Transformador inmerso en petróleo ¿Cómo dar una advertencia temprana de los accidentes de derrames de petróleo?

Transformador inmerso en aceite , aunque aparentemente menor, puede convertirse en fallas catastróficas, causando incendios, daños ambientales y interrupciones costosas y extendidas. La detección de fugas proactivas no es solo prudente; Es esencial para la resiliencia y la seguridad de la red. Los estudios de la industria sugieren que las fallas del transformador relacionadas con las fugas contribuyen significativamente al tiempo de inactividad no planificado.

Estrategias de detección de fugas y advertencia de núcleo:

Análisis de gas disuelto (DGA): la verificación de salud proactiva

Principio: Análisis regularmente de gases disueltos (como hidrógeno, metano, etileno, CO, CO2) en el aceite de transformador proporciona información profunda sobre fallas incipientes, incluidas las que potencialmente conducen a fugas.
Señales de alerta temprana:
Sobrecalentamiento (puntos calientes): el metano elevado (CH4) y el etileno (C2H4) a menudo apuntan a un sobrecalentamiento localizado. El calor excesivo puede degradar juntas, sellos y soldaduras de tanques, creando posibles rutas de fuga. Las relaciones como CH4/H2 y C2H4/C2H6 son indicadores clave.
Descarga parcial (estrés eléctrico): el hidrógeno (H2) es un marcador primario. La PD puede erosionar el aislamiento cerca de los bujes u otras penetraciones, eventualmente comprometiendo los sellos.
Seguimiento/carbonización: los niveles ascendentes de CO y CO2 pueden indicar la descomposición de la celulosa, lo que potencialmente debilita los componentes estructurales bajo estrés.
Acción: Implemente un cronograma de DGA riguroso (trimestral a anual, o según la criticidad/edad). Los niveles de gas y las proporciones de tendencia meticulosamente. Investigue desviaciones significativas de inmediato.
Monitoreo de presión y vacío: detectar el desequilibrio

Principio: los transformadores de tipo conservador se basan en mantener una presión específica para la cabeza de aceite. Las gotas repentinas en el nivel de aceite del tanque del conservador o las lecturas de presión/vacío pueden indicar una pérdida rápida de aceite.
Señales de alerta temprana:
Caída de presión anormal (por debajo del mínimo esperado).
Aumento anormal del vacío (arriba máximo esperado).
Inesperado, una caída significativa en el indicador de nivel de aceite del conservador.
Acción: instale monitores continuos de presión/vacío con alarmas. Asegúrese de que los medidores de nivel sean visibles y verificados durante las rondas. Los cambios de presión rápida exigen investigación inmediata.
Imágenes térmicas (inspecciones infrarrojas): ver la firma de calor

Principio: las cámaras IR detectan las diferencias de temperatura de la superficie. Las fugas de aceite a menudo se manifiestan a medida que las rayas más frías (gotas de aceite evaporándose) o puntos calientes localizados (que indican causas posibles de raíz como conexiones de sobrecalentamiento).
Señales de alerta temprana:
Rayas frías: visibles por debajo de los puntos de fuga potenciales como juntas, soldaduras, válvulas o bujes, especialmente en comparación con la superficie del tanque circundante más seco.
Manchas calientes: conexiones cercanas o en superficies del tanque, lo que puede indicar problemas subyacentes que estresan los componentes y provocan fugas.
Acción: Realice encuestas IR regulares (anuales o semestralmente). Concéntrese en áreas y conexiones propensas a fugas conocidas. Hallazgos de documentos para comparación.
Monitoreo de nivel de petróleo e inspecciones visuales: los fundamentos

Principio: el seguimiento directo del nivel de aceite y examinar físicamente el transformador sigue siendo vital, aunque a menudo reactivo para fugas lentas.
Señales de alerta temprana:
Dropa de nivel de aceite gradual: una tendencia descendente constante en el tanque principal o el nivel del conservador, confirmado con el tiempo, indica una fuga lenta.
Manchas de aceite visible: manchas de aceite fresco o extendido en el exterior del tanque, la base, el suelo o el equipo cercano.
Áreas húmedas/húmedas: alrededor de juntas, soldaduras, bridas, válvulas de drenaje, conexiones de radiador o bujes.
Aceite de goteo: el goteo activo es un signo claro y urgente.
Acción: Implemente inspecciones visuales frecuentes (mensuales o trimestrales). Use indicadores/sensores de nivel robusto con capacidad de tendencia. Entrenamiento del personal para reconocer los primeros signos de filtración.
Implementación de un programa de alerta temprana efectiva:

Enfoque basado en el riesgo: priorice la frecuencia de monitoreo y los métodos basados en la crítica del transformador, la edad y el historial operativo.
Integración: combinar métodos. DGA proporciona una visión interna profunda, mientras que las inspecciones IR y visuales detectan manifestaciones externas. El monitoreo de presión ofrece alertas de fuga rápidas.
Tendencias de datos: recopilar y tendencia a todos los datos de monitoreo. Los pequeños cambios a lo largo del tiempo son a menudo las advertencias tempranas más reveladoras.
Umbrales de alarma: establecer alarmas científicamente justificadas y conservadoras para gases DGA, presión y nivel de petróleo. Evite las alarmas molestas.
Personal capacitado: asegúrese de que el personal comprenda la importancia de cada técnica de monitoreo y los protocolos de respuesta requeridos.
Mantenimiento proactivo: use advertencias tempranas para programar el mantenimiento planificado (por ejemplo, reemplazo de sellos, reparación del buje, inspección de soldadura) durante las interrupciones controladas, evitando las interrupciones forzadas.

La detección de fugas de aceite no es una sola acción, sino una estrategia continua e integrada. Al emplear sistemáticamente la DGA para la detección interna de fallas, el monitoreo de la presión para una indicación rápida de fugas, IR para problemas relacionados con el calor y controles visuales y de aceite diligentes, los servicios públicos y los operadores pueden cambiar de extinción de incendios reactivos a una gestión proactiva.