Identificação de pontos quentes com o monitor DGA online OPT100
O Vaisala OPT100 foi instalado no CTM Salto Grande, na fronteira entre Argentina e Uruguai, para avaliar problemas de gaseificação em um transformador de 50/50/100 MVA, permitindo seu estudo em diferentes condições operacionais ao longo de um ano para determinar se há uma correlação entre os níveis de gases e as condições de operação, como carga e temperatura do óleo superior.
Contexto do Problema
O CTM Salto Grande instalou um transformador GSU monofásico selado OFAF de 100 MVA em 2002 e, desde sua operação, tem apresentado problemas com suspeita de superaquecimento. O etano e, em menor grau, o metano apareceram e estavam aumentando. As questões térmicas são uma preocupação específica para este transformador, pois seu óleo contém DBDS, que, em altas temperaturas, pode levar à formação de enxofre corrosivo. Praticamente nenhum hidrogênio foi encontrado, exceto por picos após a adição do passivador metálico Irgamet39 ao óleo, os quais se supunha serem causados pela formação espontânea de gases devido ao Irgamet39. O nitrogênio também estava presente no mesmo nível do ar ambiente, mas o oxigênio não foi detectado.
Visão geral do projeto
Em junho de 2017, o Vaisala OPT100 para monitoramento de gases dissolvidos (DGA) foi instalado para medir em tempo real os principais gases de falha. O monitor foi conectado ao transformador enquanto este estava energizado, pois as condições operacionais da usina hidrelétrica não permitiam paradas. Devido ao design exclusivo do OPT100, isso não foi um problema, e a instalação foi concluída em meio dia. As informações foram coletadas do OPT100 por meio de seu software integrado baseado em navegador e um modem celular.
Durante um ano, a equipe de manutenção de transformadores analisou os dados de DGA e os comparou com as condições operacionais do transformador para verificar possíveis correlações. A cada duas a três semanas, durante esse processo, o CTM Salto Grande coletava amostras de óleo para análise laboratorial e comparação.
O transformador foi desgaseificado em outubro de 2017. Durante esse processo, o OPT100 continuou medindo, enquanto amostras de laboratório eram coletadas a cada duas horas. Uma comparação entre os dois conjuntos de resultados pode ser vista na Figura 3 (pdf).
Conclusões: carga vs. gases
A Figura 4 mostra a carga do transformador e as concentrações de CO₂ no óleo, medidas pelo monitor online OPT100 e pelas referências laboratoriais, demonstrando um aumento claro de CO₂ durante períodos de alta carga. Quando a carga era menor ou variável, o CO₂ permanecia estável ou até diminuía. Isso pode indicar que, durante períodos prolongados de alta carga, há uma área mais quente dentro do transformador, causando a formação de CO₂ a partir do papel isolante ou do óleo.
A diminuição do CO₂ durante períodos de menor carga e temperatura pode estar relacionada à troca de CO₂ entre o papel e o óleo conforme a temperatura varia. Essa relação não é evidente apenas pelos dados de carga, mas fica mais clara ao incluir a estimativa do ponto quente:
T_Hot Spot ≈ T_Top Oil + H * gR * ipu², onde gR é a diferença média de temperatura entre o enrolamento e o óleo, medida na fábrica durante o FAT, e H = 2 é o fator estimado do ponto quente.
Foram testados vários modelos matemáticos usando a temperatura estimada do ponto quente: um modelo linear e outro considerando um limite de temperatura para que o ponto quente afetasse a concentração de CO₂, estimado em torno de +70°C. Mais trabalho é necessário para refinar os modelos. No entanto, a correlação não é simples, pois pode haver uma troca significativa de CO₂ ao longo do tempo, não visível em dados de apenas alguns dias.
Outra possível explicação para a diminuição do CO₂ é a saída do gás do tanque devido ao alto gradiente de pressão parcial entre o ar ambiente e o óleo, embora o transformador seja selado. No entanto, o aumento relativamente rápido dos níveis de nitrogênio após a desgaseificação indica que o transformador não é completamente hermético.
Os outros gases de falha, com exceção possivelmente do C₂H₆, não apresentaram uma correlação clara com a carga durante o período de teste. O aumento nos níveis de gás logo após a desgaseificação provavelmente ocorreu devido a gases presentes em partes do óleo que não estavam acessíveis para desgaseificação, como óleo impregnado no papel isolante ou retido em espaços confinados. Quando esse óleo se difundiu de volta no óleo tratado, os níveis de gás aumentaram.
Comparação entre o OPT100 e os testes laboratoriais
Além do tempo de resposta, as leituras do monitor foram comparadas aos resultados de DGA laboratoriais ao longo de todo o período. Para simplificação, apenas o metano é mostrado na Figura 8. A linha azul representa os dados do monitor, enquanto a área cinza indica a especificação de precisão do equipamento. As referências laboratoriais são representadas por pontos azuis.
Ao avaliar um monitor online comparando-o com referências laboratoriais, é essencial considerar a qualidade das amostras e a incerteza dos procedimentos laboratoriais. Além disso, é importante lembrar que todo método de análise, seja em laboratório ou por monitoramento online, possui suas próprias incertezas. Esses fatores devem ser levados em conta ao comparar os resultados e avaliar o desempenho do monitor.
Neste caso, como a incerteza do laboratório não era conhecida, utilizou-se uma margem de +/- 15%, com base nos exemplos médios de precisão laboratorial publicados na IEC 60567 [3]. Portanto, para comparar um laboratório com um monitoramento online de DGA, é mais relevante analisar as tendências do que os valores absolutos. Se as tendências forem semelhantes e as áreas de incerteza se sobrepuserem, pode-se concluir que os dois métodos estão amplamente de acordo.
No geral, o CTM Salto Grande ficou muito satisfeito com a correlação das leituras e está adicionando mais monitores de DGA online à sua frota para monitorar as operações dos transformadores. A coleta de amostras e os testes laboratoriais continuarão sendo realizados para alguns parâmetros específicos, como furanos e rigidez dielétrica, mas o Gerente de Manutenção da Subestação afirma que "a adição do monitoramento online de DGA e umidade nos proporcionou uma ferramenta essencial para a implementação de um programa de manutenção preditiva no CTM Salto Grande."
Umidade no óleo
A umidade no óleo do transformador varia conforme a temperatura oscila, seja devido à carga, à temperatura ambiente ou a ambos. Esse efeito foi observado neste estudo, conforme mostrado na Figura 9. A temperatura do óleo superior e a umidade no óleo (ppm) foram monitoradas ao longo de um ano, evidenciando como a umidade é liberada da superfície do papel isolante para o óleo quando a temperatura aumenta e, posteriormente, reabsorvida pelo papel quando a temperatura diminui.
No entanto, o processo de dessorção da água ocorre mais rapidamente do que a absorção, resultando em uma histerese clara quando os valores de umidade em ppm são plotados contra a temperatura do óleo superior. Isso significa que um transformador com carga variável nunca está em equilíbrio térmico.
Esse fenômeno torna desafiador definir o momento ideal para coletar uma amostra de óleo para análise de umidade em laboratório. Em uma mesma temperatura, o teor de água no óleo pode variar significativamente devido ao efeito de histerese, dependendo se a temperatura do transformador estava aumentando ou diminuindo no momento da amostragem.
Esse é um fator crucial a ser considerado ao coletar amostras de óleo para determinar a umidade na isolação sólida de um transformador com carga variável e temperatura flutuante. Além disso, é uma das principais razões pelas quais a medição contínua da umidade online é muito mais eficaz para identificar tendências de umidade no longo prazo no sistema óleo/papel. No entanto, também ressalta que, para que a análise de uma amostra de óleo seja realmente útil na avaliação da umidade do transformador, é fundamental registrar a temperatura do óleo no momento da coleta.
Conclusões
Os resultados do estudo mostraram uma correlação clara entre a carga do transformador e a concentração de CO₂. Ainda não está totalmente claro para os autores se a redução do CO₂ durante os períodos de menor carga se deve à troca de CO₂ entre o óleo e o papel isolante ou à sua possível fuga do transformador. Uma análise mais aprofundada é necessária para identificar com maior precisão a localização dos pontos quentes.
Graças ao OPT100, a CTM Salto Grande conseguiu entender melhor a causa do problema no transformador e determinar quais ações corretivas precisam ser realizadas para resolvê-lo. Testes adicionais já foram iniciados e, com o OPT100 instalado para monitoramento contínuo, os gases – e o risco de que um ponto quente se transforme em uma falha mais grave – agora estão sendo acompanhados e controlados de forma mais eficiente.
Nota de rodapé
Ao ser questionado sobre o desempenho do OPT100, Eduardo Briosso, Gerente de Manutenção de Ativos da CTM, afirmou: “Mais de dois anos após a instalação, não tivemos nenhum problema com o equipamento – nenhuma intervenção do usuário foi necessária e nenhum consumível foi utilizado.”
Baixe o caso em PDF abaixo para visualizar as Figuras 1-10.