Numa máquina rotativa, o que falha é o isolamento, e é por isso que a maior parte deste material trata de descargas parciais. O vídeo resume seis webinars técnicos sobre motores e geradores, o barramento blindado que os liga ao transformador e o que os ciclos das renováveis estão a fazer aos transformadores de central.
Ideias-chave
- As sondas RTD já instaladas no enrolamento do estator servem também para detetar descargas parciais, e comparar as suas leituras permite localizar o defeito.
- No barramento blindado, um sensor de corrente no percurso de terra trabalha ao potencial de terra e indica de que lado da junção vem a descarga.
- Num caso real, a descarga estava a aumentar há pelo menos dois meses antes do primeiro disparo por temperatura.
- No armazenamento com baterias e na eólica, o transformador já não tem uma carga estável, mas sim um ciclo, e cada parte do ciclo ataca algo diferente.
- A humidade passa entre o papel e o óleo com a temperatura: o mesmo transformador marca 10 ppm a frio e mais de 100 a quente.
Descargas parciais: uma corrente minúscula numa janela estreita
Uma descarga numa cavidade provoca uma pequena queda de tensão na amostra, e a carga que a repõe é um impulso de corrente de alta frequência. É esse impulso que o instrumento mede realmente. Os trabalhos publicados situam a melhor deteção entre 30 kHz e 30 MHz; acima de 30 MHz, só uma pequena fração do sinal continua disponível. A banda importa mais do que a sensibilidade: escutar na janela errada não encontra nada, por melhor que seja o instrumento.
Os sensores já estão no enrolamento
A ideia que atravessa três destas sessões é que as sondas RTD do estator, os detetores de temperatura embutidos no enrolamento, funcionam também como sensores de descargas parciais. São mais sensíveis do que um condensador de acoplamento, porque o elemento cobre um troço de enrolamento, enquanto um condensador de acoplamento é uma medida pontual. O método não mexe na cablagem das RTD, pelo que a medida de temperatura não é afetada, e existem normalmente duas a seis RTD por fase, consoante a dimensão da máquina. As regras de reconhecimento de padrões desenvolvidas para os condensadores de acoplamento continuam a aplicar-se; só a sensibilidade é diferente.
A leitura mais alta é a mais próxima do defeito
Isto dá algo que os ensaios convencionais dificilmente conseguem: a localização. Mede-se em cada RTD à volta do estator, comparam-se as amplitudes ranhura a ranhura, localiza-se o defeito junto da que dá a leitura mais alta, acompanha-se a tendência dessa ranhura ao longo do tempo e atua-se antes da paragem, não durante. A alternativa convencional é uma sonda de efeito coroa, que exige abrir a máquina e só chega à zona a que se consegue aceder fisicamente.
O barramento blindado: nada se mexe, então porquê vigiá-lo?
É um sistema inerte, sem partes móveis, que é a objeção habitual. Mas as ligações aparafusadas sofrem ciclos térmicos todos os dias em que a central funciona. As ligações soltas resultam dos ciclos térmicos e de um aperto incorreto; as junções de alta resistência, de películas superficiais, óxidos ou perda do revestimento metálico; as ligações flexíveis são a localização habitual; as fissuras nas juntas de dilatação deixam entrar humidade. E cerca de três quartos das falhas neste equipamento estão relacionadas com o isolamento.
O sensor utilizado é engenhoso. Um sensor de corrente no percurso de terra capta impulsos de alta frequência na superfície metálica do invólucro. Fica ao potencial de terra, pelo que a sua instalação não implica risco de alta tensão, é não invasivo (sem qualquer alteração ao próprio barramento), e a polaridade do impulso distingue o lado da máquina do lado do barramento. Combina-se com medidas de temperatura, humidade e pressão na cápsula.
Um caso: dois meses de aviso na descarga
Um seccionador era monitorizado por descargas parciais e por temperatura. Houve dois disparos quando a temperatura ultrapassou o seu valor de referência, mas a subida acentuada da descarga tinha começado pelo menos dois meses antes. A falha ocorreu nos cantos, devido ao efeito pelicular. A temperatura confirmou-a; a descarga previu-a.
O transformador elevador: o que não se troca numa semana
O transformador elevador do gerador é tratado de forma diferente de um transformador de rede porque não pode ser substituído à pressa e nunca descansa. O óleo está em contacto com todos os componentes da parte ativa, pelo que os gases informam sobre todos eles, e uma subida súbita dos gases dissolvidos é o melhor indicador de um defeito incipiente. Cerca de 90 % do tempo, a máquina comporta-se de forma perfeitamente normal; os outros 10 % são a razão de ser do monitor, e uma vigilância apertada pode mantê-la em serviço até uma paragem programada. Por uma questão de custo, as sessões recomendam um monitor de um ou dois gases em toda uma frota, em vez de um analisador completo numa única máquina.
Ciclos das renováveis: cada esforço ataca algo diferente
Um transformador numa instalação de armazenamento com baterias ou eólica já não tem um perfil de carga estável. Tem um ciclo de funcionamento:
| Esforço | O que ataca |
|---|---|
| Ciclos térmicos | envelhecimento do isolamento |
| Harmónicos | aquecimento por correntes de Foucault, aquecimento adicional |
| Migração da humidade | redução da rigidez dielétrica |
| Defeitos passantes | deslocamento mecânico dos enrolamentos |
| Rampas rápidas | fadiga térmica |
| dV/dt elevado | esforço no isolamento |
Os transformadores convencionais foram concebidos para uma carga relativamente estável; estes ciclos de funcionamento são fundamentalmente diferentes.
Porque é que a amostra engana: 10 ppm a frio, 137 a quente
Quase toda a água está no isolamento sólido, não no óleo, e o aquecimento expulsa-a do papel para o óleo. Uma máquina de 50 MVA pode marcar 10 ppm a 20 °C e 137 ppm a 80 °C: a água não mudou, só a temperatura. É por isso que os operadores veem picos de ppm em carga depois de uma amostra a frio “segura”. A saturação relativa medida em linha tem em conta a temperatura automaticamente; um valor de ppm de laboratório não.
O que corre mal na prática
- Tratar um transformador sujeito a ciclos de renováveis como um convencional.
- Confiar apenas nos indicadores de temperatura do óleo e do enrolamento, com pouca visibilidade do ponto quente.
- Ignorar os harmónicos: sobreaquecimento oculto e envelhecimento acelerado.
- Limiares de alarme estáticos: alarmes intempestivos ou eventos não detetados.
- Ausência de dados de referência do comissionamento, o que impede qualquer tendência a longo prazo.
Em que concordam as seis sessões
- Nas máquinas rotativas falha o isolamento, pelo que a descarga é a medida.
- Escutar na janela de frequência certa, ou o instrumento não encontra nada.
- Muitas vezes, os sensores já estão instalados: utilizar as RTD do estator.
- O barramento blindado não é inerte: as ligações aparafusadas sofrem ciclos todos os dias.
- Os ciclos das renováveis são um problema diferente, não um problema menor.
Equipamentos relacionados
O monitor de máquinas rotativas RMM da Dynamic Ratings e o PD Profiler monitorizam as descargas parciais em serviço; o resto da gama está em deteção de descargas parciais. Para transformadores elevadores, veja o monitor de transformadores E3 e o sensor de hidrogénio GRIDSCAN5000. Para falar sobre a sua central, contacte os nossos engenheiros.