Monitorización de transformadores de potencia: no sólo recopilación de datos, sino un sistema de toma de decisiones 

cuando hablan deMonitoreo de transformadores de potencia., muchos imaginan inmediatamente gráficos en la pantalla y sensores que "miden todo por sí mismos". Esto, por supuesto, es la base, pero el mayor error es pensar que compró un equipo, lo instaló y ahora funciona para usted. De hecho, este es sólo el comienzo de la historia. El trabajo principal es interpretar los datos, construir relaciones de causa y efecto y, lo más difícil, determinar qué desviaciones son verdaderamente críticas y cuáles simplemente pueden abordarse por ahora. A menudo veo cómo las subestaciones tienen un sistema costoso, pero lo miran una vez por trimestre y solo entonces generan un informe. Entonces se sorprenden cuando el transformador ?de repente? falla. El seguimiento es una rutina diaria, como controlar la presión arterial de un paciente hipertenso. Las lecturas pueden ser normales, pero la tendencia ya es alarmante.

De la temperatura a los gases: lo que es realmente importante rastrear

Comencemos con los clásicos: la temperatura, porque la elección correcta de los puntos de medición es una parte importante del monitoreo de transformadores de potencia. No basta con medir la temperatura de la cubierta superior. Los gradientes de temperatura entre los devanados, la temperatura de la parte activa y los valores en los puntos calientes del equipo son críticos. Tuvimos un caso en una de las subestaciones de la ciudad: los sensores instalados en la carcasa del transformador mostraron una temperatura estable de 65 °C, pero el análisis diferencial de los estudios periódicos de imágenes térmicas (que no se realizaron en línea) reveló un sobrecalentamiento local en el área de contacto del autobús. Tras la inspección, resultó que el motivo era una conexión de contacto suelta. El sistema de seguimiento en línea no detectó esto porque los sensores estaban montados según un diseño estándar que no tenía en cuenta las características de un objeto en particular. Después de esto, fue necesario modificar el esquema de colocación de los sensores para mejorar la eficiencia del diagnóstico.

La siguiente capa es la protección de gases y el análisis cromatográfico. DGA (Análisis de gases disueltos) es imprescindible para los transformadores de aceite. Pero aquí también hay muchos obstáculos. No se puede confiar ciegamente en un solo exceso de hidrógeno o metano. Es necesario observar las proporciones clave: proporciones C2H2/C2H4, CH4/H2, C2H4/C2H6. A partir de ellos se construye una clasificación de defectos según Rogers o Dornenburg. A menudo los laboratorios simplemente envían una tabla con las concentraciones, sin interpretación. Y el personal operativo no siempre sabe leerlo. Para nuestros clientes de empresas de energía, siempre elaboramos una tarjeta de transformador con un historial de pruebas y gráficos de tendencias; sólo así se puede ver la dinámica. Un fuerte aumento del etileno (C2H4) es un signo seguro de descomposición térmica del aceite a temperaturas superiores a 700°C, a menudo asociada a un mal contacto. Y el acetileno (C2H2) ya es una descarga.

Y el tercer parámetro subestimado es la humedad en el control de los transformadores de potencia. La humedad en los aislamientos de aceite y papel es el principal enemigo: reduce la resistencia eléctrica y acelera el envejecimiento. Los sensores de humedad en línea son caprichosos y requieren calibración. Monitorear el punto de rocío en el expansor es un buen indicador. No es el valor absoluto lo que importa, sino la tasa de cambio: un aumento rápido indica fuga o descomposición de la celulosa.

?¿Hierro? y “software”: cómo no ahogarse en un mar de ofertas

El mercado está inundado de sistemas para monitorear transformadores de potencia: desde simples módulos de telemetría hasta complejas plataformas de inteligencia artificial. La elección depende de la tarea. Para objetos críticos (subestaciones centrales, industrias que consumen mucha energía), se necesita un sistema integrado que combine datos de protección de relés, refrigeración, análisis de gases y descargas parciales. Por ejemplo, a veces seleccionamos soluciones de nuestros socios, como los productos Qualitrol o Weidmann, adaptándolas a las regulaciones y condiciones operativas rusas.

Pero para las redes de distribución de 6-10/0,4 kV no tiene sentido pagar de más con frecuencia. En este caso, las soluciones puntuales son más eficaces: monitorización de temperatura y carga con transmisión de datos vía GSM. Lo principal es que el dispositivo es confiable y "sobrevive" a nuestras heladas y caídas de voltaje en los circuitos de corriente operativa. Muchas veces he visto como “vuela” el firmware o falla la fuente de alimentación. Así que ahora estamos enEquipo eléctrico Co., Ltd de Wenzhou QiaonasenA la hora de seleccionar equipos para los clientes, no siempre nos fijamos en bonitos folletos, sino en informes de pruebas en cámaras climáticas y reseñas reales de instalaciones similares. Nuestro sitio webhttps://www.qnasen.ruAunque representamos una empresa especializada en soluciones para la transmisión y distribución de alta y baja tensión, entendemos que el sistema de monitoreo no es un producto separado, sino parte de la infraestructura global. Debe interconectarse con SCADA existente y sistemas automatizados de control de procesos.

El mayor quebradero de cabeza es integrar datos de diferentes sistemas, sobre todo si los equipos son de distintos años de fabricación. Los transformadores antiguos pueden tener sensores analógicos, los nuevos pueden tener salidas digitales. Tienes que utilizar puertas de enlace y convertidores. Y aquí a menudo surge un problema con los protocolos de intercambio. IEC 61850 es buena, pero muchos sitios todavía usan Modbus RTU. Los especialistas de nuestra empresa a menudo tienen que actuar como "integradores", seleccionando equipos compatibles y ayudando a establecer el intercambio de datos.

Descargas parciales: diagnósticos sutiles que requieren experiencia

El monitoreo de descargas parciales (PD) es de primer nivel. Caro y difícil de instalar, pero a veces esta es la única manera de detectar un defecto de aislamiento en una etapa temprana. Es importante entender que registrar el hecho de una RC no es una sentencia de muerte. Es necesario determinar el tipo de descarga: interna, superficial, corona. Para ello, se analiza la forma del pulso, la distribución de fases y la conexión con la tensión de la red.

De alguna manera instalamos un sistema de monitoreo permanente de DP en un transformador de 110 kV. El fondo era elevado, pero estable. Seis meses después, aparecieron característicos grupos de impulsos en una determinada fase de tensión. El análisis mostró signos de descargas superficiales a lo largo de la barrera. Durante una inspección interna (cuando lo sacaron para reparar), encontraron rastros de huellas en la superficie del aislamiento sólido: entrada de humedad a través de un sello con fugas. Si no fuera por un control constante, el defecto se desarrollaría aún más, hasta llegar a averiarse.

Pero aquí también hay matices a la hora de controlar los transformadores de potencia. Una fuerte interferencia de tiristores o equipos vecinos puede "obstruir" completamente la señal útil. Los transformadores de corriente de alta frecuencia (HFCT) deben instalarse con cuidado y deben utilizarse complejos algoritmos de filtrado. Esta no es una solución estándar: cada caso es individual.

Práctica y economía: cuándo el seguimiento vale la pena y cuándo no

La implementación del sistema es un gasto de capital. Para justificarlos no contamos con palabras. Los principales ahorros son la prevención de paradas de emergencia y reparaciones costosas. El costo de reemplazar o revisar un transformador de potencia es varias veces mayor que el costo del sistema de monitoreo. Pero hay que calcular exactamente: cuál es el daño por falta de suministro de energía, cuáles son las multas, el coste del equipo de emergencia, la logística.

El segundo punto es la optimización del mantenimiento. ¿Transición del mantenimiento de rutina “según el calendario”? al mantenimiento basado en la condición real (TOFS). Esto ahorra materiales, costos de mano de obra y, lo que es más importante, paradas innecesarias de equipos. Por ejemplo, si el análisis de gas y humedad es estable, es seguro extender el intervalo de servicio de limpieza de aceite.

Y el tercer punto, menos obvio, es la prolongación de la vida útil. competenteMonitoreo de transformadores de potencia.le permite controlar la carga sin permitir un sobrecalentamiento crítico y, por lo tanto, ralentizar el envejecimiento del aislamiento. Se trata de un aplazamiento directo de las inversiones de capital en nuevos equipos. En nuestros proyectos siempre centramos la atención del cliente en esto: esto no es un gasto, es una inversión en confiabilidad y aplazamiento de grandes costos.

Errores y conclusiones: lo que me enseñó el trabajo de campo

No todo salió bien en la práctica. Hubo un proyecto en el que colocamos sensores de vibración en el tanque de un transformador, con la esperanza de mejorar la calidad.Monitoreo de transformadores de potencia.y diagnosticar el estado del circuito magnético en las primeras etapas. Las lecturas de los dispositivos resultaron extrañas e inestables: dependían en gran medida del funcionamiento de los ventiladores de refrigeración e incluso de la dirección del viento exterior (la subestación era de tipo abierto). Al final, no fue posible extraer información de diagnóstico útil y se desperdiciaron los fondos para la compra e instalación de sensores. La conclusión de esta situación es simple: no todos los métodos de diagnóstico son universales. El análisis de vibraciones funciona muy bien para máquinas rotativas, pero para transformadores su aplicación es muy limitada y requiere la creación de condiciones ambientales ideales, que rara vez se pueden lograr en objetos reales.

Es una historia diferente con la transferencia de datos. Ahorramos en el canal de comunicación e instalamos el radiomódem en una zona con terreno difícil. Las pérdidas de paquetes alcanzaron el 40%. Los datos tenían lagunas y las tendencias se construyeron de manera torcida. Tuvimos que rehacerlo y tender fibra óptica. Ahora bien, esta es una regla estricta: primero evalúe la confiabilidad del canal de comunicación y luego elija el hardware.

Y la principal conclusión que quizás valga la pena sacar es que el sistema de seguimiento no toma decisiones. Ella solo da información. El vínculo clave es una persona, un ingeniero, que observa los datos resumidos, conoce la historia de un transformador en particular, sus condiciones de funcionamiento y puede llegar a una conclusión equilibrada. Los sistemas automáticos para diagnosticar y generar conclusiones son buenos, pero deberían ser sólo un asistente y no un sustituto de un experto. Por lo tanto, introducirMonitoreo de transformadores de potencia., es necesario capacitar al personal al mismo tiempo, explicar la física de los procesos y no solo mostrar dónde está el botón "generar informe" en la pantalla. Sin esto, cualquier sistema, incluso el más caro, se convierte en un juguete inútil.