Entendendo os níveis de emergência em falhas do transformador: Informações básicas para equipes de manutenção

A detecção de falhas em transformadores evoluiu significativamente ao longo do último século, desde o rudimentar relé Buchholz da década de 1920 até os sofisticados sistemas de análise de gás dissolvido on-line (DGA) atuais. Embora esses avanços tecnológicos tenham melhorado muito nossa capacidade de monitorar a integridade dos transformadores, também introduziram um desafio: compreender o verdadeiro nível de emergência quando um alarme é acionado.

Para as equipes de manutenção, esse desafio está longe de ser acadêmico. A classificação incorreta das falhas dos transformadores tem sérias implicações tanto para os custos operacionais como para a segurança. Quando um problema menor é erroneamente classificado como crítico, os recursos são desperdiçados em respostas de emergência desnecessárias. Por outro lado, quando uma falha grave é subestimada, uma falha catastrófica pode levar a perda total do transformador, a danos colaterais e a riscos de segurança para o pessoal.

Os impactos financeiros dessas classificações incorretas são substanciais. As respostas de emergência desnecessárias podem custar dezenas de milhares de dólares por incidente, enquanto uma falha catastrófica do transformador pode custar milhões.

O desafio de classificação da manutenção

As equipes de manutenção responsáveis pelas frotas de transformadores enfrentam vários cenários comuns que destacam a dificuldade de classificar com precisão as falhas. Uma situação típica envolve receber um alarme de um sistema de monitoramento de hidrogênio sem uma indicação clara da gravidade da falha. Sem dados adicionais, as equipes de manutenção recorrem frequentemente para respostas conservadoras, tratando muitos alarmes como potencialmente graves.

Os detectores de falhas tradicionais contribuem para esse desafio devido às suas limitações inerentes. Embora econômicos, os monitores apenas de hidrogênio detectam uma ampla gama de falhas sem distinguir sua natureza ou gravidade. Os detectores de gás composto são igualmente limitados em sua capacidade de distinguir entre tipos de falhas. Os monitores existentes do tipo detector de falhas capazes de detectar acetileno - o indicador crítico de falhas de arco voltaico de alta energia - têm baixa sensibilidade (>3 ppm), que está acima do limiar de 2 ppm recomendado pelo Boletim Técnico 783 do CIGRE.

Essas limitações levam à "fadiga dos falsos alarmes". Tal como referido na norma TB 783 do CIGRE, "esses falsos alarmes devidos a gases dispersos serão muito mais frequentes do que os alarmes reais de arco voltaico. Assim, após repetidos alarmes falsos, o operador pode desconsiderá-los." Essa normalização do desvio cria uma situação perigosa em que as equipes de manutenção ficam insensíveis aos alarmes.

As falhas de arco voltaico de alta energia que geram acetileno desenvolvem-se frequentemente de forma rápida e podem causar uma falha catastrófica do transformador se não forem tratadas prontamente. Como o CIGRE TB 783 adverte, "o arco voltaico pode ser detectado apenas nos seus valores tardios, quando se formam picos maiores de acetileno e hidrogênio durante curtos períodos de tempo, por vezes muito tarde para evitar uma falha catastrófica se o arco estiver nos enrolamentos..." Um exemplo real dessa situação ocorreu quando um InsuLogix G2 em um centro de dados crítico registrou um aumento de acetileno de 0 ppm para aproximadamente 30 ppm. Infelizmente, o InsuLogix não estava conectado ao SCADA, e o transformador falhou após aproximadamente seis meses - uma situação que poderia ter sido evitada.

Os impactos da classificação incorreta dos recursos

A classificação incorreta das falhas do transformador cria uma cascata de ineficiências de recursos. Quando problemas não críticos desencadeiam respostas de emergência, as equipes de manutenção enfrentam saídas desnecessárias que afastam os recursos das atividades programadas. Essas intervenções não planejadas têm normalmente custos acrescidos, exigindo horas extraordinárias de trabalho, mobilização de equipamento de emergência e possíveis interrupções na produção.

O atraso na resposta a problemas verdadeiramente críticos cria um risco financeiro ainda maior. Uma grave falha do transformador pode custar milhões em equipamentos de substituição, reparos de emergência e custos de redistribuição de energia. Para operações industriais, as perdas de produção decorrentes de uma interrupção não planejada, muitas vezes superam os custos de substituição do equipamento.

Além das considerações financeiras, a classificação incorreta também apresenta riscos significativos à segurança do pessoal. Falhas de arco voltaico de alta energia podem levar a falhas catastróficas em transformadores, potencialmente resultando em incêndios, explosões ou derramamentos de óleo. As equipes de manutenção podem inadvertidamente colocar-se em perigo se a falha for subestimada.

As despesas com amostragem de óleo representam outro custo oculto de classificação incorreta. Sem indicadores claros de falhas, as equipes de manutenção frequentemente recorrem a uma frequência maior de coleta manual de amostras de óleo e análises laboratoriais. A investigação de um alarme em modo de emergência pode incluir a coleta, o envio, a análise e a geração de relatórios de amostras de óleo, o que pode custar de algumas centenas a milhares de dólares. Uma concessionária com centenas de transformadores pode gastar dezenas de milhares de dólares anualmente em coleta de amostras de óleo, o que poderia ser evitado com um monitoramento on-line mais preciso.

Um estudo de caso revelador vem de uma concessionária que recentemente atualizou seu programa de monitoramento DGA on-line, substituindo várias dezenas de monitores de gás composto por sistemas InsuLogix G2. Anteriormente, os monitores de gás composto detectavam tendências gerais de gaseificação, mas não conseguiam distinguir entre os tipos de falhas, levando a um protocolo de resposta padrão para todos os alarmes. Após a implementação de monitores capazes de detectar acetileno com alta precisão, eles relataram uma melhoria significativa na eficiência da manutenção. Os alarmes específicos de acetileno permitiram uma classificação clara do nível de emergência, permitindo respostas calibradas com base no risco real.

Abordagens modernas para classificação de emergência

A evolução da classificação de falhas em transformadores concentrou-se no desenvolvimento de abordagens de monitoramento de gás mais sofisticadas, com sensibilidade ao acetileno emergindo como o diferenciador crítico. O acetileno é excepcionalmente valioso porque se forma apenas a temperaturas superiores a 500 °C, tornando-se um indicador definitivo de falhas de alta energia, incluindo o arco voltaico.

Sistemas modernos de monitoramento com precisão de nível laboratorial para detecção de acetileno (sensibilidade de 0,5 ppm) transformaram a classificação de emergência. Esse nível de sensibilidade permite a detecção de falhas de alta energia em seus estágios iniciais, muitas vezes semanas antes que acionassem monitores menos sensíveis.

A relação entre as concentrações de hidrogênio e acetileno fornece informações diagnósticas valiosas. Quando os níveis de hidrogênio aumentam sem acetileno, isso normalmente indica falhas de baixa energia, como descarga parcial ou superaquecimento localizado. No entanto, quando o acetileno aparece junto com o hidrogênio, especialmente se os níveis de acetileno estiverem aumentando rapidamente, isso sinaliza uma falha de alta energia que requer atenção urgente.

O Boletim Técnico 783 do CIGRE observa especificamente que "em caso de falha de arco voltaico D1 ou D2 nos enrolamentos, que é potencialmente a falha mais perigosa nos transformadores, o valor típico IEC/CIGRE de acetileno que deve ser detectado, é de cerca de 2 ppm". Isso estabelece um limite claro para a detecção precoce de falhas críticas de arco voltaico, enfatizando a importância de sistemas de monitoramento capazes de detectar acetileno nesse nível e, idealmente, abaixo dele. É importante observar que apenas cerca de 6 ppm de hidrogênio serão formados juntamente com esses 2 ppm de acetileno. No entanto, um aumento de 6 ppm de hidrogênio não pode ser detectado de forma confiável com monitores dos tipos M1 e M2, utilizando sensores de filme metálico ou óxido metálico ou células eletroquímicas, devido aos seus limites de detecção relativamente altos, que normalmente são ≥ 25 ppm.

Implementação de procedimentos de resposta eficazes

Uma classificação de emergência eficaz só é valiosa quando aliada a procedimentos de resposta adequados. A chave para uma implementação bem-sucedida está na integração de recursos avançados de monitoramento com os programas de manutenção existentes. Essa integração começa pelo mapeamento dos níveis de classificação de emergência para fluxos de trabalho de manutenção específicos já estabelecidos na organização.

Ao utilizar o InsuLogix G2, o operador do transformador pode considerar os seguintes protocolos de resposta em camadas com base nos níveis de gás, permitindo que as equipes de manutenção aloquem recursos proporcionais ao risco real. Considerando que diferentes transformadores podem estar em diferentes condições de integridade, um exemplo de abordagem prática pode incluir o seguinte:

• Para hidrogênio detectado além do limite de alarme sem detecção, considere coletar amostras de óleo em até 48 horas.
• Para um aumento do acetileno de não detectável para 0,5-2 ppm, realize testes diagnósticos adicionais em até 24 horas.
• Para um aumento de não detectável para 2-5 ppm, execute testes diagnósticos adicionais o mais rápido possível. 
• Para um aumento de acetileno de não detectável para >5 ppm, ou um rápido aumento na taxa de variação (RoC) da concentração de acetileno, implemente procedimentos de emergência para potencial falha do transformador

As diretrizes industriais CIGRE, IEC e IEEE fornecem informações detalhadas sobre a interpretação de falhas e ações recomendadas e devem ser seguidas. O protocolo de resposta em camadas descrito acima é específico para o uso de monitor de acetileno, hidrogênio e umidade InsuLogix G2 e é apenas um exemplo.

Um estudo de caso convincente vem de uma grande refinaria de petróleo industrial, onde testes laboratoriais de rotina detectaram 1,5 ppm de acetileno em um transformador crítico. Como o prazo de entrega de um transformador de substituição era superior a 2,5 anos, eles implementaram um sistema de monitoramento de acetileno de alta sensibilidade InsuLogix G2 para monitorar continuamente os níveis de acetileno entre os testes laboratoriais. Isso permitiu ao cliente estender a vida útil desse transformador enquanto aguardava sua substituição.

A refinaria implementou um protocolo de resposta especificamente calibrado para os níveis de acetileno, com ações de manutenção acionadas em limites predefinidos. Quando ocorreram flutuações de acetileno, análises laboratoriais as confirmaram, confirmando a precisão do sistema de monitoramento. O que é particularmente notável é que, em vários casos, as concentrações de hidrogênio permaneceram abaixo de 40 ppm - um nível que não teria causado preocupação em uma configuração de monitoramento apenas de hidrogênio, apesar da presença de acetileno indicando uma falha em desenvolvimento de alta energia.

Conclusão

A classificação clara de emergências de falhas em transformadores proporciona três benefícios interligados: redução de custos por meio da redução de respostas a emergências desnecessárias e da prevenção de falhas catastróficas; melhorias na segurança quando as equipes de manutenção têm informações precisas sobre a gravidade das falhas; e otimização de recursos quando as equipes podem priorizar com segurança sua carga de trabalho com base nas condições reais do transformador.

Para as organizações que procuram aprimorar a classificação de falhas em transformadores, vários passos práticos merecem ser considerados. Comece avaliando seu equipamento de monitoramento on-line existente (se houver), principalmente em relação à sensibilidade de detecção de acetileno. Se nenhum monitor estiver instalado em um transformador, considere um com a maior sensibilidade possível ao acetileno e detecção separada de hidrogênio e acetileno. Em seguida, desenvolva uma estrutura clara de classificação de emergências com limites definidos e protocolos de resposta correspondentes. Finalmente, integre essas classificações aos sistemas de gerenciamento de manutenção existentes para garantir uma aplicação consistente em toda a organização.

Ao implementar um monitoramento preciso, aliado a uma classificação de emergência clara, as equipes de manutenção podem transformar o cuidado com transformadores de um exercício reativo e repleto de incertezas em uma disciplina confiante e proativa que otimiza tanto a confiabilidade quanto os recursos.