Análise de Falhas e Medidas de Proteção do Transformador H59/H61
1.Causas de Dano aos Transformadores Distribuidores Imersos em Óleo H59/H61 para Agricultura
1.1 Dano na Isolamento
O fornecimento de energia rural comumente utiliza um sistema misto de 380/220V. Devido à alta proporção de cargas monofásicas, os transformadores distribuidores imersos em óleo H59/H61 frequentemente operam sob desequilíbrio significativo de carga trifásica. Em muitos casos, o grau de desequilíbrio de carga trifásica ultrapassa muito os limites permitidos pelas regulamentações operacionais, causando envelhecimento prematuro, deterioração e falha eventual do isolamento dos enrolamentos, levando a queimaduras.
Quando os transformadores distribuidores imersos em óleo H59/H61 experimentam sobrecarga prolongada, falhas na linha de baixa tensão ou aumento súbito de carga, e não há dispositivos de proteção instalados no lado de baixa tensão—enquanto os fusíveis de queda do lado de alta tensão não operam prontamente (ou nem sequer operam)—os transformadores são forçados a suportar correntes de falha muito superiores à sua corrente nominal (às vezes várias vezes o valor nominal) por períodos prolongados. Isso resulta em um aumento brusco da temperatura, acelerando o envelhecimento do isolamento e, eventualmente, queimando os enrolamentos.
Após longo período de operação, componentes de vedação como contas de borracha e juntas nos transformadores distribuidores imersos em óleo H59/H61 envelhecem, racham e perdem eficácia. Se não forem detectadas e substituídas a tempo, isso leva a vazamento de óleo e queda no nível do óleo. A umidade do ar então entra em grande quantidade no óleo isolante, reduzindo drasticamente sua resistência dielétrica. Em condições graves de falta de óleo, o reator de deriva pode ficar exposto ao ar, absorver umidade e causar descargas ou curtos-circuitos, queimando o transformador.
Processos de fabricação inadequados—como impregnação incompleta de verniz entre as camadas de enrolamento (ou verniz isolante de baixa qualidade), secagem insuficiente ou soldagem confiável das juntas de enrolamento—deixam defeitos ocultos no isolamento dos transformadores distribuidores imersos em óleo H59/H61. Além disso, durante a comissionamento ou manutenção, pode ser adicionado óleo isolante de baixa qualidade, ou a umidade e contaminantes podem entrar no óleo, degradando a qualidade do óleo e reduzindo a resistência do isolamento. Com o tempo, isso pode levar a ruptura do isolamento e queima do transformador distribuidor imerso em óleo H59/H61.
1.2 Sobretensão
A resistência de aterramento da proteção contra raios não atende aos padrões exigidos. Mesmo se estivesse inicialmente em conformidade no momento da comissionamento, a corrosão, oxidação, quebra ou soldagem ruim dos componentes de aço do sistema de aterramento ao longo do tempo pode causar um aumento dramático na resistência de aterramento, resultando em danos ao transformador durante descargas atmosféricas.
A configuração inadequada de proteção contra raios é comum: muitos transformadores distribuidores imersos em óleo H59/H61 rurais estão equipados apenas com um conjunto de pára-raios de alta tensão no lado de alta tensão. Como os sistemas de energia rural quase sempre usam transformadores conectados em Yyn0, as descargas atmosféricas podem induzir sobretensões de transformação direta e reversa. Sem pára-raios no lado de baixa tensão, essas sobretensões aumentam significativamente o risco de danos ao transformador.
O sistema de energia rural de 10kV tem uma probabilidade relativamente alta de ferroressonância. Durante eventos de sobretensão ressonante, a corrente primária dos transformadores distribuidores imersos em óleo H59/H61 aumenta bruscamente, podendo queimar os enrolamentos ou causar flashover nas buchas—e até mesmo explosão.
1.3 Condições Operacionais Severas 1. Causas de Dano aos Transformadores Distribuidores Imersos em Óleo H59/H61 para Agricultura 1.1 Dano no Isolamento Quando os transformadores distribuidores imersos em óleo H59/H61 experimentam sobrecarga prolongada, falhas na linha de baixa tensão ou aumento súbito de carga, e não há dispositivos de proteção instalados no lado de baixa tensão—enquanto os fusíveis de queda do lado de alta tensão não operam prontamente (ou nem sequer operam)—os transformadores são forçados a suportar correntes de falha muito superiores à sua corrente nominal (às vezes várias vezes o valor nominal) por períodos prolongados. Isso resulta em um aumento brusco da temperatura, acelerando o envelhecimento do isolamento e, eventualmente, queimando os enrolamentos. Após longo período de operação, componentes de vedação como contas de borracha e juntas nos transformadores distribuidores imersos em óleo H59/H61 envelhecem, racham e perdem eficácia. Se não forem detectadas e substituídas a tempo, isso leva a vazamento de óleo e queda no nível do óleo. A umidade do ar então entra em grande quantidade no óleo isolante, reduzindo drasticamente sua resistência dielétrica. Em condições graves de falta de óleo, o reator de deriva pode ficar exposto ao ar, absorver umidade e causar descargas ou curtos-circuitos, queimando o transformador. Processos de fabricação inadequados—como impregnação incompleta de verniz entre as camadas de enrolamento (ou verniz isolante de baixa qualidade), secagem insuficiente ou soldagem confiável das juntas de enrolamento—deixam defeitos ocultos no isolamento dos transformadores distribuidores imersos em óleo H59/H61. Além disso, durante a comissionamento ou manutenção, pode ser adicionado óleo isolante de baixa qualidade, ou a umidade e contaminantes podem entrar no óleo, degradando a qualidade do óleo e reduzindo a resistência do isolamento. Com o tempo, isso pode levar a ruptura do isolamento e queima do transformador distribuidor imerso em óleo H59/H61. 1.2 Sobretensão A configuração inadequada de proteção contra raios é comum: muitos transformadores distribuidores imersos em óleo H59/H61 rurais estão equipados apenas com um conjunto de pára-raios de alta tensão no lado de alta tensão. Como os sistemas de energia rural quase sempre usam transformadores conectados em Yyn0, as descargas atmosféricas podem induzir sobretensões de transformação direta e reversa. Sem pára-raios no lado de baixa tensão, essas sobretensões aumentam significativamente o risco de danos ao transformador. O sistema de energia rural de 10kV tem uma probabilidade relativamente alta de ferroressonância. Durante eventos de sobretensão ressonante, a corrente primária dos transformadores distribuidores imersos em óleo H59/H61 aumenta bruscamente, podendo queimar os enrolamentos ou causar flashover nas buchas—e até mesmo explosão. 1.3 Condições Operacionais Severas 1.4 Operação Inadequada ou Qualidade Ruim do Reator de Deriva Reatores de deriva de baixa qualidade—com contato inadequado entre contatos fixos e móveis, ou indicadores de posição externos incompatíveis com as posições internas reais—podem causar descargas ou curtos-circuitos após a energização, levando à destruição do reator de deriva ou até mesmo do enrolamento inteiro. 1.5 Problemas de Aterramento do Núcleo do Transformador 1.6 Operação Prolongada Sob Sobrecarga 2. Medidas de Controle Durante a operação, amperímetros de pinça devem ser usados regularmente para medir as correntes de carga trifásica e verificar se o desequilíbrio permanece dentro dos limites regulamentares. Se o desequilíbrio exceder os valores permitidos, uma redistribuição imediata da carga deve ser realizada para trazê-lo de volta à conformidade. As inspeções rotineiras de transformadores de distribuição a óleo H59/H61 devem ser realizadas conforme as regulamentações, verificando a cor, o nível e a temperatura do óleo para normalidade e procurando por vazamentos de óleo. As superfícies dos isoladores devem ser examinadas em busca de marcas de descargas ou flashover. Quaisquer anormalidades devem ser abordadas imediatamente. A parte externa do transformador, especialmente os isoladores, deve ser limpa periodicamente para remover sujeira e contaminantes. Antes da temporada anual de tempestades, os para-raios de alta e baixa tensão e os condutores de descida de aterramento devem passar por uma inspeção minuciosa. Para-raios não conformes devem ser substituídos. Os condutores de descida de aterramento não devem apresentar fios quebrados, soldas ruins ou fraturas. Fio de alumínio não deve ser usado; em vez disso, os condutores de aterramento devem ser feitos de aço redondo de 10–12 mm de diâmetro ou aço plano de 30×3 mm. A resistência de aterramento deve ser testada anualmente durante o tempo seco do inverno (após pelo menos uma semana de céu claro contínuo). Sistemas de aterramento não conformes devem ser corrigidos. Ao conectar os terminais do transformador aos condutores aéreos nos lados de alta e baixa tensão, conectores de transição cobre-alumínio ou grampos de equipamento cobre-alumínio devem ser usados. Antes da conexão, as superfícies de contato desses conectores devem ser polidas com lixa n° 0 e revestidas com uma quantidade apropriada de graxa condutiva. As operações do chave seletora em transformadores de distribuição a óleo H59/H61 devem seguir estritamente as regulamentações. Após o ajuste, o transformador não deve ser reenergizado imediatamente. Em vez disso, as medidas de resistência DC de todas as fases antes e depois da operação devem ser comparadas usando uma ponte de Wheatstone. Se nenhuma mudança significativa for observada, os valores de resistência DC fase-fase e linha-linha pós-operacional devem ser comparados: as diferenças de fase não devem exceder 4%, e as diferenças de linha devem ser menores que 2%. Se esses critérios não forem atendidos, a causa deve ser identificada e corrigida. Somente após atender a esses requisitos, o transformador de distribuição a óleo H59/H61 pode ser retornado ao serviço.
Durante períodos de alta temperatura no verão ou quando os transformadores distribuidores imersos em óleo H59/H61 operam continuamente sob sobrecarga, a temperatura do óleo aumenta excessivamente. Isso prejudica severamente a dissipação de calor, acelera o envelhecimento, a deterioração e a falha do isolamento, e,最终答案：
O fornecimento de energia rural comumente utiliza um sistema misto de 380/220V. Devido à alta proporção de cargas monofásicas, os transformadores distribuidores imersos em óleo H59/H61 frequentemente operam sob desequilíbrio significativo de carga trifásica. Em muitos casos, o grau de desequilíbrio de carga trifásica ultrapassa muito os limites permitidos pelas regulamentações operacionais, causando envelhecimento prematuro, deterioração e falha eventual do isolamento dos enrolamentos, levando a queimaduras.
A resistência de aterramento da proteção contra raios não atende aos padrões exigidos. Mesmo se estivesse inicialmente em conformidade no momento da comissionamento, a corrosão, oxidação, quebra ou soldagem ruim dos componentes de aço do sistema de aterramento ao longo do tempo pode causar um aumento dramático na resistência de aterramento, resultando em danos ao transformador durante descargas atmosféricas.
Durante períodos de alta temperatura no verão ou quando os transformadores distribuidores imersos em óleo H59/H61 operam continuamente sob sobrecarga, a temperatura do óleo aumenta excessivamente. Isso prejudica severamente a dissipação de calor, acelera o envelhecimento, a deterioração e a falha do isolamento, e, eventualmente, encurta a vida útil do transformador.
As cargas de eletricidade rural estão dispersas, altamente sazonais, com grandes diferenças de pico a vale e linhas de baixa tensão longas, resultando em flutuações significativas de tensão. Como resultado, os eletricistas rurais frequentemente ajustam manualmente os reatores de deriva dos transformadores distribuidores imersos em óleo H59/H61. A maioria desses ajustes não segue os procedimentos prescritos, e após o ajuste, os valores de resistência DC de cada fase raramente são medidos e comparados antes de reenergizar. Consequentemente, muitos transformadores sofrem de reatores de deriva mal posicionados ou contato ruim, causando um aumento brusco na resistência de contato e queimando o reator de deriva.
Devido a problemas intrínsecos de qualidade nos transformadores distribuidores imersos em óleo H59/H61, o verniz isolante entre as lâminas de aço silício envelhece ao longo do tempo ou se deteriora prematuramente por outras razões, causando aterramento múltiplo do núcleo e resultando em danos.
Com o desenvolvimento da economia rural, a demanda por eletricidade aumentou dramaticamente. No entanto, novos transformadores distribuidores imersos em óleo H59/H61 não foram instalados a tempo, nem os existentes foram substituídos por modelos de maior capacidade. Como resultado, os transformadores atuais operam sob sobrecarga crônica. Combinado com a alta proporção de cargas monofásicas nas áreas rurais, que impede o carregamento equilibrado trifásico, uma fase frequentemente experimenta sobrecarga severa a longo prazo, e a corrente na linha neutra excede muito os limites permitidos. Essas condições, eventualmente, levam à queima do transformador distribuidor imerso em óleo H59/H61.
De acordo com as regulamentações relevantes, cada transformador de distribuição a óleo H59/H61 deve ser equipado com três proteções fundamentais: contra raios, curto-circuitos e sobrecargas. A proteção contra raios requer para-raios em ambos os lados de alta e baixa tensão, sendo preferidos os para-raios de óxido de zinco (ZnO). As proteções contra curto-circuito e sobrecarga devem ser consideradas separadamente: fusíveis de queda de alta tensão devem proteger principalmente contra curtos-circuitos internos, enquanto sobrecargas e curtos-circuitos na linha de baixa tensão devem ser tratados por disjuntores ou fusíveis de baixa tensão instalados no lado de baixa tensão.
