Essenciais de Manutenção e Causas Comuns de Falha em Transformadores de Subestação Pesados

A falha de um equipamento pesado transformador de subestação também tem um custo além das horas de reparo. Esse custo é quantificado em centros de dados escuros, linhas de produção paradas e janelas de entrega perdidas. A Ryan Electric, uma joint venture com a Eaton (EUA), fabrica transformadores a seco, VPI, imersos em óleo, montados em pedestal, de potência e de distribuição, com potência até 10 MVA e tensão até 132 kV. Sabemos que a maioria das falhas catastróficas começa como pequenos sinais ignorados. Este artigo analisa as causas mais comuns de falha em transformadores por modo de falha, incluindo sinais de alerta precoce, ações no campo e o momento certo para interromper e desligar o equipamento.

Envelhecimento do Isolamento dos Enrolamentos: A Degradação Silenciosa

Ao longo dos anos, os isolamentos de celulose e epóxi são gradualmente degradados por tensões térmicas, elétricas e mecânicas. A atividade de descarga parcial também é um precursor de danos em transformadores de resina fundida e VPI.

Sinal precoce : Leve descoloração dos dutos de ventilação, odor incomum ou aumento da leitura de descarga parcial (PD). No ensaio de óleo / análise de gases dissolvidos (DGA), a análise de furanos do óleo indica aumento de 2-furfuraldeído em unidades imersas em óleo.

Ação no campo : Medição offline de descarga parcial (PD), limpeza dos dutos de refrigeração, verificação do perfil de carga com a placa de identificação. Reduzir ao mínimo a carga caso as temperaturas nos pontos quentes excedam os limites.

Quando interromper : Caso a descarga parcial (PD) permaneça repetidamente elevada (acima de 500 pC) ou caso a DGA detecte acetileno (C₂H₂) em concentração superior a 5 ppm, retirar imediatamente a unidade de operação. Curto-circuitos podem ocorrer entre espiras se a alimentação elétrica for mantida.

Falhas no comutador de tapes: desgaste mecânico e erosão dos contatos

Muitos transformadores de subestação não possuem partes móveis, exceto os comutadores de tapes sob carga (OLTC). As principais causas de falha em transformadores são erosão dos contatos, acúmulo de carbono e desalinhamento do acionamento por motor.

Sinal precoce : Ruído incomum durante a mudança de tapes, regulação de tensão desigual ou aumento da diferença de temperatura entre o OLTC e o tanque principal.

Ação no campo : No campo, verifique a presença de partículas de carbono no óleo, corrente do motor e sincronização, e inspecione os contatos do comutador de derivação durante a manutenção programada.

Quando interromper : Se o comutador automático sob carga (OLTC) não concluir uma mudança de posição, ou o Relé Buchholz atuar durante a operação de mudança de posição, bloqueie o comutador de derivação e transfira a carga. Evite qualquer atividade elétrica adicional.

Infiltração de Umidade nas Buchas: O Caminho Oculto para Flashover

A umidade pode penetrar nas buchas de porcelana ou compostas através de juntas defeituosas ou rachaduras. Condições úmidas causam queda na tensão de flashover e aumentam a corrosão interna.

Sinal precoce : Tensão anormal de interferência de rádio (RIV), condensação visível de óleo no visor de óleo ou aumento da capacitância da bucha e dos valores de tan delta.

Ação no campo : Realize termografia infravermelha, limpe as buchas, substitua as juntas, realize ensaio de óleo e análise cromatográfica de gases dissolvidos (DGA) no óleo da bucha, se aplicável.

Quando interromper : Se o fator de perdas (tan delta) for superior a 1% a 20 °C ou o teor de hidrogênio for superior a 100 ppm na análise de gases dissolvidos (DGA), retire o bucha de operação. O tanque do transformador pode ser destruído por uma descarga de arco sob carga.

Degradação do óleo e análise de gases dissolvidos

O óleo mineral pode sofrer processos de oxidação, arco elétrico e superaquecimento. A análise de gases dissolvidos (DGA) é a ferramenta diagnóstica mais eficaz para transformadores de potência e distribuição imersos em óleo.

Sinal precoce : As proporções-chave de gases mudam: o aumento de metano (CH₄) indica uma falha térmica; o aumento de etileno (C₂H₄) indica superaquecimento de metal; o aumento de acetileno (C₂H₂) indica arco elétrico.

Ação no campo : Se qualquer gás ultrapassar os limites da IEEE, realize a DGA mensalmente. Realize testes e verifique a pressão do colchão de nitrogênio; filtre o óleo se houver umidade acima de 20 ppm.

Quando interromper : Desligue a alimentação elétrica da instalação se o relé Buchholz atuar ou se a DGA indicar que o acetileno (C₂H₂) está acima de 10 ppm e o hidrogênio acima de 500 ppm. Isso indica uma condição pré-falha em transformadores imersos em óleo.

Envelhecimento Térmico Cumulativo por Sobrecarga: O Assassino Silencioso

A vida útil do isolamento é reduzida à metade a cada aumento de 6 °C na temperatura acima da temperatura nominal do ponto quente. Na maioria dessas aplicações, os transformadores são submetidos a sobrecargas cíclicas, como em centros de dados, sistemas de armazenamento de energia renovável e acionamentos industriais.

Sinal precoce : Aumento contínuo da temperatura do óleo superior sob carga constante, maior utilização dos ventiladores de refrigeração ou análise cromatográfica de gases dissolvidos (DGA) indicando aumento contínuo do teor de etano (C₂H₆).

Ação no campo : Utilizar limites dinâmicos de carga, medir o desempenho do sistema de refrigeração e registrar as horas de sobrecarga. Usar o histórico térmico real, não o tempo cronológico, para definir o intervalo de revisão do transformador .

Interromper a carga : Reduzir a carga quando a temperatura do óleo superior atingir 105 °C (imerso em óleo) ou 155 °C (resina fundida). Quando a DGA indicar sinais de produção acelerada de gás (por exemplo, duplicação do total de gases dissolvidos em 24 horas), retirar o transformador de serviço e realizar inspeção interna.

Ryan Electric: Seu Parceiro na Prevenção de Falhas

A Ryan Electric produz transformadores a seco, com impregnação a vácuo e pressão (VPI), imersos em óleo, montados em pedestal, de potência, de distribuição e compactos, com capacidade até 10 MVA e tensão até 132 kV. Cada transformador é submetido a ensaios rotineiros, de tipo e especiais em nossos laboratórios de ensaio duplos, certificados pelo CNAS, com níveis de tensão de 35 kV/110 kV, além de possuir certificações IEEE, UL, CE, ASTA e DEKRA; contamos ainda com três áreas dedicadas de ensaio para unidades em resina fundida, imersas em líquido e para subestações. Seja em centros de dados da Microsoft ou em projetos da State Grid, oferecemos a confiabilidade em que você pode confiar em mais de 50 países.

Evite atrasos na resposta a um Acionamento do relé Buchholz. Fale hoje mesmo com nossos especialistas técnicos para receber um plano de manutenção personalizado, suporte na interpretação da análise de gases dissolvidos (DGA) ou uma solução em transformadores adequada tanto à sua carga quanto às condições ambientais. Solicite já seu orçamento personalizado e mantenha-se conectado à sua infraestrutura crítica.