Los transformadores de potencia son componentes clave de una red de suministro eléctrico.
El fallo de un transformador no sólo tiene importantes consecuencias económicas para el proveedor de energía, sino que también puede acarrear graves pérdidas para los consumidores. Por este motivo, tiene sentido vigilar el transformador lo más de cerca posible, tomar su «curva de temperatura» (la imagen térmica) para recopilar información sobre la carga actual y la vida útil restante prevista. De acuerdo con las normas de la CEI, esta tarea puede resolverse mediante mediciones electrónicas e instalaciones informáticas.
La situación térmica del transformador puede representarse gráficamente (véase la figura 1), siendo ésta una visión simplificada de una situación compleja.
Son necesarias las siguientes simplificaciones:
- se supone que la temperatura del aceite en el depósito aumenta linealmente de abajo hacia arriba.
- Otro supuesto es que la temperatura media del bobinado también es linealmente paralela a la temperatura del aceite con un diferencial de temperatura constante gr que aumenta de abajo a arriba.
- se supone que la temperatura del punto caliente (P) es superior a la temperatura del bobinado (caliente) en el extremo superior del bobinado. El aumento de temperatura entre el punto caliente del bobinado y la temperatura del aceite del depósito se designa como una constante Hgr (punto caliente en el gradiente superior del aceite). Los estudios han podido demostrar que el factor H, en función del tamaño del transformador, la impedancia de cortocircuito y el diseño del devanado, puede variar entre 1,0 y 2,1.
Para determinar la temperatura del punto caliente, además de la temperatura del aceite Q0 se necesita una corriente de fase I y algunas características específicas del transformador.
En la mayoría de los casos, esta interpretación conducirá a resultados suficientemente buenos, ya que puede suponerse que el transformador tiene una carga aproximadamente uniforme.
En este caso I1 ~ I2 ~ I3
