Sistema abrangente de monitoramento on-line para isolamento de transformadores: do parâmetro único ao diagnóstico multidimensional

O transformador de potência é um dos equipamentos mais valiosos e críticos da rede elétrica. O estado de saúde de seu sistema de isolamento interno determina diretamente a vida útil do transformador e a confiabilidade do fornecimento de energia da rede. O sistema de monitoramento on-line integrado do isolamento do transformador é uma tecnologia avançada de avaliação de condições, por meio da integração de uma variedade de tecnologias de detecção, os principais parâmetros que afetam o desempenho do isolamento para monitoramento e análise contínuos e em tempo real, para passar da “manutenção passiva” para a “manutenção preditiva ativa”. Ele realiza uma mudança fundamental da "manutenção passiva" para a "manutenção preditiva ativa".

Parte I: Complexidade e modos de falha dos sistemas de isolamento de transformadores

O sistema de isolamento de um transformador é um sistema composto orgânico que consiste em óleo isolante, papel/placa isolante de celulose e buchas de alta tensão. Seu desempenho está sujeito à deterioração gradual devido aos efeitos combinados de tensões elétricas, térmicas, químicas e mecânicas.

Modo de falha primária:

• Envelhecimento térmico: A operação prolongada em altas temperaturas leva a uma diminuição do grau de polimerização (DP) do papel isolante e a uma redução da resistência mecânica.

• Envelhecimento elétrico: Sob a ação de fortes campos elétricos, ocorrem descargas parciais (DP) no meio isolante, destruindo gradualmente a estrutura isolante.

• Envelhecimento químico: A umidade, o oxigênio e a alta temperatura trabalham juntos para catalisar a oxidação e a hidrólise de óleos isolantes e papéis isolantes.

• Danos mecânicos: Choques de corrente de curto-circuito, vibrações, etc. levam à deformação dos enrolamentos e ao deslocamento do isolamento.

Um único parâmetro de monitoramento geralmente reflete apenas um aspecto da condição do isolamento. Portanto, uma estratégia de monitoramento integrado multiparâmetro e multidimensional deve ser usada para fazer uma avaliação precisa da saúde geral do transformador.

Parte II: Principais tecnologias de monitoramento e parâmetros-chave

Um sistema abrangente de monitoramento do isolamento do transformador normalmente integra várias tecnologias principais:

1. Análise on-line de gases dissolvidos em óleo (DGA on-line)

• Significado diagnóstico: Ele é conhecido como o “exame de sangue” do transformador. Quando ocorre uma falha de superaquecimento ou descarga em um transformador, o óleo isolante e o papel isolante se decompõem e produzem tipos específicos de gases. Ao analisar a composição e a taxa de geração desses gases, o tipo e a gravidade da falha podem ser determinados com precisão.

• Principais gases de monitoramento:

  • Hidrogênio (H₂). O gás de assinatura para descargas localizadas.

  • Metano (CH₄), etano (C₂H₆), etileno (C₂H₄). Correspondem a falhas de superaquecimento de baixa, média e alta temperatura, respectivamente.

  • Acetileno (C₂H₂). O único gás característico de uma descarga de arco de alta energia é o sinal mais perigoso.

  • Monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO₂). Reflete principalmente o envelhecimento e o superaquecimento do isolamento sólido (papel isolante).

2. Monitoramento on-line de micro-água em óleo (Monitoramento de umidade on-line)

• Significado diagnóstico: A umidade é o principal catalisador da deterioração acelerada do isolamento e reduz significativamente a resistência do isolamento. O monitoramento on-line permite o acompanhamento em tempo real do equilíbrio dinâmico da umidade dentro do sistema de isolamento.

• Principais parâmetros de monitoramento:

  • Atividade de água (aw): Refletindo diretamente o grau de umidade no isolamento sólido, é uma avaliação mais confiável do que o teor de umidade absoluto (ppm). Valores altos de aw (por exemplo, > 0,4) indicam um sério risco de “efeito bolha”.

  • Teor de umidade absoluta (ppm): Ajuda a determinar o estado do óleo, mas seu valor é drasticamente afetado pela temperatura.

3. Monitoramento on-line de descargas parciais (Monitoramento de descarga parcial on-line)

• Significado diagnóstico: É considerada uma detecção precoce de “células cancerígenas” dentro do sistema de isolamento. As descargas parciais são uma das principais causas do eventual rompimento do isolamento. O monitoramento on-line é capaz de capturar sinais de descarga em um estágio inicial, quando ainda estão fracos.

• Principais técnicas de monitoramento:

  • Método de frequência ultra-alta (UHF): Os sensores de antena UHF são instalados no tanque do transformador para receber os sinais de ondas eletromagnéticas gerados pela descarga. Ele tem alta sensibilidade, forte resistência à interferência externa e pode localizar a fonte de descarga.

  • Acústico: Um sensor acústico é montado na parede da caixa para receber o sinal ultrassônico gerado pela descarga. Ele é usado principalmente para o posicionamento preciso da fonte de descarga.

  • Método de corrente de alta frequência (HFCT): Os transformadores de corrente de alta frequência são instalados em buchas de alta tensão, neutros ou linhas de aterramento para detectar as correntes de impulso geradas pelas descargas.

4. Monitoramento on-line da carcaça de alta tensão (Monitoramento on-line de buchas)

• Significado diagnóstico: A bucha de alta tensão é o componente isolante externo mais vulnerável de um transformador e um dos componentes com maior índice de falhas. Os danos em seu isolamento costumam ser repentinos.

• Principais parâmetros de monitoramento:

  • Fator de perda dielétrica (tanδ): Muito sensível à umidade, sujeira e defeitos internos no isolamento. O aumento significativo do tanδ é uma indicação importante da deterioração do isolamento.

  • Capacitância (C1): A alteração na capacitância reflete a presença ou ausência de defeitos graves no isolamento principal do invólucro, como curtos-circuitos entre curvas.

  • Análise de corrente de fuga: Ao analisar a corrente de fuga que flui da tela final do invólucro para o aterramento, é possível calcular tanδ e a capacitância.

Parte III: Arquitetura do sistema e diagnósticos de fusão de dados

Um sistema moderno de monitoramento de isolamento não é apenas uma simples pilha de sensores, mas um sistema inteligente em camadas.

• Camada de percepção: Ele consiste em uma variedade de sensores, como DGA, microágua, descarga local e carcaça.

• Camada de aquisição e transmissão: Vários tipos de unidades de aquisição de dados coletam dados para o host de monitoramento local por meio de fibra óptica ou barramento industrial.

• Camada analítica e de diagnóstico: Esse é o “cérebro” do sistema. O sistema especialista de back-end ou a plataforma de diagnóstico de IA processa os dados de diferentes sensores.Análise de fusão de dados. Por exemplo, a detecção simultânea de sinais H₂ e UHF fornece um alto grau de confirmação da presença de uma descarga parcial; se os sinais C₂H₂ e UHF violentos estiverem presentes ao mesmo tempo, isso indica que a falha progrediu para uma descarga de arco perigosa. Esse recurso de validação cruzada é incomparável com uma única técnica de monitoramento.

Parte IV: Visão geral das especificações técnicas do sistema de monitoramento integrado

Parte V: Perguntas frequentes (FAQ)

Q1: Por que usar um sistema de monitoramento integrado em vez de apenas instalar um DGA ou monitoramento de microágua?
Resposta: Os mecanismos de falhas no isolamento do transformador são complexos, e diferentes tipos de falhas têm diferentes sensibilidades a diferentes parâmetros de monitoramento. Por exemplo, o DGA é muito sensível a falhas térmicas de desenvolvimento lento, mas pode não alertar suficientemente sobre avarias repentinas na carcaça. O monitoramento de descargas locais, por outro lado, pode detectar pequenas descargas no espaço de ar do isolamento que são difíceis de serem detectadas pelo DGA. Somente com a combinação de informações de várias dimensões é possível formar uma cadeia de diagnóstico completa, obtendo uma cobertura abrangente de todos os tipos de falhas e evitando que “homens cegos apalpem o elefante”.

Q2: Qual é o retorno sobre o investimento (ROI) desse sistema?
Resposta: Isso se reflete em três áreas principais:

1. Evite acidentes catastróficos: As perdas diretas e indiretas evitadas pelo aviso bem-sucedido de uma falha grave que poderia ter levado a um transformador queimado e a um apagão generalizado são suficientes para cobrir o custo do sistema.

2. Otimizar a estratégia de O&M: A mudança da manutenção planejada com base no tempo para a manutenção preditiva com base nas condições reais reduz as interrupções desnecessárias e as despesas gerais de manutenção.

3. Prolongamento da vida útil dos ativos: Ao identificar e lidar com problemas como umidade excessiva e superaquecimento localizado em um estágio inicial, a taxa de deterioração do isolamento pode ser efetivamente desacelerada, aumentando assim a vida útil de um ativo caro como um transformador.

P3: Qual é o papel da Inteligência Artificial (IA) no IMS?
Resposta: A IA é a chave para melhorar a precisão do diagnóstico. Os sistemas de monitoramento tradicionais dependem de limites fixos de alarme, que são propensos a alarmes falsos ou perdidos. O modelo de diagnóstico de IA pode criar modelos complexos de correlação de vários parâmetros, aprendendo dados históricos de monitoramento em massa e casos de falha. Ele pode identificar combinações de sinais de falhas fracas que não são facilmente detectadas por um único parâmetro, prever tendências de desenvolvimento de falhas e até mesmo dar sugestões inteligentes de operação e manutenção, aumentando consideravelmente a inteligência do sistema.

P4: A instalação de um sistema de monitoramento integrado completo é complexa e requer longas interrupções de energia?
Resposta: Não é necessário. Os modernos sistemas de monitoramento on-line são projetados tendo em mente a facilidade de instalação. Todos os sensores, inclusive o DGA (via circuito de óleo de bypass), microágua, descarga local e unidades de monitoramento de buchas, podem ser instalados durante a operação normal do transformador. Em geral, todo o processo é concluído em um ou dois dias, praticamente sem impacto na operação da rede.