¿Qué es la supervisión en línea de las descargas parciales de los transformadores? Principio de descarga parcial y detalles del método de detección

• Definición de localizaciónLa descarga parcial es un fenómeno de descarga que se produce en una zona localizada del sistema de aislamiento del transformador, pero no en todo el medio aislante. Es el primer signo de deterioro del aislamiento y, si no se controla, continuará desarrollándose hasta la rotura del aislamiento.
• Método de control en líneaSistema de monitorización en línea de la descarga parcial del transformador mediante la instalación del cuerpo del transformador en el sensor, 24 horas al día para capturar la descarga local generada por ultrasonidos, corriente de alta frecuencia y señales de ondas electromagnéticas de frecuencia ultra alta, para lograr una monitorización no intrusiva en tiempo real.
• Fusión multisensorUn solo sensor sólo puede captar bandas de frecuencia parciales de las señales de emisiones locales, los sistemas modernos de control de emisiones locales suelen utilizar una combinación de sensores de ultrasonidos + corriente de alta frecuencia + frecuencia ultraalta tres en uno, que cubren una gama más amplia de bandas de frecuencia de detección.
• cartografía de diagnósticoEl sistema convierte las señales de descarga parcial en perfiles 3D PRPD (Phase Resolved Partial Discharge Profile) y PRPS (Phase Resolved Pulse Sequence Profile), identificando el tipo y la gravedad de la descarga por las características del perfil.
• Instalación ininterrumpidaMontaje no intrusivo de los sensores: los sensores ultrasónicos se montan en el exterior del depósito del transformador y los sensores de corriente de alta frecuencia se montan en el cable de tierra, lo que elimina la necesidad de un corte de corriente.

1. Mecanismos de las descargas parciales

El sistema de aislamiento de un transformador se compone de diversos materiales, como aceite aislante, papel aislante y cartón aislante. En el proceso de fabricación pueden quedar pequeños espacios de aire o impurezas, y los materiales aislantes envejecerán gradualmente y producirán defectos durante el funcionamiento. Cuando la intensidad del campo eléctrico en estas zonas defectuosas supera la intensidad del campo de ruptura local, se produce una descarga parcial.

Aunque la energía de las descargas parciales es mucho menor que la de la rotura completa, cada descarga provoca pequeños daños irreversibles en el material aislante. Acumulados durante un largo periodo de tiempo, estos pequeños daños se expanden gradualmente y acaban provocando el fallo completo del sistema de aislamiento. Este proceso puede durar de meses a años, lo que deja muchas ventanas de alerta temprana para la supervisión en línea.

2. Tres métodos de detección del núcleo

3. Flujo de trabajo para el control de la liberación localizada

3.1 Adquisición de señales

El sensor recibe continuamente la señal de descarga local generada en el interior del transformador. El sistema admite la adquisición simultánea multicanal (normalmente 4 o 6 canales) y la tarjeta de adquisición de alta velocidad digitaliza la señal a una elevada frecuencia de muestreo para garantizar la captura de la forma de onda completa del impulso de descarga parcial.

3.2 Separación y filtrado de señales

En el entorno de las subestaciones hay una gran cantidad de interferencias electromagnéticas: señales de teléfonos móviles, walkie-talkies, transitorios de operaciones de conmutación, etc. pueden generar respuestas en los sensores. El sistema separa la señal de descarga local real de las interferencias ambientales mediante algoritmos de filtrado digital y reconocimiento de patrones, lo que constituye una de las principales dificultades técnicas del sistema de supervisión de líneas locales.

3.3 Generación de gráficos y diagnóstico

Las señales de descarga parcial separadas se cuentan en tres dimensiones: fase, amplitud y frecuencia de repetición para generar un mapa PRPD tridimensional. Los diferentes tipos de descargas (descargas internas, descargas superficiales, descargas corona, descargas en suspensión) tienen diferentes distribuciones de características en el mapa PRPD, y el algoritmo de diagnóstico determina los tipos de descargas en consecuencia.

3.4 Seguimiento de tendencias y alertas

El sistema realiza un seguimiento continuo de los cambios de tendencia en la amplitud, la frecuencia y el tipo de descarga, y emite automáticamente alertas para notificar al personal de O&M cuando los indicadores superan los umbrales establecidos o cuando la tendencia se acelera de forma anormal.

4. Valor de la vigilancia localizada

Las descargas parciales son la primera señal detectable de un fallo de aislamiento en un transformador. Mientras que la cromatografía de aceite detecta los productos químicos del fallo y la monitorización de la temperatura detecta los efectos térmicos del fallo, la monitorización de las descargas locales detecta directamente el evento de descarga en sí: es la señal más temprana en la línea de tiempo.

En el caso de los transformadores en los que los problemas de aislamiento constituyen el principal riesgo (por ejemplo, transformadores antiguos o sometidos a frecuentes descargas de sobretensión), la monitorización local de descargas proporciona la alerta temprana más sensible. Las descargas pueden ser bastante graves para cuando el acetileno se detecta mediante cromatografía de aceite, y el control local de descargas puede captar señales en la fase embrionaria de una descarga.

5. Preguntas más frecuentes

5.1 P. ¿Qué es más importante, el control local de las emisiones o el control por cromatografía de aceite?

R: Los dos cubren dimensiones de falla diferentes y no son intercambiables. La descarga local examina directamente el evento de descarga, mientras que la cromatografía de aceite examina los productos gaseosos producidos por la avería. En los fallos de descarga debidos a defectos de aislamiento, la descarga local se detecta antes; en los fallos de sobrecalentamiento, la cromatografía de aceite es más eficaz. La solución ideal es utilizar ambos métodos a la vez.

5.2 P. ¿Existe un alto índice de falsas alarmas en la vigilancia local por radio?

R: Los primeros sistemas de vigilancia por radio local tenían el problema de la elevada tasa de falsas alarmas, debido principalmente al complejo entorno electromagnético y a las numerosas señales de interferencia existentes en el lugar. Con el desarrollo de la tecnología de filtrado digital y reconocimiento de patrones, la capacidad de supresión de interferencias de los sistemas modernos ha mejorado considerablemente. La validación cruzada multisensor también ayuda a reducir la tasa de falsas alarmas.

5.3 P. ¿Deben utilizarse las tres pruebas al mismo tiempo?

R: No necesariamente. La combinación de dos sensores de ultrasonidos + corriente de alta frecuencia ya puede satisfacer las necesidades de la mayoría de los escenarios. El método UHF tiene una mayor capacidad antiinterferente, pero su instalación es más compleja y suele utilizarse en transformadores críticos o en emplazamientos con entornos electromagnéticos especialmente complejos. La combinación de sensores puede seleccionarse en función de las necesidades reales del transformador y de las condiciones del emplazamiento.

5.4 P: ¿La instalación de sensores de descarga locales requiere un corte del transformador?

R: Los sensores ultrasónicos y los sensores de corriente de alta frecuencia pueden instalarse sin corte de corriente. El sensor ultrasónico se monta directamente en la pared del tanque, el sensor de corriente de alta frecuencia se puede montar en el cable de tierra. Los sensores incorporados de alta frecuencia extra deben preinstalarse en la fabricación del transformador o instalarse durante el mantenimiento en caso de corte del suministro eléctrico.

5.5 P: ¿Cómo se lee un mapa local de vertidos? ¿Cómo puedo saber de qué tipo de vertido se trata?

R: El eje horizontal del diagrama PRPD es la fase de la frecuencia industrial, el eje vertical es la amplitud de la descarga y los colores representan la frecuencia de la descarga. Las descargas internas suelen aparecer en el primer y tercer cuadrante de la fase, las descargas a lo largo de la superficie están más repartidas y las descargas en corona se concentran cerca del pico de tensión. El software de diagnóstico etiqueta automáticamente el tipo de descarga, y el personal de O&M también puede emitir juicios empíricos a través de la morfología de los gráficos.

6. Recomendaciones para la selección

6.1 Se recomienda equipar el transformador principal de 220 kV y superior con un programa tres en uno de ultrasonidos + corriente de alta frecuencia + UHF.

6.2 Para los transformadores de distribución general existen soluciones de sensores ultrasónicos individuales, que son menos costosas y más fáciles de instalar.

6.3 Elija un sistema con capacidad de diagnóstico por fusión de varios sensores en lugar de limitarse a mostrar los datos de varios sensores uno al lado del otro.

Descargo de responsabilidad: El contenido de este artículo es sólo para intercambios técnicos y referencia, y no constituye ninguna forma de compromiso de adquisición u oferta de contrato. Los parámetros técnicos del producto, la configuración y el precio del contrato real y el acuerdo técnico prevalecerán. Los datos técnicos y casos implicados en este artículo proceden de información pública y prácticas de ingeniería, si se actualizan sin previo aviso.

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