Análise de Falhas e Casos de Solução de Problemas de Transformadores de Distribuição

Causas de Falhas em Transformadores de Distribuição
Falhas Causadas pelo Aumento de Temperatura
Impacto nos Materiais Metálicos
Quando um transformador está em operação, se a corrente for muito grande, causando que a carga do cliente exceda a capacidade nominal do transformador, a temperatura do transformador aumentará, o que, por sua vez, amolecerá os materiais metálicos e reduzirá significativamente sua resistência mecânica. Tomemos o cobre como exemplo. Se estiver exposto a um ambiente de alta temperatura acima de 200 °C por um longo período, sua resistência mecânica será significativamente enfraquecida; se a temperatura ultrapassar 300 °C em curto prazo, a resistência mecânica também cairá drasticamente. Para materiais de alumínio, a temperatura de trabalho a longo prazo deve ser controlada abaixo de 90 °C, e a temperatura de trabalho a curto prazo não deve exceder 120 °C.
Impacto do Contato Ruim
O contato ruim é uma causa importante de muitas falhas em equipamentos de distribuição, e a temperatura da parte de contato elétrico tem um grande impacto na qualidade do contato elétrico. Quando a temperatura é muito alta, a superfície do condutor de contato elétrico oxidará violentamente, e a resistência de contato aumentará significativamente, causando o aumento da temperatura do condutor e de seus componentes, e, em casos graves, os contatos podem soldar-se juntos.
Impacto nos Materiais de Isolamento
Quando a temperatura ambiente excede a faixa razoável, os materiais de isolamento orgânicos ficarão frágeis, acelerando seu processo de envelhecimento, levando a uma queda significativa nas propriedades de isolamento, e, em casos graves, pode ocorrer ruptura dielétrica. Estudos mostram que, para materiais de isolamento Classe A, dentro de sua faixa de resistência à temperatura, para cada aumento de 8 - 10 °C na temperatura, a vida útil efetiva do material será reduzida quase pela metade. Esta relação entre temperatura e vida útil é conhecida como "efeito de envelhecimento térmico", que é um fator importante que afeta a confiabilidade dos materiais de isolamento.
 Falhas de Transformadores de Distribuição Causadas por Contato Ruim
Falhas Causadas pela Oxidação de Revestimentos Protetores
Para melhorar o desempenho geral dos componentes condutores, tecnologias de modificação de superfície são frequentemente usadas na prática engenhosa para tratar partes de contato-chave. Tomemos a barra condutora de um transformador como exemplo. Geralmente, uma camada protetora de metal precioso (como ouro, prata ou liga à base de estanho) é formada em sua superfície de trabalho através de eletrodeposição. Esta camada de ligação metalúrgica pode melhorar significativamente as propriedades físicas e químicas da interface de contato.

Deve-se notar que, durante a operação mecânica na manutenção do equipamento ou sob carga térmica a longo prazo, o revestimento pode descascar parcialmente ou sofrer oxidação e corrosão, causando problemas como aumento anormal na resistência de contato e diminuição da capacidade de condução de corrente. Dados experimentais mostram que, quando a perda de espessura do revestimento excede 30%, a estabilidade da condutividade elétrica de sua interface mostrará uma tendência de decréscimo exponencial.
Corrosão Química Causada pela Conexão Direta de Cobre e Alumínio
Em um sistema de conexão elétrica, o contato direto entre metais dissimilares de cobre e alumínio formará uma diferença de potencial eletrodélico significativa, cujo valor pode chegar a 0,6 - 0,7 V. Esta diferença de potencial desencadeará uma corrosão galvânica grave. Na prática engenhosa, devido ao não cumprimento das especificações de construção ou à escolha inadequada de materiais, a conexão direta de condutores de cobre e alumínio sem tratamento de transição ocorre com frequência.

Após esta conexão ser energizada, uma camada de filme de óxido se formará gradualmente na interface de contato, resultando em um aumento não linear na resistência de contato. Sob a temperatura de trabalho nominal, a vida útil efetiva dessas juntas geralmente não ultrapassa 2000 horas, e, finalmente, ocorrerão falhas devido ao deterioramento da superfície de contato.
Aquecimento Severo em Contatos Elétricos Causado por Contato Ruim
Durante a instalação real de transformadores de distribuição, caixas de medição antifurto são geralmente configuradas no lado de baixa tensão. Devido ao espaço interno limitado da caixa de medição e técnicas de construção não padronizadas, problemas como conexões de fios entrelaçados ou apertos mecânicos soltos de blocos terminais frequentemente ocorrem. Essas conexões ruins levarão a um aumento anormal na resistência de contato, causando superaquecimento sob a ação da corrente de carga, e, então, desencadeando a falha de ablação da barra condutora de baixa tensão.

Mais seriamente, o aumento contínuo de temperatura no final do enrolamento de baixa tensão acelerará o processo de envelhecimento térmico do material de isolamento, criando riscos de descarga parcial. Ao mesmo tempo, o superaquecimento também causará a reação de pirolise do óleo do transformador, reduzindo sua resistência dielétrica e desempenho de resfriamento. Dados experimentais mostram que, quando a temperatura do óleo excede continuamente 85 °C, sua tensão de ruptura diminuirá cerca de 15% - 20% por ano. Este efeito múltiplo de deterioração é muito provável de causar acidentes de ruptura dielétrica quando encontrar sobretensão de raio ou de comutação, levando,最终的翻译结果如下：

Causas de Falhas em Transformadores de Distribuição
Falhas Causadas pelo Aumento de Temperatura
Impacto nos Materiais Metálicos
Quando um transformador está em operação, se a corrente for muito grande, causando que a carga do cliente exceda a capacidade nominal do transformador, a temperatura do transformador aumentará, o que, por sua vez, amolecerá os materiais metálicos e reduzirá significativamente sua resistência mecânica. Tomemos o cobre como exemplo. Se estiver exposto a um ambiente de alta temperatura acima de 200 °C por um longo período, sua resistência mecânica será significativamente enfraquecida; se a temperatura ultrapassar 300 °C em curto prazo, a resistência mecânica também cairá drasticamente. Para materiais de alumínio, a temperatura de trabalho a longo prazo deve ser controlada abaixo de 90 °C, e a temperatura de trabalho a curto prazo não deve exceder 120 °C.
Impacto do Contato Ruim
O contato ruim é uma causa importante de muitas falhas em equipamentos de distribuição, e a temperatura da parte de contato elétrico tem um grande impacto na qualidade do contato elétrico. Quando a temperatura é muito alta, a superfície do condutor de contato elétrico oxidará violentamente, e a resistência de contato aumentará significativamente, causando o aumento da temperatura do condutor e de seus componentes, e, em casos graves, os contatos podem soldar-se juntos.
Impacto nos Materiais de Isolamento
Quando a temperatura ambiente excede a faixa razoável, os materiais de isolamento orgânicos ficarão frágeis, acelerando seu processo de envelhecimento, levando a uma queda significativa nas propriedades de isolamento, e, em casos graves, pode ocorrer ruptura dielétrica. Estudos mostram que, para materiais de isolamento Classe A, dentro de sua faixa de resistência à temperatura, para cada aumento de 8 - 10 °C na temperatura, a vida útil efetiva do material será reduzida quase pela metade. Esta relação entre temperatura e vida útil é conhecida como "efeito de envelhecimento térmico", que é um fator importante que afeta a confiabilidade dos materiais de isolamento.
 Falhas de Transformadores de Distribuição Causadas por Contato Ruim
Falhas Causadas pela Oxidação de Revestimentos Protetores
Para melhorar o desempenho geral dos componentes condutores, tecnologias de modificação de superfície são frequentemente usadas na prática engenhosa para tratar partes de contato-chave. Tomemos a barra condutora de um transformador como exemplo. Geralmente, uma camada protetora de metal precioso (como ouro, prata ou liga à base de estanho) é formada em sua superfície de trabalho através de eletrodeposição. Esta camada de ligação metalúrgica pode melhorar significativamente as propriedades físicas e químicas da interface de contato.

Deve-se notar que, durante a operação mecânica na manutenção do equipamento ou sob carga térmica a longo prazo, o revestimento pode descascar parcialmente ou sofrer oxidação e corrosão, causando problemas como aumento anormal na resistência de contato e diminuição da capacidade de condução de corrente. Dados experimentais mostram que, quando a perda de espessura do revestimento excede 30%, a estabilidade da condutividade elétrica de sua interface mostrará uma tendência de decréscimo exponencial.
Corrosão Química Causada pela Conexão Direta de Cobre e Alumínio
Em um sistema de conexão elétrica, o contato direto entre metais dissimilares de cobre e alumínio formará uma diferença de potencial eletrodélico significativa, cujo valor pode chegar a 0,6 - 0,7 V. Esta diferença de potencial desencadeará uma corrosão galvânica grave. Na prática engenhosa, devido ao não cumprimento das especificações de construção ou à escolha inadequada de materiais, a conexão direta de condutores de cobre e alumínio sem tratamento de transição ocorre com frequência.

Após esta conexão ser energizada, uma camada de filme de óxido se formará gradualmente na interface de contato, resultando em um aumento não linear na resistência de contato. Sob a temperatura de trabalho nominal, a vida útil efetiva dessas juntas geralmente não ultrapassa 2000 horas, e, finalmente, ocorrerão falhas devido ao deterioramento da superfície de contato.
Aquecimento Severo em Contatos Elétricos Causado por Contato Ruim
Durante a instalação real de transformadores de distribuição, caixas de medição antifurto são geralmente configuradas no lado de baixa tensão. Devido ao espaço interno limitado da caixa de medição e técnicas de construção não padronizadas, problemas como conexões de fios entrelaçados ou apertos mecânicos soltos de blocos terminais frequentemente ocorrem. Essas conexões ruins levarão a um aumento anormal na resistência de contato, causando superaquecimento sob a ação da corrente de carga, e, então, desencadeando a falha de ablação da barra condutora de baixa tensão.

Mais seriamente, o aumento contínuo de temperatura no final do enrolamento de baixa tensão acelerará o processo de envelhecimento térmico do material de isolamento, criando riscos de descarga parcial. Ao mesmo tempo, o superaquecimento também causará a reação de pirolise do óleo do transformador, reduzindo sua resistência dielétrica e desempenho de resfriamento. Dados experimentais mostram que, quando a temperatura do óleo excede continuamente 85 °C, sua tensão de ruptura diminuirá cerca de 15% - 20% por ano. Este efeito múltiplo de deterioração é muito provável de causar acidentes de ruptura dielétrica quando encontrar sobretensão de raio ou de comutação, levando,最终导致变压器故障。
湿度引起的配电变压器故障
环境相对湿度的增加对配电设备的绝缘系统有双重影响。首先，潮湿空气的介电强度显著降低，其击穿场强与湿度呈负相关；其次，水分子在绝缘材料表面的吸附会形成导电通道，导致表面电阻率下降。更严重的是，当湿气扩散到固体绝缘介质内部或溶解在变压器油中时，会导致介质损耗急剧增加。

Mais seriamente, o aumento contínuo de temperatura no final do enrolamento de baixa tensão acelerará o processo de envelhecimento térmico do material de isolamento, criando riscos de descarga parcial. Ao mesmo tempo, o superaquecimento também causará a reação de pirolise do óleo do transformador, reduzindo sua resistência dielétrica e desempenho de resfriamento. Dados experimentais mostram que, quando a temperatura do óleo excede continuamente 85 °C, sua tensão de ruptura diminuirá cerca de 15% - 20% por ano. Este efeito múltiplo de deterioração é muito provável de causar acidentes de ruptura dielétrica quando encontrar sobretensão de raio ou de comutação, levando, finalmente, à falha do transformador.
Falhas de Transformadores de Distribuição Causadas por Umidade
O aumento da umidade relativa do ambiente tem um duplo impacto no sistema de isolamento dos equipamentos de distribuição. Primeiro, a resistência dielétrica do ar úmido diminui significativamente, e sua intensidade de campo de ruptura é negativamente correlacionada com a umidade; segundo, a adsorção de moléculas de água na superfície dos materiais de isolamento formará canais condutores, resultando em uma diminuição da resistividade superficial. Mais seriamente, quando a umidade difunde para o interior dos meios de isolamento sólidos ou se dissolve no óleo do transformador, isso causará um aumento acentuado na perda dielétrica.

Quando o teor de água no óleo do transformador atinge cerca de 100 μL/L, sua tensão de ruptura em frequência industrial cairá para aproximadamente 12,5% do valor inicial. Essa deterioração do desempenho da isolação aumentará significativamente a corrente de fuga do equipamento. Em um ambiente úmido, pode ocorrer descarga parcial mesmo sob a tensão nominal de operação. Os dados estatísticos mostram que, em um ambiente com umidade relativa superior a 85%, a taxa de falha dos transformadores de distribuição aumenta de 3 a 5 vezes em comparação com um ambiente seco, manifestando-se principalmente como falhas por ruptura da isolação e acidentes de flashover superficial.

Falhas de Transformadores de Distribuição Causadas pela Instalação Inadequada de Para-raios
No sistema de energia, a confiabilidade do desempenho dos dispositivos de proteção contra sobretensão afeta diretamente a segurança de operação dos transformadores. Como componentes principais de proteção, a qualidade da instalação, a operação e manutenção, e os testes preventivos dos para-raios de óxido metálico (MOA) são os elos-chave para garantir sua eficácia. No entanto, devido a técnicas de construção não padronizadas, implementação inadequada de procedimentos de detecção e falta de literacia profissional dos pessoal de operação e manutenção, o efeito real de proteção dos dispositivos de proteção é frequentemente muito reduzido, o que é uma causa importante de acidentes de ruptura da isolação nos transformadores de distribuição.

Do ponto de vista da prática operacional, os dispositivos de proteção serão afetados por várias tensões ambientais durante o serviço de longo prazo. Fatores como ciclos de temperatura, vibrações mecânicas e meios corrosivos podem causar a degradação do desempenho de conexão do sistema de aterramento. Quando o sistema sofre descargas atmosféricas, o circuito de aterramento falhado não será capaz de descarregar a energia de sobretensão a tempo, resultando na ruptura térmica do próprio dispositivo de proteção. De acordo com as estatísticas, entre os casos de falhas dos dispositivos de proteção, os acidentes de explosão causados por aterramento inadequado representam mais de 60%, e o processo de liberação de energia é frequentemente acompanhado por descarga elétrica intensa.
Vários Métodos de Diagnóstico de Falhas para Transformadores de Distribuição
Diagnóstico de Falhas através do Julgamento Intuitivo
O diagnóstico de falhas dos transformadores de distribuição pode ser inicialmente julgado através das características externas. As observações incluem: a integridade da carcaça (rachaduras, deformações), estado mecânico (fixadores soltos), desempenho de vedação (vestígios de vazamento), condição da superfície (nível de sujeira, fenômenos de corrosão) e sinais anormais (mudanças de cor, marcas de descarga, geração de fumaça), etc. Essas características externas têm relações específicas correspondentes às falhas internas.

Quando o óleo do transformador apresenta uma cor castanho-escuro e tem cheiro de queimado, acompanhado de aumento anormal de temperatura e operação de componentes de proteção do lado de alta tensão, geralmente indica que há anomalias no sistema magnético, possivelmente danos à isolação entre as lâminas de silício ou falhas de aterramento múltiplo do condutor magnético.

Se a corrente de operação aumenta anormalmente, a temperatura do óleo sobe significativamente, os parâmetros trifásicos são assimétricos, acompanhados pela operação de dispositivos de proteção do lado de baixa tensão, fumaça no conservador de óleo e flutuações na tensão secundária, pode-se determinar que é uma falha de curto-circuito entre espiras causada pela falha da isolação entre os condutores de enrolamento. Quando os parâmetros elétricos de uma certa fase desaparecem completamente (tensão e corrente são 0), essa característica geralmente corresponde a uma falha de abertura de enrolamento ou fusão do condutor de conexão.

O fenômeno de projeção de óleo do conservador é um sinal importante de falhas internas graves do transformador. Quando a taxa de geração de gás da falha excede a capacidade de processamento do dispositivo de alívio de pressão, formar-se-á pressão positiva dentro do tanque. Inicialmente, manifesta-se como vazamento nos pontos de vedação fracos. À medida que a pressão continua a subir, pode ocorrer projeção de óleo finalmente na superfície de junção do tanque. Este tipo de falha é geralmente causado por ruptura da isolação entre fases do enrolamento, geralmente acompanhado pela fusão de componentes de proteção do lado de alta tensão. De acordo com as estatísticas de ações do relé de gás, cerca de 75% das falhas graves passarão por este processo de desenvolvimento.
Diagnóstico de Falhas através de Mudanças de Temperatura
Durante a operação dos transformadores de distribuição, os condutores portadores de corrente gerarão inevitavelmente perdas de calor devido ao efeito Joule, o que é um fenômeno físico normal. No entanto, quando o equipamento apresenta anormalidades elétricas (como degradação da isolação, contato ruim) ou defeitos mecânicos (como deformação do enrolamento, falha do sistema de refrigeração), seu estado de equilíbrio térmico será perturbado, manifestando-se como a temperatura de operação excedendo o valor permitido pelo projeto. De acordo com a teoria do envelhecimento térmico, para cada aumento de 6 a 8 °C na temperatura, a taxa de envelhecimento dos materiais de isolamento dobrará, afetando significativamente a vida útil do equipamento.

Para aumentos anormais de temperatura causados por falhas internas, geralmente existem anormalidades evidentes no sistema de óleo. Quando a temperatura do ponto quente atinge o valor crítico, o óleo do transformador sofrerá uma reação de piroólise, gerando uma grande quantidade de gás, fazendo com que o dispositivo de alívio de pressão opere, resultando em vazamento ou projeção de óleo. Na prática de engenharia, um método simples pode ser usado para avaliar inicialmente a situação de temperatura do equipamento: se a superfície da carcaça do transformador pode ser tocada por mais de 10 segundos, sua temperatura superficial geralmente não excede 60 °C. Este valor empírico pode ser usado como referência para avaliação rápida no local.
Diagnóstico de Falhas através de Mudanças de Odor
No momento em que a tampa do conservador de óleo é aberta, pode-se sentir um odor peculiar e picante de queimado. Isso indica que o enrolamento interno do transformador está queimado, frequentemente acompanhado pela fusão de dois a três fusíveis de queda de fase.

Diagnóstico de Falhas através de Mudanças Sonoras
Durante a operação de um transformador, o efeito de magnetostricção gerado pela magnetização do núcleo de ferro irá desencadear vibrações mecânicas periódicas. Essas vibrações e suas características acústicas associadas servem como indicadores importantes do funcionamento normal do equipamento. A tecnologia de diagnóstico acústico permite o monitoramento efetivo do estado operacional do transformador. Especificamente, as características de frequência do sinal sonoro, as mudanças no nível de pressão sonora e as características do espectro de vibração podem revelar falhas potenciais do equipamento.

Ao utilizar o método de detecção acústica, pode-se empregar uma haste condutora (como uma haste isolante) como meio de condução da onda sonora. Uma extremidade da haste é trazida em contato com a carcaça externa do equipamento, e a outra extremidade é colocada perto do órgão auditivo para escuta. Uma vez detectados sinais sonoros anormais, medidas preventivas de manutenção devem ser implementadas prontamente para evitar a escalada de falhas. As seguintes são as correspondências entre características acústicas típicas e tipos de falha:

• Sons intermitentes de "clics": Geralmente, isso indica que as lâminas do núcleo de ferro estão soltas ou que os fixadores têm torque insuficiente. O nível de pressão sonora geralmente está na faixa de 60 a 70 decibéis.
  Sons de descarga de alta frequência: Acompanhando fenômenos de descarga parcial, os sinais sonoros apresentam uma característica de "estalo". Em casos graves, o nível de pressão sonora pode exceder 85 decibéis, e marcas visíveis de descarga frequentemente estão presentes.

• Sons explosivos súbitos: Estes ocorrem principalmente quando a isolação dos cabos está danificada ou há uma descarga ao solo. A mudança súbita no nível de pressão sonora excede 20 decibéis.

• Sons de rugido de baixa frequência: Comumente associados a falhas de aterramento no lado de baixa tensão, a frequência dos sinais sonoros está concentrada na faixa de 100 a 400 hertz.

• Sons agudos de assobio: Isso indica que o equipamento está em um estado de sobreexcitação, e a frequência principal dos sinais sonoros é tipicamente entre 1 e 2 quilohertz.

• Sons de borbulhamento: Acompanhando aumentos anormais na temperatura do óleo, os sinais sonoros exibem uma característica contínua de "borbulhar", geralmente indicando a deterioração do desempenho de isolação do óleo.

Diagnóstico de Falhas através de Instrumentos
Devido às limitações da tecnologia do equipamento, as estações de fornecimento de energia geralmente usam um multímetro para medir se a resistência dos condutores de enrolamento está conduzindo, a fim de determinar se existem fios partidos ou curtos-circuitos entre espiras dentro do transformador; um testador de resistência de isolação é usado para medir a resistência de isolação de cada enrolamento do transformador ao solo, a fim de determinar se a isolação principal foi rompida. Quando a isolação entre o enrolamento e o solo ou entre fases é rompida, seu valor de impedância de isolação se aproximará de 0 Ω.

Ao testar o desempenho de isolação do enrolamento, é necessário medir os parâmetros de isolação dos seguintes três circuitos, respectivamente: a resistência de isolação entre o enrolamento primário, o secundário e a carcaça; a resistência de isolação entre o enrolamento secundário, o primário e a carcaça; e a resistência de isolação entre o enrolamento primário e o secundário. Deve-se notar que o ponto de referência de potencial de terra no teste é a estrutura metálica da carcaça do transformador. Os valores de referência da resistência de isolação de transformadores a óleo são mostrados na Tabela 1.

Tecnologias de Diagnóstico de Falhas para Transformadores de Distribuição
As tecnologias de diagnóstico de falhas para transformadores de distribuição são meios cruciais para garantir o funcionamento seguro do equipamento. Através de tecnologias de diagnóstico avançadas, é possível detectar falhas potenciais de maneira oportuna e tomar medidas eficazes para evitar a expansão de falhas. Abaixo, introduzimos algumas tecnologias de diagnóstico de falhas comumente utilizadas para transformadores de distribuição.
Teste de Resistência DC das Bobinas
O teste de resistência DC das bobinas é um dos métodos básicos para detectar o estado de saúde das bobinas do transformador. Ao medir a resistência DC da bobina, é possível determinar se há problemas como fios quebrados, contato ruim ou curto-circuito entre espiras na bobina. Por exemplo, durante uma inspeção rotineira de um transformador em uma certa área, foi detectada uma resistência DC anormal na bobina do lado de alta tensão. Uma inspeção adicional revelou um curto-circuito entre espiras na bobina. A substituição oportuna da bobina evitou a ocorrência de uma falha mais grave. O teste de resistência DC das bobinas tem as vantagens de operação simples e resultados intuitivos, sendo um método de detecção indispensável na manutenção diária dos transformadores.
Análise de Gases Dissolvidos (DGA)
A Análise de Gases Dissolvidos (DGA) é um meio técnico importante para diagnosticar falhas internas dos transformadores. Ao analisar os componentes e conteúdos dos gases dissolvidos no óleo do transformador, é possível determinar se existem falhas como superaquecimento e descarga dentro do transformador. Utilizando o método de três razões IEC60599, as falhas do tipo descarga podem ser identificadas com precisão. Por exemplo, foram detectadas altas concentrações de acetileno (C2H2) e hidrogênio (H2) no óleo de um certo transformador. A análise pelo método de três razões determinou que era uma falha do tipo descarga. A manutenção oportuna evitou danos ao equipamento. A DGA tem as vantagens de alta sensibilidade e diagnóstico preciso, sendo um meio importante para monitorar o estado dos transformadores.
Detecção de Descargas Parciais
A detecção de descargas parciais é um método importante para avaliar a condição de isolamento dos transformadores. As descargas parciais geralmente ocorrem em áreas de isolamento fraco, e a descarga de longo prazo levará ao gradativo deterioramento dos materiais de isolamento, causando, eventualmente, falhas graves. Através da detecção de descargas parciais, defeitos de isolamento podem ser detectados de maneira oportuna e medidas preventivas podem ser tomadas. Por exemplo, durante a detecção de descargas parciais de um certo transformador, foi encontrada uma descarga no bushing de alta tensão. Após a substituição do bushing, o fenômeno de descarga desapareceu, estendendo efetivamente a vida útil do equipamento. A detecção de descargas parciais tem as vantagens de não destrutividade e alta sensibilidade, sendo um meio importante para monitorar o isolamento dos transformadores.
Detecção Combinada de Vibração e Acústica
A detecção combinada de vibração e acústica consiste em determinar se existem falhas mecânicas no interior do equipamento através da análise dos sinais de vibração e som durante a operação do transformador. Por exemplo, para um transformador com falha, a amplitude de vibração excedeu o padrão em 3 dB na faixa de frequência de 125 Hz. A inspeção revelou que a presilha do núcleo estava solta. Após o aperto oportuno, a vibração retornou ao normal. A detecção combinada de vibração e acústica tem as vantagens de monitoramento em tempo real e diagnóstico preciso, sendo um meio importante para diagnosticar falhas mecânicas dos transformadores.
Detecção por Termografia Infravermelha
A detecção por termografia infravermelha consiste em determinar se existem falhas de superaquecimento no equipamento através da detecção da distribuição de temperatura na superfície do transformador. Por exemplo, durante a detecção por termografia infravermelha de um certo transformador, foi encontrada uma temperatura anormal na conexão do bushing de alta tensão. A inspeção revelou que os parafusos de conexão estavam soltos. Após o aperto oportuno, a temperatura retornou ao normal. A detecção por termografia infravermelha tem as vantagens de não contato e diagnóstico rápido, sendo um meio importante para diagnosticar falhas de superaquecimento dos transformadores.
Métodos e Exemplos de Eliminação de Falhas para Transformadores de Distribuição
Disjuntor de Linha Causado por Curto-Circuito Entre Espiras no Transformador
Fenômeno da Falha
Ocorreu um disparo de sobrecorrente em uma linha de 10 kV em uma certa subestação. Após a redução de parte da carga, ainda ocorreu sobrecorrente durante o refechamento experimental.
Análise da Causa da Falha
Após a chegada dos técnicos de manutenção no local da falha, eles primeiro usaram um megômetro para testar o desempenho de isolamento da linha de alimentação, e o valor de isolamento medido para o solo foi de cerca de 2 MΩ. Subsequentemente, um instrumento de monitoramento foi conectado ao terminal delta aberto do lado secundário do transformador de tensão de 10 kV. Durante o teste de energização temporária, a leitura de tensão foi observada em torno de 40 V. Combinando os resultados da investigação no local, nenhum novo equipamento elétrico havia sido conectado a esta linha antes da ocorrência da falha.

Com base nisso, a possibilidade de ação de proteção de sobrecorrente causada por sobrecarga foi excluída. De acordo com a análise dos parâmetros de operação normais, esta linha não deveria acionar a proteção de sobrecorrente nem apresentar anomalias de aterramento monofásico. Através de detecção sistemática e julgamento abrangente, foi inicialmente determinado que a causa raiz da falha poderia ser a quebra de isolamento entre espiras no interior de uma certa bobina de um transformador de distribuição. Após a análise, foi possível que houvesse uma falha de curto-circuito entre espiras em um certo transformador de distribuição desta linha. Portanto, a linha foi transferida de operação para manutenção, e a inspeção da linha foi notificada.

Uma inspeção mais detalhada revelou que havia um curto-circuito entre espiras na fase A do lado de alta tensão de um transformador de distribuição de 250 kV・A de um cliente nesta linha, que foi a causa real da interrupção. A seguir, analisa-se as situações de sobrecorrente e falsa aterramento causadas pelo curto-circuito entre espiras deste transformador de distribuição. Devido ao curto-circuito entre espiras dentro do transformador de distribuição, o circuito equivalente simplificado é mostrado na Figura 1.

Sejam ZA, ZB e ZC as impedâncias das fases A, B e C do transformador de distribuição, respectivamente. UO é o potencial do ponto neutro. Quando a carga trifásica está equilibrada, UO = 0; quando a carga trifásica está desequilibrada, UO ≠ 0, resultando em deslocamento do ponto neutro. Quando há um curto-circuito entre fases na fase A do transformador de distribuição, o valor da impedância ZA diminuirá, e o valor de IA aumentará. Quando a soma de IA e as correntes da fase A de outros transformadores de distribuição nesta linha for maior que o valor operacional de sobrecorrente Idz da proteção relé, ocorrerá uma interrupção por sobrecorrente. Quando há um curto-circuito entre espiras em certo transformador na fase A da linha, a impedância ZA da fase A deste transformador diminuirá, e a tensão no lado delta aberto do TV aumentará. Quando esta tensão ultrapassa o valor configurado do relé, o sinal central na sala de controle enviará um sinal de aterramento de 10 kV.

Acidentes Causados pelo Contato do Fio de Baixa Tensão do Transformador com sua Carcaça
Fenômeno da Falha
Um transformador de 10 kV/400 V, 100 kV・A, em determinada unidade, fornece energia à carga através de dois circuitos no lado de baixa tensão. Como não há carga de consumo de energia em um dos circuitos alimentadores no lado de baixa tensão, decide-se remover esta linha. Após a conclusão do trabalho de remoção do fio, a energia é restaurada. Quando os fusíveis de queda de tensão de alta tensão das fases A e C são fechados, não há fenômeno anormal. No entanto, quando o fusível de queda de tensão da fase B é fechado, ocorre subitamente um arco enorme cerca de 15 cm acima da tampa superior do transformador, e então o óleo do transformador é ejetado.
Análise da Causa da Falha
Após o acidente, é realizada uma compreensão completa do trabalho de remoção do fio, e é feita uma inspeção de levantamento do núcleo do transformador. Durante a inspeção, descobre-se que o fio condutor no lado de baixa tensão da fase B toca diretamente a carcaça, e há um buraco com diâmetro de 1 cm no ponto de contato. A causa do acidente é que, durante a remoção do fio no lado de baixa tensão, os trabalhadores de construção giraram inadvertidamente o parafuso do terminal de baixa tensão do transformador, resultando no fio condutor da fase B tocando a carcaça do transformador. Tanto o ponto neutro quanto a carcaça deste transformador estão aterrados diretamente, portanto, o ponto de contato entre o fio condutor da fase B e a carcaça se torna um ponto de curto-circuito aterrado.
Medidas de Tratamento
Primeiro, o buraco no corpo do transformador é reparado por soldagem. Em seguida, o parafuso da conexão do fio de baixa tensão é apertado. Depois disso, o óleo do transformador é filtrado, e o nível de óleo é reposto para o nível seguro. Após aprovação nos testes, a energia é restaurada. Para prevenir tais acidentes, durante a conexão e desconexão do transformador, deve-se evitar o máximo possível a rotação do parafuso de conexão. Uma vez que o parafuso gire, deve-se realizar um tratamento rigoroso. Somente após confirmar que não há erro, o transformador pode ser colocado em uso.
Falhas Causadas pelo Entupimento do Orifício Respirador do Transformador
Fenômeno da Falha
Um transformador de distribuição de 315 kV・A recém-instalado em certa fazenda para de funcionar após ocorrer um barulho alto semelhante a um trovão. Isso acontece um mês após sua entrada em operação.
Análise da Causa da Falha
A carga de energia naquele momento é investigada, totalizando 150 kW para a bomba de água e o compressor de ar. Obviamente, este transformador está operando sob carga média a leve, e a falha causada por sobrecarga pode ser basicamente excluída. Por meio de inspeção visual, descobre-se que o dispositivo de fusão bifásico está em estado de separação anormal. Ao tocar, percebe-se que a carcaça externa do equipamento está anormalmente quente. Ao mesmo tempo, são observados sinais de vazamento de óleo isolante no corpo principal. Um detector multifuncional digital é usado para detectar o valor de resistência do enrolamento, e os dados mostram que os enrolamentos das fases A/B/C no lado de alta tensão estão em estado de circuito aberto, enquanto os parâmetros elétricos do enrolamento de baixa tensão atendem aos padrões. Quando o componente de vedação do conservador de óleo é removido, imediatamente é gerado um som de escape de gás evidente.

Este fenômeno físico indica que há uma pressão de gás anormal acumulada no interior do equipamento. Ao mesmo tempo, é detectado um cheiro característico de materiais isolantes superaquecidos. Com base nessas características, é determinado preliminarmente que há um risco de falha térmica no equipamento. A detecção subsequente e análise dos componentes principais confirmam que ocorreu uma falha de isolamento nas fases A e B do enrolamento de alta tensão, levando a um acidente de queima de bobina.

Por que este transformador queimou sob carga leve? Por meio de detecção e análise, descobriu-se que o componente respirador pré-configurado na parte inferior do conservador de óleo deste equipamento não estava em uso. Em vez disso, uma placa de vedação metálica foi usada para vedação através de parafusos de fixação, resultando na acumulação de gás no interior do equipamento e na incapacidade de alcançar o equilíbrio de pressão. Sob condições normais de operação, o meio isolante interno do transformador (óleo isolante líquido e materiais isolantes sólidos) se deteriorará gradualmente devido ao efeito eletrotérmico, acompanhado pela geração de traços de compostos de hidrocarbonetos e produtos gasosos como CO e CO₂.

Esses gases, após serem dissolvidos no óleo, difundem-se dinamicamente dentro do equipamento seguindo o gradiente de concentração. Quando há um aumento anormal de temperatura ou descarga parcial dentro do equipamento, é acionada a reação de decomposição térmica dos materiais de isolamento. Nesse momento, a taxa de geração de gás, a quantidade total de gás e as características dos componentes estão significativamente correlacionadas com o modo de falha e seu grau de desenvolvimento. O gás de decomposição térmica atinge um equilíbrio dinâmico de dissolução através da convecção e difusão do óleo. Quando os produtos gasosos excedem a solubilidade saturante do óleo, o excesso de gás acumula-se no espaço acima da superfície do óleo.

Em circunstâncias normais, o equilíbrio de pressão e a liberação de gás devem ser alcançados através do respirador. Nesse caso, devido ao bloqueio completo do canal de respiração, mesmo quando o equipamento está operando sob baixa carga, o calor gerado continuamente, somado à alta temperatura ambiente, desencadeia múltiplos efeitos: a expansão térmica do óleo de isolamento leva a um aumento anormal na pressão do corpo do tanque, a circulação do circuito de óleo é bloqueada, resultando na falha da dissipação de calor, e o aumento de temperatura do núcleo de ferro e da bobina ultrapassa o valor crítico, causando, por fim, um acidente de quebra de isolamento entre espiras.

Através de simulação termodinâmica e verificação de desmontagem, confirma-se que o processo de envelhecimento térmico do sistema de isolamento da bobina nessas condições de operação é acelerado de 8 a 12 vezes em comparação com as condições de operação normais.
Vazamento de Óleo do Isolante de Baixa Tensão do Transformador
Fenômeno da Falha
Durante uma inspeção de segurança rotineira de um transformador de distribuição de 315 kV·A em uma fábrica de processamento de alimentos, é detectado um vazamento de óleo do isolante de baixa tensão, e a fábrica é ordenada a interromper a produção e passar para a manutenção.
Análise da Causa da Falha
Durante a manutenção, constata-se que o vazamento de óleo ocorre nas fases B e C. As juntas lapidadas entre as barras de cobre externas e os isolantes do transformador de distribuição são irregulares, e há uma camada espessa de óxido na superfície. As barras de cobre próximas aos isolantes mostram sinais de descoloração devido ao alto calor. A porca de compressão do eixo condutor está soldada ao eixo condutor. Com base nesses fenômenos, a razão para o vazamento de óleo nos isolantes das fases B e C é que as juntas lapidadas entre as barras de cobre dessas duas fases e os isolantes foram tratadas inadequadamente, resultando em uma resistência de contato muito alta. Quando uma certa corrente de carga passa, a temperatura do eixo condutor no isolante aumenta rapidamente, causando o envelhecimento das juntas de borracha e contas de borracha no isolante, perdendo assim sua elasticidade e levando ao vazamento de óleo. Em casos graves, ocorre soldagem.
Contrações de Tratamento
Primeiro, corte cuidadosamente a porca soldada no eixo condutor com uma serra fina (preste atenção para não danificar a rosca do eixo condutor) e remova a barra de cobre. Em seguida, corte a parte aquecida da superfície de contato entre a barra de cobre e o isolante de baixa tensão, que tem 20 cm. Depois, selecione um fio de cobre flexível de 240 m² como fio de transição. Uma extremidade do fio é conectada à barra de cobre, e a outra extremidade é conectada ao eixo condutor de baixa tensão, tornando menos provável que a superfície de junção se deforme e gere calor. Ao mesmo tempo, substitua as juntas de borracha e contas de borracha. Após o transformador de distribuição ser colocado de volta em uso, a situação é normal, e nenhum fenômeno de superaquecimento é encontrado.
Falha de Fusão do Fusível de Transformadores em Operação Paralela
Fenômeno da Falha
Em uma determinada fazenda, há um transformador de distribuição de 100 kV·A e um transformador de distribuição de 160 kV·A em operação paralela. Após a manutenção e restabelecimento de energia na manhã do dia da falha, constata-se que o medidor da fase A no dispositivo de medição do transformador de distribuição de 160 kV·A não gira. Ao meio-dia, observa-se que o transformador de distribuição de 100 kV·A aquece, fuma e vaza óleo.
Análise da Causa da Falha
Esse fenômeno suscita inicialmente a suspeita de falhas causadas por mudanças nas condições de operação paralela dos transformadores. Existem quatro condições para a operação paralela de transformadores: as relações de tensão dos transformadores em paralelo são iguais (a diferença de relação não deve exceder 0,5%); o percentual de tensão de impedância é igual; os grupos de enrolamentos são os mesmos; a proporção de capacidades não excede 3:1. A investigação no local mostra que a corrente de carga por fase estava entre 200 e 240 A naquele momento.

O medidor da fase A do dispositivo de medição do transformador de distribuição de 160 kV·A para de funcionar, e as velocidades de rotação das fases B e C são normais; a velocidade de rotação do medidor da fase A do dispositivo de medição do transformador de distribuição de 100 kV·A é significativamente mais rápida, e as velocidades de rotação das fases B e C são normais. Como esses dois transformadores têm operado em paralelo por um certo período, combinado com os fenômenos acima, pode-se basicamente excluir o acidente do transformador de distribuição causado pela corrente circular devido à não conformidade com as condições de operação paralela dos transformadores. Como a equipe encontrou que o transformador de 160 kV·A parou de funcionar e o transformador de 100 kV·A girava muito rápido no local, suspeita-se que o acidente do transformador de distribuição foi causado pela perda de fase do transformador de distribuição de 160 kV·A.

Ao verificar os fusíveis de alta tensão do transformador de 160 kV·A, foi descoberto que o fusível de alta tensão da fase A estava quebrado mecanicamente dentro do tubo de fusível devido à tensão externa. A causa real deste acidente é que, devido à perda de fase da fase A do transformador de distribuição de 160 kV·A, a carga da fase A de todo o campo foi transferida para o transformador de distribuição de 100 kV·A. Os fusíveis do transformador de distribuição de 100 kV·A não são da especificação adequada. O fusível de alta tensão com valor nominal de corrente de 20 A falha em estourar efetivamente durante a sobrecarga, resultando no aquecimento e na projeção de óleo deste transformador de distribuição durante a operação sob carga.
Medidas de Tratamento
Após substituir o fusível do transformador de 160 kV·A e reduzir a carga para operação, a situação é normal, e o dispositivo de medição opera normalmente. O transformador de distribuição de 100 kV·A é retirado de operação. Após o resfriamento, sua resistência de isolamento é detectada, e nenhum fenômeno anormal é encontrado. Quando colocado em uso, a situação é normal.
Experiência e Lições
A principal razão para este acidente é que os funcionários de construção não conseguiram encontrar a proporção inadequada dos fusíveis durante a manutenção, e o transformador de distribuição de 100 kV·A falhou em estourar efetivamente durante a sobrecarga. Após ser colocado em operação, o estado de operação do transformador de distribuição não foi verificado de forma oportuna, resultando na operação com perda de fase do transformador de distribuição de 160 kV·A. No futuro, as inspeções devem ser realizadas de forma abrangente e rigorosa de acordo com as regulamentações e requisitos técnicos relevantes. Somente quando for confirmado que as condições de operação são atendidas, o equipamento pode ser colocado em uso. Após ser colocado em uso, testes devem ser realizados imediatamente para detectar problemas de forma oportuna e eliminar riscos potenciais de acidentes.
Estratégias de Manutenção Preventiva para Falhas em Transformadores de Distribuição
As estratégias de manutenção preventiva para falhas em transformadores de distribuição são fundamentais para garantir a operação estável de longo prazo do equipamento. Através de estratégias de manutenção científicas, a taxa de falhas pode ser reduzida efetivamente, a vida útil do equipamento pode ser prolongada, e a confiabilidade da operação da rede elétrica pode ser melhorada. Abaixo, apresentam-se algumas estratégias de manutenção preventiva eficazes.
Estabelecer um Sistema de Monitoramento Inteligente Baseado em IoT (Internet das Coisas)
Estabelecer um sistema de monitoramento inteligente baseado em IoT é um meio importante para realizar o monitoramento de condições dos transformadores de distribuição. Por meio da instalação de sensores e dispositivos de aquisição de dados, o estado de operação do transformador pode ser monitorado em tempo real, e as falhas potenciais podem ser detectadas de forma oportuna. Por exemplo, uma certa empresa de fornecimento de energia estabelece um sistema de monitoramento inteligente, que pode realizar o monitoramento em tempo real de parâmetros como a temperatura do óleo, a carga e a vibração do transformador. A taxa de precisão do alerta precoce de falhas chega a mais de 90%. O sistema de monitoramento inteligente tem as vantagens de desempenho em tempo real forte e ampla cobertura, e é uma ferramenta importante para a manutenção preventiva.
Promover Transformadores com Núcleo de Liga Amorfa
Os transformadores com núcleo de liga amorfa têm as vantagens de baixa perda em vazio e efeitos significativos de economia de energia. Promover transformadores com núcleo de liga amorfa pode reduzir efetivamente a perda de operação dos transformadores e prolongar a vida útil do equipamento. Por exemplo, uma certa empresa de fornecimento de energia promove transformadores com núcleo de liga amorfa, que reduzem a perda em vazio em 65% e economizam milhões de yuan em contas de eletricidade anualmente. Os transformadores com núcleo de liga amorfa têm as vantagens de benefícios econômicos significativos e bom desempenho ambiental, e são uma direção importante de desenvolvimento para transformadores no futuro.
Implementar Design de Proteção contra Raios Diferenciado
Implementar design de proteção contra raios diferenciado é uma medida importante para melhorar a capacidade de proteção contra raios dos transformadores de distribuição. De acordo com as condições de terreno e clima de diferentes regiões, planos de proteção contra raios direcionados são formulados. Por exemplo, um instituto de design de energia implementa design de proteção contra raios diferenciado, que reduz a taxa de falhas por raios em mais de 50%. O design de proteção contra raios diferenciado tem as vantagens de forte pertinência e efeitos notáveis, e é um meio importante para prevenir falhas por raios.
Fortalecer a Gestão e Manutenção de Equipamentos
Fortalecer a gestão e manutenção de equipamentos é o trabalho básico para prevenir falhas em transformadores de distribuição. Através de inspeções, manutenção e conservação regulares, as falhas potenciais podem ser detectadas e tratadas de forma oportuna. Por exemplo, uma estação local de fornecimento de energia fortalece a gestão e manutenção de equipamentos, que reduz a taxa de falhas do transformador em mais de 30%. Fortalecer a gestão e manutenção de equipamentos tem as vantagens de operação simples e efeitos notáveis, e é uma medida de manutenção preventiva importante.
Realizar Manutenção Baseada em Condição
Realizar manutenção baseada em condição é um meio importante para alcançar a manutenção precisa de transformadores de distribuição. Através do monitoramento de condição e diagnóstico de falhas, planos de manutenção direcionados são formulados. Por exemplo, uma estação local de fornecimento de energia realiza manutenção baseada em condição, que melhora a eficiência de manutenção do transformador em mais de 20%. A manutenção baseada em condição tem as vantagens de forte pertinência e alta eficiência, e é uma direção importante de desenvolvimento para a manutenção preventiva.
Conclusão
As falhas de operação dos transformadores de distribuição apresentam características significativas de complexidade e incerteza. Especificamente, o mesmo tipo de falhas pode corresponder a uma variedade de manifestações externas diferentes, e diferentes tipos de falhas podem produzir fenômenos aparentes semelhantes. As características transversais e não únicas das manifestações de falhas aumentam significativamente o coeficiente de dificuldade do diagnóstico de falhas. No entanto, as informações de manifestação de falhas ainda são a base fundamental e o ponto de partida primário para realizar o trabalho de diagnóstico de falhas.

Portanto, no processo real de solução de problemas de falhas, é necessário concentrar-se na extração dos parâmetros de características de falha mais representativos e típicos. Ao mesmo tempo, informações multidimensionais, como o nó temporal, a localização espacial e as condições ambientais da ocorrência da falha, devem ser registradas com precisão. Com base nesses dados básicos, utiliza-se um método de análise sistemática para finalmente alcançar a localização precisa do ponto de falha.

Como o equipamento principal da rede de distribuição, a inspeção e manutenção diárias dos transformadores de distribuição são medidas básicas para garantir o funcionamento normal do transformador e o fornecimento seguro de energia. As falhas descritas neste artigo visam alertar os funcionários através da análise dessas falhas, extrair inferências de um caso para outro, fortalecer a análise de equipamentos e o pré-controle, e assegurar a operação estável, segura e confiável a longo prazo da rede elétrica, melhorando assim a confiabilidade do fornecimento de energia e garantindo os benefícios econômicos das empresas e da sociedade.