ARTIGO MONITORAMENTO E DIAGNÓSTICO DE FALHAS EM TRANSFORMADORES

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MONITORAMENTO E DIAGNÓSTICO DE FALHAS EM TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA
Dalton Alves Ferreira, Marcos Paulo dos Santos, 
Reyner Lopes de Melo, Vitor Vilela de Brito Marcolino
Resumo – Este artigo apresenta uma breve descrição da importância dos transformadores de potência no sistema elétrico, as principais falhas recorrentes no mesmo e algumas formas de monitorar e diagnosticar as falhas neste equipamento nas partes ativas, nos comutadores, nas buchas e apresentar as técnicas de análise dos gases dissolvidos no óleo.
Palavras-Chave. Transformador, Partes Ativas, Comutador, Buchas, Presença de Gases
O Transformador
O transformador é um equipamento elétrico utilizado para adequar a tensão nos seus terminais de saída a níveis adequados para transmissão ou distribuição de energia. Todo o fluxo de potência recebido ou transmitido por subestações de transformação passa por este equipamento e, desta maneira, é desejado que a sua disponibilidade no sistema elétrico seja de forma contínua ou interrompida de maneira controlada, pois a saída inesperada de operação deste equipamento pode provocar a interrupção de atividades industriais, deixar cidades sem energia elétrica, gerar multas devido a indisponibilidade do equipamento, gerar um grande período fora do sistema e custo de manutenção.
A tabela abaixo apresenta o percentual de interrupções em transformadores e em autotransformadores para cada componente num estudo realizado nos últimos 28 anos no sistema elétrico da CELG.
	Componente
	Interrupções (%)
	Enrolamento e Núcleo
	34%
	Comutador
	20%
	Bucha
	14%
	Sistema de Refrigeração
	7%
	Tanque e Acessórios
	7%
	Óleo (sistema isolante)
	4%
	Núcleo
	2%
	TC de Bucha
	1%
	Outros
	11%
Tab. 1 – Percentual de Interrupções
Os danos e prejuízos devido a falhas neste equipamento podem levar a prejuízos tão grandes que os custo de investimento em monitoramento e diagnóstico de falhas neste equipamento são justificáveis. As falhas no transformador podem ser de 2 tipos: Falhas na parte ativa (enrolamentos ou núcleo); e falhas nas partes auxiliares (bucha, sistema de refrigeração, carcaça, TC de bucha, comutador, etc).
Fig. 1 - Transformador de potência
Os sistemas de monitoramento e diagnóstico de falhas tem como objetivo acompanhar a “saúde” do equipamento de maneira contínua e online permitindo a programação de manutenção preventiva e corretiva e até mesmo o cancelamento de manutenções não necessárias. 
Este artigo apresenta as causas de falhas e os métodos de monitoramento e diagnóstico destas nos enrolamentos, no núcleo, em outros componentes devido à presença de gases dissolvidos no óleo do transformador, no comutador e nas buchas.
Parte Ativa
Os principais componentes da parte ativa de um transformador de potência são os enrolamentos e o núcleo. Os principais tipos de falhas nessa parte do equipamento são: defeitos de fabricação, curto-circuito externo, envelhecimento, sobretensões e ataque por enxofre corrosivo.
Fig. 2 – Ilustração dos Principais Componentes de um Transformador de Potência
Os defeitos de fabricação se caracterizam pela ocorrência de erros de projeto durante a fase de concepção do equipamento em confronto com seus requisitos operacionais, materiais defeituosos, erro de fabricação e montagem em fábrica, ou em campo, nas instalações do usuário final.
Um transformador está sujeito à ocorrência de curtos-circuitos no sistema por ele alimentado, resultando na ação de esforços eletrodinâmicos de grande intensidade. A referência quanto à suportabilidade de um transformador a esse tipo de fenômeno, é definida pelo fabricante a partir de normas que estabelecem limites máximos de amplitude e duração de curtos-circuitos que devem se suportados pelo equipamento.
O envelhecimento de transformadores é diretamente associado à deterioração de seu sistema isolante, que é composto por materiais sólidos (papel que envolve os condutores dos enrolamentos) e líquidos (óleo isolante onde a parte ativa é imersa). Levando-se em conta que o óleo pode ser tratado, regenerado ou substituído, o fator preponderante na determinação do envelhecimento de um transformador é a degradação do isolamento sólido, dado que a sua substituição somente é viável com a abertura do equipamento e troca das bobinas. Os materiais isolantes sólidos são produzidos a partir de celulose.
Sobretensões são fenômenos transitórios que resultam no aumento da solicitação dielétrica dos materiais isolantes dos enrolamentos e ligações, podendo exceder os limites de suportabilidade previstos em projeto. Os danos típicos por sobretensão se caracterizam pela disrupção de arco elétrico interno ao transformador.
A presença de enxofre corrosivo no óleo isolante de transformadores é bastante crítica, uma vez que a extensão dos danos decorrentes da reação com o cobre é severa a ponto de provocar a falha do equipamento. O enxofre é encontrado em muitos materiais utilizados na construção de equipamentos, incluindo o cobre, gaxetas e o próprio óleo isolante. Nem todos os compostos de enxofre são considerados corrosivos, mas a tendência de operação de transformadores em temperaturas substancialmente mais altas (acima de 90°C) pode agravar uma condição corrosiva já atual do enxofre ou converter compostos estáveis em compostos reativos que irão causar danos.
A seguir, são apresentadas três das principais técnicas de diagnóstico de falhas na parte ativa de transformadores de potência.
Termografia ou Termovisão
A termografia ou termovisão é uma ferramenta para a manutenção preditiva, porque permite localizar possíveis falhas nos equipamentos do sistema elétrico, evitando paradas não programadas e perdas de produção e fornecimento. A termografia pode detectar falhas que não são perceptíveis ao olho humano. É um método simples, não destrutivo, que permite a inspeção sem contato e, se adequadamente conduzida, a inspeção termográfica poderá ser segura, rápida e altamente confiável. As falhas em sistemas elétricos são geralmente precedidas de uma anormalidade térmica do componente elétrico, o que faz da medição de temperatura um dos principais parâmetros de análise e diagnóstico na manutenção preditiva. Em vista disso, evidencia-se que a medição de temperatura pode ser realizada por dois métodos: medição por contato, na qual os termômetros de contato e os termopares são utilizados; medição sem contato, na qual os termômetros de infravermelho e as câmeras térmicas (termovisores) podem ser empregados. Assim, a escolha, de um ou de outro método, vai depender basicamente da aplicação.
Fig. 3 – Imagem de Termografia
Método acústico
É o método utilizado por alguns fabricantes de transformadores durante os ensaios de produção, para detectar a localização das descargas parciais, antes que ocorram danos significativos. O método utiliza um conjunto de sensores acústicos de alta frequência, acoplados na parte externa do tanque, que são sensíveis aos sinais acústicos transientes, originários da estrutura, oriundos de descarga parcial ou arcos, mas é insensível a vibração e a ruídos genéricos. Esses sensores possuem uma alta sensibilidade para as faixas de frequência acima da faixa audível, e são usados para localizar descargas corona no ar. Transdutores piezoelétricos também podem ser usados para localizar descargas em subestações isoladas a gás (SIGs) ou em equipamentos imersos em óleo, como transformadores. Esta técnica é a mais adequada para localizar pontualmente a ocorrência de descargas (em coordenadas x, y e z) em diversos equipamentos, como os transformadores de potência.
Fig. 4 – Sistema de Medição Acústico
Resposta em frequência
A técnica de análise de resposta em frequência detecta os seguintes problemas nos transformadores: aterramento do núcleo; movimento do núcleo; espiras em curto ou enrolamentos abertos; deformação dos enrolamentos; quebra ou perda das estruturas de armação. A medição da resposta em frequência é realizada aplicando-se uma forma de onda de um volts (1V) que varia em frequência,numa faixa de 10Hz a 20MHz, em um dos enrolamentos do transformador de potência, medindo-se a transferência deste sinal para o outro enrolamento, e caracterizando uma medição da relação de transformação em frequências distintas. O instrumento utilizado para a realização da medição da resposta em frequência deve comparar o sinal de entrada com o de saída, e calcular a atenuação e deslocamento de fase para todas as frequências. Assim, ao se completar determinado teste, os dados da resposta de frequência são representados graficamente. Utilizando-se ferramentas para aproximação e para a visualização simultânea - representação gráfica e visualização de dados - permite-se verificar e analisar os resultados obtidos. Normalmente, os softwares de análise devem fornecer a comparação das representações gráficas obtidas por meio de cálculo da correlação ponto a ponto entre duas características distintas e por fim, gerar relatórios.
Fig. 5 – Resposta em Frequência
Análises dos gases em Transformadores.
A concentração de gases dissolvidos é um indicativo da saúde do transformador. A frequência de surgimento dos gases gerados e as mudanças específicas na concentração dos mesmos ao longo do tempo são usadas para determinar a manutenção de suas partes internas e o tratamento ou troca do óleo isolante, ou a substituição do transformador.
Sobre condições normais de operação, os transformadores de potência isolados a óleo geram gases muito lentamente, como resultado da idade e relativo ás condições de carregamento do mesmo.
Durante uma operação anormal, aumenta a produção de gases na relação direta da severidade do stress elétrico ou térmico. Esta formação de gases é causada pela deterioração do óleo e da celulose isolante
Através da análise de gases, alguns problemas que poderiam gerar falhas catastróficas em transformadores podem ser detectadas como: arco elétrico (frequentemente devido à perda ou mau contato de conexões dentro dos transformadores causados por vibrações); corona (descargas elétricas no enrolamento); sobre aquecimento do óleo (sobrecarga do transformador, aquecimento exagerado do óleo isolante e de outras partes do equipamento, ou óleo em más condições necessitando de reciclagem ou regeneração, resultando em transferência de calor ineficiente); e degradação da celulose (o papel de material isolante enrolado em torno das bobinas torna-se frágil e começa a se deteriorar).
Assim, a análise dos gases dissolvidos em óleo isolante é capaz de identificar o tipo de falta e gerar alguns benefícios como: 
Aviso antecipado da ocorrência de faltas.
Evita o uso impróprio das unidades.
Aceitação de unidades novas ou reparadas.
Agendamento para manutenções.
Monitoramento de unidades em sobrecarga.
Técnica de análise dos gases
As técnicas de análises dos gases mais utilizadas são: TGC (total de gases combustíveis); AMG (análise do manto de gás) e a DGA (análise de gases dissolvidos).
Dentre as técnicas citadas acima, podemos destacar a DGA. A técnica DGA apresenta 3 métodos de análise específicos: Gases Chave; Razões de Dornenburg e Razões de Rogers.
Os métodos de análise da técnica DGA, fomentaram a criação métodos específicos, tais como o Triângulo de Duval e o uso da Inteligência Artificial.
TGC (total de gases combustíveis) 
 Determina a quantidade de gases combustíveis no manto acima do óleo. Este método tem a grande vantagem de ser rápido e aplicado em campo, pode ser usado para monitoramento contínuo. No combustíveis (dióxido de carbono, nitrogênio, entanto, não detecta gases não oxigênio), não se aplica às unidades com conservador ou tanque de expansão de óleo. Outro problema é que este método é apenas quantitativo na análise.
AMG (análise do manto de gás)
Analisa de forma qualitativa a composição de uma amostra dos gases acima do óleo. Porém ele também não se aplica às unidades com tanque de expansão, diagnóstico demorado e não aplicável em campo.
DGA (análise de gases dissolvidos)
A análise de gases dissolvidos no óleo pela cromatografia gasosa (DGA), é a técnica mais utilizada, mais completa e preditiva, pois pode ser aplicado em todos transformadores e sua avaliação é feita nos gases ainda em formação no óleo.
Gases Chave
O método do gás chave identifica o gás chave para cada tipo de falta e usa o percentual deste gás para identificar a falta. Ele interpreta a análise de gases dissolvidos no óleo baseado em um conjunto simples de fatos.
Tab. 2 - Critério de Diagnóstico do Método do Gás Chave.
Razões de Dornenburg
Utiliza a relação de concentração entre os gases. São seis gases com duas relações principais e duas auxiliares e não utiliza critérios sobre condições do isolamento. Outra forma de utilização é plotar duas Taxas de e gases em um gráfico logarítmico e a região onde situarem-se diagnostica o tipo de falha.
Fig. 6 - Gráfico de Dornenburg.
Razões de Rogers
Utiliza o mesmo método de relação da concentração entre os gases de Dounenburg. Mas utiliza limites para os valores. Sofreu muitas atualizações para melhoria de diagnóstico e é muito utilizado pelas concessionárias de energia. Usa duas tabelas: a primeira define um código numérico relacionado a uma faixa de valores onde a razão entre dois gases se encontra. A segunda reúne o código gerando uma sequência numérica que faz o diagnóstico do problema. 
Fig. 7 - Método das Razões de Rogers.
3.5- Triângulo de Duval
O triângulo de Duval não se aplica à maioria dos transformadores a não ser quando os três gases explosivos citados aparecem juntos, caracterizando um iminente perigo ao equipamento mesmo em concentrações moderadas. O triângulo é traçado utilizando os dados históricos obtidos pela análise de gases dissolvidos no óleo. O tipo de falta é diagnosticado diretamente no gráfico triangular gerado.
Fig. 8 – Triangulo de Duval.
Inteligência Artificial
Os três métodos do DGA são facilmente computadorizados e servem de guias para os sistemas inteligentes baseados em inteligência artificial. Portanto vamos apresentar três formas de utilização da inteligência artificial.
O primeiro sistema é o sistema especialista. Um Sistema Especialista é um método que fornece o diagnóstico da falta e sugestões para a manutenção. Os métodos de análise de gases dissolvidos no óleo formam a maior parte do sistema além de outras regras de diagnóstico que têm sido desenvolvidas pelas indústrias. Informações, tais como, o tipo de transformador, nível de tensão, tendência de formação de gases, e histórico de manutenção são também incorporados. O grande problema desse sistema é que não há ajuste automático das regras do diagnóstico, não podem adquirir conhecimento através de novas amostras.
O segundo sistema é a lógca fuzzy. Esse sistema adota variações no grau da verdade de 0 a 1 que permite incluir a imprecisão (“fuzziness”) nos processos do diagnóstico. Esta forma simula bem o raciocínio humano e sua construção é mais simples e de fácil manutenção. 
O terceiro sistema é as redes neurais. Nos anos 90 iniciaram-se pesquisas mais aprofundadas em sistemas de diagnóstico com base em IA desenvolvendo tecnologias das Redes Neurais Artificiais. A vantagem mais importante é que tal sistema é capaz de realizar todo um procedimento de autoaprendizagem a partir de amostras de treinamento atualizando-se quando necessário e garantindo um desempenho superior a lógica fuzzy.
Comutadores
Comutadores são dispositivos eletromecânicos utilizados para ajustar os níveis de tensão em transformadores através da conexão com adição ou remoção de espiras do enrolamento de regulação. Há dois tipos de comutadores que podem ser utilizados em transformadores. Os comutadores de derivação sem carga e os comutadores de derivação sob carga.
Os comutadores de derivação sem carga possuem características construtivas simples e são utilizados em locais onde há pouca manobra relativa em alteração de tensão como em transformadores de subestações elevadoras nos sistemas de geração de energia elétrica.
Os comutadores de derivação sob carga possuem característicasconstrutivas mais complexas visto que sua operação pode ocorrer de maneira automática em locais onde há um grande número de manobras e manobras sob carga.
As falhas em comutadores estão geralmente relacionadas a desgaste mecânico como desgaste dos contatos, perda de pressão nas molas de aperto dos conjuntos de contatos móveis, manobras incorretas, manutenção inadequada e deterioração do óleo isolante da chave de carga.
O monitoramento e diagnóstico de falhas neste equipamento podem ser realizados através de supervisão térmica, análise de desgaste dos contatos, análise de umidade no óleo e análise de descargas parciais. 
A supervisão térmica pode ser realizada com o transformador energizado, somente nos casos em que os comutadores estão montados externamente ao invólucro do transformados, através de medidores térmicos. Ao identificar temperaturas elevadas pode-se assumir que há uma falha interna a este componente.
A análise dos desgastes dos contatos deve ser feita visualmente e com o equipamento desenergizado. Esta análise deve ser efetuada nas manutenções preventivas.
Fig. 9 – Inspeção Visual no Comutador
A análise de umidade no óleo também pode ser realizada com o equipamento energizado. Um medidor local pode ser utilizado ou uma extração do óleo pode ser retirada e realizar análise em laboratório sobre as composições do mesmo.
A análise de descargas parciais visa identificar descargas elétricas indesejáveis no interior do comutador. No momento de ocorrência destas descargas é emitido luz e ruído sonoro. Esta luz e este ruído podem ser medidos e desta maneira uma falha interna também pode ser detectada.
Diagnóstico de buchas
Para realizar o diagnóstico de buchas são monitoradas grandezas relacionadas ao desempenho da sua isolação em serviço, as principais grandezas elétricas monitoradas para fins de diagnósticos de buchas são a capacitância, a tangente de delta e as descargas parciais. 
As técnicas utilizadas para medir essas grandezas em campo podem ser feitas com o equipamento fora de serviço ou em serviço, preferencialmente deve-se fazer com o transformador em serviço para melhor representar a realidade de operação do equipamento e por ter como vantagem não requerer a desenergização para realizar a medição. A seguir detalharemos a relação entre as grandezas medidas e a condição das buchas.
Medição de capacitância e tangente de delta:
Para realizar a medição dessas grandezas são utilizadas pontes de medição em campo, elas estão disponíveis em diversos modelos e há vários fabricantes e, em sua maioria, são baseadas no princípio da ponte de Schering mostrada na figura abaixo. Vale ressaltar que sempre que for necessário realizar a conexão de instrumentos deve-se ter certeza que o transformador está desenergizado ou fora de serviço e adequadamente aterrado.
Fig. 9 – Ponte de Schering
Avaliação da variação de tangente de delta:
A tangente de delta é a tangente do ângulo formado entre a corrente na bucha e a sua parte capacitiva conforme a figura abaixo.
Fig. 10 – Ângulo da Corrente de uma Bucha
Ao realizar as medições de tangente de delta deve-se compará-las com as medições realizadas anteriormente para avaliar se deve ser tomada alguma ação. De modo geral podemos seguir as seguintes recomendações: Caso ocorra um aumento no valor da tangente de delta de até 25% nenhuma ação é necessária e registra-se o valor encontrado.
Caso ocorra um aumento acima de 25% e de até 40% deve ser verificado se não há interferências na medição. Caso não haja interferência deve-se trocar as gaxetas do plug do nível de óleo, registra-se o valor medido e coloca-se a bucha em operação novamente para avaliar na próxima medição.
Se o aumento for entre 40% e 75% deve-se programar novas medições dentro de um mês ou realizar um monitoramento contínuo.
Para um aumento acima de 75% a bucha deve ser retirada de operação.
Avaliação da variação da capacitância: 
O valor medido da capacitância deve ser comparado com o valor nominal da bucha ou com valores obtidos em ensaios anteriores. Caso a medição da capacitância tenha obtido um aumento maior do que 3% se comparado com o valor medido em fábrica deve-se entrar em contato com o fabricante.
Detecção de descargas parciais:
As medições de descargas parciais são normalmente realizadas em ensaios de rotina e pode indicar efeito corona externo ou degradação do isolamento interno das buchas. A geração de descargas parciais pode, ao longo do tempo, comprometer a qualidade dos dielétricos, aumentando perdas e colocando em risco o equipamento. A detecção da fonte de descargas parciais pode ser localizada por meio de métodos que utilizam sensores acústicos.
Outras grandezas importantes:
Além dessas grandezas elétricas citadas, algumas outras podem indicar falhas em buchas: 
Umidade: A umidade pode aparecer no interior da bucha, sendo causada pelo ambiente em que está operando ou que foi estocada. Essa umidade compromete as propriedades dielétricas da bucha. Ela é entregue pelo fabricante com a umidade de seu isolamento a óleo de no máximo 3ppm. Caso a concentração seja maior do que 10ppm, devem ser realizadas outras análises, e se a umidade no óleo for maior do que 20ppm as buchas são retiradas de operação.
Temperatura: através de uma termografia pode-se detectar um aumento excessivo da temperatura na cabeça da bucha, que por sua vez pode indicar problemas oriundos do sistema elétrico. Pontos quentes podem indicar também resistências de contato elevadas nas conexões da bucha. O monitoramento contínuo da temperatura da cabeça da bucha e seu entorno geram informações importantes que podem contribuir para o diagnóstico do seu estado operativo.
Conclusão
Neste artigo foram apresentados os principais motivos de falhas em um transformador de potência e os métodos de monitoramento e diagnóstico de falhas nele. O investimento neste tipo de recurso é justificável pois possibilita acompanhar o desempenho do equipamento e, de maneira preventiva, solicitar uma manutenção parcial antes de um colapso total do equipamento. 
O monitoramento e diagnóstico de falhas nos transformadores, de maneira indireta, aumenta a confiabilidade e disponibilidade do equipamento para com o sistema elétrico. Visto que este possui posição de destaque no fluxo de potência pelo sistema elétrico, e quais as consequências de sua saída inesperada do sistema, é possível concluir que tecnicamente é interessante que todo transformador de potência, em subestações de transformação, possuam um sistema que possibilite garantir o funcionamento do equipamento e prevenir falhas graves que venham a prejudicar ou interromper o funcionamento do mesmo.
Após este artigo é possível deixar duas questões: É interessante economicamente que todo transformador possua um monitoramento e diagnóstico de falhas completo? Seria confiável, com as tecnologias de fabricação atuais, manter um transformador de potência sem nenhum monitoramento?
Bibliografia
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J.G.Arantes, “Diagnóstico de Falhas em Transformadores de Potência pela Análise dos Gases Dissolvidos em Óleo Isolante Através de Redes Neurais”, Universidade Federal de Itajubá, 2005. 
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