Aumento dos níveis de gás em um transformador de potência de 132 kV: o que você deve verificar?

O aumento dos níveis de gases em um transformador de potência de 132 kV pode indicar o desenvolvimento de falhas térmicas ou elétricas — mas um único resultado de análise de gases dissolvidos (DGA) raramente conta toda a história. Para as equipes de manutenção pós-venda, a questão imediata é prática: o transformador pode continuar em serviço enquanto a investigação é realizada ou as evidências justificam uma intervenção urgente?

A resposta depende de quais gases estão aumentando, da rapidez com que estão mudando e do que mais está acontecendo no transformador. Um resultado laboratorial suspeito merece atenção, mas não constitui automaticamente um diagnóstico. Antes de decidir sobre ações corretivas, analise em conjunto a qualidade da amostragem, o histórico operacional, o desempenho do sistema de resfriamento e as indicações das proteções.

Antes de interpretar o relatório, verifique se há risco operacional imediato

Não comece pelas relações entre gases se o transformador já apresentar sinais de anomalia. Consulte o registro de eventos da sala de controle e converse com o operador. Um aumento de gases acompanhado pelo disparo do relé Buchholz, pela atuação da proteção de pressão súbita ou da proteção diferencial, por ruído anormal, fumaça ou um grande vazamento de óleo representa uma situação diferente de um alerta laboratorial isolado.

Se alguma proteção tiver atuado ou houver suspeita de uma falha interna ativa, siga os procedimentos de emergência do local e envolva os especialistas responsáveis pelas proteções e pelo transformador. Não rearme as proteções nem reenergize o equipamento apenas porque um resultado posterior de DGA parece menos preocupante.

Antes de prosseguir com a investigação de rotina, determine o seguinte:

• Se houve alarmes de proteção, temperatura, nível de óleo ou sistema de resfriamento.
• Se o transformador está operando com carga incomum ou passou por uma sobrecarga recente.
• Se as indicações de temperatura do óleo e dos enrolamentos são confiáveis e estão dentro dos limites operacionais aprovados.
• Se o aumento mais recente de gases é gradual, está acelerando ou está associado a um evento específico.

A amostragem e a inspeção devem seguir os procedimentos aprovados para equipamentos de alta tensão energizados. Nunca abra tampas, afrouxe conexões ou acesse componentes internos como forma informal de diagnóstico.

Certifique-se de que o aumento seja do transformador — e não do processo de amostragem

Uma equipe de manutenção pode perder um tempo valioso investigando uma falha que existe apenas no registro da amostra. Antes de interpretar uma mudança, compare o novo relatório com os resultados anteriores do mesmo compartimento de óleo e ponto de amostragem.

Verifique a identificação do equipamento, a data da amostra, as unidades dos gases, o método laboratorial e o tipo de fluido. Confirme se o resultado veio do tanque principal, de um compartimento separado do comutador sob carga (OLTC) ou de um monitor on-line. Essas fontes não são intercambiáveis.

Em seguida, revise como a amostra foi coletada. A válvula foi purgada adequadamente? Foi utilizado um recipiente aprovado e estanque a gases? Havia bolhas de ar? A amostra foi submetida a atrasos desnecessários ou a manuseio inadequado? Mudanças na técnica de amostragem podem comprometer as comparações, especialmente em baixas concentrações.

Se o resultado for inesperado e não houver sinais de alerta que o corroborem, providencie prontamente uma amostra de confirmação seguindo o procedimento de amostragem do local, em conformidade com a IEC 60475 ou norma equivalente aplicável. Sempre que possível, mantenha o mesmo ponto de amostragem e método laboratorial. No entanto, não adie uma ação operacional urgente apenas para obter uma segunda amostra quando eventos de proteção ou condições que estejam piorando rapidamente já indicarem um risco significativo.

Considere tudo o que alterou a linha de base do óleo

A substituição ou complementação do óleo, a filtragem, a desgaseificação a vácuo e os reparos podem alterar as concentrações de gases dissolvidos. Uma redução após o tratamento não prova que a fonte da falha tenha desaparecido; a geração de gases pode recomeçar posteriormente.

Registre essas atividades junto com o histórico de DGA. Verifique também se o líquido isolante é óleo mineral ou éster natural. A composição química do fluido afeta a geração e a interpretação dos gases, portanto, os critérios para óleo mineral não devem ser aplicados sem ressalvas a equipamentos preenchidos com éster.

Quais gases estão aumentando — e o que esse padrão pode significar?

Analise o padrão completo de gases em vez de tratar um único gás como um rótulo de falha. As associações a seguir ajudam a orientar a investigação, mas nenhuma delas, por si só, determina a localização ou a gravidade de uma falha.

Um aumento novo e confirmado de acetileno no óleo do tanque principal exige uma avaliação especializada rápida, especialmente se houver aumento de hidrogênio ou indicações de proteção. No entanto, declarar “arco elétrico interno” com base em uma única medição de traços não é uma prática sólida. Também é necessário considerar gases residuais de um evento anterior, contaminação da amostra e a configuração dos compartimentos de óleo.

Da mesma forma, a relação entre dióxido de carbono e monóxido de carbono não deve ser usada isoladamente para diagnosticar o superaquecimento do papel. A idade do isolamento, o processamento do óleo, a exposição ao oxigênio e a composição química do fluido podem influenciar o quadro. O ensaio de furanos pode fornecer evidências complementares sobre o estado da celulose, mas sua interpretação também depende do histórico do óleo e dos materiais isolantes.

Em um transformador de potência de 132 kV, a tendência muitas vezes importa mais do que um resultado isolado

Uma concentração de gases relativamente alta que permaneceu estável por anos pode representar uma condição histórica. Uma concentração mais baixa que aumenta acentuadamente em um curto intervalo pode indicar um problema ativo em desenvolvimento. Tanto o nível absoluto quanto a taxa de variação são importantes.

Para amostras comparáveis, calcule a variação média da concentração:

Taxa média de variação = (concentração mais recente − concentração anterior) ÷ dias decorridos.

Se um gás aumentar de 40 ppm para 100 ppm em 30 dias, o aumento médio será de 2 ppm por dia. Esse cálculo descreve a tendência observada; não é um limite universal de alarme nem uma medição direta da geração total de gases.

Interprete a taxa com cuidado. Intervalos de amostragem desiguais podem ocultar uma aceleração. O tratamento do óleo, a perda de fluido, a liberação de gases para um espaço de cabeça e as mudanças na temperatura do óleo podem afetar as concentrações medidas. Uma diferença próxima da incerteza laboratorial não deve ser tratada como uma taxa precisa de geração.

Utilize os critérios aplicáveis da concessionária, as orientações do fabricante e normas atuais, como IEC 60599 ou IEEE C57.104, dentro do escopo declarado. A classe de tensão, por si só, não fornece um limite universal seguro para gases. O histórico de carga, o líquido isolante, o projeto do transformador e a condição de referência são todos relevantes.

Relacione a tendência dos gases ao que aconteceu no local

O registro de investigação mais útil apresenta os resultados de DGA e os eventos operacionais em uma única linha do tempo. Trace os gases relevantes em relação à carga, à temperatura ambiente, à temperatura do óleo na parte superior do tanque, à indicação da temperatura dos enrolamentos, ao estado do sistema de resfriamento e à atividade do comutador. Procure uma mudança que tenha começado antes — e não apenas depois — do aumento dos gases.

Resfriamento e carga: vá além do indicador de temperatura

Verifique a disponibilidade de ventiladores e bombas, as configurações de partida automática, as fontes de alimentação dos controles, os contatores e o histórico de alarmes. Quando houver circulação forçada de óleo, verifique a circulação efetiva por meio de métodos aprovados, em vez de presumir que um motor em funcionamento comprova um fluxo adequado.

Inspecione obstruções ao fluxo de ar dos radiadores, incrustações, vazamentos e posições incorretas das válvulas. Um banco de radiadores isolado após a manutenção pode reduzir silenciosamente a capacidade de resfriamento. Temperaturas ambientes elevadas, sobrecarga prolongada ou carga harmônica anormal podem agravar o problema.

Sempre que possível, compare as leituras de temperatura com referências calibradas. Um sensor defeituoso pode ocultar um superaquecimento, enquanto uma leitura normal da temperatura do óleo na parte superior do tanque não exclui um ponto quente localizado em uma conexão interna. Os indicadores de temperatura dos enrolamentos podem estimar, em vez de medir diretamente, o ponto mais quente.

Conexões, buchas e atividade do comutador

Verifique os terminais e as buchas acessíveis quanto a sinais de aquecimento, vazamento, descoloração ou padrões térmicos anormais. A termografia deve ser realizada a distâncias seguras e de acordo com os procedimentos aprovados do local. O aquecimento externo pode revelar um problema de conexão, mas não descarta uma falha interna.

No caso do OLTC, verifique o número de operações, a manutenção recente, os alarmes de comutação e se o sistema de óleo é separado do tanque principal. Em determinados projetos de OLTC, é esperado que a comutação gere gases; a presença desses gases no tanque principal exige uma explicação, não a suposição de que o resultado seja inofensivo.

Falhas passantes recentes, eventos de descargas atmosféricas, distúrbios de comutação e vibrações anormais também devem constar da linha do tempo. Esses detalhes ajudam os especialistas a decidir se são necessários ensaios elétricos adicionais ou uma inspeção interna.

Escolha a próxima ação com base no conjunto das evidências

As decisões de manutenção devem ser proporcionais ao risco, e não determinadas por um único sinal laboratorial codificado por cores. Utilize três caminhos práticos, cabendo ao proprietário do ativo e ao pessoal técnico autorizado tomar as decisões finais.

• Mudança confirmada, mas lenta, sem anomalias que a corroborem: considere manter o equipamento em operação sob um plano de monitoramento aprovado. Defina o próximo intervalo de amostragem de acordo com a tendência e as orientações aplicáveis, e especifique qual mudança acionará o escalonamento.
• Mudança persistente ou acelerada, com possíveis evidências térmicas: investigue prontamente o resfriamento e as condições de carga. Enquanto a causa é avaliada, pode ser apropriado reduzir a carga com autorização, monitorar a temperatura mais de perto, repetir a DGA e solicitar uma avaliação especializada.
• Aumento rápido de gases, padrões de descarga preocupantes ou atuação de proteções: solicite imediatamente uma avaliação operacional e de engenharia. Pode ser necessário desligar ou isolar o equipamento de acordo com os procedimentos do local; não se deve presumir que seja aceitável mantê-lo em operação.

Os ensaios adicionais devem responder a uma pergunta definida. Dependendo das evidências, os especialistas podem recomendar ensaios de umidade e qualidade do óleo, medições de capacitância e fator de dissipação das buchas, resistência dos enrolamentos, avaliação do isolamento ou investigação direcionada de descargas parciais. Muitos ensaios exigem uma parada e condições controladas; solicitar todos os ensaios disponíveis raramente melhora o diagnóstico.

A DGA on-line pode ser útil quando uma tendência em desenvolvimento exige observação mais frequente, mas confirme quais gases o monitor mede e verifique seu estado de calibração. Um monitor que mede apenas hidrogênio não fornece o mesmo quadro de diagnóstico que uma análise laboratorial de múltiplos gases.

Feche o ciclo: comprove que a intervenção funcionou

Após reparar os controles de resfriamento, corrigir conexões, alterar as condições operacionais ou concluir trabalhos internos, estabeleça uma linha de base pós-intervenção documentada. A amostragem de acompanhamento deve mostrar se a tendência dos gases se estabiliza, continua ou acelera. Se houver desgaseificação, diferencie a remoção imediata dos gases da taxa subsequente de novo acúmulo.

Para o planejamento de substituição ou modernização, o Transformador Imerso em Óleo de 110 kV da Jinshida Electric Power Technology Co., Ltd. oferece uma referência relevante de equipamento imerso em óleo utilizado em subestações, sistemas industriais e conexões de energia renovável à rede. Ele não é automaticamente intercambiável com uma unidade de 132 kV: a tensão do sistema, a tensão máxima do equipamento, a coordenação do isolamento, a capacidade, a configuração de resfriamento e a seleção do líquido exigem confirmação específica para cada projeto.

Forneça ao fabricante ou à equipe de serviço um conjunto conciso de evidências: dados da placa de identificação, detalhes dos compartimentos, tipo de fluido, histórico completo de DGA, registros de amostragem, tendências de carga e temperatura, eventos de proteção e histórico de manutenção. Isso é muito mais útil do que encaminhar um único relatório marcado como “alto teor de gases”.

O objetivo não é simplesmente reduzir um valor. É determinar se existe uma falha ativa, controlar o risco operacional e verificar se o trabalho corretivo tratou a causa. Para as equipes de pós-venda responsáveis por um transformador de potência de 132 kV, essa abordagem baseada em evidências torna a próxima decisão mais clara — e mais fácil de justificar.