Guia de manutenção e operação de grandes transformadores de potência: Melhores práticas de 100 MVA 132/22 kV, parte 4

1. O papel da manutenção do transformador na confiabilidade do transformador

 

 

Na prática, a manutenção do transformador é muitas vezes mal interpretada como um trabalho de inspeção de rotina. Em ambientes reais de engenharia, ele se comporta mais como um processo contínuo de controle de risco do que como uma tarefa agendada.

Para grandes unidades de transformadores de potência, como sistemas de 100 MVA 132/22 kV, isso se torna ainda mais óbvio na prática de manutenção de transformadores de potência. Esses transformadores geralmente operam sob condições de carga de longa duração, muitas vezes próximas dos limites do projeto, dependendo da demanda da rede ou do data center. Nesses casos, pequenos desvios no comportamento térmico ou de isolamento podem evoluir gradualmente para falhas no transformador e exigir a detecção precoce de falhas no transformador.

A partir da experiência de campo, a manutenção de transformadores elétricos tem menos a ver com "encontrar problemas" e mais com a prevenção de que pequenas anormalidades se tornem causas de falhas de transformadores de potência, que é um conceito-chave no diagnóstico de falhas de transformadores e na análise de falhas de transformadores.

 

Para construir uma compreensão completa do gerenciamento do ciclo de vida do transformador, você também pode explorar:

• Guia de pré-instalação e inspeção do transformador (parte 1)
• Guia de instalação da bucha do transformador (parte 2)
• Guia de diagnóstico e solução de problemas de falhas do transformador (Parte 3)

 

2. Operação Diária e Monitoramento de Transformadores de Potência

 

A operação estável do transformador depende de uma combinação de controle de carga, comportamento térmico e monitoramento das condições de isolamento. Este é o núcleo da prática moderna de monitoramento da condição do transformador. Na maioria das subestações, os operadores dependem fortemente de sistemas on-line, mas a interpretação ainda requer julgamento de engenharia para a solução adequada de problemas do transformador.

Principais parâmetros de monitoramento operacional

Em muitos casos de campo, o comportamento da temperatura é mais informativo que a carga absoluta. Uma carga estável com aumento lento de temperatura muitas vezes sugere ineficiência de resfriamento, enquanto picos rápidos de temperatura podem indicar um-estágio inicial de diagnóstico de falha interna do transformador relacionado ao desenvolvimento de problemas internos do transformador.

3. Lista de verificação de manutenção de rotina do transformador

 

A execução rotineira da lista de verificação de manutenção de transformadores geralmente é de onde vem a maior parte dos ganhos de confiabilidade-de longo prazo, embora muitas vezes seja subestimada na prática de manutenção de transformadores.

3.1 Manutenção do Respirador (Controle de Umidade)

Durante a substituição do respiro, o relé Buchholz geralmente é colocado no modo de alarme para evitar disparos indesejados. Se existir um comutador-em carga, os ajustes do AVC também poderão precisar de coordenação com o controle de despacho.

Após a manutenção, a estabilidade do fluxo de ar e a integridade da vedação devem ser confirmadas. Esta etapa é frequentemente ignorada na solução de problemas do transformador, embora afete diretamente o risco futuro de entrada de umidade.

 

3.2 Cooling System Maintenance

Os sistemas de resfriamento estão diretamente ligados ao comportamento de superaquecimento do transformador, especialmente sob condições de carga contínua em cenários de manutenção de transformadores de potência.

Quando indicadores como luzes de status do ventilador, disjuntores, relés térmicos ou contatores falham, geralmente é necessária a substituição. É preferível-embora nem sempre seja possível-usar componentes idênticos para manter a consistência do sistema.

Após a substituição, a verificação é mais importante do que a instalação em si. A fiação correta, a comutação automática adequada e a resposta estável do ventilador ou da bomba devem ser confirmadas antes de retornar ao serviço.

Pela experiência, muitas causas de falhas de transformadores começam silenciosamente no sistema de resfriamento, e não dentro dos enrolamentos, o que é um ponto-chave no diagnóstico de falhas do transformador.

 

3.3 Poço de Petróleo e Sistema de Proteção contra Incêndio

Os poços de petróleo são frequentemente ignorados até que ocorra uma falha. Na realidade, fazem parte da barreira de primeira resposta para cenários de incêndio em transformadores e também estão indiretamente relacionados com a gestão do risco de fuga de óleo do transformador.

A limpeza regular é necessária para evitar o acúmulo de detritos e acúmulo de água. Mesmo pequenas lacunas de manutenção aqui podem aumentar o risco de escalada de incêndio quando combinadas com condições de vazamento de óleo.

 

3.4 Procedimento de Manuseio de Gás do Relé Buchholz

 

 

A operação do relé de gás é um daqueles sinais que sempre requer interpretação cuidadosa na prática de detecção de faltas em transformadores.

O volume de gás e o tempo de liberação devem sempre ser registrados. Após a ventilação, a válvula deve estar bem fechada. Na prática, pequenos problemas de vedação aqui podem criar alarmes repetidos enganosos durante a solução de problemas do transformador.

Se for necessária amostragem de gás, devem ser usados ​​conectores selados dedicados. O teste de chama aberta perto de saídas de gás é estritamente evitado em todas as condições de campo.

Quando nenhum sistema de coleta de gás estiver disponível, a operação no modo de sinal temporário é usada durante a ventilação. Esta etapa oferece suporte a operações mais seguras de diagnóstico de falhas do transformador.

 

4. Manutenção do sistema de aterramento, proteção e segurança

 

Teste de corrente de aterramento do núcleo do transformador e braçadeira

O teste de corrente de aterramento normalmente é realizado uma vez por ano para equipamentos de classe-de 110 kV e faz parte da prática padrão de monitoramento da condição do transformador.

Se a corrente de terra exceder cerca de 100 mA, geralmente é tratada como um indicador anormal que requer um diagnóstico mais profundo de falha do transformador, em vez de uma classificação imediata de falha.

Anormalidades no sistema de proteção contra raios e aterramento

Essas condições são frequentemente associadas a modos avançados de falha de transformadores e podem exigir ações imediatas de solução de problemas do transformador.

 

5. Termografia infravermelha e monitoramento de condições

 

A inspeção infravermelha é amplamente usada em sistemas modernos de monitoramento de condições de transformadores porque fornece uma visão não{0}invasiva da integridade do transformador.

Na prática, pontos quentes anormais nem sempre indicam falha imediata, mas geralmente sinalizam superaquecimento-do transformador em estágio inicial ou condições de conexão solta que exigem diagnóstico adicional de falha do transformador.

 

6. Manutenção do sistema de monitoramento on-line

 

Os sistemas de monitoramento on-line, especialmente os sistemas de transformadores de análise de gases dissolvidos, exigem operação estável para permanecerem significativos na estratégia de detecção de falhas do transformador.

7. Anormalidades operacionais e indicadores de alerta precoce

 

É aqui que a detecção de falhas em transformadores se torna mais valiosa em ambientes reais de engenharia.

Os primeiros indicadores típicos incluem aumento lento de temperatura (ligado ao superaquecimento do transformador), pequeno desvio no nível de óleo (às vezes relacionado ao vazamento de óleo do transformador) e alarmes intermitentes de gás detectados através do monitoramento do transformador de análise de gás dissolvido.

Esses sinais são frequentemente analisados ​​através da lógica de diagnóstico de falhas do transformador, em vez de decisões de desligamento imediato.

 

8. Conclusão: Manutenção como Controle Contínuo de Riscos

 

A manutenção do transformador deve ser vista como um controle contínuo de riscos, e não como uma manutenção periódica.

Quando a manutenção do transformador, o monitoramento térmico e o diagnóstico de falhas do transformador são combinados de forma eficaz, as falhas mais graves podem ser previstas ou mitigadas.

Em sistemas de engenharia reais, a confiabilidade raramente é o resultado de uma única ação. Geralmente é o acúmulo de muitas pequenas decisões de manutenção tomadas corretamente ao longo do tempo.