Como detectar o envelhecimento em um transformador imerso em óleo?

Transformadores imersos em óleo são ativos críticos e de longa duração em sistemas de energia elétrica. No entanto, como todos os equipamentos, eles passam por processos de envelhecimento que podem comprometer a confiabilidade e a segurança. A detecção proativa do envelhecimento é essencial para manutenção informada, planejamento de extensão de vida e prevenção de falhas catastróficas.
Por que detectar o envelhecimento?
Os principais materiais isolantes dentro de um transformador imerso em óleo são o óleo isolante e o isolamento sólido à base de celulose (papel, papelão prensado). O envelhecimento degrada esses materiais, reduzindo sua rigidez dielétrica e integridade mecânica. A degradação descontrolada pode levar à redução da capacidade de carga, descargas parciais e, por fim, falha dielétrica.

Principais métodos de detecção:

Análise de óleo isolante (fluido diagnóstico primário):

Análise de Gás Dissolvido (DGA): Esta é a base do monitoramento das condições do transformador. À medida que os materiais isolantes se degradam térmica e eletricamente, eles geram gases característicos dissolvidos no óleo. Os principais gases incluem:

Hidrogênio (H?): Indicador geral de descarga parcial ou falhas térmicas.

Metano (CH?), Etano (C?H?), Etileno (C?H?): Indicam principalmente a degradação térmica do óleo (baixa, média e alta temperatura, respectivamente).

Acetileno (C?H?): Forte indicador de arco ou falhas térmicas de temperatura muito alta (> 700°C).

Monóxido de Carbono (CO) e Dióxido de Carbono (CO?): Indicadores primários de degradação do isolamento de celulose (papel), especialmente envelhecimento térmico e superaquecimento. Aumento de CO/CO? os níveis são marcadores significativos de envelhecimento.

Análise de compostos furânicos: A degradação do isolamento de celulose produz compostos químicos específicos chamados furanos (por exemplo, 2-furfuraldeído). A medição da concentração de furano no óleo fornece uma avaliação direta e quantitativa do grau de perda de polimerização (DP) no papel, que se correlaciona diretamente com sua resistência mecânica e dielétrica restante.

Acidez (Número de Neutralização): O envelhecimento do óleo e da celulose produz subprodutos ácidos. Um número de acidez crescente acelera a degradação do óleo e do papel, formando um ciclo de feedback. Monitorar a acidez é crucial.

Teor de umidade: A água é um potente acelerador do envelhecimento da celulose e reduz a rigidez dielétrica. Monitorar os níveis de umidade no óleo (e estimar os níveis no isolamento sólido) é vital. O papel envelhecido também libera água ligada.

Resistência dielétrica / Tensão de ruptura: mede a capacidade do óleo de suportar estresse elétrico. Contaminação e subprodutos do envelhecimento podem diminuir esse valor.

Tensão Interfacial (IFT): Mede a presença de contaminantes polares e subprodutos solúveis do envelhecimento no óleo. Um IFT decrescente indica contaminação e/ou degradação avançada do óleo.

Testes elétricos:

Fator de Potência / Fator de Dissipação (Tan Delta): Mede as perdas dielétricas no sistema de isolamento (óleo e sólido). Um fator de potência crescente indica deterioração da qualidade do isolamento devido à umidade, contaminação ou envelhecimento de subprodutos, aumentando a condutividade.

Resistência ao enrolamento: embora sejam usadas principalmente para detectar problemas de contato, mudanças significativas ao longo do tempo podem, às vezes, estar correlacionadas à degradação.

Análise de Resposta de Frequência (FRA): Detecta principalmente deformação mecânica (deslocamentos, frouxidão) dentro da estrutura do enrolamento. Embora não seja uma medida direta de envelhecimento químico, o envelhecimento severo pode afetar a integridade mecânica, potencialmente detectável pela FRA.

Corrente de Polarização/Despolarização (PDC) / Medição de Tensão de Recuperação (RVM): Essas técnicas avançadas de resposta dielétrica fornecem informações detalhadas sobre o teor de umidade e o estado de envelhecimento do isolamento de celulose, complementando a análise de furano.

Registros de inspeção física e manutenção:

Inspeção visual (interna quando possível): durante inspeções internas (por exemplo, após o processamento do óleo ou para reparo), o exame direto do núcleo, enrolamentos e elementos estruturais pode revelar sinais físicos de envelhecimento, como papel quebradiço, depósitos de lodo, corrosão ou rastreamento de carbono.

Inspeção do óleo: verificações visuais do óleo quanto à clareza, cor (o escurecimento pode indicar envelhecimento) e presença de sedimentos ou lodo.

Histórico de carga: a revisão de perfis históricos de carga, particularmente períodos de sobrecarga, fornece contexto para o estresse térmico experimentado pelo isolamento.

Registros de temperatura operacional: altas temperaturas operacionais sustentadas aceleram significativamente a taxa de envelhecimento da celulose.

Uma abordagem integrada é essencial:

Nenhum teste fornece uma imagem completa do estado de envelhecimento de um transformador imerso em óleo. A detecção eficaz depende de uma estratégia de monitoramento baseada em condições:

Linha de base: Estabeleça valores iniciais por meio de testes abrangentes após o comissionamento ou serviço importante.

Tendências: Realize testes regulares (especialmente DGA, furanos, umidade, acidez, fator de potência) e analise os resultados ao longo do tempo. Desvios significativos da linha de base ou tendências estabelecidas são indicadores críticos de envelhecimento.

Correlação: Resultados de referência cruzada de diferentes testes. Por exemplo, aumento de CO/CO? e o aumento dos furanos confirma fortemente a degradação da celulose. Alta umidade combinada com alta acidez acelera o envelhecimento.

Análise especializada: a interpretação de conjuntos de dados complexos, especialmente padrões DGA e resultados combinados, requer experiência. Os padrões da indústria (IEC, IEEE, CIGRE) fornecem diretrizes, mas o contexto é fundamental.

A detecção do envelhecimento em transformadores imersos em óleo é um processo multifacetado centrado em análises regulares e sofisticadas de óleo (DGA, furanos, umidade, acidez) apoiadas por diagnósticos elétricos importantes (fator de potência, resposta dielétrica) e dados contextuais (carga, temperatura, inspeções). Ao implementar e desenvolver sistematicamente esses métodos, os operadores podem avaliar com precisão a condição de seus ativos, tomar decisões informadas sobre manutenção (como recondicionamento ou secagem de óleo), gerenciar riscos e otimizar a vida útil restante desses componentes vitais da rede elétrica. O monitoramento vigilante é a chave para garantir a confiabilidade e a segurança contínuas dos transformadores imersos em óleo envelhecidos.