¿Cómo evaluar el valor de la monitorización en línea de los pasamuros de los transformadores? Pérdida por dieléctrica, capacitancia y tendencias a largo plazo

• El valor de la monitorización en línea de los pasamuros de los transformadores radica en la observación continua de la pérdida por dieléctrico, la capacitancia, la corriente de fuga y las diferencias entre fases.
• A la hora de seleccionar un proyecto, hay que prestar atención a la estabilidad de las mediciones, la compatibilidad de las conexiones de la pantalla final, las curvas de fondo y el historial.
• Los datos sobre el estado de las tuberías de revestimiento deben compararse a largo plazo para que se pueda apreciar el valor de la monitorización en línea.
• Una vez que los datos del revestimiento se han incorporado a la plataforma, resulta más cómodo consultarlos junto con el resto de parámetros de estado del transformador principal.

Los bujes son componentes aislantes fundamentales de los transformadores. El sistema de monitorización en línea, al registrar de forma continua la pérdida dieléctrica, la capacitancia y la corriente de fuga, facilita la observación a largo plazo de los cambios en el estado de los bujes.

1. ¿Qué parámetros se tienen en cuenta principalmente en la monitorización en línea de los revestimientos?

Los parámetros principales incluyen la pérdida por dieléctrico, la capacitancia, la corriente de fuga y la información de fase; además, si es necesario, se puede realizar una comparación entre fases.

1.1 ¿Qué indican los datos de pérdida por disipación?

La pérdida dieléctrica refleja las variaciones en la pérdida de aislamiento y es un indicador importante para evaluar el estado de los casquillos.

1.2 ¿Por qué es importante prestar atención a las variaciones de la capacidad eléctrica?

Las variaciones en la capacitancia pueden reflejar alteraciones en la estructura del manguito o en el estado del aislamiento.

2. ¿Qué condiciones in situ hay que tener en cuenta a la hora de seleccionar un sistema de monitorización en línea de revestimientos?

Hay que prestar atención al cableado del último panel, al espacio de instalación, al método de salida de señales, a las condiciones de comunicación y al acceso al servidor.

2.1 ¿Por qué es importante el cableado de la pantalla final?

La calidad de la señal de la pantalla final afecta a la estabilidad de las mediciones de la pérdida dieléctrica y la capacitancia.

2.2 ¿Qué consecuencias tiene la falta de espacio de instalación?

La falta de espacio para la instalación aumenta la dificultad de la puesta en marcha y el mantenimiento posterior.

3. ¿Por qué es importante analizar la tendencia a largo plazo de los datos sobre tubos de revestimiento?

Las tendencias a largo plazo permiten apreciar si los datos varían lentamente y también reducen el riesgo de errores de interpretación provocados por fluctuaciones puntuales.

3.1 ¿Cómo se obtienen los datos de referencia?

La línea de referencia se obtiene a partir de los datos de monitorización continua recopilados durante la fase de funcionamiento estable del equipo.

3.2 ¿Qué utilidad tiene la comparación entre fases?

La comparación entre fases permite detectar si una fase se desvía del nivel habitual de su categoría.

4. ¿Cómo se integran los datos de monitorización de los tubos de revestimiento en la plataforma del transformador principal?

Una vez introducidos los datos de los tubos de revestimiento en la plataforma, se pueden consultar junto con los datos de cromatografía de aceite y de descargas parciales, entre otros. Dispositivo de monitorización en línea de la capacitancia y la pérdida dieléctrica de los manguitos Permite que los datos pertinentes se incorporen a un sistema centralizado, lo que facilita su consulta y mantenimiento a largo plazo.

4.1 ¿Qué campos deben aparecer en la página del panel de administración?

Debe mostrarse la ubicación del equipo, la fase, la pérdida en dieléctrico, la capacitancia, la corriente de fuga y la fecha de actualización.

4.2 ¿Es necesario consultar las curvas históricas por fase?

Es necesario. Es más fácil detectar las diferencias si se consultan por tipo de fase.

5. ¿Qué hay que tener en cuenta a la hora de instalar un sistema de monitorización de revestimientos?

Se debe comprobar el cableado del terminal, la instalación de los sensores, la conexión a tierra del apantallamiento y la puesta a punto conjunta de las comunicaciones.

5.1 ¿Por qué es importante la conexión a tierra del blindaje?

Un buen apantallamiento contribuye a mejorar la estabilidad de la señal.

5.2 ¿Qué datos hay que tener en cuenta durante la fase de puesta a punto?

Comprueba los valores en tiempo real, la correspondencia entre fases, la continuidad de las curvas y los registros en segundo plano.

6. ¿Cómo se pueden aprovechar los datos en línea del revestimiento en el mantenimiento posterior?

Posteriormente, la gestión del estado se puede llevar a cabo mediante tendencias, diferencias entre periodos, historiales y perfiles de los equipos.

6.1 ¿Qué hacer si las diferencias entre fases siguen aumentando?

Es necesario realizar un análisis más detallado teniendo en cuenta las condiciones in situ y otros datos de monitorización.

6.2 ¿Qué ventajas ofrece el expediente del equipo?

El expediente del equipo permite establecer una correspondencia clara entre los datos de los tubos de revestimiento y el transformador principal concreto, la fase y la ubicación.

Si necesita revisar la configuración de la monitorización en línea para subestaciones, transformadores, sistemas GIS, cuadros de distribución y otros entornos, puede ponerse en contacto con Innotongda para obtener asistencia técnica. Línea de atención al cliente: 13959168359 (el mismo número en WeChat).

Aviso legal: El presente documento tiene únicamente fines de intercambio técnico y de referencia, y no debe utilizarse como base para la intervención in situ, la modificación de equipos o la evaluación de la seguridad operativa. Las soluciones y los parámetros concretos deben ajustarse a las condiciones específicas de la obra y a la documentación técnica oficial.