Da geração elétrica ao consumo, os transformadores de energia continuam a desempenhar a importante função de reduzir a energia de tensões mais altas para tensões mais baixas. Quer esteja localizado numa subestação de nível de transmissão ou de distribuição, um único transformador pode satisfazer as necessidades de milhares de clientes ou ser dedicado a uma grande fábrica industrial, centro de dados, hospital ou outra operação crítica.
A nossa dependência dos transformadores significa que qualquer falha pode ser altamente disruptiva para as empresas e para as casas, além de afetar a segurança. Não só pode representar uma grande falha de energia, como a que afetou recentemente 10.000 clientes em Kansas City, como as falhas dos transformadores também podem causar incêndios, como o de Windsor, Ontário, no ano passado. E um incêndio é muitas vezes uma ameaça para a segurança humana. Um incêndio que resultou de uma recente explosão de um transformador em Banguecoque, Tailândia, causou duas mortes e muitos feridos.O fato de a explosão ter ocorrido 30 minutos após a visita da concessionária local às instalações mostra que as inspeções convencionais não são suficientes para evitar um desastre.
Porque é que isto é um problema crescente?
Os transformadores são ativos com uma longa vida útil e com uma taxa de falha que aumenta significativamente após cerca de 30 anos. A idade média dos transformadores de distribuição nos EUA é de 42 anos, enquanto que 70% das linhas de transmissão e dos transformadores de energia têm 25 anos ou mais.
Atualmente, existe uma monitorização mínima dos ativos de transformadores em redes elétricas em todos os ativos, exceto os maiores, devido ao custo atual e à complexidade dos sistemas de monitorização. Isto resulta numa falta de visibilidade do estado e da robustez dos ativos, o que, por sua vez, resulta numa gestão conservadora. Sem uma análise oportuna e eficaz do estado, é necessária uma gestão conservadora e um forte investimento para evitar falhas catastróficas.
Este comportamento conservador inclui retirar precocemente do serviço os ativos da rede para garantir que serão evitadas falhas. Esta estratégia incentiva um gasto excessivo devido à substituição precoce dos ativos dos transformadores que podem ainda ter vários anos de vida útil.
No entanto, existe agora uma intensa pressão comercial e política para reduzir os custos e melhorar a utilização das infraestruturas sem afetar a continuidade dos negócios e os serviços ao cliente. Está na hora de considerar uma abordagem de gestão mais proativa que irá economizar gastos de capital devido ao prolongamento da vida útil.
Tal como discutido no nosso relatório “A Rede Digital Desencadeada”, os serviços públicos estão atualmente a reconhecer os potenciais benefícios de subestações mais inteligentes e de outros ativos, com muitos já a fazer tais investimentos para melhorar as operações da rede. A IDC previu que, até 2020, um em cada quatro serviços públicos irá integrar novos dados dos sensores e capacidades cognitivas para aumentar a eficiência dos seus ativos e reduzir os custos de manutenção.
Como parte da estratégia de dotar as subestações com ativos inteligentes, a monitorização e a melhoria das práticas de manutenção do transformador tem mais relevância do que nunca, tarefa esta que no passado era de gestão e avaliação complexa. Vejamos os motivos.
Quais são os maiores riscos da fiabilidade dos transformadores?
A resposta breve é o calor e a humidade. Estes fatores aceleram o envelhecimento dos transformadores. Especificamente, as temperaturas elevadas podem causar a quebra do isolamento do papel no interior dos transformadores. Quando isto acontece, a capacidade do transformador suportar a tensão de funcionamento normal diminui.
A humidade acelera este efeito de envelhecimento. Papel Kraft completamente seco, a funcionar a uma temperatura de 26,67 ºC deverá durar mais de 20 anos. Mas adiciona 2% de humidade, e o tempo de vida útil diminui em três anos.
O Desafio em medir o estado do transformador
A medição da temperatura do transformador é relativamente fácil, através da utilização de sensores nos enrolamentos do transformador ou através da medição da temperatura do óleo na parte superior. A medição da humidade é mais difícil. A medição do teor de humidade do papel – onde estará 95% da humidade – é impossível medir durante o seu funcionamento e a medição do teor de humidade do óleo pode ser propensa a erros.
Existe uma relação complexa entre o teor de humidade do papel e o do óleo, sobre a qual se pode ler mais no nosso artigo aqui. Apenas é necessário dizer que quando os dois estão em ”equilíbrio“, existe uma relação direta entre estes. No entanto, o equilíbrio raramente ocorre num transformador ativo. A medição da humidade torna-se ainda mais complicada devido a fatores, tais como, a natureza do óleo (idade, poluentes, etc.), as qualidades do papel, como o calor afeta o papel e o óleo de formas diferentes, o movimento da humidade através das camadas de papel, e muito mais.
Devido a toda esta atividade dinâmica, tentar compreender o estado de um transformador a partir de um único teste de óleo é como tentar compreender o estado dinâmico de todo um sistema elétrico através da medição de apenas um único ponto –simplesmente não é suficientemente abrangente ou preciso.
A Chave para a precisão: Monitorização online do transformador
A monitorização contínua pode ajudar a calcular a média das imprecisões causadas pelas condições dinâmicas acima mencionadas. Um sistema que pode medir continuamente a temperatura do óleo na parte superior, assim como a “saturação relativa ou a atividade da água” (consultar o nosso artigo para obter explicação) pode estimar com muito maior precisão o teor de água no papel e, consequentemente, calcular a idade do papel e a vida útil restante.
No entanto, devido às características de retenção de humidade do papel envelhecido, uma avaliação totalmente precisa requer a realização de perfis de idade na parte superior, na parte inferior e no ponto quente do transformador. É necessário um algoritmo avançado para realizar estes cálculos complexos.
Utilizar Smart Analytics para prever a vida útil do transformador
O EcoStruxure Transformer Expert da Schneider Electric automatiza a análise complexa do teor de água no papel do transformador, tendo em consideração os requisitos acima mencionados. O software baseado na web utiliza dados do Sensor EcoStruxure Transformer, um dispositivo de baixo custo que mede vários sinais de RF, temperaturas, atividade da água e vibração que indicam descarga parcial.
Uma análise com precisão permite prever o envelhecimento do papel e a vida útil restante com base nos perfis de carga atuais. Em seguida, o painel de controlo permite ao utilizador modelar outras previsões de envelhecimento com base nos perfis de carga selecionados.
A facilidade de utilização e a capacidade do EcoStruxure Transformer Expert para simplificar estas análises complexas podem ajudar os gestores de ativos a:
- avaliar e prever o estado e a duração da vida útil dos seus transformadores
- tomar decisões de manutenção baseadas nos dados, o que nos permitirá avaliar, graças à classificação do risco, se é melhor realizar uma intervenção em vez de retirar os transformadres com base na idade
Para mais informações, transfira a brochura do EcoStruxure Transformer Expert.
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