de carga de quince minutos y ocho horas de trabajo a alta temperatura tienen un significado muy diferente para el aislamiento. La monitorización registra ambos eventos y permite reconstruir el perfil real de funcionamiento del equipo.

La temperatura de los devanados y el punto más caliente

La temperatura del aceite indica mucho sobre las condiciones en el interior del depósito, pero no siempre muestra el punto más caliente del transformador. En los devanados pueden existir áreas locales con temperaturas más altas, conocidas como el punto más caliente (hot spot).

Precisamente la temperatura del punto más caliente es muy importante para evaluar el envejecimiento del aislamiento. Los materiales aislantes no envejecen de manera uniforme en todo el equipo. Las partes más solicitadas térmicamente trabajan en condiciones más duras que aquellas donde la temperatura es más baja.

Según el diseño del transformador, la temperatura de los devanados o del punto más caliente puede medirse directamente o calcularse a partir de la temperatura del aceite, la corriente de carga y el modelo térmico del equipo. En ambos casos, el sistema necesita datos de varias áreas para que la interpretación tenga sentido.

Si la temperatura del aceite parece correcta pero el modelo indica un nivel inusualmente alto en el punto más caliente, el equipo puede verificar la distribución de la carga, el estado de la refrigeración y las condiciones de trabajo. Esta información es especialmente valiosa en equipos que operan cerca del límite de su potencia nominal.

El transformador no tiene por qué desconectarse inmediatamente por una temperatura elevada. Sin embargo, el aislamiento puede estar envejeciendo más rápido, y las sucesivas sobrecargas irán reduciendo gradualmente su margen de seguridad. La monitorización permite observar este proceso, en lugar de descubrirlo solo después de una avería.

La temperatura ambiente da el contexto adecuado a las lecturas

La temperatura ambiente puede parecer un parámetro secundario. En realidad, sin ella es difícil evaluar correctamente el funcionamiento del sistema de refrigeración.

Un transformador que trabaja a una temperatura ambiente de 12 °C tiene condiciones de disipación de calor muy diferentes a las de un equipo situado en una nave caliente o en un contenedor donde la temperatura supera los 35 °C. La misma temperatura de aceite puede indicar un funcionamiento normal en un caso y una sobrecarga térmica en el otro.

La alta temperatura ambiente reduce la capacidad de refrigeración. Si además el transformador se encuentra en un local con ventilación limitada, el calor puede acumularse alrededor del depósito. En estas condiciones, el equipo se calentará más rápido y tardará más en volver a su temperatura de equilibrio.

La combinación de la temperatura ambiente con la temperatura del aceite y la carga permite evaluar si la reacción del transformador es adecuada a las condiciones. El sistema también puede detectar cambios estacionales. En verano las temperaturas serán más altas, en invierno más bajas, pero el equipo debería comportarse según un patrón predecible.

La corriente y la tensión muestran las condiciones eléctricas reales

La monitorización de la corriente permite comprobar cuánta energía fluye realmente a través del transformador. La documentación del proyecto muestra la potencia nominal y las condiciones de trabajo previstas. Solo las mediciones en operación revelan cómo es el día a día.

La corriente puede cambiar muy rápidamente. En una planta de producción, aumenta al arrancar máquinas y líneas tecnológicas. En una instalación con muchos inversores, depende de la producción de energía y del funcionamiento de los receptores. En la infraestructura de carga de vehículos eléctricos, varias sesiones de carga simultáneas pueden provocar un pico breve pero intenso.

El sistema registra estos eventos y permite determinar si ocurren esporádicamente o si se repiten cada día.

La tensión aporta información adicional. Sus fluctuaciones, asimetrías o valores atípicos pueden indicar problemas en la red, una configuración incorrecta de las cargas o condiciones que afectan a la carga del transformador. Al analizar la tensión, también se puede considerar la calidad de la energía, los armónicos y las perturbaciones transitorias.

No todas las instalaciones requieren un análisis de la calidad de la energía igualmente detallado. Sin embargo, en el caso de una fábrica con muchos accionamientos, rectificadores, inversores y convertidores, este tipo de mediciones puede proporcionar información muy valiosa sobre la carga del transformador.

La potencia activa y reactiva ayudan a entender el carácter de la carga

La corriente indica cuánta energía fluye a través del equipo. La potencia activa y la reactiva ayudan a entender cómo se utiliza esa energía.

La potencia activa es la que realiza el trabajo útil: mover motores, alimentar máquinas, iluminación, calefacción o carga de baterías. La potencia reactiva está relacionada, entre otros, con el funcionamiento de equipos inductivos y capacitivos. No realiza un trabajo útil de la misma manera que la activa, pero influye en la corriente que circula por la instalación y en la carga del transformador.

En una fábrica puede ocurrir que la potencia activa se mantenga en un nivel moderado, pero la potencia reactiva sea alta. El transformador debe entonces conducir una corriente mayor, lo que se traduce en pérdidas y calentamiento.

La monitorización permite observar estas relaciones a lo largo del tiempo. Se puede comprobar si ciertos equipos o procesos provocan un aumento de la potencia reactiva, si el problema aparece a una hora concreta y si las medidas de compensación producen el efecto esperado.

El factor de potencia muestra la eficiencia con que se utiliza la infraestructura

El factor de potencia, representado como cos φ, describe la relación entre la potencia activa y la potencia aparente. Cuanto menor es su valor, mayor es la proporción de potencia reactiva en la carga eléctrica total.

Un factor de potencia alto significa un mejor aprovechamiento de la potencia disponible del transformador. Un factor de potencia bajo puede provocar un aumento de la corriente, mayores pérdidas y una reducción del margen de carga disponible.

Para el operador de una flota de transformadores, los datos de cos φ pueden ser útiles al comparar ubicaciones. Una planta puede consumir una potencia activa similar a otra, pero cargar más el transformador debido a una mayor proporción de potencia reactiva.

Este tipo de información ayuda a tomar decisiones sobre compensación de potencia reactiva, distribución de receptores y planificación de futuras ampliaciones de la instalación.

Asimetría de carga entre fases

En un mundo ideal, cada fase estaría cargada de manera uniforme. En las instalaciones reales, sin embargo, los receptores están distribuidos de forma diferente, algunos funcionan de manera cíclica y otros se ponen en marcha de forma independiente.

Si una fase está claramente más cargada que las demás, puede producirse un calentamiento desigual y un deterioro de las condiciones de trabajo. La asimetría prolongada también afecta a la calidad de la tensión y puede ser señal de un problema en el lado de los receptores.

La monitorización de cada fase permite detectar si el desequilibrio es puntual o permanente. En el primer caso, puede deberse al ciclo normal de trabajo. En el segundo, conviene revisar la distribución de la carga, la configuración de la instalación y los equipos conectados a cada fase.

Esto es especialmente importante en fábricas complejas, donde la carga cambia con el funcionamiento de muchos receptores independientes.

Nivel de aceite y estanqueidad del sistema

En un transformador de aceite, el nivel de aceite está directamente relacionado con la seguridad del aislamiento y la refrigeración. Una caída del nivel puede deberse a una fuga en el depósito, conductos, pasatapas, radiadores o en el sistema del conservador.

Un cambio pequeño no siempre significa un peligro inmediato. Si el nivel desciende gradualmente durante varias semanas, el sistema puede ayudar a determinar la tasa de pérdida. Si la caída es repentina, la alarma debería llevar a una inspección rápida.

También influye la temperatura. El aceite cambia de volumen con la temperatura, por lo que su nivel puede variar naturalmente según las condiciones de trabajo. La monitorización permite relacionar el nivel de aceite con la temperatura y distinguir un cambio normal de volumen de una posible fuga.

En transformadores equipados con conservador, los indicadores de nivel y el sistema de respiración también desempeñan un papel importante. Los datos de estos elementos pueden complementar la imagen general y facilitar la evaluación del comportamiento del equipo.

Humedad en el aceite y en el aislamiento

La humedad tiene un gran impacto en el estado del sistema aislante del transformador. Puede acelerar el envejecimiento del papel, reducir la rigidez dieléctrica del aceite y afectar al comportamiento del equipo con cargas elevadas.

La humedad puede entrar por fugas, el sistema de respiración, juntas dañadas, trabajos de mantenimiento incorrectos o condiciones inadecuadas de transporte y almacenamiento. El agua también puede moverse entre el aceite y los materiales de celulosa dentro del transformador.

La interpretación de la medición requiere tener en cuenta la temperatura. La humedad no se distribuye de manera completamente estable en el aislamiento. Al cambiar la temperatura y la carga, también cambian las condiciones de equilibrio entre el aceite y el papel.

Por eso, la monitorización de la humedad es más valiosa cuando los datos se analizan junto con la temperatura del aceite, la temperatura del punto más caliente y la carga. Así se puede observar si el nivel de humedad es estable, aumenta, reacciona a las sobrecargas o muestra variaciones estacionales.

Gases disueltos en el aceite

Los gases disueltos en el aceite se generan como resultado de los procesos que ocurren en el interior del transformador. Su presencia no siempre indica una avería grave, pero ciertos gases y su tasa de aumento pueden indicar sobrecalentamiento, descargas parciales, degradación de la celulosa o arco eléctrico.

El análisis DGA puede realizarse en laboratorio a partir de muestras de aceite. En transformadores de gran potencia o alta criticidad, se puede instalar un analizador online que observe ciertos gases de forma continua.

Este sistema no sustituye al laboratorio ni a la experiencia del ingeniero. Pero proporciona información entre análisis sucesivos. Si la concentración de un gas determinado empieza a aumentar más rápido que antes, el operador puede planificar un análisis adicional, una reducción de la carga o una inspección del equipo.

En el diagnóstico de transformadores, la velocidad de cambio es fundamental. Un solo resultado puede ser difícil de interpretar. Una serie de resultados que muestra una tendencia clara dice mucho más.

Estado de ventiladores y bombas

El sistema de refrigeración puede tener un excelente diseño y una capacidad adecuada, pero su eficacia depende del funcionamiento real de los ventiladores, bombas, termostatos, controladores y sistema de alimentación.

La monitorización puede mostrar cuándo se han puesto en marcha los ventiladores, cuánto tiempo han estado funcionando y si la temperatura cambia como se espera. Si los ventiladores funcionan durante mucho tiempo y la temperatura del aceite sigue subiendo, hay que buscar las causas más allá. Puede haber un problema con el flujo de aire, la suciedad del radiador, la bomba de aceite o el sensor.

En el caso de una flota de transformadores, la comparación del funcionamiento de la refrigeración puede ser muy reveladora. Si un transformador, con una carga similar, pone en marcha los ventiladores con mucha más frecuencia que los demás, el sistema muestra una diferencia que merece ser investigada.

Vibraciones y ruido anormal

El transformador emite un sonido característico relacionado, entre otros, con el funcionamiento del núcleo, la magnetostricción y la corriente de carga. Un cambio en el ruido o la aparición de vibraciones inusuales puede indicar problemas mecánicos, elementos sueltos, cambios en el funcionamiento del núcleo o anomalías en los devanados.

El ruido en sí mismo es difícil de evaluar basándose únicamente en la impresión subjetiva de una persona. Un operador puede decir que el transformador "zumba un poco más fuerte", mientras que otro considerará que todo suena normal. Los sensores de vibración y el análisis de frecuencia permiten comparar la señal actual con mediciones anteriores.

No todo cambio de sonido indica un daño. Lo que importa es la repetitividad, la dirección del cambio y la coherencia con otros parámetros.

Descargas parciales

Las descargas parciales son fenómenos eléctricos localizados que ocurren en puntos donde el aislamiento no funciona correctamente. Pueden estar asociadas a cavidades, contaminación, daños en el material aislante o una sobrecarga local del campo eléctrico.

Su detección requiere sensores adecuados y una interpretación avanzada. La monitorización de descargas parciales se aplica principalmente a equipos de alto valor, gran importancia para el sistema o con un riesgo elevado de avería.

La detección precoz de estos fenómenos permite una diagnosis más precisa y la planificación de actuaciones. En el caso de un transformador que alimenta un proceso industrial crítico, esto puede decidir si la desconexión se produce durante una parada planificada o en medio de la producción normal.

Alarmas de protecciones e historial de eventos

La monitorización también debe registrar las alarmas y las actuaciones de las protecciones. La mera información de que una alarma está activa es importante, pero el historial tiene un valor aún mayor.

Se puede comprobar si la alarma aparece por primera vez o si se repite desde hace meses. Se puede relacionar con la temperatura, la carga y el estado de la refrigeración. Se puede ver si, tras un evento determinado, los parámetros han vuelto a su nivel anterior.

De este modo, cada evento queda registrado y puede utilizarse en análisis posteriores. La memoria del equipo no depende de que alguien estuviera presente y anotara el resultado en una libreta.

El alcance de la monitorización debe corresponder al riesgo real

No todos los transformadores necesitan un sistema completo con análisis de gases, vibraciones y descargas parciales.

Un pequeño transformador de distribución que trabaja en una nave de fácil acceso puede requerir solo control de temperatura, carga y alarmas básicas. Para una unidad más grande que alimenta una línea de producción, merece la pena añadir nivel de aceite, estado de la refrigeración y análisis de tendencias. Un transformador que trabaja en un hospital, un centro de datos, una fundición o una gran subestación eléctrica puede necesitar un diagnóstico mucho más amplio.

Hay que tener en cuenta la potencia del equipo, su antigüedad, historial de trabajo, carácter de la carga, disponibilidad de reserva, plazo de entrega de un nuevo transformador, condiciones ambientales y coste de la parada.

En el caso de una flota, resulta especialmente útil un modelo gradual. Los equipos más críticos reciben una monitorización más completa, mientras que el resto se observa con un conjunto básico de parámetros. Todos los datos, sin embargo, van a parar al mismo sistema, lo que permite comparar el funcionamiento de las distintas unidades y detectar rápidamente aquellas que se comportan de forma diferente al resto.

La monitorización online tiene sentido cuando los datos conducen a una acción. El operador debe saber qué significa cada alarma, quién la analiza y qué pasos deben seguirse. Entonces, los sensores, la comunicación y el software forman una herramienta práctica de mantenimiento, y no una pestaña más en el sistema que nadie consulta.

¿Por qué las protecciones del transformador no son suficientes?

Las protecciones son imprescindibles.

Protegen al transformador y a la instalación en situaciones en las que continuar la operación podría provocar daños graves. Responden a estados de emergencia concretos: cortocircuitos, sobrecargas, temperatura excesiva, caída del nivel de aceite u otros fenómenos peligrosos.

Su actuación es de tipo interventivo.

La monitorización proporciona una imagen más amplia.

Registra las condiciones de trabajo antes de la alarma, durante la alarma y después de que se produzca. Muestra no solo que la temperatura ha superado un cierto nivel, sino también si eventos similares se han repetido en las últimas semanas. Se puede comprobar con qué carga aparece el problema, con qué rapidez sube la temperatura y si el sistema de refrigeración responde correctamente.

El transformador puede funcionar durante mucho tiempo en condiciones que no provocan una actuación inmediata de la protección. Las sobrecargas regulares, la refrigeración insuficiente o la humedad elevada pueden ir deteriorando gradualmente el estado del aislamiento. El equipo sigue alimentando los receptores, pero su margen de seguridad es cada vez menor.

Precisamente estos procesos son especialmente importantes desde el punto de vista de la monitorización online. Permiten reaccionar ante un cambio en el comportamiento del equipo antes de que la situación alcance un nivel que requiera una desconexión de emergencia.

Cómo afecta la temperatura al funcionamiento del transformador

La temperatura es uno de los parámetros más fáciles de medir y más útiles desde el punto de vista diagnóstico.

En un transformador de aceite, el aceite aísla los devanados y disipa su calor. La energía perdida en el núcleo y los devanados se convierte en calor, que debe ser transferido al entorno. Con una carga mayor, aumentan las pérdidas y con ellas la temperatura.

El aumento de temperatura durante una carga mayor es un fenómeno natural. Lo importante es la forma en que el equipo responde al cambio de condiciones.

Supongamos que un transformador trabajó el lunes con una carga del 70% y la temperatura del aceite se estabilizó en 58 °C. Una semana después, con una carga similar, la temperatura subió a 66 °C. Esto no tiene por qué significar una avería, pero es una información que requiere verificación. La causa podría ser una temperatura ambiente más alta, suciedad en el radiador, flujo de aceite restringido, un problema con el ventilador o un cambio en las condiciones de instalación.

La monitorización permite relacionar:

• carga,

• temperatura del aceite,

• temperatura ambiente,

• duración de la temperatura elevada,

• estado del sistema de refrigeración,

• historial de mediciones anteriores.

Este conjunto de datos proporciona una imagen mucho más completa que una única lectura realizada durante la visita de un técnico.

La alta temperatura acelera el envejecimiento del aislamiento. Cada transformador tiene unas condiciones de trabajo determinadas, pero una operación prolongada a temperatura elevada puede acortar su vida útil real. Por eso, el sistema debe registrar también la duración de la carga y la temperatura. Un pico de carga breve y un funcionamiento de varias horas a alta temperatura tienen un significado diferente para el equipo.

¿Es más importante la monitorización de la temperatura de los devanados que la del aceite?

Ambas mediciones son necesarias, porque muestran diferentes aspectos del mismo proceso.

La temperatura del aceite indica las condiciones térmicas en el depósito. La temperatura de los devanados, o la temperatura calculada del punto más caliente, permite evaluar mejor la carga del aislamiento y el calentamiento local.

En muchos transformadores, la temperatura del punto más caliente no se mide directamente. Se determina a partir de la temperatura del aceite, la corriente de carga, las características del equipo y el modelo térmico. En sistemas más avanzados se pueden utilizar sensores adicionales o soluciones específicas para una evaluación más precisa del estado de los devanados.

El punto más caliente tiene especial importancia porque la temperatura local puede ser superior al valor medido en otro lugar del depósito. Es precisamente en las partes más calientes donde el aislamiento envejece más rápido.

Si el sistema de monitorización conoce la temperatura del aceite, la carga y las condiciones ambientales, puede evaluar si el funcionamiento actual del equipo se ajusta al perfil térmico previsto. Una desviación de este perfil puede indicar un cambio en la eficiencia de la refrigeración, un problema mecánico o una distribución atípica de la carga.

Cómo afecta la carga al transformador

El transformador trabaja en condiciones que pueden cambiar de forma muy dinámica.

En una planta de producción, la carga aumenta al poner en marcha las máquinas. En un almacén automático, depende de la intensidad de trabajo de los sistemas de transporte. En una instalación con cargadores de vehículos, el consumo de energía puede variar según el número de vehículos que se estén cargando simultáneamente. En un parque fotovoltaico, la carga y el flujo de energía dependen de la producción de los inversores y de la configuración de la red.

Las suposiciones de proyecto sobre el consumo medio de energía pueden parecer razonables sobre el papel, pero la operación real puede traer un perfil completamente diferente.

La monitorización de la carga muestra:

• cuándo se producen los picos,

• cuánto duran,

• con qué frecuencia se repiten,

• si la carga es equilibrada entre fases,

• cómo responde térmicamente el transformador,

• si aparecen sobrecargas estacionales.

Por ejemplo, un transformador puede tener una carga media del 65%, pero cada día, durante dos horas, trabajar al 105%. El promedio diario parece seguro, pero los picos repetidos afectan a la temperatura y al envejecimiento del aislamiento.

Otro aspecto es la asimetría de fases. Una carga desequilibrada puede provocar un aumento local de la temperatura y empeorar las condiciones de trabajo. La monitorización de cada fase permite detectar que el problema afecta a una parte concreta de la instalación y no a todo el transformador.

Por qué la humedad en el transformador es tan importante

La humedad afecta al aceite, al papel aislante y a la resistencia general del sistema aislante.

Puede penetrar en el interior del transformador a través de fugas, el sistema de respiración, juntas dañadas, trabajos de mantenimiento incorrectos o condiciones inadecuadas de transporte y almacenamiento. El agua también puede generarse o moverse dentro de los materiales aislantes durante la operación.

El aislamiento de celulosa absorbe la humedad. Su presencia puede acelerar la degradación del papel, reducir la rigidez dieléctrica del aceite y aumentar el riesgo de fenómenos adversos durante una sobrecarga. A alta temperatura y con una concentración suficiente de humedad, también puede aparecer el riesgo de formación de burbujas de gas en el aceite.

La humedad no se comporta de manera completamente estática en el transformador. Su distribución depende de la temperatura, la carga, el tipo de aceite y el estado del aislamiento. El agua puede moverse entre el aceite y el papel. El resultado de un análisis realizado en un momento dado no siempre refleja el estado completo de todo el sistema aislante.

Por eso, la monitorización de la humedad debe analizarse junto con la temperatura y la carga. Solo así se puede ver si un cambio determinado es una tendencia constante, una reacción a un cambio en las condiciones de trabajo o el resultado de una medición errónea.

CIGRE señala que, al interpretar la humedad, deben tenerse en cuenta, entre otros, la temperatura del aceite, la temperatura del punto más caliente, la carga, el modo de refrigeración y el tipo de sistema de respiración. Este enfoque permite evaluar mejor el envejecimiento del aislamiento y el riesgo asociado a la sobrecarga.

Cómo se analizan los gases disueltos en el aceite

En el aceite del transformador pueden acumularse gases generados por los procesos que ocurren en el interior del equipo. Su tipo, concentración y tasa de aumento proporcionan información sobre posibles problemas.

El análisis DGA incluye, entre otros, hidrógeno, metano, etano, etileno, acetileno, monóxido de carbono y dióxido de carbono. Ciertos gases pueden estar relacionados con el sobrecalentamiento del aceite, la degradación de la celulosa, las descargas parciales o el arco eléctrico.

El análisis de laboratorio tradicional consiste en tomar muestras de aceite periódicamente. Es un método diagnóstico importante y sigue siendo la base de muchos procedimientos de mantenimiento de transformadores. La monitorización online permite observar los cambios entre análisis de laboratorio.

En el caso de un transformador grande que trabaja en una instalación crítica, el análisis continuo de gases puede ser especialmente importante. Un rápido aumento de un componente determinado puede activar un control adicional, la toma de una muestra, una reducción de la carga o la preparación de una desconexión planificada.

El DGA requiere una interpretación experta. No basta con mirar un número y decidir la sustitución inmediata del equipo. Se analiza el historial, la velocidad de cambio, las proporciones de gases, los resultados de laboratorio, la temperatura, la carga y otros síntomas.

Cómo funciona un sistema de monitorización de transformadores

Un sistema de monitorización se compone de varias capas que trabajan conjuntamente.

La primera son los sensores. Registran temperatura, corriente, tensión, humedad, nivel de aceite, gases o vibraciones.

La segunda capa se encarga de la recogida y transmisión de datos. Un módulo de comunicación o una pasarela industrial puede realizar un procesamiento preliminar de las mediciones, filtrar interferencias, almacenar datos localmente y transmitirlos al sistema superior. Según la infraestructura, se utilizan Ethernet, Modbus TCP, MQTT, red móvil o integración con el sistema SCADA.

La tercera capa es el análisis. El software compara los valores con los niveles de alarma, sigue las tendencias y puede detectar desviaciones del comportamiento típico de cada equipo.

La cuarta capa sirve para la presentación y gestión de alarmas. El operador puede recibir la información en un panel, por correo electrónico, SMS o aplicación. En instalaciones distribuidas, el acceso remoto es especialmente importante.

El sistema tiene más valor cuando la información que transmite es comprensible para el equipo de mantenimiento. Una alarma debe indicar el equipo, el parámetro, el momento de inicio del problema, la velocidad de cambio y el nivel de urgencia.

1. Sensores y mediciones

La primera capa del sistema se encuentra directamente junto al transformador. Los sensores registran sus parámetros operativos más importantes: la temperatura del aceite y de los devanados, la corriente, la tensión, la carga, la humedad, el nivel de aceite, los gases disueltos y las vibraciones. Es aquí donde se generan los datos que reflejan el estado real del equipo.

2. Recopilación y transmisión de datos

Las mediciones recopiladas se envían a un módulo de comunicación o a una pasarela industrial. El dispositivo puede filtrar inicialmente las interferencias, almacenar los datos de forma local y transmitirlos mediante Ethernet, Modbus TCP, MQTT, una red móvil o un sistema SCADA existente.

3. Análisis e interpretación

En la tercera capa, los datos comienzan a adquirir significado. El software compara los valores actuales con los umbrales de alarma, analiza las tendencias y comprueba si el transformador se comporta de manera similar a periodos anteriores. El sistema puede detectar un aumento gradual de la temperatura, una carga inusual o un cambio en los parámetros que todavía no haya superado el umbral de alarma.

4. Presentación y respuesta

La última capa transmite la información al operador. Los resultados pueden consultarse en un panel, una aplicación o un sistema SCADA, o enviarse por correo electrónico, SMS o notificación. Una alarma bien configurada identifica el equipo y el parámetro concretos, el momento en que comenzó el problema, la velocidad del cambio y el nivel de urgencia. De este modo, el equipo puede decidir si basta con mantener la situación bajo observación, si se requiere un diagnóstico adicional o si es necesario actuar inmediatamente.

¿Tiene sentido la monitorización online para toda una flota de transformadores?

En el caso de un gran número de equipos, la monitorización online permite organizar una enorme cantidad de información.

Con un solo transformador, las rondas de inspección regulares, los análisis de aceite, la termografía y las revisiones pueden proporcionar un control suficiente. Con una docena o varias decenas de unidades, aumenta el riesgo de que el equipo pase por alto un cambio que se está desarrollando entre visitas sucesivas.

La flota puede estar dispersa entre fábricas, subestaciones, parques fotovoltaicos y puntos de carga. Cada transformador puede tener una potencia, antigüedad, historial de trabajo e importancia para el proceso diferentes. Un sistema centralizado permite reunir la información en un solo lugar.

El operador puede comprobar el estado de toda la flota y luego pasar a una ubicación concreta y a un equipo específico. Es posible comparar transformadores de potencia y diseño similares. Se puede ver qué equipos tienen más alarmas, cuáles trabajan más cerca del límite de carga y dónde la temperatura sube más rápido que en unidades comparables.

Este sistema también ayuda a detectar problemas comunes a varios equipos. Si los transformadores de una misma ubicación tienen perfiles de temperatura similares, la causa puede ser la ventilación, la temperatura ambiente o las condiciones de instalación. Si solo una unidad se comporta de forma diferente, es más probable que su estado técnico individual sea el responsable.

Cómo diseñar la monitorización de una flota de transformadores

La monitorización de una flota de transformadores comienza con una pregunta sencilla: ¿qué equipos requieren realmente una atención constante y cuáles pueden trabajar tranquilamente con una supervisión básica?

Porque si conectamos todos los sensores posibles a cada transformador, generaremos una impresionante cantidad de datos. Pero, ¿de qué sirve si el operador tiene que mirar cientos de gráficos cada día, la mayoría de los cuales no cambian nada? Un sistema de monitorización debe ayudar a tomar decisiones, no convertir el mantenimiento en un maratón digital de paneles de control.

Un sistema de monitorización bien diseñado debe responder a la estructura de gestión de la infraestructura. La persona responsable de todos los activos energéticos necesita una imagen diferente a la del técnico que analiza un transformador concreto. Uno mira el mapa general, el otro se adentra en los detalles de un equipo específico.

Tres niveles de información

En el nivel más alto, el gestor debe ver toda la flota de forma rápida y clara. ¿Cuántos transformadores funcionan correctamente? ¿Dónde hay alarmas activas? ¿Qué ubicaciones requieren una respuesta? ¿El problema afecta a un solo equipo o a varios transformadores que trabajan en condiciones similares?

Esta vista no debería parecerse a la cabina de un avión a punto de despegar hacia Marte. Basta con un mapa de ubicaciones legible, el estado de los equipos, el número de alarmas, su nivel de urgencia y la información sobre qué unidades se desvían de su comportamiento típico.

Si noventa y nueve transformadores funcionan de forma estable y uno lleva varios días mostrando una temperatura elevada con una carga similar, el sistema debería resaltar esta información en primer plano. El operador no debería tener que buscarla entre cientos de indicadores verdes. El verde es agradable, pero en exceso puede ocultar eficazmente un pequeño problema rojo.

El segundo nivel corresponde a una subestación, fábrica o ubicación concreta. Aquí importa el trabajo conjunto de varios equipos. Se pueden comparar sus cargas, temperaturas, actividad de los sistemas de refrigeración e historial de alarmas. Esta vista ayuda a detectar si la carga se distribuye de forma equilibrada y si un transformador no está asumiendo una parte excesiva del trabajo.

Por ejemplo, tres transformadores en una fábrica trabajan a una temperatura ambiente similar. Dos mantienen la temperatura del aceite en torno a 55 °C, mientras que el tercero alcanza los 68 °C con una carga comparable. Esto no es aún un veredicto técnico, pero es una muy buena razón para comprobar la refrigeración, el flujo de aire, la limpieza del radiador, las indicaciones del sensor y las condiciones reales de trabajo.

En el tercer nivel se encuentra el transformador concreto. Aquí se necesitan detalles: gráficos de temperatura, corriente y carga, datos sobre el nivel de aceite, humedad, funcionamiento de los ventiladores, resultados de análisis de aceite, información sobre revisiones, averías registradas e historial de actuaciones realizadas.

El técnico debe poder comprobar no solo que se produjo una alarma, sino también cuándo comenzó, cuánto duró y qué ocurría con el equipo al mismo tiempo. Una alarma sin contexto es como un mensaje que dice: "algo falla". El historial permite formular una pregunta concreta: ¿qué ha cambiado exactamente y qué pudo haberlo provocado?

Primero la criticidad, luego los sensores

Antes de elegir el alcance de la monitorización, conviene realizar un análisis de criticidad de cada transformador. Suena muy formal, pero en la práctica se trata de determinar cuánto puede complicarle la vida a la empresa un equipo si deja de funcionar de repente.

¿El transformador alimenta una nave entera o toda una línea de producción? ¿Su avería detendría un proceso tecnológico, un centro de datos, un sistema de refrigeración o una infraestructura de carga? ¿Existe un transformador de reserva? ¿Cuánto tardaría en llegar un equipo nuevo? ¿Se podría instalar sin tener que modificar la cimentación y toda la instalación?

También hay que tener en cuenta la ubicación. Un transformador situado junto a la fábrica, donde el equipo de mantenimiento está disponible las 24 horas, se encuentra en una situación diferente a la de un equipo que trabaja en un parque fotovoltaico remoto, en un terreno difícil o en una subestación a la que el acceso requiere planificación y cortes de suministro.

También influye el historial. Si el equipo ha tenido anteriormente problemas de temperatura, humedad, fugas, cambiador de tomas o sistema de refrigeración, no debería tratarse igual que un transformador nuevo que lleva años funcionando de forma estable.

A esto se añade el coste de la parada. En un lugar, una hora de interrupción significa unas cuantas llamadas telefónicas y un desplazamiento del plan de trabajo. En otro, puede significar la detención de la producción, la pérdida de un lote de material, la interrupción del suministro eléctrico o la necesidad de poner en marcha un costoso suministro de respaldo.

No todos los transformadores necesitan la misma monitorización

Tras el análisis de criticidad, los transformadores pueden dividirse en varios grupos.

Los equipos más críticos reciben una monitorización completa. En su caso, puede estar justificado observar la temperatura del aceite y del punto más caliente, la carga, el nivel de aceite, la humedad, el estado de la refrigeración, las alarmas de protecciones y, con la potencia adecuada, también los gases disueltos, las vibraciones o las descargas parciales.

Un segundo grupo incluye equipos importantes para el proceso, pero que disponen de cierta reserva o de un acceso de mantenimiento más fácil. Aquí puede ser razonable monitorizar la temperatura, la corriente, la tensión, la carga, las alarmas básicas y el funcionamiento de la refrigeración. Si los datos muestran una tendencia preocupante, se puede ampliar el diagnóstico o planificar análisis adicionales.

Un tercer grupo lo forman equipos de menor criticidad, que trabajan en condiciones predecibles y son de fácil acceso para el personal. En este caso, suele ser suficiente el control de parámetros básicos, el registro de alarmas y el análisis periódico de tendencias.

Este enfoque permite evitar dos extremos. El primero consiste en equipar cada transformador con todo el catálogo de sensores, aunque luego nadie analice los datos obtenidos. El segundo reduce la monitorización a un solo indicador que permanece en verde durante cinco años hasta que un día se apaga junto con el transformador.

Lo que importa es la comparación, no solo el número

En el caso de una flota, la posibilidad de comparar equipos es especialmente valiosa. Un transformador no debe evaluarse únicamente según un límite universal. Conviene comprobar cómo se comporta en relación con su propio historial y en relación con unidades similares.

Si todos los transformadores de un grupo reaccionan de forma parecida al aumento de la temperatura ambiente, probablemente estemos ante un fenómeno normal. Si uno de ellos empieza a calentarse más rápido que los demás, la situación es diferente.

Algo similar ocurre con las alarmas. Dos equipos pueden tener cinco alarmas al mes, pero en un caso serán avisos breves relacionados con un pico momentáneo de carga, y en el otro, señales repetidas de aumento de temperatura y problemas de refrigeración. El simple número de alarmas no basta. Se necesita su contexto, duración y relación con otros parámetros.

La monitorización debe terminar en una decisión

El mejor sistema de monitorización no es el que muestra más datos. Es el que ayuda a decidir qué hacer a continuación.

Una alarma debe tener un nivel de urgencia definido. Ante una señal informativa, basta con registrar el evento y observar la tendencia. Un aviso puede requerir un análisis por parte del equipo de mantenimiento o la planificación de una medición adicional. Una alarma crítica debería activar un procedimiento claramente definido: reducción de la carga, inspección in situ, preparación de una desconexión o conmutación a la reserva.

Cada alarma debe indicar el equipo concreto, el parámetro, el momento de inicio del problema, la velocidad de cambio y las condiciones en las que se produjo. Es bueno que el sistema también sugiera qué acciones se han tomado anteriormente y si una situación similar se ha producido en el pasado.

La monitorización de una flota de transformadores debería funcionar, por tanto, como un equipo bien organizado. En la parte superior muestra una imagen de toda la infraestructura. En los niveles intermedios permite analizar una subestación concreta. Y al final lleva al técnico hasta un solo equipo, una sola tendencia y una sola decisión.

¿Sustituye la monitorización online a las revisiones y al análisis de aceite?

La monitorización online debe complementar los métodos de diagnóstico existentes.

Las inspecciones visuales permiten evaluar el estado del depósito, las conexiones, los pasatapas, los radiadores, las válvulas y los sellos. La termografía muestra la distribución de la temperatura en la superficie del equipo. Los análisis de aceite proporcionan información sobre sus propiedades, contenido de agua, rigidez dieléctrica y gases disueltos. Las mediciones eléctricas permiten evaluar ciertos elementos del sistema aislante.

Un sensor de temperatura no sustituye a una inspección visual. Una plataforma de monitorización no hará por el técnico la evaluación de las conexiones. Un DGA online no elimina la necesidad de realizar análisis de laboratorio, especialmente cuando aparece un cambio preocupante.

El mejor resultado se obtiene combinando los datos actuales con la documentación, el historial del equipo y los resultados de las revisiones. Así se puede saber si la desviación actual es algo nuevo o si se repite desde hace tiempo.

Cómo implementar la monitorización de un transformador paso a paso

Primero, hay que determinar qué problema debe resolver el sistema. En una fábrica, lo más importante puede ser el control de sobrecargas. En otra, la prioridad puede ser la observación remota de equipos dispersos. En un gran transformador de red, los gases disueltos, la humedad y la temperatura del punto más caliente pueden ser fundamentales.

A continuación, se seleccionan los sensores, el sistema de comunicación y el alcance de la integración con el sistema de automatización existente. En esta fase, conviene comprobar qué señales ya están disponibles y cuáles requieren instrumentación adicional.

Tras la puesta en marcha, el sistema debe recoger datos de referencia. Varias semanas de funcionamiento normal ayudan a establecer el perfil típico de temperatura, carga y funcionamiento de la refrigeración. Solo entonces se pueden ajustar correctamente las alarmas.

Otro elemento es el procedimiento de reacción. Cada alarma debe tener una persona responsable asignada y una forma de actuación definida. El equipo debe saber cuándo basta con observar, cuándo hay que realizar un análisis adicional y cuándo es necesario reducir la carga o preparar una desconexión.

Un sistema de monitorización sin un procedimiento de reacción sigue siendo solo una fuente de datos. Su valor aparece cuando los datos conducen a una decisión operativa concreta.

¿Es rentable la monitorización online de transformadores?

La rentabilidad depende de la relación entre el coste de implantación y las consecuencias de una avería.

Una parada puede significar la detención de la producción, la pérdida de la capacidad de vender energía, problemas con la ejecución de contratos, costes de alquiler de un transformador de sustitución, transporte, trabajos de mantenimiento y puesta en marcha de nuevo de la instalación.

La monitorización se justifica especialmente en el caso de transformadores que:

• alimentan procesos críticos,

• trabajan con cargas altas o variables,

• se encuentran en ubicaciones de difícil acceso,

• pertenecen a una flota dispersa,

• cuya sustitución conlleva un largo plazo de entrega,

• tienen un historial de averías,

• carecen de equipo de reserva.

En el caso de un transformador más pequeño y de baja criticidad, puede ser suficiente una monitorización básica de temperatura, corriente y alarmas. En el caso de un equipo grande que trabaja en una subestación clave, el alcance del diagnóstico será mucho mayor.

La mejor base para la decisión es un análisis de riesgos. El coste del sistema debe compararse con el valor del proceso protegido y el posible coste de una parada.

¿Qué parámetros monitorizar en primer lugar?

Para la mayoría de las instalaciones, un buen punto de partida son la temperatura, la carga y el estado del sistema de refrigeración.

La temperatura muestra las condiciones térmicas de trabajo del transformador. La carga explica de dónde vienen esas condiciones. El estado de los ventiladores, bombas y otros elementos de refrigeración permite evaluar si el equipo está disipando el calor correctamente.

En transformadores de aceite, también merece la pena considerar la monitorización del nivel de aceite y de la humedad. En unidades de gran potencia o alta criticidad, puede estar justificado el uso de DGA online, la medición de descargas parciales y el análisis de vibraciones.

La selección debe basarse en el diseño del equipo, el modo de operación y las consecuencias de una posible avería. Cada función adicional tiene sentido cuando los datos se van a utilizar en el proceso de mantenimiento.

Resumen y conclusiones

La monitorización online de transformadores ofrece la posibilidad de observar el equipo durante su funcionamiento real. Muestra la temperatura, la carga, la humedad y otros parámetros en el tiempo, permitiendo reconocer tendencias y reaccionar a los cambios con la antelación suficiente.

En el caso de un solo transformador, el sistema ayuda a organizar el diagnóstico y a reducir el riesgo de pasar por alto un problema. En el caso de una flota completa, se convierte en una herramienta de gestión de activos energéticos. Facilita la comparación de unidades, el establecimiento de prioridades, la planificación de revisiones y la toma de decisiones sobre la operación futura.

El transformador puede funcionar correctamente durante muchos años, pero su estado cambia con la temperatura, la carga, la humedad y las condiciones ambientales. Cuanto más sepamos sobre estos cambios, más fácil será planificar el mantenimiento, reducir las paradas y utilizar el equipo de forma segura.

Energeks suministra transformadores de aceite y de resina, seleccionados para la carga real, las condiciones de trabajo y la importancia de la instalación. Al elegir un equipo, se pueden tener en cuenta, entre otros, los requisitos de refrigeración, la resistencia a la humedad y al polvo, la seguridad contra incendios, el nivel de ruido, el espacio disponible y el sistema de monitorización previsto.

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Fuentes:

1. CIGRE – Online moisture monitoring of transformers for ageing assessment

2. IEC – The Establishment and Design of Standard for Condition Monitoring in Power Systems

3. Hitachi Energy – TXpert Ready CoreSense M10 online DGA analyzer