Sistema de monitoramento on-line de cromatografia de óleo de transformador: como escolher? Análise abrangente do analisador on-line de gás dissolvido em óleo

O transformador é o equipamento central do sistema de energia, e seu estado de isolamento está diretamente relacionado à operação segura de toda a rede elétrica. O óleo isolante, como o meio de isolamento e resfriamento mais importante para transformadores imersos em óleo, se decompõe sob a ação prolongada de tensões térmicas e elétricas, gerando uma variedade de gases característicos de falhas. Por meio da análise contínua dos gases dissolvidos (DGA, Dissolved Gas Analysis) no óleo, é possível obter um alerta precoce preciso no estágio inicial do desenvolvimento da falha no transformador. O sistema de monitoramento on-line de cromatografia do óleo do transformador é o equipamento central para atingir esse objetivo e também é o principal suporte técnico para que o setor de energia passe da manutenção periódica para a manutenção de condições.

O que é a análise de gás dissolvido (DGA) em óleo de transformador? Por que ela é tão importante?

A DGA, ou seja, a análise de gás dissolvido no óleo, agora é reconhecida internacionalmente como um dos meios técnicos mais eficazes para determinar falhas internas em equipamentos de energia imersos em óleo. O princípio é o seguinte: quando há superaquecimento interno do transformador, descarga parcial ou descarga de arco e outras falhas, o óleo isolante e os materiais isolantes sólidos (como papel isolante e papelão) estarão no calor ou no papel de craqueamento da energia elétrica, gerando hidrogênio (H₂), monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO₂), metano (CH₄), etano (C₂H₆), etileno (C₂H₂) e outros gases. O gás que se dissolve no óleo isolante é o etano (C₂H₄), o etileno (C₂H₄), o acetileno (C₂H₂) e outras sete características principais da falha, o tipo e a concentração desses gases e a taxa de crescimento para determinar o tipo de falha, a localização e a gravidade da base importante.

A análise tradicional de cromatografia de óleo off-line requer amostragem manual, enviada ao laboratório para teste, e o ciclo é geralmente calculado em meses ou até trimestres. A deterioração do isolamento no interior do transformador pode se desenvolver drasticamente em poucos dias, e a cegueira de tempo da detecção off-line é muito fácil de causar subnotificação de falhas. O analisador on-line para gases dissolvidos no óleo elimina esse risco, pois é instalado diretamente no corpo do transformador e permite a detecção automática contínua dos gases característicos.

Que gases característicos são produzidos por diferentes tipos de falhas?

Falhas de descarga parcial de baixa energia produzem principalmente hidrogênio (H₂), e a presença de acetileno (C₂H₂) geralmente implica uma descarga de arco de alta energia, que é o sinal de alerta mais perigoso; falhas de superaquecimento de óleo são caracterizadas por metano (CH₄) e etileno (C₂H₄); e a deterioração ou superaquecimento de materiais isolantes sólidos é normalmente sinalizada por elevações anormais de monóxido de carbono (CO) e dióxido de carbono (CO₂). O dióxido de carbono (CO₂) é típico do envelhecimento ou superaquecimento de materiais isolantes sólidos. Com base nessa lei, as normas internacionais e nacionais, como a IEC 60599 e a GB/T 7252, estabeleceram métodos maduros de diagnóstico de falhas, como o método de três proporções e o método do triângulo de David, que fornecem uma base teórica para algoritmos de diagnóstico automatizado.

Qual é a diferença entre um sistema de monitoramento on-line de cromatografia de óleo de transformador e um analisador on-line de gases dissolvidos no óleo?

Na aplicação prática, esses dois conceitos são frequentemente misturados, mas há uma certa distinção em nível técnico. O analisador on-line de gás dissolvido em óleo (Online DGA Analyzer) geralmente se refere à conclusão da separação de óleo e gás, à detecção de componentes de gás e ao cálculo de concentração da unidade de instrumentação analítica central, enfatizando a capacidade de detecção do próprio instrumento analítico; enquanto o sistema de monitoramento on-line de cromatografia de óleo de transformador é um conceito de sistema mais completo, abrangendo o dispositivo de desgaseificação frontal e de separação de óleo e gás, a unidade de cromatografia, os módulos de aquisição e processamento de dados, a interface de comunicação, o software de monitoramento de fundo e o sistema especialista em falhas e um conjunto completo de subsistemas, sendo diretamente aplicável a subestações e assim por diante. O sistema de monitoramento on-line de cromatografia de óleo de transformador é um conceito de sistema mais completo, abrangendo o dispositivo de desgaseificação frontal e de separação de óleo/gás, a unidade de análise de cromatografia, o módulo de aquisição e processamento de dados, a interface de comunicação, o software de monitoramento de back-end e o sistema especializado de diagnóstico de falhas, etc., que é uma solução completa que pode ser aplicada diretamente à engenharia de campo da subestação.

Ao selecionar um modelo, é preciso deixar claro se você está comprando um analisador autônomo ou um sistema de monitoramento completo e integrado, o que determina os métodos subsequentes de instalação, integração, operação e manutenção.

Qual é o princípio de funcionamento do sistema de monitoramento on-line de cromatografia de óleo de transformador?

Um sistema típico de monitoramento on-line de cromatografia de óleo de transformador conclui um ciclo de análise automática de acordo com o seguinte processo:

Etapa 1: Circulação e coleta de amostras de óleo

O sistema é acionado pela bomba de óleo integrada para fazer circular o óleo isolante do corpo do transformador na tubulação fechada, para garantir que as amostras de óleo coletadas possam realmente representar o estado interno do óleo do transformador e para eliminar o erro causado pelas amostras de óleo da zona morta.

Etapa 2: Separação de óleo e gás (desgaseificação)

Esse é um dos elos mais críticos de toda a cadeia de análise. O sistema adota a desgaseificação por membrana permeável, a desgaseificação a vácuo ou o equilíbrio do headspace para separar o gás característico da falha dissolvido no óleo isolante e obter a amostra de gás misturado disponível para a análise da coluna. O desempenho do dispositivo de desgaseificação afeta diretamente a precisão e a repetibilidade dos resultados do teste e também é um dos elos em que o desempenho de produtos de diferentes fabricantes varia mais.

Etapa 3: Análise de cromatografia gasosa

A mistura de gás separada é alimentada na coluna de GC e transportada por um gás de arraste (geralmente nitrogênio de alta pureza ou um gerador de gás de arraste incorporado projetado sem cilindros), o que permite a separação precisa dos gases componentes na coluna, e a detecção quantitativa é realizada por um Detector de Condutividade Térmica (TCD) ou um Detector de Ionização por Chama de Hidrogênio (FID), que emite os valores numéricos da concentração de cada componente.

Etapa 4: Processamento de dados e solução de problemas

Os dados de concentração de gás coletados são submetidos à correção de temperatura, ao cálculo de calibração e à análise de tendências pelo processador incorporado, e o sistema especializado de diagnóstico de falhas incorporado é chamado para avaliar automaticamente o estado interno do transformador com base em algoritmos de padrão internacional, como o método de três proporções, o método do triângulo de David e as diretrizes da IEC 60599, além de emitir conclusões de diagnóstico e sinais de alerta.

Etapa 5: upload de dados e monitoramento remoto

Os resultados da análise são carregados para a plataforma de automação abrangente da subestação ou para a plataforma de operação e manutenção em nuvem por meio de RS-485, Ethernet, fibra óptica e outras interfaces e protocolos de comunicação, como IEC 61850 e Modbus RTU, que oferecem suporte à consulta de tendências históricas, transmissão remota de alarmes de sobrecarga e configuração remota de parâmetros, além de possibilitar o gerenciamento centralizado de equipamentos de implantação descentralizada.

Quais são as principais rotas técnicas para o monitoramento on-line da cromatografia do óleo do transformador?

Atualmente, no mercado, o analisador on-line de gás dissolvido em óleo de transformador adota principalmente as seguintes rotas técnicas, cada uma com suas próprias vantagens e desvantagens:

Cromatografia gasosa (GC)

A cromatografia gasosa é o principal método com a mais alta precisão e a detecção mais abrangente de componentes de gás, que pode detectar simultaneamente H₂, CO, CO₂, CH₄, C₂H₆, C₂H₄, C₂H₂, C₂H₂, os sete gases característicos de componente completo e micro-água, e é o método de referência recomendado para padrões como IEC 60599 e DL/T 722. O principal desafio é o fato de a estrutura do sistema ser relativamente complexa. Os principais desafios são a relativa complexidade do sistema, o longo tempo do ciclo de análise (normalmente de 40 minutos a várias horas) e os requisitos de instalação e manutenção.

Espectroscopia fotoacústica (PAS)

A espectrometria fotoacústica baseia-se na absorção de moléculas de gás em comprimentos de onda específicos de luz infravermelha para realizar a detecção, com um tempo de resposta rápido, sem necessidade de gás de arraste, estrutura compacta, etc., adequada para requisitos de alta frequência de monitoramento, necessidade de cenários de alerta rápido e alguns dos produtos podem abranger a detecção de gás de componente completo.

Método de sensor único de hidrogênio

O hidrogênio (H₂) é o gás de indicação de alerta precoce mais crítico para descargas parciais e falhas precoces de superaquecimento do óleo. O uso de sensores de membrana de paládio ou sensores de combustão catalítica para a detecção dedicada de hidrogênio no óleo, combinado com a detecção de microágua, constitui uma solução de monitoramento de DGA simplificada e de baixo custo para aplicações com orçamentos limitados ou como complemento ao monitoramento de componentes completos.

Espectroscopia de infravermelho com transformada de Fourier (FTIR)

O método FTIR tem a capacidade de detecção rápida e de amplo espectro, pode detectar simultaneamente uma variedade de componentes de gás, com alta precisão de medição, e é usado em alguns cenários de aplicação de ponta, mas o custo de toda a máquina é relativamente alto.

Em que devo me concentrar ao escolher um sistema de monitoramento on-line de cromatografia de óleo de transformador?

Diante da grande variedade de produtos de monitoramento on-line de cromatografia de óleo de transformador no mercado, as dimensões a seguir são as considerações centrais mais importantes que não devem ser ignoradas na decisão de seleção:

I. Detecção de cobertura de componentes de gás

Os tipos de gases que podem ser detectados pelo sistema selecionado precisam ser especificados. A cobertura dos sete gases característicos (H₂, CO, CO₂, CH₄, C₂H₆, C₂H₄, C₂H₂) de todo o componente é a base para uma solução completa de problemas. Alguns dos sistemas também suportam o monitoramento simultâneo do teor de traços de água (H₂O), o que permite uma avaliação adicional do envelhecimento e do teor de umidade do papelão isolante. Alguns sistemas também suportam o monitoramento simultâneo do teor de microágua (H₂O), que pode avaliar ainda mais o envelhecimento e a umidade do papelão isolante.

II. métodos de desgaseificação e precisão da detecção

A maturidade técnica do dispositivo de desgaseificação (separação óleo/gás) determina diretamente a confiabilidade dos dados de teste. O foco deve ser a compreensão do princípio técnico do método de desgaseificação do fabricante, a estabilidade da taxa de desgaseificação e se há algum risco de contaminação do óleo isolante do transformador por gás de arraste. O projeto sem cilindro e a estrutura de desgaseificação hermética são soluções mais aceitas nas aplicações de engenharia atuais.

III - Recursos do algoritmo de solução de problemas

Se o sistema especializado de diagnóstico de falhas incorporado ao sistema suporta os principais algoritmos de padrão internacional, como o método de três proporções e o método do Triângulo de David, e se ele tem as funções de analisar a taxa de produção de gás e prever a tendência, isso afeta diretamente o fato de os dados de monitoramento poderem ser efetivamente transformados na base para a tomada de decisões de manutenção, que é a incorporação do valor central do sistema.

IV. Protocolos de comunicação e recursos de integração de sistemas

A chave para a implementação do projeto é saber se o sistema é compatível com os protocolos de comunicação padrão IEC 61850 e se é possível fazer uma interface tranquila com as plataformas de automação de subestações da State Grid e da Southern Power Grid ou com o sistema integrado de monitoramento on-line. Ao mesmo tempo, é necessário prestar atenção se o sistema tem a capacidade de operação e manutenção remotas e de configuração de parâmetros, a fim de reduzir o custo de operação e manutenção posteriores.

V. Adaptabilidade e confiabilidade ambiental

As condições do local da subestação são complexas, e alguns projetos estão localizados em áreas de muito frio, alta temperatura, alta umidade ou alta altitude. Deve-se examinar a faixa de temperatura de operação do sistema, o nível de proteção, o projeto de interferência antieletromagnética e a operação sem problemas a longo prazo da verificação de engenharia, para evitar a seleção de desempenho de laboratório, mas a confiabilidade de campo do produto não é suficiente.

VI. facilidade de manutenção e custos de operação e manutenção

O foco deve estar na compreensão da carga de trabalho da manutenção diária do sistema, incluindo o consumo e o ciclo de substituição do gás de arraste, a frequência de substituição da coluna e se o método de calibração suporta a calibração automática remota. O projeto sem cilindro tem vantagens óbvias em termos de segurança e custos de O&M, pois não exige a substituição regular de cilindros de gás de alta pressão.

VII. qualificação do fabricante e experiência em engenharia

Devem ser selecionados fabricantes profissionais com qualificações de certificação relevantes no setor de energia e desempenho de operação em lote nos principais sistemas de energia, como o State Grid ou o Southern Power Grid, com ênfase no número de casos reais de engenharia, no número de anos de operação estável do dispositivo e na capacidade de responder aos serviços técnicos pós-venda.

Para quais equipamentos e cenários os sistemas de monitoramento on-line de cromatografia de óleo de transformador são adequados?

O sistema de monitoramento on-line de cromatografia de óleo de transformador é aplicável principalmente aos seguintes tipos de equipamentos de energia imersos em óleo:

No cenário da subestação, os transformadores principais de 110kV e acima, os transformadores UHV de 500kV e os importantes transformadores step-up de usinas de energia são os alvos prioritários de implementação; os transformadores principais com longa vida útil, registros históricos de anormalidades ou que realizam tarefas críticas de fornecimento de energia também são os principais alvos de aplicação do sistema de monitoramento on-line. Além disso, reatores imersos em óleo, transformadores e outros equipamentos cheios de óleo também podem ser incluídos no escopo do monitoramento.

Nos cenários de energia industrial, a metalurgia, a petroquímica, os data centers e outros setores que exigem alta continuidade do fornecimento de energia têm necessidades igualmente fortes de monitoramento on-line para seus transformadores críticos, a fim de evitar grandes perdas de produção devido a interrupções não planejadas do transformador.

Perguntas frequentes (FAQ)

A instalação de um sistema de monitoramento on-line de cromatografia de óleo de transformador requer uma queda de energia?

A maior parte do sistema de monitoramento on-line de cromatografia de óleo do transformador através da posição da válvula de óleo do corpo do transformador para instalar a interface de óleo para obter acesso on-line, pode ser concluída sob a premissa de instalação sem energia, não afeta a operação normal do transformador. Mas o programa de instalação específico, devido à variação da estrutura do transformador e das condições do local, recomenda-se que, antes do início do projeto, profissionais e técnicos realizem uma investigação no local para confirmar.

Por que há uma discrepância entre os dados de monitoramento on-line e os dados de teste de cromatografia de óleo em laboratório off-line?

As diferenças entre os dois se devem principalmente aos diferentes métodos de desgaseificação, aos diferentes tempos de coleta das amostras de óleo e à influência das mudanças de temperatura ambiente na solubilidade do gás. O monitoramento on-line enfatiza as mudanças de tendência em tempo real, enquanto a análise off-line no laboratório é mais precisa e, quando os dois são usados de forma complementar, o foco deve ser a tendência de crescimento da concentração de gás em vez do desvio absoluto de um único valor. Os padrões relevantes no país e no exterior também definiram claramente a faixa de erro dos dois métodos.

A detecção de acetileno no óleo do transformador significa perigo imediato?

O acetileno (C₂H₂) é um gás característico da descarga de arco de alta energia. O aparecimento dele mesmo é um importante sinal de alerta antecipado, mas o fato de ele constituir ou não um perigo imediato precisa ser combinado com o valor absoluto de sua concentração, a taxa de crescimento e a proporção de outros gases característicos para fazer um julgamento abrangente. Os profissionais devem se organizar desde o início para realizar um diagnóstico abrangente de acordo com a norma DL/T 722 e outras normas, em vez de tirar conclusões apenas com base no valor de um único gás.

O sistema de monitoramento on-line pode ter interface com o sistema de gerenciamento de equipamentos PMS?

Os sistemas que suportam a IEC 61850 ou a interface de banco de dados aberta podem ser integrados ao PMS (sistema de gerenciamento de produção), ao EAM (sistema de gerenciamento de ativos) e à plataforma de monitoramento on-line integrada da subestação. Recomenda-se confirmar com os fabricantes de equipamentos e com o departamento de tecnologia da informação no estágio de estabelecimento do projeto para garantir o desembarque tranquilo do processo de dados.

Com que frequência preciso fazer a manutenção do meu sistema de monitoramento on-line de cromatografia de óleo?

Os intervalos de manutenção variam de acordo com o projeto do sistema e a frequência de uso e, em geral, recomenda-se realizar a manutenção preventiva a cada seis meses a um ano, incluindo limpeza do circuito de óleo, verificação do status do filme de desgaseificação, calibração do zero do instrumento e autoteste do sistema. O projeto do sistema sem cilindro pode reduzir significativamente a carga de trabalho de manutenção diária e diminuir os custos de mão de obra de O&M.

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A INNOTD se concentra no campo da conscientização das condições dos equipamentos de energia e do monitoramento on-line, fornecendo produtos e soluções completos que abrangem o sistema de monitoramento on-line de cromatografia do óleo do transformador, o analisador on-line de gás dissolvido no óleo, o monitoramento on-line do isolamento das buchas e o monitoramento integrado de vários parâmetros. Se precisar de consultoria ou trocas técnicas para tipos específicos de transformadores, níveis de tensão e requisitos de integração de estações, visite nosso site ou entre em contato com nossa equipe técnica profissional para obter suporte.

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Isenção de responsabilidade: o conteúdo deste artigo destina-se apenas à referência do setor de energia elétrica e à popularidade do conhecimento técnico. O texto da descrição técnica, os cenários de aplicação e as recomendações de seleção baseiam-se no conhecimento geral do setor sobre a comparação e não constituem a base para o projeto ou a aquisição de soluções de engenharia específicas. A seleção do projeto real deve ser combinada com as condições do local, os parâmetros do equipamento e as normas técnicas relacionadas, por profissionais qualificados para avaliar e confirmar. O autor e o editor deste artigo não assumem responsabilidade legal por quaisquer consequências de decisões de engenharia decorrentes da referência ao conteúdo deste artigo.