Sistema de monitoramento on-line de microágua em óleo de transformador: tecnologia, dados e diagnósticos

No sistema de isolamento de um transformador de potência, o óleo isolante e o papel isolante (celulose) formam o isolamento composto de óleo e papel. A água (H₂O) é uma das impurezas mais perigosas desse sistema, e o monitoramento preciso de seu conteúdo é um aspecto fundamental da avaliação da saúde do transformador, da prevenção de acidentes com avarias no isolamento e do prolongamento da vida útil do equipamento. O sistema de monitoramento on-line de microágua no óleo do transformador é a principal tecnologia de manutenção preventiva (PdM) para atingir esse objetivo.

Parte I: Mecanismo perigoso da umidade no sistema de isolamento de papel-óleo

O dano causado pela umidade ao sistema de isolamento do transformador é multifacetado, sendo que os principais riscos são o envelhecimento acelerado do isolamento e a redução da resistência do isolamento.

1. Envelhecimento acelerado de isolamento sólido (papel de isolamento): A água é o principal catalisador da reação de hidrólise da celulose. Cada quebra da cadeia molecular da celulose consome uma molécula de água. Quanto maior for o teor de umidade, mais rápida será a taxa de reação de hidrólise, resultando em uma diminuição acentuada do grau de polimerização (DP) do papel isolante, uma diminuição da resistência mecânica e, por fim, fragilidade e falha.

2. Reduz a tensão de ruptura do óleo isolante: A água dissolvida no óleo tem um pequeno efeito na tensão de ruptura, mas quando a água atinge a saturação e existe na forma de água livre (minúsculas gotículas de água), a tensão de ruptura do óleo cairá significativamente. Sob a ação do campo elétrico, as gotículas de água serão polarizadas e alongadas, e é muito fácil formar um caminho condutor, desencadeando a quebra.

3. Descarga parcial induzida (PD): A umidade reduz o início da tensão de descarga dos materiais isolantes. Especialmente na interface óleo-papel e nos pequenos espaços de ar do isolamento, a presença de umidade aumenta significativamente o risco de descargas parciais.

4. “Risco de ”efeito bolha": Quando a carga do transformador é aumentada repentinamente ou a temperatura sobe muito, a água no papel isolante evapora rapidamente, mas não pode ser dissolvida no óleo a tempo, resultando na formação de bolhas de gás na superfície do enrolamento. A rigidez dielétrica do gás é muito menor do que a do óleo, e essas bolhas são altamente suscetíveis à ruptura sob o campo elétrico em operação, o que pode levar a curtos-circuitos catastróficos entre as voltas ou entre as camadas.

Parte II: Fontes de umidade no interior do transformador

• Resíduos de fabricação: Tratamento incompleto de secagem a vácuo do corpo do transformador, resultando na permanência de umidade inicial no material isolante.

• Intrusão externa: Má vedação (por exemplo, envelhecimento de buchas, gaxetas), absorção de umidade no respiro, injeção de óleo não qualificada ou processos de filtragem de óleo, o que faz com que a umidade do ar entre no interior do transformador.

• Gerado internamente: No processo normal de envelhecimento do papel isolante, a quebra de sua cadeia molecular de celulose será gerada em subprodutos de moléculas de água. Esse é um processo de envelhecimento autoacelerado.

Parte III: Princípio de funcionamento e composição do sistema de monitoramento on-line

O sistema de monitoramento on-line de micro-água permite a medição contínua do teor de umidade no óleo isolante por meio da instalação de uma sonda de detecção no circuito de óleo do transformador.

1. Unidade de Sensoriamento e Medição (Principal):

   • Princípios técnicos: amplamente utilizadoSensor capacitivo de película fina (TFS). No centro do sensor há um filme de polímero cuja constante dielétrica muda com o número de moléculas de água absorvidas, causando uma alteração no valor da capacitância. Ao medir a alteração no valor da capacitância, os parâmetros da água no óleo podem ser calculados com precisão.

   • Método de montagem: Geralmente, é montado no dreno de óleo ou na válvula de reserva do corpo do transformador por meio de uma válvula de esfera e a sonda é imersa diretamente no óleo. Para garantir medições representativas, é preferível instalá-la em uma posição que reflita a circulação principal do óleo (por exemplo, linhas de entrada e saída do resfriador).

2. Unidade de aquisição e transmissão de dados:

   • Converte a saída do sinal capacitivo do sensor em um sinal digital ou analógico padronizado.

   • Sensor de temperatura integrado para compensar a temperatura das medições de umidade e fornecer leituras mais precisas.

   • Normalmente integrado com a sonda de detecção em uma estrutura integrada.

3. Unidade de comunicação e exibição:

   • Fornece função de exibição digital local, facilitando a leitura dos dados pelos inspetores do local.

   • Os dados são transmitidos para o sistema de monitoramento de back-office da subestação (SCADA) ou para um servidor de dados dedicado via RS-485 (protocolo Modbus) ou saída analógica de 4-20 mA.

Parte IV: Interpretação dos principais indicadores de monitoramento: ppm vs. atividade de água (aw)

Os sistemas de monitoramento on-line normalmente fornecem dois indicadores principais e é fundamental entender a diferença entre eles.

• Teor de umidade absoluta (ppm - partes por milhão).

  • Definição: Relação de massa, que indica quantos miligramas de água estão contidos em cada quilograma de óleo isolante (mg/kg).

  • Limitações: É umAltamente dependente da temperaturaOs parâmetros. Sob a condição de que a quantidade total de umidade permaneça inalterada, quando a temperatura do óleo aumenta, a solubilidade do óleo para a água aumenta, e a umidade no papel isolante migrará para o óleo, resultando em um valor de ppm mais alto no óleo; ao contrário, quando a temperatura do óleo é reduzida, o valor de ppm no óleo diminui. Portanto, o simples valor de ppm não pode refletir com precisão o grau de umidade no isolamento sólido.

• Atividade de água (aw - Atividade de água) ou Saturação relativa (%RS).

  • Definição: aw = P / P₀, em que P é a pressão de vapor da água no óleo e P₀ é a pressão de vapor de saturação da água pura na mesma temperatura. Indica a tendência ou a “vivacidade” da água no óleo para escapar, variando de 0 (completamente seco) a 1 (saturado).%RS = aw × 100%.

  • Vantagens: A atividade da água éParâmetro de estado de equilíbrio que caracteriza a umidade em sistemas de isolamento de papel-óleoA atividade do óleo é igual à atividade do papel quando o equilíbrio entre óleo e papel é atingido. No equilíbrio de umidade entre óleo e papel, a atividade de umidade do óleo é igual à do papel. aw é um reflexo direto da pressão de “umedecimento” da umidade no isolamento sólido e independe das mudanças de temperatura.Portanto, a atividade de água (aw) é um indicador mais fundamental e confiável para saber se o isolamento sólido está exposto à umidade.

Parte V: Parâmetros técnicos típicos

Parte VI: Perguntas frequentes (FAQ)

Q1: Como os dados de monitoramento on-line podem ser usados para determinar o status do isolamento de um transformador?
Resposta: Deve se concentrar emAtividade de água (aw)和Tendências de dados。

• aw < 0,2: O isolamento está seco e em boas condições.

• 0,2 ≤ aw < 0,4: Uma leve umidade no isolamento precisa de atenção, combinada com dados de cromatografia de óleo para fazer um julgamento abrangente.

• aw ≥ 0,4: O isolamento é seriamente afetado pela umidade e há o risco de um “efeito bolha”, que deve ser planejado para secagem.

• Análise de tendências: Um valor estável de aw durante um longo período de tempo indica uma boa vedação. Se o valor aw apresentar uma tendência de aumento constante e lento, isso pode indicar que o isolamento está se deteriorando ou que há entrada lenta de umidade externa. Se o valor aw flutuar drasticamente com a temperatura, isso também indica que o isolamento sólido contém um alto nível de umidade.

P2: É necessário que haja uma queda de energia para instalar um dispositivo de monitoramento on-line de microágua?
Resposta: Normalmente não é necessário. A unidade foi projetada para instalação sob pressão. Usando uma válvula de esfera especial de alta pressão, ela pode ser instalada com segurança na válvula de um transformador em operação. Todo o processo de instalação não afeta a operação normal do transformador.

P3: Por que há uma diferença entre o valor de ppm do monitoramento on-line e o valor de ppm do ensaio de laboratório?
Resposta: As diferenças decorrem principalmente deDiferentes temperaturas durante a amostragem e a medição. A temperatura da amostra de óleo foi alterada para a temperatura ambiente antes do ensaio laboratorial, enquanto o monitoramento on-line é medido na temperatura do óleo em tempo real. Como o valor de ppm é sensível à temperatura, os dois valores geralmente não são comparáveis. A atividade de umidade (aw), por outro lado, é muito pouco afetada pela temperatura de equilíbrio, de modo que os valores de aw on-line devem estar mais de acordo com os valores de aw de laboratório.

Q4: O sistema pode substituir completamente o teste de óleo off-line tradicional?
Resposta: Não são um substituto completo, mas complementam um ao outro. O monitoramento on-line forneceDados e tendências contínuosIsso não é possível com testes off-line e é essencial para a detecção oportuna de anomalias e análise de tendências. Por outro lado, os testes periódicos de óleo em laboratório (por exemplo, cromatografia de óleo DGA, teste de tensão de ruptura etc.) fornecem informações mais abrangentes sobre a qualidade do óleo. A prática recomendada é combinar dados de monitoramento on-line com resultados laboratoriais periódicos para formar uma avaliação abrangente e tridimensional da condição do transformador.