SNPTEE SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA GRUPO VIII GRUPO DE ESTUDIO DE SUBESTACIONES Y EQUIPAMIENTOS ELÉCTRICOS

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1 SNPTEE SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Versão 1.0 XXX.YY 14 a 17 Outubro 2007 Rio Janeiro - RJ GRUPO VIII GRUPO DE ESTUDIO DE SUBESTACIONES Y EQUIPAMIENTOS ELÉCTRICOS MONITOREO ON-LINE DE UN BANCO DE AUTOTRANSFORMADORES /13,8kV 150MVA CON CONMUTACIÓN BAJO CARGA Marcos E. G. Alves * TREETECH SISTEMAS DIGITAIS LTDA. Roberto Albuquerque FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. RESUMO Para aumentar su capacidad transformación, la subestación Furnas en Campinas, recibió un nuevo banco autotransformadores monofásicos /13,8kV 150MVA con conmutadores rivaciones en carga, compuesto por dos fases fabricación Jeumont/Vatech (França) año 2001 y una fase Asea año Siguiendo la tenncia general migración l mantenimiento preventivo al mantenimiento predictivo, los transformadores Jeumont fueron especificados por Furnas, a través un adicional al contrato, para suministro ya equipado con sensores y sistema monitoreo on-line. Dentro este alcance fue incluida también la mornización la fase Asea, con la instalación sensores para su monitoreo y la sustitución equipamientos Electromecánicos por Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs). Serán presentados los resultados obtenidos con la operación ese sistema monitoreo on-line en campo, inclusive con la ocurrencia un fecto en una las fases l banco durante el período instalación l sistema, ya con parte la adquisición datos on-line en funcionamiento. Será mostrado amás como las mediciones obtenidas en la fase instalación, ayudaron en la investigación las causas l suceso. PALABRAS CLAVE Transformador, Monitoreo on-line, Diagnóstico, Pronóstico INTRODUCCIÓN Con capacidad instalada 1720MVA, la Subestación Campinas es una las más importantes para el sistema transmisión Furnas, y en ella está localizado uno los cuatro centros operación regionales la empresa, responsable por las troncales alimentación l gran São Paulo. Para aumentar su capacidad transformación, esa subestación recibió un nuevo banco autotransformadores monofásicos /13,8kV 150MVA con conmutadores rivaciones en carga, compuesto por dos fases fabricación Jeumont/Vatech (Francia) año 2001 y una fase Asea año El actual escenario los mercados energía eléctrica en el mundo ha llevado a las empresas l sector a operar en un contexto competitividad hasta entonces inédito, obligando a una búsqueda constante por mayor eficiencia, mejor calidad suministro y menores costos. Siguiendo esta tenncia general, se ha producido una migración l mantenimiento preventivo hacia el mantenimiento predictivo, modo tal que los transformadores Jeumont fueron especificados por Furnas ya equipados con sensores y sistema monitoreo on-line. Para atenr a esa especificación, el banco autotransformadores fue equipado con el sistema monitoreo online Sigma. Dentro este alcance fue incluida también la mornización la fase Asea con la instalación sensores para su monitoreo on-line. (*) Rua Otávio Passos, 588 CEP Atibaia, SP Brasil Tel: (+55 11) Fax: (+55 11) marcos.alves@treetech.com.br

2 2.0 - TOPOLOGÍA DEL SISTEMA DE MONITOREO ON-LINE El sistema monitoreo on-line Sigma está constituido por tres partes principales que son talladas a continuación: Adquisición Datos Medio comunicación Almacenamiento, tratamiento y entrega datos. 2.1 Adquisición datos La adquisición mediciones durante la operación l transformador es efectuada por medio sensores, que puen estar conectados según dos arquitecturas principales: Una arquitectura basada en un elemento centralizador localizado en el cuerpo l transformador, generalmente un CLP (Controladores Lógicos Programables), y Una arquitectura scentralizada, basada en IEDs (Intelligent Electronic Devices, Dispositivos Electrónicos Inteligentes) localizados en el cuerpo l transformador. En la elección la arquitectura a utilizar para el sistema Sigma, fueron tomadas en cuenta las características inherentes a cada una las opciones, presentadas en la Tabla 1. Tabla 1 Comparación características las arquitecturas Centralizada y Descentralizada Arquitectura Centralizada (CLPs) Sistema centralizado el PLC concentra las informaciones todos los sensores y las envía al nivel jerárquico superior. El elemento centralizador (CLP) es un punto falla adicional para el sistema Todos los sensores tienen que ser dicados para su conexión al CLP, causando eventuales duplicaciones sensores y costos adicionales en sistemas monitoreo. Falla en el CLP acarrea la pérdida todas las funciones l sistema. El elemento centralizador (CLP) representa costos adicionales instalación, programación y mantenimiento para el sistema. Sistema centralizado, expansiones y mantenimientos más difíciles. Temperatura operación máxima típica 55ºC [3]. Desaconsejada instalación junto a los equipamientos principales (por ejemplo, transformadores). Instalación recomendada en la sala control gran cantidad cables interconexión con el patio. Nivel aislación típico 500V no acuado para el ambiente subestaciones alta tensión [3]. En general, probado para aplicación en ambiente industrial [3]. Puertas comunicación serial no soportan las sobretensiones, impulsos e inducciones existentes en la subestación, obligando al uso fibra óptica para comunicación con la sala control alto costo instalación. Generalmente operan con protocolos comunicación industriales [3]. Arquitectura Descentralizada (IEDs) Sistema scentralizado, don los sensores son IEDs (Intelligent Electronic Devices) que envían las informaciones directamente al nivel jerárquico superior. No existe el elemento centralizador, eliminándose así un posible punto falla. IEDs ya existentes en los sistemas control y protección puen ser integrados a los sistemas monitoreo y adquisición datos, evitando costos sensores adicionales. Falla en un IED acarra pérdida sólo parte las funciones resto IEDs permanecen en servicio. No existe el elemento centralizador eliminados costos adicionales. Sistema naturalmente modular, facilitando expansiones y mantenimiento. Temperatura operación -40 a +85ºC, acuados para instalación en el patio junto a los equipamientos principales. Instalación típica junto al equipamiento principal, en el patio sólo comunicación seríal (par-trenzado o fibra óptica) para interconexión con la sala control. Nivel aislación típico 2,5kV proyectado para el ambiente subestaciones alta tensión. Probado para las condiciones adversas ambiente subestación acuerdo con las normas IEC: compatibilidad electromagnética, temperatura, vibración. Puertas comunicación serial proyectadas para el ambiente subestación, permitiendo el uso partrenzado para comunicación con la sala control bajo costo instalación. Permite opcionalmente el uso fibra óptica, con conversores externos auto-alimentados. Protocolos comunicación específicos para utilización en sistemas potencia (time-stamp, sincronismo reloj, etc.).

3 El análisis las mismas llevó a la elección la arquitectura scentralizada, por sus diversas ventajas. Algunos IEDs son instalados en el cuerpo l transformador, como muestra la figura 1, mientras otros fueron localizados en un panel común l banco. En el caso la fase A, el transformador Asea recibió un retrofit con la instalación los IEDs en substitución los equipamientos electromecánicos antiguos, tales como termómetros mecánicos aceite y vanados. También fueron integrados al sistema monitoreo IEDs las funciones control. La relación completa IEDs instalados en cada lugar pue ser vista en la Tabla 2. En los casos en que sensores terceros no pudieron ser integrados al sistema comunicación serial, ya sea por el hecho no ser dispositivos inteligentes, o porque su fabricante no entrega un protocolo abierto en las puertas seriales, se utilizaron módulos adquisición datos universales, capaces recibir múltiples señales digitales y/o analógicos, digitalizarlos y entregarlos en puertas seriales con protocolo abierto. Figura 1 IEDs en el cuerpo l transformador Asea De esa forma todos los sensores, tanto los inteligentes como los convencionales pudieron ser integrados al sistema monitoreo, a través comunicación serial, usando los medios comunicación scritos en el ítem 2.2. Con eso fue evitado el uso cualquier equipamiento centralizador en el cuerpo l transformador, lo que simplificó el proyecto y la instalación, redujo el costo inicial y, más importante aún, redujo también el TCO (Total Cost of Ownership) l sistema en la misma proporción en que aumentó su confiabilidad y disponibilidad. Tabla 2 IEDs asociados al sistema monitoreo Lugar IEDs Datos Adquiridos Transformador Panel Común Sala Control Monitor Temperatura Monitor Gas en el aceite Monitor Humedad Relé Membrana Transductor Tensión Corriente Transductor temperatura Módulos adquisición datos Monitor Bushings Transductor Tensión Corriente Transductor Temperatura Supervisor Paralelismo 2.2 Medio Comunicación y y - Temperatura l aceite - Temperaturas los vanados - Corrientes carga - Alarmas y sconexiones por sobre-temperatura - Hidrógeno sarrollado en el aceite - Alarmas por gas alto/muy alto - Saturación relativa (%) agua en el aceite - Tenor agua en el aceite (ppm) - Ruptura membrana / bolsa l tanque conservador - Tensiones l motor l conmutador - Corrientes l motor l conmutador - Potencia activa/reactiva/aparente l motor l conmutador - Temperatura l aceite l conmutador bajo carga - Temperaturas entrada y salida los radiadores - Contactos alarma (relé buchholz, válvula alivio, niveles aceite, etc.) - Estado los grupos ventilación forzada - Conmutador bajo carga en operación - Tiempo operación l conmutador bajo carga - Capacitancia los bushings - Tangente lta los bushings - Tensiones fase - Corrientes fase - Potencia activa/reactiva/aparente - Temperatura ambiente - Posición tap l conmutador - Estado las selecciones lugar/remoto, maestro/comandado/individual y manual/automático El sistema monitoreo Sigma permite que la transmisión datos los equipamientos adquisición (IEDs) para la etapa almacenamiento y tratamiento, en la sala control, sea realizada a través diferentes medios comunicación. Para este banco transformadores, fue utilizada una mezcla varios ellos.

4 Como exhibe la figura 2, los Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs) localizados en el patio la subestación, tanto en el cuerpo los transformadores como en el gabinete común l banco, fueron interconectados en red en el padrón RS-485, utilizando cables tipo par-trenzado blindado. A través esa aplicación, así como diversas otras utilizando ese padrón comunicación en subestaciones alta tensión, fue mostrada la viabilidad su utilización en ambiente subestaciones con resultados plenamente satisfactorios. En el panel común l banco esa red RS-485 es conectada a un conversor electro-óptico, l cual parten un par fibras para un rack l sistema monitoreo, en la sala control. En este rack la señal óptica es nuevamente convertida en eléctrica y conectada al servidor l sistema. Los IEDs localizados en la sala control la subestación son interconectados directamente al servidor, en el padrón RS Almacenamiento, Tratamiento y Disponibilización datos Los datos suministrados por los IEDs localizados en los transformadores, en el panel común l banco y en la sala control son recibidos por una computadora (CPU) localizada en un rack en la sala control la subestación, don es ejecutado el software monitoreo. Las principales funciones este software puen ser agrupadas en dos categorías: funciones Digitalización Datos, asociadas a la simple entrega y almacenamiento los datos, y funciones Monitoreo, con el objetivo transformar simples datos, en informaciones útiles para el mantenimiento, como se talla abajo. Funciones Digitalización Datos: Presentación on-line mediciones, alarmas y estados Almacenamiento las mediciones, alarmas y estados en bancos datos históricos Consulta las mediciones, alarmas y estados almacenados en bancos históricos en forma gráficos o tablas Acceso al sistema forma local y remota Envío automático avisos por si se produce cualquier anormalidad. Funciones Monitoreo: Tratamiento los datos a través algoritmos Tratamiento los datos a través molos matemáticos Obtención diagnóstico l estado actual l transformador Obtención pronóstico l estado futuro l transformador Detección fectos aún en fase incipiente. Las funciones monitoreo son talladas en el ítem 3 a continuación FUNCIONES DE MONITOREO Figura 2 Arquitectura l sistema monitoreo Más que un sistema para simple digitalización datos obtenidos sensores, un sistema monitoreo be ser capaz transformar esos dados en informaciones útiles para el mantenimiento, que son el diagnóstico y pronóstico l estado l equipamiento. Para cumplir esa función, el sistema monitoreo implantado posee el nominado Módulo Ingeniería, en el cual están los algoritmos y molos matemáticos para diagnósticos y pronósticos. Así como ocurre con los IEDs utilizados para la adquisición las mediciones, también las funciones monitoreo l sistema están organizadas forma modular, permitiendo que se escojan libremente las funciones monitoreo que se sea instalar, amás facilitar futuras expansiones, simplemente agregando nuevos módulos software y sus correspondientes IEDs. Los módulos diagnóstico utilizados son scritos a continuación. 3.1 Vida Útil la Aislación Calcula la pérdida estimada vida útil la aislación bido al envejecimiento térmico la celulosa, acuerdo con las condiciones carga, temperaturas y contenido agua en la aislación, obtenido l molo ingeniería correspondiente.

5 Calcula también la tasa media pérdida vida en un período tiempo pasado que sea representativo las condiciones operativas medias l equipamiento, efectuando la extrapolación l tiempo restante hasta el final teórico vida útil la aislación. 3.2 Gases en el Aceite Monitorea on-line la concentración hidrógeno disuelto en el aceite. Como el hidrógeno es un gas generado en casi todos los tipos fectos internos posibles sucer en un transformador, es consirado un gas clave para la tección fectos. Una vez tectada una anormalidad, el sistema monitoreo emite la recomendación para la realización ensayos gas-cromatografía en laboratorio. Los resultados estos ensayos son entonces insertados en el sistema, que emite un diagnóstico basado en los criterios análisis más aceptados en el mercado. 3.3 Humedad en el aceite y en el Papel En una primera etapa, el sistema monitoreo supervisa la ruptura la bolsa goma l tanque expansión, emitiendo alerta en caso contacto l aceite con el aire. En un segundo nivel, es efectuada la medición on-line agua disuelta en el aceite, en ppm. A través esa medición, correlacionada con las mediciones temperatura l equipamiento, se calcula el porcentaje agua en la aislación sólida (papel), consirando el balance humedad entre el aceite y el papel. El porcentaje agua en el papel es utilizado en las funciones Vida Útil la Aislación y Temperatura Formación Burbujas, y son emitidos avisos por contenido elevado agua en el aceite y/o en el papel. 3.4 Temperaturas Formación Burbujas Amás potenciar los efectos gradación térmica, el agua presente en el papel aislante pue pasar al estado gaseoso en presencia altas temperaturas, con riesgo falla en la aislación. La temperatura necesaria para causar este fenómeno es tanto más baja cuanto mayor es el porcentaje agua en el papel. Por ese motivo, el sistema monitoreo utiliza el resultado l cálculo agua en el papel (ítem 3.4) para terminar también cual es la temperatura necesaria para que haya formación burbujas. Si la temperatura l vanado (punto más caliente) se aproxima a ese valor, el sistema emite un aviso. 3.5 Eficiencia l Sistema Refrigeración La refrigeración acuada un transformador es fundamental para su operación segura y sin pérdida acelerada vida útil la aislación, en presencia cargas elevadas. Es esencial, por lo tanto, que la refrigeración opere bidamente, extrayendo forma eficiente el calor generado. El monitoreo la eficiencia la refrigeración se efectúa comparándose la temperatura l aceite medida, con su valor esperado, en función la temperatura ambiente, la corriente carga y l estado la refrigeración en operación. Si la temperatura medida estuviere por sobre la esperada, se emite un aviso baja eficiencia l sistema. 3.6 Diferencial Temperatura l Conmutador En condiciones normales operación, el conmutador no es una fuente calor apreciable cuando se lo compara a la parte activa l transformador, modo que la temperatura l aceite l conmutador generalmente acompaña la l aceite l transformador. Algunos tipos falla, sin embargo, puen causar generación calor en el conmutador, haciendo su temperatura superior a la l transformador. En esos casos, el monitoreo l diferencial temperatura entre conmutador y transformador emitirá un aviso, permitiendo la toma acciones correctivas antes que la falla se agrave. 3.7 Torque l Motor l Conmutador El conmutador bajo carga es un equipamiento con partes móviles. Con ello, fallas origen mecánico ocurridas en el conmutador puen causar problemas varias proporciones, comenzando por la indisponibilidad l equipamiento y pudiendo llegar a fallas dieléctricas graves. En estos casos, el torque sarrollado por el motor l conmutador sufrirá alteraciones en relación a su comportamiento normal, forma que su monitoreo permite que eventuales problemas mecánicos sean intificados e indicados a tiempo. 3.8 Tiempos Operación l Conmutador Como complemento la función Torque l Motor l Conmutador, esa función supervisa el tiempo necesario para efectuar el cambio tap en cada operación l conmutador, emitiendo alarma si ese tiempo presenta un svío en relación con los tiempos observados durante el comportamiento normal l equipamiento.

6 3.9 Asistente Mantenimiento l Conmutador bajo Carga Basado en el número conmutaciones y en el tiempo servicio l conmutador bajo carga, el asistente mantenimiento l conmutador suministra informaciones y alertas útiles que ayudan al mantenimiento, tales como: suma la corriente conmutada, número operaciones efectuadas, cálculo l espesor actual los contactos, tiempos servicio l equipamiento, promedios diarios sgaste los contactos y conmutaciones, tiempos previstos para alcanzar espesor mínimo los contactos y tiempo para el próximo mantenimiento Asistente Mantenimiento la Ventilación Forzada A través la medición exacta los tiempos operación los ventiladores, el Asistente Mantenimiento la Ventilación Forzada suministra informaciones y alertas útiles que ayudan al mantenimiento, tales como: tiempos servicio los ventiladores y bombas, registros operaciones los motores, tiempos medios funcionamiento y tiempos previstos para inspección o mantenimiento Módulo Especialista El módulo especialista es una herramienta adicional auxilio en el tratamiento las informaciones. Mientras los más módulos indican la existencia un problema, el módulo especialista cruza informaciones, provenientes tanto sensores como molos matemáticos, con el objetivo diagnosticar la causa probable l problema, recomendar acciones corrección y proporcionar el pronóstico futuras complicaciones si no se corrige el fecto. Para cumplir estas funciones es utilizado un sistema especialista, una técnica Inteligencia Artificial que consiste en un conjunto reglas cisión que scartan hipótesis y encaminan la respuesta a las causas más probables un problema. Este conjunto reglas es flexible, pudiendo ser alterado por el usuario acuerdo con su propia experiencia. Con ello, el módulo especialista presenta al usuario un panorama general l estado l equipamiento, sin que sea necesario navegar por las diversas funcionalidas l sistema. Por esa razón, el módulo especialista es siempre la pantalla inicial presentada cuando se acce al sistema monitoreo Módulo Simulación El factor limitante para la carga un transformador es, en general, la temperatura alcanzada por el equipamiento. El módulo simulación le permite al usuario verificar, para condiciones carga hipotéticas, cual será la evolución las temperaturas y la pérdida vida asociada. Dos modos simulación se encuentran disponibles: Basada en las condiciones reales, en que las mediciones actuales temperatura y carga son utilizadas como punto partida la simulación. El usuario informa sólo el nuevo valor carga, obteniendo como respuesta las curvas evolución la temperatura l aceite y los vanados. Basada en condiciones hipotéticas - todas las condiciones la simulación son informadas por el usuario para un período 24 horas: evolución la temperatura ambiente y la carga, carga cíclica o no. Como respuestas, son suministradas las curvas temperatura l aceite y los vanados para el período 24 horas, amás l porcentaje diario pérdida vida y tiempo estimado vida. En todas las simulaciones el usuario pue modificar el comando la refrigeración (sconectado, automático o manual) y las temperaturas para accionamiento e histéresis la refrigeración DISPOSICIÓN DE LOS DATOS Debido a la gran área geográfica atendida por Furnas, amás l gran número transformadores utilizados, uno los principales requisitos especificados para el sistema monitoreo es el acceso remoto a las informaciones. Para permitir ese acceso s cualquiera sus instalaciones, el medio comunicación escogido fue la red Intranet, ya existente en la empresa. Para eso, el servidor monitoreo localizado en la sala control se conectó a la Intranet, con el acceso a los datos, informaciones, diagnósticos y pronósticos realizado exclusivamente a través páginas en lenguaje HTML, sin el uso cualquier plug-in, forma que puedan ser abiertas en cualquier navegador Internet padrón. Con eso, se tornó innecesaria la instalación cualquier software especial en las computadoras la empresa, lo que evitó un gran volumen trabajo l equipo TI, amás permitir el acceso inpendiente l sistema operacional utilizado. Con los transformadores en condiciones normales operación, lo que se espera que ocurra en la mayor parte l tiempo, el sistema monitoreo permanecerá en condición estática, emitiendo algún diagnóstico fecto sólo eventualmente.

7 INSTANTE la FALLA Para evitar la necesidad una supervisión continua l sistema, lo que acarrearía una gran pérdida tiempo l equipo mantenimiento, el sistema monitoreo fue equipado con un mecanismo envío automático e- mails en caso cualquier anormalidad. Para eso son previamente registrados en el sistema las direcciones e- mail las personas responsables l mantenimiento RESULTADOS OBTENIDOS Ya en la fase comisionamiento, el sistema monitoreo on-line inició la adquisición datos on-line y los registros mediciones en bancos datos históricos, permitiendo el acceso local y remoto a las informaciones, vía red Intranet Furnas. En esta etapa, ocurrió una falla en la fase B l banco AT-4, que fue sconectado en forma automática por las protecciones convencionales (diferencial y sobrecorriente). A pesar que el comisionamiento l sistema monitoreo estaba aún incompleto, los datos ya adquiridos por el mismo pudieron ser utilizados spués la falla para ayudar en la investigación sus causas. Algunos estos datos son presentados en la figura 3, don se observan los comportamientos las temperaturas ambiente, l aceite y los vanados, amás la carga porcentual, todos en niveles consirados normales. En este mismo gráfico se observa también la diferencial temperatura l conmutador bajo carga, que indicaba temperatura l conmutador ligeramente inferior a la l transformador, lo que sugiere funcionamiento normal l OLTC. Figura 3 Mediciones gases y otras variables antes y spués la falla

8 Sólo tras la falla, el contenido gases en el aceite, que hasta entonces se mantenía estable, presentó elevación acentuada, alcanzando el tope escala l sensor. Las posibles causas este hecho fueron: La falla fue naturaleza súbita, iniciándose y culminando con la falla la aislación en un muy breve período tiempo; El fecto era un tipo que no generaba hidrógeno antes la falla completa la aislación; El fecto generaba hidrógeno en pequeñas cantidas, insuficientes para sensibilizar el sensor utilizado específicamente en esta fase, consirando que el fecto generaba CO y el contenido este gas en el transformador era mucho mayor que el hidrógeno, con ello la sensibilidad en la medición H2 queda reducida, encubriendo la medición pequeñas alteraciones en el hidrógeno; El fecto ocurrió en un lugar sin contacto directo con el aceite l transformador, forma que los gases generados no alcanzaron el sensor on-line. Investigaciones posteriores revelaron que el origen fue uno los limitadores sobretensión internos (Zenox), utilizados en paralelo con el vanado regulación. Con ello se terminó que la última las hipótesis presentadas arriba era verdara, no scartándose, sin embargo, la posibilidad tratarse también una falla súbita CONCLUSIONES El monitoreo on-line transformadores potencia es una herramienta que ayuda a la migración l mantenimiento basado en el tiempo (mantenimiento preventivo) hacia el mantenimiento basado en el estado l equipamiento (mantenimiento predictivo). De esa forma, los recursos mantenimiento, tanto financieros como humanos, se puen optimizar, evitando intervenciones innecesarias y tectando posibles fectos aún en fase incipiente. Para esto, el sistema monitoreo be tratar los datos, generando diagnósticos y pronósticos, amás poseer mecanismo aviso si es tectada una condición anormal, por ejemplo, a través envío s o SMS. La aplicación los sistemas monitoreo permite también el análisis posibles sucesos con un mayor número informaciones, proporcionando un conocimiento más profundo las causas y/o los efectos las fallas, forma terminar con más precisión los riesgos potenciales las familias transformadores y permitir amás el perfeccionamiento l propio sistema monitoreo. Asimismo, el uso sistemas monitoreo tien a facilitar las negociaciones con las empresas aseguradoras, que perciben la posibilidad evitar las fallas consiradas tectables, lo que pue en principio reducir las primas los seguros, dado que las inmnizaciones estarán restringidas a las fallas súbitas o incluso no tectables con la actual tecnología REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS (1) Alves, Marcos, Sistema Monitoração On-Line Transformadores Potência, Revista Eletricida Morna, Maio/2004. (2) Alves, Marcos, Silva, Gilson, Experiência Campo com Monitoração On-Line um Transformador 343MVA 230kV com 2 Comutadores sob Carga, IV Workspot Workshop on Power Transformers, Recife, Brasil, (3) Lavieri Jr., Arthur, Hering, Ricardo, Novos Conceitos em Sistemas Energia Alta Confiabilida, Encarte Especial Siemens Energía, mediaibox.siemens.com.br/upfiles/232.pdf, Janeiro/2001. (4) Amom, Jorge, Alves, Marcos, Vita, André, Kastrup Filho, Oscar, Ribeiro, Adolfo, et. al., Sistema Diagnósticos para a monitoração Subestaciones Alta Tensão e o Gerenciamento das Atividas Manutenção: Integração e Aplicações, X ERLAC - Encontro Regional Latinoamericano do CIGRÉ, Puerto Iguazú, Argentina, (5) McNutt, W. J., "Insulation Thermal Life Consirations for Transformer Loading Guis", IEEE Transaction on Power Delivery, vol. 7, No. 1, pp , January (6) Fabre, J., Pichon, A., "Deteriorating Processes and Products of Paper in Oil. Application to Transformers", CIGRE Paper 137, (7) Shroff, D. H., Stannet, A. W., "A Review of Paper Aging in Power Transformers", IEE Proceedings, vol. 132, Pt. C, No. 6, pp , November (8) Lampe, W., Spicar, E., Carranr, K., "Continuous Purification and Supervision of Transformer Insulation System in Service", IEEE Winter Point Meeting, IEEE Paper A , January/February DATOS BIOGRÁFICOS Marcos E. Guerra Alves - Nació en Rio Janeiro, RJ, el 15 julio 1975, trabaja con Treetech Sistemas

9 Digitais s Especializado en sistemas control y monitoreo transformadores potencia, es gerente l Departamento Pesquisas y Desarrollos. Se graduó como Ingeniero Eléctrico en 2001 en la Universidad São Judas Tau, São Paulo, y en 2005 concluyó su Master en el área Energía y Automación la Universidad São Paulo (USP). Roberto Albuquerque - Nació en Rio Janeiro, RJ, el 9 Noviembre 1952, trabaja con Furnas Centrais Elétricas S.A. s Especializado en control, protección y sistemas monitoreo, actúa en la especificación y adquisición transformadores potencia y otros equipamientos alta tensión. Se graduo como Ingeniero Electricista en 1975 en el Instituto Militar Ingeniería (IME), Rio Janeiro.