- Un transformador de horno transporta una gran corriente al circuito del horno, por lo que las pérdidas en el devanado y las condiciones de calefacción y refrigeración de la conexión influyen directamente en su comportamiento térmico. La temperatura es una de las pocas cantidades mensurables que las refleja todas a la vez.
- Los conductores de bobinado y las ubicaciones de puntos calientes seleccionados son las posiciones de medición más informativas, porque el envejecimiento del aislamiento y el estrés térmico se concentran donde la temperatura local es más alta, no donde es más fácil de medir.
- Las lecturas de la carcasa, de la superficie del aceite o del ambiente no representan completamente la temperatura del devanado interno. Los gradientes de temperatura entre el devanado y el exterior pueden ser importantes.
- Los sensores de fibra óptica de fluorescencia se adaptan a entornos de alto voltaje y fuertes campos electromagnéticos y puntos de medición internos definidos, ya que el punto de detección no tiene conductor eléctrico.
- Una sonda de fibra óptica de fluorescencia mide un punto de temperatura definido. Es una detección puntual, no una detección distribuida.
- Varios puntos de devanado o conexión requieren varias sondas y canales de medición coincidentes. El recuento de canales sigue el plan de medición, no un número fijo.
- Dependiendo del proyecto, el sistema de temperatura se conecta a un instrumento de monitoreo, RS485 / Modbus RTU, y posteriormente a PLC o SCADA.
El monitoreo de la temperatura del transformador del horno comienza a partir de un hecho incómodo: los lugares que más importan térmicamente suelen ser los lugares más difíciles de alcanzar. Los devanados se encuentran dentro del tanque o recinto, rodeados de aislamiento, conductos de refrigeración y altos campos eléctricos y magnéticos. Una lectura tomada desde fuera te dice algo, pero es una lectura desde fuera.
¿Qué hace que el monitoreo de temperatura del transformador del horno sea diferente?
El servicio del transformador del horno difiere del servicio de distribución ordinario principalmente en la corriente. Un transformador de alta corriente que alimenta un circuito de horno opera con una carga eléctrica pesada y, dependiendo del proceso del horno, esa carga puede ser sostenida, cíclica o cambiar rápidamente. Las pérdidas en los devanados y en las conexiones de alta corriente aumentan con la carga, y el calor resultante tiene que salir por cualquier vía de enfriamiento que proporcione el diseño.
El calentamiento localizado es la principal preocupación. La temperatura del devanado no es uniforme: los conductores cerca de la parte superior de un devanado, las regiones con flujo de enfriamiento restringido y las áreas cercanas a las conexiones de los cables pueden calentarse más que el promedio. Los puntos de conexión que transportan corriente muy alta añaden su propio calor si la resistencia del contacto no es baja. No todos los transformadores de horno siguen el mismo patrón operativo, por lo que cualquier plan de monitoreo debe comenzar desde el diseño y el funcionamiento reales, no desde una plantilla genérica.
La temperatura ambiente y la temperatura de la superficie del gabinete son útiles, pero no pueden representar todos los puntos de bobinado internos. El monitoreo directo de la temperatura del transformador resulta útil cuando la temperatura del devanado interno no se puede representar de manera confiable únicamente mediante mediciones ambientales o del gabinete. Por lo tanto, el monitoreo de la temperatura del transformador del horno tiende a centrarse en una pequeña cantidad de puntos internos elegidos deliberadamente, respaldados por mediciones externas cuando son suficientes.
¿Dónde se desarrolla el calor en un transformador de horno?
El calor se desarrolla donde la corriente encuentra resistencia y donde el enfriamiento es más débil. Las ubicaciones que normalmente vale la pena evaluar son:
- Conductores de bobinado, donde se generan pérdidas de cobre dependientes de la carga
- Ubicaciones seleccionadas de puntos calientes del devanado identificadas por el diseñador del transformador
- Áreas de conexión devanado a conductor
- Terminales y puntos de conexión de alta corriente
- Regiones afectadas por el flujo de refrigeración, como áreas cercanas a entradas o salidas de refrigeración, cuando corresponda
- Otras ubicaciones definidas que el diseño del transformador marca como térmicamente relevantes
Los puntos calientes no se ubican en una posición universal. Su ubicación depende de la geometría del devanado, la disposición de enfriamiento, la distribución de corriente y el historial de carga, por lo que la ubicación del sensor debe seguir el diseño del transformador y la evaluación de ingeniería. La guía sobre la ubicación del sensor de temperatura en los devanados del transformador cubre la lógica general, y un transformador de horno agrega sus propias ubicaciones de conexión de alta corriente encima.
Aquí importa la diferencia entre una posición de punto caliente definida y una desconocida. Cuando el trabajo de diseño identifica una región probablemente más caliente, el monitoreo directo del punto caliente coloca una sonda en esa posición. Cuando la ubicación es realmente incierta, ni una sola sonda puede encontrarla. Elegir varios puntos es una decisión de diseño, no algo que el sensor haga por sí solo.
Causas comunes de sobrecalentamiento del transformador del horno
El sobrecalentamiento del transformador del horno rara vez tiene una única causa limpia. La carga sostenida o anormal aumenta las pérdidas en el devanado. La variación rápida de la carga, donde la produce el proceso del horno, cambia las temperaturas más rápido de lo que responde el sistema de enfriamiento. La degradación del sistema de enfriamiento, incluidas las rutas de enfriamiento bloqueadas o restringidas, los problemas del ventilador o la bomba donde existen esos componentes y la contaminación que reduce la disipación de calor, permiten que la misma carga produzca temperaturas más altas que antes. Las conexiones eléctricas deficientes añaden resistencia de contacto local. Las pérdidas adicionales relacionadas con los armónicos pueden contribuir cuando el proceso de suministro o del horno genera armónicos. Los problemas de instalación y ventilación completan la lista.
Los datos de temperatura no identifican cada una de estas causas por sí solos. Una tendencia ascendente en un punto sinuoso indica que algo ha cambiado; Los registros de carga, el estado del sistema de refrigeración, las mediciones eléctricas y los resultados de la inspección explican en conjunto qué es. La tendencia de la temperatura más la carga más la inspección más los datos eléctricos son una base de juicio más confiable que la temperatura sola. Los antecedentes sobre los puntos calientes del transformador y cómo se monitorean brindan una imagen general.
| Posible problema térmico | Efecto de temperatura típico | Posible ubicación de medición | Qué pueden indicar los datos de temperatura |
|---|---|---|---|
| Carga sostenida o anormal | Aumento gradual de la temperatura del devanado con carga | Puntos de bobinado seleccionados | Se explica si la temperatura del devanado sigue la carga como se esperaba o es mayor que la carga sola |
| Variación rápida de carga | Cambios rápidos; El devanado puede retrasarse o sobrepasarse en relación con las lecturas externas | Puntos de bobinado con medida definida | Qué tan rápido responde la temperatura interna a los cambios de carga del horno |
| Degradación del sistema de refrigeración | Temperaturas más altas con la misma carga a lo largo del tiempo | Puntos de bobinado y regiones relacionadas con el enfriamiento | Una deriva entre la carga y la temperatura que apunta hacia el rendimiento de refrigeración |
| Ruta de enfriamiento bloqueada o restringida | Aumento local cerca de la región afectada, no necesariamente uniforme | Puntos cercanos a la región restringida sospechosa | Diferencia localizada entre puntos medidos |
| Mala conexión eléctrica/resistencia de contacto | Calefacción local en la junta, creciendo con la corriente | Uniones y terminales de alta corriente | Una conexión que funciona a mayor temperatura que conexiones comparables bajo corriente similar |
| Pérdidas adicionales relacionadas con armónicos | Calentamiento adicional no explicado por la carga de frecuencia fundamental | Puntos de bobinado | Temperatura más alta de lo que sugieren los registros de carga; Se necesitan datos eléctricos para confirmar la causa |
| Contaminación que afecta la disipación de calor | Lenta deriva alcista durante períodos más largos | Superficies accesibles; puntos de bobinado | Cambio de tendencia a largo plazo; la inspección confirma la causa |
Métodos de medición de temperatura del transformador del horno
Ningún método cubre todas las ubicaciones de medición en un transformador de horno. Cada uno tiene lugares donde funciona bien y lugares donde no.
IDT/Pt100
Los RTD son sensores de contacto convencionales y, en muchas ubicaciones normales, son una buena opción. Utilizan conductores eléctricos entre el elemento sensor y el instrumento, por lo que los requisitos de aislamiento y las disposiciones de instalación son importantes, especialmente cerca de piezas de alto voltaje o campos fuertes. Cuando la ubicación es accesible y el entorno eléctrico es manejable, los RTD suelen cumplir el requisito sin dificultad.
Termopares
Los termopares se utilizan ampliamente y la cadena de medición es simple. También dependen de conductores metálicos, por lo que la intensidad del entorno eléctrico circundante puede influir en si un termopar se adapta a un punto de medición determinado. Esa es una pregunta sobre la elección de la aplicación, no un veredicto contra el tipo de sensor.
Imágenes infrarrojas y térmicas
La medición por infrarrojos es útil para superficies accesibles y para inspecciones periódicas: casquillos, conexiones de bus, juntas externas, superficies de gabinetes. La limitación está integrada en el método. Lee las superficies que puede ver y no puede leer directamente una ubicación de bobinado incrustada. Las compensaciones se tratan con más detalle en la comparación de la medición de temperatura puntual y sin contacto .
Sensores de temperatura de fibra óptica de fluorescencia
Los sensores de temperatura de fibra óptica de fluorescencia miden la temperatura en un punto físico definido, la punta sensora. La conexión entre la punta y el instrumento es óptica, por lo que no hay ningún conductor sensor eléctrico metálico en el punto de medición. Es por eso que se utilizan para la medición de devanados integrados y en ubicaciones de alto voltaje y fuertes EMI. La temperatura se deriva del comportamiento de fluorescencia del material sensor, que es la base de la medición de temperatura mediante el tiempo de vida de la fluorescencia . Los límites son igualmente claros: cada sonda cubre un punto y las posiciones de detección deben decidirse de antemano.
Comparación de métodos de medición de temperatura
| Método | Tipo de medición | Ubicación de medición adecuada | Conductores eléctricos en el punto de detección | Medición de devanado integrada | Monitoreo continuo en línea | Limitación principal |
|---|---|---|---|---|---|---|
| IDT/Pt100 | Contacto, punto | Puntos accesibles, temperatura del aceite o del aire, recinto, ubicaciones generales | Sí | Depende del diseño del aislamiento y del acceso | Sí | Requisitos de aislamiento y cableado cerca de campos fuertes y de alto voltaje |
| Termopar | Contacto, punto | Puntos accesibles donde el cableado es práctico | Sí | Depende del diseño del aislamiento y del acceso | Sí | Conductores metálicos en ambientes eléctricos fuertes |
| Imágenes infrarrojas/térmicas | Sin contacto, superficie | Superficies exteriores visibles, pasatapas, conexiones de bus | Ninguno (sin contacto) | No | Inspección normalmente periódica; Posibilidad de instalaciones fijas para objetivos visibles | Sólo superficie; no se pueden leer puntos de bobinado ocultos |
| Sensor de fibra óptica de fluorescencia | Contacto, punto definido (óptico) | Puntos de bobinado internos definidos, conexiones de alta corriente, áreas de alto voltaje | No | Sí, cuando está previsto en el devanado | Sí | Una sonda por punto; los puestos deben elegirse con antelación; Se necesita planificación de instalación |
La selección del método depende de la ubicación de la medición, el aislamiento eléctrico, el acceso físico, el entorno EMI, la cantidad de puntos necesarios, la arquitectura de integración, la precisión requerida y la respuesta necesaria. Un transformador a menudo termina con más de un método: fibra óptica en puntos internos definidos, sensores convencionales para la temperatura del aceite, del aire o del gabinete, e inspección por infrarrojos para conexiones externas accesibles.
Medición directa de la temperatura del devanado del transformador del horno
Tres cosas diferentes se denominan temperatura del devanado y no son intercambiables. La temperatura del devanado calculada o inferida se deriva de otras mediciones, como la carga y la temperatura del aceite o de la superficie, utilizando un modelo. La temperatura de la superficie es la que lee un sensor o una cámara en un exterior accesible. La medición directa de la temperatura en un punto de bobinado definido es un sensor físicamente en ese lugar que lee su propia temperatura.
La medición directa no significa la detección automática de todos los puntos calientes posibles. Una sonda de fluorescencia mide la ubicación física de su punta sensora y nada más. Una sonda de fibra óptica de fluorescencia mide un punto de temperatura definido. Múltiples puntos de bobinado definidos requieren múltiples sondas y canales de medición correspondientes.
Para un transformador de horno, esto significa que la calidad de la medición depende en gran medida de la decisión sobre dónde colocar las puntas. Una disposición empaquetada como un paquete de monitoreo de temperatura de fibra óptica de devanado de transformador proporciona las sondas, la fibra y el instrumento como un conjunto, pero las posiciones provienen del diseño del transformador. Se aplican los principios detrás de la medición de la temperatura del devanado del transformador , con el énfasis adicional en las conexiones de alta corriente y la carga de servicio del horno.
Cómo funciona la medición de temperatura de fibra óptica por fluorescencia
La detección de tiempo de vida de la fluorescencia se basa en un material sensor en la punta de la sonda cuya disminución de la fluorescencia cambia con la temperatura. La cadena de medición se ejecuta en este orden:
- La luz de excitación se envía por la fibra hasta el material sensor.
- El material lo absorbe y emite fluorescencia.
- La fluorescencia regresa a lo largo de la fibra hasta un fotodetector.
- El detector registra la forma de onda de caída después de que se detiene la excitación.
- El instrumento extrae la tiempo de vida de la fluorescencia de ese decaimiento.
- Una relación de calibración convierte la vida útil en un valor de temperatura.
La magnitud relacionada con la temperatura es el tiempo de decaimiento, no la cantidad de luz de retorno. La potencia óptica reflejada o de retorno puede variar con la curvatura de la fibra, el estado del conector o la fuente. El tiempo de vida de la fluorescencia es una característica temporal del decaimiento y no depende del mismo modo de la potencia óptica absoluta. La calibración relaciona ese tiempo con la temperatura para un material sensor determinado; la demodulación procesa el decaimiento detectado para obtener su valor temporal.
La excitación, la respuesta de caída y la calibración son propiedades del material sensor y del instrumento, razón por la cual aparece el mismo principio en todas las aplicaciones en la medición de temperatura de fibra óptica . En un transformador de horno, la consecuencia útil es que la fibra que transporta la señal es dieléctrica, por lo que el camino óptico en sí no introduce un camino eléctrico metálico en la región del devanado.
Monitoreo multipunto para devanados de transformadores de hornos
Los transformadores de horno grandes o complejos pueden necesitar más de un punto de medición porque un solo punto no puede describir varios devanados, fases y áreas de conexión. El posible interés incluye múltiples posiciones de devanado, fases individuales, áreas térmicas relacionadas con la entrada y salida donde la disposición de enfriamiento lo hace relevante, juntas de alta corriente y ubicaciones de conexión seleccionadas.
El recuento de canales sigue los puntos de medición reales. No existe un número fijo que se adapte a cada transformador de horno; el plan de medición lo establece, y el plan surge del diseño. La lógica de configuración para la planificación de canales de sensores de fibra óptica para devanados de transformadores se cubre por separado, y el monitoreo de temperatura multipunto como enfoque de sistema explica cómo se reúnen los puntos independientes. Del lado del instrumento, un transmisor de temperatura de fibra óptica multicanal lee varias sondas y reporta cada una como un valor de temperatura independiente.
Arquitectura típica de monitoreo de fibra óptica de transformador de horno
La ruta de la señal comienza en la sonda de fibra óptica de fluorescencia en un punto de conexión o devanado definido. Una fibra óptica, con una conexión de extensión donde el enrutamiento lo requiere, transporta la señal óptica fuera del transformador hasta un transmisor o demodulador de temperatura. Esa unidad convierte la señal de fluorescencia en valores de temperatura y alimenta un instrumento de monitoreo. Cuando el instrumento lo admite, RS485/Modbus RTU transmite los datos de temperatura a un sistema PLC o SCADA.
INNO suministra el lado de medición de temperatura de fluorescencia de esta cadena. No es un sistema de control de hornos ni un proveedor de SCADA de planta. Las señales de temperatura se integran en el control o monitoreo de nivel superior según las interfaces del proyecto, y la lógica de alarma está definida por los requisitos del proyecto. Los arreglos para los sistemas de monitoreo de temperatura de fibra óptica cubren las opciones del instrumento, y la integración de PLC y SCADA describe cómo llegan los datos al lado de la planta.
Parámetros típicos de fibra óptica de fluorescencia INNO
Configuración típica de fibra óptica de fluorescencia INNO. Valores típicos según la configuración de la sonda y del sistema de monitorización.
| Parámetro | Configuración típica | Nota de ingeniería |
|---|---|---|
| Principio de medición | Tiempo de caída de fluorescencia | Detección puntual en la punta de la sonda, detección no distribuida |
| Rango de temperatura | −40 °C a +260 °C | Depende de la configuración |
| Precisión | ±0,5 °C a ±1 °C dependiendo de la configuración | La precisión depende de la configuración de la sonda y del instrumento |
| Resolución | 0.1 °C | La resolución es el paso de visualización, separado de la precisión |
| Respuesta | <1 s para configuraciones estándar | La respuesta real depende de la estructura y la instalación de la sonda |
| Diámetro de la sonda | 2–3 mm, configurable | La idoneidad depende de la ubicación de instalación |
| Longitud de fibra | Configurable según los requisitos de la aplicación | Configurado por la distancia de recorrido desde la sonda al instrumento |
| Aislamiento Eléctrico | >100 kV para configuraciones aplicables | Se aplica únicamente a las configuraciones aplicables |
| Conector | ST | Conexión óptica al instrumento o extensión |
| Canales | Configuraciones monocanal y multicanal | Un canal por punto de medición definido |
| Comunicación | RS485 / Modbus RTU para instrumentos de monitoreo aplicables | La interfaz depende del instrumento seleccionado |
La configuración real depende de la estructura de la sonda, la ubicación de medición, el método de instalación y el instrumento de monitoreo.
Selección de una configuración de monitoreo de temperatura del transformador del horno
Defina primero las ubicaciones de medición
La selección comienza con el diseño del transformador, no con el catálogo de sensores. Las posiciones de los puntos calientes del devanado, el número de puntos, si cada ubicación está integrada o es accesible y qué conexiones necesitan medirse, todo proviene de la evaluación de ingeniería y diseño del transformador. Las ubicaciones a las que se puede acceder después del montaje pueden utilizar otros métodos; Las ubicaciones dentro del devanado son donde la detección óptica gana su lugar.
Determinar la estructura de la sonda y el enrutamiento de la fibra
El diámetro de la sonda, la longitud de la fibra y la protección mecánica dependen de dónde se asienta la sonda y de cómo la fibra sale del transformador. Es necesario pensar en el enrutamiento: cómo pasa la fibra a través de la estructura del devanado, cómo se protege contra daños mecánicos, cómo se manejan las limitaciones de flexión y de instalación, y cómo encaja todo esto en la secuencia de ensamblaje del transformador. Los límites de curvatura y los detalles de protección deben confirmarse con la configuración específica de la sonda y la fibra.
Hacer coincidir el recuento de canales con los puntos de medición reales
Un punto significa una sonda. Múltiples puntos significan múltiples canales. Un plan que enumera ocho ubicaciones de medición necesita ocho sondas y capacidad de canal para ocho, independientemente del tamaño de paquete estándar. Partir de la lista de puntos y luego seleccionar el instrumento evita comprar capacidad que no se ajuste al plan.
Definir requisitos de monitoreo y comunicación
El lado de monitoreo cubre la adquisición de temperatura local, el monitoreo multicanal y si los datos van a RS485/Modbus RTU, un PLC o SCADA. La lógica de la alarma está determinada por los requisitos del proyecto, por lo que los ajustes provienen del diseñador y del operador del transformador, no del proveedor del sensor.
Confirme los requisitos de instalación antes del ensamblaje del transformador
La detección de fibra óptica con devanado integrado es más fácil de planificar durante el diseño o la fabricación del transformador que después de que el acceso se vuelve limitado. Una vez que los devanados están ensamblados y cerrados, es posible que no sea posible llegar a los puntos internos y la viabilidad de la modernización depende del transformador específico. Piezas como los componentes de instalación de fibra óptica del transformador admiten el enrutamiento, el paso y la protección de la fibra, y es mejor especificarlos junto con el fabricante del transformador.
Ejemplo de configuración de monitoreo de temperatura del transformador del horno
La siguiente tabla es un ejemplo de configuración de ingeniería, no un proyecto de cliente. Muestra cómo diferentes tipos de sensores pueden compartir un plan de monitoreo.
| Área de medición | Posible tipo de sensor | Objetivo de medición | Conexión típica del sistema |
|---|---|---|---|
| Punto de bobinado seleccionado | Sonda de fibra óptica de fluorescencia | Temperatura directa en una ubicación de bobinado identificada por el diseño | Fibra al instrumento de monitoreo; RS485 / Modbus RTU cuando corresponda |
| Múltiples puntos de bobinado | Varias sondas de fibra óptica de fluorescencia | Temperaturas independientes entre fases o posiciones | Instrumento multicanal; PLC/SCADA según sea necesario |
| Conexión de alta corriente | Sonda de fibra óptica o RTD, dependiendo del aislamiento y exposición del campo | Temperatura en una junta o terminal que transporta mucha corriente | Conexión óptica o convencional al instrumento de monitoreo |
| Superficie exterior accesible | Inspección por infrarrojos o medición fija sin contacto | Temperatura superficial de conexiones visibles o gabinete | Registros de inspección o medición local al sistema de planta |
| Temperatura del aceite o del aire | IDT/Pt100 | Medio de refrigeración y condiciones ambientales | Transmisor convencional a PLC/SCADA |
Cuando la detección de temperatura por fibra óptica tiene sentido
La detección de fibra óptica por fluorescencia se adapta cuando el proyecto involucra:
- Medición directa en puntos de bobinado
- Requisitos de aislamiento eléctrico en el punto de detección
- Un entorno de alto voltaje, donde la detección de fibra óptica cerca de equipos de alto voltaje es una razón común para elegir sondas ópticas, o necesidades más amplias de monitoreo de temperatura de equipos de alto voltaje
- Campos electromagnéticos fuertes, un tema tratado en medición de temperatura en campos electromagnéticos fuertes
- Puntos de medición internos definidos
- Múltiples canales de medición óptica
- Aplicaciones donde el cableado metálico del sensor no es deseable
La detección de fibra óptica es innecesaria en varias situaciones. La medición ordinaria de la temperatura ambiente no la necesita. La simple medición de superficies accesibles a baja tensión rara vez lo justifica. La medición de tipo HVAC de bajo costo se realiza mejor con sensores convencionales. Allí donde los sensores convencionales ya cumplen los requisitos eléctricos, de acceso y de precisión, siguen siendo una opción perfectamente razonable. Merece la pena planificar adicionalmente las sondas de fibra óptica en los puntos donde los sensores convencionales no encajan.
Información de monitoreo del transformador del horno para una RFQ
Una revisión de ingeniería de una solicitud de monitoreo de transformador de horno normalmente necesita lo siguiente:
- Tipo y aplicación de transformador
- Condiciones de funcionamiento nominales disponibles en el diseño del transformador
- Número de puntos de medición previstos
- Ubicaciones de medición de devanados o conexiones
- Rango de temperatura requerido
- Estructura de sonda requerida
- Longitud de fibra requerida
- Número de canales requerido
- Interfaz de comunicación
- Requisito de integración PLC/SCADA
- Etapa de instalación y restricciones de enrutamiento
Una lista parcial aún es suficiente para empezar; los elementos faltantes se pueden resolver a medida que se desarrolla el plan de medición. Los diseños llenos de aceite también pueden considerar la configuración del sistema de monitoreo de temperatura de fibra óptica de transformador sumergido en aceite , y la selección de sonda comienza desde las opciones de sonda de temperatura de fibra óptica de fluorescencia .
Definición del sistema de monitoreo de temperatura del transformador de horno adecuado
El comportamiento térmico del transformador del horno depende del diseño y del servicio operativo, por lo que el plan de monitoreo debe comenzar allí. Los puntos calientes sinuosos no siempre pueden representarse mediante mediciones ambientales o de superficie, y la medición directa en puntos seleccionados llena ese vacío. La detección de fibra óptica por fluorescencia proporciona una medición directa de la temperatura en esos puntos definidos, y el número y la posición de los sensores siguen la ingeniería del transformador. El instrumento de monitoreo y la interfaz de comunicación siguen los requisitos de la planta.
INNO combina sensores de temperatura de fibra óptica fluorescentes con instrumentos de monitoreo multicanal compatibles para el devanado de transformadores y la medición de temperatura de alto voltaje.
Los proyectos que involucran un nuevo diseño de transformador, colocación de sensores de devanado o monitoreo multicanal se pueden discutir a través del equipo de ingeniería de INNO con los puntos de medición previstos, el recuento de canales y los requisitos de interfaz del sistema.