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  • Marina Porto

Os desafios e a importância do monitoramento e diagnóstico de falhas em transformadores de potência.

Atualizado: Jun 22

O transformador de potência é o ativo de campo mais caro para as empresas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. A ocorrência de uma falha pode causar enormes consequências operacionais, perdas financeiras e impactos à segurança e ao meio ambiente.

Devido à grande importância desse ativo, é desejável um programa de manutenção periódica que visa detectar o nível de degradação no papel isolante, a formação excessiva de gases, superaquecimentos, arcos elétricos, descargas parciais, etc.

Há muito tempo, a manutenção baseada em condição, com o foco na análise de gases dissolvidos, vem sendo considerada uma solução eficaz para a gestão de frotas de transformadores. É importante que as empresas busquem substituir dados brutos de monitoramento por informações inteligentes acionáveis, que são a base para a manutenção por condição. A nova era de soluções inteligentes de monitoramento, que utilizam algoritmos que combinam as melhores práticas, permite um rápido retorno no investimento desse tipo de sistema.


Manutenção de Transformadores


Com a redução de orçamento para a manutenção, realizar reparos apenas em casos urgentes se tornou usual. Além disso, visitas frequentes para verificar as condições do transformador muitas vezes são restritas e custosas. Como consequência, tem-se equipamentos que não operam com toda a sua capacidade e que provavelmente não usufruirão de toda sua vida útil.


Problemas identificados antecipadamente podem transformar uma possível falha catastrófica em uma interrupção controlada e estruturada. Até mesmo um reparo dispendioso tem menos impacto do que uma substituição do ativo, o qual na maioria das vezes possui longos prazos de fabricação.


Quanto mais velho for um transformador, mais propenso a falhas ele estará, devido ao desgaste dos componen­tes e a pequenos defeitos não reparados ao longo do tempo. Compreender a saúde do ativo é uma forma de atenuar riscos. Embora as empresas considerem importante a avaliação periódica de seus transformadores, muitas adotam apenas amostragem semestral do óleo como método padrão de acompanhamento.


Monitoramento e Diagnóstico


Atualmente, a Análise de Gases Dissolvidos (DGA) é aceita como o método mais eficaz de avaliação da condição do transformador, já que o óleo apresenta de 70% a 80% das informações sobre a situação do equipamento. Quando uma falha térmica ou elétrica ocorre num transformador, o óleo e a celulose perdem suas características, e, como resultados da degradação, subprodutos são gerados.

Os tipos de gases presentes no óleo indicam a natureza da falha e a taxa de aumento desses gases, ao longo do tempo, indica a gravidade em desenvolvimento da falha.


Há uma diferença importante entre o conceito de monitoramento e diagnóstico, com equipamentos destinados para cada uma das aplicações.

Monitoramento: ao comparar a concentração de gases com medições anteriores, é possível identificar pequenas variações e tendências em desenvolvimento para indicar uma possível falha imi­nente antes que se torne um problema.


Diagnóstico: ao identificar qual gás está com maior concentração ou analisando a proporção dos gases, é possível determinar a possível natureza da anomalia e tomar decisões com base nessa informação, sem precisar tirar o transformador de serviço para verifi­car o que está acontecendo.

DGA Manual


Uma amostra de óleo é coletada e enviada a um laboratório especializado para a análise DGA. O tempo entre a coleta e o re­sultado da análise pode variar de dias a semanas. A amostragem de óleo é feita geralmente a cada 6 meses e, possivelmente, com maior frequência quando um problema já for conhecido.

O método de análise do óleo no DGA Manual é geralmente feito por cromatografia. Há possíveis incertezas com esse método:

  • A intervenção humana no processo frequentemente causa erros nos resultados;

  • Variação nos resultados entre laboratórios (15% a 30%) para uma mesma amostra de óleo;

  • Falhas no transformador podem surgir entre os intervalos de coleta;

  • As coletas espaçadas não são capazes de fornecer informações sobre a taxa de variação e, portanto, a medição da gravidade da falha.

Atualmente, as equipes de manutenção estão utilizando equipamentos DGA on-line, os quais oferecem:

  • Detecção constante de falhas incipientes, sem pontos cegos entre amostras;

  • Detecção mais rápida possível e análise em tempo real do problema;

  • Resultados consistentes que permitem o monitoramento de tendências;

  • Acesso remoto aos dados sem necessidade de visitas locais;

  • Disponibilidade de softwares modernos para armazenar, monitorar e analisar os dados.

Equipamentos Single Gas

Estes foram os primeiros tipos de monitores de DGA online no merca­do. São dispo­sitivos de gás único ou composto que monitoram, especialmente, gás Hidrogênio (H2), que está presente em todos os tipos de falha. Um exemplo é a linha Hydran™ de analisadores da GE, da qual 50.000 unidades já foram vendidas para concessionárias em todo o mundo.

Esses equipamentos podem detectar um aumento no nível de gás, indi­car uma condição de falha e acionar um alarme. Eles medem tanto o nível de gás (em ppm) quanto a taxa de variação do gás (em ppm por dia).

Porém, embora ele nos informe o desen­volvimento de uma falha no transformador, ainda é necessário a análise de amostra de óleo por laboratório (ou do uso de analisador multigás portátil) para diagnosticar o tipo de falha presente antes de tomar uma decisão operacional.


Equipamentos Multiple Gas


Durante anos, diferentes grupos internacionais têm foca­do em compreender e interpretar as informações obtidas nas análises dos gases. A partir desses dados, normas são publicadas e segui­das ao redor do mundo para o diagnóstico de falhas em transforma­dores.

A IEEE C57.104 – Guide for the Interpretai-o of Gases Generated in Oil -Immersed Transformers é uma das normas mais conhecidas, embora existam outros documentos de referência de outros grupos como a IEC® e Cigré®.

São identificados outros 7 gases de falha, além do hidrogênio, e a ca­pacidade de verificar o nível de cada um deles permite um diagnóstico adequado da saúde do transformador.


Com a capacidade de realizar diagnóstico automático, proveniente da análise de 5 ou mais gases, os equipamentos DGA são considerados fundamentais para a melhor gestão do transformador.

As diversas opções de protocolos de comunicação disponibilizadas para os equipamentos, fazem com que decisões operacionais possam ser tomadas roti­neiramente sem o deslocamento a subestação, permitindo que os gestores de ativos economizem tempo e dinheiro.




Os desafios da manutenção por condição

Um dos objetivos é reduzir o número de visitas ao local do transformador, no entanto, as primeiras gerações dos analisadores de gases online exigiam chamados de serviço para reparos e calibrações.


Diversos monitores utilizam cilindros de gases consumíveis (gases de arraste e de calibração) e sua gestão se mostrou muito mais com­plexa do que o esperado. Por exemplo, uma frota de 150 monitores que utilizam consumíveis pode significar, dependendo da configu­ração de precisão, a substituição de um cilindro de gás a cada dia de trabalho. Isso se torna crítico quando se tem grande base instalada.


Por esses motivos, os equipamentos da GE utilizam tecnologia baseada em espectroscopia fotoacústica, que não requer calibração nem gases de arraste para seu funcionamento.

No entanto, a origem do desafio encontra-se na transformação das grandes quan­tidades de dados coletados em informações coerentes e acionáveis, que poderão então ser usadas para monitorar continuamente as condições dos transformadores, detectar falhas e agir antecipadamente, prevenindo acidentes, interrupções não programadas e o envelhecimento prematuro causado por problemas não resolvidos.

Por isso, os softwares para gestão da frota de transformadores são essenciais nesse processo. As ferramentas avaliam automaticamente os dados, determinam o risco de falha e destacam quais ativos exigem atenção, de modo a priorizar os casos mais urgentes.


Conclusão


Os transformadores de potência têm apresentado desafio crescente para equipes de manutenção. O portfólio de equipamentos de monitoramento online da GE cobre todos os aspectos dos modos de falha em transformadores. Não apenas com a ampla gama de monitores de DGA online, como também com grande variedade de sensores para medição de pa­râmetros, como carga, temperatura do óleo, temperatura da bobina, temperatura ambiente e status do ventilador de resfriamento. Há também soluções para o monitoramento de buchas, com a medição de descargas parciais para o tanque principal.

  1. IEEE Distribution Reliability Working Group, Benchmark Results for 2012 Data, presented at July 23, 2013 General Meeting in Vancou­ver, BC

  2. Transformer Monitoring Markets 2013-2020: Technologies, Forecasts, and Leading Vendors. Ben Kellison, February 2013, GTM Research, A Greentech Media Company.

  3. An analysis of international transformer failures, part 1. William H. Bartley, 1996-2013, the Hartford Steam Boiler Inspection and Insurance Company

  4. Evaluation and identification of typical defects and failure modes of 110-750 KV bushings. Victor Sokolov, Boris Vanin, 2006

  5. Desafios na Realização da Visão para Monitoramento das Condições. Dominique Legrand e Austin Byrne, 2014.


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