O monitoramento de condições online em SIG é afetado por interferência eletromagnética?

Se você é um operador de rede elétrica ou gerente de ativos GIS (Gas Insulated Switchgear), provavelmente já recorreu ao monitoramento de condições on-line para manter equipamentos críticos funcionando de maneira confiável. Durante anos, fornecemos soluções especializadas de monitoramento de condições on-line de GIS, e uma pergunta surge com mais frequência do que qualquer outra:O monitoramento de condições on-line do GIS é afetado pela interferência eletromagnética (EMI)?É uma preocupação válida: o GIS opera em ambientes de alta tensão e alta corrente onde a EMI é onipresente e os dados dos sistemas de monitoramento são a tábua de salvação para a manutenção preditiva. Vamos analisar isso, baseá-lo nos desafios do mundo real e explicar como nossas soluções abordam esse problema.

Primeiro, vamos definir o cenário: o GIS é compacto, eficiente e agora onipresente em subestações, mas seu design fechado e envolto em metal não elimina a EMI – ele a molda. Cada vez que um disjuntor opera, um pára-raios é ativado ou uma corrente de falta é interrompida, ele gera pulsos eletromagnéticos transitórios (EMP) que ondulam pela subestação. Esses pulsos podem vazar ou se acoplar em cabos, sensores e dispositivos de monitoramento adjacentes que compõem o monitoramento de condições on-line do GIS. O risco não é apenas um pequeno ruído; são perdidos sinais precoces de falha (como descarga parcial) ou alertas falsos que desperdiçam recursos de manutenção.

Na última década, trabalhamos com mais de 20 clientes de serviços públicos na América do Norte e na Europa, e nossas equipes locais documentaram em primeira mão problemas de monitoramento relacionados a EMI. As primeiras instalações de sistemas básicos de monitoramento (sensores prontos para uso conectados ao lado de cabos de energia) apresentavam regularmente 15–20% de alertas de descarga parcial falsos positivos em nossos primeiros três anos de atividade. Um cliente do Centro-Oeste relatou que o monitoramento da umidade do gás SF6 aumentava em 30 ppm sempre que um transformador próximo era ligado, forçando os operadores a validar manualmente as leituras em vez de confiar nos dados em tempo real. Foi então que aprendemos: a EMI não é um problema teórico – é um obstáculo operacional diário para o monitoramento de condições on-line de GIS não otimizado.

Vamos ser específicos sobre como o EMI interage com parâmetros comuns de monitoramento GIS. Primeiro, o monitoramento da qualidade do gás SF6: SF6 é o núcleo isolante e de extinção de arco do GIS, portanto, vazamentos, decomposição ou umidade são sinais críticos de falha precoce. Nossos sensores SF6 de primeira geração usavam conexões analógicas com fio que captavam EMI de modo comum dos barramentos da subestação. A EMI distorceria as leituras de tensão, tornando difícil distinguir os subprodutos reais da decomposição do SF6 (como SO2 ou H2S) do ruído elétrico. Posteriormente, redesenhamos esses sensores com processamento diferencial de sinal, um cabo de par trançado blindado (STP) e um filtro de largura de banda ajustado para eliminar frequências transitórias da subestação (1 kHz–1 MHz, a fonte mais comum de ruído de comutação GIS). O resultado? Leituras falsas de SF6 caíram 89% em testes de clientes. Se você está procurando um sistema específico que integre essa mitigação de ruído, verifique nossoSistema de monitoramento de gás Sf6projetado exclusivamente para ambientes GIS.

Em seguida, o monitoramento de descarga parcial (PD) – é aqui que a interferência EMI atinge mais forte, porque a própria PD é um pequeno sinal elétrico (nanoampères, picocoulombs) oculto no ruído de fundo de alta tensão. Certa vez, apoiamos um cliente no Texas onde seu sistema de monitoramento de PD não especializado perdeu um PD interno crítico em um compartimento GIS de 230 kV porque o sensor não levou em conta os transientes de corrente de falta de 50 kA da subestação. A falha acabou causando uma interrupção de 4 horas, custando à concessionária US$ 2 milhões em receitas perdidas. Essa experiência nos levou a construir nossoSistema Online de Monitoramento de Descargas Parciais para Gisque usa duas camadas de rejeição EMI: primeiro, transdutores de corrente de alta frequência (HFCTs) com blindagem metálica que se conecta diretamente ao gabinete aterrado do GIS para isolar os sinais PD do ruído externo. Em segundo lugar, um algoritmo proprietário que cruza leituras de PD com registro de data e hora com registros de eventos da subestação (operações de disjuntores, ativações de pára-raios) para filtrar picos EMI transitórios. Em testes de acompanhamento com esse cliente do Texas, o sistema detectou PD interna 12 meses antes de qualquer outro sinal de falha, com zero alertas falsos de eventos de comutação de subestação.

Os pára-raios são outro componente crítico do GIS e seu monitoramento (para corrente residual e corrente de fuga) também é vulnerável à EMI. Quando um raio atinge uma subestação, o pára-raios desvia a corrente, gerando EMI massivo que pode distorcer as leituras de corrente de fuga. Vimos clientes usarem sensores genéricos de corrente de fuga que leriam 5x o valor real durante uma tempestade, levando a substituições desnecessárias de pára-raios. NossoMonitoramento de pára-raiosO sistema usa bobinas Rogowski com blindagem magnética para atenuar EMI de frequência de raios, emparelhadas com gabinetes resistentes às intempéries que bloqueiam ruídos de RF externos. Um cliente na Flórida relatou que durante uma tempestade de categoria 2, nosso sistema de monitoramento de pára-raios manteve 98% de precisão dos dados, enquanto o sistema genérico de uma concessionária vizinha teve 70% de perda de dados. Essa é a diferença entre o design resistente a EMI e as soluções posteriores.

Agora, você deve estar se perguntando: existe uma maneira de eliminar completamente o impacto da EMI? A resposta curta é não: as subestações sempre terão ruído elétrico, mas o moderno monitoramento on-line das condições GIS pode ser projetado para mitigá-lo de maneira eficaz. A chave não é apenas comprar qualquer sistema de monitoramento; é escolher um projetadopara ambientes GIS, não reaproveitado de ambientes industriais ou de baixa tensão.

Vamos abordar os mitos comuns que ouvimos de gestores de ativos céticos. Mito 1: “O cabeamento de fibra óptica elimina EMI, então eu deveria usar apenas fibra em vez de cobre blindado.” Embora a fibra seja imune à EMI elétrica, ela ainda pode captar ruído óptico da luz ambiente ou do calor da subestação, e é mais cara para instalar em GIS adaptado (onde é necessário perfurar gabinetes de metal). Nossos clientes que misturam cobre blindado para comunicações de sensores e fibra para backhaul obtêm o melhor dos dois mundos: baixo custo, alta rejeição de ruído e dados confiáveis ​​de longa distância. Mito 2: “A EMI afeta apenas sistemas com fio, portanto o monitoramento sem fio é melhor.” Sistemas sem fio (como LoRa ou Wi-Fi) são suscetíveis a RF EMI de transmissores próximos ou equipamentos de controle de subestação, e seus pacotes de dados podem ser corrompidos durante eventos altamente transitórios. Testamos opções com e sem fio e descobrimos que sistemas com fio e reforçados com EMI têm disponibilidade de dados 12% maior em ambientes de subestação, mesmo durante operações de comutação de pico.

Nos últimos cinco anos, nossa base de clientes cresceu 35% – principalmente através do boca a boca. Uma grande concessionária no Canadá mudou de três sistemas de monitoramento genéricos diferentes para nosso conjunto completo de monitoramento de condições on-line GIS e relatou: “Antes, gastávamos 10 horas por semana validando alertas falsos; agora leva menos de 1 hora e detectamos um defeito de GIS que teria causado uma interrupção nesta primavera.” Essa é a verdadeira recompensa de abordar a EMI no monitoramento: você obtém dados precisos e acionáveis ​​que permitem planejar a manutenção e não reagir a falhas.

Se você está atualmente enfrentando problemas relacionados a EMI com seu monitoramento de condições on-line GIS ou está procurando atualizar para um sistema construído para ambientes de subestações de alto ruído, ficaremos felizes em apresentar nossas soluções. Nossa equipe de engenharia tem experiência local com instalações GIS de 110 kV a 500 kV e podemos fornecer um plano de mitigação de ruído personalizado, adaptado ao layout da sua subestação. Se você precisa de monitoramento direcionado de SF6, detecção abrangente de PD ou rastreamento de pára-raios, nossas soluções são projetadas para funcionar mesmo nos ambientes com maior intensidade de EMI. Para saber mais sobre nossos sistemas desenvolvidos especificamente, incluindo nossas ferramentas especializadas de monitoramento de gás SF6 e descarga parcial, navegue em nossos recursos on-line ou entre em contato com nossa equipe de vendas para discutir suas necessidades específicas. Estamos aqui para ajudá-lo a transformar dados de monitoramento confiáveis ​​em melhorias tangíveis no desempenho da rede.

Referências

1. IEEE Std C37.122.1-2018, “Guia IEEE para Subestações Isoladas a Gás (GIS) para Sistemas de Energia de Alta Tensão”
2. Wang, Y., et al. (2021). “Mitigação de interferência eletromagnética para monitoramento de descargas parciais em subestações GIS.” Transações IEEE sobre entrega de energia, vol. 36, não. 4, pp.
3. Grupo de Trabalho A3.26 do Conselho Internacional de Grandes Sistemas Elétricos (CIGRE). (2019). “Monitoramento de condições de painéis isolados a gás: melhores práticas para resiliência EMI.” Folheto CIGRE 762.
4. Bureau Americano de Padrões (ABS). (2022). “Diretrizes para monitoramento on-line de condições em subestações de alta tensão.”