BR112013026307B1 - Sistema de avaliação dinâmico para monitorar componentes elétricos de alta tensão e método para avaliar pelo menos um componente elétrico de alta tensão - Google Patents

Sistema de avaliação dinâmico para monitorar componentes elétricos de alta tensão e método para avaliar pelo menos um componente elétrico de alta tensão Download PDF

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Abstract

sistema de avaliação dinâmico para componentes elétricos de alta tensão. a presente invenção refere-se a um sistema de avaliação dinâmico para monitorar componentes elétricos de alta tensão que inclui um sistema de computador que é configurado para receber dados de uma pluralidade de sensores on-line configurados para monitorar vários parâmetros operacionais associados à operação de uma pluralidade de componentes elétricos, tais como uma pluralidade de transformadores elétricos. o sistema de computador é configurado para correlacionar automaticamente e continuamente os dados dos sensores on-line com dados de várias bases de dados off-line e redes de supervisão associadas à monitoração da operação da rede de distribuição de energia, de modo a gerar avaliações de condição de operação dinâmica, incluindo avaliações de risco de falha, de cada um dos componentes elétricos monitorados.

Description

CAMPO TÉCNICO
[0001] Geralmente, a presente invenção refere-se a um sistema deavaliação para um componente de alta tensão. Particularmente, a presente invenção se refere a um sistema dinâmico para avaliar a condição operacional de componentes elétricos de alta tensão com base em dados on-line, dados off-line, e dados operacionais associados com a operação de componentes elétricos de alta tensão. Mais particularmente, a presente invenção se refere a um sistema de avaliação que utiliza um sistema especialista que gera ações recomendadas dinamicamente com base em dados on-line, dados offline, e dados operacionais associados com a operação de componentes elétricos de alta tensão.
ANTECEDENTES DA TÉCNICA
[0002] Componentes ou implementos elétricos que formam asinfraestruturas de distribuição de energia de alta tensão em muitos países estão alcançando uma idade média de 30 a 40 anos, e por isso estão se aproximando do fim se sua vida útil esperada. Como resultado do processo de envelhecimento, a confiabilidade dos componentes ou implementos elétricos avulsos é menor, juntamente com a disponibilidade de peças de reposição necessárias para manter esses componentes em condições operacionais. Entretanto, a fim de maximizar seu retorno pelo investimento, os operadores da infraestrutura de distribuição de energia têm procurado reduzir os custos com o ciclo de vida operacional dos implementos elétricos pela maximização de sua capacidade operacional através de uma produção de energia aumentada e orçamentos de manutenção otimizados.
[0003] Para atingir tais metas operacionais, uma parte substancialda indústria de distribuição de energia implementou, ou está no processo de adotar, sistemas de manutenção de próxima geração, tais como sistemas de manutenção com base na condição ou com base na confiabilidade. Tais sistemas de manutenção são configurados para permitir aos operadores determinar estrategicamente que ações de manutenção tomar e que investimentos fazer nos componentes ou implementos elétricos de cada componente ou implemento separadamente.
[0004] Além disso, ao longo da última década um númerosignificativo de métodos de diagnóstico e sensores/sistemas de monitoramento on-line foi desenvolvido para ajudar aos operadores de infraestruturas de distribuição de energia de alta tensão a tomar decisões com base em informações ao determinar que ações de manutenções tomar. Tais métodos de diagnóstico são tipicamente usados para testes off-line para a realização de avaliações de parâmetro operacional precisas, enquanto sistemas de monitoramento on-line são usados para monitorar continuamente vários parâmetros operacionais associados aos componentes de distribuição de energia a fim de detectar descontinuações ou mudanças nas tendências operacionais e disparar alarmes com base no status dos parâmetros operacionais monitorados.
[0005] Infelizmente, uma das dificuldades para os operadores é queuma interrupção operacional no fornecimento de energia para os implementos ou componentes elétricos é necessária para que se conduza uma análise off-line do desempenho operacional de tais implementos elétricos. Embora métodos de análise off-line proporcionem informação precisa, tais métodos são caros para se pôr em prática e em geral proporcionam dados atualizados periodicamente, como, por exemplo, a cada número determinado de meses ou de ano em ano ou mais. Assim, qualquer uma das mudanças operacionais que ocorram nos implementos ou componentes de distribuição de energia não são identificadas pelo sistema de análise off-line até que o sistema de análise off-line seja executado. Assim, qualquer uma das mudanças que ocorram após uma análise off-line ter ocorrido não será identificada até que uma análise off-line subsequente seja realizada.
[0006] Sensores/sistemas de monitoramento on-line proporcionamuma leitura contínua de dados relacionados a um parâmetro de desempenho operacional específico associado ao funcionamento de cada um dos vários componentes ou implementos elétricos do sistema de distribuição de energia. Entretanto, sensores/sistemas on-line proporcionam dados associados apenas a alguns poucos parâmetros operacionais e esses dados são menos precisos que os dados proporcionados pelos métodos de diagnóstico off-line. Por exemplo, sensores/sistemas de monitoramento on-line podem ser usados para monitorar a temperatura do óleo de refrigeração encontrado em um tanque de transformador elétrico, o fator de energia para a bucha, e o torque motor do permutador de tomada sob carga associado ao funcionamento do transformador. Entretanto, pelo fato de sensores/sistemas de monitoramento on-line proporcionarem dados limitados e estreitamente focados, eles não são capazes de proporcionar uma avaliação global completa da condição de toda a rede de distribuição de energia, incluindo a capacidade da rede de distribuição de energia de sustentar as condições operacional correntes e o potencial da rede de atingir uma condição de sobrecarga.
[0007] Além disso, operadores de redes de distribuição de energiasão geralmente submetidos a quantidades maciças de dados operacionais que são difíceis de interpretar e gerenciar porque esses dados não são compilados como informação prática que possa ser prontamente interpretada pelos vários níveis operacionais/organizacionais da distribuidora de energia. Além disso, pelo fato desses dados serem obtidos a partir de componentes ou implementos elétricos de várias fabricações e modelos, é um desafio substancial agregar e processar esses dados para identificar informação relevante que possa ser comunicada em um formato apropriado para os diversos membros (operadores) da hierarquia operacional ou organizacional (executivos, gerenciamento, manutenção) da fornecedora de energia que são responsáveis pelo funcionamento, manutenção e gerenciamento de implementos da rede de distribuição de energia, os quais podem estar situados em diferentes pontos geográficos.
[0008] Portanto, existe a necessidade de um sistema de avaliaçãodinâmico para componentes elétricos de alta tensão que é configurado para correlacionar dados periodicamente adquiridos a partir de levantamentos (diagnósticos) off-line de avaliação de condição a dados continuamente obtidos de cada sensor on-line para proporcionar a produção de dados inteligentes relativos à condição de um implemento ou grupo de implementos, bem como para proporcionar informação com a qual se possa agir ou respostas recomendadas para os necessários níveis operacionais da distribuidora de energia de maneira que possam ser tomadas decisões relativas ao funcionamento e manutenção com base em informações. Além disso, existe a necessidade de um sistema de avaliação dinâmico para componentes elétricos de alta tensão que proporciona informações que serão acessíveis remotamente por qualquer membro da hierarquia operacional da rede ou da empresa fornecedora de energia a qualquer momento. Além disso, existe a necessidade de um sistema de avaliação dinâmico para componentes elétricos de alta tensão que atualize de maneira dinâmica e continuamente um ou mais fatores de avaliação operacional, incluindo o risco de falhas, capacidade de sobrecarga, fator de envelhecimento, tempo de envelhecimento acumulado, e outros parâmetros operacionais associados a uma pluralidade (frota) de componentes elétricos de alta tensão que são parte de uma rede de distribuição de energia. Além disso, existe a necessidade de um sistema de avaliação dinâmico para componentes de alta tensão que proporcione um repositório central de dados para armazenar dados que incluam ou que criem links para as diferentes bases de dados tendo dados quanto à duração/legado obtidos de qualquer fonte (por exemplo, arquivos off-line, tais como histórico de diagnósticos, manutenção e funcionamento, bem como dados on-line capturados por fontes on-line de vários fabricantes e modelos) relacionada a cada componente elétrico que esteja sendo monitorado. Mais ainda, existe a necessidade de um sistema de avaliação dinâmico que proporcione um sistema especialista que correlacione dados on-line, dados off-line, e dados operacionais de um ou mais componentes elétricos com informações com as quais se pode agir para proporcionar uma resposta recomendada com base no estado operacional corrente dos componentes elétricos.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
[0009] À luz do que foi exposto, um primeiro aspecto da presenteinvenção é proporcionar um sistema de avaliação dinâmico para componentes elétricos de alta tensão.
[00010] É outro aspecto da presente invenção proporcionar um sistema de avaliação dinâmico para monitorar componentes elétricos de alta tensão compreendendo pelo menos um sensor on-line adaptado para ser acoplado a um ou mais componentes elétricos, os sensores on-line configurados para gerar dados de parâmetros operacionais online contínuos associados ao funcionamento do componente ou componentes elétricos, pelo menos uma base de dados off-line adaptada para armazenar dados de parâmetros operacionais off-line associados ao funcionamento do componente ou componentes elétricos, e um sistema de computador em comunicação operativa com o sensor on-line mínimo e a base de dados off-line mínima, o sistema de computador configurado para correlacionar automaticamente e continuamente os dados de parâmetros operacionais on-line com os dados de parâmetros operacionais off-line, em que o sistema de computador gera uma avaliação operacional dinâmica ou curso de ação que está associado ao componente ou a cada um dos componentes elétricos, a avaliação operacional dinâmica ou curso de ação baseando- se nos dados de parâmetros operacionais correlacionados on-line e offline.
[00011] Ainda outro aspecto da presente invenção é proporcionar um método para avaliar pelo menos um componente elétrico de alta tensão compreendendo proporcionar um sistema de computador, proporcionar pelo menos um sensor on-line em comunicação operativa com o sistema de computador e adaptado para ser interfaceado ao componente elétrico mínimo, proporcionar pelo menos uma base de dados off-line em comunicação operativa com o sistema de computador, obter pelo menos um parâmetro operacional on-line e pelo menos um parâmetro operacional off-line associado ao componente elétrico mínimo no sistema de computador, correlacionar o parâmetro operacional on-line mínimo ao parâmetro operacional off-line mínimo, e gerar uma avaliação da condição operacional dinâmico ou curso de ação a partir do sistema de computador com base nos dados de parâmetro operacionais on-line e off-line correlacionados.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS
[00012] Esses e outros aspectos e vantagens da presente invenção tornar-se-ão melhor entendidos com relação à descrição a seguir e ao desenho anexo em que:a Figura 1 é um diagrama de blocos de um sistema de avaliação dinâmico para componentes elétricos de alta tensão de acordo com os conceitos da presente invenção.
DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO
[00013] Um sistema de avaliação dinâmico para componentes ou implementos elétricos de alta tensão é dito genericamente pelo numeral 10, como mostrado na Figura 1 dos desenhos. Deve ser apreciado que o termo “componente(s) elétrico(s)” ou “implemento(s) elétrico(s)” define-se aqui por um ou mais (por exemplo, uma “frota”) componentes elétricos que são parte de um sistema de geração de energia, de uma rede de transmissão de energia, ou de uma rede de distribuição de energia, incluindo, entre outros, transformadores, disjuntores, comutadores, para-raios, baterias, sistemas de refrigeração, fios e conexões de fios, relés, ou qualquer outro dispositivo. Além disso, embora o sistema 10 possa ser usado para monitorar qualquer componente elétrico, a discussão a seguir é dirigida à utilização do sistema 10 para avaliar as condições operacionais, incluindo o risco de falha, de transformadores elétricos de uma rede de distribuição de energia. O sistema 10 é configurado para a obtenção contínua de dados de parâmetros operacionais off-line, parâmetros operacionais on-line, e outros dados de parâmetros operacionais associados ao funcionamento dos componentes elétricos ao qual estão correlacionados por um sistema especialista 12. Especificamente, o sistema especialista 12 pode ser concretizado em hardware, software, ou uma combinação de ambos, e é configurado para proporcionar informações relativas à operação de um ou mais componentes elétricos de uma rede de distribuição de energia que é formatada de uma maneira significativa e inteligente, juntamente com cursos de ação recomendados, para os diversos membros/operadores na hierarquia operacional (executivo, gerenciamento, operações/manutenção) de uma fornecedora de energia ou de um sistema de distribuição de energia.
[00014] Especificamente, o sistema 10 inclui um sistema de computador centralizado 20 que é configurado com o hardware e software necessários para executar os componentes de hardware e/ou software que constituem o sistema especialista 12. Além disso, o sistema de computador centralizado 20 é configurado para obter dados on-line a partir de uma pluralidade (isto é, uma “frota”) de sensores online 30a-d. Em um aspecto, os sensores on-line 30a-d podem compreender qualquer marca ou modelo (isto é, tipo), que seja configurado para monitores e coleta dados de parâmetros operacionais associados a uma pluralidade de implementos ou componentes de distribuição de energia, tais como transformadores de energia ou elétricos 40a-d, que são parte de uma rede de distribuição de energia 50. Entretanto, deve ser apreciado que o sistema 10 pode ser configurado para monitorar parâmetros operacionais de um número qualquer de componente (sensores, transformadores, etc.) da rede de distribuição de energia, como discutido anteriormente. Além disso, o sistema de computador 20 é i independente de hardware, pois ela é capaz de receber compativelmente dados on-line dos sensores on-line 30a-d de qualquer marca ou modelo (isto é, tipo) e independentemente de qualquer protocolo de dados usado por tais sensores 30a-d.
[00015] Além de obter dados on-line, o sistema de computador 10 também obtém dados off-line do sistema de armazenamento de dados off-line 31 que está em comunicação operativa com o mesmo, pelo que tais dados armazenados no sistema de armazenamento 31 são obtidos a partir do teste off-line de um implemento de distribuição de energia 40x. Por exemplo, o sistema de armazenamento de dados off-line 31 pode compreender qualquer dispositivo ou base de dados de armazenamento em massa adequado, e é configurado para armazenar qualquer informação com relação ao implemento de distribuição de energia 40x, tal como análise de teste off-line, incluindo testes elétricos, testes do óleo, testes especiais, informações sobre manutenção, e similares. O sistema de computador 10 também é configurado para ser acoplado a uma ou mais bases de dados 52 e a uma rede SCADA (controle de supervisão e obtenção de dados) 60 ou outra rede operacional. Especificamente, as bases de dados off-line 52 contêm vários dados associados à manutenção, teste e desempenho operacional de um ou mais transformadores 40, ou outro implemento, enquanto a rede SCADA 60 proporciona dados de supervisão ou operacionais que são usados para monitorar a operação geral dos transformadores 40a-x da rede de distribuição de energia 50. O sistema especialista 12 executado pelo sistema de computador 10 correlaciona os dados de parâmetros operacionais on-line recebidos dos sensores on-line 30a-d, os dados de parâmetros operacionais off-line das bases de dados 52, e os dados da rede SCDA 60 para atualizar dinamicamente a condição operacional de cada transformador 40a-x, ou outro implemento, sendo monitorado pelo sistema 10 como dados transmitidos 70 para os vários membros da hierarquia operacional da empresa fornecedora de energia ou rede de distribuição de energia 50. Além de proporcionar dados dinamicamente utilizados, o sistema especialista 12 que é executado pelo sistema 10 correlaciona os dados dinamicamente obtidos on-line, os dados off-line e outros dados de parâmetros operacionais com respostas que podem ser executadas ou cursos de ação recomendados para operadores da rede de distribuição de energia 50 para evitar danos ou falha do implemento elétrico 40.
[00016] Isto é, o sistema 10 é configurado para monitorar simultaneamente parâmetros de transformadores elétricos 40a-d por sensores 30a-d on-line correspondentes e então incorporar periodicamente dados off-line, tais como vários resultados de teste executados/obtidos manualmente associados ao transformador 40x, a partir do sistema de armazenamento de dados off-line 31 ou de uma ou mais bases de dados 52, que podem incluir dados de planilha ou qualquer outro tipo de armazenamento de dados eletrônicos, por exemplo. Esses dados são então analisados e processados utilizando- se um algoritmo de correlação concretizado pelo sistema especialista 12, o qual é configurado para proporcionar dados transmitidos 70 que podem ser executados para os usuários do sistema 10, sinalizando qualquer uma das questões de desenvolvimento que estão associados a um transformador correspondente 40a-x. Dependendo do tipo de sensores aplicados em uma determinada solução, a qualidade dos dados disponíveis pode não ser suficiente para fornecer diagnósticos precisos para uma determinada questão surgida associada ao implemento 40a-x. Além disso, alguns dados só podem ser obtidos com o implemento 40a-x desenergizado ou obtidos off-line. Por exemplo, medições de isolamento, relações de tensão, fator de potência, e similares, só podem ser medidos e armazenados como resultados de teste na base de dados 52 quando os transformadores 40a-x são obtidos off-line. Assim, o uso de dados do histórico off-line armazenados na base de dados 52, bem como os resultados de teste off-line proporcionados pelo sistema de armazenamento de sistema off-line 31 é fundamental para um diagnóstico e análise precisos. Assim, o sistema 10 utiliza tantos dados quanto possível dos sensores on-line 30a-d e da rede SCADA 60, e de tempos em tempos o sistema 10 vai automaticamente procurar aquela informação armazenada na base de dados 52 e no sistema de armazenamento 31 e trazê-la para o processo analítico, a fim de proporcionar informação com a qual se possa agir 70 para o usuário final.
[00017] Os dados transmitidos 70 gerados pelo sistema 10 compreendem dados incorporados em qualquer meio adequado, tal como um meio eletrônico incluindo, entre outros, mensagens por e-mail, páginas da web, interfaces de computador (GUI - interfaces gráficas de usuário), documentos eletrônicos, ou qualquer outro meio ou formato que proporcione dados em qualquer formato adequado e no nível apropriado de granularidade necessitado para vários grupos funcionais ou partes interessadas da empresa de distribuição de energia para tomar decisões operacionais relativas ao funcionamento e manutenção da rede de distribuição de energia 50. Por exemplo, o sistema 10 está configurado para apresentar dados em um formato e profundidade apropriados para os vários membros operacionais associados à operação, manutenção e gerenciamento (por exemplo, CFO, CEO, Gerenciador de Implementos, Engenheiro de Manutenção, etc.) da rede de distribuição de energia 50. Por exemplo, cada nível operacional ou funcional na hierarquia organizacional pode ser dotado de “painéis” de modo que o CEO verá informações genéricas sobre a frota, enquanto o(a) engenheiro(a) de manutenção verá questões específicas que exigem sua especial atenção. Além disso, deve ser apreciado que os dados transmitidos 70 podem ser comunicados para qualquer dispositivo de computação adequado, incluindo dispositivos eletrônicos portáteis ou outros sistemas de computadores de mesa ou portáteis ou similares, nos quais os dados 70 são apresentados utilizando-se vários modos incluindo, entre outros, mensagens eletrônicas (e-mail, mensagens de texto, etc.), páginas da web automaticamente atualizadas e similares. Em um aspecto, os dados transmitidos 70 podem ser comunicados para o dispositivo de computação através de uma rede de área local (LAN) da empresa utilizando-se uma ferramenta de aplicativo semelhante à web.
[00018] Continuando, o sistema de computador 20 inclui uma interface on-line 120, uma interface off-line 130, e uma interface SCADA (controle de supervisão e obtenção de dados) ou operacional 140. Para os propósitos da discussão a seguir, as interfaces 120-140 podem compreender qualquer interface de comunicação de dados adequada, tal como uma porta ETHERNET/TCP IP, por exemplo. Além disso, deve ser apreciado que a interface on-line 120 pode utilizar qualquer protocolo de dados adequado, tal como DNP3.0. MODBUS, IEC 61850, ou pode alternativamente compreender uma saída de contato rígida análoga ou “liga-desliga”, que é convertida em dados digitais em uma porta de ligação antes de chegar ao sistema de computador 20 onde uma base de dados maior incorpora todos os dados on-line. Especificamente, a interface on-line 120 fornecida pelo sistema 10 está configurada para ser acoplada e configurada para receber dados de um ou mais sensores on-line 30a-d que estão operacionalmente ligados a cada um dos transformadores 40a-x ou qualquer outro implemento. Em um aspecto, a interface on-line 120 é configurada para ser acoplada a uma pluralidade (isto é, “frota”) de sensores 30a-d. A interface off-line 130 fornecida pelo sistema 10 está configurada para ser acoplada para receber dados das bases de dados off-line 52, que podem armazenar dados em qualquer formato ou configuração, tal como arquivos com base em EXCEL, ACCESS ou ORACLE, por exemplo. Deve ser apreciado que a interface off-line 130 fornecida pelo sistema de computador 20 pode compreender OPC (conectividade aberta) ou SQL (lógica de consulta sequencial) ou a utilização de qualquer outra linguagem ou rotina de programação de computador adequada. Além disso, a SCADA ou interface operacional 140 compreende sensores (não mostrados) que estão interconectados à porta de ligação por unidades terminais remotas (RTU) para permitir que a rede 60 seja acoplada ao sistema de computador 10. Especificamente, a interface operacional 140 obtém dados do funcionamento incluindo dados associados aos parâmetros operacional correntes e o status dos componentes elétricos 40a-x que estão sendo monitorados pelo sistema 10.
[00019] Os sensores on-line 30a-d utilizados pelo sistema 10 são configurados para detectar vários parâmetros operacionais associados a cada um dos implementos elétricos 40a-x, incluindo, entre outros, um ou mais dos seguintes: gás no óleo dos transformadores 40, umidade no óleo dos transformadores 40, condições de mancal dos transformadores 40, permutador de tomada sob carga LTC dos transformadores 40, status do sistema de refrigeração e condição dos transformadores 40, descarregadores parciais (PD) associados aos transformadores 40, tensão e corrente transitórias associadas à operação dos transformadores 40, análise de resposta de frequência (FRA) associada aos transformadores 40 ou qualquer outro dispositivo que possa ser incorporado no futuro, coleta de dados que podem ser convertidos em informações significativas através da aplicação de modelos de engenharia adequados. Deve ser apreciado que cada transformador 40a-x pode ter um ou mais sensores 30 associados ao mesmo para monitorar uma variedade de parâmetros operacionais relacionados à operação do transformador 40a-x.
[00020] Além disso, sensores on-line 30a-d e as bases de dados offline 52 são configurados para obter respectivamente dados on-line e offline, como designados abaixo, relativos aos parâmetros operacionais dos transformadores 40a-x, tais como: análise de gás dissolvido (DGA, monitorado on-line e off-line); testes de óleo padrão (SOT, monitorados off-line); capacitância de cabo de força de mancal e tan-delta (monitorados on-line e off-line); permutadores de tomada sob carga (LTC, alguns parâmetros operacionais monitorados on-line, alguns monitorados off-line); qualidade do isolamento (monitorada off-line) e múltiplos testes elétricos (monitorados off-line); e informações sobre a manutenção (monitoradas off-line). Especificamente, a análise de gás dissolvido (DGA) proporciona informações relativas à ocorrência (por exemplo, intensidade e tendência) de gases combustíveis e não- combustíveis que são dissolvidos no óleo dos transformadores 40a-x, que podem ser correlacionados a várias condições defeituosas. Testes de óleo padrões (SOT) fornecem uma indicação do status do óleo isolante, incluindo sua idade, contaminação, umidade, e outros critérios de desempenho. Além disso, testes de mancal identificam valores de capa e tan-delta de mancal, que estão relacionados à qualidade do isolamento dos mancais dos transformadores 40a-x. A temperatura do LTC (monitorada on-line) e os modos de vibração (monitorados on-line e off-line) indicam a condição mecânica do transformador; a qualidade do óleo (monitorada off-line e on-line). E o desgaste provocado pelo contato (monitorado on-line e off-line, que pode ser uma causa principal de falhas no transformador). Além disso, os sensores 30a-d e as bases de dados 52 podem ser configurados para monitorar outros parâmetros operacionais, incluindo, entre outros: o status do sistema de refrigeração (on-line), ventiladores, bombas; resultados de teste de isolamento de parte ativa do transformador (tipicamente off-line); proporções de giros (off-line); resultados de inspeção visual/auditiva (on-line, entretanto pode ser feita por um técnico que observa alguns detalhes estruturais, níveis sonoros, e vazamentos); e similares. Em um aspecto, esses dados podem ser manualmente resumidos em um relatório predefinido off-line, tal como uma planilha, e armazenados na base de dados 52, a partir da qual eles são subsequentemente utilizados pelo sistema de computador 20.
[00021] Além disso, os dados obtidos pelo sistema 10 da rede SCADA 60 incluem, mas não se limitam, aos seguintes parâmetros operacionais associados aos transformadores 40a-x: magnitude e fase de carga (tensão/corrente); temperatura ambiente; temperatura máxima do óleo; temperatura do enrolamento; status dos relés de proteção (acionados ou não acionados); e vários alarmes para status/limite. Por exemplo, um relé de acumulação de gás transformador (Bucholz) mantido pela rede SCADA 60 fornece uma indicação para o sistema 10 de que um excesso de gases combustíveis está dissolvido no óleo refrigerante de um ou mais dos transformadores 40a-x.
[00022] Assim, durante a operação do sistema 10, os dadosrecebidos da rede SCADA 60, as bases de dados off-line 52 e os sensores on-line 30a-d que estão associados a cada transformador 40a- d são processados por um módulo de interface correspondente 170a-d mantido e executado pelo sistema de computador 20. Isto é, cada sensor 30a-d utilizado pelo sistema 10 tem um módulo de interface correspondente 170a-d associado ao mesmo, enquanto que os dados de teste armazenados no sistema de armazenamento off-line 31 são recebidos por um módulo de interface 170x. Deve ser apreciado que os módulos de interface 170a-x utilizam um modelo de engenharia ou analítico para realizar as funções discutidas abaixo.
[00023] Isto é, os dados recebidos dos sensores on-line 30a-d que monitoram um ou mais parâmetros operacionais associados a cada um dos transformadores 40a-d, ou outros implementos, incluindo o implemento 40x usado para teste off-line está acoplado ao sistema de computador 20, são processados pelos módulos de interface correspondentes 170a-x, que permitem ao sistema de computador 20 obter compativelmente dados de cada sensor 30a-d, e do sistema de armazenamento de dados off-line 31. Especificamente, os módulos de interface 170a-d são configurados como uma interface de hardware e/ou software que corresponde a cada tipo específico (isto é, marca, modelo, data de fabricação) do sensor de transformador 30 que é usado na rede de distribuição 50 e, como tal, serve para permitir ao computador 20 obter compativelmente dados de sensor dos vários sensores 30 utilizados pela rede de distribuição de energia 50 independentemente da marca, do modelo, da data de fabricação, e protocolo de dados utilizado pelos sensores 30. Especificamente, o módulo de interface 170a-x implementa um grande número de modelos analíticos que incorporam correlações predefinidas entre vários dados alimentados de parâmetros operacionais monitorados (on-line, off-line, SCADA) e dados transmitidos (dados com recomendações de medidas/possíveis de serem executados) 70 que são definidos por estatísticas, equações matemáticas, puro conhecimento do especialista na forma de um sistema que se baseia em regras, ou outra lógica. Especificamente, os modelos de interface 170a-x são configurados para obter dados de cada tipo de transformador 40a-x, independente de seu tipo. Assim, o sistema 10 é configurado para processar os dados on-line recebidos dos sensores 40 a-x independentemente de seu tipo.
[00024] Por exemplo, os modelos de interface 170a-x podem ser configurados para identificar que uma grande quantidade de gás acetileno está se acumulando no óleo de um ou mais dos transformadores 40a-x (informação do sistema), pelo que os modelos de interface 170a-x indicam correspondentemente que uma descarga elétrica está provavelmente ocorrendo dentro do tanque transformador (saída 70). Em outro exemplo, um fator de energia de mancal processado pelo módulo de interface 170a-x mostra uma tendência (informada) que, como indicado pelo módulo 170a-x, pode bem levar a uma condição de defeito grave (saída 70) num futuro próximo.
[00025] Além disso, se a base de dados que liga-desliga 52 não tiver sido atualizada por um longo período de tempo, e os dados on-line obtidos dos sensores on-line 30a-d indicam ou sinalizam uma questão, o sistema 10 também pode recomendar outros testes off-line para suportar um determinado processo analítico para produzir diagnósticos mais abrangentes.
[00026] Além disso, embora modelos de interface avulsos 170a-x sejam aplicados a dados de parâmetro específicos (gás no óleo, resultados sobre a qualidade do óleo, mancais, etc.), o sistema especialista global 12 também pode ser usado para comparar e correlacionar dados transmitidos dos modelos de interface individuais avulsos 170a-x para proporcionar um diagnóstico abrangente relativo à condição operacional de cada transformador elétrico separadamente 40a-x ou componente elétrico que seja parte da rede de distribuição 50 monitorada pelo sistema de computador 20. Por exemplo, a identificação de um determinado gás combustível no óleo de um transformador 40a-x pelo módulo de interface associado 170a-x pode gerar uma transmissão 70 que varia de um tipo de indicação “não faça nada” a “tire implemento elétrico de funcionamento” do membro adequado na organização da rede 50. Finalmente, o módulo de interface 170a-x analisa a operação de um grande número de variáveis associadas à operação de múltiplos transformadores 40 a-x (isto é, uma frota de transformadores 40a-x ou componentes elétricos) em um intervalo de tempo muito curto (por exemplo, a cada poucos minutos), o que é altamente desejável uma vez que facilita a resposta do operador.
[00027] Além da transmissão 70 de ação recomendada ou resposta proporcionada pelos modelos de interface 170a-x, o sistema especialista global 12 implementa outros modelos de engenharia (com base em sistemas fundamentados em estatísticas e regras) associados à operação dos componentes elétricos específicos 40a-x sendo monitorados pelo sistema 10 para proporcionar outras respostas recomendadas 70 para os operadores da rede 50. Por exemplo, a utilização desses dados correlacionados on-line, off-line SCADA permite que o sistema especialista 12 gere ações recomendadas para um determinado implemento 40a-x que tenha sido identificado como produzindo algum tipo de vazamento de óleo que tenha sido observado por um técnico durante uma inspeção do sítio (guiado por uma folha de inspeção produzida de acordo com a solução proposta) com base no tamanho e nas características do vazamento de óleo. Pequenos vazamentos podem contaminar os próprios transformadores 40a-x devido à presença de umidade e oxigênio no óleo do transformador, enquanto que vazamentos maiores podem resultar em contaminação ambiental que tem um impacto muito maior e mais caro a longo prazo. Em outro exemplo, um determinado implemento 40a-x, que tenha sido identificado como tendo uma alta quantidade de gás combustível, o que é considerado como prejudicial na maior parte dos casos, pode ser identificado como “normal” para este implemento 40a-x em particular, o qual está sendo monitorado. Assim, o sistema especialista 12 é configurado para identificar a evolução ou mudança nos parâmetros operacionais dos implementos elétricos 40a-x utilizando ferramentas estatísticas, ao mesmo tempo “aprendendo” também com a análise operacional dos parâmetros operacionais dos implementos 40a-x à medida que eles mudam ao longo do seu funcionamento. Sendo assim, o sistema especialista 12 incorpora “experiência de implemento” na análise utilizando carias técnicas de inteligência artificial, tais como lógica difusa, redes de propagação Bayesianas, redes neurais e/ou ferramentas de algoritmo genético, e similares. O sistema 10 também indica o desvio relativo de parâmetros operacionais (ou múltiplos parâmetros) de um implemento específico 40a-x se comparados à frota ou a uma família de implementos que têm pelo menos uma característica comum (isto é, classificações, acessórios, origem de fabricação, etc.).
[00028] Por exemplo, pelo menos um dos sensores on-line pode ser configurado como um sensor de gás para proporcionar uma indicação de uma condição defeituosa está se desenvolvendo, (isto é, um defeito térmico de alta temperatura), que pode prejudicar seriamente um ou mais dos implementos elétricos, tal como o transformador de energia 40a-d. Sendo assim, o sistema de computador 20 é configurado para distinguir os gases combustíveis e identificar automaticamente correlações entre esses gases e a carga aplicada aos transformadores 40a-d, pelo que a carga é definida como a corrente que circula através dos enrolamentos dos transformadores 40a-d na tensão operacional do transformador que é usada para fornecer eletricidade conforme a demanda do sistema de energia. O defeito que está se desenvolvendo pode estar correlacionado ou não à carga nos transformadores 40a-d, mas isto é estabelecido para guiar os operadores da rede 50 quanto às ações a serem tomadas para minorar o risco operacional. Por exemplo, se existe uma forte correlação entre o aumento no gás combustível detectado em um dado transformador 40a-d com sua própria carga, uma possível ação recomendada produzida como um produto da solução proposta pode ser “reduzir a carga dos transformadores específicos 40a-d uma vez que gases combustíveis relacionados a questões térmicas mostram forte correlação com o aumento da carga”.
[00029] Deve ser apreciado que os dados off-line obtidos pelo sistema de computador 20 também é usado para atualizar as condições operacionais ou parâmetros operacionais referenciais associados aos transformadores 40a-x, incluindo o risco de defeito nos transformadores 40a-x, que é gerado pelo processo de MTMP (programa de gerenciamento de transformador maduro) descrito na patente US 7.239.977 intitulada “Method and system for systematic evaluation of evaluation parameters of technical operational equipment”, incorporada aqui como referência, para proporcionar uma avaliação dinamicamente atualizada (incluindo um risco de falha dinamicamente atualizado). Em particular, o processo de MTMP é utilizado pelo sistema de computador 20 para processar dados off-line a partir do sistema de armazenamento de dados off-line 31, tais como dados de identificação do implemento (fabricante, ano de fabricação, acessórios, tipo e idade, etc.) e outros dados operacionais históricos encontrados em bases de dados 52, tais como análise de gás dissolvido (DGA), testes de óleo padrões (SOT), testes elétricos, procedimentos de manutenção e histórico, e similares. O processo de MTMP produz uma “avaliação estática” da condição operacional de cada transformador 40a-x da frota, incluindo uma “avaliação estática” da condição operacional de cada transformador 40a-x da frota, incluindo uma avaliação estática do risco de falha dos transformadores 40a-x. Especificamente, enquanto a avaliação estática define a condição operacional dos transformadores 40a-x em um ponto fixo no tempo, o sistema de computador 10 obtém dinamicamente experiência operacional juntamente com novos parâmetros operacionais enquanto os transformadores 40a-x continuam a operar, formando assim um processo de programa de gerenciamento de transformador dinâmico (DTMP). Portanto, o sistema 10 proporciona dados on-line e também dados off-line para o processo de MTMP para que ele possa reavaliar continuamente e dinamicamente os cálculos gerados pelo processo de MTMP, proporcionando assim para o usuário um sistema automatizado capaz de calcular dinamicamente o risco de falha, juntamente com outras informações (incluindo condições operacional) referentes a medidas de manutenção e procedimentos operacionais (redução de carga, por exemplo) de maneira dinâmica, isso não é possível com o processo de MTMP convencional.
[00030] Em outras palavras, o sistema de computador 20 implementa o processo de MTMP de maneira dinâmica e utiliza os dados proporcionados a partir do sistema de armazenamento de dados off-line 31, bases de dados 52, os sensores de transformador on-line 30a-d, e a rede SCADA 60, bem como dados alimentados para o processo de MTMP diretamente. Esses dados incluem, mas não se limitam a: magnitude de carga; quantidade de gás no óleo do transformador; temperatura ambiente; temperatura de óleo máxima; resultados dos testes padrões do óleo; resultados dos testes elétricos; parte ativa do transformador e informações sobre os modelos dos acessórios; condições do mancal, condições do LTC; status do sistema de refrigeração (ventiladores e bombas); e a marca, modelo e data de fabricação dos vários modelos dos transformadores 40a-x e acessórios associados.
[00031] Especificamente, uma vez que o processo de MTMP obtém os dados, o sistema de computador 30 atualiza dinamicamente um cálculo de risco de falha que se baseia nos novos dados on-line e offline obtidos pelo sistema de computador 20. A referência gerada pelo processo de MTMP serve como avaliação estática do “ponto de referência operacional” do implemento 40a-x e é válido apenas até o momento em que os dados estavam disponíveis para a implementação do processo de MTMP. O sistema de computador 20 acompanha ou monitora dinamicamente as mudanças que são significativas em todos os parâmetros operacionais monitorados (dados on-line dos sensores, dados on-line de sistemas SCDA e dados off-line de bases de dados off-line atualizadas), avaliando todas as variáveis pela aplicação de modelos de engenharia que são específicos para cada parâmetro técnico, ao mesmo tempo em que atualiza continuamente os cálculos realizados pelo MTMP convencional, o que foi feito tipicamente de maneira estática, mudando a partir de novos dados operacionais. Sendo assim, o MTMP ou DTMP dinamicamente implementado é capaz de representar mudanças de parâmetros operacionais que os transformadores 40a-x experimentam ao longo do tempo. (Por exemplo, novos e altos níveis de gases combustíveis são mostrados pelo processo de DTMP, mas não estão presentes quando o processo de MTMP foi executado; além disso, parâmetros simples, tais como a idade do transformador ou de outro Implemento, que muda de um ano para o outro, é identificada pelo processo de DTMP, enquanto que o MTMP é capaz apenas de acessar a idade do implemento ou transformador na data efetiva de sua execução, e não em datas posteriores, como permitido pelo DTMP). Assim, o DTMP tem os dados de identificação de todos os implementos 40a-x e “sabe” quando a idade muda a partir do começo de sua operação e incorpora essa informação no cálculo dinâmico, bem como na parte da solução dinâmica onde a idade tem um impacto. A mesma aplicação de dados dinâmicos utilizados no processo de DTMP pode ser aplicada ao monitoramento e análise de outros tipos de parâmetros operacionais e dados associados aos transformadores 40a-x, incluindo, entre outros, gases combustíveis, cargas e similares.
[00032] Os dados operacionais on-line, off-line e SCADA que foram inicialmente processados pelo sistema de computador 20 pelo processo de MTMP são processados ainda pelo sistema de computador 20 para gerar vários relatórios ou dados de transmissão 70 de profundidade e complexidade variáveis que sumarizam os vários dados, análises, e recomendações gerados pelo sistema 10. Por exemplo, o sistema de computador 20 pode proporcionar uma ampla faixa de painéis ou interfaces (incluindo interfaces interativas tendo vários formatos de arranjos de dados que apresentam os dados transmitidos 70 de várias maneiras, incluindo emissões gráficas, comparações estatísticas, e sumários. O sistema de computador 20 também pode incluir locais geográficos de transformadores em bom estado e em mau estado 40a- x, tabelas com os riscos de falhas, ações recomendadas para minorar risco operacional, e similares. Além disso, o sistema de computador 20 também é capaz de comunicar dados de transmissão 70 que sumarizam questões potenciais para operadores da rede de distribuição de energia 50 utilizando uma ampla faixa de modos de comunicação com fio e/ou sem fio, tais como notificações por e-mail, web mail, aplicativos de software para celulares, e similares, bem como a utilização de vários dispositivos de computador e portáteis.
[00033] Além disso, os dados de transmissão 70 gerados podem ser representados em um aplicativo do tipo com base na web tendo uma interface gráfica que permite a um ou mais usuários terem acesso aos dados processados 70, bem como ações recomendadas (dados com os quais se pode atuar) 70. Os dados transmitidos incluem, entre outros, gráficos de barras com um código de sinal de tráfego (percentagem de implementos bons 40a-x em verde, percentagem de implementos 40a- x que requerem alguma atenção em amarelo, e implementos 40a-x que requerem ação imediata em vermelho), local geográfico dos implementos 40a-x (particularmente aqueles em amarelo e vermelho), classificações (categoria da tensão e categoria da energia dos implementos 40a-x, particularmente aquelas em amarelo e vermelho), custo calculado para o conserto, custo para substituir, custo de um novo implemento, e similares. Os dados transmitidos 70 também podem ser formatados para proporcionar gráficos interativos com uma função interativa de “detalhar”, de modo que um usuário seja capaz de começar a verificar o painel a partir de um tipo de nível “executivo” que contém informação global da frota de transformadores 40a-x , até um segundo nível onde um “gerente de implementos” pode identificar questões em desenvolvimento, até um terceiro nível onde indivíduos com um raciocínio técnico (técnicos e engenheiros) possam fazer inquisições sobre parâmetros específicos associados aos transformadores 40a-x, tais como níveis, evolução histórica, correlações, e similares. Sendo assim, o sistema 10 proporciona dados em vários níveis de detalhe e escopo, com base no membro específico da empresa que está analisando os dados.
[00034] Será, portanto, apreciado que uma vantagem da modalidade ou modalidades da presente invenção é que um sistema de avaliação dinâmico para componentes elétricos de alta tensão proporciona a um usuário acesso direto a informações de interesse, incluindo risco de falha, capacidades de sobrecarga e recomendações no lugar do uso dos dados brutos para disparar alarmes com base nos níveis de parâmetros específicos. Outra vantagem da presente invenção é que o sistema de avaliação dinâmico para componentes elétricos de alta tensão proporciona uma interface aberta e flexível que é capaz de obter informações de várias bases de dados e que é capaz de integrar dados de teste de transformador a partir de bases de dados off-line que estão armazenados em vários formatos, juntamente com dados on-line que são obtidos de vários tipos (marcas/modelos) de sensores de monitoramento on-line com uma pluralidade de transformadores. Outra vantagem ainda da presente invenção é que o sistema de avaliação para componentes elétricos de alta tensão é configurado para monitorar a condição operacional de uma pluralidade ou frota de componentes elétricos.
[00035] Assim, pode ser visto que os objetivos da presente invenção foram atendidos pela estrutura e seu método de uso apresentados acima. Embora de acordo com os Estatutos de Patente, apenas o melhor modo e as modalidades preferidas foram apresentados e descritos em detalhe, sendo entendido que a invenção não está limitada a eles e por eles.

Claims (11)

1. Sistema de avaliação dinâmico (10) para monitorar componentes elétricos de alta tensão, compreendendo,pelo menos um sensor on-line (30) adaptado para ser acoplado a um ou mais componentes elétricos (40a-x), os ditos sensores on-line (30) configurados para monitorar e coletar dados de parâmetros operacionais on-line associados ao funcionamento de um ou mais dos componentes elétricos (40a-x);caracterizado pelo fato de que compreende ainda,pelo menos um sistema de armazenamento de dados off-line compreendendo uma base de dados (31) adaptada para armazenar dados de parâmetros operacionais off-line associados ao funcionamento de um ou mais dos componentes elétricos (40a-x), sendo que os ditos dados de parâmetros operacionais off-line representam o teste off-line de um ou mais dos componentes elétricos (40a-x) e sendo que os ditos dados de parâmetros operacionais off-line são obtidos quando os ditos um ou mais componentes elétricos (40a-x) são desenergizados;pelo menos um sistema de armazenamento de dados off-line compreendendo uma base de dados histórica off-line (52) adaptado para armazenar dados de parâmetros operacionais off-line históricos associados à manutenção, teste e desempenho operacional de um ou mais dos componentes elétricos (40a-x); eum sistema de computador (20) em comunicação operativa com o dito pelo menos um sensor on-line (30), o dito pelo menos um sistema de armazenamento de dados off-line compreendendo uma base de dados (31) e o dito pelo menos um sistema de armazenamento de dados off-line compreendendo uma base de dados histórica off-line (52), o dito sistema de computador (20) configurado para correlacionar automaticamente e continuamente os ditos dados de parâmetros operacionais on-line (120) com informações off-line, sendo que as ditas informações off-line compreendem os ditos dados de parâmetros operacionais off-line e os ditos dados de parâmetros operacionais offline históricos,sendo que o dito sistema de computador (20) gera uma avaliação operacional dinâmica ou curso de ação (70) que está associado a cada um dos componentes elétricos (40a-x), a dita avaliação operacional dinâmica ou curso de ação (70) baseando-se nos ditos dados de parâmetros operacionais on-line (120) correlacionados e informações off-line.
2. Sistema de avaliação dinâmico (10), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o dito sistema de computador (20) está em comunicação operativa com uma rede de controle de supervisão e obtenção de dados (SCADA) (60) para receber dados SCADA (140) associados aos um ou mais componentes elétricos (40a-x) associados à dita rede SCADA (60), de modo que a dita avaliação operacional dinâmica ou curso de ação (70) se baseia nos ditos dados on-line (120) correlacionados, informações off-line e nos ditos dados SCADA (140).
3. Sistema de avaliação dinâmico (10), de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a dita rede SCADA (60) proporciona os ditos dados SCADA (140) para o dito sistema de computador (20) em tempo real.
4. Sistema de avaliação dinâmico (10), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende aindao dito sistema de armazenamento de dados off-line compreendendo uma base de dados histórica (52) configurado para armazenar dados de parâmetros operacionais off-line associados aos um ou mais parâmetros operacionais de um ou mais dos componentes elétricos (40a-x) que é pelo menos um transformador, sendo que os ditos dados de parâmetro operacionais são selecionados do grupo que consiste em medições de isolamento, relações de tensão e fatores de potência.
5. Sistema de avaliação dinâmico (10), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o dito sistema de computador (20) é configurado para gerar uma interface interativa que é configurada para ser remotamente acessível por um sistema de computador remoto.
6. Sistema de avaliação dinâmico (10), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a dita avaliação operacional dinâmica é selecionada do grupo que consiste em risco de falha, capacidade de sobrecarga, fator de envelhecimento e tempo de envelhecimento acumulado.
7. Sistema de avaliação dinâmico (10), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o dito sistema de computador (20) usa inteligência artificial para gerar o dito curso de ação (70) recomendado.
8. Sistema de avaliação dinâmico (10), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o dito sistema de computador (20) é configurado para ser independente no que se refere ao hardware dos ditos sensores on-line (30).
9. Sistema de avaliação dinâmico (10), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda um mostrador em comunicação operativa com o dito sistema de computador (20) para exibir o dito curso de ação (70) recomendado ou a dita avaliação operacional dinâmica.
10. Método para avaliar pelo menos um componente elétrico de alta tensão, compreendendo,proporcionar um sistema de computador (20);proporcionar pelo menos um sensor on-line (30) em comunicação operativa com o dito sistema de computador (20) e adaptado para ser interfaceado ao pelo menos um componente elétrico (40a-x) para monitorar e coletar dados de parâmetros operacionais online;caracterizado pelo fato de que compreende ainda,proporcionar pelo menos um sistema de armazenamento de dados off-line (31) compreendendo uma base de dados em comunicação operativa com o dito sistema de computador (20), o dito sistema de armazenamento de dados off-line (31) compreendendo uma base de dados representando os dados de parâmetros operacionais offline do dito pelo menos um componente elétrico (40a-x);proporcionar pelo menos um sistema de armazenamento de dados off-line compreendendo uma base de dados histórica off-line (52) em comunicação operativa com o dito sistema de computador (20), o dito sistema de armazenamento de dados off-line compreendendo uma base de dados histórica off-line (52) representando dados de parâmetros operacionais off-line históricos associados à manutenção, teste e desempenho operacional do dito pelo menos um componente elétrico (40a-x);obter pelo menos um dado de parâmetro operacional on-line, pelo menos um dado de parâmetro operacional off-line e outro parâmetro operacional off-line associado ao pelo menos um componente elétrico (40a-x) no dito sistema de computador (20);obter o dito pelo menos um dado de parâmetro operacional off-line quando o pelo menos um componente elétrico (40a-x) está desenergizado;correlacionar o dito pelo menos um dado de parâmetro operacional on-line às informações off-line, sendo que as ditas informações off-line compreendem o dito pelo menos um dado de parâmetro operacional off-line e os ditos dados de parâmetros operacionais off-line históricos; egerar uma avaliação da condição operacional dinâmico ou curso de ação (70) a partir do sistema de computador (20) com base nos ditos dados de parâmetros operacionais on-line correlacionados e informações off-line.
11. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que compreende ainda,proporcionar um mostrador em comunicação operativa com o dito sistema de computador (20); emostrar a dita avaliação de condição operacional dinâmica ou curso de ação (70) no dito mostrador.
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