Como a Cromatografia Gasosa Detecta e Diagnostica Falhas em Transformadores de 500+ kV [Estudo de Caso]

0 Introdução
A análise de gases dissolvidos (DGA) no óleo isolante é um teste crucial para grandes transformadores de potência imersos em óleo. Utilizando a cromatografia gasosa, é possível detectar de forma oportuna o envelhecimento ou mudanças no óleo interno do equipamento elétrico preenchido com óleo, identificar falhas potenciais, como superaquecimento ou descargas elétricas, em estágios iniciais e avaliar com precisão a gravidade, o tipo e a tendência de desenvolvimento da falha. A cromatografia gasosa tornou-se um método essencial para monitorar e garantir a operação segura e estável do equipamento, sendo incorporada em padrões internacionais e nacionais relevantes [1,2].

1 Estudo de Caso
O transformador principal número 1 da Subestação Hexin é do modelo A0A/UTH-26700, com uma configuração de tensão de 525/√3 / 230/√3 / 35 kV. Foi fabricado em maio de 1988 e comissionado em 30 de junho de 1992. Em 20 de setembro de 2006, o sistema de monitoramento por computador indicou uma "operação de relé de gás leve no transformador principal número 1". Uma inspeção subsequente pelo pessoal de operação revelou rachaduras e vazamento sério de óleo nas duas terminações da fase B do lado de 35 kV, juntamente com a presença de gás no relé de gás, levando a um pedido imediato de desligamento. Antes deste incidente, os testes elétricos rotineiros e os testes de monitoramento do óleo isolante não haviam mostrado anomalias.

2 Análise de Cromatografia Gasosa e Diagnóstico de Falhas
Amostras de óleo e gás foram coletadas imediatamente após o desligamento para testes cromatográficos. Os resultados dos testes são mostrados nas Tabelas 1 e 2. Os resultados indicaram concentrações anormais de gases dissolvidos tanto no óleo do transformador quanto no relé de gás. Uma análise abrangente foi realizada usando dados cromatográficos e o método do critério de equilíbrio para avaliar as concentrações de gás nas amostras de óleo e gás.

Tabela 1 Registro Cromatográfico do Óleo Isolante da Fase B do Transformador Principal Número 1 da Subestação Hexin (μL/L)

Tabela 2 Registro Cromatográfico do Gás do Relé de Gás da Fase B do Transformador Principal Número 1 da Subestação Hexin (μL/L)

De acordo com os Padrões de Qualidade para Óleo de Transformador em Serviço, deve-se prestar atenção quando qualquer uma das seguintes concentrações de gases dissolvidos no óleo de transformadores de 500 kV exceder os valores especificados: hidrocarbonetos totais: 150 μL/L; H₂: 150 μL/L; C₂H₂: 1 μL/L. O acetileno (C₂H₂) foi detectado no óleo do transformador com uma concentração φ(C₂H₂) de 12,13 μL/L, excedendo o limiar de atenção mais de 12 vezes. Com base no método de análise de excesso de componentes [3], foi determinado preliminarmente que existia uma falha interna no transformador.

Uma análise adicional com base nos gases característicos indicou uma falha de descarga de alta energia, pois φ(C₂H₂) é um indicador-chave para distinguir o superaquecimento da descarga elétrica. Usando o método de três razões IEC, as razões calculadas foram:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1,2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0,56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6,6,
resultando em um código de 102. Isso levou à conclusão preliminar de que ocorreu uma descarga de alta energia (ou seja, arco) dentro do transformador.

Usando o método do critério de equilíbrio [4] e a composição de gás no relé de gás, as concentrações teóricas de óleo foram calculadas com base nas diferentes solubilidades dos gases no óleo. A razão αᵢ entre as concentrações teóricas e medidas no óleo foi derivada (veja a Tabela 2). Com base na experiência de campo, em condições normais, os valores de αᵢ para a maioria dos componentes caem no intervalo de 0,5–2. No entanto, durante falhas súbitas, os gases característicos geralmente apresentam valores de αᵢ significativamente maiores que 2. Neste caso, todos os componentes de gás no relé de gás mostraram valores de αᵢ muito maiores que 2, indicando uma falha interna súbita.

Os resultados dos testes elétricos mostraram que as resistências de contato do reator de carga, as resistências DC dos enrolamentos e as diferenças de fase máximas estavam todas dentro dos limites aceitáveis. As correntes de fuga entre os enrolamentos e para o solo, bem como suas comparações históricas, não mostraram anomalias. Os parâmetros de perda dielétrica e resistência de isolamento também eram normais. Esses resultados excluíram a entrada generalizada de umidade, degradação grave do isolamento ou defeitos de isolamento generalizados, confirmando que o sistema de isolamento principal estava intacto.

Com base na análise abrangente dos resultados acima, concluiu-se que ocorreu uma falha súbita de arco dentro do transformador. As concentrações de CO e CO₂ no óleo não mostraram aumentos significativos, e embora os níveis de hidrocarbonetos totais estivessem aumentando, ainda não haviam excedido os limites. Isso sugere que a envolvência de isolamento sólido em larga escala era improvável. No entanto, devido aos altos valores de αᵢ para CO e hidrocarbonetos totais, havia suspeita de uma falha de descarga súbita envolvendo danos localizados ao isolamento sólido.

3 Inspeção Interna e Ações Corretivas
Para determinar ainda mais a causa raiz, o transformador foi esvaziado e inspecionado. As duas terminações de 35 kV e o riser da fase B foram removidos para exame, revelando que a faixa de aterramento de equalização de tensão na placa de pressão do final do enrolamento havia sido queimada. Ao levantar a tampa do tanque, foi constatado que o suporte isolante da placa de pressão do enrolamento do yoke superior havia sido danificado devido a estresse mecânico de longo prazo, resultando em uma aterramento em dois pontos. Isso criou uma corrente circulante, levando a um arco que queimou a faixa de aterramento. O grande volume e a taxa elevada de geração de gás criaram uma pressão interna significativa, causando rachaduras e vazamento sério de óleo nas duas terminações de 35 kV próximas ao ponto de descarga. Os achados da inspeção foram totalmente consistentes com as conclusões tiradas da análise cromatográfica.

Medidas Corretivas:
• Substituir os componentes de suporte isolante danificados;
• Realizar degaseificação e filtração do óleo isolante;
• Retornar o transformador à operação normal após testes de aceitação bem-sucedidos;
• Aumentar o monitoramento operacional e retomar a gestão regular apenas após confirmar a ausência de problemas adicionais através de acompanhamento e análise contínuos.

4 Conclusão
(1) Este estudo aplicou com sucesso a cromatografia gasosa para diagnosticar uma falha interna de arco na fase B do transformador principal número 1 da Subestação Hexin, fornecendo valiosa experiência para a operação e diagnóstico de falhas em grandes transformadores de potência.

(2) Quando o relé de gás de um transformador opera, amostras de óleo e gás devem ser coletadas para análise cromatográfica. Combinando os resultados cromatográficos, dados históricos, o método do critério de equilíbrio e testes de isolamento, é possível determinar se a falha é interna ou relacionada a componentes auxiliares, e identificar a natureza, localização ou componente específico envolvido. Isso permite manutenção oportuna e garante a segurança do equipamento.

(3) A análise cromatográfica do óleo isolante é uma das medidas mais eficazes para monitorar a operação segura de equipamentos elétricos preenchidos com óleo. A DGA regular permite a detecção precoce e o monitoramento contínuo de falhas internas e sua gravidade. Para garantir a operação segura de grandes transformadores e manter a consciência de seu estado de saúde, a cromatografia gasosa deve ser realizada de acordo com os padrões da indústria elétrica, e a frequência de testes deve ser aumentada conforme necessário.