Medição de temperatura em alta tensão: métodos e sensores

• Medição de temperatura em alta tensão requer um sensor e um método de medição que possam funcionar com segurança na presença de campos elétricos e magnéticos intensos e de grandes diferenças de potencial elétrico.
• Sensores de temperatura de fibra óptica são particularmente adequados para medição direta no interior de transformadores, geradores e outros equipamentos de alta tensão, pois o ponto de detecção pode ser eletricamente passivo e imune a interferências eletromagnéticas.
• RTDs e termopares continuam sendo amplamente utilizadas quando o isolamento elétrico, a fiação e a interferência eletromagnética podem ser adequadamente controlados.
• Imagem térmica por infravermelho é útil para a inspeção da temperatura superficial sem contato, mas normalmente não consegue medir diretamente pontos quentes em enrolamentos internos inacessíveis.
• O melhor sensor de temperatura de alta tensão depende do fato de a medição ser interna ou externa, pontual ou de área, permanente ou temporária, e se é necessário isolamento elétrico direto.
• No caso de equipamentos críticos, combinar a medição direta da temperatura com modelos térmicos, informações sobre a carga e o monitoramento de condições pode proporcionar um panorama térmico mais completo do que basear-se em uma única medição.

Medição de temperatura em alta tensão é fundamentalmente diferente da medição industrial comum de temperatura. A temperatura em si pode não ser difícil de detectar, mas o ambiente elétrico ao redor do sensor pode tornar os métodos convencionais de medição difíceis de instalar, isolar ou manter.

Os enrolamentos de transformadores, os enrolamentos de geradores, os reatores, os painéis de comando, as barras coletoras e os equipamentos de teste de alta tensão podem operar em campos eletromagnéticos intensos e sob potenciais elétricos que tornam os sensores metálicos e a fiação convencional inadequados para determinados locais de medição. Portanto, os engenheiros precisam avaliar não apenas a faixa de temperatura e a precisão, mas também isolamento elétrico, imunidade a interferências eletromagnéticas (EMI), localização dos sensores, acesso para instalação e integração do sistema.

Este guia compara os principais métodos utilizados para a medição de temperatura em equipamentos de alta tensão e explica quando monitoramento de temperatura por fibra óptica, deve-se considerar o uso de sensores de contato elétrico, medição por infravermelho ou monitoramento térmico calculado.

Índice

• 1. O que é a medição de temperatura em alta tensão?
• 2. Por que é difícil medir a temperatura em equipamentos de alta tensão?
• 3. Métodos de medição de temperatura em alta tensão
• 4. Comparação de sensores de temperatura de alta tensão
• 5. Sensores de temperatura de fibra óptica para medição de alta tensão
• 6. Aplicações de medição de temperatura em alta tensão
• 7. Seleção do sensor de temperatura de alta tensão
• 8. Posicionamento e instalação do sensor
• 9. Normas e evidências de engenharia publicadas
• 10. Arquitetura do sistema de monitoramento de temperatura de alta tensão
• 11. Exemplos de configurações de monitoramento de temperatura em alta tensão
• 12. Erros comuns na medição de temperatura em sistemas de alta tensão
• 13. Perguntas frequentes
• 14. Conclusão

1. O que é a medição de temperatura em alta tensão?

1.1 Definição de medição de temperatura em alta tensão

Medição de temperatura em alta tensão refere-se à medição de temperatura na superfície ou no interior de equipamentos elétricos, nos quais alto potencial elétrico, campos elétricos intensos, campos magnéticos ou perturbações de comutação influenciam a seleção e a instalação do sensor.

O objetivo pode ser tão simples quanto verificar a temperatura de uma conexão externa ou tão complexo quanto medir a temperatura de um condutor embutido no interior de um enrolamento de transformador energizado.

Essas duas situações exigem tecnologias de medição de temperatura muito diferentes.

1.2 Quais temperaturas são medidas em equipamentos de alta tensão?

Entre os alvos típicos de medição estão:

• Pontos quentes nos enrolamentos do transformador
• Temperatura do óleo do transformador
• Temperatura dos enrolamentos do gerador e do motor
• Temperatura do barramento e das conexões elétricas
• Temperatura dos contatos do quadro de distribuição e das terminações dos cabos
• Temperatura do enrolamento do reator
• Temperatura do módulo eletrônico de potência
• Temperatura do objeto de teste em laboratório de alta tensão
• Temperatura de entrada e saída do sistema de refrigeração

A escolha do sensor adequado depende muito do fato de a temperatura em questão estar em uma superfície acessível ou no interior do equipamento.

1.3 Medição direta versus indireta da temperatura em alta tensão

A medição direta da temperatura coloca um elemento sensor no local físico de interesse ou muito próximo dele. Um sensor de enrolamento embutido é um bom exemplo.

Um método indireto estima ou infere a condição térmica a partir de outro parâmetro. Por exemplo, a temperatura do ponto quente do enrolamento de um transformador pode ser estimada utilizando a carga, a temperatura do óleo e um modelo térmico.

Ambas as abordagens podem ser úteis. A medição direta fornece a temperatura no local do sensor, enquanto os modelos térmicos podem estimar continuamente as condições em locais onde a instalação de um sensor não é viável.

2. Por que é difícil medir a temperatura em equipamentos de alta tensão?

2.1 Isolamento elétrico na medição de temperatura em alta tensão

Um RTD ou termopar convencional contém materiais condutores e requer fiação elétrica. Quando o ponto de medição está localizado próximo a um condutor de alto potencial, todo o circuito de medição deve ser projetado de forma que o sensor, o cabo, o condicionador de sinal e o equipamento de aquisição de dados mantenham o isolamento elétrico adequado.

Isso não significa que os RTDs ou termopares não possam ser utilizados em equipamentos de alta tensão. Eles são amplamente utilizados em locais adequados. A questão importante é se um elemento sensor metálico e os fios condutores elétricos são compatíveis com o local específico da medição.

2.2 Interferência eletromagnética e sensores de temperatura

Transformadores, geradores, conversores e condutores de alta corrente podem gerar campos eletromagnéticos intensos. Equipamentos de comutação e eletrônica de potência podem introduzir ruído elétrico adicional.

Os sinais elétricos de temperatura podem, portanto, exigir blindagem, aterramento, isolamento e um traçado cuidadoso dos cabos.

Um Sensor de temperatura imune a interferências eletromagnéticas A tecnologia baseada na transmissão óptica pode evitar muitos desses problemas de interferência no sinal, pois as informações de temperatura são transmitidas por meio de fibra óptica, em vez de um circuito elétrico convencional de medição.

2.3 Medição da temperatura interna em alta tensão

Algumas das temperaturas mais valiosas são também as mais difíceis de acessar.

Um ponto quente no enrolamento de um transformador, por exemplo, pode estar localizado dentro das estruturas de isolamento e do enrolamento, que se tornam inacessíveis após a fabricação. A inspeção por infravermelho de superfície não consegue ver através do tanque do transformador e do óleo para medir esse local interno.

Por esse motivo, o monitoramento interno direto normalmente precisa ser planejado durante o projeto ou a fabricação do equipamento. Incorporado sensores de temperatura de fibra óptica para enrolamentos de transformadores são uma opção para esse tipo de medição.

3. Métodos de medição de temperatura em alta tensão

3.1 Medição de temperatura por fibra óptica

Medição de temperatura por fibra óptica utiliza sinais ópticos em vez de sinais elétricos no ponto de detecção. Dependendo da tecnologia de detecção, a temperatura pode influenciar o tempo de vida da fluorescência, o comprimento de onda refletido, a dispersão óptica ou outra propriedade óptica.

Para medições pontuais de alta tensão, a detecção baseada em fluorescência é particularmente útil, pois permite que uma pequena sonda de temperatura seja instalada em um local selecionado, enquanto o interrogador eletrônico permanece afastado do ponto de detecção de alta tensão.

Um completo sistema multicanal de medição de temperatura por fibra óptica pode coletar vários pontos de temperatura diretos de um único equipamento ou de várias zonas monitoradas.

3.2 Medição de temperatura por RTD em equipamentos de alta tensão

Os detectores de temperatura por resistência medem a temperatura por meio da variação previsível na resistência elétrica de um material sensor, geralmente platina.

Os RTDs são amplamente utilizados porque permitem uma medição industrial estável da temperatura. São adequados para diversas medições em óleo de transformador, caixas de proteção, motores e processos, nas quais o sensor e a fiação podem ser integrados com segurança.

No entanto, quando um RTD precisa ser instalado diretamente em uma região de potencial elétrico muito alto, o isolamento elétrico e a fiação condutora tornam-se considerações importantes do ponto de vista da engenharia.

3.3 Medição de temperatura por termopar

Os termopares medem a temperatura por meio de uma tensão termoelétrica gerada por condutores diferentes.

São resistentes, amplamente disponíveis e adequados para diversas faixas de temperatura industrial. Continuam sendo úteis para testes de laboratório, superfícies de equipamentos e locais onde a instalação de sensores elétricos é viável.

Assim como os RTDs, no entanto, os termopares são condutores de eletricidade. É preciso levar em consideração a integridade do sinal, o aterramento e o isolamento quando as medições são realizadas próximas a condutores de alta tensão.

3.4 Imagens infravermelhas e térmicas para equipamentos de alta tensão

A termografia infravermelha é um dos métodos sem contato mais úteis para a inspeção de alta tensão.

Entre os alvos típicos estão:

• Juntas de barramento
• Terminais elétricos
• Conexões de painéis de distribuição
• Buchas
• Terminações de cabos
• Superfícies acessíveis do transformador

A principal vantagem é que, muitas vezes, a inspeção pode ser realizada sem a necessidade de conectar fisicamente um sensor ao condutor energizado.

A limitação é igualmente importante: os sistemas de infravermelho observam principalmente superfícies acessíveis. Os resultados também podem depender da emissividade, do ângulo de visão, da distância, dos reflexos e das condições ambientais.

A inspeção por infravermelho, portanto, complementa — e não substitui — a medição de temperatura integrada quando o verdadeiro ponto térmico está localizado dentro do equipamento.

3.5 Monitoramento de temperatura calculado e baseado em modelo

Os modelos térmicos oferecem outro método quando a medição direta não está disponível.

Em aplicações com transformadores, parâmetros como carga, condições ambientais, temperatura do óleo, gradientes nos enrolamentos e estado do resfriamento podem ser utilizados para estimar as condições térmicas internas.

Essa abordagem constitui uma parte importante de monitoramento da temperatura do transformador e pode ser combinado com sensores diretos para comparar o comportamento da temperatura previsto com o medido.

4. Comparação de sensores de temperatura de alta tensão

Método de medição	Com contato / Sem contato	Sinal elétrico no sensor	Imunidade a interferências eletromagnéticas	Medição interna	Aplicação típica de alta tensão
Sensor de fibra óptica por fluorescência	Contato	Ausência de sinal elétrico convencional no ponto de detecção	Excelente	Adequado para medição pontual embutida	Enrolamentos de transformadores e geradores, equipamentos de teste de alta tensão
Sensor de fibra óptica FBG	Contato	Ausência de sinal elétrico convencional no ponto de detecção	Excelente	Compatível com o encapsulamento adequado do sensor	Detecção multiponto de temperatura e da estrutura
RTD	Contato	Sim	Depende da instalação	É possível, desde que o projeto elétrico permita	Medição de óleo, de superfície, em compartimentos e medição industrial convencional
Termopar	Contato	Sim	Depende da instalação	É possível, desde que o projeto elétrico permita	Testes e medição de temperatura industrial
Imagem infravermelha / térmica	Sem contato	Sensor sem contato	Não se baseia no sinal de um sensor elétrico	Normalmente, apenas na superfície	Conexões, barramentos, terminais e superfícies acessíveis
Modelo térmico	Calculado	Não é necessário um sensor direto no ponto calculado	Não se aplica ao próprio cálculo	Estimado, em vez de medido diretamente	Avaliação de pontos quentes e da carga do transformador

A tabela mostra por que não existe um único “melhor” sensor de temperatura de alta tensão. O método correto depende do que realmente precisa ser medido.

5. Sensores de temperatura de fibra óptica para medição de alta tensão

5.1 Por que os sensores de temperatura de fibra óptica funcionam em ambientes de alta tensão

A principal vantagem de um sensor de temperatura de fibra óptica para alta tensão é a separação entre o ponto de detecção óptica e a instrumentação eletrônica convencional.

A sonda e a fibra podem ser projetadas com materiais dielétricos, enquanto os sinais ópticos transmitem as informações de medição a um interrogador posicionado fora da zona crítica de alta tensão.

Isso confere à detecção por fibra óptica várias características práticas:

• Imunidade à interferência eletromagnética no caminho de detecção óptica
• Ausência de corrente de medição elétrica convencional no ponto de detecção
• Adequação para campos elétricos e magnéticos intensos
• Pequenas sondas de detecção para medições em sistemas embarcados
• Instalação remota de instrumentação eletrônica
• Monitoramento multicanal da temperatura em pontos específicos

5.2 Sensores de temperatura de fibra óptica por fluorescência

A principal tecnologia de medição de temperatura por fibra óptica da INNO é detecção pontual baseada em fluorescência.

Na ponta da sonda há um material sensor fluorescente. Ele é excitado opticamente, após o que sua resposta fluorescente decai. O tempo de decaimento varia com a temperatura, permitindo que o interrogador converta a resposta óptica em um valor de temperatura.

Esse método mede um ponto específico e não deve ser confundido com a detecção distribuída de temperatura.

Para instalações que exijam sondas individuais, consulte o sondas de temperatura de fibra óptica fluorescentes.

5.3 Sensoriamento por fibra óptica pontual versus sensoriamento distribuído de temperatura

A medição de temperatura por fibra óptica pontual e distribuída resolve problemas diferentes.

Característica	Sensor de fibra óptica pontual	DTS
Resultado da medição	Temperatura nos pontos de medição selecionados	Perfil de temperatura ao longo da fibra sensora
Distância típica	Pontos de medição locais específicos	Rotas de longa distância
Aplicação típica	Pontos quentes nos enrolamentos de transformadores, geradores, componentes de alta tensão	Cabos, túneis, dutos e grandes obras de infraestrutura
INNO Focus	Detecção pontual baseada em fluorescência	Não é a tecnologia principal abordada aqui

No caso de um enrolamento de transformador, conhecer a temperatura de vários pontos críticos cuidadosamente selecionados pode ser mais útil do que obter um perfil de temperatura longo e distribuído.

5.4 Medição de temperatura por fibra óptica multicanal

Os equipamentos de alta tensão costumam conter mais de um ponto termicamente crítico.

Um transformador pode exigir várias sondas de temperatura nos enrolamentos. Um gerador pode exigir monitoramento em vários entalhes do estator ou fases. Um sistema de laboratório pode precisar de medições simultâneas em vários potenciais elétricos isolados.

A INNO oferece sistemas que vão desde módulos de detecção compactos até plataformas com maior número de canais, incluindo um Transmissor de temperatura de fibra óptica de 3 canais e um Sistema de medição de temperatura por fibra óptica fluorescente de 64 canais.

O número de canais necessário deve ser selecionado com base no objetivo da medição térmica, em vez de simplesmente maximizar o número de sensores.

6. Aplicações de medição de temperatura em alta tensão

6.1 Medição da temperatura de alta tensão nos enrolamentos do transformador

Os enrolamentos dos transformadores são um dos exemplos mais claros de por que a detecção óptica de temperatura é valiosa.

O ponto crítico do enrolamento pode estar localizado dentro da estrutura de isolamento, em um local de alto potencial elétrico e em um ambiente eletromagnético intenso. A medição da superfície externa não permite observar diretamente esse local.

Incorporado sensores de temperatura de fibra óptica para monitoramento de pontos quentes nos enrolamentos de transformadores pode medir a temperatura diretamente em pontos internos selecionados.

Para obter informações completas sobre o projeto do aplicativo, consulte monitoramento de pontos quentes nos enrolamentos de transformadores e monitoramento de transformadores imersos em óleo.

6.2 Medição da temperatura de transformadores imersos em óleo

Um transformador imerso em óleo apresenta várias grandezas térmicas diferentes que não devem ser consideradas como a mesma medição:

• Temperatura ambiente
• Temperatura do óleo na parte inferior
• Temperatura máxima do óleo
• Temperatura média do enrolamento
• Ponto quente calculado no enrolamento
• Temperatura direta do enrolamento nos locais dos sensores embutidos

Um sistema de fibra óptica pode ser utilizado para medições diretas dos enrolamentos, enquanto dispositivos convencionais monitoram o óleo e outras condições do transformador.

Para um monitoramento mais abrangente, o sistema de monitoramento da temperatura, do nível e da pressão do óleo do transformador pode complementar a detecção embutida de enrolamentos.

6.3 Medição da temperatura de transformadores do tipo seco

Os transformadores do tipo seco também exigem monitoramento de temperatura, mas a arquitetura de monitoramento pode diferir substancialmente da utilizada em equipamentos imersos em líquido.

Os controladores de temperatura convencionais são amplamente utilizados para indicação da temperatura dos enrolamentos, controle de ventiladores e alarmes. A INNO fornece sistemas como o Monitor e controlador de temperatura para transformadores do tipo seco IB-S201.

A medição por fibra óptica também pode ser considerada quando for necessária a detecção direta em locais expostos a fortes campos eletromagnéticos ou com restrições de isolamento elétrico.

Veja Monitoramento da temperatura de transformadores do tipo seco para a arquitetura de monitoramento no nível da aplicação.

6.4 Medição da temperatura dos enrolamentos de geradores e motores

Grandes geradores e motores combinam altas correntes, campos magnéticos intensos e estruturas de enrolamento densamente compactadas. Essas características os tornam mais uma importante aplicação para a detecção com isolamento elétrico.

As sondas de temperatura de fibra óptica podem ser posicionadas em pontos específicos do enrolamento durante a fabricação do equipamento, nos casos em que são necessárias medições diretas integradas.

Essa aplicação é particularmente relevante em geração de energia, onde as condições térmicas do gerador podem influenciar as decisões relativas à carga e à manutenção do equipamento.

6.5 Monitoramento da temperatura de subestações e equipamentos de alta tensão

As subestações contêm inúmeros componentes termicamente críticos, incluindo transformadores, aparelhagem de comando, conexões, barramentos, terminações de cabos e outros conjuntos de alta tensão.

Não existe uma única tecnologia de sensores que seja ideal para todas elas.

A inspeção por infravermelho pode ser eficaz para superfícies acessíveis, enquanto sensores de contato permanente podem ser mais adequados para pontos fechados ou monitorados continuamente. A detecção por fibra óptica embutida torna-se valiosa quando a medição precisa ser isolada eletricamente ou realizada dentro de equipamentos de alta tensão.

Veja o panorama geral aplicativo de monitoramento de subestações para o contexto de monitoramento no nível do sistema.

6.6 Testes de alta tensão e medições em laboratório

Os laboratórios de alta tensão frequentemente precisam realizar medições de temperatura enquanto um objeto em teste está energizado ou exposto a fortes campos eletromagnéticos.

Um cabo de sensor metálico pode influenciar a configuração do teste, criar caminhos elétricos indesejados ou introduzir ruído na medição, dependendo do experimento.

Um sensor óptico permite que o elemento sensor de temperatura permaneça isolado do sistema convencional de aquisição de dados elétricos, tornando a medição de temperatura por fibra óptica útil para testes dielétricos, experimentos em campos intensos e componentes eletricamente flutuantes.

7. Seleção do sensor de temperatura de alta tensão

7.1 Selecionar o sensor de acordo com o local de medição

A primeira pergunta não deveria ser: “Qual sensor de temperatura tem as melhores especificações?”

A primeira pergunta deveria ser:

Onde fica a temperatura que realmente precisa ser medida?

Por exemplo:

• Superfície acessível do barramento → a detecção por infravermelho ou por contato pode funcionar.
• A medição da temperatura do óleo na parte superior do transformador → em comparação com a medição da temperatura do óleo convencional pode ser adequada.
• Pode ser preferível utilizar um enrolamento interno no transformador → com sensores de fibra óptica embutidos.
• Trajeto longo do cabo de alimentação → a detecção distribuída pode ser mais adequada.
• Objeto de teste de alta tensão suspenso → a detecção óptica eletricamente passiva pode simplificar o isolamento.

7.2 Avaliar o potencial elétrico e a interferência eletromagnética (EMI)

Se o local de detecção estiver eletricamente próximo do potencial de terra e a interferência eletromagnética (EMI) for controlável, um sensor industrial convencional pode ser totalmente adequado.

Se o ponto de detecção estiver localizado diretamente dentro de um enrolamento de alta tensão ou de uma estrutura eletricamente isolada, um dielétrico sensor de temperatura de alta tensão torna-se muito mais atraente.

7.3 Medição pontual versus multipontual

Um sistema de medição de canal único é suficiente quando apenas um ponto crítico precisa ser monitorado. A INNO oferece um módulo de detecção de temperatura por fibra óptica de canal único para configurações compactas de medição pontual.

Equipamentos que contenham várias fases, enrolamentos ou zonas térmicas podem exigir um sistema multicanal.

O número de sensores deve ser determinado com base em:

• Número de zonas termicamente críticas
• Disposição das fases
• Redundância obrigatória
• Movimentação prevista dos pontos críticos
• Resultados do modelo térmico
• Objetivo do monitoramento

7.4 Verificar os requisitos relativos à faixa de temperatura, precisão e tempo de resposta

A faixa de temperatura, por si só, não deve determinar a escolha do sensor.

Os requisitos de engenharia devem incluir:

• Faixa de temperatura de operação exigida
• Incerteza de medição ou meta de precisão
• Repetibilidade exigida
• Requisito de tempo de resposta
• Estabilidade de calibração a longo prazo
• Dimensões do sensor
• Comprimento da fibra
• Proteção mecânica
• Compatibilidade ambiental

Os valores exatos devem ser confirmados consultando a ficha técnica do sensor selecionado e da configuração do interrogador.

7.5 Verificar os requisitos de comunicação e controle

A medição de temperatura frequentemente precisa estar conectada a um sistema maior de monitoramento ou controle.

Dependendo do modelo e da configuração do INNO selecionados, a integração pode envolver interfaces industriais, como RS485, Modbus, sinais analógicos ou saídas de relé.

A sistema de monitoramento e controle de temperatura por fibra óptica fluorescente pode combinar a medição de temperatura com funções de monitoramento e controle, quando necessário.

8. Posicionamento e instalação do sensor de temperatura de alta tensão

8.1 A posição do sensor pode ser mais importante do que a precisão do sensor

Um sensor de alta precisão, mas instalado no local errado, pode fornecer informações menos úteis do que um sensor ligeiramente menos preciso, posicionado no verdadeiro ponto de interesse térmico.

Isso é particularmente importante nos enrolamentos, pois a temperatura não é distribuída uniformemente.

Um sensor óptico registra a temperatura no local em que está instalado. Ele não consegue determinar automaticamente se um ponto não monitorado em outra parte do enrolamento está mais quente.

8.2 Utilizar a análise térmica para selecionar pontos de medição

No caso de equipamentos críticos de alta tensão, o posicionamento da sonda pode ser auxiliado por:

• Cálculo de perdas eletromagnéticas
• Modelagem de redes térmicas
• Dinâmica de fluidos computacional
• Testes anteriores de aumento de temperatura
• Experiência em projeto de bobinagem
• Caminhos conhecidos do fluxo de resfriamento

Essa abordagem é mais confiável do que instalar sensores a distâncias iguais, sem levar em conta o projeto térmico real.

8.3 Proteja os sensores de fibra óptica durante a instalação

O princípio de detecção óptica pode ser imune à interferência eletromagnética (EMI), mas a fibra óptica ainda requer uma instalação mecânica correta.

As verificações de instalação devem incluir:

• Raio mínimo de curvatura
• Proteção contra esmagamento
• Método de fixação da sonda
• Roteamento de cabos de fibra óptica
• Limpeza dos conectores
• Compatibilidade do isolamento
• Identificação do canal
• Verificação da continuidade antes da montagem final

Para instalações de transformadores com elevadas exigências mecânicas, um sensor de temperatura de fibra óptica blindado para enrolamentos de transformadores imersos em óleo pode ser levado em consideração.

9. Padrões de medição de temperatura em alta tensão e evidências de engenharia

9.1 Guia de medição de temperatura IEEE C57.165-2024

IEEE C57.165-2024, Guia para medições de temperatura em transformadores e reatores imersos em líquido, trata especificamente da medição de temperatura em transformadores e reatores imersos em líquido.

O guia reconhece que a temperatura dos enrolamentos é fundamental para o desempenho térmico do transformador e aborda a medição da temperatura dos enrolamentos e de outras estruturas do transformador.

Isso é importante para o monitoramento de temperatura em sistemas de alta tensão, pois reforça um princípio básico da engenharia: o controle e a análise térmicos confiáveis dependem, antes de tudo, da obtenção de informações significativas sobre a temperatura do equipamento.

9.2 Norma IEC 60076-7 e medição da temperatura de transformadores de fibra óptica

IEC 60076-7:2018 is the loading guide for mineral-oil-immersed power transformers. It addresses operating temperatures, thermal aging and transformer thermal models.

The 2018 edition also includes guidance related to the number of fiber optic sensors used for temperature-rise testing, demonstrating that embedded optical temperature measurement is an established technique in transformer thermal evaluation.

9.3 IEEE C57.91-2025 Transformer Loading and Temperature

IEEE C57.91-2025 is the current IEEE guide for loading mineral-oil-immersed transformers and step-voltage regulators.

It addresses loading above nameplate rating, ambient conditions, cooling techniques, transformer temperature criteria and temperature calculation methods.

For online monitoring, this provides context for why load, cooling state and measured temperature should be evaluated together.

9.4 Published 20 MVA Transformer with 12 Fiber Optic Measurement Points

A published IEEE Sensors Journal study demonstrated a multipoint fiber optic sensing network integrated into a 20 MVA power transformer.

The system used 12 internal temperature sensing points distributed across locations including windings, cellulose insulation, the magnetic circuit and cooling-oil regions.

The significance of this example is not that every transformer needs 12 sensors. It demonstrates that multi-point optical temperature measurement has been physically integrated into large power transformer structures for continuous internal thermal monitoring.

9.5 Published 110 kV Transformer Fiber Optic Monitoring Example

Another published IEEE conference paper described fiber optic temperature monitoring applied to an 110 kV oil-immersed transformer.

The reported system operated for approximately 10 months, demonstrating direct internal optical temperature measurement under real transformer operating conditions.

This example used FBG rather than fluorescence sensing, but it remains useful evidence for the broader engineering feasibility of optical sensors inside high-voltage transformers.

9.6 A 20-Sensor Study Shows Why Probe Placement Matters

A 2023 IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement study evaluated transformer thermal performance using 20 optical fiber sensors together with computational fluid dynamics.

The study found that a point temperature measurement does not necessarily represent the maximum critical temperature elsewhere in a transformer winding. Winding arrangement and oil-flow distribution influenced the thermal pattern and therefore the optimal sensor locations.

This supports an important rule for medição de temperatura em alta tensão:

Sensor technology and sensor placement must be engineered together.

10. Arquitetura do sistema de monitoramento de temperatura de alta tensão

A typical permanent optical monitoring architecture can be represented as:

Temperature Probe → Optical Fiber → Fiber Optic Interrogator → Temperature Processing → Alarm Logic → PLC / SCADA / Monitoring Platform

10.1 High Voltage Temperature Sensor

The probe is installed at the temperature measurement location. Its construction depends on the application, insulation environment and required mechanical protection.

10.2 Optical Fiber and Extension Cable

The optical fiber transfers the sensing signal from the probe to the monitoring electronics.

Where additional routing length or connection flexibility is required, a cabo de extensão para sensor de temperatura de fibra óptica can form part of the installation.

10.3 Fiber Optic Temperature Interrogator

The interrogator generates the optical excitation, detects the returned optical signal and calculates temperature.

Different applications can use compact modules such as the Módulo de detecção de temperatura por fibra óptica de 3 canais IF-G3 or larger multi-channel instruments.

10.4 Local Display and Remote Monitoring

Where operators require local temperature indication, systems can include a fiber optic temperature measurement LCD display instrument.

For remote condition monitoring, the temperature values can be integrated into control systems or higher-level transformer monitoring platforms.

11. Exemplos de configurações de monitoramento de temperatura em alta tensão

11.1 Example: Three-Phase Transformer Winding Monitoring

Consider an illustrative three-phase transformer where both HV and LV windings are considered thermally important.

Design Item	Illustrative Configuration
Phases	3
Monitored Windings per Phase	HV + LV
Temperature Points per Winding	2 selected locations
Total Measurement Points	3 × 2 × 2 = 12
Método de medição	Embedded point fiber optic sensing
Objetivo do monitoramento	Compare phase, winding and hot-spot temperature trends

This is an illustrative configuration, not a requirement. Actual sensor count should follow transformer thermal design and the monitoring objective.

11.2 Example: One Critical High Voltage Measurement Point

Some applications do not need a large monitoring system.

A laboratory test setup or electrically isolated component may require only one critical temperature point. In this case, a compact single-channel optical measurement module can be simpler and more economical than installing a large multi-channel platform.

11.3 Example: High Channel Count Temperature Monitoring

A research platform, large transformer, generator or industrial thermal test can require dozens of simultaneous temperature points.

A 64-channel platform allows the monitoring architecture to collect a much denser temperature map, but adding sensors is useful only when the additional measurement locations have a clear engineering purpose.

The objective should be better thermal information, not simply a higher channel count.

12. Erros comuns na medição de temperatura em sistemas de alta tensão

12.1 Selecting a Sensor Only by Accuracy

Accuracy is important, but it is only one part of high-voltage sensor selection. Electrical isolation, EMI immunity, mechanical installation and actual probe location can have a greater effect on whether the measurement is useful.

12.2 Assuming Infrared Measurement Can See Internal Hot Spots

Thermal cameras are powerful diagnostic tools, but they generally measure accessible surfaces. A transformer tank surface temperature is not the same as the temperature of an internal winding conductor.

12.3 Assuming Fiber Optic Sensors Automatically Find the Hottest Point

A fiber optic sensor directly measures its installed location. It does not automatically find the true maximum temperature elsewhere in the equipment.

Thermal modeling and engineering knowledge should guide sensor placement.

12.4 Ignoring Mechanical Fiber Protection

EMI immunity does not mean mechanical immunity. Fibers can still be damaged by excessive bending, crushing, pulling or poor routing.

12.5 Using Too Few Temperature Points

A single measurement point may not represent a thermally complex three-phase system.

Where temperature distribution can vary significantly by phase, winding or cooling zone, multi-point monitoring should be considered.

12.6 Installing Too Many Sensors Without a Thermal Plan

The opposite problem also occurs. Installing dozens of probes without understanding likely hot spots can produce large amounts of data without improving diagnostic value.

Measurement points should be linked to identifiable thermal risks.

12.7 Treating Temperature as the Only Condition Indicator

Temperature is important, but high-voltage equipment can develop electrical, insulation and mechanical problems that are not fully represented by temperature alone.

For transformers, broader monitoramento de transformadores may combine thermal information with análise de gás dissolvido, monitoramento de descargas parciais, bushing monitoring e Monitoramento do OLTC.

13. Frequently Asked Questions About High Voltage Temperature Measurement

13.1 What is high voltage temperature measurement?

High voltage temperature measurement is the measurement of temperature on or inside equipment operating in high electrical potential or strong electromagnetic environments. Sensor selection must therefore consider electrical isolation and EMI in addition to normal temperature specifications.

13.2 Which temperature sensor is best for high voltage equipment?

There is no universal best sensor. Fiber optic sensors are particularly suitable for direct electrically isolated measurements, RTDs and thermocouples remain useful in appropriate electrical locations, and infrared systems are effective for accessible surface inspections.

13.3 Why are fiber optic temperature sensors used in high-voltage equipment?

Fiber optic sensors transmit measurement information optically and can use electrically passive sensing probes. This makes them suitable for strong electromagnetic fields and locations where conventional electrical sensor wiring creates isolation challenges.

13.4 Are fiber optic temperature sensors immune to EMI?

The optical sensing and transmission path is inherently immune to electromagnetic interference because the measurement signal is carried by light rather than an electrical current. The complete monitoring system still requires correct installation and electronic equipment design.

13.5 Can fiber optic sensors measure transformer winding temperature directly?

Yes. A properly installed embedded fiber optic sensor measures temperature directly at its physical location in the transformer winding. See the dedicated sistema de medição de temperatura por fibra óptica para transformadores imersos em óleo.

13.6 Can infrared cameras measure transformer winding hot spots?

Normally not directly inside a closed oil-immersed transformer. Infrared systems observe accessible surface radiation, while the winding hot spot is located inside the transformer. Infrared inspection remains valuable for bushings, connections, terminals and external surfaces.

13.7 What is the difference between a fiber optic temperature sensor and an RTD?

A fiber optic sensor measures temperature using an optical response and transmits the measurement optically. An RTD measures the change in electrical resistance of a sensing element. Both can provide accurate temperature measurement, but their electrical characteristics and installation requirements are different.

13.8 How many fiber optic temperature sensors are required?

The quantity depends on equipment geometry, phases, winding design, predicted hot spots, required redundancy and monitoring objectives. There is no universal number that applies to every transformer or high-voltage system.

13.9 Can fiber optic temperature sensors connect to PLC or SCADA systems?

Yes, when the selected interrogator provides the required industrial communication interface. Depending on model and configuration, systems may provide RS485, Modbus, analog outputs, relay outputs or other integration options.

13.10 Is fiber optic temperature measurement the same as DTS?

No. Fluorescence-based fiber optic temperature sensing used for transformer and high-voltage hot-spot monitoring is typically a point measurement technology. DTS measures a distributed temperature profile along a length of sensing fiber.

13.11 Can high voltage temperature sensors be retrofitted?

It depends on the measurement location. External or accessible sensors may often be retrofitted. A sensor that must be embedded deep inside a transformer winding is usually easier to install during manufacturing or major refurbishment.

13.12 What data should be monitored together with high voltage temperature?

Depending on the equipment, useful supporting data can include load current, ambient temperature, cooling-system status, oil temperature, alarms and condition-monitoring parameters such as DGA or partial discharge. Combining these measurements provides better operating context than temperature alone.

14. Conclusion: High Voltage Temperature Measurement and Sensor Selection

Medição de temperatura em alta tensão requires more than choosing a sensor with the correct temperature range. Engineers must consider electrical potential, electromagnetic interference, measurement location, sensor installation, mechanical protection and monitoring-system architecture.

RTDs and thermocouples remain effective conventional temperature sensors where electrical wiring can be safely integrated. Infrared thermography provides valuable non-contact inspection of accessible high-voltage surfaces. Thermal models provide estimated internal temperatures when direct sensing is unavailable.

For direct temperature measurement inside high-voltage, strong electromagnetic or electrically isolated environments, sensores de temperatura de fibra óptica provide an important alternative. Fluorescence-based point sensing is particularly suitable when temperature must be measured at selected transformer winding, generator winding or high-voltage equipment hot spots.

Published transformer studies using 12 internal optical sensing points in a 20 MVA transformer, optical sensing in a 110 kV transformer, and experiments using 20 optical probes combined with CFD analysis also demonstrate why both optical sensing technology and probe positioning matter in real thermal measurement systems.

For system selection, explore INNO's fiber optic temperature monitoring solutions, multi-channel fiber optic temperature measurement systems e power transformer monitoring applications.

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Technical References

• IEEE C57.165-2024 — IEEE Guide for Temperature Measurements for Liquid-Immersed Transformers and Reactors.
• IEC 60076-7:2018 — Power Transformers – Part 7: Loading Guide for Mineral-Oil-Immersed Power Transformers.
• IEEE C57.91-2025 — IEEE Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Transformers and Step-Voltage Regulators.
• IEEE Sensors Journal, 2008 — Multipoint Fiber-Optic Hot-Spot Sensing Network Integrated Into High Power Transformer for Continuous Monitoring.
• China International Conference on Electricity Distribution, 2014 — Online hot-spot temperature monitoring using optical fiber sensing in a 110 kV oil-immersed transformer.
• IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement, 2023 — Evaluation of power transformer thermal performance and optical sensor positioning using CFD simulations and temperature-rise testing.