CAP. 2METODE DE MONITORIZARE A ECHIPAMENTELOR ELECTRICE

2.1. Sisteme de monitorizare şi diagnoză

2.1.1. Prezentare generală• Pe măsură ce sistemele de monitorizare şi diagnoză devin mai accesibile ca preţ şi performanţe lor cresc, achiziţia şi implementarea lor ia amploare în special în domeniile cu costuri mari ale mentenanţei cum ar fi energetica, metalurgia, industria chimică etc.• Cele două componente ale PdM, monitorizarea şi diagnoza sunt inseparabil legate şi nu pot fi utilizate separat.

• Monitorizarea are rolul de a colecta datele utilizând sisteme de achiziţii de date • Diagnoza interpretează aceste date pentru a depista anomalii în funcţionare, scăderea performanţelor, defecte incipiente, uzură avansată etc.

• Fără datele achiziţionate, diagnoza nu ar fi posibilă iar fără diagnoză datele nu ar avea nici o valoare

• În cadrul diagnozei se pot lua decizii de reparare sau înlocuire a unui element la momentul oportun.• Unele companii livrează echipamentele dotate cu sistemele de măsurare şi diagnoză încorporate din proiectare (smart engine).• Pentru măsurarea şi monitorizarea echipamentelor sunt utilizate din ce în ce mai mult metode neinvazive şi nedistructive ce includ: măsurări de la distanţă, fără contact şi fără necesitatea demontării unor părţi din echipament pentru implementarea de senzori suplimentari.• Unii fabricanţi prevăd din faza de proiectare dotarea unor subansamble cu senzori adecvaţi (structuri inteligente - smart structure) ce pot fi folosiţi la monitorizare cum ar fi:

• senzori de temperatură în punctele calde, • sonde de vibraţii, • detectori acustici pentru descărcări parţiale,• senzori pentru diferiţi compuşi chimici etc.

Dintre metodele de monitorizare la distanţă a echipamentelor putem enumera:

înregistrarea şi analiza zgomotelor şi vibraţiilor - analiza spectrală poate pune în evidenţă anomalii în funcţionarea unor maşini electrice, transformatoare etc., detecţia în infraroşu cu camere de termoviziune - poate pune în evidenţă încălziri anormale a unor subansamble, căi de curent, bobine, întreruptoare etc. analiza impurităţilor din uleiurile electroizolante - poate indica o scădere a proprietăţilor dielectrice ca urmare a degradării izolaţiei, a unor descărcări electrice, efecte Corona etc. analiza impurităţilor din uleiurile de ungere - pot evidenţia o uzură avansată a lagărelor,

măsurare şi înregistrarea eforturilor şi a deformaţiilor prin metode optice (laser) - pot arăta încărcări periculoase sau neuniforme ce pot conduce la fisuri şi apoi la ruperi, detecţia cu senzori electromagnetici a descărcărilor parţiale (corona), măsurarea intensităţii câmpului electromagnetic – pot indica îmbătrâniri ale izolaţiei, poluarea izolatorilor etc.

2.1.2. Monitorizarea şi diagnoza vibraţiilor şi zgomotelor

• Majoritatea echipamentelor electrice (transformatoare, maşini rotative, relee, întreruptoare etc.) produc în funcţionare zgomote şi vibraţii, datorate:

• excentricităţilor (la rotoare) • efectului piezomagnetic, • forţelor alternative dezvoltate de armături şi miezuri magnetice funcţionând în curent alternativ.

• Din faza de proiectare, se caută să se estimeze zgomotul produs în funcţionarea normală pentru a se lua măsuri de încadrare a lui în limite normale (prevăzute de standarde). • Se pot dimensiona astfel:

• sistemele de strângere a miezurilor la transformatoare, • spira în scurtcircuit la electromagneţii de c.a., • sistemele de echilibrare la maşinile electrice rotative etc.

Informaţiile obţinute prin înregistrarea şi analiza zgomotelor şi vibraţiilor sunt în corelare cu parametrii ce le caracterizează. Astfel:

Amplitudinea vibraţiilor este un parametru ce indică mărimea solicitărilor la care sunt supuse unele componente ale echipamentului,Frecvenţa vibraţiilor, prin spectrul acestora, poate pune în evidenţă funcţionări anormale, când spectrul se abate de la cel caracteristic,Defazajul unghiular poate indica piese sau componente deplasate (excentrice) faţă de axa de rotaţie,Viteza şi acceleraţia vibraţiilor pot evidenţia fenomene periculoase de rezonanţă mecanică sau electrică etc.

• Senzorii pentru zgomote şi vibraţii de diferite tipuri (piezoelectrici, de inducţie etc.) pot fi plasaţi direct pe carcasa maşinilor electrice sau pe cuva transformatoarelor oferind informaţii despre:

• starea sistemelor de strângere a miezurilor, • dezaxarea centrului de greutate la rotoare, • rulmenţi şi lagăre uzate, • permit calculul pierderilor mecanice în aceste subansamble.

• O diagnoză corectă se poate face dacă se cunoaşte spectrul şi amplitudinea vibraţiilor în funcţionare normală ca şi frecvenţele generate de anumite tipuri de defecte.• Creşterea amplitudinii vibraţiilor de 50Hz şi a armonicelor superioare poate indica un sistem de strângere a miezului slăbit la un transformator, • Apariţia unor vibraţii de joasă frecvenţă 10-30Hz poate arăta uzura unui rulment etc.

• Prin metode acustice se pot detecta descărcările parţiale• Descărcările parţiale apar la izolaţia supusă la câmpuri electrice intense (înaltă tensiune) şi se manifestă prin descărcări electrice în impulsuri de scurtă durată, cu fronturi foarte abrupte (timp de creştere 1ns) şi amplitudine limitată, fără străpungerea izolaţiei. • La izolaţia exterioară fenomenul se amplifică datorită poluării sau condiţiilor atmosferice (ceaţă, chiciură).• La izolaţia în ulei poate indica o îmbătrânire a izolaţiei de hârtie cu impurificarea uleiului izolant. • Monitorizarea fenomenului este importantă pentru aprecierea stării izolaţiei şi programarea lucrărilor de regenerare sau înlocuire a uleiului la transformatoare.• Senzorii acustici furnizează semnale proporţionale cu frecvenţa şi amplitudinea descărcărilor parţiale în banda 50 - 350kHz.• Plasarea mai multor senzori în locaţii potrivite poate permite şi localizarea descărcărilor parţiale mai intense.

• S-a mai încercat detectarea radiaţiilor electromagnetice în banda UHF (1MHz – 1GHz) cu o antenă plasată în interiorul cuvei, • Sunt necesare filtrări ulterioare care dau un grad de incertitudine mare semnalelor utile astfel obţinute.

a) b)Fig. 4.8. Măsurarea descărcărilor parţiale

a) cu senzor UHF, b) cu senzor acustic.

• Nivelul descărcărilor parţiale, amplitudinea şi frecvenţa de repetiţie a acestora poate indica gradul de deteriorare a izolaţiei.• Pentru o diagnoză corectă se procedează totdeauna la analiza compuşilor dizolvaţi în ulei şi măsurarea rigidităţii dielectrice a acestuia.• Uneori, creşterea bruscă a descărcărilor parţiale poate indica un incident care poate conduce, dacă nu se intervine, la distrugerea transformatorului.• În cazul transformatoarelor de înaltă tensiune în ulei monitorizarea descărcărilor parţiale se poate face în timpul funcţionării, de la distanţă, evitând pericolele expunerii personalului la tensiunea înaltă. Senzorul se aplică pe cuvă în exterior.• La transformatoarele fără ulei, cu tensiuni sub 20kV, senzorii acustic se pot plasa pe cuvă sau pot fi înglobaţi în răşina epoxidică de impregnare a bobinelor din faza de fabricaţie.

2.1.3. Monitorizarea temperaturilor• Creşterea temperaturii peste limite normale a unei componente subansamblu sau echipament este totdeauna un semn al unei defecţiuni în stare incipientă sau chiar avansată. • În cele mai multe cazuri echipamentele sau subansambluri ale acestora care se încălzesc, sunt dotate din fabricaţie cu senzori de temperatură .• Se folosesc termorezistenţe de platină sau termocuple. • Toate transformatoarele mari au montate în cuvă 1 – 2 termorezistenţe de platină conectate la instrumente adecvate, • Pentru monitorizarea temperaturii diferitelor părţi ale echipamentelor aflate la înaltă tensiune cum ar fi căi de curent, bobine de reactanţă, linii electrice, cabluri de forţă, metoda cea mai folosită este termografia în infraroşu.

• Pentru monitorizarea temperaturii diferitelor părţi ale echipamentelor aflate la înaltă tensiune cum ar fi căi de curent, bobine de reactanţă, linii electrice, cabluri de forţă, metoda cea mai folosită este termografia în infraroşu. • Este o metodă neinvazivă, ce permite măsurarea de la distanţe mari zeci , sute de metri ceea ce este foarte favorabil protejării personalului. • Părţile cu temperatură mai ridicată apar colorate în nuanţe de roşu spre galben sau alb funcţie de temperatură iar cele mai reci cu nuanţe spre albastru sau violet.• Se pun astfel în evidenţă în special contacte imperfecte datorate coroziunii, oxidării, strângerii insuficiente, care datorită rezistenţei mai mari de contact se supraîncălzesc. În timp, astfel de contacte se întrerup sau se topesc şi conduc la avarii.

• Sensibilitatea metodei este acum foarte mare putându-se măsura variaţii de zecimi de grad fie spaţiale fie temporale. • Camerele de termoviziune permit realizarea de termograme ale echipamentelor în funcţiune localizându-se zonele cu temperaturi mai ridicate. • Ele pot constitui documente utile în analiza defectelor, în îmbunătăţirea proiectării unor echipamente din punct de vedere al regimului termic, ventilaţiei etc.• Prin monitorizarea periodică sau permanentă a staţiilor electrice prin termografie se creşte siguranţa în funcţionare se evită întreruperile crescând fiabilitatea în general.• Înregistrările termografice acumulate în staţii ajută managerii instalaţiilor electrice să ia decizii corecte privind încărcarea echipamentelor, să descopere defecte incipiente cu mult înainte de a se transforma în avarii grave şi în funcţie de gravitatea unor defecte să efectueze remedierile şi reparaţiile.

2,1.4. Monitorizarea compuşilor chimici din ulei• Datorită fenomenelor electrice şi termice sistemul de izolaţie al unui transformator cu izolaţie de hârtie în ulei suferă degradări • Acestea se manifestă prin descompunerea chimică a uleiului, a hârtiei, a unor compuşi de impregnare• Rezultă substanţe reziduale ce se dizolvă în ulei şi pot fi puse în evidenţă prin metode cromatografice sau chimice. • Apar unele gaze specifice, dizolvate în ulei, cum ar fi hidrogenul, oxigenul, monoxidul şi dioxidul de carbon, metanul, etanul etilena şi acetilena, apă,• Aceşti compuşi deteriorează rapid rigiditatea dielectrică a uleiului.• Cunoscându-se care este legătura dintre procentul de gaze dizolvate în ulei şi diferite fenomene electrice, se poate diagnostica natura unor defecte incipiente şi se poate aprecia starea izolaţiei.

• Rata de creştere a procentului de gaze de un anumit timp, poate indica viteza de evoluţie a unui defect cum ar fi: supraîncălzirea unor conexiuni, descărcări parţiale, străpungeri ale izolaţiei, arc electric etc.• În tabelul următor se arată legătura între tipul gazelor dizolvate şi tipul de defect care l-a generat.

Tabelul 4.4. Legătura dintre gazele dizolvate în ulei şi natura defectului

Gaze dizolvate în ulei Formula chimică Tip de defectHidrogen H2 - descărcări parţialeMonoxid şi dioxid de carbon CO, CO2 - străpungeri ale izolaţiei de hârtieMetan şi etan CH4, C2H6 - descompunerea uleiului la

temperatură scăzutăAcetilenă C2H2 - arc electricEtilena C2H4 - descompunerea uleiului la

temperatură ridicată

2.2. Avantajele implementării monitorizarii

• Avantajele implementării monitorizarii într-un sistem complex cu multe echipamente sunt următoarele:

-monitorizează permanent starea tehnică şi funcţionarea echipamentelor,-creşte fiabilitatea echipamentelor şi disponibilitatea instalaţiilor,-asigură durata maximă de viaţă a componentelor care vor fi reparate sau înlocuite numai când este absolut necesar,-permite planificarea din timp a operaţiilor de mentenanţă şi organizarea lor în funcţie de urgenţa lucrărilor,-necesită un buget minim pentru piese de schimb şi manoperă ce poate fi asigurat din timp.-asigură economii importante de piese de schimb şi manoperă

2.3. Dezavantajele introducerii monitorizarri• Ca şi dezavantaje principale ale implementării PdM pot fi enumerate:

-investiţie mare în sisteme de măsurare performante,-cheltuieli mari cu instruirea personalului care utilizează aceste instrumente moderne,-atenţie deosebită în utilizarea instrumentaţiei moderne de monitorizare pentru a evita defectarea ei din nepricepere sau neglijenţă având în vedere costul ridicat,

4.7. Domenii de aplicare a monitorizarii• Datorită avantajelor enumerate care întrec cu mult dezavantajele, monitorizarea se aplica în special în sectoarele în care funcţionarea neîntreruptă este foarte importantă, deoarece penalităţile pentru întreruperi sau producţie nelivrată sunt mult mai mari decât costul reparării echipamentelor.• Este cazul companiilor de producţie şi distribuţie a energiei electrice unde folosirea echipamentelor existente, foarte scumpe, la parametrii optimi, cu un coeficient ridicat de siguranţă, prin implementarea noilor tehnologii constituie soluţia asigurării eficienţei maxime şi a obţinerii unor profituri cât mai mari în condiţiile liberalizării pieţei.• Mai pot fi enumerate şi domeniul prelucrării petrolului, domeniul siderurgic, industria chimică, industria aluminiului, a maselor plastice etc.

• Cel mai semnificativ exemplu îl constituie transformatorul de mare putere care lucrează şi la tensiunile cele mai mari. • Astfel sunt întâlnite uzual în exploatare transformatoare cu puteri de 100- 400MVA cu tensiuni primare de 400 – 750 kV. • Ele asigură interconectarea reţelelor de transport pe mari distanţe la tensiunile cele mai înalte (400kV) cu liniile de transport pe distanţe medii ce lucrează la 110kV. • Avaria la un astfel de transformator poate fi foarte costisitoare de aceea ele au fost primele dotate cu sisteme de monitorizare.• Avariile foarte grave pot produce explozia transformatorului urmată de incendiu şi de deversarea uleiului aprins în zona înconjurătoare, de aceea în jurul acestuia este realizată o cuva de beton care să limiteze incendiul.

Costurile unei avarii grave la un transformator se compun din:costul înlocuirii cu un transformator nou, format din:

costul transformatorului, costul transportului, costul instalării şi al punerii în funcţiune,

costul de reconfigurare al staţiei pentru realimentarea consumatorilor deconectaţi sau, costul daunelor de nealimentare conform contractului.costul energiei electrice contractate de la un alt furnizor în condiţii de avarie,costuri de eliberare a zonei de amplasare de transport al transformatorului defect la un atelier de reparaţii,costul reparaţiilor echipamentelor adiacente afectate de avarie,costuri indirecte cum ar fi amenzile pentru poluarea mediului ambiant, costuri de imagine etc.

• Cel mai grav este cazul unei explozii, mai ales în cazul străpungerii unei treceri izolate a unei borne de înaltă tensiune, când se produce şi un incendiu, sunt avariate şi alte izolatoare învecinate, chiar cuva şi înfăşurările. • Dacă incendiul nu este repede stins, el poate dura şi zile în şir, cantitatea de ulei fiind de ordinul zecilor de tone, practic transformatorul nu mai poate fi reparat.• În cazul exploziei, sunt posibile accidente ale personalului, poluarea mediului cu ulei şi fum, întreruperea alimentării unor consumatori importanţi etc.• De aceea se acordă o mare atenţie actualmente la noi monitorizării stării trecerilor izolate de pe bornele de înaltă tensiune, o mare parte din ele fiind foarte vechi sau din loturi de calitate mai slabă.

• În cazul reparării înainte de producerea defectului se reduce riscul de accidentare a personalului, de defectare a echipamentelor din vecinătate, iar planificarea din timp a reparaţiei micşorează la minim daunele datorate nealimentării consumatorilor.• La un transformator de mare putere s-a constatat că defectele, în marea lor majoritate, evoluează pe perioade lungi de câteva săptămâni sau luni. De aceea monitorizarea "on line" permite prevenirea defectelor majore cu consecinţe grave.• Pentru aceasta, sunt supervizate, înfăşurările, sistemul de izolaţie (în special trecerile izolate), comutatorul cu prize pentru reglajul tensiunii, ventilatoarele şi pompele de ulei, sistemele de automatizare şi protecţie.

Pentru aceasta se măsoară "on line" peste 50 de mărimi fizice diferite, cum ar fi:a) mărimi electrice funcţionale:

tensiunile de linie primare şi secundare (şi cele terţiare dacă sunt trei înfăşurări),curenţii de linie primari şi secundari,puterea electrică primară şi secundară (se poate şi calcula la sistemele de achiziţii numerice)energia electrică vehiculată pe un interval de timp selectat (poate fi şi calculată),frecvenţa,curenţii de scurgere pe conductoarele de împământare.

b) mărimi referitoare la starea izolaţiei:curenţii de fugă prin trecerile izolate de înaltă tensiune,descărcările parţiale din interiorul transformatorului,

c) mărimi fizice şi chimice:temperaturile uleiului în diferite zone (partea superioară a cuvei, bobine, miez)conţinutul de hidrogen dizolvat în ulei,umiditatea uleiului (conţinutul de apă în ulei),nivelul uleiului în conservator,viteza uleiului prin radiatoarele de răcire,zgomotele şi vibraţiile,solicitările mecanice şi presiunea în cuvă.

• Sistemele de monitorizare mai pot înregistra şi starea de funcţionare sau de repaus a bateriilor de răcire ( a pompelor şi a ventilatoarelor care le deservesc).• Se pot astfel contoriza numărul de ore de funcţionare ale fiecărei baterii, informaţie foarte importantă pentru programarea acţiunilor de mentenanţă la aceste subansamble.

• Măsurările "on-line" sunt de obicei completate cu măsurări efectuate periodic "of-line" cum ar fi:

rezistenţa de izolaţie şi tangenta unghiului de pierderi dielectrice,conţinutul de gaze şi apă din ulei determinate prin metode cromatografice,rigiditatea dielectrică a uleiului,rezistenţa şi reactanţa de scurtcircuit,pierderile de putere la mers în gol şi de scurtcircuit.

• Acestea se fac "of line" deoarece nu sunt realizate metode de determinare a lor când transformatorul este în funcţiune. • Se fac cercetări în domeniul senzorilor chimici şi a metodelor de determinare prin calcul pentru a se putea face "on-line" o parte cât mai mare dintre aceste determinări.• Astfel deja au fost anunţate în literatură metode pentru determinarea "on line" a tangentei unghiului de pierderi dielectrice.

Tabel 4.5. Diagnoza defectelor în transformator pe baza unor mărimi monitorizateMărimimonitorizate

InstrumenteMetode de măsurare

Diagnoza defectelorposibile

Localizareadefectelor

termocuple,termorezistenţesenzori cu fibră opticătermografie în infraroşu

Temperaturi

modelare termică

Puncte calde,suprasarcini, îmbătrânireaizolaţiei, determinareaduratei de viaţă rămasă

Izolaţiaînfăşurărilor ,Conexiuni slăbite

Senzori de hidrogenConcentraţia gazelor în uleiAnaliza furfurolului

Concentraţiacompuşilor dizolvaţiîn ulei şi rata lor decreştere în timp Umiditatea uleiului

Conturnări, străpungeriale izolaţiei, descărcăriparţiale, îmbătrânireaizolaţiei

Izolaţia bobinelor

Senzori acusticiDetecţie în radiofrecvenţăSenzori cu fibre opticeCordon Rogowski

Descărcări parţiale,Curenţi de fugă prinizolaţie

Măsurarea curenţilor de fugă

Degradarea izolaţiei,Contaminarea uleiului şideteriorareacaracteristicilor luidielectrice

Izolaţia bobinelorde înaltă tensiuneUleiul detransformator

Monitorizareazgomotelor şivibraţiilor

Senzori de vibraţieMăsurarea amplitudiniivibraţiilor

Slăbirea sistemelor defixare a părţilorcomponente, suprasarcini,contacte slabe

Miezul magnetic,comutatorul subsarcină, fixareabobinelor şi aconexiunilor

• O mare importanţă în realizarea şi implementarea unor sisteme expert care să ajute managerii în diagnoza echipamentelor pentru luarea deciziilor optime din punct de vedere tehnic şi economic o are stabilirea limitelor normale de variaţie a parametrilor monitorizaţi şi plajele de variaţie ce indică defecte incipiente sau stări de degradare ce pot conduce la defectare.• Stabilirea acestor limite este un domeniu de continuă cercetare ce foloseşte statistica matematică dar şi experienţa şi bazele de date adunate în exploatare. Trebuie avut în vedere că multe mărimi au variaţii aleatoare că este necesară şi o corelare a lor în vederea unei diagnoze corecte, că pot interveni şi erori de măsurare care pot masca unele evoluţii nefavorabile. În domeniul măsurării rezistenţei de izolaţie spre exemplu, erorile pot fi şi de 10%, şi depind sensibil de condiţiile de măsurare (starea de umiditate a aerului).

• În concluzie nu trebuie luate nici decizii foarte pesimiste sau exagerat de prevăzătoare care măresc costurile dar nici prea optimiste care să conducă la defectări şi întreruperi.• Având în vedere creşterea continuă a complexităţii echipamentelor şi instalaţiilor, implementarea monitorizarii devine cu atât mai necesară şi mai avantajoasă cu cât preţul sistemelor de monitorizare este în continuă scădere în timp ce costul echipamentelor creşte.• Astfel un sistem de monitorizare pentru un transformator de mare putere poate costa 0,5-1% din preţul acestuia ceea ce arată că avantajele implementării lui sunt incontestabile.• Aceiaşi situaţie se întâlneşte şi în centralele electrice, cu atât mai mult în cele nucleare, unde gradul de siguranţă foarte ridicat impune adoptarea unor măsuri speciale.

• Astfel majoritatea mărimilor sunt măsurate pe trei canale de măsurare, de obicei ce au la bază principii de măsurare diferite. • Dacă unul din canale indică o valoare diferită, se instituie stare de alertă, se contează pe indicaţia celorlalte două dar se declanşează o acţiune de mentenanţă pentru depistarea defectului.• Sistemele de automatizare ale centralei sunt de asemenea dublate sau triplate unele fiind în serviciu iar celelalte supervizează în paralel funcţionarea astfel că, dacă o decizie luată de sistemul de serviciu este eronată, supervizorul blochează comanda şi preia controlul pentru oprirea în siguranţă a instalaţiei.• În concluzie, adoptarea unei strategiei de mentenanţă este o sarcină dificilă şi importantă şi ea trebuie să se bazeze din ce în ce mai mult pe criterii obiective cum ar fi sistemele de monitorizare cu luarea în considerare a celorlalţi factori (economico-financiari, sociali, de imagine, ecologici etc.)