Entendendo termômetros de pressão, resistência e fibra óptica

O funcionamento confiável de um Transformador imerso em óleo Depende em grande parte da estabilidade do óleo isolante interno e das temperaturas dos enrolamentos. O superaquecimento é uma das principais causas do envelhecimento acelerado do isolamento, da degradação do desempenho e, em última instância, de falhas. Portanto, o monitoramento da temperatura é um dos aspectos mais fundamentais e críticos da operação e manutenção de transformadores. Dos tradicionais mostradores mecânicos aos modernos sistemas inteligentes de fibra óptica, a história do desenvolvimento de termômetros representa uma evolução da tecnologia de monitoramento de transformadores, da observação passiva ao alerta precoce ativo.

 

Este artigo descreverá sistematicamente os tipos comuns de termômetros usados ​​em transformadores imersos em óleo e fornecerá uma análise detalhada de seus princípios de funcionamento e cenários de aplicação.

 

Capítulo 1: A "Árvore Genealógica" dos Termômetros – Uma Análise Detalhada de Três Tipos Principais

Com base nos princípios de medição e no local de instalação, os termômetros para transformadores imersos em óleo são divididos principalmente nas três categorias a seguir. Juntos, eles formam uma rede de monitoramento tridimensional, desde a temperatura do óleo na superfície até os pontos quentes dos enrolamentos.

 

1. Termômetro de pressão (termômetro de leitura remota)

Princípio de funcionamento: Este é um instrumento mecânico clássico baseado na expansão/contração térmica e na transmissão de pressão de líquidos/gás. O sistema consiste em três partes:

 

Bulbo de temperatura (sensor): Inserido no óleo na parte superior do tanque do transformador, preenchido com um meio sensível à temperatura (por exemplo, líquido, gás ou líquido com baixo ponto de ebulição).

 

Tubo capilar: Um tubo metálico longo e fino que conecta o bulbo ao cabeçote do manômetro, preenchido com um fluido transmissor de pressão.

 

Cabeçote do manômetro (indicador): Montado na parede do tanque do transformador ou no painel de controle, a vários metros da lâmpada. Seu núcleo é um tubo de Bourdon – um tubo metálico curvo e elástico. Quando a lâmpada aquece, a variação da pressão interna é transmitida através do capilar para o tubo de Bourdon, causando sua deformação. Essa deformação move um ponteiro através de um mecanismo de ligação, exibindo a temperatura.

 

Principais características:

 

Puramente mecânico, não requer energia externa, excelente imunidade à interferência eletromagnética, altíssima confiabilidade.

 

O cabeçote do medidor pode ser montado remotamente para facilitar a leitura local.

 

Normalmente equipado com 1 a 2 contatos ajustáveis ​​para funções de alarme de sobretemperatura e desligamento.

 

A precisão e a velocidade de resposta são relativamente mais lentas em comparação com os modelos eletrônicos, e o tubo capilar é suscetível a danos mecânicos.

 

Aplicação típica: Dispositivo principal de monitoramento e alarme para a temperatura do óleo na superfície, um recurso quase padrão em todos os transformadores imersos em óleo.

 

2. Detector de temperatura resistivo (RTD, por exemplo, PT100)

Princípio de funcionamento: Baseia-se na propriedade de que a resistência de um condutor varia com a temperatura. O elemento sensor mais comum é um termômetro de resistência de platina, sendo PT100 responsável por uma resistência de 100 ohms a 0°C. Sua resistência varia de forma precisa e linear com a temperatura.

 

Componentes do sistema:

 

Sonda RTD de platina: Instalada em um compartimento para termômetro na parte superior do transformador, imersa em óleo.

 

Ponte de medição e transmissor: Frequentemente integrados a uma unidade de controle inteligente. Circuitos precisos medem a resistência do PT100 e a convertem em um sinal de corrente padrão de 4-20mA ou em um sinal digital.

 

Principais características:

 

Alta precisão de medição, os sinais podem ser transmitidos a longas distâncias, boa imunidade a ruídos.

 

A saída é um sinal elétrico padrão, facilmente integrado a plataformas de automação como SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) e DCS (Distributed Control Systems) para monitoramento remoto centralizado.

 

Geralmente instalado junto ao termômetro de pressão, serve como um meio redundante ou de maior precisão para monitoramento remoto e registro da temperatura do óleo.

 

Aplicação típica: Utilizado para transmissão remota e monitoramento digital da temperatura do óleo na superfície, a base das subestações modernas, automatizadas e não tripuladas.

 

3. Sistema de Medição de Temperatura de Enrolamento de Fibra Óptica (Medição Direta de "Ponto Quente" Mais Avançada)

Princípio de funcionamento: Esta é atualmente a tecnologia mais direta e avançada para monitoramento da temperatura de enrolamento. Ela se baseia nos princípios físicos das redes de Bragg em fibras ópticas.

 

Sensor de Fibra Óptica com Grade de Bragg (FBG): Uma variação periódica no índice de refração (uma grade) é inscrita em um segmento de fibra óptica especial usando um laser. Sua principal propriedade: a luz de um comprimento de onda específico (comprimento de onda de Bragg) é refletida, e esse comprimento de onda refletido varia linearmente com as mudanças de temperatura (ou deformação) na localização da grade.

 

Processo de Medição: Um cabo de fibra óptica flexível com múltiplos sensores FBG incorporados é pré-embutido diretamente entre as camadas de isolamento dos enrolamentos de alta tensão nos pontos de maior temperatura previstos durante a fabricação do transformador. O sistema emite luz de banda larga e, ao analisar o comprimento de onda específico refletido por cada grade, consegue obter com precisão e em tempo real a temperatura absoluta em diferentes pontos do enrolamento.

 

Principais características:

 

Medição direta da temperatura do ponto quente do enrolamento, não estimativa indireta. Os dados são os mais autênticos e confiáveis.

 

Segurança intrínseca: A fibra óptica é feita de sílica, um material isolante, resistente a altas tensões e imune a interferências eletromagnéticas, operando de forma estável em campos eletromagnéticos intensos.

 

Medição distribuída: Uma única fibra pode abrigar dezenas de pontos de detecção, permitindo um mapeamento térmico completo do enrolamento.

 

Elemento fundamental para a "Classificação Dinâmica" e avaliação da vida útil de transformadores.

 

Aplicação típica: Transformadores de grande porte e críticos (ex.: transformadores de extra-alta tensão, transformadores conversores), subestações inteligentes que requerem gerenciamento de capacidade de carga.

 

Capítulo 2: Esclarecimento de Conceitos-Chave – Temperatura do Óleo Superior vs. Temperatura do Enrolamento

Este é um conceito crucial e o ponto de partida para a seleção de tipos de termômetros.

 

Temperatura do óleo na superfície: Mede a temperatura do óleo na parte superior do tanque. Reflete a carga térmica total do transformador, mas apresenta um atraso térmico. Quando a carga muda, a temperatura do enrolamento varia mais rapidamente, seguida pela temperatura do óleo. Termômetros de pressão e RTD medem essa temperatura.

 

Temperatura do Ponto Quente do Enrolamento: Refere-se ao ponto mais quente em todo o transformador, normalmente localizado na parte superior do enrolamento de baixa tensão. É o parâmetro mais crítico para determinar a taxa de envelhecimento do isolamento e a capacidade de carga. Os métodos tradicionais não conseguem medi-la diretamente, dependendo, em vez disso, de um Indicador de Temperatura do Enrolamento (ITE) que a simula/estima usando a "temperatura do óleo superior + correção de corrente". A medição por fibra óptica é a única tecnologia capaz de medi-la direta e precisamente.