Monitoramento de Gás em Transformadores em Tempo Real para Suporte à Manutenção Baseada em Condição

Um transformador de potência pode ser o maior investimento único feito em qualquer sistema elétrico, no entanto, ele falha de maneira previsível e evitável. Mesmo antes de um transformador desarmar, queimar ou falhar catastróficamente, a decomposição do seu óleo isolante devido ao estresse térmico e elétrico já começou, produzindo gases específicos que se dissolvem no óleo. Esses gases incluem hidrogênio de descargas parciais, etileno produzido devido ao superaquecimento e acetileno de arco, entre outros. Tradicionalmente, a análise de gás dissolvido é o estudo dos gases produzidos em um fluido isolante, semelhante à realização de testes de sangue. No entanto, com a análise de gás dissolvido em tempo real, o processo avança de uma visita anual ao laboratório para monitoramento contínuo da saúde, onde o transformador mostrará se há ou não uma falha em desenvolvimento, quão rápido está crescendo e quando a ação é necessária.

Este guia destaca o processo de monitoramento de gás de transformador em tempo real, quais gases observar e sua importância, as tecnologias utilizadas em sistemas de monitoramento em tempo real, benefícios para os proprietários de ativos e como estabelecer sistemas de monitoramento que ofereçam um bom retorno sobre o investimento.

Resposta: O serviço de monitoramento de gás de transformador em tempo real é capaz de analisar continuamente as concentrações de gases tipicamente presentes no óleo do transformador (como hidrogênio, metano, etano, etileno, acetileno, monóxido de carbono e dióxido de carbono) usando sistemas de monitoramento de gás online (seja na forma de cromatografia gasosa ou via espectroscopia fotoacústica/infravermelha, ou através do uso de sensores específicos de hidrogênio). Cada um desses gases é indicativo de uma das falhas das quais o transformador está sofrendo. Para transformadores críticos, o uso de monitores online pode gerar uma economia significativa, pois a necessidade de manutenção é baseada na necessidade, em vez de simplesmente no calendário, evitando assim interrupções não programadas.

O Que É Monitoramento de Gás de Transformador em Tempo Real?

O Monitoramento de Gás de Transformador em Tempo Real é um processo de medição contínua da concentração de gases dissolvidos no óleo isolante de um transformador em funcionamento, sem retirá-lo do serviço. A conexão é feita através do sistema de óleo do transformador — geralmente via a válvula de drenagem ou uma válvula de amostragem dedicada — para extrair continuamente óleo ou gás em intervalos predeterminados dentro de um intervalo de tempo de minutos a horas. O óleo ou gás é analisado, e as leituras são exibidas e/ou transmitidas para um sistema SCADA ou de gerenciamento de ativos.

O método online de DGA é o método de diagnóstico mais aplicado no setor de energia para transformadores preenchidos com óleo. As empresas de utilidade estão acostumadas ao método offline, que envolve a coleta de amostras de óleo em intervalos definidos (geralmente a cada ano) e o envio para um laboratório para receber um cromatograma gasoso uma semana depois. O método online oferece todos os recursos do DGA baseado em software enquanto processa dados continuamente, eliminando muitos passos que consomem tempo e fornecendo a taxa de mudança dos gases dissolvidos sendo liberados como um dos primeiros sinais de alerta que um transformador pode fornecer.

Os Gases: O Que Cada Um Diz a Você

Os óleos e papéis de transformadores liberam uma gama limitada de gases diagnósticos chave enquanto se degradam sob estresse elétrico. A “assinatura” do gás é determinada pela identificação tanto dos gases que estão presentes quanto de suas concentrações relativas entre si.

Gás	Causa Típica	Assinatura de Falha
Hidrogênio (H2)	Descarga parcial, corona, falhas de baixa energia	Indicador inicial; frequentemente o primeiro gás a aumentar
Metano (CH4)	Falhas térmicas de baixa temperatura	Aumenta com superaquecimento abaixo de ~300°C
Etano (C2H6)	Estresse térmico moderado	Emparelha com metano em assinaturas térmicas
Etileno (C2H4)	Falhas térmicas de alta temperatura (300-700°C)	Domina em pontos quentes severos
Acetileno (C2H2)	Arco, descarga de alta energia	A assinatura mais perigosa; indica arco
Monóxido de carbono (CO)	Degradação da celulose (papel)	O aumento de CO sinaliza isolamento superaquecido
Dióxido de carbono (CO2)	Envelhecimento normal mais estresse da celulose	A relação CO2/CO ajuda a envelhecer a falha

Aprender apenas duas regras é mais importante do que a memorização de um gráfico de gases de falha amostrais. Primeiro, entender que os padrões de gás são mais importantes do que qualquer gás isolado é importante. Por exemplo, ter um transformador com baixos níveis de hidrogênio e metano não é uma falha tão séria quanto um transformador que está experimentando um aumento na presença de acetileno. Segundo, a tendência é mais importante do que o número específico de qualquer concentração de gás. Um transformador pode ter gases em concentrações aceitáveis de acordo com a IEEE C57.104, mas se as concentrações estão dobrando a cada mês, isso representa uma situação muito mais urgente do que uma que tenha concentrações de gás mais altas e estáveis nos últimos dois ou três anos.

Como o DGA Online Funciona: Tecnologias de Sensoriamento

As trocas de preço-desempenho entre diferentes técnicas comprovadas usadas em monitores de DGA online incluem:

• Cromatografia gasosa (GC): um padrão de ouro de laboratório conhecido por sua adaptabilidade online. Faz uso de um gás transportador que move o gás extraído através de colunas cromatográficas onde os gases são separados por características moleculares e detectados em sequência. Os GCs online de múltiplos gases oferecem o pacote completo de gases chave (H2, CH4, C2H2, C2H4, C2H6, CO e CO2), tornando-se a variedade mais precisa de monitores online.
• Espectroscopia fotoacústica e infravermelha (PAS/IR): moléculas de gás absorvem frequências infravermelhas com absorção específica, proporcionando medição de gás, bem como identificação. A tecnologia PAS oferece alta confiabilidade ao longo de períodos mais longos com menos manutenção, o que é benéfico para períodos prolongados. Atualmente, os sistemas de múltiplos gases oferecem uma gama completa de gases-chave.
• Sensores específicos de hidrogênio: considerados uma das variedades mais baratas, com o potencial de que o hidrogênio seja liberado primeiro entre vários métodos diferentes de detecção de falhas (descarga parcial, arco, superaquecimento, todos produzem H2). Há grande valor em monitores de hidrogênio que produzem dados significativos de alerta precoce e com custos mais baixos do que equipamentos de múltiplos gases.

A amostragem é tão vital quanto a detecção: o dispositivo deve ser capaz de extrair uma amostra de gás representativa do óleo (técnicas de amostragem de espaço de cabeça ou vácuo são as mais utilizadas) e o monitor deve ser calibrado, instalado e operado para capturar dados confiáveis — um monitor não calibrado é pior do que nenhum monitor, pois dá aos fabricantes uma falsa confiança. Nosso guia para fundamentos do teste de óleo de transformador cobre os fundamentos da amostragem por trás de cada programa de monitoramento.

Interpretação dos Dados: Normas e Métodos

O processo de determinar a causa das concentrações de gás bruto envolve determinar parâmetros necessários usando vários métodos em vez de usar apenas um, conforme estabelecido pela IEEE C57.104 e o Triângulo de Duval.

• A norma IEEE C57 é a base sobre a qual tais métodos são baseados, nomeadamente limites de gás permissíveis pela natureza de transformadores imersos em óleo para quatro condições (Condição 1 = normal; Condição 4 = ação urgente) que têm com sua assembleia de diretrizes necessárias para amostragem tomadas para cada condição, e o que é esperado dos operadores. A versão de 2019 da norma estabelece que a Condição 1 deve ter uma taxa de amostragem definida para um ano, enquanto quatro meses são prescritos para a Condição 2, e a Condição 3 terá uma frequência de amostragem de um mês, enquanto a amostragem semanal deve ocorrer para a Condição 4.
• O método do Triângulo de Duval utiliza um método de representação visual (IEC 60599) que prevê tipos de falhas com base na porcentagem relativa de três tipos de gases – metano, etileno e acetileno – que se enquadram nas categorias de descarga parcial, descarga de baixa/alta energia e erro térmico,
• O método de razão utiliza as metodologias de Doernenburg, Rogers e IEC 60599 para identificação de falhas com base na razão de pares de gás de acordo com as tabelas.
• O método de gás-chave leva em conta possíveis fluxos com base no gás dominante; por exemplo, qual dos quatro gases H2, C2H4 e CO é prevalente, com a conclusão sendo alcançada sobre o tipo de defeito particular.
• O método de análise de tendência de monitoramento em tempo real mede a taxa de geração de gás como um determinante crítico para a tomada de decisões eficaz.

Nenhum método pode funcionar isoladamente, portanto, inspetores experientes usam sua experiência para combinar as abordagens e fornecer um contexto para uma melhor tomada de decisão. Para um guia prático de leitura de relatórios de DGA, nosso guia de interpretação de DGA etapas de um relatório de gás real do início ao fim.

De Monitoramento a Manutenção Baseada em Condição

A manutenção baseada em condição não depende do calendário para cronogramas de manutenção, mas se concentra no que está acontecendo dentro do equipamento individual. Em termos simples, não se diz para “inspecionar cada transformador todo ano e testar o óleo todo ano, não importa em que condição ele esteja”. Em vez disso, diz-se para “observar tudo continuamente, fazer algo quando os dados indicarem que é hora de fazer algo e ajustar a frequência de amostragem conforme a condição ditar. Mais especificamente:

• Transformadores não são tocados e orçamentos e horas de trabalho são desviados para equipamentos que requerem atenção.
• O equipamento gera monitoramento de gás e investigações especiais são conduzidas nas quais amostragem rápida é realizada juntamente com imagens térmicas, testes de qualidade do óleo (incluindo umidade pelo método de Karl Fischer, tensão de ruptura, análise de furanos do papel, etc.) e diagnósticos acústicos (verificações de descarga parcial) para identificar as áreas problemáticas nos transformadores.
• O equipamento alerta os sistemas sobre certas ações que precisam ser tomadas – a carga é redistribuída, peças sobressalentes estão em espera, interrupções são planejadas e o equipamento é desenergizado (se os produtos começarem a indicar um aumento significativo na geração de acetileno).

Essencialmente, o programa de manutenção se transformou em uma árvore de decisão baseada no monitoramento do sistema do ativo, que é o que os gerentes de ativos querem dizer com manutenção “preditiva” em oposição à manutenção “reativa”. Como as taxas de geração de gás são o parâmetro mais informativo, são os dados contínuos online que fazem a árvore de decisão acontecer, já que uma amostra anual não pode indicar se a geração de gás está sendo acelerada. Para orientações sobre o programa de inspeção mais amplo que envolve o monitoramento, veja nosso checklist de manutenção de transformadores.

O Caso de Negócios: Benefícios e Retorno

As vantagens dos sistemas de monitoramento de gás em tempo real são específicas e economicamente cruciais onde os ativos críticos estão sendo utilizados.

• Detecção de falhas em um estágio inicial – defeitos como descarga parcial, pontos quentes ou conexões soltas podem ser detectados meses antes da falha, para que os reparos possam ser feitos a quase nenhum custo.
• Evitar interrupções forçadas – falhas não antecipadas de transformadores podem levar a perdas de produção. O custo de uma interrupção forçada é muito maior do que o mero preço do sistema de monitoramento. De acordo com a pesquisa realizada pelo EPRI (Instituto de Pesquisa de Energia Elétrica), pode-se dizer que até mesmo uma única interrupção forçada evitada poderia cobrir o custo do programa de monitoramento.
• Utilização de recursos de forma mais eficiente – a manutenção e a amostragem devem ser focadas apenas em ativos que precisam de ajuda, a fim de usar os recursos de maneira eficiente.
• Vida útil mais longa dos ativos – se o superaquecimento do transformador for detectado antes que cause danos ao isolamento, o transformador durará vários anos.
• Segurança - a detecção da assinatura do gás indica a ocorrência de uma falha de arco, permitindo que os operadores tomem ações preventivas.
• Tomando decisões com base em fatos - mudanças na carga ou compra e substituição de transformadores devem ser feitas com base nos dados históricos de condição, em vez de apenas adivinhar.

É considerado seguro e uma boa prática equipar todos os transformadores importantes com sistemas de monitoramento em tempo real e não usar essa tecnologia em unidades menos críticas e confiar apenas em testes anuais. Nossa soluções de monitoramento de transformadores página mostra como o hardware e os serviços de monitoramento são tipicamente agrupados para tais frotas.

Soluções e Programas da Indústria

Um sistema completo de monitoramento em tempo real consiste em quatro camadas. Na indústria, cada camada pode ser implementada em várias escalas.

• Analisadores DGA em tempo real - analisadores de hidrogênio de gás único para frotas com orçamento e técnicas de GC/PAS de múltiplos gases para instalações críticas. Fabricantes prevalentes são Qualitrol e seus concorrentes como Vaisala e Serveron/TM8, Morgan Schaffer e Camlin.
• Sistemas integrados de monitoramento de transformadores - acumulação de DGA em uma plataforma juntamente com monitoramento de temperatura do óleo e temperatura do enrolamento do transformador, etc. (por exemplo, Cambridge e Siemens).
• A interface com sistemas SCADA/gestão de ativos, onde os resultados são integrados aos sistemas de controle de gestão da planta com relação a alertas e painéis, onde as decisões de CBM são tomadas.
• Serviço que inclui interpretação de DGA e testes laboratoriais como base para implementações futuras.

Em estações de energia solar e eólica, o primeiro pacote inclui transformadores principais e transformadores elevadores de gerador, enquanto, em indústrias, o pacote pode usar transformadores de alimentação e fabricação. A conclusão é “monitore o que você deseja dados absolutamente confiáveis e monitore o que você pode se dar ao luxo de perder.” Para ajuda na dimensionamento de um programa para sua frota, entre em contato com nossa equipe - e comece com nossa página sobre para ver como apoiamos a seleção e monitoramento de transformadores para proprietários em diversas indústrias.

Perguntas Frequentes

Quais gases o DGA detecta e o que eles significam?

Um programa completo de DGAs mede sete gases essenciais, a saber, hidrogênio - que indica uma descarga parcial, metano e etano para colapso térmico leve, etileno para superaquecimento em altas temperaturas, acetileno para arco e monóxido de carbono / dióxido de carbono para degradação do dielétrico de papel. Dependendo da presença e tendências desses gases, pode-se determinar a razão e o grau da falha, em vez de usar apenas o número de concentração individual de um desses gases.

Com que frequência o óleo do transformador deve ser amostrado?

De acordo com a IEEE C57.104-2019, o padrão afirma que os óleos dos transformadores devem ser amostrados anualmente em caso de Condição 1 (condição normal), trimestralmente para Condição 2, mensalmente para Condição 3 e semanalmente para Condição 4. Transformadores recém-comissionados podem ser chamados para amostragem mensal no primeiro trimestre.

O monitoramento online de DGA vale o custo?

Para transformadores críticos, vale a pena o investimento. Porque a produção perdida, além do custo para substituições, em caso de interrupções forçadas, facilmente superaria o custo do investimento no monitor. Para transformadores auxiliares, a amostragem em laboratório pelo menos uma vez por ano ou trimestralmente será a melhor prática.

Qual é a diferença entre manutenção baseada em condição e manutenção preventiva?

A manutenção preventiva funciona em um cronograma pré-estabelecido, independentemente de qualquer estado medido do equipamento. Assim, a MBM utiliza medições reais (as tendências atuais de gás, cargas e/ou resultados de testes) para tomar ações de modo que o equipamento saudável permaneça intocado e em desenvolvimento. Assim, a CBM economiza dinheiro para qualquer trabalho realizado. A introdução do monitoramento de gás em tempo real é a camada informativa que permite o uso da CBM.

Referências

• IEEE Technology Navigator — Visão geral da análise de gás dissolvido
• Power Prognosis — Interpretação integrada de DGA com base na IEEE C57.104
• REIG — Guia de campo de DGA para transformadores de planta solar (cadência de amostragem, Duval, retorno sobre investimento)
• Springer — Análise de gás dissolvido online: possibilidades, experiências, limitações
• Megger — Como interpretar os resultados de DGA para a saúde do transformador

Conclusão

Com a detecção de gás em tempo real no transformador, a preciosa mercadoria da instalação elétrica muda de ser uma caixa preta sem informações para um paciente com um eletrocardiograma conectado. Os gases dissolvidos que estão no óleo do transformador, que incluem hidrogênio, metano, etano, etileno, acetileno e óxidos de carbono, são sinais de alerta precoce que foram comprovados ao longo dos anos no uso de DGA e normas e uso de ferramentas para interpretação na conversão dos sinais em decisões de manutenção. A transição do uso de amostragem laboratorial periódica para monitoramento online em tempo real traz uma vantagem chave, que é a taxa de mudança, e assim, neste caso, uma vantagem chave é o que está entre alcançar a detecção de um problema a um custo rotineiro ou perceber que ele existia através de uma interrupção forçada. É essencial observar o caso de negócio, que é completado e encerrado com a primeira falha evitada para o proprietário de um transformador crítico.