O operador na subestação observa que a tendência de DGA da unidade de 15 MVA mudou de nível ”normal” para ”cuidado” no relatório trimestral. O hidrogênio aumentou de 45 para 130 ppm, enquanto o etileno também foi detectado. Nenhum dos alarmes foi ativado, e nenhuma interrupção ocorreu. No entanto, o sistema de aviso funcionou de forma eficaz.
Este artigo fala sobre como a manutenção regular de transformadores pode ser complementada com um sistema claro de aviso de falhas. Esses sistemas têm vários níveis de detecção, configurações de alarme e custos associados. Você aprenderá os valores exatos dos alarmes, respostas e custos do sistema.
Um mecanismo de indicação de falha de transformador incorpora quatro níveis de detecção: inspeção visual/operações realizadas diariamente, uma variedade de testes de óleo em intervalos definidos, tendência de temperatura e carga, e monitoramento em tempo real de unidades importantes. Os níveis de alarme são de acordo com as proporções da IEEE C57.104 e IEC 60599.
O que é um Mecanismo de Aviso de Falha e Por Que É Importante
O sistema de detecção de defeitos consiste em sensores, testes, limites e procedimentos que indicam que um transformador está falhando enquanto ainda é possível intervir. A razão pela qual esse sistema funciona é que a maioria das falhas se desenvolve gradualmente: a isolação se desgasta ao longo dos anos, a umidade se acumula ao longo dos meses, o óleo se deteriora gradualmente e a concentração de gás aumenta antes que a falha ocorra. A principal tarefa do sistema de aviso é trazer essas mudanças silenciosas à atenção dos usuários. A importância do sistema mencionado acima reside no fato de que a substituição de um transformador custa de 250.000 a 1,5 milhão de dólares para o caso de transformadores de média potência, além das perdas por interrupção de 50.000 a 2 milhões de dólares por evento, enquanto o custo do sistema representa apenas centenas ou até milhares de dólares por ano por unidade. Assim, até mesmo uma falha evitada justifica o investimento no sistema de aviso. Como resultado, as empresas de energia que utilizam o sistema com sucesso na prática conseguem transformar a maioria das interrupções forçadas em planejadas.
Nível 1: Manutenção Diária como a Primeira Camada de Aviso
O menor investimento e a camada preventiva mais eficaz são realizados diariamente pelo pessoal de operação. De fato, pode identificar certos parâmetros físicos que não podem ser medidos por nenhum sensor. As seguintes tarefas estão incluídas na lista de verificação diária para transformadores imersos em óleo:
- Nível de óleo versus temperatura. O nível de óleo no conservador deve corresponder à temperatura no sensor de temperatura do óleo. Se não houver correspondência, ou o óleo está vazando ou o respirador foi danificado.
- Ruído. O ruído constante de zumbido é normal; se houver algo novo ao fundo, isso significa alerta. O ruído pode mudar devido a parafusos soltos do núcleo ou partes do equipamento, ou devido a descargas.
- Temperatura. A temperatura do óleo superior deve ser registrada em comparação com o consumo de energia elétrica. Se a temperatura do óleo superior estiver aumentando enquanto o consumo de energia for constante, isso significa que podem ocorrer perdas de resfriamento ou internas.
- Buchas. Verifique se há rachaduras, rastreamento ou vazamento de óleo presentes. Além disso, verifique se a conexão do terminal está sobrecarregada.
- Desumidificador. Se o gel ficou rosa, isso significa que ele foi saturado com umidade.
- Janelas do relé Buchholz. Qualquer acúmulo de gás nesta janela é um alerta.
- Vazamento e manchas de óleo no chão. Novas manchas de óleo no chão indicam falhas em termos de fluxo de vazamento para o óleo.
Cada observação é registrada. Um livro de registro ou entrada no CMMS não implica em despesas, mas estabelece um registro de tendências que possibilita níveis de alerta mais altos.
Nível 2: Testes Periódicos de Óleo e Elétricos
Avaliações regulares revelam o que o olho não consegue perceber. Abaixo estão as avaliações cruciais e seus níveis de alerta:
| Teste | Frequência | Normal | Aviso | Nível de Ação |
|---|---|---|---|---|
| DGA (análise de gás dissolvido) | Anual; semestral para unidades críticas | TDCG < 720 ppm | 720–1.920 ppm ou taxa crescente | > 1.920 ppm: investigar; > 4.630: retirar de serviço |
| Tensão de ruptura do óleo | Anual | > 40–60 kV | 30–40 kV | < 30 kV: filtrar ou substituir o óleo |
| Umidade do óleo | Anual | < 15–20 ppm | 20–30 ppm | > 30–40 ppm: secar e encontrar a entrada |
| Resistência de isolamento (megger) | Anual / trimestral | > 1.000 MΩ (HV) | Tendência de queda entre os testes | < 100–500 MΩ: secar e retestar |
| Análise de furanos (envelhecimento do papel) | A cada 1–3 anos | Baixos níveis de furanos | Tendência crescente | Alto: papel quebradiço, planejar trabalho de fim de vida |
| Acidez / IFT | Anual | Baixa acidez, alta IFT | Acidez crescente | Alto: recondicionamento de óleo necessário |
A técnica de verificação utilizada é a de comparação com uma amostra mais antiga, em vez de apenas com o valor absoluto. Uma amostra que aumentou de 40 para 120 ppm de hidrogênio em testes anuais acionará um alarme, mesmo que seu valor não tenha ultrapassado o limite.
Nível 3: Análise de Tendência e Avaliação de Condição
Amostras individuais podem dar uma falsa impressão de algo, enquanto tendências não podem. O Nível 3 é responsável por tornar a análise de tendências sistemática.
- Taxas de geração de gás: a taxa de geração de gás ou taxa de aumento de gás (em ppm por mês) serve como o primeiro alerta, pois geralmente é a mais sensível. IEEE C57.104 aconselha a medir continuamente não apenas o TDCG, mas também várias taxas de geração de gás entre os testes.
- Histórico de carga: analise dados de temperatura e carga para descobrir quais ativos operam próximos à sua temperatura de projeto e envelhecem mais rápido do que outros.
- Pontuação de condição capitalizada: leve em consideração a condição do DGA, qualidade do óleo, dados de testes elétricos, idade e histórico de carga e integre em uma pontuação de condição que classificará sua frota e ajudará a decidir sobre o próximo teste ou inspeção.
- Sazonalidade: se um ativo só alerta no verão, pode ter problemas de reservas de resfriamento e não defeitos de isolamento.
Sendo alimentadas por software de gerenciamento de ativos, as informações acima podem ser processadas automaticamente por um computador que consome resultados de testes, calcula as taxas, destaca problemas e envia notificações ao engenheiro responsável. Mesmo uma simples planilha do Excel feita por um técnico será capaz de demonstrar 80 por cento do valor.
Nível 4: Monitoramento Online para Unidades Críticas
Ao fornecer avisos constantes nos sistemas mais vitais onde qualquer falha seria altamente intolerável ou custosa, o sistema de monitoramento online desempenha um papel fundamental em sua manutenção. Isso é o que os sensores em tais sistemas geralmente monitoram:
| Monitoramento Online | Aviso que Fornece | Custo Típico (Instalado) | Tempo de Falha Antes de Acontecer |
|---|---|---|---|
| Monitor DGA online | Tendência contínua de gás, detecção precoce de gás de falha | $8.000–$60.000 | Semanas a meses |
| Monitor de descarga parcial | Atividade PD em pC, defeitos de isolamento | $5.000–$30.000 | Meses |
| Monitor de temperatura / carga | Sobrecarga e degradação de resfriamento | $2.000–$8.000 | Semanas |
| Monitor Buchholz + acúmulo de gás | Acúmulo de gás de falha interna | $500–$3.000 | Horas a dias |
| Monitor OLTC | Desgaste mecânico, problemas de acionamento | $3.000–$15.000 | Semanas a meses |
Um sistema de monitoramento online para um sistema extremamente importante custaria cerca de $25.000 – $120.000 além de aproximadamente $1.000 – $8.000 por ano para taxas de plataforma e manutenção.
Definindo Limiares de Alarme que Funcionam
Os limiares para alarmes devem fornecer um compromisso adequado entre dois tipos de erros: limiares apertados levam ao processo de alertas inundados não sendo levados a sério, e limiares amplos falham em detectar os defeitos crescentes. Os padrões IEEE contêm pontos de referência valiosos em relação aos níveis mencionados:
| Condição | Faixa TDCG (ppm) | Gases Indicadores Típicos | Ação Recomendada |
|---|---|---|---|
| Normal | < 720 | Nenhum aumento | Continuar amostragem programada |
| Cuidado | 720–1,920 | H2, CH4 aumento | Amostre com mais frequência, investigue |
| Alto | 1,920–4,630 | Etileno, CO em aumento | Planeje investigação detalhada |
| Severidade | > 4.630 | Acetileno presente | Considere a remoção do serviço |
Aqui estão algumas ideias práticas sobre como definir os limiares:
- Use limiares padrão. O IEEE C57.104 fornece as categorias listadas. Os padrões IEC60599 descrevem as categorias clássicas.
- Forneça alarmes para a taxa de aumento. Aqueles que geram gases e devem ser monitorados mesmo que todos os limiares ainda estejam dentro das limitações. Algumas empresas iniciam alarmes ao observar pelo menos o dobro da taxa de aumento da concentração de gás de falha.
- Implemente respostas em camadas. Nível de alarme 1: a investigação é necessária. Nível de alarme 2: a ação precisa ser tomada dentro de semanas e a frequência de amostragem deve ser aumentada. Nível de alarme 3: remova o equipamento do circuito operacional ou intervenha imediatamente.
- Certifique-se de que seus alarmes sejam adaptados à história única da frota.
O Protocolo de Resposta a Avisos
Cada alarme deve ter uma reação registrada, caso contrário, pode permanecer apenas como um som sem significado real. Faça um manual de procedimentos:
- Registre e reconheça o alarme no CMMS com uma pessoa responsável pelo alarme.
- Analise as informações: se é baseado em nível, baseado em taxa ou sinal de sensor online, compare com dados passados e a carga do equipamento.
- Obtenha amostras e confirme com testes de DGA e qualidade do óleo, se este for um alarme DGA online; colete uma amostra para confirmar a leitura.
- Classifique de acordo com IEEE C57.104 / IEC 60599 e encontre o tipo de reparo provável.
- Mova para o nível apropriado: aumente as taxas de amostragem, organize inspeção ou retire o equipamento de serviço.
- Verifique novamente: compare a reação com o alarme original.
O manual garante que nenhum alarme será ignorado, pois cada problema encontrado aumenta a segurança do sistema.
| Nível de Aviso | Gatilho | Proprietário | Tempo de Resposta Alvo |
|---|---|---|---|
| Amarelo | Banda de cautela, taxa de gás lenta | Engenheiro de manutenção | 1–2 semanas |
| Laranja | Banda alta ou taxa crescente | Gerente de ativos | Dentro de dias |
| Vermelho | Banda severa ou evento de Buchholz | Gerente de operações | Imediato |
Transformando Dados de Manutenção em Alertas Antecipados
A eficácia do sistema de alerta depende da limpeza dos dados. Aqui estão algumas boas práticas que podem melhorar a eficácia do sistema de alerta:
- Documentar as condições de teste para cada amostra coletada: a carga, a temperatura do óleo e a temperatura ambiente, pois a concentração de gás e os níveis de umidade são diferentes com as temperaturas.
- Usar um laboratório idêntico para eliminar a inconsistência interlaboratorial nos dados anuais.
- Ter um repositório central para o histórico das máquinas, incluindo testes de comissionamento, dados obtidos de DGA, reparos, sobrecargas, etc.
- Integrar dados no cronograma de planejamento de manutenção para que os alertas gerem a criação de ordens de serviço em vez de um e-mail ser enviado para alguém que pode estar de folga.
Como resultado, ter dados consistentes torna cada teste anual de DGA muito mais do que uma formalidade burocrática.
Custo das Camadas de Alerta
O custo da infraestrutura de alerta é baixo quando comparado à perda que ela evita. Os custos são estimados em cerca de $50.000 por ano para cada frota de 100 unidades de distribuição.
| Camada | Custo Anual Típico | O que Prevê |
|---|---|---|
| Rondas diárias de operadores (10 min/dia) | $300–$1.500 | Vazamentos, falhas de resfriamento, danos visíveis |
| Pacote anual de DGA + qualidade do óleo | $350–$900 por unidade | Falhas de isolamento, umidade, contaminação |
| Testes elétricos anuais (IR, razão, etc.) | $300–$1.500 | Degradação de enrolamentos e isolamento |
| Conjunto de monitoramento online (unidades críticas) | $25.000–$120.000 (capex) + $1.000–$8.000/ano | Escalonamento contínuo de gás de falha e PD |
| Substituição evitada (20–60 MVA) | — (economiza $250K–$1.5M) | Falha catastrófica |
A história completa é a lacuna nos números: o custo de uma infraestrutura de alerta completa para uma frota de 100 unidades de distribuição é igual a cerca de $50.000–150.000 por ano. Por sua vez, o custo potencial de substituir um transformador de média potência queimado chega a $250.000–1,5 milhão.
Armadilhas Comuns em Sistemas de Alerta
- Cansaço de alarmes: Os operadores não prestam atenção aos alarmes devido a níveis de alarme mal definidos. Sempre use níveis em camadas para alarmes e verifique as estatísticas de alarmes uma vez a cada trimestre.
- Ignorando a deriva da linha de base: Não ajustar as leituras de DGA do ano atual em relação ao ano passado quanto à carga e temperatura leva a padrões falsos.
- Falta de comprometimento: qualquer alarme se torna não um alarme se não mencionar quem deve respondê-lo.
- Colocando ênfase em sensores esquecendo o básico: Nenhum monitor online pode superar boas conexões, buchas limpas e configuração correta de proteção.
- Atrasando a ação: A causa mais frequente de falhas evitáveis em transformadores não é perder o alarme, mas sim o atraso na execução de ações corretivas após ele ter sido visto.
Perguntas Frequentes
Quais são os principais sinais de alerta de uma falha incipiente no transformador?
Os sinais mais notáveis são níveis elevados de gás durante DGA (hidrogênio, etileno, acetileno), um aumento nas leituras de temperatura em uma carga constante, níveis mais baixos de tensão de ruptura do óleo e maiores teores de umidade no óleo, além de qualquer novo som ou evidência visual obtida durante as inspeções diárias. De acordo com os padrões IEEE C57.104, TDCG acima de 720 ppm ou níveis de gás que dobraram de uma leitura de amostra para outra devem ser tratados com cautela.
Com que frequência um transformador deve ser testado para fornecer aviso antecipado?
Um transformador que funcione corretamente deve ser submetido a DGA a cada 1-3 anos; por outro lado, transformadores de potência precisam de testes anualmente. Caso ocorra qualquer tipo de aviso, sobrecarga ou disparo de Buchholz, é melhor realizar testes imediatos e continuar ao longo dos próximos 3-6 meses para reunir todas as informações relevantes. Dispositivos de monitoramento online podem custar entre $25.000 a $120.000, mas, dado que fornecem monitoramento contínuo, parecem valer o investimento.
Qual é a diferença entre um aviso e um alarme no monitoramento de transformadores?
Um aviso indica que algo está errado e, portanto, alguma investigação é necessária em intervalos predeterminados (por exemplo, DGA mostrando níveis de 720-1920 ppm TDCG). Um alarme, por outro lado, indica que um nível crítico foi atingido, como 1.920 ppm TDCG, disparo de Buchholz ou aumento da temperatura do óleo na faixa de 90–95°C, e a ação deve ser tomada imediatamente. Avisos são tratados pela equipe de manutenção, enquanto alarmes devem ser tratados pelo departamento de operações.
Quanto custa um programa de manutenção e aviso de transformador?
Para um transformador de médio porte, o custo de manutenção completa, bem como DGA, testes de qualidade do óleo e testes elétricos durante o ano, é geralmente em torno de $1500–$5000. Além disso, a compra dos monitores online nos custará $25.000-$120.000, além dos custos anuais. No entanto, quando comparado aos possíveis custos de substituição de $250.000–$1.500.000, gastar dinheiro no programa parece ser um bom negócio.
O monitoramento online pode substituir a amostragem de óleo?
Não, embora dispositivos de monitoramento DGA online contínuos ajudem a acompanhar tendências e prevenir problemas, o DGA em laboratório ainda é a melhor maneira de medir as características do óleo em termos de precisão e cálculo de gás. É uma boa prática monitorar a operação dos dispositivos online, mas sempre realizar testes confirmatórios em laboratórios para resultados significativos obtidos através de testes online.
Referências
- IEEE C57.104: Guia para a Interpretação de Gases Gerados em Transformadores Imersos em Óleo — A referência para limites de DGA e classificação de condição.
- IEC 60599: Guia para a Interpretação de DGA em Equipamentos Impregnados com Óleo Mineral — Estrutura internacional para interpretação de gás em equipamentos envelhecidos.
- IEC 60422: Orientação de Supervisão e Manutenção para Óleos Isolantes Minerais — Limites de qualidade do óleo e orientação sobre frequência de monitoramento.
- IEC 60076-7: Guia de Carga para Transformadores de Potência Imersos em Óleo — Limites de temperatura e orientação de carga que informam os limites de aviso.
- CIGRÉ — Brochuras técnicas sobre monitoramento de condição e gestão de ativos de transformadores.
- IEEE — Dados do grupo de trabalho de confiabilidade e normas de monitoramento para transformadores.
- Jiangsu Subian Electric Power — Fabricante de transformadores em conformidade com a IEC 60076 que apoia designs prontos para monitoramento e orientações de manutenção.
Conclusão
Uma técnica de detecção de defeitos em transformadores consiste não apenas em um sensor ou teste, mas em muitos sistemas combinados. Existem sintomas físicos identificados durante inspeções diárias, reações químicas identificadas com testes, juntamente com análise de tendências que dá sentido às informações coletadas, além do monitoramento contínuo que é necessário para certos transformadores. Os limites são retirados da norma IEEE C57.104, bem como da IEC 60599, e diferentes respostas são garantidas por meio de protocolos.
- Inspeções diárias, testes, tendências e monitoramento contínuo são o que é necessário para ter cobertura total do que precisa ser monitorado.
- Limites em camadas devem ser estabelecidos juntamente com alarmes de taxa crescente, com revisões trimestrais.
- Responda a cada alarme de acordo com os protocolos, com um proprietário documentado responsável pelo procedimento.