5 soluções recomendadas para o monitoramento da temperatura de transformadores imersos em óleo

1. termômetro mecânico de nível de óleo/enrolamento (OTI/WTI)

Os termômetros mecânicos são os dispositivos de monitoramento mais amplamente utilizados na história dos transformadores imersos em óleo e geralmente existem como equipamento padrão de fábrica. Seu princípio de operação não depende da eletrônica, mas baseia-se na expansão e contração térmica física.

Princípios e limitações técnicas

O termômetro de nível de óleo (OTI) aciona o ponteiro pela expansão do fluido no pacote sensível à temperatura. O termômetro de enrolamento (WTI) é, na verdade, um “simulador térmico”. Ele é baseado no OTI e recebe uma corrente de carga de um transformador de corrente (CT), que aciona um resistor de aquecimento dentro do instrumento. A temperatura exibida pelo medidor não é a temperatura do enrolamento medida diretamente, mas um valor calculado de “temperatura do óleo superior + aumento de temperatura simulado”.

Por que essa abordagem é estendida na grade moderna? Isso ocorre porque ele foi projetado com base em um modelo térmico ideal. Quando ocorrer um bloqueio do circuito de óleo e uma dissipação de calor local deficiente devido ao acúmulo de poeira no radiador dentro do transformador, o modelo de simulação térmica será invalidado, e os valores normais exibidos pelo medidor poderão mascarar a falha real de superaquecimento interno.

2. monitoramento eletrônico do RTD de platina Pt100

Com a popularidade dos sistemas SCADA que exigem transmissão analógica para o backend, os sensores Pt100 estão começando a ser amplamente utilizados. Usando a característica de mudança linear na resistência do metal de platina sob mudança de temperatura, a temperatura é convertida em um sinal elétrico.

Desafios no ambiente eletromagnético

Apesar da alta precisão do Pt100, no ambiente de altos campos eletromagnéticos de um transformador imerso em óleo, o sensor de condutor metálico se torna uma antena receptora de sinais interferentes. Apesar do uso de fios blindados, campos magnéticos fortes podem fazer com que o sinal salte. Um problema ainda mais sério é o isolamento. Colocar uma sonda metálica no fundo de um enrolamento de alta tensão de várias centenas de quilovolts exige um nível extremamente alto de tratamento de isolamento, e qualquer defeito de isolamento pode levar a um acidente de colapso, de modo que o Pt100 normalmente só pode ser montado em zonas de baixo potencial ou na parede do tanque de óleo.

3. termografia por infravermelho

A tecnologia de infravermelho utiliza a lei de Stefan-Boltzmann para capturar a distribuição da radiação infravermelha na superfície de um objeto. Ela é categorizada em patrulha portátil e monitoramento on-line de janelas.

A divisão entre a superfície e o interior

A carcaça do transformador está a apenas 50 °C. Os enrolamentos internos poderiam ter atingido 90 °C? A resposta é sim. A maior deficiência da tecnologia de infravermelho é que ela não consegue penetrar no metal. Os transformadores imersos em óleo têm tanques de metal totalmente fechados que bloqueiam completamente a radiação interna. A câmera de infravermelho só pode ser usada para detectar juntas soltas da carcaça, bloqueio do dissipador de calor ou superaquecimento por correntes parasitas do tanque e outros defeitos externos; para a decisão sobre a vida útil dos indicadores do núcleo do transformador - “temperatura do ponto quente do enrolamento” -, a tecnologia de infravermelho não pode ajudar.

4. onda acústica de superfície passiva sem fio (SAW)

A tecnologia SAW tenta resolver o problema do isolamento de alta tensão. O sensor é passivo e transmite dados de temperatura ao gerar um eco do sinal de RF recebido do leitor.

Problemas com o efeito da gaiola de Faraday

O tanque de óleo do transformador é uma gaiola de Faraday perfeita, que tem um efeito de blindagem extremamente forte nos sinais de RF sem fio. Embora isso possa ser resolvido com a adição de uma antena dentro do tanque, a estrutura complexa do núcleo e do clipe dentro do transformador e o meio de óleo do transformador produzirão efeitos de múltiplos caminhos e atenuação dos sinais de micro-ondas. Além disso, o espectro de ondas eletromagnéticas gerado por descargas parciais no interior do transformador pode cobrir a banda de frequência de operação da SAW, resultando em uma diminuição acentuada da relação sinal-ruído e em séria perda de pacotes de dados.

5. sistema de medição de temperatura por fibra óptica fluorescente (recomendado)

Atualmente, a tecnologia de medição de temperatura por fibra óptica fluorescente é capaz de penetrar com segurança no núcleo do transformador imerso em óleo para obter a “medição direta dos pontos quentes do enrolamento”. Ela se baseia no princípio de vida pós-brilho do material fluorescente de terras raras, não tem nada a ver com a intensidade da luz, apenas com a temperatura.

Como manter a estabilidade do monitoramento por 30 anos em um ambiente extremo de alta pressão, forte campo magnético e corrosão química?

• Isolamento intrinsecamente seguro: A fibra óptica é feita de quartzo (SiO2), que é intrinsecamente isolante e tem excelente resistência à fuga. Ela pode ser pré-embutida diretamente entre os enrolamentos de alta tensão de transformadores de 110kV ou até mesmo de 500kV, sem medo de rompimento do isolamento.
• Imunidade eletromagnética: A transmissão do sinal óptico não é afetada por nenhuma interferência eletromagnética (EMI/RFI) e os dados de temperatura são sempre estáveis e confiáveis, independentemente de o transformador estar sujeito a choques de curto-circuito ou sobretensões de raios.
• Resistente à corrosão por óleo: A sonda de fibra óptica com revestimento especial de Teflon (PTFE) ou PEEK é resistente à imersão prolongada no óleo do transformador, não envelhece, não contamina o óleo e foi projetada para ter uma vida útil sincronizada com a do corpo do transformador.
• Sem calibração: A vida útil da fluorescência é uma propriedade física do material que não se desvia com o tempo, não exigindo recalibração para a vida útil e manutenção mínima.

Comparação detalhada dos parâmetros técnicos dos cinco programas de monitoramento

É possível determinar a integridade de um transformador baseando-se apenas na temperatura superior do óleo?

Obviamente, não. De acordo com a norma IEC 60076-7, a taxa de envelhecimento de um transformador é determinada principalmente pela temperatura do ponto mais quente do enrolamento. Há uma diferença de temperatura entre a temperatura superior do óleo e o ponto quente do enrolamento, e essa diferença de temperatura varia de forma não linear com a carga. Monitorar apenas a temperatura do óleo é como um médico que mede a temperatura do corpo sem examinar a tomografia computadorizada, pois é muito fácil não perceber o diagnóstico de focos de superaquecimento localizados internamente.

Por que o monitoramento de “pontos quentes” é a chave para melhorar a capacidade de carga do transformador?

Muitos transformadores operam em sua capacidade nominal de 60%-70% por longos períodos de tempo, resultando em enormes ativos ociosos. Isso ocorre porque a equipe de operação e manutenção não consegue captar com precisão a verdadeira temperatura interna e não se atreve a aumentar a carga. Se for instalado um sistema de medição de temperatura por fibra óptica fluorescente, que possa ver os dados reais do ponto de acesso de 95°C ou 105°C em tempo real, o pessoal de operação e manutenção poderá realizar com ousadia o aumento dinâmico da capacidade dentro da faixa de segurança, explorar o potencial do equipamento e criar benefícios econômicos diretos.

Perguntas frequentes (FAQ)