Teste e diagnóstico de transformadores de energia

As decisões de manutenção (ou substituição) sobre um transformador devem ser informadas pela condição de isolamento da unidade e pela carga esperada. Adicionar apenas alguns anos operacionais ao fim de vida útil previsto para um transformador (ou gerador ou cabo), otimizando sua condição de trabalho com base em dados de diagnóstico confiáveis, significa uma economia considerável de custos para o proprietário do equipamento. Um proprietário de transformador também pode usar a tecnologia FDS para avaliar a condição e o envelhecimento do isolamento em buchas, CTs, VTS e outros componentes.

A vida útil dos transformadores ou transformadores de distribuição começa com uma avaliação eletromecânica, eletromagnética, dielétrica e térmica saudável do transformador durante o teste de aceitação de fábrica (FAT).

Ao longo de sua vida útil, um transformador é submetido a vários fatores de estresse que podem ou não afetar sua confiabilidade e operabilidade. Portanto, gerentes de ativos e gerentes de operação definem estratégias específicas de manutenção e teste para monitorar, avaliar e determinar a condição de um transformador. Uma estratégia proativa de testes e monitoramento promove a longevidade dos transformadores, garantindo uma operação segura e contínua, bem como resiliência em caso de condições transitórias inesperadas do sistema. 

Geralmente, a razão de voltas é o primeiro teste realizado em um transformador.  Esse teste se baseia em critérios de aprovação ou reprovação. Se um transformador for reprovado, é provável que haja problemas importantes que precisam ser resolvidos antes que outros testes sejam realizados.  Se o transformador for aprovado no teste de razão de voltas, a resistência em espiral é logicamente o próximo teste para verificar a integridade mecânica das conexões dentro do transformador, da bucha e dos comutadores de derivação.  Um desequilíbrio de resistência pode levar a uma degradação mais rápida do transformador.  Lembre-se sempre de desmagnetizar o transformador após os testes de resistência em espiral!  A magnetização residual pode causar grandes correntes de partida quando o transformador é energizado, acionando os sistemas de proteção e levando a dispendiosas perdas de tempo. Além disso, a magnetização residual pode afetar os resultados do teste de SFRA, da relação e da corrente de excitação.

Um teste de relação de giro do transformador verifica o princípio fundamental de operação e projeto de um transformador. Ele valida as informações da placa de identificação e o fenômeno de conversão de energia eletromagnética. O teste também é conhecido simplesmente como um teste de relação de voltas. Um teste de TTR é realizado por um medidor de relação (testador de relação). Um teste de TTR deve ser realizado para confirmar que a capacidade do transformador para a regulagem automática de tensão em diferentes posições de torneira de um OLTC (comutador de derivação em carga) e também para confirmar que um comutador de derivação desenergizado (DETC) está posicionado corretamente e que não existem voltas dos enrolamentos em curto. O medidor de relação fornece leituras convenientes e precisas das relações e polaridades do transformador de potência. O teste de relação de voltas do transformador funciona conforme os mesmos fenômenos eletromagnéticos fundamentais que o transformador utiliza. A diferença é que o teste de TTR normalmente usa um sinal de excitação de baixa tensão (LV) CA (< 250 V CA) em uma base por fase ou como uma excitação trifásica simultânea e mede a tensão induzida no enrolamento oposto. Quando o sinal de excitação é aplicado no enrolamento de alta tensão (HV) e a medição é realizada no lado do VE, o processo é chamado de teste de relação de REDUÇÃO. Embora o teste possa ser realizado excitando o enrolamento LV e medindo a tensão induzida no enrolamento HV, isso é chamado de teste de proporção de AUMENTO.

A umidade acumulada no sistema de isolamento de um transformador afeta várias propriedades:

• Limita a capacidade de carga à medida que níveis mais altos de umidade diminuem a temperatura inicial da bolha
• Reduz a força dielétrica do óleo, que tem um efeito direto nas propriedades de isolamento
• Acelera o envelhecimento do isolamento de celulose, diminuindo a sua resistência mecânica e diminuindo a sua vida útil como consequência

A resposta de frequência dielétrica (DFR, também conhecida como FDS) é o único método confiável para determinar o teor de umidade no isolamento sólido de transformadores e transformadores de distribuição. Este teste não é invasivo e não destrutivo. Normalmente, os testes de tan delta/fator de potência de frequência de linha (50 ou 60 Hz) podem gerar resultados enganosos devido aos efeitos da temperatura, e a análise do óleo não é confiável, pois a umidade reside principalmente no isolamento sólido.