BR102015028857A2 - sistema e meio legível por computador não transitório - Google Patents

Abstract

resumo “sistema e meio legível por computador não transitório” trata-se de sistema que inclui um dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador de potência que tem conjunto de circuitos de memória que armazena uma pluralidade de modelos. cada um dentre a pluralidade de modelos compreende correlações entre combinações potenciais de dados de transformador de potência operacionais e não operacionais e condições potenciais de um ou mais subsistemas de um transformador de potência e inclui um modelo com base em física e um modelo empírico. o sistema inclui conjunto de circuitos de comunicação configurado para receber uma combinação particular de dados de transformador de potência operacionais e não operacionais relacionados ao transformador de potência. o sistema inclui conjunto de circuitos de processamento configurados para fornecer a combinação particular de dados de transformador de potência operacionais e não operacionais como entradas para a pluralidade de modelos, determina um diagnóstico para o transformador de potência a partir de saídas da pluralidade de modelos, determina um prognóstico para o transformador de potência das saídas da pluralidade de modelos e exibe o diagnóstico e o prognóstico para o transformador de potência em um dispositivo de exibição.

Description

“SISTEMA E MEIO LEGÍVEL POR COMPUTADOR NÃO TRANSITÓRIO” Antecedentes [001] A matéria revelada no presente documento refere-se a transformadores de energia elétrica e, mais especificamente, para condicionar o monitoramento e a avaliação para transformadores de energia elétrica.

[002] As redes de energia elétrica modernas podem incluir diversas subestações elétricas, em que cada uma inclui uma variedade de equipamentos para facilitar a conversão de energia elétrica produzida por uma ou mais instalações de produção de potência (por exemplo, usinas de energia nuclear, usinas de energia de gaseificação de carvão, usinas de energia com base em turbina a gás, usinas de energia hidroelétrica, etc.). Tais subestações elétricas incluem, por exemplo, transformadores de energia, chamados doravante de transformadores, que recebem energia elétrica em uma primeira tensão e emite energia elétrica em uma segunda tensão. Os transformadores modernos são relativamente dispositivos complexos que incluem diversos componentes que podem falhar de diversas maneiras diferentes durante a vida útil média prevista de 40 anos do transformador. Como tal, os transformadores podem receber regularmente manutenção e inspeções programadas para garantir a operação apropriada. No entanto, visto que as equipes de manutenção podem ser limitadas em número, a manutenção e inspeção de transformadores podem ser bem programadas com antecedência (por exemplo, 6 meses ou mais com antecedência). Adicionalmente, visto que a infraestrutura não é completamente homogênea, transformadores diferentes dentro da rede de energia elétrica podem envelhecer ou se desgastar em taxas diferentes. Infelizmente, os reparos existentes de transformadores não se destinam a esses problemas de uma maneira eficaz.

Breve Descrição [003] As determinadas realizações comensuradas no escopo com a invenção originalmente reivindicada são resumidas abaixo. Essas realizações não são destinadas a limitar o escopo da invenção reivindicada, mas, de preferência, essas realizações são destinadas apenas a fornecer um breve resumo das possíveis formas da invenção. De fato, a invenção pode abranger uma variedade de formas que podem ser similares ou diferentes das realizações estabelecidas abaixo.

[004] Em uma realização, um sistema inclui um dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador de potência que tem conjunto de circuitos de memória que armazena uma pluralidade de modelos. Cada um dentre a pluralidade de modelos compreende correlações entre combinações potenciais de dados de transformador de potência operacionais e não operacionais e condições potenciais de um ou mais subsistemas de um transformador de potência e inclui a modelo com base em física e um modelo empírico. O sistema inclui conjunto de circuitos de comunicação configurado para receber uma combinação particular de dados de transformador de potência operacionais e não operacionais relacionados ao transformador de potência. O sistema inclui conjunto de circuitos de processamento configurado para fornecer a combinação particular de dados de transformador de potência operacionais e não operacionais as entradas para as pluralidade de modelos, determina a diagnóstico para o transformador de potência das saídas das pluralidade de modelos, determina a prognóstico para o transformador de potência das saídas da pluralidade de modelos, e exibe o diagnóstico e o prognóstico para o transformador de potência em um dispositivo de exibição.

[005] Em uma realização, um método inclui receber dados operacionais e dados não operacionais relacionados a um transformador de potência de uma rede elétrica. O método inclui fornecer uma combinação dos dados operacionais e não operacionais como entradas para uma pluralidade de modelos, em que a pluralidade de modelos compreende tanto correlações com base em física quanto correlações estatísticas entre combinações potenciais de dados operacionais e não operacionais e condições potenciais do transformador de potência. O método também inclui determinar um diagnóstico e um prognóstico para o transformador de potência de saídas da pluralidade de modelos em resposta às entradas. O método inclui adicionalmente apresentar o diagnóstico e prognóstico para o transformador de potência.

[006] Em uma realização, um meio legível por computador não transitório armazena instruções executáveis por um processador de um dispositivo eletrônico. As instruções incluem instruções para receber, por meio de uma interface de rede ou mecanismos de importação de dados, dados operacionais e dados não operacionais relacionados a uma pluralidade de subsistemas de um transformador de potência de uma rede elétrica de um ou mais dispositivos de monitoramento conectados associados ao transformador de potência. As instruções incluem mecanismos para usar uma ou mais correlações com base em física e uma ou mais correlações estatísticas de uma pluralidade de modelos armazenados para identificar condições da pluralidade de subsistemas do transformador de potência da combinação dos dados operacionais e não operacionais; As instruções incluem mecanismos para determinar um diagnóstico e um prognóstico para o transformador de potência com base nas condições identificadas da pluralidade de subsistemas do transformador de potência. As instruções incluem adicionalmente mecanismos para apresentar o diagnóstico e prognóstico para a pluralidade de subsistemas do transformador de potência e para o transformador de potência como um todo.

Breve Descrição dos Desenhos [007] Essas e outras funções, aspectos e vantagens da presente invenção serão mais bem entendidas quando as seguintes descrições detalhadas forem lidas com referência aos desenhos anexos, nos quais caracteres semelhantes representam partes semelhantes ao longo dos desenhos apresentados no presente documento: - A Figura 1 é uma vista esquemática de uma realização de uma rede de energia elétrica que inclui pelo menos um dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador; - A Figura 2 é uma vista esquemática que ilustra o fluxo de dados operacionais e não operacionais para o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador, de acordo com uma realização da presente abordagem; - A Figura 3 é uma vista esquemática de uma realização do dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador que ilustra entradas, saídas e certos componentes internos do dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador; e - A Figura 4 é um fluxograma que ilustra uma realização de um processo pelo qual o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador pode determinar um diagnóstico e prognóstico para o transformador com base em uma combinação de dados operacionais e não operacionais.

Descrição Detalhada [008] Uma ou mais realizações específicas da presente invenção serão descritas abaixo. Em um esforço para fornecer uma descrição concisa dessas realizações, todos os recursos de uma implantação real podem não ser descritos neste relatório descritivo. Deve-se observar que no desenvolvimento de qualquer tal implantação real, como em qualquer projeto de engenharia ou desenho, inúmeras decisões específicas de implantação devem ser realizadas para alcançar os objetivos específicos dos desenvolvedores, tais como, conformidade com as restrições relacionadas ao sistema e relacionadas ao negócio, que podem variar de uma implantação para outra. Além do mais, deve ser observado que tal esforço de desenvolvimento pode ser complexo e demorado, mas, seria, contudo, uma tarefa rotineira de projeto, fabricação e manufatura para os elementos de habilidade comum na técnica que têm o benefício desta revelação.

[009] Ao introduzir os elementos de diversas realizações da presente invenção, os artigos “um”, “uma”, “o”, "a", “dito” e "dita" são destinados a significar que existem um ou mais dos elementos. Os termos “que compreende”, “que inclui” e “que tem” são destinados a serem inclusivos e significam que podem existir elementos adicionais além dos elementos listados.

[010] Conforme usado no presente documento, “dados operacionais” se refere aos dados que representam a situação em tempo real ou próxima ao tempo real, desempenho e carregamento de equipamento de sistema de energia. Os dados operacionais incluem quaisquer informações fundamentais usadas por operadores para monitorar e controlar a rede elétrica. Uma lista não limitante de dados de operação exemplificativos inclui: situação de disjuntor (por exemplo, aberto ou fechado), corrente de linha, tensões de barramento, carregamento de transformador (por exemplo, energia real e reativa), alarmes de subestação (por exemplo, temperatura alta, pressão baixa, intrusão), vetores de corrente e tensão por fase, carregamento de transformador (sobrecarga), eventos de corrente e tensão transitórios, temperatura ambiente, resistência de enrolamento, reatância de vazamento, corrente de excitação de núcleo, perda de núcleo e fator de potência de excitação e/ou solo de núcleo. Os dados operacionais podem incluir geralmente itens de dados sequenciador por tempo que são representantes de valores ou quantidade em tempo real ou próximos ao real. Os dados operacionais podem ser coletados por um dispositivo de monitoramento conectado (por exemplo, um dispositivo de monitoramento de campo, uma unidade de terminal remoto (RTU), um dispositivo eletrônico inteligente (IED), um concentrador de dados, um componente com rede da rede de energia elétrica, etc.) que monitora a operação de um transformador. Conforme usado no presente documento, “não operacional” se refere a itens de dados para os quais o usuário primário é outra pessoa além dos operadores da rede de energia elétrica. Por exemplo, embora os operadores possam ser interessados em uma quantidade limitada de dados não operacionais, os consumidores primários de dados não operacionais pode ser, por exemplo, uma equipe de engenharia e/ou manutenção. Uma lista não limitante de dados não operacionais exemplificativos inclui: registros de registro de falha digital, indicador de desgaste de contato de disjuntor, dados de placa de identificação (por exemplo, classificação nominal, classificação de corrente), fator de potência de enrolamento, fator de potência de casquilho, razão de voltas de enrolamento, grupo de vetor de enrolamento, dados de fabricação, registros de manutenção, registros de evento de estresse, valor contábil de ativos, valor residual de ativos, prazo de ativo, lista de inventário de parte sobressalente e custos associados, registros de falha, registros de dados de quaisquer dispositivos dentro da mesma subestação, imageamento térmico e um modelo de rede de distribuição de potência para a rede de energia elétrica. Em certas realizações, pelo menos uma porção dos dados não operacionais pode ser coletada pelos mesmos dispositivos que coletam os dados operacionais (por exemplo, dispositivo de monitoramento conectado, um dispositivo de monitoramento de campo, uma RTU, um IED, um concentrador de dados, um componente com rede da rede de energia elétrica, etc.). Para tais realizações, os dados não operacionais podem estar na forma de um arquivo de dados que inclui uma coleção de dados históricos e tendências reunidos durante um período de tempo. Em certas realizações, pelo menos uma porção de os dados não operacionais pode estar na forma de relatórios (por exemplo, ordens de compra, relatórios de inventário, relatórios de manutenção e assim por diante) que são digitalizados automática (por exemplo, com o uso de reconhecimento de caráter óptico (OCR)) ou manualmente (por exemplo, com o uso de entrada de dados manual) e armazenados em um banco de dados ou outro repositório de dados adequado para facilitar acesso eletrônico. Pode ser verificado que certos dados, como dados de análise de gás dissolvido (DGA) de óleo de transformador, podem ser considerados tanto em dados operacionais quanto em dados não operacionais em realizações diferentes dependendo de como os dados são coletados (por exemplo, por meio de um dispositivo conectado em tempo real ou tempo próximo ao real ou por meio de uma medição manual quando o transformador está desconectado). Outros exemplos de dados operacionais e dados não operacionais são fornecidos no documento de Patente no U.S. 8.484.150, que é incorporado a título de referência no presente documento em sua totalidade para todos os propósitos.

[011] Conforme apresentado acima, os transformadores incluem diversos componentes que podem falhar em diversas maneiras diferentes. Se o transformador for monitorado, por exemplo, com o uso de uma unidade de terminal remoto (RTU), um dispositivo eletrônico inteligente (IED) ou um dispositivo de monitoramento conectado similar, então, a manutenção do transformador pode ser realizada em resposta a uma condição particular. Isso é geralmente chamado de manutenção com base em condição. A manutenção com base em condição oferece vantagens sobre manutenção estritamente com base em cronograma em termos de aprimorar a eficácia de equipe de manutenção, aprimorar a expectativa de vida dos transformadores de energia e distúrbios de potência limitantes na rede de energia elétrica. No entanto, na ausência da presente revelação, a manutenção com base em condição é tipicamente acionada por falha completa ou parcial de um ou mais dos componentes do transformador (por exemplo, eventos de sinalizador vermelho).

[012] No entanto, visto que transformadores modernos incluem diversos subsistemas inter-relacionados que pode falhar de diversas maneiras independentes ou inter-relacionadas, é desejável monitorar cada subsistema do transformador e para usar combinação de monitoramento de dados operacionais e não operacionais para determinar um diagnóstico e prognóstico para o transformador. Em conformidade, as presentes realizações são direcionadas em direção a um dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador, que é um dispositivo de computação (por exemplo, um sistema eletrônico com base em processador) que recebe dados operacionais e não operacionais que pertencem a um transformador e fornece esses dados como entrada para diversos modelos de software de computador armazenados (doravante, “modelos”). Esses modelos armazenados incluem um modelo com base em física que correlaciona combinações de valores de dados operacionais e não operacionais particulares com fenômenos físicos particulares associados a uma condição de cada subsistema do transformador e/ou o transformador como um todo, de acordo com as físicas que regem a operação e a falha de cada subsistema de transformador. Adicionalmente, os modelos armazenados incluem um modelo empírico que correlaciona combinações de valores de dados operacionais e não operacionais particulares com condições particulares associadas a cada subsistema do transformador e/ou do transformador como um todo, de acordo com tendências estatísticas arrastadas e conhecimento de especialista de questões que transformadores particulares tendem a experimentar. Esses modelos armazenados fornecem como saídas um diagnóstico de transformador (por exemplo, um relatório de diagnóstico gerado por computador), que pode incluir um índice de integridade, um valor de confiança e ação de prescrição, bem como um prognóstico de transformador (por exemplo, um relatório de prognóstico gerado por computador), que pode incluir uma probabilidade de falha, uma vida útil prevista e uma probabilidade de eventos. O dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador também pode incluir uma interface de usuário gráfico (GUI) que exibe o diagnóstico e prognóstico de transformador de uma maneira simplificada (por exemplo, faixas numéricas, codificação de cor, representações visuais na forma de calibradores ou barras de indicador) que são informativos para os usuários que não são especialistas em projeto ou operação de transformador.

[013] Levando o antecedente em conta, a Figura 1 ilustra uma porção de uma rede de energia elétrica 10. A rede de energia elétrica 10 inclui a utilidade elétrica 12, que pode incluir ou hospedar diversos sistemas para controlar e monitorar a rede de energia elétrica 10. Por exemplo, a utilidade elétrica 12 pode incluir pelo menos um sistema de controle e/ou monitoramento 14, tal sistema de aquisição de controle e dados de supervisão (SCADA), um sistema de gerenciamento de energia (EMS), um sistema de gerenciamento de distribuição (DMS), um sistema de controle distribuído (DCS) ou combinações dos mesmos, para controlar e/ou monitorar a rede 10. O sistema de controle e/ou monitoramento 14 pode ser acoplado de modo comunicativo a uma rede local 16 que pode habilitar o sistema de controle e/ou monitoramento 14 a se comunicar com outros dispositivos locais (por exemplo, sistema de banco de dados/histórico 18) e com equipamento disposto em uma ou mais subestações elétricas 20 por meio da rede de utilidade 22. O sistema de banco de dados/histórico 18 pode ser qualquer repositório de dados adequado (por exemplo, um sistema de gerenciamento de ativo (AMS), um sistema de gerenciamento de manutenção de computador (CMMS), um sistema de planejamento de recurso de empreendimento (ERP), etc.) que armazena informações em relação à fabricação, à aquisição, à instalação, à operação, à manutenção e histórico de inspeção, o histórico de evento e/ou falha e assim por diante, para os transformadores da rede de energia elétrica 10. Em certas realizações, o sistema de banco de dados/histórico 18 pode ser povoado com a maior parte ou completamente de dados não operacionais recebidos diretamente de dispositivos acoplados à rede de utilidade 22 e/ou dados não operacionais automaticamente coletados ou manualmente inseridos de diversos relatórios (por exemplo, ordens de compra, relatórios de inventário, relatórios de manutenção e assim por diante).

[014] Conforme ilustrado na Figura 1, uma subestação elétrica 20 pode incluir equipamento que facilita a conversão de energia elétrica dentro da rede de energia elétrica 10. Por exemplo, a subestação elétrica 20 inclui pelo menos um transformador 24 que, em geral, converte energia elétrica de uma primeira tensão para uma segunda tensão. Tais transformadores 24 são discutidos em maiores detalhes abaixo. A subestação elétrica 20 também inclui pelo menos um dispositivo de monitoramento conectado 26 (por exemplo, um relé, uma RTU, um IED, um concentrador de dados, etc.) que coleta dados de sensores que medem o desempenho do equipamento da subestação elétrica 20. Em particular, conforme ilustrado na Figura 1, os dispositivos de monitoramento conectados 26 podem ser usados para monitorar o desempenho do transformador 24 (por exemplo, cada subsistema do transformador 24) durante a operação.

[015] Adicionalmente, outro equipamento que pode estar presente na subestação elétrica 20 pode incluir, por exemplo, um relé protetor 28 e/ou um medidor de subestação 30. Deve ser verificado que, em certas realizações, outro equipamento também pode estar presente na subestação elétrica 20, como diversos comutadores, trocadores de tampão, sensores, monitores ou qualquer outro equipamento adequado útil na conversão de energia elétrica dentro da rede de energia elétrica 10. Adicionaimente, conforme ilustrado na Figura 1, a subestação elétrica 20 pode incluir uma rede local 32 que habilita dispositivos acoplados à rede local (por exemplo, dispositivo de monitoramento conectado 26, relé protetor 28, medidor de subestação 30 e assim por diante) para se comunicar uns com os outros, por meio da rede local 32, e para se comunicar com dispositivos ou sistemas remotos, como o sistema de controle e/ou monitoramento 14, sistema de banco de dados/histórico 13, e assim por diante, por meio da rede de utilidade 22.

[016] Conforme ilustrado na Figura 1, a rede de energia elétrica 10 pode incluir um ou mais dispositivos de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 (por exemplo, dispositivos de computação com base em processador). Em certas realizações, conforme ilustrado na Figura 1, um dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 pode ser disposto na utilidade elétrica 12 e acoplado à rede local 16, que habilita o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 a se comunicar com sistemas locais (por exemplo, o sistema de controle e/ou monitoramento 14, o sistema de banco de dados/histórico 18 e assim por diante), bem como outros dispositivos dispostos na subestação elétrica 20, como o dispositivo de monitoramento conectado 26, o relé de proteção 28, o medidor de subestação 30, e assim por diante, por meio da rede de utilidade 22. Em certas realizações, conforme ilustrado na Figura 1, um dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 pode, adicional ou de modo alternativo, estar disposto na subestação elétrica 20 e acoplado à rede local 32, que habilita o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 a se comunicar com outros dispositivos locais (por exemplo, dispositivo de monitoramento conectado 26, relé de proteção 28, medidor de subestação 30), bem como sistemas (por exemplo, o sistema de controle e/ou monitoramento 14, o sistema de banco de dados/histórico 18) disposto na utilidade elétrica 12 por meio da rede de utilidade 22. Adicionalmente, em certas realizações, o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 disposto na utilidade 12 ou na subestação 20 pode ser acessível por meio de uma Internet ou portal da Web (por exemplo, acoplado às redes locais 16 ou 32, ou acoplados à rede de utilidade 22) para habilitar usuários remotos a usar o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34. Como tal, independentemente de se o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 está disposto na utilidade elétrica 12, a subestação elétrica 20, ou ambos, o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 é geralmente acoplado de modo comunicativo a qualquer número de dispositivos e sistemas da rede de energia elétrica 10 para fornecer a funcionalidade discutida em detalhes abaixo.

[017] O dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 é geralmente um dispositivo de computação com base em processador que recebe informações (por exemplo, dados analógicos e digitais) de diversas fontes, e essas informações são, então, processadas a fim de determinar um diagnóstico e prognóstico para o transformador 24. A Figura 2 é uma vista esquemática que ilustra o fluxo de informações para o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 de diversas fontes dentro da rede de energia elétrica 10 para uma realização exemplificativa. Para a realização ilustrada na Figura 2, o transformador 24 inclui diversos subsistemas (por exemplo, um subsistema de tanque principal 50, um subsistema de casquilhos 52, um subsistema de resfriamento 54 e um subsistema de trocador de tampão 56), em que cada um é monitorado por um respectivo dispositivo de monitoramento conectado (por exemplo, dispositivos de monitoramento conectados 26A, 26B, 26C e 26D). Em outras realizações, qualquer número adequado de subsistemas e/ou dispositivo de monitoramento pode ser associado ao transformador 24. Em outras realizações, o transformador 24 pode ser dividido em ou incluir outros subsistemas, como subsistemas de proteção de transformador, subsistemas de isolamento, subsistemas mecânicos, subsistemas magnéticos, subsistemas elétricos e assim por diante. Adicionalmente, em certas realizações, certos subsistemas podem incluir múltiplos dispositivos de monitoramento conectados 26 com capacidade para medir parâmetros diferentes do subsistema, enquanto em outras realizações, um único dispositivo de monitoramento conectado 26 pode coletar uma porção dos dados operacionais 58 de diversos dispositivos de detecção, respectivamente, associados aos diversos subsistemas 50, 52, 54 e 56 do transformador 24.

[018] Para a realização ilustrada na Figura 2, os dispositivos de monitoramento conectados 26A-D podem realizar respectivamente medições da operação de cada um dos subsistemas do transformador 24 a fim de determinar pelo menos uma porção dos dados operacionais 58 e/ou dos dados não operacionais 62 para o transformador 24. Por exemplo, em termos de dados operacionais 58, o dispositivo de monitoramento conectado 26B pode incluir um ou mais sensores elétricos que realizam medições indicativas do desempenho elétrico do subsistema de casquilhos 52 do transformador 24 durante a operação. O dispositivo de monitoramento conectado 26C pode incluir um ou mais sensores de temperatura que realizam medições de temperatura indicativas do desempenho térmico do subsistema de resfriamento 54 do transformador 24 durante a operação. O dispositivo de monitoramento conectado 26D pode incluir um ou mais sensores elétricos que realizam medições elétricas indicativas do desempenho elétrico do subsistema de trocador de tampão 56 do transformador 24 durante a operação. Em certas realizações, os dados operacionais 58 também podem incluir dados recebidos de outros dispositivos (por exemplo, relés de proteção 28, medidores de subestação 30 ou qualquer outro dispositivo em rede) que são dispostos na mesma subestação elétrica 20 como o transformador 24, que também pode ser indicativo do desempenho do transformador 24. Em certas realizações, os dados operacionais 58 podem, adicional ou de modo alternativo, incluir dados que são recebidos do sistema de controle e/ou monitoramento 14 que são indicativos do desempenho do transformador 24.

[019] Para a realização ilustrada, em termos de dados não operacionais 62, o dispositivo de monitoramento conectado 26A pode ser um dispositivo de análise dissolvida conectado (DGA) que pode ter capacidade para analisar o óleo contido no subsistema de tanque principal 50. O óleo no tanque principal geralmente serve para isolar eletricamente, proteger e resfriar os enrolamentos e o núcleo do transformador 24. Como tal, DGA desse óleo pode fornecer informações importantes em relação à operação do transformador 24, incluindo indicações precoces de falhas de transformador de potencial. Por exemplo, DGA pode medir um aumento no conteúdo de metal do óleo, que pode ser indicativo de decomposição de metal de alta temperatura dos enrolamentos do transformador 24. De modo similar, DGA também pode medir um aumento em conteúdo de celulose do óleo, que pode indicar que um material de isolamento do transformador 24 está de decompondo. Em conformidade, em certas realizações, os dados de DGA (por exemplo, coletados pelo dispositivo de monitoramento conectado 26A) pode ser parte dos dados não operacionais 62 fornecidos para o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 tanto direta quanto indiretamente (por exemplo, após ser armazenados em e recuperados a partir do sistema de banco de dados/histórico 18). Pode ser verificado que, visto que os dados de DGA podem ser indicativos ou uma condição em tempo real ou tempo próximo ao real do transformador 24, em certas realizações, os dados de DGA podem ser adicionais ou de modo alternativo tratados como dados operacionais 58.

[020] O dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 também recebe dados operacionais ou não operacionais 62 para uso na determinação de um diagnóstico e prognóstico para o transformador 24. Por exemplo, conforme ilustrado na Figura 2, os dados não operacionais 62 podem incluir dados de manutenção 64 e dados de ativo 66 fornecidos pelo sistema de banco de dados/histórico 18. Esses dados de manutenção 64 podem incluir medições (por exemplo, imagens térmicas infravermelhas, medições elétricas e assim por diante) que são coletados durante a manutenção ou inspeção do transformador 24, geralmente, enquanto o transformador está desconectado. Adicionalmente, os dados de manutenção 64 podem incluir dados relacionados a falhas ou eventos experimentados pelo transformador 24 (por exemplo, tipo, data e causa de falha), bem como dados relacionados a inspeções e reparos realizados no transformador 24 (por exemplo, descrições de serviço, partes substituídas ou reparadas, datas de serviço). Os dados de ativo 66 podem incluir, por exemplo, dados geralmente relacionados à fabricação, à instalação, à localização geográfica, à compra, o valor ou o custo do transformador 24 (por exemplo, números de parte, números de série, dados de fabricação, número de modelo, dados de placa de identificação). Em certas realizações, os dados de ativo também podem incluir um modelo da rede de energia elétrica 10, que indica a posição relativa e conectividade do transformador 24 em relação aos outros componentes da rede de energia elétrica 10. Em conformidade, o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 pode receber os dados operacionais 58 e os dados não operacionais 62 dessas diversas fontes para uso na determinação do diagnóstico e prognóstico 60 para o transformador 24.

[021] A Figura 3 é uma vista esquemática 70 que ilustra entradas 72, saídas 74 e certos componentes internos do dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 para uma realização exemplificativa. Conforme ilustrado na Figura 3, o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 inclui conjunto de circuitos de memória 76 (por exemplo, conjunto de circuitos de memória não volátil ou outro dispositivo de armazenamento de dados) com capacidade para armazenar instruções, bem como diversos modelos 78, que são discutidos em maiores detalhes abaixo. O dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 também inclui conjunto de circuitos de processamento 80 (por exemplo, um microprocessador de propósito geral, um circuito integrado específico de aplicativo (ASIC) ou outro conjunto de circuitos de processamento adequado) com capacidade para executar instruções para fornecer as entradas 72 para os modelos armazenados 78 e para determinar as saídas 74 dos modelos armazenados 78. O dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador ilustrado 34 também inclui conjunto de circuitos de comunicação 82 (por exemplo, uma interface com fio e/ou sem fio de cartão de rede) para habilitar o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 a se comunicar com dispositivos e sistemas nas redes locais e remotas, conforme discutido acima. Adicionalmente, o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador ilustrado 34 inclui dispositivos de entrada 84 (por exemplo, um mouse, um teclado, um dispositivo sensível ao toque) e dispositivos de saída 86 (por exemplo, um dispositivo de exibição fixo ou móvel) para habilitar um usuário local ou remoto a interagir com (por exemplo, fornecer informações para, receber informações de) o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34.

[022] Conforme mencionado acima, o conjunto de circuitos de memória 76 do dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 armazena diversos modelos 78 que recebem as entradas 72, a saber, os dados operacionais 58 e os dados não operacionais 62 discutidos acima e fornece as saídas 74 que são discutidas em detalhes abaixo. Conforme mencionado acima, esses modelos armazenados 78 incluem pelo menos um modelo com base em física 88 e pelo menos um modelo empírico 90. Por exemplo, em certas realizações, pode haver um ou mais modelos com base em física 88 e um ou mais modelos empíricos 90 para cada subsistema (por exemplo, o subsistema de tanque principal 50, o subsistema de casquilhos 52, o subsistema de resfriamento 54 e o subsistema de trocador de tampão 56) do transformador 24. Em certas realizações, pode haver um ou mais modelos com base em física 88 e um ou mais modelos empíricos 90 para o transformador 24 como um todo. Adicionalmente, em certas realizações, cada um dos modelos armazenados 78 pode ser implantado na forma de uma coleção de equações, gráficos, diagramas, tabelas de consulta e assim por diante, que armazenam as correlações entre combinações possíveis de dados operacionais 58 e dados não operacionais 62 e o estado atual e futuro do transformador 24.

[023] Cada modelo com base em física 88 correlaciona ou associa combinações possíveis de valores de os dados operacionais 58 e os dados não operacionais 62 com fenômenos físicos particulares que podem ocorrer dentro do transformador 24, com base na física que rege a operação e a falha do transformador 24. Por exemplo, em certas realizações, os modelos com base em física 88 podem incluir um modelo físico que armazena correlações entre combinações potenciais de valores para dados operacionais 58 (por exemplo, dados de DGA indicam um aumento no conteúdo de metal do óleo) e valores não operacionais de dados particulares (por exemplo, a idade do transformador, imagens de câmera infravermelha) com fenômenos físicos particulares (por exemplo, decomposição de metal nos enrolamentos ou em uma interface) que pode ocorrer dentro do transformador 24 durante a operação. Em certas realizações, visto que múltiplas entidades físicas (por exemplo, múltiplos subsistemas de transformador) podem contribuir para a operação e falha do transformador 24, um ou mais modelos físicos complexos 88 com base nessas múltiplas entidades físicas podem ser implantados.

[024] Cada modelo empírico 90 correlaciona combinações possíveis de valores dos dados operacionais 58 e dados não operacionais 62 com condições particulares do transformador 24 com base em tendências estatísticas arrastadas e conhecimento de especialista de questões que o transformador 24 tende a ter. Por exemplo, um modelo empírico 90 pode incluir correlações que têm como base tendências que foram identificadas através de análise estatística de dados operacionais 58 e dados não operacionais 62 anteriormente coletados. Por exemplo específico, um modelo empírico 90 pode armazenar uma correlação estatisticamente identificada entre certos valores dos dados operacionais 58 (por exemplo, fatores de energia de casquilhos) e dados não operacionais 62 (por exemplo, idade e modelo do transformador) e certas condições do transformador 24 (por exemplo, uma falha iminente do subsistema de casquilhos 52 do transformador 24). Além disso, em certas realizações, um modelo empírico 90 pode incluir correlações que têm como base tendências identificadas por especialistas (por exemplo, engenheiros de transformador de potência) com base nas experiências do especialista em transformadores similares de manutenção e diagnóstico. Por exemplo específico, um modelo empírico 90 pode armazenar uma correlação, com base no conhecimento de especialista ou experiência, que o subsistema de casquilhos 52 de certos modelos de transformadores tendem a falhar após aproximadamente 5 anos de uso.

[025] Em conformidade, para a realização ilustrada na Figura 3, o conjunto de circuitos de processamento 80 do dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 pode utilizar as entradas 72 e modelos 78 para determinar as saídas 74. Para a realização ilustrada na Figura 3, as saídas 74 incluem um diagnóstico de transformador 92, um prognóstico de transformador 94, bem como classificação de frota e informações de planejamento de capacidade 96. Para a realização ilustrada na Figura 3, o diagnóstico de transformador 92 inclui um índice de integridade 98, um índice de confiança 100, bem como ação de prescrição 102. O prognóstico de transformador ilustrado 94 inclui uma probabilidade de falha 104, uma vida útil prevista 106 e uma probabilidade de eventos 108 para o transformador 24. Pode ser verificado que, em certas realizações, a saída 74 do dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 pode ser geralmente projetada para ser não técnica. Em outras palavras, em certas realizações, um usuário do dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 não precisa ser um especialista em projeto ou manutenção de transformador para ter capacidade para chegar às conclusões significativas sobre a condição atual e futura do transformador 24 das saídas 74. Adicionalmente, em certas realizações, o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 podem gerar a saída 74 (por exemplo, o diagnóstico de transformador 92 e/ou o prognóstico de transformador 94) para cada subsistema (por exemplo, o subsistema de tanque principal 50, o subsistema de casquilhos 52, o subsistema de resfriamento 54, o subsistema de trocador de tampão 56, etc.) do transformador 24 e/ou para o transformador 24 como um todo.

[026] Em conformidade, o diagnóstico de transformador 92 é uma representação da integridade atual do transformador 24, bem como uma coleta de recomendações (por exemplo, inspeção, manutenção, e/ou controle recomendações) para o transformador 24. O índice de integridade 98 do diagnóstico de transformador 92 pode, em certas realizações, ser um valor numérico dentro de uma faixa particular (por exemplo, um número entre 1 e 10 ou entre 1 e 100) que é indicativo da integridade do transformador 24. Em certas realizações, o índice de integridade 98 pode ser uma cor particular dentro de uma faixa de cores (por exemplo, verde para boa integridade de transformador, amarelo para integridade moderada de transformador e vermelho para integridade insuficiente de transformador). O valor de confiança 100 do diagnóstico de transformador 92 pode, em certas realizações, ser um valor numérico dentro de uma faixa particular (por exemplo, um número entre 1 e 10 ou entre 1 e 100) que é indicativo do grau de confiança que o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 tem em relação ao índice de integridade 98. Ou seja, o valor de confiança 100 pode ser uma representação de quão bem a combinação de valores das entradas 72 está alinhada com a pluralidade de modelos 78. A ação de prescrição 102 do diagnóstico de transformador 92 pode, em certas realizações, ser uma lista ou uma coleta de ações que são recomendadas para aprimorar ou manter a integridade do transformador 24. Por exemplo, em certas realizações, a ação de prescrição 102 pode incluir sugestões para inspecionar o transformador, sugestões para reparar ou substituir um ou mais componentes do transformador 24, sugestões para operar o transformador 24 de modo diferente (por exemplo, sugestões para sobrestimar ou subestimar o transformador 24), sugestões para cessar as operações do transformador 24, sugestões para encomendar partes separadas para o transformador 24 e assim por diante.

[027] A probabilidade de falha 104 do prognóstico de transformador 94 pode, em certas realizações, ser um valor numérico dentro de uma faixa particular (por exemplo, um número entre 1 e 10 ou entre 1 e 100) que é indicativo da probabilidade de que o transformador 24 falhará dentro de um período de tempo particular (por exemplo, 1 mês, 3 meses, 6 meses, 9 meses, 1 ano, 2 anos, 5 anos, etc.) se o transformador 24 continuar a operar da mesma maneira (por exemplo, se nenhuma ação corretiva for tomada). A vida útil prevista 106 do prognóstico de transformador 94 pode, em certas realizações, ser uma quantidade de tempo (por exemplo, em horas, dias, meses e/ou anos) que o transformador 24 é esperado para continuar a operar da mesma maneira (por exemplo, sem ação de correção) antes de falhar. A probabilidade de eventos 108 do prognóstico de transformador 94 pode, em certas realizações, ser um valor numérico dentro de uma faixa particular (por exemplo, um número entre 1 e 10 ou entre 1 e 100) que é indicativo da probabilidade que o transformador 24 experimentará um evento que afeta o desempenho do transformador 24 dentro de um período de tempo particular (por exemplo, 1 mês, 3 meses, 6 meses, 9 meses, 1 ano, 2 anos, 5 anos, etc.).

Em particular, a probabilidade de eventos 108 pode levar em consideração a localização geográfica do transformador 24. Por exemplo, a probabilidade de eventos 108 de um transformador 24 localizado em uma zona de desastre natural em potencial (por exemplo, uma zona de furacão, uma zona de tornado, uma zona de inundação, uma zona de terremoto, uma zona de tsunami, etc.) pode ser substancialmente maior que outro transformador que não está localizado em tal zona de desastre natural em potencial.

[028] A porção da saída 74 que pertence à classificação de frota e planejamento de capacidade 96 pode, em certas realizações, ser um conjunto de análises de suporte de decisão que fornece a capacidade de priorizar transformadores particulares dentro da rede de energia elétrica 10. Em certas realizações, uma classificação de frota e informações de planejamento de capacidade 96 pode ter como base, pelo menos em parte, mediante a probabilidade de falha 104 do prognóstico de transformador 94 determinado para o transformador 24, bem como outros transformadores da rede de energia elétrica 10. Em certas realizações, a classificação de frota e planejamento de capacidade saída 96 podem ter como base, pelo menos em parte, um índice de criticidade determinado 110. O índice de criticidade 110 pode, em certas realizações, ser um valor numérico dentro de uma faixa particular (por exemplo, um número entre 1 e 100) que representa a criticidade ou importância relativa de um transformador 24 para a operação da rede de energia elétrica 10. Por exemplo, o índice de criticidade 110 de um particular transformador 24 pode ser maior quando o transformador 24 opera em uma porção importante de rede de energia elétrica 10, como uma porção da rede de energia elétrica 10 que inclui cargas-chave (por exemplo, hospitais, abrigos de emergência, instalações governamentais, etc.) ou uma porção da rede de energia elétrica 10 na qual diversas outras porções da rede 10 dependem. Como tal, a classificação de frota e informações de planejamento de capacidade 96 habilita a priorização da manutenção e inspeção de transformadores mais críticos 24 da rede de energia elétrica 10. Adicionalmente, a classificação de frota e informações de planejamento de capacidade 96 também pode fornecer informações para habilitar um usuário a determinar com confiança se um transformador particular 24 pode ser ou deve ser sobrecarregado ou subcarregado a fim de manter cargas-chave energizadas dentro da rede de energia elétrica 10.

[029] Levando o antecedente em conta, a Figura 4 é um fluxograma que ilustra uma realização de um processo 120 através do qual o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 pode determinar o diagnóstico de transformador 92, o prognóstico de transformador 94, e a classificação de frota e informações de planejamento de capacidade 96 for a transformador 24. O processo 120 inicia com o conjunto de circuitos de processamento 80 do dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 que recebe (bloco 122) uma combinação de dados operacionais 58 e dados não operacionais 62 relacionados a um transformador 24 de uma rede de energia elétrica 10. Em resposta, o conjunto de circuitos de processamento 80 do dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 fornece (bloco 124) a combinação de dados operacionais 58 e dados não operacionais 62 como entrada para uma pluralidade de modelos 78 armazenados no conjunto de circuitos de memória 76 do dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34. Conforme mencionado acima, essa pluralidade de modelos 78 inclui pelo menos um modelo com base em física 88 e pelo menos um modelo empírico 90.

[030] Mediante a continuação através do processo 120 ilustrado na Figura 4, o conjunto de circuitos de processamento 80 pode determinar (bloco 126) um diagnóstico de transformador 92 como uma saída 74 da pluralidade de modelos 78 em resposta à combinação de entradas 72.

Conforme mencionado acima, o diagnóstico de transformador 92 pode incluir um índice de integridade 98, um valor de confiança 100 e ação de prescrição 102. O conjunto de circuitos de processamento 80 também pode determinar (bloco 128) um prognóstico de transformador 94 como uma saída 74 da pluralidade de modelos 78 em resposta à combinação de entradas 72. Conforme mencionado acima, o prognóstico de transformador 94 pode incluir uma probabilidade de falha 104, uma vida útil prevista 106 e uma probabilidade de eventos 108. Adicionalmente, em certas realizações, o conjunto de circuitos de processamento 80 também pode determinar (bloco 130) a classificação de frota e informações de planejamento de capacidade 96 para o transformador 24 como uma saída 74 da pluralidade de modelos 78, em resposta à combinação de entradas 72. Pode ser verificado que, em certas realizações, as ações descritas pelo bloco 126, 128 e 130 podem ser realizadas de modo simultâneo ou em uma ordem diferente do processo 120 ilustrado na Figura 4.

[031] Mediante a continuação através do processo 120 ilustrado na Figura 4, o conjunto de circuitos de processamento 80 pode exibir (bloco 32) o diagnóstico de transformador 92, o prognóstico de transformador 94 e a classificação de frota e informações de planejamento de capacidade 96 determinados para o transformador 24. Por exemplo, o conjunto de circuitos de processamento 80 pode utilizar uma tela que é parte do um ou mais dispositivos de saída 86 para apresentar uma interface de usuário gráfico (GUI) que inclui o diagnóstico de transformador 92, o prognóstico de transformador 94 e a classificação de frota e informações de planejamento de capacidade 96 para o usuário. Conforme mencionado acima, visto que as saídas 74 do dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 se destinam a ser significantes para os usuários que não são especialistas na operação, manutenção e/ou projeto do transformador 24, em certas realizações, a GUI pode usar diversos elementos visuais e gráficos que podem auxiliar o usuário no entendimento da severidade e/ou importância das saídas 74. Por exemplo específico, em certas realizações, o índice de integridade 98 de um subsistema do transformador particular 24 e/ou o transformador 24 como um todo pode ser apresentado com o uso de um sistema codificado por cor, conforme descrito acima. Em certas realizações, certas saídas numéricas 74 (por exemplo, valor de confiança 100, probabilidade de falha 104, probabilidade de eventos 108) podem ser apresentadas com o uso de um gráfico como um gráfico de barras ou uma representação visual de um calibrador, um mostrador ou uma barra indicadora.

[032] Adicionalmente, em certas realizações, o conjunto de circuitos de processamento 80 também pode armazenar (bloco 134) o diagnóstico de transformador 92, o prognóstico de transformador 94, e/ou a classificação de frota e informações de planejamento de capacidade 96, por exemplo, no conjunto de circuitos de memória 76. Adicionalmente, o conjunto de circuitos de processamento 80 pode processar de modo subsequente a saída armazenada a fim de aprimorar a previsão da pluralidade de modelos 78. Adicionalmente, conforme a manutenção e as inspeções são realizadas no transformador 24 como parte da ação de prescrição 102, esses dados podem ser incorporados no sistema de banco de dados/histórico 18, conforme descrito acima. Em conformidade, o diagnóstico de transformador 92 e/ou o prognóstico de transformador 94 pode ser validado em relação a resultados atuais que são coletados como dados históricos ao longo do tempo e, então, a pluralidade de modelos 78 pode ser de modo subsequente atualizada para fornecer correlações melhores entre combinações possíveis de dados operacionais 58 e dados não operacionais 62 e a condição atual e futura do transformador 24.

[033] A seguir, descreve-se um exemplo do dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 que determina um diagnóstico de transformador 92, um prognóstico de transformador 94 e classificação de frota e informações de planejamento de capacidade 96, com base em uma combinação de dados operacionais 58 e dados não operacionais 62. Nesse exemplo, o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 recebe dados operacionais 58 de dois dispositivos de monitoramento conectados 26A e 26B, que estão realizando medições no subsistema de tanque principal 50 e no subsistema de casquilhos 52 do transformador 24, respectivamente. Em particular, o dispositivo de monitoramento conectado 26A é um dispositivo de DGA que está realizando análise de gás dissolvido (DGA) no óleo do subsistema de tanque principal 50 e o dispositivo de monitoramento conectado 26B inclui uma pluralidade de sensores elétricos que realizam uma pluralidade de medições elétricas no subsistema de casquilhos 52 do transformador 24. Em conformidade, o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 pode receber esses dados operacionais 58 diretamente dos dispositivos de monitoramento conectados 26A e 26B, de um concentrador de dados associado aos dispositivos de monitoramento conectados 26A e 26B ou de um sistema de controle e/ou monitoramento 14 associado aos dispositivos de monitoramento conectados 26A e 26B.

[034] Continuando com esse exemplo, o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 também podem receber dados não operacionais 62 que são associados ao transformador 24 de um sistema de banco de dados/histórico 18. Para esse exemplo, os dados não operacionais 62 incluem dados de manutenção 64 para o transformador 24. Em particular, os dados de manutenção 64 incluem um teste de resistência de enrolamento realizado no transformador 24 enquanto o transformador está desconectado para manutenção ou inspeção. Adicionalmente, os dados de manutenção 64 incluem uma ou mais imagens em infravermelho do transformador 24 coletadas durante uma inspeção do transformador 24 durante a operação. Adicionalmente, os dados não operacionais 62 também podem incluir um modelo de rede para a rede de energia elétrica 10, uma localização geográfica do transformador 24 e um inventário de partes separadas compatível com o transformador 24.

[035] Continuando com o exemplo, os dados de DGA operacionais 58 coletados pelo dispositivo de monitoramento conectado 26A indicam uma anomalia conforme um ou mais gases demonstram um aumento na concentração. Os dados operacionais 58 coletados pelo dispositivo de monitoramento conectado 26B incluem uma mediação de fator de potência de casquilho que demonstram que o fator de potência de casquilho de fase B foi marcado ligeiramente ao longo dos últimos poucos dias. A medição de resistência de enrolamento que é parte dos dados não operacionais 62 demonstra uma resistência ligeiramente maior para o casquilho de fase B comparado aos casquilhos de fase A ou fase C. Adicionalmente, a uma ou mais imagens em infravermelho coletadas como parte dos dados não operacionais 62 demonstram um ponto luminoso no fundo do casquilho de fase B.

[036] Continuando com o exemplo, quando considerados separadamente, os dados operacionais 58 (por exemplo, os dados de DGA e o fator de potência de casquilho dados) e os dados não operacionais 62 (por exemplo, o teste de resistência de enrolamento dados e os dados de imagem infravermelha) não produzem um diagnóstico ou prognóstico preciso. No entanto, visto que o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 considera (e usa como entrada) a combinação de todos os dados operacionais disponíveis 58 e dos dados não operacionais 62, o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 tem capacidade para determinar um diagnóstico de transformador preciso 92 e prognóstico de transformador 94 da pluralidade de modelos 78. Por exemplo, o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 pode determinar um diagnóstico de transformador 92 que indica que o transformador 24 está experimentando deterioração de temperatura alta no casquilho de interface condutora de enrolamento de fase B devido a uma conexão frouxa. Para esse exemplo, o diagnóstico de transformador 92, um índice de integridade 98 (por exemplo, um valor de cor de amarelo ou um valor numérico de 6 entre um 10 possível) e um valor de confiança 100 (por exemplo, um valor numérico de 90 entre um possível 100, 90%), que indica que o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 é razoavelmente confiante que o transformador 24 está experimentando tais questões. Adicionalmente, para esse exemplo, o diagnóstico de transformador 92 inclui ações prescritivas 102 que recomendam substituir o casquilho de fase B, substitui condutor de enrolamento de fase B e filtrar ou substituir o óleo de transformador para remover contaminantes.

[037] Para esse exemplo, o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 também determina um prognóstico de transformador 94 para o transformador 24 com base na combinação de dados operacionais 58 e dados não operacionais 62. Por exemplo, o prognóstico de transformador 94 inclui uma probabilidade de falha 104 (por exemplo, um valor numérico de aproximadamente 70 dentre 100, 70% possíveis) dentro de um período de tempo particular (por exemplo, 1 semana). Adicionalmente, o prognóstico de transformador 94 inclui uma vida útil prevista 106 (por exemplo, aproximadamente 5 dias) se o transformador 24 continua a operar conforme o mesmo está atualmente em operação. Adicionalmente, o prognóstico de transformador 94 inclui uma probabilidade de eventos 108 (por exemplo, um valor numérico de aproximadamente 85 dentre 100, 85% possíveis), que é maior que a probabilidade de falha 104 para o transformador 24 visto que o transformador 24 também está geograficamente localizado em uma zona de risco de furacão durante a temporada de furacões.

[038] Para esse exemplo, o dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador 34 também determina a classificação de frota e informações de planejamento de capacidade 96 para o transformador 24 com base na combinação de dados operacionais 58 e dados não operacionais 62. Por exemplo, essa classificação de frota e informações de planejamento de capacidade 96 pode incluir um índice de criticidade 110 (por exemplo, 10 dentre 100, 10%) para o transformador 24 que leva em consideração o modelo de rede para a rede de energia elétrica 10. Com base no índice de criticidade 110 do transformador 24 e o índice de integridade 98 e/ou probabilidade de falha 104 do transformador 24, a classificação de frota e informações de planejamento de capacidade 96 podem incluir recomendações para programar a manutenção, inspeção e/ou interrupções para o transformador 24 em relação ao outro equipamento na rede de energia elétrica 10. Adicionalmente, com base no inventário de partes separadas compatível com o transformador 24, a classificação de frota e informações de planejamento de capacidade 96 podem incluir recomendações para priorizar as partes de substituição de ordenamento para o transformador 24 que não estão atualmente no inventário de partes separadas para o transformador 24.

[039] Os efeitos técnicos da presente revelação habilitam a determinação de um diagnóstico e um prognóstico para um transformador de uma rede de energia elétrica com base em uma combinação de entradas de dados operacionais e entradas de dados não operacionais por meio do dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador revelado. Essa combinação de entradas é fornecida para diversos modelos armazenados, incluindo um modelo com base em física e um modelo empírico e o diagnóstico e prognóstico de transformador é fornecido como saída dos modelos armazenados. O um ou mais modelos com base em física correlacionam combinações de valores de dados operacionais e não operacionais particulares com fenômenos físicos particulares associados ao transformador de acordo com a física que rege a operação do transformador, enquanto o modelo empírico correlaciona combinações de valores de dados operacionais e não operacionais particulares com condições particulares do transformador de acordo com tendências estatísticas inseridas e conhecimento de especialista de questões que os transformadores tendem a experimentar. Esses modelos armazenados fornecem como saídas um diagnóstico de transformador, que pode incluir um índice de integridade, um valor de confiança e ação de prescrição, bem como um prognóstico de transformador, que pode incluir uma probabilidade de falha, uma vida útil prevista e uma probabilidade de eventos. Em conformidade, as presentes realizações habilitam uma determinação precisa do estado atual e futuro de integridade do transformador a partir de combinações de dados operacionais e não operacionais, nos quais cada peça de dados operacionais e não operacionais, quando tomados sozinhos, seria suficiente para realizar tais determinações. Adicionalmente, as presentes realizações habilitam planejamento de capacidade aprimorado e classificação de frota para aprimorar a priorização de inspeção e manutenção de um transformador particular relativo a outros transformadores da rede de energia elétrica.

[040] Essa descrição escrita usa exemplos para apresentar a invenção, inclusive o melhor modo, e também para capacitar qualquer versado na técnica a praticar a invenção, inclusive a fazer e usar qualquer aparelho ou sistema e a executar quaisquer métodos incorporados. O escopo patenteável da invenção é definido por meio das reivindicações, e pode incluir outros exemplos que ocorram àqueles versados na técnica. Tais outros exemplos são destinados a estarem dentro do escopo das reivindicações se os mesmos tiverem elementos estruturais que não se diferem da linguagem literal das reivindicações ou se os mesmos incluírem elementos estruturais equivalentes com diferenças não substanciais das linguagens literais das reivindicações.

Reivindicações

Claims (20)

1. SISTEMA, caracterizado pelo fato de que compreende: - um dispositivo de diagnóstico e prognóstico de transformador de potência que compreende: - conjunto de circuitos de memória configurado para armazenar uma pluralidade de modelos, em que cada um dentre a pluralidade de modelos compreende correlações entre combinações potenciais de dados de transformador de potência operacionais e não operacionais e condições potenciais de um ou mais subsistemas de um transformador de potência, e em que a pluralidade de modelos compreende um modelo com base em física e um modelo empírico; - conjunto de circuitos de comunicação configurado para receber uma combinação particular de dados de transformador de potência operacionais e não operacionais relacionados ao transformador de potência; e - conjunto de circuitos de processamento configurado para: - fornecer a combinação particular de dados de transformador de potência operacionais e não operacionais como entradas para a pluralidade de modelos; - determina um diagnóstico para o transformador de potência a partir de saídas da pluralidade de modelos; - determina um prognóstico para o transformador de potência das saídas da pluralidade de modelos; e - exibir o diagnóstico e o prognóstico para o transformador de potência em um dispositivo de exibição.

2. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o conjunto de circuitos de processamento é configurado para: - determinar o diagnóstico para cada um dentre o um ou mais subsistemas do transformador de potência das saídas da pluralidade de modelos; - determinar o prognóstico para cada um dentre o um ou mais subsistemas do transformador de potência das saídas da pluralidade de modelos; e - exibir o diagnóstico e o prognóstico para cada um dentre o um ou mais subsistemas do transformador de potência no dispositivo de exibição.

3. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende o transformador de potência que inclui o um ou mais subsistemas, em que o um ou mais subsistemas compreende um subsistema de tanque principal, um subsistema de casquilhos, um subsistema térmico e um subsistema de alteração de tampão.

4. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o diagnóstico compreende um índice de integridade para o transformador de potência, um valor de confiança para o índice de integridade do transformador de potência e ação de prescrição para o transformador de potência.

5. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o prognóstico compreende uma probabilidade de falha para o transformador de potência, uma vida útil prevista para o transformador de potência e uma probabilidade de eventos para o transformador de potência.

6. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o modelo com base em física compreende correlações com base em física entre as combinações potenciais de dados de transformador de potência operacionais e não operacionais e as condições potenciais do um ou mais subsistemas do transformador de potência, em que as correlações com base em física representam processos físicos que podem ocorrer em cada um dentre o um ou mais subsistemas do transformador de potência.

7. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o modelo empírico compreende correlações estatísticas entre as combinações potenciais dados de transformador de potência operacionais e não operacionais e as condições potenciais de cada subsistema do transformador de potência, em que as correlações estatísticas representam tendências estatísticas e conhecimento de especialista de condições que tendem a ocorrer em cada subsistema do transformador de potência.

8. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende um ou mais dispositivos de monitoramento conectados configurados para coletar os dados operacionais e/ou os dados de transformador de potência não operacionais relacionados a um ou mais subsistemas do transformador de potência particular e configurado para fornecer os dados operacionais para o conjunto de circuitos de comunicação.

9. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os dados operacionais compreendem vetores de corrente e tensão por fase, carga e/ou sobrecarga de transformador, eventos de corrente e tensão transitórios, temperatura ambiente, resistência de enrolamento, reatância de vazamento, corrente de excitação de núcleo, perda de núcleo e fator de potência de excitação, solo de núcleo, análise de gás dissolvido (DGA) ou uma combinação dos mesmos, para o transformador de potência.

10. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende um ou mais sistemas de banco de dados configurados para armazenar dados não operacionais que pertencem ao transformador de potência, em que o um ou mais sistemas de banco de dados são configurados para fornecer os dados não operacionais para o conjunto de circuitos de comunicação.

11. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os dados não operacionais compreendem fator de potência de enrolamento, fator de potência de casquilho, razão de voltas de enrolamento, classificações nominais, classificações de corrente, grupo de vetor de enrolamento, dados de fabricação, datas e tipos de manutenção anterior, eventos de estresse, valor contábil de ativos, valor residual de ativos, prazo de ativo, inventário de parte sobressalente, registros de falha, dados de imageamento térmico, um modelo de rede de distribuição de potência ou uma combinação dos mesmos, para o transformador de potência.

12. MÉTODO, caracterizado pelo fato de que compreende: - receber dados operacionais e dados não operacionais relacionados a um transformador de potência de uma rede elétrica; - fornecer uma combinação dos dados operacionais e não operacionais como entradas para uma pluralidade de modelos, em que a pluralidade de modelos compreende tanto correlações com base em física quanto correlações estatísticas entre combinações potenciais de dados operacionais e não operacionais e condições potenciais do transformador de potência; - determinar um diagnóstico e um prognóstico para o transformador de potência de saídas da pluralidade de modelos em resposta às entradas; e - apresentar o diagnóstico e o prognóstico para o transformador de potência.

13. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que as correlações com base em física são derivadas de processos físicos com capacidade para ocorrer em um ou mais subsistemas do transformador de potência.

14. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que as correlações estatísticas são derivadas de conhecimento de especialista de condições que tendem a ocorrer estatisticamente em um ou mais subsistemas do transformador de potência.

15. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que os dados operacionais, os dados não operacionais, ou ambos, são coletados por um ou mais dispositivos de monitoramento conectados associados ao transformador de potência.

16. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que os dados não operacionais são recebidos a partir de um repositório de dados que armazena dados de manutenção, dados de ativo ou uma combinação dos mesmos, relacionados ao transformador de potência.

17. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que compreende: - armazenar o diagnóstico e o prognóstico para o transformador de potência; - receber e armazenar dados operacionais e não operacionais adicionais relacionados ao transformador de potência; - comparar o diagnóstico e o prognóstico aos dados operacionais e não operacionais adicionais para identificar correlações estatísticas adicionais; e - atualizar a pluralidade de modelos com base nas correlações estatísticas adicionais.

18. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que compreende: - determinar uma ação de prescrição e uma classificação de frota para o transformador de potência das saídas da pluralidade de modelos em resposta às entradas; e - priorizar a ação de prescrição para o transformador de potência com base na classificação de frota do transformador de potência.

19. MEIO LEGÍVEL POR COMPUTADOR NÃO TRANSITÓRIO, que armazena instruções executáveis por um processador de um dispositivo eletrônico, caracterizado pelo fato de que as instruções compreendem: - instruções para receber, por meio de uma interface de rede, dados operacionais e dados não operacionais relacionados a uma pluralidade de subsistemas de um transformador de potência de uma rede elétrica; - instruções para usar uma ou mais correlações com base em física e uma ou mais correlações estatísticas de uma pluralidade de modelos armazenados para identificar condições da pluralidade de subsistemas do transformador de potência da combinação dos dados operacionais e não operacionais; - instruções para determinar um diagnóstico e um prognóstico para o transformador de potência com base nas condições identificadas da pluralidade de subsistemas do transformador de potência; e - instruções para apresentar o diagnóstico e prognóstico para a pluralidade de subsistemas do transformador de potência e para o transformador de potência como um todo.

20. MEIO, de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de que o diagnóstico compreende um índice de integridade, um valor de confiança e ação de prescrição, para a pluralidade de subsistemas do transformador de potência e para o transformador de potência como um todo, e em que o prognóstico compreende uma probabilidade de falha, uma vida útil prevista e uma probabilidade de eventos, para a pluralidade de subsistemas do transformador de potência e para o transformador de potência como um todo.