Medições para diagnóstico em transformadores de potência Revista O Setor Elétrico

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02/03/2017 Medições para diagnóstico em transformadores de potência | Revista O Setor Elétrico
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Medições para diagnóstico em transformadores de potência
Por Cornelius Plath e Martin Anglhuber*
Vários  testes  podem  ser  feitos  para  determinar  a  condição  dos  transformadores  de  potência.  A
análise de gás dissolvido (DGA) é um exemplo para testes de rotina. Outros valores elétricos, como
enrolamento  e  resistência  de  isolamento,  corrente  sem  carga  ou  capacitância  e  fator  de
dissipação/fator de potência na  frequência de  linha,  também são medidos periodicamente no  local.
Sistemas  de  monitoramento  em  linha  foram  introduzidos  para  coletar  dados  atuais  sobre  tensão,
corrente  e  temperatura.  Eles  podem  ajudar  a  reconhecer  mudanças  rápidas  na  condição  do
transformador assim que elas ocorrerem. Nem todo teste pode ser feito em linha, mas sistemas de
monitoramento  em  linha  já  estão  disponíveis  para  óleo,  comutadores  de  derivação,  sistemas  de
resfriamento e buchas.
Em vários casos, várias medições de diagnóstico são necessárias para identificar uma condição ou
localização específica com  falha. Recomenda­se, sempre que possível, utilizar diferentes métodos
de teste para confirmar condições de falha indicadas pela medição inicial. Assim, é possível poupar
bastante tempo e dinheiro antes de empregar medidas caras de manutenção.
Estudo de confiabilidade do transformador
Em 2015, os  resultados de um estudo  internacional sobre  falhas no  transformador de potência em
subestações feito pelo Cigré Working Group A2.37 foram divulgados. A Figura 1 mostra que a maioria
das falhas relatadas ocorreu em enrolamentos, comutadores de derivação e buchas.
O componente afetado do transformador e o modo de falha foram incluídos no estudo. Os resultados
do  teste  estão  resumidos  na  Figura  2.  As  falhas  do  modo  dielétrico  foram  relatadas  com  mais
frequência em transformadores de subestação, seguidos por modos de falha mecânica e elétrica.
O estudo,  conduzido entre 1996 e 2010,  indica quais componentes do  transformador são os mais
críticos para monitorar no  intuito de prevenir  falhas. Portanto, vários métodos de diagnóstico  foram
abordados com foco nos modos de falha e nos componentes já mencionados.
Figura 1 – Localização da falha, transformadores de subestação de 100 kV e superiores.
MEDIÇÕES PARA DIAGNÓSTICO EM
TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA
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02/03/2017 Medições para diagnóstico em transformadores de potência | Revista O Setor Elétrico
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Figura 2 – Análise do modo de  falha baseada em 799  falhas graves em  transformadores de
subestação.
 
Diagnóstico de diferentes modos de falha
DGA é a medição mais amplamente aceita e utilizada rotineiramente em transformadores. Determinar
as  concentrações  de  gás  e  a  taxa  de  variação  no  óleo  provou  ser  significativo  para  indicar  a
presença de uma falha. A falha deve ser localizada o quanto antes, especialmente, se for detectado
um aumento nas proporções de hidrogênio  (H2)  e  de gases hidrocarbonetos. A  fim de  localizar  o
problema, são necessários métodos de diagnóstico adicionais como os métodos dielétrico, elétrico e
mecânico.
Modos de falha dielétrica
Os modos de  falha dielétrica descrevem condições nas quais o  isolamento do  transformador está
comprometido  utilizando descarga  parcial,  rastreamento  ou  contornamento. Contudo,  antes  destas
falhas ocorrerem, sinais de degradação e envelhecimento podem ser geralmente detectados através
da medição do fator de dissipação/potência.
Medições na frequência de linha
Atualmente,  o  sistema  de  isolamento  mais  utilizado  em  transformadores  de  potência  para
transmissão  de  energia  elétrica  é  o  de  papel  e  cartão  comprimido  imerso  em óleo. A  propriedade
dielétrica deste isolamento depende da temperatura, da condutividade do óleo, da geometria e do teor
de água no papel e no cartão comprimido. No passado, o fator de dissipação ou fator de potência era
medido somente na frequência da linha (50 Hz ou 60 Hz). Contudo, investigações mostram que os
fatores de influência se tornam mais predominantes em outras frequências, dessa forma, medições
com uma faixa de frequência mais ampla podem ser empregadas para aumentar a sensibilidade do
método. Uma  faixa  de  frequência  comum usada  em aplicações  de  campo  é  de  15 Hz  a  400 Hz.
Devido  ao  aumento  da  faixa  de  frequência,  é  possível  analisar  a  dependência  da  frequência  de
propriedades dielétricas.
Embora  diferentes  sistemas  de  isolamento  sejam  utilizados,  uma  abordagem  similar  pode  ser
utilizada para buchas de transformadores. A medida da capacitância e do fator de dissipação/fator de
potência  na  frequência  de  linha  tem  sido  um  procedimento  muito  comum  por  muitas  décadas.
Considerando que uma mudança na capacitância  indica um colapso entre as camadas capacitivas
de  isoladores  de  travessia  condensadores,  um  aumento  da  dissipação/fator  de  potência  pode
também indicar problemas como umidade, envelhecimento, partes carbonizadas ou maus contatos.
Ambos os padrões – IEEE e IEC – de buchas requerem a medição de fator de dissipação/fator de
potência na temperatura ambiente como um teste de rotina em novas buchas. A Tabela 1 mostra os
limites recomendados na frequência de linha de acordo com a IEC 60137 e a IEEE C57.19.01 para
diferentes tipos de buchas novas.
Tabela 1 – Limites e fator de dissipação comum (tan(δ) ) e valores de fator de potência (PF) na
frequência de linha de acordo com a IEC 60137 e IEEE C57.19.01 em 1.05 Um e 20 °C/70 °F (Papel
impregnado com resina (RIP); Papel impregnado com óleo (OIP); Papel com resina aderente (RBP);
tan(δ) (fonte IEC 60137); PF (fonte IEEE C57.10.01); valores comuns para buchas novas).
Em  um  transformador  de  potência,  geralmente,  mais  de  uma  bucha  do  mesmo  tipo  e  idade  é
instalado, o que permite uma comparação de propriedades dielétricas entre unidades idênticas, além
de  uma  comparação  de  limites  absolutos.  Assim,  se  três  buchas  idênticas  exibirem  propriedades
dielétricas idênticas, é improvável a existência do problema em qualquer deles. Além disso, sempre
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02/03/2017 Medições para diagnóstico em transformadores de potência | Revista O Setor Elétrico
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que  medidas  dielétricas  foremfeitas  em  buchas,  a  dependência  da  temperatura  deve  ser
considerada.  Investigações  mostram  que  mesmo  técnicas  de  compensação  complexas  não  são
capazes  de  compensar  a  confiabilidade  em  todos  os  casos.  Portanto,  recomenda­se  comparar
valores dielétricos de buchas com medições feitas em temperatura igual ou similar.
Medidas de frequência variável
A medição do fator de dissipação/fator de potência em buchas abaixo da frequência de linha aumenta
a sensibilidade em relação à umidade e ao envelhecimento. A Figura 3 mostra o fator de dissipação
para uma bucha seca e uma úmida entre 20 Hz e 400 Hz. Embora a diferença seja também visível na
frequência de linha e maior, é mais significativa em frequências mais baixas. A Figura 1 mostra limites
indicativos  em  diferentes  frequências  recomendadas  no  guia  de manutenção  de  transformador  de
potência da Cigré para diferentes frequências.
Figura  3 –  Frequência  variável  tan(δ)  de  um  bucha  seca  e  uma  úmida  com  33  kV OIP  a  30  °C
(úmido; seco).
Tabela 2 – Valores indicativos de limites de tan(δ) para buchas a 20 °C (novo, usada).
Além da capacidade de aplicar diferentes frequências para diagnóstico, as medições em frequências
diferentes  da  frequência  de  linha  e  seus  harmônicos  também  limitam  o  efeito  da  interferência
eletromagnética em subestações de alta tensão.
Se os problemas forem indicados pelas medições de fator de dissipação/fator de potência em uma
variação  de  frequência  limitada, medições  de  diagnóstico  de  banda  larga  podem  ser  empregadas
para  obter  um  diagnóstico  mais  detalhado.  Essas  medições  (comumente  chamadas  de  DFR,
Resposta em Frequência Dielétrica) são realizadas em uma faixa de frequência de µHz para região
mais baixa de kHz e também permitem a separação de vários fatores de influência (Figura 4). Esse
método também é capaz de determinar o conteúdo absoluto de água no isolamento do papel/cartão
comprimido e a condutividade do óleo [6].
Figura  4  –  Propriedades  dielétricas  de  um  transformador  de  potência  com  isolamento  de  papel
impregnado com óleo, alta tensão para a baixa (CHL) do isolamento do enrolamento.
 
Modos de falha elétrica
Os modos de  falha elétrica descrevem condições como circuito aberto, curto­circuito, assim como
más junções ou maus contatos. Em transformadores de potência, circuitos abertos e curtos­circuitos
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podem  ocorrer  nas  espiras  do  enrolamento  e  nas  junções  entre  enrolamentos,  terminais  de
isoladores e em comutadores de derivação. Os problemas de contato geralmente são encontrados
no seletor e em chaves de comutação dentro do comutador de derivação.
Medições da relação de transformador do transformador
As  medições  da  relação  de  transformação  de  transformador  (TTR)  podem  ser  utilizadas  para
identificar espiras em curto nos enrolamentos. Através da energização do enrolamento primário e da
medição,  os  enrolamentos  secundários  ou  terciários,  a  relação  e  o  ângulo  de  fase  podem  ser
determinados e comparados com os valores da placa de identificação medidos na fábrica. A relação
medida, que é diretamente afetada pelas espiras em curto, deve ter um desvio menor que 0,5% do
valor nominal de acordo com os padrões internacionais.
Quando  for  usada  uma  fonte  de  fase  única  para  realizar  medições  TTR  nos  transformadores
trifásicos  é  essencial  assegurar,  de  acordo  com  o  grupo  de  vetores,  que  a  tensão  correta  do
enrolamento correspondente é medida no enrolamento secundário ou terciário. Os equipamentos de
teste atuais com uma fonte trifásica verdadeira já estão disponíveis para teste em campo. No caso de
uma fonte de tensão trifásica todas as três fases são medidas ao mesmo tempo. Portanto, o operador
não precisa se preocupar em medir o enrolamento correspondente e o  tempo de  teste é  reduzido
significativamente. A medição pode ser influenciada por um núcleo magnetizado ou por falta de uma
referência de terra, o que pode gerar resultados incorretos. Assim, é muito importante desmagnetizar
o núcleo do transformador e fazer o aterramento apropriado em cada enrolamento.
A  fim  de  confirmar  ou  eliminar  um  problema  suspeito,  uma medição  adicional  das  correntes  sem
carga é útil para diagnosticar condições de curto­circuito. As correntes sem carga em tensões mais
baixas em uma faixa de algumas centenas de volts são medidas simultaneamente dentro da medição
da relação. Contudo, a fim de aplicar um estresse no isolamento em cada espira do enrolamento, as
medições na faixa de kV podem ser feitas com equipamentos de teste modernos em campo.
Medições da resistência do enrolamento
Esse é o teste padrão de campo para validar e avaliar a continuidade do caminho de transporte de
corrente e, assim, identificar condições de circuito aberto assim como más junções e maus contatos.
Cabos  de  conexão  soltos,  fios  de  enrolamento  quebrados  ou  contato  em  más  condições  em
comutadores de derivação geralmente são indicados por uma medição de resistência alta ou instável.
Os  resultados  da  resistência  do  enrolamento  são  interpretados  com  base  na  comparação  entre
fases. As comparações  também podem ser  feitas usando os  resultados originais de  fábrica ou os
resultados de testes anteriores. Ao comparar dados de testes feitos em outras datas, os resultados
devem ser normalizados para uma temperatura de referência comum. Espera­se que as medições de
todas as três fases sejam de até 2% entre si [5].
A tensão CC aplicada durante o teste deixará o núcleo do transformador em um estado magnetizado
quando  o  teste  estiver  completo.  Para  a  maioria  das  aplicações  de  transformador,  este  teste  é
considerado benigno,  todavia,  transformadores magnetizados produzem correntes de entrada mais
altas na energização. Outro efeito colateral da magnetização é que ela pode influenciar outros testes
de  diagnóstico,  especificamente,  correntes  sem  carga  e  análise  de  resposta  de  varredura  de
frequência  (SFRA).  Portanto,  recomenda­se  desmagnetizar  o  transformador  depois  que  testes  de
resistência do enrolamento forem feitos para evitar a contaminação dos testes mencionados acima e
limitar a influência de correntes de partida quando os transformadores forem energizados.
Se resistências altas  forem detectadas no caminho de  transporte de corrente, é bem provável que
estas áreas se tornem pontos críticos em condições de carga. Nesse caso, uma maior concentração
de metano,  etano  e  etileno  no  óleo  pode  ser  detectada.  Portanto,  as medições  da  resistência  do
enrolamento geralmente são desencadeadas pelos resultados DGA. Se não for feito antes do teste, é
recomendado verificar valores de alta resistência através da análise dos resultados DGA.
Modos de falha mecânica
Os  modos  de  falha  mecânica  incluem  deslocamento  e  deformação  de  enrolamentos  geralmente
devido a estresses mecânicos altos que podem ocorrer durante o transporte ou como resultado de
correntes  de  curto­circuito.  No  comutador  de  derivação,  problemas mecânicos  no mecanismo  de
operação podem incluir operação lenta, eixo de transmissão quebrado e desalinhamento do seletor e
da chave comutadora.
Impedância de curto­circuito e medições de reatância de fuga
As medições de impedância em curto­circuito, também chamada de impedância de curto­circuito, são
métodos  sensíveis  para  avaliar  a  possível  deformação  ou  deslocamento  dos  enrolamentos.  Em
condições de carga e curto­circuito, um  fluxo adicional, em oposição ao  fluxo principal, é  induzido
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devido a corrente no enrolamento secundário. Este fluxo adicional não é totalmente contido no núcleo
e, ao invés disso, também invade o espaço entre os enrolamentos. Por isso, ele é chamado de fluxo
de dispersão, que é representado pela  impedância em curto­circuito (Figura 5). Se a área entre os
enrolamentos mudar devido ao deslocamento ou deformação deles, o  fluxo de dispersão pode ser
afetado e mudanças na impedância em curto­circuito podem ser detectadas.
O  teste geralmente é  realizado como uma medição  trifásica que pode ser  comparada ao  valor  da
placa de identificação determinado pelo fabricante durante os testes de aceitação de fábrica. Como
esse  valor  representa  a  média  entre  todas  as  três  fases,  uma  medição  por  fase  também  é
recomendada para diagnóstico do enrolamento. O valor da  impedância em curto­circuito obtido na
medição  trifásica não deve  ter um desvio superior a 2% do valor da placa de  identificação  [5]. Se
problemas mecânicos  forem  indicados  em medições  de  impedância  em  curto­circuito,  uma SFRA
adicional  pode  ser  conduzida  para  confirmar  e  diagnosticar  o  problema  com  mais  detalhes.  Os
resultados SFRA são recomendados para comparar uma medição comprovada de referência.
Figura 5 – Fluxo principal e de dispersão em um núcleo energizado.
Medições de resistência dinâmica
Existem diversos métodos para diagnosticar problemas mecânicos no comutador de derivação, que
podem ser feitos ao registrar o processo de comutação do seletor e da chave comutadora. O mais
comum hoje é a medição da  resistência dinâmica  (DRM). Tempos  típicos de comutação da chave
comutadora (entre 40 ms e 60 ms) dificultam a detecção de quaisquer efeitos durante o processo de
comutação usando uma medição de resistência do enrolamento convencional, que pode levar alguns
minutos. Portanto, o princípio da DRM é servir  como um método de diagnóstico suplementar para
esse uso específico.
Usando a mesma configuração, os rápidos processos de comutação da chave comutadora podem
ser medidos pela DRM. Além disso, arco nos contatos, tempos de comutação da chave comutadora,
interrupções na comutação, por exemplo, devido a resistores de comutação ou cabos quebrados e
desgaste  completo  de  contatos,  podem  ser  detectados  na  DRM.  Dessa  forma,  ela  fornece  mais
detalhes sobre a condição dinâmica no comutador de derivação em carga (OLTC). A Figura 6 mostra
uma assinatura típica de corrente/tempo de chave comutadora do tipo resistivo.
Com  base  nesse  método  de  teste  não  invasivo,  as  falhas  podem  ser  detectadas  sem  abrir  o
compartimento do OLTC. O tipo e o modelo do OLTC devem ser conhecidos para analisar e avaliar a
medição de DRM de uma maneira adequada. Uma medida comprovada de referência, que é obtida
depois  do  comissionamento  ou quando o  switch  desviador  está  em boas  condições,  permite  uma
análise eficiente. A propriedade mais importante para avaliar problemas mecânicos no comutador de
derivação é a assinatura de tempo do processo de comutação. Dependendo do modelo, variações
dentro de uma tolerância específica podem ser aceitas, contudo, diferenças de tempo podem indicar
desalinhamento, problemas de lubrificação, desgaste excessivo de contatos e/ou repique do contato.
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Figura 6 – Assinatura de corrente DRM típica e posições correspondentes de chaves comutadoras
do tipo resistivo.
Estudo de caso em um transformador de potência de 25 MVA
O exemplo seguinte mostra as medições  feitas em um  transformador de dois enrolamentos de 25
MVA com uma tensão nominal de 67 kV no enrolamento primário a 13,2 kV no secundário. O DGA do
transformador, que  ficou 40 anos em serviço,  indicou uma  falha  térmica acima dos 700  °C, T3 de
acordo com a  IEC60599, o que  levou a vários de  testes elétricos subsequentes para  investigar a
causa da falha mais a fundo (Tabela 3).
Vários testes de diagnóstico, tais como testes de resistência do enrolamento, relação e medidas de
correntes  sem  carga  foram  feitos  para  investigar  melhor  o  problema.  O  teste  de  resistência  do
enrolamento  indicou  uma  maior  resistência  na  fase  B,  o  que  sugere  que  os  problemas  térmicos
podem ser causados por uma conexão comprometida (Figura 7). Neste transformador em especial, o
comutador de derivação fica em um compartimento separado conectado ao enrolamento secundário.
Com  base  em  investigações  anteriores  em  transformadores  de  modelo  similar,  conexões  muito
apertadas entre os enrolamentos e o comutador de derivação mostraram ser propensas à abrasão. É
muito improvável ocorrer abrasão nos contatos dos comutadores de derivação ou falha de espira a
espira no enrolamento primário, pois a resistência do enrolamento desvia uniformemente ao longo das
posições  de  comutação  e  a  relação  e  as  medições  de  corrente  sem  carga  não  indicaram  um
problema de espira a espira.
Neste caso, os resultados de um plano de teste completo fornecem uma base para uma avaliação de
condição  comprovada  no  campo  dos  métodos  de  teste  não  invasivos.  Com  base  nessas
descobertas, a decisão tomada foi de monitorar o transformador mais detalhadamente ao aumentar a
frequência de amostragem da DGA. Ainda não foram feitas maiores investigações sobre o problema.
Tabela 3 – Análise de gás dissolvido de um transformador de dois enrolamentos de 25 MVA.
Figura 7 – Resultados do teste de resistência do enrolamento no lado primário de um transformador
de dois enrolamentos de 25 MVA.
Conclusão
Com o passar do  tempo, os  transformadores necessitam de verificações  regulares das condições
operacionais. Um estudo internacional sobre falhas de transformadores de potência em subestações
concluiu que as falhas mais comuns ocorrem em enrolamentos, buchas e comutadores de derivação.
Os  modos  de  falha  dielétrico,  elétrico  e  mecânico  foram  os  mais  relatados.  Vários  métodos  de
diagnóstico se mostraram eficazes na  identificação das condições que causaram esses modos de
falha. Ao empregar estes métodos, é possível realizar manutenções importantes a tempo para evitar
uma falha total repentina do transformador. Recomenda­se utilizar diferentes métodos de teste para
confirmar  as  condições  de  falha  indicadas  pela  medição  inicial  antes  de  se  comprometer  com
medidas de manutenção de alto custo.
Referências
[1]      CIGRE, Technical Brochure 642: Transformer Reliability Survey, 2015.
[2]      IEC 60137: Insulated bushings for alternating voltages above 1000 V, 2008.
[3]            IEEE Std C57.19.01: Performance Characteristics  and Dimensions  for Outdoor Apparatus
Bushings, 2000.
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02/03/2017 Medições para diagnóstico em transformadores de potência | Revista O Setor Elétrico
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[4]      M. Puetter, et al., New Diagnostic Tools for High Voltage Bushings by Considering the 
Temperature Dependency, in International Conference on Condition Monitoring and Diagnosis, 
Jeju, Korea, 2014.
[5]      CIGRE, Technical Brochure 445: Guide for Transformer Maintenance, 2011.
[6]      M. Anglhuber, M. Krüger, Dielectric analysis of high voltage power transformers, 
Transformer Magazine, Vol. 3, Issue 1, 2016.
[7]           C. Plath, M. Puetter: Dynamic analysis and  testing of On­Load Tap Changer with dynamic
resistance measurement, Transformers Magazine, Vol. 3, Issue 3, 2016.
 
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