Resumo do monitoramento on-line da cromatografia do óleo do transformador das perguntas frequentes: do princípio à operação e manutenção de uma resposta completa

• Solução em um só lugarEste artigo resume mais de vinte perguntas feitas com mais frequência em todo o processo de monitoramento on-line de cromatografia de óleo de transformador, desde o princípio da cognição, seleção de equipamentos, instalação e comissionamento até a operação e manutenção diárias, para fornecer respostas claras e práticas.
• acesso sob demandaPerguntas e respostas agrupadas por tópicos - princípios básicos, seleção e aquisição, instalação e aceitação, operação e manutenção, avaliação de falhas - para facilitar a orientação rápida de acordo com as necessidades reais da empresa.
• orientado para o combateTodas as perguntas e respostas são provenientes de consultas de alta frequência na prática de engenharia, e as respostas são orientadas para a prática, e não para a teoria.

1. fundamentos

1.1 P. O que é o monitoramento on-line da cromatografia do óleo do transformador?

R: É um sistema de monitoramento on-line inteligente instalado diretamente no local do transformador, que detecta a concentração do gás característico de falha dissolvido no óleo isolante em tempo real por meio de todo o processo de extração automática de óleo, desgaseificação e análise cromatográfica e diagnostica automaticamente se há alguma falha de superaquecimento ou descarga dentro do transformador.

1.2 P. Quais gases podem ser detectados pelo monitoramento da cromatografia de óleo?

R: O sistema de componente completo pode detectar hidrogênio (H₂), monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO₂), metano (CH₄), etano (C₂H₆), etileno (C₂H₄), acetileno (C₂H₂), um total de sete características de falha do gás, e alguns dos sistemas podem ser equipados com uma microdetecção opcional do conteúdo de água.

1.3 P. Que falhas cada gás representa?

R: O hidrogênio corresponde a descargas parciais e de baixa energia; o acetileno é o produto característico das descargas de arco; o etileno representa o superaquecimento de alta temperatura no petróleo; o metano e o etano representam o superaquecimento de baixa temperatura; e o monóxido de carbono e o dióxido de carbono são provenientes da decomposição térmica e do envelhecimento de materiais isolantes sólidos.

1.4 P. Qual é a diferença entre monitoramento on-line e off-line?

R: O monitoramento on-line é instalado no campo para operação contínua, com amostragem e testes automáticos de hora em hora, o que é adequado para monitoramento diário e aviso de tendências. O teste off-line é realizado no laboratório, com maior precisão, mas com tempo de ciclo mais longo, adequado para exame físico anual e confirmação de anomalias. Os dois são complementares.

2. categorias de compras selecionadas

2.1 P. Como seleciono o nível de configuração de um sistema de monitoramento de cromatografia de óleo on-line?

R: O nível de tensão e a importância do transformador são a base principal. Recomenda-se que os transformadores principais de 220kV e acima tenham configuração aprimorada com componentes completos e micro-hidrogênio, os transformadores principais de 110kV podem ser selecionados como configuração padrão de sete gases e os transformadores de distribuição podem ser selecionados como programa de menos componentes ou de hidrogênio único. O princípio básico é configurar de acordo com a necessidade.

2.2 P: Qual é a opção entre cromatografia de óleo e espectroscopia de óleo?

R: A cromatografia é uma tecnologia madura com cobertura total de gás e forte capacidade de diagnóstico, adequada para transformadores principais críticos. A espectrometria não requer gás de arraste e colunas cromatográficas, tem baixa manutenção e é adequada para locais sem supervisão com condições de manutenção limitadas. A decisão é tomada de acordo com a capacidade de manutenção e os requisitos de profundidade de diagnóstico.

2.3 P. Qual deve ser a preocupação mais importante ao selecionar um fornecedor?

R: Concentre-se em três dimensões principais: se ela tem capacidade de pesquisa e desenvolvimento independente da unidade de análise principal, o número e a qualidade dos casos reais de engenharia em cenários semelhantes e a capacidade de resposta e garantia do serviço pós-venda. Uma das três é indispensável.

2.4 P. Quais são os principais fatores que determinam o preço dos equipamentos?

R: O tipo de gás a ser detectado é a variável de preço mais importante, seguida da configuração do protocolo de comunicação, da disponibilidade de uma plataforma de diagnóstico em segundo plano e dos requisitos de proteção do ambiente de instalação. Recomenda-se obter a mesma configuração de vários fornecedores para comparação.

3. categoria de instalação e aceitação

3.1 P. Quanto tempo levará a instalação? Haverá falta de energia?

R: A instalação padrão geralmente é concluída em um ou dois dias, todo o processo é conectado por meio da válvula de amostragem existente e da porta de retorno de óleo do transformador, sem falta de energia. A instalação inclui o posicionamento do equipamento, a conexão do tubo de óleo, a fiação elétrica e a depuração da comunicação.

3.2 P. O que deve ser verificado durante a aceitação?

R: Verificação da qualidade da aparência e da instalação (sem vazamento, especificação da fiação), aceitação funcional (aprovação no autoteste, amostragem normal, comunicação normal), aceitação do desempenho (comparação da amostragem de gás padrão, verificação da repetibilidade). Todos os três itens podem ser aprovados antes de assinar a aceitação.

3.3 P. Onde o equipamento deve ser instalado?

R: O mais próximo possível da válvula de amostragem do transformador para reduzir o comprimento do tubo de óleo. É necessária uma boa ventilação para a instalação em ambientes internos e um gabinete de proteção para a instalação em ambientes externos. Evite luz solar direta, chuva e fortes fontes de interferência eletromagnética.

3.4 P. É normal que haja uma discrepância entre os dados monitorados on-line e os dados do laboratório off-line?

R: É normal que haja algum desvio entre os dois por motivos que incluem o método de amostragem, o método de desgaseificação e as diferenças de detector. A aceitação é baseada nos resultados da injeção de gás padrão e a comparação da amostra de óleo é usada como referência. O importante é verificar se a tendência é consistente.

4. categoria de operação e manutenção

4.1 P. Com que frequência o gás de arraste é trocado?

R: O consumo de gás de arraste depende da frequência de amostragem. Um frasco de gás de arraste pode ser usado por 3 a 6 meses em condições típicas de 2 testes por dia. Recomenda-se substituir o gás de arraste antes que a pressão caia para o valor mínimo permitido para evitar a interrupção da continuidade do monitoramento.

4.2 P. Com que frequência é feita a calibração do equipamento?

R: Recomenda-se que as calibrações sejam realizadas pelo menos uma vez por ano. A calibração é feita por um profissional usando uma mistura de gás padrão com concentrações conhecidas de cada componente. A frequência da calibração deve ser aumentada se o equipamento operar em um ambiente hostil ou se houver flutuações incomuns nos dados.

4.3 P. Qual é o período de tempo adequado para definir o período de amostragem?

R: Recomenda-se de 2 a 4 horas para o transformador principal, que pode ser encurtado adequadamente em épocas de falhas graves; 12 a 24 horas podem ser definidas para o transformador de distribuição geral. O sistema deve suportar a modificação on-line do período para se adaptar a diferentes condições de trabalho.

4.4 P. Por quanto tempo o armazenamento de dados pode ser mantido?

R: A capacidade de armazenamento local dos sistemas convencionais pode salvar os dados por mais de um ano ou até dez anos. Os sistemas com função de backup remoto de dados podem proteger melhor a segurança dos dados. Recomenda-se exportar os dados regularmente para backup off-line.

5. classes de julgamento de falhas

5.1 P. O que acontece quando são detectadas anomalias nos dados?

R: Primeiro, exclua os alarmes falsos do equipamento (verifique os sensores, as comunicações, a interferência ambiental), confirme se os dados são reais e, em seguida, observe a tendência - se é um único ponto de salto ou um aumento contínuo. Se a tendência for confirmada, reduza o período de amostragem para criptografar o monitoramento e, ao mesmo tempo, providencie a amostragem e a reinspeção off-line do óleo e formule um plano de revisão com base nos resultados da reinspeção.

5.2 P. Em que circunstâncias é necessário o descomissionamento imediato?

R: Aumento acentuado e sustentado do teor de acetileno, aumento exponencial do total de hidrocarbonetos em um curto período de tempo, aumento acentuado do teor de hidrogênio acompanhado da presença de acetileno - todos esses sinais significam que uma falha grave de descarga está ocorrendo dentro do transformador e que uma inspeção fora de serviço deve ser organizada o mais rápido possível.

5.3 P. Como você distingue entre anomalias de dados de ponto único e anomalias de tendência?

R: A anomalia de dados de ponto único se manifesta como um desvio repentino de um determinado valor de detecção, mas que volta ao normal no próximo ciclo, geralmente relacionado a interferência transitória ou flutuações de amostragem. As anomalias de tendência são várias alterações consecutivas de dados na mesma direção e são verdadeiros sinais de falha. O valor central do monitoramento on-line é a capacidade de fornecer dados de tendências densos.

5.4 P: Qual é a diferença entre o método de três proporções e o método do triângulo de David?

R: Ambos são métodos padrão de diagnóstico de DGA. O método de três proporções classifica as falhas em diferentes tipos por meio de três pares de proporções de concentração de gás, o que é um método simples e direto; o método do Triângulo de David localiza as três proporções de gás de hidrocarboneto em coordenadas triangulares, o que exibe a área da falha de forma mais intuitiva. Os dois métodos se complementam para melhorar a precisão do diagnóstico.

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