Manutenção do transformador – Manutenção, diagnóstico e monitoramento de transformadores de potência

Manutenção do Transformador de Potência – Diagnóstico e Monitoramento do Transformador

Introdução

Sendo transformadores de máquinas estáticas sem partes móveis e giratórias, são máquinas muito confiáveis ​​e, se mantidas adequadamente, podem durar 40 anos ou mais. Além disso, eles não tropeçam ou explodem quando estressados ​​com o forno (exceto em condições extremas), os transformadores são frequentemente sobrecarregados e podem operar muito além de sua capacidade .

No entanto, uso e envelhecimento das instalações elétricas , semelhante a outras instalações, é uma origem de deterioração normal em equipamentos elétricos que pode ser acelerado por fatores como um ambiente hostil, sobrecarga ou ciclo de trabalho severo .

Outras causas de deterioração podem ser alterações/adições de carga, alterações de circuito, dispositivos de proteção configurados/selecionados incorretamente e condições de tensão variáveis .

No entanto, a falha do equipamento não é inevitável se um programa de verificação e manutenção preventiva é estabelecido.

Estabelecimento de um programa regular de manutenção preventiva pode minimizar o risco de falha do equipamento e os problemas resultantes dessa falha, a detecção de falhas latentes e a primeira etapa para solução de problemas .

Inspeção visual do transformador de potência

A atenção mais frequente dada aos transformadores de potência é a inspeção visual , que envolve principalmente verificar a condição geral externa do transformador e o sistema de refrigeração .

Os transformadores de potência devem ser inspecionados regularmente para que os problemas possam ser detectados antecipadamente e corrigidos antes que grandes reparos sejam necessários .

Inspeções são feitos rotineiramente , geralmente uma vez por semana , embora a frequência possa variar de empresa para empresa e entre transformadores . Por exemplo, um transformador pode ser verificado com mais frequência se houver motivos para acreditar que um problema está se desenvolvendo.

A Tabela 1 mostra os tipos de inspeções visuais necessárias para controlar a condição geral externa e o sistema de refrigeração .

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Tabela 1 – Inspeção visual de transformadores

Diagnóstico e monitoramento do transformador

Monitoramento do transformador refere-se a técnicas de medição on-line, onde a ênfase está na coleta de dados pertinentes sobre a integridade do transformador e não na interpretação dos dados.

As técnicas de monitoramento do transformador variam de acordo com o sensor usado, os parâmetros do transformador medidos e as técnicas de medição aplicadas. Como o equipamento de monitoramento geralmente é montado permanentemente em um transformador, ele também deve ser confiável e barato.

Comutadores de derivação de enrolamento e sob carga (OLTC ) falhas dominar; consequentemente, o foco da maioria das técnicas de monitoramento é coletar dados de parâmetros que podem ser usados ​​para avaliar a condição do enrolamento e dos comutadores.

Gases dissolvidos no óleo e descargas parciais (PD ) são parâmetros comuns monitorados relacionados à condição do enrolamento e isolamento .

Temperatura e vibração monitoramento são comumente usados ​​para avaliar a condição OLTC .

A Figura 1 mostra a distribuição estatística de falhas em um transformador imerso em óleo.

Figura 1 – Distribuição estatística de falhas em um transformador imerso em óleo

Parâmetros comuns usados ​​para monitorar enrolamentos e isolamento o status é PD e gases dissolvidos no óleo; no que diz respeito ao monitoramento de OLTC temperatura e vibração são usados.

Principais unidades de monitoramento utilizados para diagnóstico de transformadores são:

• Unidade de monitoramento de temperatura do óleo.
• Sensor de monitoramento do nível de óleo.
• Unidade de monitoramento de gás no óleo.
• Sensor de monitoramento de operação OLTC.
• Unidade de monitoramento de sobrecarga.

Dados de sensores e unidades de monitoramento são transformados em sinais digitais e analógicos e estabelecer uma comunicação em tempo real com uma interface homem-máquina e gravação de dados .

Análise de gás em óleo dissolvido é uma ferramenta de diagnóstico eficaz para determinar problemas na operação do transformador.

No entanto, essa análise é normalmente realizada fora do posto, onde equipamentos sofisticados (e geralmente caros) são usados ​​para determinar o conteúdo de gás .

Para reduzir o risco de falta de falhas incipientes devido a longos intervalos de amostragem, técnicas de monitoramento estão sendo desenvolvidas para fornecer avisos com relação a alterações nos tipos de gás e concentrações observadas em um transformador. análise de gás em óleo dissolvido convencional é executado após a emissão de um aviso. Vários gases do transformador e fontes correspondentes estão listados na Tabela 2.

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Tabela 2 – Gases e fontes do transformador

Através da extração do gás dissolvido no óleo isolante do transformador principal e medindo as quantidades dos seis componentes de gás em seu nível baixo , é possível detectar superaquecimento local ou descarga elétrica parcial na unidade dependendo dos dados do analisador e para prevenir quaisquer acidentes antes que eles ocorram .

Cronograma de Ações de Manutenção Preventiva e Inspeção do Transformador

A frequência de manutenção deve ser estabelecida levando em consideração os requisitos de confiabilidade do equipamento e os manuais e recomendações dos fabricantes.

As atividades de manutenção podem ser planejadas para cada segmento da instalação em períodos diferentes, mas as principais indústrias geralmente uma ou duas vezes por ano têm um desligamento global para fins de manutenção.

NETA ^[1] Padrão MTS-2007 Apêndice B apresenta o programa de manutenção baseado em tempo e matriz mostrado na Tabela 3. A aplicação da matriz é reconhecido como apenas guia .

Condições específicas, criticidade e confiabilidade devem ser determinadas para aplicar corretamente a matriz . Aplicação da matriz , juntamente com o ponto culminante de dados históricos de teste e tendências , deve fornecer um programa de manutenção preventiva elétrica de qualidade .

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Tabela 3 – Matriz de Frequência de Manutenção

Para transformadores, os testes de manutenção de frequência mínima são definidos no mesmo padrão e mostrados na Tabela 4.

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Tabela 4 – Frequência de Testes de Manutenção de Transformadores (meses)

Atividades de manutenção (inspeção visual e mecânica; testes elétricos; valores de testes ) para cada equipamento são definidos em NETA Standard ATS-2009 e para transformadores pode ser resumido conforme mostrado na Tabela 5.

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Tabela 5 – Frequência de testes e inspeções para ações de manutenção de transformadores

As ações da manutenção preventiva de transformadores podem ser sintetizados da seguinte forma:

• Inspeções de rotina
• Coleção de amostras
• Testes
• Reparar

• Pequenos reparos
• Reparos médios
• Grandes reparos e revisões ^[2]

• Documentação e registro de dados

A Tabela 6 mostra as atividades usuais para cada tipo de ação de manutenção.

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Tabela 6 – Ações usuais de cada tipo de atividades de manutenção

Além do equipamento de teste especial, o equipamento de teste portátil mais comum usado nas atividades de manutenção de transformadores é:

• Multímetros
• Alicates amperímetros
• Testadores de tensão
• Equipamento de teste de transformadores de instrumento
• Equipamento de teste de relés e medidores
• Testador de isolamento (MEGGER ^[3] )
• Equipamento de teste de aterramento
• Câmera infravermelha ^[4] (Consulte Termografia infravermelha)

Leia também:Como Encontrar a Classificação do Transformador em kVA (Monofásico e Trifásico)?

Análise e Amostras de Óleo

Durante o período de manutenção ou após uma grande operação de reparo , é necessário coletar uma amostra do óleo proceder aos testes definidos pela IEC ^[5] Padrão 60296 para gordura .

Esses testes são:

• Tensão interfacial (IFT )
• Acidez
• Viscosidade
• Densidade
• Ponto de flash
• Ponto de disparo
• Ponto de derramamento
• Umidade
• Resistência dielétrica
• Fator de potência (perdas dielétricas – bronzeado ∂ )
• Cor

É necessário tomar certas precauções ao coletar uma amostra , para evitar que a amostra seja contaminada .

• 1 – Use a válvula auxiliar de amostragem e não use pequena porta de amostragem na lateral da válvula de drenagem (Figura 2).

Figura 2 – Válvula de amostragem auxiliar

• 2 – Válvula de drenagem de descarga Figura 3 – Válvula de drenagem de lavagem

• 3 – Lave o tubo e a seringa e não puxe para trás no barril da seringa – aplicar uma leve resistência e permitir que a pressão do fluido encha a seringa (Figura 4).

Figura 4 – Tubulação de lavagem e seringa

• 4 – A seringa cheia não deve ter sem bolhas , mas alguns podem se formar mais tarde – não libere esses.

Leia também:Transformers MCQs com respostas explicativas

Análise de gás em óleo dissolvido (DGA)

DGA , uma das ferramentas de diagnóstico mais valiosas disponíveis, é um procedimento usado para avaliar a condição de um transformador a óleo a partir de uma análise dos gases dissolvidos no meio de resfriamento/isolamento .

É uma técnica bem estabelecida e econômica, fornecendo informações essenciais de um teste relativamente simples e não destrutivo baseado em amostragem de óleo.

Embora a análise seja normalmente feita em laboratório, também estão disponíveis dispositivos on-line.

Os resultados revelam muito sobre a saúde do óleo e de suas propriedades como meio isolante, incluindo sua condição atual, quaisquer alterações que estejam ocorrendo, os efeitos de degradação de sobrecarga, envelhecimento, o início de falhas menores e a causa mais provável de falhas maiores.

Deve-se notar que uma falha grave também pode produzir gases livres que podem ser coletados no relé Buchholz .

Testes de transformadores para fins de manutenção e diagnóstico

A Tabela 7 mostra a metodologia geral de avaliação da condição do transformador, vinculando manutenção de rotina e diagnóstico.

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Tabela 7 – Testes de transformadores a serem realizados para fins de manutenção e diagnóstico

Busca Teste

Para buchas que têm uma derivação potencial, tanto a capacitância entre a parte superior da bucha e a torneira inferior (normalmente chamada de C1 ) e a capacitância entre o tap e o terra (normalmente chamado de C2 ) são medidos.

Para determinar as perdas da bucha, também são realizados testes de fator de potência. C2 capacidade é muito maior do que C1 capacitância .

As buchas sem derivação de potencial são normalmente testadas do condutor superior da bucha ao terra.

Os resultados deste teste são comparados com testes de fábrica e/ou testes anteriores para determinar a deterioração.

Cerca de 90% de falhas de buchas podem ser atribuídas à entrada de umidade evidenciado por um fator de potência crescente .

Teste de análise de resposta de frequência de varredura

Análise de resposta de frequência (SFRA ) ^[6] consiste em medir a impedância dos enrolamentos do transformador em uma ampla faixa de frequências e comparando os resultados dessas medições com um conjunto de referência .

As diferenças podem indicar danos ao transformador, que podem ser investigados com outras técnicas ou por um exame interno. O método de frequência de varredura para SFRA requer o uso de um analisador de rede para gerar o sinal, fazer as medições e manipular os resultados.

Detecção de falhas ultrassônicas e sônicas

Este teste deve ser aplicado quando hidrogênio está aumentando acentuadamente na DGA.

Alto hidrogênio geração indica descarga parcial ocorrendo dentro do transformador. Outros gases, como metano, etano e etileno também pode estar aumentando . Acetileno também pode estar presente se o arco estiver ocorrendo e também pode estar aumentando.

Análise de vibração

Vibração e A lise por si só não pode prever muitas falhas associadas aos transformadores, mas é outra ferramenta útil para ajudar a determinar a condição do transformador.

A vibração pode resultar de segmentos do núcleo do transformador soltos, enrolamentos soltos, problemas de blindagem, peças soltas ou rolamentos ruins em bombas ou ventiladores de resfriamento de óleo . Deve-se ter extremo cuidado na avaliação da fonte de vibração. Muitas vezes, uma tampa de painel, porta ou parafusos soltos nos painéis de controle, ou soltos do lado de fora, foram diagnosticados erroneamente como problemas dentro do tanque.

Resistência de isolamento do núcleo

Para fazer este teste, o terra do núcleo intencional deve ser desconectado .

Isso pode ser difícil, e um pouco de óleo pode ter que ser drenado para conseguir isso.

Em alguns transformadores, os aterramentos do núcleo são trazidos para fora através de buchas isoladas e são facilmente acessados .

Valores esperados de resistência de isolamento são:

• Novos transformadores:> 1000 MΩ
• Transformador com idade de serviço:> 100 MΩ

Valores entre 10 e 100 MΩ revelar possíveis danos de isolamento entre o núcleo e o solo e valores inferiores a 10 MΩ pode originar correntes circulantes destrutivas e deve ser melhor investigado.

Termografia infravermelha

Termografia infravermelha (RI ) é um sem contato e não destrutivo forma de detectar problemas em sistemas elétricos.

Todos os equipamentos elétricos e mecânicos emitem calor na forma de radiação eletromagnética. As câmeras infravermelhas, que são sensíveis à radiação térmica, podem detectar e medir as diferenças de temperatura entre as superfícies.

Padrões térmicos anormais ou inesperados podem ser indicativos de um problema com os problemas do equipamento que podem levar a uma avaria ou falha, ou causar um incêndio.

A análise infravermelha geralmente é feita a cada 2 ou 3 anos , enquanto o equipamento estiver energizado e sob carga total, se possível, mas condições especiais de funcionamento e ambiente podem exigir a realização de IR anualmente.

Análise IR também deve ser realizado após qualquer manutenção ou teste para verificar se as conexões que foram quebradas foram refeitas corretamente. Além disso, se IR é feito durante o aquecimento da fábrica, os resultados podem ser usados ​​como linha de base para comparação posterior.

Os seguintes componentes de transformadores geralmente estão sujeitos a IR análise:

• Tanque
• Radiadores e sistema de refrigeração
• Buchas
• OLTC

Leia também:PLACA DE IDENTIFICAÇÃO DO TRANSFORMADOR (REQUISITOS GERAIS).

Tanque

Temperaturas externas excepcionalmente altas ou padrões térmicos incomuns dos tanques do transformador indicam problemas dentro do transformador, como baixo nível de óleo, correntes parasitas circulantes, resfriamento bloqueado, blindagens soltas, problemas no comutador, etc. .

Temperaturas anormalmente altas podem danificar ou destruir o isolamento do transformador e, assim, reduzir a expectativa de vida.

Um IR inspeção pode encontrar condições de superaquecimento ou padrões térmicos incorretos. RI digitalização e análise requerem equipe treinada e experiente nestas técnicas.

Radiadores e sistema de resfriamento

Radiadores deve ser examinado com uma câmera IR e compará-los entre si.

Um radiador ou segmento legal indica que uma válvula está fechada ou o radiador ou segmento está conectado .

Se inspeção visual mostra que as válvulas estão abertas , o radiador ou segmento deve ser isolado, drenado e removido e o bloqueio limpo .

Um transformador operando com refrigeração reduzida terá sua vida útil é drasticamente reduzido (uma temperatura operacional aumentada de apenas 8 a 10 ^o C irá reduzir vida do transformador por metade ).

Buchas e isolantes

a) Nível de óleo

IR varreduras de buchas podem mostrar níveis baixos de óleo , o que exigiria desenergização e substituição imediatas .

Em geral, a razão para isso é que a vedação na parte inferior da bucha falhou, vazando óleo no transformador . O selo superior provavelmente falhou , também permitindo ar e umidade para entrar no topo .

Nível de óleo muito alto em buchas geralmente significa a vedação na parte inferior da bucha falhou e cabeça de óleo do conservador, ou pressão de nitrogênio , empurrou o óleo do transformador pela bucha .

Outra razão pela qual uma bucha pode apresentar alto nível de óleo o selo superior está vazando , permitindo que água entre . A água migra para o fundo da bucha deslocando o óleo para cima .

Mais de 90% de falhas de buchas são atribuídos à entrada de água através do selo superior .

Buchas comumente falhou catastroficamente , muitas vezes destruindo o transformador host e equipamentos próximos e causando perigos aos trabalhadores . RI anterior varreduras da mesma bucha devem ser comparadas com a varredura atual.

b) Conexões de buchas

Buchas tem duas conexões internas , um na cabeça e outro muito mais profundo conectado ao transformador co ils.

Ambos aparecerão externamente, mas a conexão do cabeçote estará na parte superior da bucha enquanto a conexão da bobina estará na base da bucha.

Problemas com rachaduras foram encontrados em certos isoladores que afetam a resistência elétrica e mecânica do isolador .

Quando a umidade da superfície está presente, uma corrente de descarga muito pequena flui sobre a superfície do isolador elevando a temperatura em um ou dois graus. Quando um isolador está rachado a corrente de descarga flui pela fenda e não sobre a superfície e o isolante aparece um pouco mais frio .

Quando a rachadura torna-se severa o suficiente um aumento de temperatura pode se tornar evidente .

OLTC (Comutadores de derivação em carga )

A temperatura do OLTC tampa deve ter a mesma temperatura como o transformador em si .

A fonte de calor está dentro da caixa do OLTC e é consideravelmente mais quente do que a temperatura indicada .

Um OLTC externo compartimento não deve ser mais quente que o corpo do transformador . Se estiver mais quente , indica provável aquecimento das conexões de derivação internas .

Uma dificuldade com as inspeções de tap é que nem todas as torneiras estão conectadas no momento da inspeção, então os resultados podem não ser conclusivos .

^[1] NETA :Associação Internacional de Testes Elétricos (EUA).

^[2] A ser realizado após uma falha interna grave ou a cada 8-10 anos s de funcionamento contínuo , ou seja, quando o transformador está sujeito a ciclos de sobrecarga severos ou curto-circuito externo . Essas atividades devem ser realizadas por pessoal especializado .

^[3] MEGGER é uma marca registrada , mas este equipamento é conhecido por este nome.

^[4]  Consulte o Capítulo 7, ou seja, Termografia infravermelha.

^[5] IEC:Comissão Eletrotécnica Internacional.

^[6] Somente se este teste foi realizado durante FAT – Testes de Aceitação de Fábrica.

Sobre o Autor:Manuel Bolotinha

-Licenciatura em Engenharia Electrotécnica – Energia e Sistemas de Potência (1974 – Instituto Superior Técnico/Universidade de Lisboa)
– Mestrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores (2017 – Faculdade de Ciências e Tecnologia/Nova Universidade de Lisboa)
– Consultor Sênior em Subestações e Sistemas de Potência; Instrutor Profissional