Monitoramento de transformadores de potência: não apenas coleta de dados, mas um sistema de tomada de decisão 

Quando eles falam sobremonitoramento de transformadores de potência, muitos imaginam imediatamente gráficos na tela e sensores que “medem tudo sozinhos?” Essa, claro, é a base, mas o maior erro é pensar que você comprou um conjunto de equipamentos, instalou e agora funciona para você. Na verdade, este é apenas o começo da história. O trabalho principal é interpretar dados, construir relações de causa e efeito e, o mais difícil, determinar quais desvios são verdadeiramente críticos e quais podem simplesmente ser resolvidos por enquanto. Muitas vezes vejo como as subestações têm um sistema caro, mas elas olham uma vez por trimestre e só depois para gerar um relatório. Então eles ficam surpresos quando o transformador ?de repente? falha. O monitoramento é uma rotina diária, como a verificação da pressão arterial de um paciente hipertenso. As leituras podem ser normais, mas a tendência já é alarmante.

Da temperatura aos gases: o que é realmente importante rastrear

Vamos começar com os clássicos - temperatura, pois a escolha correta dos pontos de medição é uma parte importante do monitoramento de transformadores de potência. Não basta simplesmente medir a temperatura da tampa superior. Os gradientes de temperatura entre os enrolamentos, a temperatura da parte ativa e os valores nos pontos quentes do equipamento são críticos. Tivemos um caso em uma das subestações da cidade: sensores instalados na carcaça do transformador mostraram 65°C estáveis, mas a análise diferencial de pesquisas periódicas de imagens térmicas (que não foram realizadas on-line) revelou superaquecimento local na área de contato do barramento. Após a inspeção, descobriu-se que o motivo era uma conexão de contato solta. O sistema de monitoramento online não detectou isso porque os sensores foram montados de acordo com um layout padrão que não levava em consideração as características de um determinado objeto. Depois disso, o esquema de posicionamento do sensor teve que ser modificado para melhorar a eficiência do diagnóstico.

A próxima camada é a proteção de gases e análise cromatográfica. DGA (Análise de Gás Dissolvido) é essencial para transformadores a óleo. Mas também há muitas armadilhas aqui. Não se pode confiar cegamente num único excesso de hidrogénio ou metano. Você precisa observar as proporções principais: proporções C2H2/C2H4, CH4/H2, C2H4/C2H6. Com base neles, é construída uma classificação de defeitos segundo Rogers ou Dornenburg. Muitas vezes os laboratórios simplesmente enviam uma tabela com concentrações, sem interpretação. E o pessoal operacional nem sempre sabe lê-lo. Para nossos clientes de empresas de energia, sempre fazemos um cartão de transformador com histórico de testes e gráficos de tendências - só assim é possível ver a dinâmica. Um aumento acentuado no etileno (C2H4) é um sinal claro de decomposição térmica do óleo a temperaturas acima de 700°C, frequentemente associada a mau contato. E o acetileno (C2H2) já é uma descarga.

E o terceiro parâmetro subestimado é a umidade no monitoramento dos transformadores de potência. A umidade no isolamento de óleo e papel é o principal inimigo: reduz a resistência elétrica e acelera o envelhecimento. Sensores de umidade online são caprichosos e requerem calibração. Monitorar o ponto de orvalho no expansor é um bom proxy. Não é o valor absoluto que importa, mas a taxa de variação: um aumento rápido sinaliza vazamento ou decomposição da celulose.

?Ferro? e “software”: como não se afogar em um mar de ofertas

O mercado está inundado com sistemas de monitoramento de transformadores de potência: desde simples módulos de telemetria até complexas plataformas de IA. A escolha depende da tarefa. Para objetos críticos – subestações centrais, indústrias de uso intensivo de energia – é necessário um sistema integrado que combine dados de proteção de relés, resfriamento, análise de gases e descargas parciais. Por exemplo, por vezes selecionamos soluções de parceiros, como produtos Qualitrol ou Weidmann, adaptando-os às regulamentações e condições operacionais russas.

Mas para redes de distribuição de 6-10/0,4 kV não faz sentido pagar a mais com frequência. Aqui as soluções pontuais são mais eficazes: monitoramento de temperatura e carga com transmissão de dados via GSM. O principal é que o dispositivo seja confiável e “sobreviva” às nossas geadas e quedas de tensão nos circuitos de corrente operacional. Muitas vezes já vi como o firmware “voa” ou a fonte de alimentação falha. Então agora estamos emEquipamento elétrico Co. de Wenzhou Qiaonasen, LtdAo selecionar equipamentos para os clientes, sempre olhamos não para belos folhetos, mas para relatórios de testes em câmaras climáticas e análises reais de instalações semelhantes. Nosso sitehttps://www.qnasen.ruEmbora representemos uma empresa especializada em soluções para transmissão e distribuição de alta e baixa tensão, entendemos que o sistema de monitoramento não é um produto separado, mas sim parte da infraestrutura geral. Ele precisa ter interface com o SCADA existente e com sistemas automatizados de controle de processos.

A maior dor de cabeça é integrar dados de diferentes sistemas, principalmente se os equipamentos forem de anos de fabricação diferentes. Os transformadores antigos podem ter sensores analógicos, os novos podem ter saídas digitais. Você tem que usar gateways e conversores. E aqui surge frequentemente um problema com protocolos de troca. A IEC 61850 é boa, mas muitos sites ainda usam Modbus RTU. Os especialistas da nossa empresa muitas vezes têm que atuar como tais “integradores”, selecionando equipamentos compatíveis e ajudando a configurar a troca de dados.

Descargas parciais: diagnósticos sutis que exigem experiência

O monitoramento de descarga parcial (PD) é excelente. Caro e difícil de configurar, mas às vezes esta é a única maneira de detectar precocemente um defeito em desenvolvimento no isolamento. É importante compreender que registrar o fato de uma CR não é uma sentença de morte. É necessário determinar o tipo de descarga: interna, superficial, corona. Para fazer isso, analise a forma do pulso, a distribuição das fases e a conexão com a tensão da rede.

De alguma forma, instalamos um sistema permanente de monitoramento PD em um transformador de 110 kV. O fundo era elevado, mas estável. Seis meses depois, aglomerados característicos de impulsos apareceram em uma determinada fase de tensão. A análise mostrou sinais de descargas superficiais ao longo da barreira. Durante uma inspeção interna (quando o levaram para reparos), encontraram vestígios de rastros na superfície do isolamento sólido - entrada de umidade através de uma vedação com vazamento. Se não fosse o monitoramento constante, o defeito iria evoluir ainda mais, até uma avaria.

Mas aqui existem nuances para monitorar transformadores de potência. Fortes interferências de drives de tiristores ou equipamentos vizinhos podem “obstruir” completamente o sinal útil. Os transformadores de corrente de alta frequência (HFCTs) devem ser instalados com cuidado e algoritmos de filtragem complexos devem ser usados. Esta não é uma solução “caixa” - cada caso é individual.

Prática e economia: quando o monitoramento compensa e quando não compensa

A implementação do sistema é uma despesa de capital. Para justificá-los, não contamos em palavras. As principais economias são a prevenção de paradas de emergência e reparos dispendiosos. O custo de substituição ou revisão de um transformador de potência é várias vezes superior ao custo do sistema de monitoramento. Mas é preciso calcular exatamente: quais são os prejuízos com a falta de energia, quais são as multas, o custo da equipe de emergência, a logística.

O segundo ponto é a otimização da manutenção. Transição da manutenção de rotina “de acordo com o calendário?” à manutenção com base nas condições reais (TOFS). Isto economiza materiais, custos de mão de obra e, principalmente, em paradas desnecessárias de equipamentos. Por exemplo, se a análise de gás e umidade for estável, é seguro estender o intervalo de serviço de limpeza de óleo.

E o terceiro ponto, menos óbvio, é prolongar a vida útil. Competentemonitoramento de transformadores de potênciapermite controlar a carga sem permitir superaquecimento crítico e, assim, retardar o envelhecimento do isolamento. Este é um adiamento direto de investimentos de capital em novos equipamentos. Em nossos projetos sempre focamos a atenção do cliente nisso: isso não é um gasto, é um investimento em confiabilidade e diferimento de grandes custos.

Erros e conclusões: o que o trabalho de campo me ensinou

Nem tudo correu bem na prática. Houve um projeto onde colocamos sensores de vibração em um tanque de transformador, na esperança de melhorar a qualidademonitoramento de transformadores de potênciae diagnosticar a condição do circuito magnético nos estágios iniciais. As leituras dos aparelhos revelaram-se estranhas e instáveis ​​​​- dependiam muito do funcionamento dos ventiladores de refrigeração e até da direção do vento externo (a subestação era do tipo aberta). No final, não foi possível extrair informações úteis de diagnóstico e os recursos para compra e instalação de sensores foram desperdiçados. A conclusão desta situação é simples: nem todos os métodos diagnósticos são universais. A análise de vibrações funciona muito bem para máquinas rotativas, mas para transformadores a sua aplicação é muito limitada e requer a criação de condições ambientais ideais, o que raramente pode ser alcançado em objetos reais.

É uma história diferente com a transferência de dados. Economizamos no canal de comunicação e instalamos o rádio modem em uma área de terreno difícil. As perdas de pacotes atingiram 40%. Os dados vieram com lacunas, as tendências foram construídas de forma torta. Tivemos que refazer e colocar fibra óptica. Agora, esta é uma regra rígida: primeiro avalie a confiabilidade do canal de comunicação e depois escolha o hardware.

E a principal conclusão que talvez valha a pena tirar é que o sistema de monitoramento não toma decisões. Ela apenas dá informações. O elo principal é uma pessoa, um engenheiro, que analisa os dados resumidos, conhece a história de um determinado transformador, suas condições de operação e pode tirar uma conclusão equilibrada. Os sistemas automáticos para diagnosticar e gerar conclusões são bons, mas devem ser apenas um auxiliar e não um substituto de um especialista. Portanto, introduzindomonitoramento de transformadores de potência, é preciso treinar simultaneamente a equipe, explicar a física dos processos, e não apenas mostrar onde está o botão “gerar relatório” na tela. Sem isso, qualquer sistema, mesmo o mais caro, vira um brinquedo inútil.