Manutenção de Transformadores de Média Tensão Imersos em Óleo: O Que Significam os Resultados de Gases Dissolvidos

Um resultado de análise de gases dissolvidos só se torna útil quando o padrão dos gases, sua taxa de variação, o histórico de carga do transformador e a qualidade da amostra são considerados em conjunto. Um único valor elevado pode ser um alerta inicial, resquício de um evento antigo ou um artefato introduzido durante a amostragem. Uma concentração crescente ou uma mudança repentina no padrão relativo dos gases merece mais atenção do que um resultado isolado sem uma linha de base.

No interior de um transformador de média tensão imerso em óleo, o óleo mineral e o isolamento de celulose se decompõem de formas diferentes sob calor, descarga elétrica e oxidação. Os gases resultantes se dissolvem no óleo e fornecem evidências indiretas de condições que não podem ser vistas externamente. Hidrogênio, metano, etano, etileno, acetileno, monóxido de carbono, dióxido de carbono, oxigênio e nitrogênio são normalmente analisados em conjunto, pois sua combinação é mais informativa do que qualquer gás isoladamente.

Analise a tendência antes de atribuir uma falha

Comece comparando o resultado mais recente com amostras anteriores coletadas da mesma unidade. O intervalo de amostragem deve ser conhecido, assim como se o transformador estava energizado, sua carga aproximada, a temperatura do óleo, eventos recentes de manobra e qualquer manutenção realizada antes da coleta da amostra. Um resultado obtido após processamento do óleo, complementação de óleo, transporte ou um período de desligamento pode não ser diretamente comparável a uma amostra anterior coletada com o equipamento energizado.

A taxa de geração de gases frequentemente altera a decisão de manutenção. Uma concentração moderada que permaneceu essencialmente estável ao longo de vários ciclos de teste pode exigir observação contínua. Uma concentração menor que aumenta acentuadamente em um curto intervalo pode indicar um defeito ativo. A concentração estabelece a condição a ser investigada; a tendência indica se essa condição está evoluindo.

Não calcule uma taxa de geração a partir de amostras com datas de coleta incertas, métodos de teste diferentes ou volumes de óleo inconsistentes. Uma comparação inadequada pode criar um falso alarme ou ocultar uma escalada real. Se um resultado entrar em conflito com a condição observada do transformador, obtenha uma amostra de confirmação cuidadosamente controlada antes de planejar trabalhos invasivos, a menos que a atuação da proteção, ruído anormal, atividade de pressão ou outras evidências indiquem uma falha interna urgente.

O que os principais gases indicam

Hidrogênio com pouco ou nenhum acetileno geralmente sugere descarga de baixa energia, em vez de arco elétrico severo. Quando o acetileno aparece juntamente com hidrogênio e outros gases hidrocarbonetos, a preocupação muda porque a energia envolvida pode ser maior. Essa distinção afeta a urgência de testes adicionais, restrições de carga e o planejamento de desligamento.

Metano, etano e etileno exigem cuidados semelhantes. Metano e etano são normalmente associados a falhas térmicas de menor temperatura no óleo. Uma proporção maior de etileno pode indicar uma superfície mais quente em contato com o óleo. No entanto, um padrão térmico não identifica o componente exato. Conexões frouxas dos condutores, contatos degradados do comutador de derivações, caminhos de resfriamento bloqueados, aquecimento relacionado ao fluxo magnético e correntes circulantes podem gerar gases por aquecimento. Inspeção externa e registros operacionais são necessários para delimitar a localização.

O acetileno eleva o nível de atenção

O acetileno exige análise imediata porque é gerado em temperaturas associadas ao arco elétrico. Sua presença não deve acionar automaticamente uma inspeção interna, mas deve impedir uma interpretação casual da amostra. Primeiro, determine se o acetileno estava ausente em testes anteriores, se está aumentando e se uma falha passante recente, operação do comutador de derivações ou evento de manobra poderia explicar a alteração.

O tanque principal e o comutador de derivações sob carga devem ser considerados separadamente quando seus sistemas de óleo são independentes. As operações do comutador podem gerar gases combustíveis em seu próprio compartimento de óleo. Misturar o histórico diagnóstico do comutador com o do tanque principal pode sugerir incorretamente uma falha no enrolamento ou no núcleo. Confirme o ponto de amostragem, o circuito de óleo e a configuração do equipamento antes de comparar os resultados.

Quando o acetileno está aumentando no tanque principal, revise os registros dos relés, eventos de carga, condição das buchas, conexões dos condutores e qualquer indicação de descarga interna intermitente. Repita a DGA usando uma amostra representativa do mesmo local. Se o resultado repetido confirmar o aumento, testes elétricos e de condição adicionais devem ser selecionados de acordo com a falha suspeita e a viabilidade de desligamento. O objetivo é determinar se o transformador pode permanecer em serviço sob observação ou se o dano interno está continuando.

Os gases de carbono revelam estresse no isolamento, mas lentamente

O monóxido de carbono e o dióxido de carbono se originam principalmente da degradação do isolamento de celulose. Sua interpretação difere da interpretação dos gases hidrocarbonetos porque o papel e o cartão prensado envelhecem durante um longo período, e os gases podem ser liberados gradualmente. Um alto valor de dióxido de carbono em um transformador antigo pode refletir o envelhecimento acumulado do isolamento, em vez de um ponto quente atual.

Um nível crescente de monóxido de carbono, especialmente quando acompanhado por uma alteração na relação entre monóxido e dióxido de carbono, requer um exame mais detalhado. O resultado se torna mais preocupante quando a temperatura do óleo está normal, o equipamento de resfriamento está funcionando e a tendência continua acelerando. Dados de umidade, análise de furanos quando disponível, testes dielétricos e registros de inspeção térmica podem ajudar a distinguir o envelhecimento geral do isolamento do superaquecimento localizado da celulose.

Não utilize uma relação dióxido de carbono-monóxido de carbono como uma regra isolada de aprovação ou reprovação. A relação varia com as práticas de preservação do óleo, perda de gases pela respiração, substituição de óleo, inertização com nitrogênio e a idade do papel. Trata-se de um indicador diagnóstico complementar, não de um substituto para a análise de tendências.

Erros de amostragem que distorcem o diagnóstico

Um método laboratorial tecnicamente correto não pode compensar uma amostra de óleo não representativa. A entrada de ar na seringa ou no frasco altera as leituras de oxigênio e nitrogênio e pode diluir os gases dissolvidos. Uma válvula que não foi lavada pode conter óleo estagnado da conexão de amostragem, em vez de óleo do tanque. Recipientes de amostra com vazamento, transporte prolongado sob alta temperatura, rotulagem incompleta e solvente de limpeza residual também podem comprometer o resultado.

• Utilize um dispositivo de amostragem limpo e estanque a gases, adequado para trabalhos com gases dissolvidos, e verifique se conexões e tubulações não aspiram ar.
• Lave suficientemente a conexão de amostragem para remover o óleo estagnado, evitando perda desnecessária de óleo ou derramamentos.
• Registre o ponto de amostragem, a data, a condição de carga do transformador, a temperatura do óleo quando disponível e qualquer evento operacional incomum antes de enviar a amostra.
• Mantenha as amostras repetidas consistentes: a mesma válvula de amostragem e um estado operacional comparável tornam a tendência muito mais confiável.

O oxigênio e o nitrogênio são particularmente úteis para avaliar a integridade da amostra e o comportamento de respiração do tanque. Valores inesperadamente altos podem indicar entrada de ar durante a amostragem, vazamento no sistema do conservador ou exposição recente do óleo ao ar. Por si só, eles não diagnosticam uma falha elétrica interna, mas podem explicar por que as relações entre gases parecem inconsistentes.

Utilize o contexto operacional para localizar a fonte provável

A DGA indica a energia da falha e os produtos de decomposição; raramente identifica, por si só, uma localização física precisa. Um padrão de gases térmicos que aumenta apenas durante períodos de alta carga direciona a atenção para conexões, capacidade de resfriamento, resistência de contato e caminhos condutores de corrente. Um padrão que muda após operações de derivação aponta para o circuito do comutador de derivações ou condutores relacionados. Gases que aumentam após um evento de curto-circuito exigem a análise do risco de deslocamento mecânico, bem como do estresse elétrico.

Arranjos de alimentação de reserva ou temporária também podem alterar os padrões de carga. Quando uma instalação transfere carga por meio de umGrupo Gerador Diesel de Tipo Aberto, confirme se o transformador sofreu etapas incomuns de carga, energização frequente, ajuste de tensão ou um ciclo de trabalho alterado próximo à data de amostragem. Esses eventos não explicam todo aumento de gases, mas são relevantes para distinguir um defeito interno persistente de uma resposta a condições operacionais excepcionais.

A termografia de terminações acessíveis, a inspeção do sistema de resfriamento, a verificação da operação de ventiladores e bombas, as varreduras infravermelhas de buchas e caixas de cabos, bem como os registros de manutenção do comutador de derivações, devem ser utilizados para testar a hipótese da DGA. O teste de acompanhamento selecionado deve responder a uma questão específica. Testes amplos sem uma hipótese de falha frequentemente produzem leituras não relacionadas e atrasam a decisão.

Transformando um relatório laboratorial em uma decisão de ação

Classifique o resultado por urgência, em vez de tratar todo gás anormal como uma condição de desligamento. Gases históricos estáveis, sem evidências operacionais adversas, podem permanecer sob um intervalo de amostragem reduzido. Um aumento claro em um padrão térmico exige investigação do resfriamento, da carga, dos contatos e das fontes de aquecimento localizado. Crescimento rápido de gases combustíveis, acetileno detectado recentemente, atividade de relé de proteção, alterações de pressão inexplicadas ou ruído anormal justificam uma análise imediata de engenharia e uma decisão sobre redução de carga ou retirada de serviço.

Mantenha os relatórios laboratoriais originais, cromatogramas quando fornecidos, detalhes das amostras, registros de carga e ações corretivas em um único arquivo histórico do transformador. Isso evita que um problema recorrente seja tratado como um novo evento após a troca de pessoal ou contratados. Também facilita a interpretação do próximo resultado de DGA, pois o histórico de manutenção explica se uma tendência de gases continuou, se estabilizou ou respondeu após um reparo.

A DGA é mais eficaz quando tratada como evidência que direciona a próxima inspeção, e não como um diagnóstico desvinculado do histórico operacional do equipamento. Uma amostra de confirmação limpa, uma tendência defensável e verificações de acompanhamento direcionadas fornecem uma base mais sólida para ações de manutenção do que qualquer valor isolado de gás.