UNIVERSIDADE FEDERAL DE GOIÁS
ESCOLA DE ENGENHARIA ELÉTRICA E DE COMPUTAÇÃO
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
E DE COMPUTAÇÃO
Cláudio Henrique Bezerra Azevedo
Metodologia para a eficácia da detecção de
descargas parciais por emissão acústica como técnica
preditiva de manutenção em transformadores de
potência imersos em óleo isolante
Goiânia
2009
Termo de Ciência e de Autorização para Disponibilizar as Teses e Dissertações
Eletrônicas (TEDE) na Biblioteca Digital da UFG
Na qualidade de titular dos direitos de autor, autorizo a Universidade Federal de Goiás–
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Autor(a): Claudio Henrique Bezerra Azevedo
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Vínculo Empregatício do autor
Agência de fomento:
Sigla:
País:
Brasil
GO
CNPJ:
Metodologia para a eficácia da detecção de descargas parciais por emissão acústica como técnica
Título:
preditiva de manutenção em transformadores de potência imersos em óleo isolante
Palavras-chave: 1. Emissão acústica, 2. Descargas parciais e transformador de potência
A Methodology for the Efficient Detection of Partial Discharges by Acoustic Emission as a
Título em outra língua:
Predictive Maintenance Technique for Oil-Immersed Power Transformers
Palavras-chave em outra língua:
1. Acoustic emission, 2. partial discharges e 3. power transformers.
Área de concentração:
Engenharia Elétrica
Data defesa: (dd/mm/aa)
31/08/2009
Programa de Pós-Graduação:
Orientador(a): Cacilda de Jesus Ribeiro
CPF:
E-mail:
CPF:
[email protected]
E-mail:
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Data: 13 /10/ 2009
1
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Em caso de restrição, esta poderá ser mantida por até um ano a partir da data de defesa. A extensão deste prazo
suscita justificativa junto à coordenação do curso. Todo resumo e metadados ficarão sempre disponibilizados.
UNIVERSIDADE FEDERAL DE GOIÁS
ESCOLA DE ENGENHARIA ELÉTRICA E DE COMPUTAÇÃO
Cláudio Henrique Bezerra Azevedo
Metodologia para a eficácia da detecção de
descargas parciais por emissão acústica como técnica
preditiva de manutenção em transformadores de
potência imersos em óleo isolante
Dissertação apresentada ao Programa de PósGraduação da Escola de Engenharia Elétrica e de
Computação
da
Universidade
Federal
de
Goiás/UFG, como requisito para a obtenção do título
de Mestre em Engenharia Elétrica e de Computação.
Área de concentração: Engenharia Elétrica
Orientadora: Profa. Dra. Cacilda de Jesus Ribeiro
Goiânia
2009
Dados Internacionais de Catalogação-na-Publicação (CIP)
(GPT/BC/UFG)
A994m
Azevedo, Cláudio Henrique Bezerra.
Metodologia para a eficácia da detecção de descargas parciais por
emissão acústica como técnica preditiva de manutenção em
transformadores de potência imersos em óleo isolante [manuscrito] /
Cláudio Henrique Bezerra Azevedo. – 2009.
90 f. : il., color., figs., tabs..
Orientadora: Profª. Drª. Cacilda de Jesus Ribeiro.
Dissertação (Mestrado) – Universidade Federal de Goiás,
Escola de Engenharia Elétrica e de Computação, 2009.
.
Bibliografia: f. 85-89.
Inclui lista de abreviaturas e siglas, figuras e tabelas.
1. Emissão acústica 2. Descargas parciais e Transformador de
potência I. Universidade Federal de Goiás, Escola de Engenharia
Elétrica e de Computação II. Título.
CDU: 621.314
Ao meu pai, Aldo Asevedo Soares, e minha mãe, Maria José
Bezerra Soares, que são as minhas referências e que me
propiciaram todas as condições necessárias para que eu obtivesse
as vitórias de toda a minha vida.
Agradecimentos
Obter sucesso em uma dissertação de mestrado exige perseverança e dedicação,
requisitos que não são possíveis de serem alcançados sem a tranquilidade e saúde que Deus
permite que se tenha. Além disso, sem apoio e colaboração torna-se mais difícil alcançar os
resultados desejados, razões pelas quais se fazem os agradecimentos.
À professora Dra. Cacilda de Jesus Ribeiro da EEEC/UFG, pela orientação
competente e pela atenção dispensada.
Ao Engº André Pereira Marques, o grande incentivador da realização desse mestrado e
também grande colaborador nos trabalhos técnicos desenvolvidos.
Ao DT-Setor de Manutenção de Subestações (DT-SMS) na pessoa do Engº José
Augusto Lopes dos Santos, que deu grande apoio nos trabalhos de campo.
Ao Engº Paulo Roberto Nepomuceno, pelo apoio.
À Superintendência de Engenharia e Manutenção da Transmissão da Celg
Distribuição S.A. - CELG D, por consentir a realização da pesquisa relativa a este trabalho.
Ao Programa de Mestrado da Escola de Engenharia Elétrica e de Computação da
Universidade Federal de Goiás (UFG), pelo aprendizado e pela oportunidade desta realização
profissional.
Aos
professores
e
aos
funcionários
administrativos
da
EEEC/UFG,
pela
disponibilidade e colaboração.
À professora Sueli Dunck, pela revisão linguística.
E, finalmente, a todos aqueles que direta ou indiretamente contribuíram para o
desenvolvimento deste trabalho.
“Se você não quer ser esquecido quando morrer, escreva coisas que vale a pena ler ou faça
coisas que vale a pena escrever."
(Benjamin Franklin)
Resumo
Descargas parciais em transformadores de potência são um dos fatores que
podem provocar falha nesses equipamentos, causando transtornos e elevados prejuízos
financeiros, razão pela qual é importante preveni-las. Para isso é necessária a utilização de
técnicas preditivas de manutenção capazes de permitir a detecção prévia de falhas
incipientes. Neste contexto se insere a implementação da técnica de detecção acústica de
descargas parciais em transformadores. Esta pesquisa tem como objetivo apresentar uma
metodologia que possibilita melhor qualidade nos diagnósticos elaborados, a partir da
utilização da técnica de emissão acústica. Esta metodologia possui viabilidade técnica e
econômica e sua implementação será proposta na concessionária de energia elétrica Celg-D,
pela sua importância para o setor de manutenção. Diante dos resultados alcançados são as
seguintes as contribuições apontadas neste trabalho: a verificação de tendências de defeitos
por meio de ensaios de detecção de níveis de descargas parciais de transformadores com a
utilização do método de emissão acústica, aliado ao ensaio de análise de gases dissolvidos
em óleo; a localização de defeitos no transformador decorrentes de descargas parciais com o
equipamento em serviço; e a maior exatidão nos diagnósticos das condições dielétricas do
sistema isolante de transformadores, complementando resultados de ensaios de
cromatografia gasosa. Portanto, objetivando a diminuição do número de falhas e/ou defeitos
em transformadores de potência, verifica-se a importância dessa metodologia para
implantação do método de emissão acústica como técnica preditiva de manutenção.
Palavras-chave: Emissão acústica, descargas parciais e transformador de potência.
Abstract
The occurrence of partial discharges in power transformers is one of the factors that
may lead to the failure of these devices, causing disruptions and high financial losses, which
is why their prevention is important. This requires the use of predictive maintenance
techniques that allow for the early detection of incipient failures. It is in this context that the
implementation of acoustic detection of partial discharges in transformers is useful. This
research aims to propose a methodology to allow for greater diagnostic effectiveness using the
acoustic emission technique. This methodology is technically and economically viable and its
implementation will be proposed to the electric energy supplier Celg-D in view of its
importance for the maintenance sector. The results of this research make the following
contributions: verification of tendencies for defects by means of detection tests of levels of
partial discharges in transformers, using the acoustic emission method, allied to the dissolved
gas analysis (DGA) technique; identification of the location of defects in transformers
resulting from partial discharges with the equipment in operation; and greater accuracy in the
diagnosis of the dielectric conditions of the insulating system of transformers, complementing
the results of gas chromatography tests. The results of this research confirm the importance of
this methodology for the implementation of the acoustic emission method as a predictive
maintenance technique aimed at reducing the number of failures and/or defects in power
transformers.
Keywords: Acoustic emission, partial discharges and power transformers.
Lista de figuras
Figura 1
Esquema de detecção acústica............................................................................. 17
Figura 1.1
Descarga corona em cadeia de isoladores – 230 kV ........................................... 24
Figura 1.2
Arborescência em papel degradado ..................................................................... 25
Figura 1.3
Circuito de medição de DP pelo método elétrico ................................................ 30
Figura 1.4
Onda típica de um sinal acústico dentro de transformador.................................. 35
Figura 2.1
Subestação móvel ................................................................................................ 44
Figura 2.2
Ciclo de carga de um transformador de 50MVA ................................................ 53
Figura 2.3
Distribuição de temperatura ao longo das bobinas.............................................. 54
Figura 2.4
Fluxograma da metodologia para a eficácia da EA............................................. 55
Figura 3.1
Instrumento de detecção acústica DISP 28.......................................................... 58
Figura 3.2
Detalhe dos suportes magnéticos e do sensor piezelétrico ................................. 59
Figura 3.3
Marcação de posição de sensor em relação à origem.......................................... 60
Figura 3.4
Sensor, suporte magnético e graxa automotiva ................................................... 61
Figura 3.5
Coordenadas dos sensores de TE001 - AEwin.................................................... 61
Figura 3.6
Coordenadas dos sensores de TE004 - AEwin.................................................... 62
Figura 3.7
Calibração de sensor............................................................................................ 62
Figura 3.8
Dispositivos para: a) calibração dos sensores; b) verificação da abrangência
de detecção dos sensores ..................................................................................... 63
Figura 3.9
Sistema DISP e sensores na região do comutador de derivações........................ 63
Figura 3.10 Banco de transformadores de 100 MVA da SE Anhanguera .............................. 65
Figura 3.11 Banco de transformadores de 150 MVA da SE Xavantes................................... 65
Figura 3.12 Transformador: (a) aberto: vista superior; (b) levantamento dimensional .......... 68
Figura 3.13 Desenho de transformador monofásico de 33,3 MVA – S/E Anhanguera.......... 69
Figura 3.14 Formação de DPs concentrada na região da bucha de 138 kV............................ 71
Figura 3.15 Formação de DPs concentrada na região do comutador de derivações............... 72
Figura 3.16 Curvas de carga em dias úteis, no sábado e no domingo .................................... 73
Figura 3.17 Curvas de temperatura para os dias úteis e o sábado........................................... 74
Figura 3.18 Desenho em planta dos transformadores TE052 e TE053 – SE Xavantes .......... 76
Figura 3.19 Atividade de DPs na região do comutador de derivações – TE0052 .................. 77
Figura 3.20 Atividade de DPs na região do comutador de derivações – TE0053 .................. 77
Figura 3.21 Curvas de carga para os dias úteis, o sábado e o domingo ................................. 78
Figura 3.22 Curvas de temperatura para os dias úteis e o sábado........................................... 79
Lista de tabelas
Tabela 1.1 Relação da temperatura do óleo com a velocidade de propagação ........................ 37
Tabela 2.1 Quadro comparativo de paradas programadas versus não
programadas.............................................................................................................46
Lista de abreviaturas e siglas
ABNT:
Associação Brasileira de Normas Técnicas
AGD:
Análise de Gases Dissolvidos
ANEEL:
Agência Nacional de Energia Elétrica
ASTM:
American Society for Testing and Materials
AT:
Alta Tensão
BT:
Baixa Tensão
CELG:
Companhia Energética de Goiás
CELG D:
CELG Distribuição S.A.
DP:
Descarga Parcial
DPs:
Descargas Parciais
DT-SMS:
Diretoria Técnica – Setor de Manutenção de Subestações
EA:
Emissão Acústica
EEEC:
Escola de Engenharia Elétrica e de Computação
IEC:
International Electrotechnical Comission
IEEE:
Institute of Electrical and Electronic Engineers
kV:
Quilovolts
kVA:
Quilovolts Ampéres
mH:
mili-Henry
MVA:
Megavolts Ampéres
NBR:
Norma Brasileira
LC:
Circuito indutivo e capacitivo
PASA:
Physical Acoustics South América
pC:
Pico-Coulomb
S/E:
Subestação de energia
TC:
Transformador de Corrente
TRI:
Tensão de Rádio Interferência
UFG:
Universidade Federal de Goiás
Um:
Tensão máxima de operação do equipamento
U2:
Tensão de ensaio
Zm:
Impedância de medição
13
SUMÁRIO
INTRODUÇÃO. ..................................................................................................................... 15
CAPÍTULO 1: Análise bibliográfica. ..................................................................................... 20
1.1 Transformadores imersos em óleo e a formação de descargas parciais.................... 20
1.2 Descargas parciais: considerações gerais.................................................................. 21
1.3 Descargas parciais: conceitos.................................................................................... 23
1.4 Descargas parciais: classificação .............................................................................. 23
1.5 Descargas parciais em transformadores .................................................................... 26
1.6 A detecção e a medição de descargas parciais pelo método elétrico ........................ 28
1.7 A detecção de descargas parciais pelo método acústico ........................................... 31
1.8 Análise de gases dissolvidos em óleo isolantes por meio de cromatografia............. 38
1.9 Considerações finais.................................................................................................. 40
CAPÍTULO 2: Metodologia para a eficácia da detecção acústica como técnica preditiva .... 41
2.1 Manutenção: técnica preditiva .................................................................................. 41
2.2 Comparação entre paradas técnicas programadas e não programadas
de transformadores ................................................................................................... 43
2.3 Procedimentos para a melhoria da detecção por emissão acústica............................ 47
2.3.1 Geral...............................................................................................................47
2.3.2 Conhecimento da geometria e do projeto da parte ativa, tanque e buchas.....48
2.3.3 A assinatura da atividade de descargas parciais do transformador.................49
2.3.4 Diagnóstico baseado em análise comparativa com outros transformadores . 51
2.3.5 Duração do ensaio vinculado ao ciclo típico de carregamento ..................... 52
2.4 Fluxograma para a aplicação da metodologia combinado com AGD ....................... 54
2.5 Considerações finais .................................................................................................. 56
CAPÍTULO 3: Aplicação da metodologia: estudos de casos ................................................. 57
14
3.1 Instrumento de detecção acústica.............................................................................. 57
3.2 Principais procedimentos para a realização do ensaio de EA ................................... 59
3.3 Transformadores em estudo....................................................................................... 64
3.4 Aplicação da metodologia ......................................................................................... 67
3.4.1 Geral .............................................................................................................. 67
3.4.2 Estudo de caso 1: subestação Anhanguera .................................................... 67
3.4.2.1 Conhecimento da geometria interna ................................................. 67
3.4.2.2 A “assinatura” das DPs do transformador ......................................... 69
3.4.2.3 Análise comparativa com outro equipamento idêntico ..................... 70
3.4.2.4 Duração e dia de realização do ensaio............................................... 72
3.4.3 Estudo de caso 2: subestação Xavantes......................................................... 75
3.4.3.1 Conhecimento da geometria interna .................................................. 75
3.4.3.2 Análise comparativa com outro equipamento idêntico ..................... 76
3.4.3.3 A “assinatura” das DPs do transformador ......................................... 78
3.4.3.4 Duração e dia de realização do ensaio............................................... 78
3.5 Considerações finais...................................................................................................79
CONCLUSÕES....................................................................................................................... 81
REFERÊNCIAS ..................................................................................................................... 85
15
Introdução
A continuidade e a qualidade no fornecimento de energia elétrica estão intimamente
vinculadas à confiabilidade dos transformadores de potência. Trata-se de equipamentos
estratégicos para o sistema elétrico de potência, de alto custo e grande porte (dimensões e
pesos). O desligamento de transformadores de potência, via de regra, causa descontinuidade
no fornecimento. Interrupções de fornecimento de energia elétrica provocam prejuízos
financeiros, possíveis multas (por parte do agente regulador), também possíveis indenizações
por perdas e danos causados a consumidores e, por fim, grande desgaste na imagem da
empresa concessionária. Portanto, é de grande importância para as concessionárias de energia
elétrica investir em práticas eficazes de manutenção aplicadas aos transformadores de
potência.
Há algumas décadas, as manutenções preventivas realizadas em transformadores de
potência eram periódicas, sempre com longos desligamentos que, apesar de programados,
causavam grandes desconfortos aos consumidores. Tais desligamentos tinham por objetivo,
dentre outros, a realização de ensaios necessários à avaliação do estado dos transformadores,
enfocando o seu sistema isolante e os seus acessórios, sempre com o intuito de evitar ou
prever falhas elétricas.
Com o passar dos anos, cada vez mais, os consumidores têm clamado por qualidade e
confiabilidade no fornecimento energia elétrica. Com isso, a Agência Nacional de Energia
Elétrica (ANEEL) tem exigido das concessionárias melhorias nos índices que medem a
continuidade e qualidade no fornecimento de energia.
A necessidade de atender às exigências do agente regulador tem compelido as
empresas do setor elétrico a investirem em manutenção de transformadores, como forma de
diminuírem os desligamentos para a realização de manutenções preventivas ou até mesmo
desligamentos derivados de falhas elétricas que, muitas vezes, ocorrem motivadas pela
degradação do sistema isolante.
16
Um dos fatores que podem levar à falha de transformadores de potência é a ocorrência
de descargas parciais em seu interior. A NBR 6940/1981 (1) define descargas parciais como
sendo “descargas elétricas que curto-circuitam parte da isolação entre dois eletrodos”.
Monitorar a ocorrência de descargas parciais em transformadores de potência é uma
forma eficiente de preservar a integridade do seu sistema isolante, de forma que se possa agir
preventivamente para evitar possíveis falhas elétricas.
Visando à diminuição da quantidade e da duração dos desligamentos (programados ou
não programados) em transformadores de potência, as concessionárias do setor elétrico
brasileiro realizaram diversos investimentos, com destaque na aquisição de subestações
móveis e na implantação de técnicas preditivas de manutenção.
No início da década de 1980, a análise físico-química e a utilização da análise de gases
dissolvidos em óleo isolante (AGD) foram implantadas pelas concessionárias como técnicas
preditivas de manutenção voltada para o acompanhamento das condições do sistema isolante
de transformadores de potência imersos em óleo mineral isolante.
A análise de gases dissolvidos em óleo isolante por meio de cromatografia (AGD) já é
uma técnica amplamente utilizada pelos setores de manutenção das concessionárias do setor
elétrico, mas, mesmo assim, por vezes, os diagnósticos realizados a partir dessa técnica não
são conclusivos, principalmente quando é o caso de ocorrência de descargas parciais. Além
disso, a AGD não permite a localização do local onde a falha incipiente ocorre no interior do
transformador. Portanto, para um diagnóstico com melhor qualidade sobre as condições do
sistema isolante de um transformador de potência imerso em óleo isolante, é necessária a
implementação de outra técnica preditiva, porque, se usada isoladamente, a AGD pode não
ser suficiente para prever com precisão falhas elétricas nesses equipamentos. Neste contexto,
se insere a detecção de descargas parciais pelo método acústico, cuja característica principal é
a indicação, em coordenadas x, y e z, da região onde está ocorrendo a atividade de DPs. Além
disso, este método não é interruptivo, ou seja, pode ser aplicado sem a necessidade de
desligamentos.
A detecção acústica em transformadores de potência é focada na aquisição e no
armazenamento de sinais sonoros gerados pela descarga parcial. Esses sinais são captados por
sensores piezelétricos colocados nas paredes do equipamento e, depois disso, processados e
armazenados por um instrumento adequado e um software dedicado. A Figura 1 mostra de
forma esquemática o funcionamento desse método.
17
Atualmente a detecção e a localização de descargas parciais pelo método acústico são
feitas principalmente em fábrica, como complementação a outro ensaio que identifique a
ocorrência de DPs, tal como aquele realizado pelo método de detecção elétrica de DPs
descrito na IEC 60270 (2).
Cabo coaxial
Sensor
Sistema
de EA
Figura 1 - Esquema de detecção acústica.
Quando ocorre um defeito no sistema isolante de um transformador de potência
imerso em óleo isolante, pode haver formação de descargas parciais (DPs) em seu interior.
Dessa forma, a detecção de DPs pelo método acústico é tecnicamente adequada para a
verificação da atividade de descargas parciais no interior de transformadores, principalmente
pelo fato de permitir a sua localização, o que em equipamentos de grandes dimensões é muito
útil.
O método acústico, pela sua natureza, depende da propagação de ondas sonoras
derivadas de descargas parciais no interior de transformadores imersos em óleo, o que o torna
bastante complexo. Tal fato faz o método de detecção de descargas parciais por meio acústico
apresentar algumas fragilidades, o que, por vezes, pode dificultar a sua utilização como
técnica preditiva de manutenção.
Assim, este trabalho tem por objetivo apresentar a detecção de descargas parciais por
meio acústico como técnica preditiva de manutenção, tendo como parâmetro a utilização de
uma metodologia que visa dar maior eficácia a essa técnica de detecção em transformadores
de potência que estão em operação.
A implementação da tecnologia de detecção acústica como técnica preditiva de
manutenção para transformadores de potência, com a aplicação dessa nova metodologia
18
apresentada neste trabalho, proporciona uma melhor qualidade nos diagnósticos das condições
dielétricas do sistema isolante dos transformadores que estão em serviço no sistema elétrico.
O desenvolvimento desta pesquisa incluiu alguns ensaios realizados em campo, tais
como:
a) detecção acústica de descargas parciais em transformadores (pilotos) em operação (em
campo);
b) análises cromatográficas de amostras de óleo coletadas nos equipamentos que foram
submetidos aos ensaios de emissão acústica;
c) elaboração de diagnóstico das condições dielétricas do sistema isolante das unidades
transformadoras (pilotos), a partir da análise dos resultados das descargas parciais
detectadas e localizadas, como também das concentrações de gases dissolvidos no
óleo (cromatografia).
Esta dissertação é composta de três capítulos, além de uma introdução e uma
conclusão.
No Capítulo 1, encontra-se uma análise bibliográfica sobre os principais tópicos que
envolvem os focos deste estudo. Assim, inicialmente, abordam-se os aspectos referentes ao
sistema isolante de transformadores imersos em óleo mineral isolante, enfocando a formação
de descargas parciais em seu interior. Na sequência, faz-se uma ampla abordagem sobre o
tema descargas parciais, enfocando seu conceito, suas classificações e os seus aspectos
relativos aos transformadores. Em seguida, são apresentados os seguintes métodos de
detecção de descargas em transformadores de potência: o elétrico, o acústico e o de análise de
gases dissolvida em óleo mineral isolante (AGD).
No Capítulo 2, é apresentada uma nova metodologia cujo objetivo é tornar eficiente o
ensaio de emissão acústica, sendo útil como técnica preditiva de manutenção aplicada a
transformadores de potência. Dessa forma, é acrescentada uma breve abordagem sobre a
técnica preditiva de manutenção e sobre os aspectos e as implicações referentes a paradas
técnicas, programadas e não programadas, de transformadores. Este último tópico tem por
objetivo mostrar, por meio comparativo, os aspectos negativos de uma parada técnica não
programada, seja ela de caráter de urgência ou emergencial (falha elétrica).
Também são apresentados os aspectos, os procedimentos e os requisitos dessa
metodologia, os quais são necessários para dar mais eficiência ao ensaio de emissão acústica
19
(EA). Além disso, para facilitar a compreensão da metodologia, são apresentadas, por meio de
um fluxograma, a sua aplicação e a sua contextualização (conjugação) com a AGD.
No Capítulo 3 são descritos dois estudos de caso, decorrentes de ensaios de campo
realizados em quatro unidades transformadoras, cuja aplicação da metodologia foi
demonstrada no capítulo anterior. Para tanto, são detalhados os parâmetros utilizados na
definição dos transformadores escolhidos como pilotos de ensaio. Ademais, apresenta-se o
instrumento de ensaio de emissão acústica utilizado nos estudos de caso, bem como todos os
procedimentos preparativos empregados nos ensaios de campo realizados, os quais resultaram
no desenvolvimento de dois dispositivos importantes, para maior qualidade nos ensaios de
campo.
Junto com as conclusões deste trabalho, apresentam-se as propostas para futuros
trabalhos.
De forma resumida, os principais resultados obtidos com as contribuições desta
dissertação de mestrado são os seguintes:
a) a possibilidade da verificação de tendências de defeitos em transformadores por
meio de ensaios de detecção de atividades de descargas parciais de potência imersos
em óleo, utilizando o método de emissão acústica aliado ao ensaio de AGD;
b) a criação de uma metodologia que define procedimentos e requisitos necessários à
implementação da detecção acústica como técnica eficiente de manutenção preditiva;
c) a aplicação eficiente da técnica de detecção acústica que possibilita a localização de
defeitos decorrentes de descargas parciais no
interior de transformadores
sem
necessidade de desligamentos;
d) melhor qualidade nos diagnósticos das condições dielétricas do sistema isolante de
transformadores, objetivando a diminuição do número de interrupções de serviço por
falhas e/ou defeitos em transformadores de potência da concessionária;
e) a determinação do momento ótimo para intervenções preventivas, o que resulta em
menores gastos com manutenção e, de resto, melhoria nos índices que medem a
continuidade do fornecimento de energia.
20
Capítulo 1
Análise bibliográfica
A durabilidade e a confiabilidade dos transformadores de potência estão diretamente
vinculadas à qualidade do seu sistema isolante. Como os transformadores são equipamentos
vitais para o sistema elétrico, a continuidade do fornecimento depende da preservação da
isolação desses equipamentos.
Diversos fatores contribuem para a degradação desse sistema isolante. Um deles é a
atividade de descargas parciais (DPs), fenômeno inerente ao funcionamento de
transformadores. Portanto, a tarefa de monitorar e controlar a qualidade da isolação de
transformadores é fundamental para o bom desempenho desses equipamentos.
Desta forma, neste capítulo é feita uma análise bibliográfica abordando: os aspectos
referentes à isolação de transformadores de potência imersos em óleo isolante, bem como seus
fatores degradantes; as descargas parciais; e as principais técnicas de detecção de descargas
parciais nesses equipamentos.
1.1 Transformadores imersos em óleo e a formação de descargas parciais
O sistema de isolamento de um transformador de potência imerso em óleo consiste do
próprio óleo e de isolação sólida. Este último é, em sua maioria, basicamente composto por
celulose (papel, madeira etc.). Além de servir como isolante, o óleo também compõe o
sistema de arrefecimento, formado pela sua circulação (natural ou forçada) através de canais
no interior dos enrolamentos.
A isolação de transformadores, principalmente quando estes estão em operação, fica
submetida a esforços, que provocam a sua degradação, os quais podem ser classificados em
elétricos, térmicos, mecânicos e ambientais (químicos). Os esforços elétricos englobam tensão
21
e frequência de operação. Os esforços térmicos são decorrentes de correntes elétricas que
circulam no transformador e da temperatura ambiente. Os esforços mecânicos são decorrentes
de vibrações e esforços eletrodinâmicos. Por fim, os esforços ambientais estão vinculados à
contaminação e à degradação da isolação. Cabe destacar que esses esforços em
transformadores podem ocorrer tanto de forma independente como em conjunto (3) ( 4) (5).
Umidade, impurezas no material ou imperfeições do processo fabril podem causar, nos
materiais isolantes dos transformadores, o surgimento de bolhas e contribuir para a
diminuição de sua capacidade dielétrica. Tal fenômeno é mais evidente no óleo isolante.
Durante o seu ciclo de vida, o sistema de isolamento de transformadores composto por
materiais orgânicos é submetido a um processo de degradação, o que é causado pela
temperatura, umidade, oxigênio, componentes de decomposição do óleo e ainda por esforços
elétricos e eletrodinâmicos.
O papel pode se deteriorar mais rapidamente que os outros componentes isolantes
(orgânicos) de um transformador, no caso de este ser submetido a sobrecargas térmicas
excessivas, sobretudo se estas ocorrerem em equipamentos não selados, ou seja, aqueles em
que há presença de oxigênio em seu interior (6).
Esse processo de degradação da isolação, quando aliado à circulação do óleo
(convecção natural ou fluxo forçado) no interior do transformador, ao aumento de temperatura
dos enrolamentos e à diferença de condutividade elétrica entre líquido e sólido isolantes,
provoca um fenômeno de movimentação de cargas espaciais (elétrons livres), em volta de
bolhas que estejam dissolvidas no óleo isolante (7) (8). Esse fenômeno, diante do stress
causado pelos campos elétricos existentes no interior dos transformadores, é decisivo no
processo de formação de descargas parciais, sendo um dos principais fatores que podem levar
um equipamento a sofrer falha elétrica.
Destaque-se que a quantidade de umidade contida no sistema de isolamento de um
transformador é crucial para a formação de descargas parciais (7) (9).
1.2 Descargas parciais: considerações gerais
Ao tema descargas parciais (DPs) têm se dado atenção especial, principalmente como
parâmetro de avaliação da qualidade e do desempenho dos equipamentos elétricos de alta
22
tensão. Dessa forma, nas atividades de avaliação e de investigação relacionadas aos
mecanismos físicos e químicos de materiais isolantes, a ocorrência de descargas parciais é
elemento de grande relevância (10).
As diferentes tendências de pesquisas em estudos e procedimentos de ensaios de
descargas parciais, ao longo das últimas cinco décadas, não possibilitaram ainda a obtenção
de resultados satisfatórios para os equipamentos elétricos, tais como os conseguidos para os
cabos (de potência) isolados (10).
Em face das dificuldades na detecção e na exatidão da medição de descargas parciais
em alguns equipamentos elétricos de alta tensão, principalmente em transformadores, vários
estudos, pesquisas e instrumentos de medição e detecção vêm sendo desenvolvidos nos
últimos anos. Assim, é que a detecção de descargas parciais, pelo método elétrico, tem sido
amplamente utilizada em transformadores, particularmente no comissionamento de novas
unidades em fábrica (7).
A detecção e a medição de descargas parciais, no caso dos transformadores, são
complexas, devido ao seu comportamento eletromagnético (acoplamentos e efeitos
ressonantes entre enrolamentos) (10).
Descargas parciais em sistemas isolantes resultam em uma grande variedade de
fenômenos físicos, podendo ser de baixa, média ou alta intensidade. Dentre os fenômenos
físicos de baixa intensidade, podem-se citar o de emissão de cargas elétricas decorrentes de
fugas de corrente ao longo de uma superfície isolante, descargas luminosas, avalanches de
baixa intensidade etc. Já dentre os fenômenos de média intensidade, podem ser destacados
aqueles conhecidos como arborescência e canais (streamers). As centelhas ou arcos elétricos
são fenômenos caracterizados como sendo de alta intensidade (11).
Muitos desses tipos de descarga podem contribuir para a degradação do sistema
isolante de um equipamento elétrico, o que por vezes pode ser o motivo para a origem de uma
falha elétrica (11) (12).
Descargas parciais ocorrem somente quando um campo elétrico aplicado a um
dielétrico excede a sua capacidade isolante, o que significa que a tensão a que esse dielétrico
está submetido é maior que o seu nível de suportabilidade.
A tensão inicial, em que ocorrem as DPs, é definida como sendo a tensão aplicada a
partir da qual começa a ocorrer repetitividade de DPs. De forma similar, a tensão na qual
ocorre a extinção das DPs é definida como sendo aquela em que a repetitividade da descarga
parcial (DP) é interrompida (2). Decorrem, dessas tensões, esforços de campos elétricos,
23
sobre o dielétrico, que podem ser definidos como campos elétricos iniciais e de extinção (10).
Observe-se que fatores ambientais, como temperatura e umidade, podem afetar a tensão de
início e de extinção de DPs.
Descarga parcial é essencialmente uma avalanche de elétrons que dá origem às cargas
elétricas, as quais, por sua vez, provocam pulsos de corrente e de tensão no sistema isolante
dos equipamentos (12), ocorrendo de forma muita rápida. O tempo de crescimento de uma DP
é da ordem de poucos nanossegundos e cuja duração pode chegar à casa de centenas de
nanossegundos (10) (13) (14).
1.3 Descargas parciais: conceitos
A NBR 6940/1981 (1) define descargas parciais como sendo “descargas elétricas que
curto-circuitam parte da isolação entre dois eletrodos. Estas descargas podem ocorrer ou não
adjacentemente ao eletrodo, ou a outra parte da isolação”.
Nesse sentido, a descarga parcial é uma descarga elétrica que ocorre em uma região
sujeita a um campo elétrico, cujo caminho percorrido pela descarga não une dois eletrodos de
forma completa (8) (15).
A denominação “parcial” tem por intuito indicar que a descarga elétrica é localizada,
ou seja, não percorre todo o caminho de um isolamento existente entre duas superfícies
condutoras submetidas a uma diferença de potencial.
O termo descarga parcial é definido pela norma IEC 60270 (2) como sendo uma
descarga elétrica localizada que atravessa parcialmente um meio isolante entre dois meios
condutores, podendo ou não ocorrer próximo a esse meio condutor.
Ainda segundo a norma IEC 60270 (2), o pulso de uma DP é definido como a corrente
ou tensão pulsante que resulta da ocorrência de uma DP dentro de um equipamento sob teste.
1.4 Descargas parciais: classificação
Niemayer (11) classifica as DPs da seguinte forma:
24
a) DPs em gases isolantes e DPs na superfície de uma interface gás-isolante
sólido;
b) DPs em líquidos isolantes e DPs superfície de uma interface líquidoisolante sólido;
c) DPs em sólidos (arborescência, injeção de cargas elétricas e water trees).
Outra classificação utilizada é aquela que divide as DPs de acordo com a sua
localização e o seu mecanismo de formação. Segundo esse critério, as DPs são classificadas
em descargas internas, descargas superficiais e corona (descargas externas) (8).
Dessa forma, descargas do tipo corona (ilustrada na Figura 1.1) são aquelas que
ocorrem estritamente em gases a partir de uma extremidade pontiaguda metálica energizada.
Essas extremidades, concentradoras de linhas de campo elétrico, causam stress nas regiões
vizinhas e rompem a capacidade isolante do gás, dando origem à formação de descargas
parciais, o que gera manifestações luminosas e audíveis (16).
Figura 1.1 - Descarga corona em cadeia de isoladores - 230 kV.
O fenômeno corona é de grande importância para a engenharia voltada para altas
tensões, no entanto não fazem parte do escopo deste trabalho.
As descargas parciais do tipo superficiais são aquelas que ocorrem na interface de dois
meios isolantes. Elas aparecem em gases ou líquidos na superfície de um material isolante
sólido, normalmente partindo do eletrodo (ou parte energizada) para a superfície. Isso
acontece pelo fato de, geralmente, a tensão de ruptura do gás ou do líquido ser menor que a do
meio sólido (8) (16).
Quando a componente tangencial do campo elétrico na superfície ultrapassa o limiar
da capacidade dielétrica do isolante, o processo de descarga superficial é iniciado,
25
ocasionando alterações na superfície do dielétrico. Essas alterações dão início a trilhas
condutoras, na mesma direção do campo elétrico, dando origem a um fenômeno conhecido
como “trilhamento”. Esse fenômeno pode resultar em rompimento completo de uma isolação,
uma vez que é uma descarga que ocorre usualmente em cabos isolados e em saias de
isoladores (8).
As descargas internas são aquelas que ocorrem em cavidades ou vazios dos dielétricos
sólidos, ou seja, em inclusões de baixa rigidez dielétrica de materiais isolantes utilizados em
sistemas de isolação de alta tensão (8).
As descargas parciais internas resultam, em geral, de um forte stress decorrente de
gradiente de tensão que ocorre entre um potencial de maior intensidade e um potencial de
terra ou de menor intensidade. As descargas parciais internas podem ocorrer em uma bolha,
totalmente circundada por um meio isolante, ou na interface entre um meio isolante e uma
parte energizada (eletrodo) (8).
Assim, esse tipo de DP é, geralmente, resultado de um stress provocado por um
campo elétrico intenso que ioniza um gás ou ar dentro de um pequeno vazio ou gap (16).
Um tipo particular de descargas parciais internas é conhecido como arborescência
(ilustrado na Figura 1.2), que é definida como um fenômeno de pré-ruptura que ocorre
internamente a um meio isolante sólido de um equipamento elétrico, cuja origem é decorrente
de DPs internas contínuas em vazios ou ainda a partir de um eletrodo (8).
Figura 1.2 - Arborescência em papel degradado.
Como o objetivo deste trabalho envolve as descargas parciais em transformadores de
potência imersos em óleo mineral isolante, são enfocadas, nos itens subsequentes, somente
aquelas classificadas como internas e superficiais.
26
1.5 Descargas parciais em transformadores
Descargas parciais (DPs) e falhas incipientes no sistema isolante de transformadores
ocorrem predominantemente em vazios do isolamento sólido, preenchidos com gases, em
bolhas no óleo e ainda em bolhas dentro das camadas de papel (17) (18). Os vazios e gaps (no
isolamento sólido), preenchidos com ar ou gases, ou ainda as bolhas no interior do óleo
isolante, podem decorrer de problemas havidos durante o processo de impregnação,
sobrecarga térmica, presença de umidade ou defeitos de fabricação.
DPs em transformadores de potência, cujo sistema de isolação é composto de celulose
e óleo, surgem na forma de eclosão de pulsos, que consistem numa série de pulsos discretos
de corrente. Esse tipo de pulso de DP em óleo representa um evento transitório e que por isso
é inócuo, a menos que o campo elétrico que dispara esse pulso seja suficiente para manter a
sua recorrência, o que, por certo, causa uma gradual degradação física e química do óleo ou
até mesmo inicia a propagação de um canal (streamer) no óleo (19).
Para diminuir a ocorrência de descargas parciais no interior de transformadores de
potência, cuja isolação é composta por celulose-óleo, são necessários cuidados especiais com
extremidades metálicas, concentradoras de linhas de campo elétrico, e também um bom
projeto para o sistema isolante. Além disso, atenção especial deve ser dada ao processo de
secagem e de impregnação da parte ativa, porque, no processo de fabricação de
transformadores, imperfeições acontecem, motivo pelo qual surgem pequenos defeitos no
sistema isolante, que motivam o surgimento de DPs, normalmente detectáveis durante os
ensaios de comissionamento realizados no laboratório de fábrica (7). Alguns desses defeitos
podem ser assim discriminados (7):
a) vazios que surgem na delaminação de papel isolante que cobre os
enrolamentos e que não são preenchidos durante o processo de vácuo e
impregnação de óleo;
b) vazios em buchas;
c) formação de bolhas em virtude da evolução de gases, decorrente de descargas,
e evaporação de gotículas de água no interior do óleo (a experiência tem
mostrado que as bolhas no óleo circulante, normalmente, desaparecem; assim,
elas só prevalecem nos locais onde mecanicamente podem se sustentar, como
por exemplo, nos vazios entre cantos de espiras);
27
d) partículas metálicas livres, em suspensão no óleo, decorrentes de falha no
processo fabril;
e) umidade devida à degradação que ocorre durante o processo de secagem ou
introduzida durante o processo fabril ou ainda por aspiração (caso de
transformadores não selados);
f) má conexão nas blindagens eletrostáticas, podendo vir a causar grande
formação de DPs;
g) eletrificação estática, que provoca um aumento de concentração de cargas
elétricas em um determinado local da isolação, podendo resultar em aumento
de campo elétrico e causar o início de DPs; e
h) trilhas em isolantes sólidos (celulósicos) resultantes da propagação de
descargas (trilhas carbonizadas podem agir como meios condutores e, por isso,
crescerem com o passar do tempo).
Portanto, transformadores nunca são imunes à ocorrência de DPs, mesmo aqueles
projetados e fabricados dentro de padrões de alta qualidade, dada a impossibilidade de
fabricá-los sem imperfeições, ainda que pequenas, no sistema isolante.
Falhas em transformadores podem ser causadas por problemas (falhas e ou defeitos)
em seu sistema isolante. Esses problemas são frequentemente precedidos de atividades de
descargas parciais. O aumento significativo do nível de DPs ou de sua taxa de crescimento
pode fornecer indicativos antecipados de que algo está acontecendo no interior do
transformador e por isso deve ser analisado. Como uma DP pode resultar em falha do
transformador, é de grande valia dispor de ferramentas que possibilitem a sua detecção,
localização e quantificação (17).
A confiabilidade de equipamentos de alta tensão, dentre eles os transformadores de
potência, é muito afetada pela ocorrência de defeitos em seus sistemas isolantes. Logo, a
identificação e a caracterização de defeitos em isolantes elétricos são requisitos fundamentais
para uma boa estratégia de manutenção. (20)
A existência de DPs é um dos principais indicadores utilizados para avaliar a
degradação e a qualidade de um dielétrico (18).
DPs dentro de transformadores imersos em óleo isolante produzem pulsos elétricos,
mecânicos, ondas eletromagnéticas e gases. Varias métodos de detecção existem para captar
esses fenômenos que decorrem da atividade de DPs. Destacam-se, dentre eles, os métodos de
28
detecção elétrico, detecção acústica e de análise de gases dissolvidos em óleo isolante (AGD).
Cada um desses métodos apresenta a sua vantagem e desvantagem e, se utilizados em
conjunto, se complementam.
1.6 A detecção e a medição de descargas parciais pelo método elétrico
Por esse método, as descargas parciais são medidas usualmente em pico-Coulombs
(pC), devido ao fato de suas cargas serem proporcionais à energia destrutiva liberada no local
onde ocorrem as descargas (21).
A norma IEC 60270 (2) descreve esse método e demonstra os circuitos básicos que
podem ser utilizados para medir DPs pelo método elétrico. Todos esses circuitos baseiam-se
na detecção de uma queda de tensão sobre uma impedância conhecida, provocada por pulsos
de corrente no circuito exterior à amostra. Essa impedância, chamada de Zm (impedância de
medição), é composta de um resistor de medição, um indutor de alguns mH (mili-Henry) e
uma capacitância parasita inerente ao circuito (3).
As características de circuito indutivo-capacitivo (LC) que prevalecem dentro de um
transformador tornam bastante complexas a detecção, a medição e a interpretação de DPs pelo
método elétrico.
Durante a medição de DPs, podem ocorrer vários fatores que dificultam a sua
detecção, como as fontes de distúrbio, interferindo, assim, nos resultados. As interferências
podem ser classificadas em duas categorias: as que ocorrem quando o circuito de ensaio não
está energizado; e as interferências que ocorrem quando o circuito está energizado, porém não
ocorrem no objeto sob ensaio (2).
Quando o circuito de ensaio não está energizado, os distúrbios podem ser causados,
por exemplo, por ensaios de alta tensão nas proximidades, chaveamentos em outros circuitos,
transmissões de rádio e até mesmo por ruídos inerentes ao próprio instrumento de medição
(21).
Se o circuito de ensaio está energizado, geralmente há uma relação direta entre os
distúrbios e o nível de tensão, ou seja, quando um cresce o outro também cresce. Esses
distúrbios podem ser provenientes de descargas parciais no equipamento que está sob ensaio.
Também podem ocorrer distúrbios em virtude de falhas no aterramento de equipamentos nas
29
proximidades e de distorções harmônicas da fonte de tensão que estejam próximas à banda de
frequência utilizada na medição (21).
Para que as medições de descargas parciais resultem em dados satisfatórios e
confiáveis, alguns cuidados especiais devem ser, portanto, tomados:
a) a superfície das buchas isolantes do transformador deve ser limpa e seca, pois a
umidade ou partículas de sujeiras podem causar DPs;
b) as partes externas do transformador que tiverem saliências pontiagudas, capazes de
gerar corona devem ser protegidas eletricamente por esferas metálicas, na função
de equalizadores de potencial;
c) o transformador deve estar na temperatura ambiente;
d) os ensaios não devem se realizados sem que seja observado um intervalo de tempo
entre um ensaio e outro, pois o resultado deles pode ser afetado pelas solicitações
mecânicas, térmicas ou elétricas associadas;
e) o local do ensaio deve ser isento de quaisquer perturbações que interfiram no
resultado (se possível, realizar o ensaio em ambiente blindado) e
f) a fonte de alimentação deve ser isenta de quaisquer DPs indesejáveis (21).
Alguns desses cuidados só podem ser aplicados em ambientes de laboratório, uma vez
que não são possíveis as suas aplicações nas situações em que o transformador a ser
submetido ao ensaio esteja em operação (em serviço). Tal constatação impõe a necessidade da
utilização de algum tipo de tratamento em relação às interferências eletromagnéticas e
decorrentes de ruídos externos.
Para a detecção de DPs pelo método elétrico, há limitações de monitoração on-line, já
que a instalação dos sensores de acoplamentos apresenta dificuldades, pelo fato de os
equipamentos estarem, usualmente, energizados. Comumente, a conexão do transformador ao
sistema de medição é feita por meio da derivação capacitiva de suas buchas, conforme é
mostrado na Figura 1.3 (3).
Dessa forma, essa conexão só pode ser efetuada com o desligamento do equipamento,
o que gera grandes barreiras quanto à utilização desse método de detecção de DPs para os
transformadores que estão em operação. Por esse motivo, esse método é mais utilizado no
recebimento de transformadores em fábrica, não sendo apropriado para uso em campo. O
monitoramento on-line também é dificultado por causa dos ruídos, os quais são mais intensos
30
quando o equipamento está carregado (3), e ainda também quando é influenciado por
interferências de outros equipamentos próximos.
C1
C2
Impedância
de medição
Cabo coaxial
Alta
tensão
Instrumento de
medição de DP
Baixa
tensão
Figura 1.3 - Circuito de medição de DP pelo método elétrico (3).
Para contornar esses inconvenientes, tem sido desenvolvido, cada vez mais, estudos a
respeito de filtros, com tecnologias recentes e técnicas mais avançadas em processamento de
sinais, tanto em hardware como em software (3). No entanto, as soluções apresentadas só são
eficientes para os casos de ensaios realizados em laboratórios.
A NBR 5356-3 (22) impõe o limite de 500 pC para a formação de descargas parciais
no interior de um transformador de potência quando energizado a uma tensão U2=1,5Um/√3,
sendo Um a tensão máxima de operação do equipamento e U2 a tensão de ensaio.
O transformador é considerado aprovado no ensaio se não ocorrerem descargas cujas
intensidades medidas não ultrapassem o limite de 500 pC e ainda se, durante o ensaio, não for
constatado um crescimento acentuado das DPs (22).
31
Logo, a detecção e a medição de descargas parciais pelo método elétrico têm por
vantagem o fato de quantificar a intensidade das descargas detectadas. No entanto este
método possui a desvantagem de não permitir a localização da ocorrência das descargas.
Além do mais, devido a sua grande sensibilidade a ruídos externos, trata-se de um
método ideal para instalações onde os ruídos ambientais são controlados – como os
laboratórios de fábricas, não sendo, portanto, conveniente para a aplicação em
transformadores em operação no campo (23).
1.7 A detecção de descargas parciais pelo método acústico
Há uma importante similaridade entre a propagação de onda sonora e um processo de
falha em dielétricos. Ambos precisam de um meio para sua ocorrência, ou seja, sem a
presença de moléculas, nenhum desses fenômenos pode ocorrer, exceção feita à emissão de
elétrons superficiais dentro de um gap. Por conseguinte, um processo de falha, quer seja sob a
forma de canais (streamers) em gases ou de um trilhamento em uma superfície isolante ou
ainda uma arborescência em um sólido, necessita de um meio para a sua propagação. Cabe
observar que os melhores meios isolantes a vácuo (10-8 Pa) têm aproximadamente 10+6
moléculas por cm3; portanto, mesmo nesse vácuo pode ocorrer um processo de falha (24).
Estudos de propagação de ondas de som através de meios dielétricos oferecem uma
forma segura e não destrutiva de observar as propriedades desses materiais como, por
exemplo, a velocidade molecular ou o seu empacotamento. Para ilustrar essa afirmação, podese destacar que, num meio gasoso, a velocidade de propagação de uma onda de som é muito
próxima de sua velocidade molecular e obviamente é afetada pela temperatura dessas
moléculas. Além desse exemplo, pode-se mencionar que, em óleo isolante, a velocidade da
onda acústica é fortemente afetada pelo grau de empacotamento molecular. Portanto, pela
análise da velocidade de propagação de ondas sonoras, podem ser obtidas informações sobre
o estado e a estrutura de materiais dielétricos. Se essa análise for realizada pela técnica da
audição, podem-se verificar pequenas falhas em meios isolantes, por meio dos sons
decorrentes da formação de DPs (24).
32
Alguns parâmetros devem ser observados na detecção de DPs pelo método acústico.
Dentre eles destacam-se a impedância acústica característica, a velocidade de propagação da
onda no meio sob observação e a absorção que sofre a onda sonora quando se propaga (24).
A impedância acústica característica depende do resultado produzido pelo produto da
densidade do material (ρ), em kg/m3, e a velocidade (c), em m/s, do som no mesmo material,
produto esse expresso por ρ.c em kg/m2.s. Sabendo-se que, quando uma onda sonora
ultrassônica se propaga entre materiais com respostas acústicas diferentes, ela sofre reflexões
quando passa de um meio para o outro, e esse efeito é descrito pelo coeficiente de reflexão
(R0), conforme equação 1.1 (24).
R0 = ( ρ1c1 − ρ 2 c2 )
( ρ1c1 + ρ 2 c2 )
1.1
A velocidade também depende do meio onde ocorre a propagação, ou seja, se o meio
é gasoso, líquido ou sólido. No meio gasoso, a velocidade de propagação de uma onda sonora
(C) é expressa pela equação 1.2 (24):
C = γP ,
ρ
1.2
em que:
•
γ é a razão do calor específico;
•
P a pressão do gás;
•
ρ a densidade definida pela relação ρ=m/V, sendo m a massa e V o
volume do gás.
No meio líquido a velocidade de propagação de uma onda acústica é definida pelas
equações 1.3 e 1.4, sendo que a primeira é para líquidos incompressíveis (c) e a segunda para
aqueles compressíveis (c’), tal como o éter etílico (24).
C= K
ρ
c’ =
em que:
γK
ρ
1.3
1.4
33
•
“K” é a constante de volume do gás.
A velocidade da onda acústica no meio sólido (c’’) é expressa pela equação 1.5.
c’’ =
Y
,
ρ (1 − b)
1.5
em que:
•
“Y” é a constante de Young;
•
b= 2σ2 (1- σ);
•
“σ” é a razão de Poisson.
Por último, o parâmetro de atenuação da propagação de ondas acústicas, também
conhecido como perdas nos meios gasosos, líquidos ou sólidos, é muito complexo e depende
da absorção molecular, viscosidade e temperatura do meio. Os estudos teóricos e os resultados
práticos ainda não chegaram a uma conclusão consagradora. Contudo, Stokes e Kirchoff
desenvolveram um modelo matemático baseado na temperatura e na fricção interna, em que a
absorção de uma onda sonora (Ab) na sua propagação é representada pela equação 1.6 (3):
2 2
Ab = 4π3 f
c ρ0
4
(γ − 1) 
k
 η+
Cp
 3

1.6
em que:
•
Ab é o coeficiente de absorção de onda plana;
•
η é o coeficiente de viscosidade;
•
f
é a frequência;
•
Ρ0 é a densidade do meio;
•
c a velocidade do som no meio sob observação;
•
γ é a razão do calor específico;
•
Cp é o calor específico à pressão constante;
•
k é a condutividade térmica do meio.
A equação 1.6 não contempla o efeito direto da viscosidade na atenuação da onda
acústica, o efeito inverso da densidade e tampouco o efeito cúbico inverso da velocidade do
som (24). Cabe ressaltar que, à parte da equação 1.6, a atenuação de uma onda sonora em
34
meios sólidos é aproximadamente proporcional à frequência (3). Então, a velocidade de
deslocamento do sinal sonoro não é constante no caminho percorrido, uma vez que o pulso de
onda sonora é atenuado e deformado enquanto se propaga. Assim, o espectro de frequência
captado pelo sensor de emissão acústica (EA) não reflete a realidade do espectro de
frequência da fonte dos pulsos sonoros (25).
A detecção de DPs pelo método acústico é baseada na captação e na análise de sinais
mecânicos (sonoros) produzidos pelas descargas parciais.
O sinal acústico gerado por uma DP no interior de transformadores imersos em óleo
surge, predominantemente, em função dos canais de corrente (streamers) que se formam
dentro de vazios preenchidos com gases e que, em virtude do calor, se expandem causando
microexplosões de energia mecânica que se propagam através do óleo do tanque do
transformador sob a forma de ondas de pressão. É um fenômeno análogo à formação de
trovões depois de uma descarga atmosférica (26).
A atividade de DPs no interior de transformadores é fonte de formação de ondas
sonoras que se deslocam em várias direções até serem captadas pelos sensores piezelétricos
colocados na face externa do tanque principal do transformador. A distância (D) percorrida
pelo sinal acústico depende da velocidade da onda (c) e do tempo de propagação (t) e é
definida pela equação 1.7 (23).
D = c.t
1.7
Para a localização da fonte de sinais acústicos, comumente se considera que a onda
sonora se propaga em uma rota de linha direta. Infelizmente, não é isso que sempre acontece
no interior de transformadores, devido a reflexões e a refrações das ondas sonoras em
diferentes materiais. Por exemplo, se há uma obstrução no caminho da propagação da onda,
pode ocorrer um tempo maior de propagação do ponto da fonte do sinal até o ponto onde está
instalado o sensor. Pode também ocorrer a propagação dessa onda sonora através de um
obstáculo em uma velocidade maior que no óleo. Nesse caso, o tempo de chegada até o sensor
será menor, o que implica o registro de uma distância menor do que a verdadeira distância.
Para evitar esses erros de interpretação provocados pela complexidade da propagação de
ondas sonoras no interior de transformadores, fazem-se necessárias a instalação de vários
sensores e a busca da melhor posição para cada um deles (23).
35
Assim, quando se instala mais de um sensor acústico no tanque de um transformador,
permite-se calcular as diferenças de tempos de detecção entre eles e com isso localizar a fonte
de DP (23). O método utilizado para a localização é o de tempo de chegada da onda sonora no
sensor, da mesma forma que se faz para localização de terremotos, porém em três dimensões
(27).
Desse modo, as medições pelo método acústico têm o objetivo de detectar e de
localizar, em três dimensões, as atividades de descargas parciais que podem ocorrer no
sistema isolante interno de transformadores, por meio de medição dos sinais acústicos
emitidos pelas descargas parciais (DP).
Apenas para ilustrar, na Figura 1.4 apresenta-se uma onda típica de sinais acústicos
dentro de um transformador, decorrente de descargas parciais, captada por sensores
posicionados na face externa do tanque. Nessa figura, o eixo das abscissas representa o tempo
em microssegundos, e o eixo das ordenadas representa a amplitude das ondas. Assim, o
número de pulsos acústicos por unidade de tempo (usualmente segundo) representa a medição
de atividade acústica (23).
Tensão (mV) X tempo (s) - todos os canais
Figura 1.4 - Onda típica de um sinal acústico dentro de transformador.
A detecção de emissões acústicas em transformadores pode ser feita de duas formas. A
primeira, denominada sistema acústico composto, utiliza-se da simultaneidade de medições
com a detecção de sinais elétricos oriundos das DPs (nesse caso considera-se que a detecção
elétrica ocorre no instante zero). Portanto, com a diferença de velocidade e de tempo entre os
dois sinais (elétrico e acústico), é possível calcular a distância entre o sensor sonoro e a fonte
de DPs. Vale ressaltar que o tempo de retardo entre a ocorrência da DP e a sua captação pelo
método elétrico é da ordem de microssegundos, razão pela qual esse tempo é negligenciado
(23) (25).
36
A segunda forma, denominada sistema acústico simples, se baseia no fato de que nem
sempre é factível a utilização do sinal elétrico, motivo pelo qual se utiliza da instalação, na
face externa, de vários sensores acústicos, no equipamento sob ensaio. Assim, comparando-se
as diferentes informações coletadas pelos diversos sensores, pode-se calcular o local da fonte
de DPs. Importante destacar que, em ambos os casos, considera-se que a velocidade média de
propagação da onda sonora é constante (23) (25). A instalação de sensores na face externa do
equipamento permite o reposicionamento dos sensores, o que possibilita melhor definição e
precisão dos sinais captados, porém com a desvantagem de ter maior sensibilidade aos ruídos
externos (23).
A vantagem do sistema acústico composto, ou seja, a combinação da detecção elétrica
com a acústica, é que a detecção elétrica confirma que o sensor acústico está detectando a
ocorrência de uma DP e não uma fonte de ruído. Além disso, o instante de tempo em que se
detecta o sinal elétrico serve como referência para o sensor acústico. No entanto, essa maneira
combinada apresenta uma desvantagem importante, que é o fato de ser difícil de se obter um
sinal elétrico livre de ruído quando se desenvolvem ensaios no campo, em virtude da
influência de campos elétricos. Consequentemente, o sistema acústico composto é mais
adequado para ensaios realizados em laboratórios de fábrica. Devido à necessidade de
desligamento para a instalação dos dispositivos da detecção pelo método elétrico, esse sistema
se torna pouco viável para a aplicação em transformadores em operação.
O sistema acústico simples tem como vantagem o fato de ser mais apropriado para a
utilização em campo, em função da sua imunidade a interferências eletromagnéticas (7) (26),
permitindo uma detecção ideal para o monitoramento on-line. No entanto, a imunidade a
interferências eletromagnéticas não significa imunidade a ruídos, uma vez que as vibrações
mecânicas em núcleo de transformadores são as principais fontes de ruídos acústicos.
Felizmente, a frequência dessas vibrações é menor que aquelas geradas pelas DPs, o que
possibilita a sua separação nas medições (3) (26).
Portanto, o sistema acústico simples de detecção de descargas parciais é mais
adequado para ensaios realizados no campo com transformadores em serviço, principalmente
pelo fato de ele não requerer a necessidade de quaisquer registros de corrente ou de tensão,
tampouco de desligamento do equipamento a ser submetido ao ensaio.
No entanto, algumas dificuldades se impõem ao método de detecção acústica, pelo
fato de a propagação das ondas ser de natureza bastante complexa. Diante disso, destacam-se
as seguintes dificuldades e limitações do método acústico (28):
37
a) as ondas sonoras não se propagam de forma perfeitamente esférica;
b) as ondas sonoras sofrem diversas reflexões durante a sua propagação dentro de
transformadores, causando caminhos múltiplos e enfraquecimento do sinal;
c) perturbações nas ondas sonoras provocadas pela dispersão e absorção pelo óleo
mineral isolante.
Outra dificuldade é que a energia gerada por um sinal acústico dentro de
transformadores pode ser originada de fontes mecânicas, térmicas ou devido à ocorrência de
descarga parcial (23).
A propagação da onda sonora pelo caminho estrutural, ou seja, pela estrutura do
tanque do transformador, é um desafio adicional. É que o sinal sonoro que colide com o
tanque mantém sua freqüência, apesar de alterar a sua forma e a sua velocidade de propagação
(23).
Uma forma de distinguir a onda que se propaga pelo caminho estrutural daquela que se
propaga pelo óleo é pela análise do modo de vibração da onda sonora. Assim, fluidos como o
óleo só comportam ondas longitudinais (ondas de pressão), diferentemente dos sólidos, que
comportam vários tipos de movimento de ondas. Portanto, as ondas que se propagam no óleo
provocam no tanque do transformador tanto ondas transversais como longitudinais. Cabe
ressaltar que os problemas relacionados à propagação de ondas pelo caminho estrutural em
transformadores podem ser significativamente reduzidos com a instalação de sensores dentro
do tanque (23).
Para o cálculo da distância da fonte de descargas parciais até o sensor acústico, utilizase, tipicamente, a velocidade de propagação do som no óleo como sendo igual a 1.413 m/s a
20 C. Assinale-se que não é usual fazer a correção da velocidade do sinal acústico no óleo em
face da presença de umidade e da variação de temperatura, pelo fato de as incertezas, em
função da propagação, serem muito mais representativas.
A Tabela 1.1 mostra valores aproximados (estimados) da velocidade do som no óleo
para diversas temperaturas (23).
Tabela 1.1 – Relação da temperatura do óleo com a velocidade de propagação (23)
Temperatura do óleo (ºC)
Velocidade (m/s)
50
1300
80
1200
110
1100
38
Note-se que o aumento da temperatura do óleo provoca a diminuição da velocidade de
propagação da onda sonora no óleo. Tal fato é de grande importância no que diz respeito ao
monitoramento de DPs em transformadores em operação, uma vez que a temperatura do óleo
varia com a temperatura ambiente e com a carga demandada.
Importante notar que, se há outro material no caminho da propagação da onda e ainda
se há alterações na propriedade do óleo, a velocidade sofre alterações em seus valores (23).
Diante dessas dificuldades, conclui-se que a detecção pelo método acústico impõe à
equipe de manutenção atenção e experiência, além da utilização de outros ensaios que possam
contribuir na análise e no diagnóstico.
1.8 Análise de gases dissolvidos em óleo isolante por meio de cromatografia
A degradação da isolação de transformadores imersos em óleo isolante pode resultar
em arcos elétricos ou descargas parciais, o que, por consequência, resulta na formação de
gases formados pela decomposição da isolação.
A presença de gases combustíveis dissolvidos em óleo isolante de transformadores foi
relatada no ano de 1919, no The Electrical Journal, o qual afirmava que, na passagem de
corrente elétrica pelo óleo, notava-se a formação de hidrocarbonetos e que na desintegração
de moléculas de óleo, por ação de altas temperaturas, havia a formação de gases (29).
A partir de 1952, com a criação da cromatografia gasosa desenvolvida por Martin, foi
possível separar os gases que se formavam no óleo por ação de descarga elétrica incidente
sobre ele.
Já em 1960, foi registrada, pela primeira vez, a utilização da técnica de
cromatografia na identificação de gases gerados por falhas elétricas em transformadores
imersos em óleo isolante (30).
Os gases formados pela decomposição da isolação de um transformador são
dissolvidos total ou parcialmente no óleo e, por isso, após um período de homogeneização,
estão presentes em todo o volume de óleo, ou seja, em todos os locais (tanque, acessórios etc.)
onde há presença desse líquido isolante (29).
A cromatografia na fase gasosa é uma técnica que permite, com boa sensibilidade e
bom grau de precisão, detectar a presença de gases em óleo isolante. Os gases mais
significativos resultantes de arcos elétricos, descargas parciais ou aquecimento que se
39
formam, durante a decomposição do óleo de um transformador de potência, são: hidrogênio
(H2), metano (CH4), etano (C2H6), etileno (C2H4) e acetileno (C2H2). Quando há degradação
de materiais celulósicos, outros gases – principalmente o monóxido de carbono (CO) e o
dóxido de carbono (CO2) – também podem ser produzidos e serem detectados, devendo o
analista observá-los, para obter maiores níveis de acertos em seus diagnósticos (31).
Os tipos de gases, bem como os seus quantitativos, possuem uma estreita relação com
a energia envolvida na ocorrência que envolveu o transformador (31). Com base nesse
fundamento, foram desenvolvidos diversos métodos de análise, que possibilitam inferir a
ocorrência de descargas parciais, sobreaquecimentos e outras falhas incipientes em
transformadores isolados a óleo. Dentre esses métodos de análise destacam-se o Laborelec, o
Rogers e o Internationally Electrotechnical Commission (IEC) 599 (31).
Assim, pode-se afirmar que a análise de gases dissolvidos em óleo isolante (AGD) é
uma importante ferramenta técnica que auxilia o analista, engenheiro de manutenção, na
definição das ações preventivas ou corretivas que devem ser feitas em transformadores de
potência imersos em óleo. Tais ações podem evitar que transformadores sofram danos cujos
reparos sejam muito onerosos, como, por exemplo, uma falha elétrica de grandes proporções
na parte ativa.
Na definição do momento de intervir preventivamente no equipamento, o engenheiro
de manutenção precisa utilizar sua experiência profissional, contemplando os resultados da
AGD e vinculando-os às características construtivas, bem como ao histórico das condições
operativas do equipamento.
Ocorre que o método de análise de gases dissolvidos em óleo isolante é de baixa
sensibilidade para detecção de descargas parciais (1). Além disso, a AGD necessita de
concentração de gases suficientes para permitir a correta identificação destes, o que pode não
ser uma ferramenta viável para o caso de fontes incipientes de DPS (32).
Há situações em que os métodos para diagnósticos a partir de resultados de AGD
carecem de homogeneidade, o que por vezes torna complexa a elaboração de diagnósticos
conclusivos, provocando imprecisões na análise (32).
Ademais, a AGD não permite a identificação do local onde ocorre a falha incipiente, o
que pode dificultar a sua localização, principalmente quando ela é de pequena intensidade.
Portanto, conclui-se que a AGD, apesar de ser um método amplamente utilizado pelas
empresas do setor elétrico brasileiro, não permite, em algumas situações, que o engenheiro de
40
manutenção possa tomar uma decisão segura quanto à retirada de operação ou não de um
transformador.
1.9 Considerações finais
Conforme exposto neste capítulo, a preservação do sistema isolante de
transformadores de potência é essencial para sua durabilidade e sua confiabilidade. Dessa
forma, é extremamente necessária a utilização de controles de qualidade da isolação, tanto no
processo fabril quanto durante a vida de um transformador, uma vez que é da qualidade da
isolação, dentre outras, que decorre a sua confiabilidade.
Como o controle e o monitoramento de DPs são formas de se avaliar os níveis de
degradação e a qualidade de um dielétrico, a utilização de técnicas de detecção de descargas
parciais é uma ferramenta útil para a avaliação das condições de preservação do sistema
isolante de transformadores de potência.
41
Capítulo 2
Metodologia para a eficácia da detecção
acústica como técnica preditiva
Conforme apresentado no capítulo anterior, o método de detecção acústico pode ser
utilizado sem a necessidade de desligamentos e ainda permite a localização de regiões onde
estejam ocorrendo descargas parciais no interior de transformadores de potência imersos em
óleo. Tais características fazem desse método uma poderosa ferramenta de técnica preditiva
de manutenção.
No entanto, dadas algumas fragilidades do método acústico, para que se possa ter
melhor qualidade na sua utilização e nos diagnósticos derivados de seus resultados, são
necessárias a aplicação de alguns procedimentos e a observância de alguns requisitos. Diante
dessa necessidade, este capítulo apresenta uma metodologia cuja aplicação propicia maior
eficiência à técnica de detecção de descargas parciais pelo método acústico em
transformadores de potência imersos em óleo isolante.
2.1 Manutenção: técnica preditiva
Os transformadores de potência, pela sua importância, merecem atenção especial dos
setores de manutenção das empresas do setor elétrico. A manutenção, como se sabe, é o
conjunto de medidas e ações técnicas que visam à preservação e ao bom desempenho de
equipamentos. Diante disso, destacam-se, neste trabalho, as técnicas preditivas de
manutenção.
A palavra preditiva é derivada do verbo predizer. Assim, a técnica preditiva de
manutenção é aquela com a qual se busca antever a ocorrência de defeitos e de falhas em
equipamentos, por meio de monitoramento ou avaliações das condições de funcionamento dos
42
equipamentos ou com base em dados com os quais se possam inferir desgastes ou processos
de degradação. Nesse sentido, é indispensável, para os diagnósticos que resultem da aplicação
de técnicas preditivas, o conhecimento das características técnicas (dados de placa) do
equipamento, bem como de todos os seus comportamentos e/ou respostas nas seguintes
situações:
a) quando sujeitos à sobrecarga térmica;
b) nos casos de degradações de materiais; e
c) quando submetidos a esforços eletrodinâmicos e mecânicos.
Além disso, o conhecimento e a análise de fenômenos e características, pertinentes ao
funcionamento dos equipamentos, são de grande importância para a aplicação de técnicas
preditivas de manutenção. No caso de transformadores de potência imersos em óleo,
destacam-se: as vibrações mecânicas, as variações de temperatura interna, a formação de
gases no líquido isolante, o envelhecimento da isolação celulósica, a formação de descargas
parciais e a concentração de linhas de campo elétrico em determinados pontos.
Para o emprego de técnicas preditivas em equipamentos, faz-se necessária a utilização
de instrumentos de medições e ensaios, capazes de registrarem resultados confiáveis de suas
condições de funcionamento.
Técnica preditiva consiste no estabelecimento de diagnóstico e análise de tendências, a
partir de resultados de ensaios e da análise dos fenômenos que ocorram durante a operação de
um equipamento.
Assim, com base na análise dos resultados obtidos pela aplicação de uma técnica
preditiva, elabora-se um diagnóstico final. Caso esse diagnóstico indique alguma
anormalidade, o engenheiro de manutenção encaminha as providências necessárias visando
saná-la, por meio da realização de manutenção preventiva ou corretiva no equipamento sob
avaliação. Logo, os resultados da utilização de técnicas preditivas de manutenção permitem
definir o momento ótimo para a intervenção indicada, o que por certo significa redução de
gastos, riscos e desgastes junto aos clientes consumidores.
Desse modo, a utilização de técnica preditiva é de grande valia para as ações de
manutenção que têm por objetivo evitar danos maiores aos equipamentos, principalmente os
transformadores de potência, dados o seu elevado custo, as dimensões e a importância para o
sistema elétrico.
Dentre essas técnicas, as mais adequadas para aplicação em transformadores são
aquelas que podem ser utilizadas sem a necessidade de desligamentos, uma vez que desligar
43
um transformador, ainda que de forma programada, na maioria das vezes é dispendioso e
arriscado, este último em função dos fenômenos transitórios eletromagnéticos inerentes a sua
reenergização.
Nesse cenário, insere-se o método acústico de detecção de descargas parciais. Ocorre
que essa técnica apresenta, além de outras, a vantagem de poder ser aplicada com o
equipamento em serviço.
Cabe destacar que a não utilização de técnicas preditivas em transformadores de
potência implica a necessidade de paradas técnicas ou desligamentos periódicos para a
verificação e avaliação do estado geral do equipamento, principalmente de seu sistema
isolante.
2.2 Comparação entre paradas técnicas programadas e não programadas
de transformadores
Conforme já mencionado, as paradas técnicas (desligamentos) de transformadores de
potência têm implicações muito complexas, que englobam questões financeiras, institucionais
(relativas aos agentes reguladores) e até mesmo a imagem da concessionária junto a seus
clientes. Elas decorrem da necessidade de realização de manutenções preventivas, corretivas
programadas e corretivas de emergência, para substituição por danos ou por necessidade de
remanejamentos desses equipamentos.
Paradas não programadas podem significar interrupções de fornecimento, pois nem
sempre se consegue suprir todas as cargas interrompidas por meio de outros transformadores
ou subestações móveis de forma imediata.
Por outro lado, as paradas programadas, pela suas características, ensejam menores
gastos, riscos e desgastes junto aos clientes, sobretudo pela possibilidade de prévia
comunicação aos consumidores por ocasião da necessidade de suspensão temporária do
fornecimento de energia. Cabe ressaltar que os tempos de interrupção de fornecimento nas
paradas técnicas programadas são bem menores quando comparados aos tempos das paradas
emergenciais.
Quando se realiza uma atividade planejada, as possibilidades de danos e dispêndios
inerentes a ela são mitigadas, o que não é diferente no caso de transformadores. Como
44
exemplos, podem ser citados os eventos de desligamentos programados para a realização de
substituições e/ou remanejamentos de transformadores de potência. Nesses casos, o
planejamento permite que toda a movimentação e transporte das unidades transformadoras
envolvidas nas substituições/remanejamentos possam ser feitos de forma mais segura e
econômica, o que resulta em menores custos e riscos de danos materiais e acidentes com
trabalhadores.
Quando se trata de uma parada não programada, duas situações podem ocorrer. A
primeira refere-se à intervenção corretiva para a correção de falha ou de defeito sem que seja
necessária a substituição do transformador. A segunda ocorre quando o transformador sofre
falha ou defeito, e deve ser substituído por uma unidade reserva. Esta última situação é a mais
complexa e a que causa maiores transtornos, principalmente quando a parada não programada
força a interrupção de fornecimento. Necessário ressaltar que os problemas decorrentes de
uma parada não programada que resulte em perda de fornecimento podem ser mitigados com
a utilização de uma subestação móvel (ilustrado na Figura 2.1), que possibilita o planejamento
(preparação prévia) para a instalação da unidade reserva, ou ainda pela utilização de unidade
reserva local que esteja pronta para ser ligada (reserva fria).
Figura 2.1 – Subestação móvel.
45
A seguir são listados os principais transtornos, riscos, desgaste e prejuízos decorrentes
de paradas não programadas, principalmente quando ocorrem em transformadores de grande
porte, quais sejam:
a) demora na retomada no fornecimento de energia;
b) alto risco de acidentes com trabalhadores na movimentação de unidades
reservas em virtude da característica emergencial da ação de manutenção;
c) maior possibilidade da ocorrência de danos materiais durante a movimentação
e transporte das unidades reservas, dado o caráter emergencial da ação de
manutenção;
d) insatisfação dos consumidores que resulta, via de regra, em prejuízos à imagem
da concessionária de energia;
e) perdas de arrecadação decorrentes da interrupção do fornecimento de energia;
f) logística, para o atendimento emergencial, altamente dispendiosa;
g) grandes gastos com a mão de obra para o atendimento emergencial;
h) possibilidade de indenizações por perdas e por danos materiais causados aos
consumidores;
i) possibilidade de multas pecuniárias dos agentes reguladores (ANEEL e
Agência Goiana de Regulação – AGR) por infringência aos limites dos índices
de qualidade.
Neste trabalho, para que se possam visualizar as implicações e as consequências que
decorrem de paradas técnicas, programadas ou não programadas, em transformadores de
potência imersos em óleo isolante, foi elaborado um quadro comparativo (Tabela 2.1). Esse
quadro refere-se apenas aos casos envolvendo os transformadores de potência de médio e
grande porte, cujas características são:
a)
médio porte: classe de tensão ≥72,5 kV e ≤145 kV, e potências nominais ≥10
MVA e ≤25 MVA;
b)
grande porte: classe de tensão ≥145 kV e ≤242 kV, e potências nominais >25
MVA no caso de transformadores trifásicos, e ≥ 16,66 MVA para unidades
monofásicas.
46
Tabela 2.1 - Quadro comparativo: paradas programadas versus não programadas
Descrição
Programada sem
interrupção
Programada com
interrupção
Não
programada
Tempo de substituição do
equipamento
Menor
Menor
Maior
Perdas de arrecadação decorrentes
da interrupção de fornecimento
Não existe
Menor
Maior
Custos de mão de obra das equipes
de manutenção
Menor
Menor
Maior
Indenizações por possíveis perdas e
danos materiais causados aos
consumidores
Não existe
Improvável
Provável
Multas aplicadas pelos agentes
reguladores (AGR e ANEEL)
Não existe
Não existe
Provável
Índices de medição de qualidade de
fornecimento (DEC e FEC)
Mantidos de
acordo com o
exigível
Mantidos de
acordo com o
exigível
Prejudicados
Insatisfação dos consumidores
Não existe
Pequena
Grande
Custo da logística das ações das
equipes de manutenção
Menor
Menor
Maior
Riscos de acidentes com equipe de
campo
Menor
Menor
Maior
Assim, verifica-se que as técnicas preditivas passíveis de utilização em
transformadores de potência imersos em óleo isolante são ferramentas que permitem aos
concessionários do setor elétrico maior confiabilidade e mais eficiência no fornecimento de
energia, além de menores custos de manutenção.
Dentre as técnicas preditivas para transformadores, destacam-se a AGD e a detecção
acústica, principalmente pelo fato de não serem interruptivas, ou seja, poderem ser utilizadas
sem a necessidade de desligamento do equipamento. A AGD já é consagrada, porém, dadas as
suas deficiências (baixa sensibilidade para DPs e não possibilitar a localização do ponto de
formação das descargas internas), necessita de complementação. A técnica não interruptiva
mais adequada para complementar a AGD é a do método de detecção acústico, o qual também
47
apresenta algumas fragilidades, conforme mencionado no capítulo anterior, e por isso são
necessárias providências que deem a ele maior qualidade.
De acordo com o objetivo desta dissertação, nos itens subsequentes são descritos os
procedimentos e os requisitos que compõem uma nova metodologia, os quais permitem maior
qualidade e eficiência nos diagnósticos de resultados de campo decorrentes da aplicação do
método acústico de detecção de DPs.
2.3 Procedimentos para a melhoria da detecção por emissão acústica
2.3.1 Geral
Várias das dificuldades do método acústico de detecção de DPs estão vinculadas à
forma de propagação da onda sonora no interior dos transformadores, pelo fato de elas
sofrerem diversas reflexões, amortecimentos e dispersões. Além disso, no interior dos
transformadores os sinais sonoros podem ter origem distinta daquela que se origina de DPs.
Esse método de detecção tem a grande vantagem de ser o único que possibilita a
localização da fonte sonora no interior de transformadores, sejam elas derivadas de DPs ou de
vibrações mecânicas inerentes ao seu funcionamento.
Assim, convém buscar caminhos e soluções para tornar eficiente a utilização dessa
técnica para transformá-la em uma ferramenta útil nos diagnósticos de avaliação das
condições da isolação de transformadores.
Dessa forma, com o intuito de eficientizar os resultados da detecção acústica, este
trabalho apresenta uma nova metodologia, composta pelos seguintes procedimentos e
requisitos, quais sejam:
a) o pleno conhecimento da geometria do projeto da parte ativa, tanque e
buchas do transformador;
b) mapeamento e definição da “assinatura” da atividade de descargas parciais
específica para o equipamento, por meio do ensaio de detecção acústica, durante
o recebimento em fábrica;
48
c) análise a partir de diagnósticos comparativos com transformadores de mesmo
projeto (equipamentos idênticos);
d) intervalo de tempo de realização (duração) do ensaio vinculado ao ciclo
típico de carga do transformador sobre avaliação, de forma a contemplar as
diferentes condições operativas às quais ele é submetido durante o ciclo de
carga.
A seguir, detalha-se cada um desses requisitos e procedimentos, sob a forma de etapas a
serem seguidas.
2.3.2 Conhecimento da geometria e do projeto da parte ativa, tanque e buchas
O transformador de potência tem em sua parte ativa o seu principal elemento, cuja
função principal de transformação de tensões e correntes é realizada pelo conjunto formado
pelas bobinas e pelo núcleo.
Na parte ativa é onde se localizam os principais elementos do transformador sujeitos
às vibrações mecânicas e também onde estão situados os principais pontos susceptíveis à
atividade de descargas parciais.
As descargas parciais podem se formar por diversos motivos, inclusive pela maior
intensidade e concentração de linhas de campo elétrico em alguma região da parte ativa ou
das buchas, ou ainda destas para a estrutura do tanque, em decorrência das características
construtivas de cada equipamento.
Além disso, a ocorrência de surtos de tensão como transitórios de manobras ou
decorrentes de descargas atmosféricas pode ter como consequência o surgimento de campos
elétricos no interior do transformador muito acima daqueles previstos para as situações de
regime.
O campo elétrico se estabelece em função dos valores das permissividades dos
materiais. De fato, ele se forma com mais intensidade nas zonas onde a permissividade
elétrica (ε) é menor. Logo, os maiores valores de campo elétrico aparecem no interior do
transformador na região entre os enrolamentos de baixa tensão e o de alta tensão (33). Dessa
forma, os projetistas de transformadores devem se preocupar em dimensionar adequadamente
49
o sistema isolante de transformadores, tendo por base o parâmetro campo elétrico, conforme
anteriormente observado.
Infere-se, por isso, que é na parte ativa dos transformadores que preferencialmente se
formam as atividades de descargas parciais, sem, contudo, se esquecer que nos demais
elementos, como no interior das buchas, pode também ocorrer a formação de DPs.
Como o método acústico proporciona, como resultado principal, a identificação das
coordenadas do local onde ocorre a atividade de descargas parciais, é de grande importância
para a elaboração de diagnósticos o conhecimento das dimensões e das localizações dos
diversos componentes internos do transformador, tais como:
a) dimensões e localização das bobinas, do núcleo e das buchas;
b) posicionamento dos cabos que saem das bobinas para as buchas;
c) disposições dos cabos que saem das bobinas de regulação para o comutador de
derivações; e
d) dimensões e localização do comutador de derivações e demais componentes
(prensa-culatras, parafusos metálicos, anéis equalizadores de potencial etc.).
Portanto, o pleno conhecimento da geometria do equipamento é fator de grande
relevância para a eficácia da identificação da atividade de descargas parciais dentro de um
transformador de potência.
Para atender a esse requisito é necessário que a empresa adquirente do transformador
insira em suas normas (especificações) e procedimentos de aquisição a obrigatoriedade do
fabricante de fornecer, junto com os manuais, desenhos dimensionais de toda a parte interna
do equipamento, destacando-se as dimensões da parte ativa, do tanque, das buchas e
comutador de derivações.
2.3.3 A assinatura da atividade de descargas parciais do transformador
Em qualquer processo de acompanhamento ou de monitoramento de estado de um
equipamento é importante ter valores referenciais ou iniciais para que se possam realizar
diagnósticos a partir de verificação de curvas de tendência e análises comparativas. A eficácia
de diagnósticos a partir da detecção de descargas parciais pelo método acústico em
50
transformadores não foge a essa realidade, uma vez que esse método permite o
acompanhamento das atividades de DPs.
Dessa forma, para o monitoramento ou acompanhamento de DPs em transformadores,
pelo método acústico, é indispensável que se tenham valores referenciais do momento em que
o seu sistema isolante está novo, ou seja, ainda não tenha sido submetido a um processo
contínuo de degradação. Tais valores referenciais podem ser obtidos por ocasião do
recebimento em fábrica do transformador. Nesse sentido, essa prática já é amplamente
utilizada pelas concessionárias do setor elétrico no que diz respeito aos ensaios de fator de
potência de isolamento, ensaio de resistência do isolamento, dentre outros.
Assim, ao se realizar o ensaio de detecção de DPs pelo método acústico no momento
do recebimento (em fábrica) do transformador é como se naquele instante se registrasse a
“assinatura”, ou seja, como se fotografassem o perfil e as formas de concentrações da
atividade de formação de descargas parciais daquele equipamento em particular.
Essa “assinatura” ou “digital” da formação de DPs passa a ser o valor referencial a
partir do qual a equipe de manutenção pode fazer as suas avaliações, verificando o processo
evolutivo da ocorrência de DPs no interior de um transformador que está em operação.
Dada a importância do ensaio de detecção acústica, durante o recebimento de unidades
novas de transformadores, é fundamental que as empresas concessionárias façam constar de
suas especificações a obrigatoriedade da realização desse ensaio.
Assinale-se que o ensaio de detecção acústica a ser feito durante o recebimento em
fábrica deve ser procedido somente depois de realizados todos os ensaios dielétricos de
recebimento, tais como:
a) impulso atmosférico;
b) impulso de manobra;
c) tensão aplicada;
d) tensão induzida de curta duração; e
e) tensão induzida de longa duração.
A justificativa para essa sequência de ensaio é que os ensaios dielétricos submetem
toda a isolação de um transformador a severas condições, tendo por objetivo verificar a
suportabilidade do sistema dielétrico. Portanto, esses ensaios, mesmo não sendo destrutivos,
podem provocar degradação, ainda que pequena, nos materiais isolantes do transformador e
até mesmo incrementar atividades de DPs em pontos mais críticos da isolação do
51
equipamento. Assim, considera-se esse momento com sendo o instante zero para o registro da
atividade de formação de descargas parciais (“assinatura”).
Alternativamente, caso não seja possível o registro das atividades de DPs durante os
ensaios de recebimento em fábrica, pode-se adotar a “assinatura” do ensaio de emissão
acústica quando da primeira energização do equipamento em campo. No entanto, enquanto a
primeira opção é a desejável, a opção alternativa é apenas aceitável. A diferença entre as duas
alternativas reside no fato de que entre o instante do recebimento em fábrica e da primeira
energização em campo há o transporte do equipamento de um local para o outro
2.3.4 Diagnóstico baseado em análise comparativa com outros transformadores
Conforme descrito no item anterior, a análise comparativa é muito importante para o
diagnóstico de defeitos ou de falhas incipientes a partir da detecção acústica. Sendo assim,
para que se tenha excelência no diagnóstico, é indispensável que a análise seja feita tendo
como parâmetro o agrupamento de transformadores cujo projeto e fabricante sejam idênticos
e cujas condições de operação (tensão e carregamento) sejam semelhantes. Ocorre que o
comportamento de transformadores idênticos (mesmo projeto e fabricante), no que concerne à
formação e atividade de descargas parciais em seu interior, pode se assemelhar, se submetidos
a condições operativas similares. Registre-se que é muito comum, nas concessionárias do
setor elétrico brasileiro, a existência de transformadores idênticos e cujos regimes de operação
são semelhantes.
Desta forma, a análise comparativa de equipamentos idênticos é um parâmetro a mais
para que o analista possa diagnosticar, com maior percentual de acerto, a presença de falhas
incipientes a partir dos resultados da detecção acústica.
Portanto, é importante a criação de um banco de dados, onde se armazenem
informações dos resultados de ensaios de detecção acústica em equipamentos idênticos. Tais
dados podem auxiliar o engenheiro de manutenção a elaborar um diagnóstico com mais
segurança. Um software, que faça a análise comparativa entre equipamentos similares, com
base em informações armazenadas em banco de dados, também pode ser utilizado como
ferramenta auxiliar.
52
2.3.5 Duração do ensaio vinculado ao ciclo típico de carregamento
As condições operativas a que os transformadores de potência são submetidos são
parâmetros que devem ser observados para um bom diagnóstico sobre a atividade de
descargas parciais. Assim, as variações de tensão e de carregamento, que usualmente ocorrem
no ciclo de carga diário, são fatores que podem influenciar a menor ou maior ocorrência de
descargas parciais no interior de um transformador de potência.
O campo elétrico tem papel fundamental na formação de DPs. A intensidade de campo
elétrico está diretamente associada aos valores das tensões nominais do transformador, das
características do meio em que fluem as linhas de campo e da geometria dos eletrodos e do
dielétrico (3). Assim, como as DPs são diretamente proporcionais à tensão, as variações de
tensão do sistema têm impacto direto nelas. Usualmente, no período de ponta de carga do
sistema (carga pesada), há uma tendência de diminuição de tensão nas barras, em virtude das
quedas de tensão provocadas pelas correntes de carga. Inversamente, no período de carga
mais leve do sistema, há tendência à elevação de tensão nas barras. Esses efeitos têm impacto
direto em transformadores que operam com tap (derivação) fixo. No caso de equipamentos
providos de comutadores de derivações que operam sob carga, nem sempre esses efeitos
podem ser compensados pela ação da comutação, pois, por vezes, a faixa de variação
percentual de tensão do sistema é maior do que a faixa de ajuste do comutador. Logo,
procedendo-se a uma análise apenas sob esse ponto de vista, é de se esperar que o nível de
DPs seja mais elevado nos períodos de carga mais leve e seja menor no período de carga mais
pesada.
Ademais, o campo elétrico também é função do meio isolante no qual se encontra. Por
isso, as mudanças que ocorrem com o material isolante do transformador no decorrer do ciclo
de carga, como, por exemplo, a alteração da quantidade de umidade contida no sistema
isolante de um transformador, são de grande relevância na formação de descargas parciais (7)
(9).
A umidade no sistema isolante de um transformador de potência migra do papel para o
óleo ou vice-versa em função das temperaturas relativas entre o óleo e o enrolamento. Dessa
forma, durante os ciclos de operação (funcionamento) em que há aumento da temperatura dos
enrolamentos do transformador, a umidade migra da celulose para o óleo (34). Então, em face
da pequena solubilidade do óleo haverá saturação de umidade próxima da celulose, resultando
53
em formação de gotículas de água e bolhas. Assim, a evaporação de água formará
microbolhas, o que pode dar início ao aparecimento de DPs. O aumento de umidade no
interior da celulose faz com que ela se torne mais condutiva e, consequentemente, mais
susceptível às descargas. Durante os ciclos de resfriamento, a umidade pode condensar e ser
absorvida pela celulose, o que contribui para a formação de DPs nos vazios da celulose (7).
Quanto maior o gradiente de temperatura do enrolamento em relação ao óleo, maior a
migração de umidade do papel isolante para o óleo (34). Trata-se de temperaturas que, por sua
vez, são influenciadas pela temperatura ambiente, pelo carregamento do transformador, pelo
perfil de carga, pela derivação (tap) de operação e pelo sistema de arrefecimento do
equipamento, sendo bastante comum para os transformadores de potência que essas grandezas
variem durante o ciclo de carga. Na Figura 2.2, que foi obtida por meio de um software (35)
próprio para cálculo de carregamentos elétricos de transformadores, podem ser visualizadas as
afirmações apresentadas.
Figura 2.2 - Ciclo de carga de um transformador de 50MVA (32).
Como exemplo, conforme pode ser visualizado na Figura 2.2, durante um ciclo de
carga completo de 24 horas de um transformador de potência de 50 MVA, 230 kV/13,8 kV,
cujo carregamento varia de 48 % a 111 % da potência nominal, a temperatura ambiente varia
de 24 ºC a 42 ºC, os estágios de ventilação forçada alternam entre ONAN (estado 0), ONAF1
54
(estado 1) e ONAF2 (estado 2), a comutação varia entre as derivações 12 e 17, com
consequente mudanças das temperaturas dos pontos mais quentes dos enrolamentos, primário
(54 ºC a 96 ºC), secundário (56 ºC a 104 ºC), e da temperatura do topo óleo (50 ºC a 83 ºC).
Registre-se que a distribuição de temperatura ao longo das bobinas do transformador é
em função da altura destas, conforme Figura 2.3.
PONTO MAIS QUENTE
DO ENROLAMENTO
TOPO DO
ENROLAMENTO
ENROLAMENTO
TOPO DO ÓLEO
ÓLEO
MÉDIO
ÓLEO
BASE
ENROLAMENTO
MÉDIO
ENROLAMENTO
BASE
TEMPERATURAS ( °C)
Figura 2.3 - Distribuição de temperatura ao longo das bobinas.
Os equipamentos com índice de umidade elevado, depois de muito tempo fora de
operação, podem apresentar, na sua energização, níveis de descargas parciais mais elevados
nos enrolamentos, e em particular nos pontos mais quentes, uma vez que grande parte da
umidade migra do óleo para a celulose, sendo que há maior facilidade de difusão da umidade
do óleo para estruturas de menor espessura. Tal fato, por vezes, pode ser associado a muitas
das falhas elétricas (queimas) de transformadores, no momento da energização.
Portanto, verifica-se a grande importância de se conhecer o comportamento do
transformador durante os ciclos de carga, para que se determinem o período e a duração do
ensaio de detecção de descargas parciais pelo método acústico.
2.4 Fluxograma para a aplicação da metodologia combinado com AGD
A detecção por emissão acústica, conforme já foi dito neste trabalho, não é uma
técnica que possa ser utilizada de forma isolada. Vale salientar que a metodologia já
55
apresentada anteriormente deve ser conjugada com a análise de gases dissolvidos por meio de
cromatografia, pois, dessa forma, o diagnóstico sobre a avaliação do sistema isolante pode ser
feito com maior eficiência. É mostrado na Figura 2.4, de forma simplificada, um fluxograma
explicitando a sistemática de aplicação da metodologia apresentada neste trabalho.
Técnica de Análise
de Gases Dissolvidos
(AGD)
Amostras de óleo
Técnica de Detecção de
Descargas Parciais (DP s) pelo
Método de Emissão Acústica (EA)
’
Geometria
interna
Ensaio de AGD
realização
duração
ensaio doe
Carregamento e
demais
condições
operativas
Data de
realização e
duração do
ensaio
Programar
próximo
ensaio
periódico
de AGD
Dados de EA
de
transformador
idêntico
Ensaio
de EA
em
fábrica
Assinatura
Ensaio de EA
NÃO
Evolução de
gases?
Evolução de
DPs?
SIM
Fazer análise conjunta dos
resultados de ensaios de
AGD e EA
NÃO
Programar
próximo
ensaio
periódico de
EA
SIM
Realizar novo
ensaio de EA e
AGD antes do
programado
periodicamente
Intervir no
transformador?
NÃO
SIM
Programar
manutenção
corretiva no
equipamento
Figura 2.4 - Fluxograma da metodologia para a eficácia da EA.
56
Depois de realizado o ensaio de detecção e de localização de DPs por meio acústico,
com a aplicação desta metodologia, é necessário que se faça a comparação com o ensaio
anterior, para verificar se houve ou não evolução da atividade de DPs no transformador
submetido ao ensaio. Se não ocorreu nenhuma evolução positiva, deve-se apenas agendar a
realização periódica de outro ensaio de EA. Caso se verifique alguma evolução positiva na
formação de DPs é indispensável a realização de AGD, para verificar se há alteração nas
concentrações de gases combustíveis dissolvidos no óleo. Caso positivo, é preciso avaliar se
há indicação de retirada do transformador de serviço. Se negativo, ou seja, se não for
constatada nenhuma alteração em relação às concentrações de gases combustíveis, deve-se
agendar a realização dos ensaios de EA e AGD antes da data prevista. Cabe destacar que o
fluxograma da Figura 2.4 foi realizado tendo como referência o ensaio de EA. Isso não
significa que a AGD é utilizada como técnica preditiva auxiliar, já que o ideal é a utilização
concomitante desses dois métodos.
2.5 Considerações finais
A característica marcante do ensaio de emissão acústica (EA) é permitir a localização
das DPs que ocorrem no interior de transformadores. Tal característica é muito valiosa e isso
faz desse ensaio uma importante ferramenta para sua utilização como técnica preditiva de
manutenção. No entanto, o método acústico, quando aplicado na detecção de descargas
parciais em transformadores imersos em óleo isolante, apresenta algumas fragilidades que
podem significar a baixa qualidade nos diagnósticos realizados a partir dos resultados obtidos
pela sua aplicação.
Portanto, há de se criar condições para o aproveitamento do método de forma eficaz. A
metodologia explicitada neste capítulo sistematiza a aplicação do ensaio de EA,
pontencializando-o, ou seja, proporcionando ao ensaio a qualidade e eficiência necessárias
para transformá-lo em técnica preditiva de manutenção.
57
Capítulo 3
Aplicação da metodologia: estudos de casos
Conforme mencionado anteriormente, a mitigação das imprecisões dos resultados do
ensaio de emissão acústica pode ser feita por meio da sistematização na aplicação desse
método. Para tanto, o capítulo anterior apresentou uma metodologia com o objetivo de se
obter melhor qualidade para a utilização do método acústico.
Sendo assim, este capítulo tem o propósito de demonstrar que a metodologia
apresentada torna mais eficiente a utilização do método acústico em transformadores de
potência imersos em óleo.
Para tanto, são apresentados o sistema de detecção utilizado e os principais
procedimentos do ensaio de EA, além de dois estudos de caso referentes aos ensaios de
emissão acústica realizados (em campo) em quatro transformadores de 230 kV que compõem
parte do sistema elétrico do Estado de Goiás e que pertencem à Celg.
O primeiro estudo de caso foi realizado na subestação Anhanguera, que se localiza no
município de Aparecida de Goiânia, e o segundo na subestação Xavantes, que está situada no
município de Goiânia.
3.1 Instrumento de detecção acústica
O equipamento utilizado nestes estudos de caso é um instrumento de aquisição digital
de emissões acústicas, composto de 28 canais, denominado DISP 28, da empresa Physical
Acoustics South América – PASA (Figura 3.1), com os seguintes acessórios:
a) sensores R15I-AST, frequência de 70-200kHz, com pré-amplificador
integrado; e
58
b) software AE-Win 28, AE-win 3D e AE-win POST da PASA.
Figura 3.1 - Instrumento de detecção acústica DISP 28.
As ondas mecânicas (sonoras) geradas pelas descargas parciais ou por ruídos
mecânicos no interior do transformador atingem as paredes do tanque onde estão fixados os
sensores. Então, os sensores convertem essas ondas sonoras em pulsos elétricos, os quais são
devidamente amplificados e transmitidos para serem processados pelo instrumento de
detecção acústica de 28 canais e seu software AEWin. Os sinais acústicos no interior do
transformador são localizados por meio de um algoritmo que realiza triangulações entre os
diversos sensores instalados nas faces externas dos tanques do transformador.
Os sensores utilizados (tipo R151) são de cristal piezelétrico, com pré-amplificador de
40 dB, cuja sensibilidade se situa na faixa de frequência entre 100 e 400 kHz e tem o seu pico
de resposta, ou seja, tem ressonância, na frequência de 150 kHz. Esse sensor é o mais
indicado para ensaios em transformadores em campo (36).
Os sensores são elementos importantes na detecção de emissão acústica, e a
quantidade a ser fixada nas paredes externas dos transformadores é diretamente proporcional
às suas dimensões. Porém é recomendável que seja observada uma distância máxima de três
metros entre os sensores adjacentes que são instalados nas faces externas dos transformadores
(36).
Para o pleno funcionamento desse sistema de detecção, os sensores devem ser
posicionados e referenciados em coordenadas X, Y e Z, de forma que a origem desses eixos
coincida com um dos cantos do tanque do transformador, auxiliando a visualização
tridimensional, que é possível por meio do software AEWin.
59
Como todos os sensores encontram-se devidamente referenciados, qualquer atividade
de DPs, por eles localizadas, poderá ser facilmente visualizada de forma tridimensional.
A fixação dos sensores nas faces externas do transformador é de grande relevância,
pois disso depende a boa identificação e localização dos sinais coletados. Assim, a superfície
deve ser lisa, limpa e livre de bolhas na pintura. Para ser evitada a formação de bolhas entre a
superfície do sensor e a parede do tanque do transformador, recomenda-se a utilização de
graxa automotiva entre as duas superfícies.
O instrumento utilizado (28 canais) possui suportes magnéticos (Figura 3.2)
apropriados para a fixação dos sensores, os quais permitem um bom contato do sensor sobre a
superfície do tanque do transformador.
Suportes magnéticos para
os sensores
Detalhe: sensor de
número 15
Figura 3.2 Detalhe dos suportes magnéticos e do sensor piezelétrico.
3.2. Principais procedimentos para a realização do ensaio de EA
Visando à padronização dos procedimentos e qualidade dos resultados dos ensaios de
emissão acústica realizados em campo, foi desenvolvido, neste trabalho, um “guia de
orientação” completo, incluindo todos os parâmetros utilizados na configuração do sistema de
detecção (DISP 28) e todos os itens importantes de serem analisados.
60
Porém, dada a quantidade de instruções deste “guia”, são apresentados, a seguir,
somente os principais procedimentos que antecedem a realização do ensaio de detecção
acústica de DPs em transformadores de potência, utilizando o ensaio de campo realizado na
subestação Anhanguera:
a) colocação de quatorze sensores em cada unidade, sendo cinco nas faces externas
de maior dimensão e dois nas de menor dimensão. Vale lembrar que os
transformadores estavam energizados, razão pela qual nenhum dos sensores foi
afixado na face superior do equipamento;
b) os sensores posicionados nas faces que estão em lados opostos observaram uma
simetria em relação aos eixos centrais do transformador. Os locais onde foram
colocados os sensores foram devidamente identificados, por meio de suas coordenadas
X, Y e Z, e foram registrados no software AEwin do instrumento DISP28, com a
origem (0,0,0) definida num dos vértices (canto) do transformador a ser submetido ao
ensaio (Figura 3.3);
c) as marcas dos locais onde se instalaram os sensores foram numeradas com
marcadores industriais, de forma a possibilitar que nos ensaios seguintes os sensores
sejam posicionados nos mesmos lugares. A repetibilidade dos locais de fixação dos
sensores é fator fundamental para a comparação entre ensaios realizados em
momentos distintos;
Figura 3.3 – Marcação de posição de fixação de sensor em relação à origem.
61
d) os sensores foram fixados na parte externa do tanque do transformador por meio
de suporte magnético próprio. Empregou-se graxa automotiva para evitar a existência
de bolha (espaço vazio) entre o sensor e a parede do tanque, conforme a Figura 3.4;
Figura 3.4 - Sensor, suporte magnético e graxa automotiva.
e) os sensores foram numerados de 1 a 14 para a unidade TE001 e de 15 a 28 para a
unidade TE004. Todos foram devidamente configurados no DISP28, registrando-se as
suas coordenadas X, Y e Z. A Figura 3.5 e a Figura 3.6 demonstram de forma
tridimensional as coordenadas de cada um dos sensores;
Figura 3.5 - Coordenadas dos sensores de TE001 - AEWin.
62
Figura 3.6 - Coordenadas dos sensores de TE004 - AEWin.
f) realizou-se a calibração dos sensores pelo método da quebra de grafite (37) (38),
conforme ilustra a Figura 3.7. Desse modo, próximo a cada sensor, foram quebrados
grafites tipo 2H-0,3 mm, de forma que o instrumento de ensaio detectasse ruídos cujos
picos não fossem inferiores a 70 dB. Além disso, tomou-se o devido cuidado para que
não ocorressem variações médias de 3 dB entre os valores médios registrados de cada
sensor.
Figura 3.7 - Calibração de sensor.
63
Para que se garantisse a repetibilidade na quebra da grafite, foi desenvolvido, pela
equipe de campo, um dispositivo (Figura 3.8 a), confeccionado em tecnil, para possibilitar a
quebra de forma homogênea.
O funcionamento e a abrangência dos sensores foram verificados por meio de um
dispositivo (Figura 3.8 b) desenvolvido, também, pela equipe de campo. Tal dispositivo tem
por objetivo provocar um impacto na face externa do tanque do transformador e por
consequência a formação de uma onda sonora que sensibiliza todos os sensores.
(a)
(b)
Figura 3.8 – Dispositivos para: a) calibração dos sensores; b) verificação da abrangência de
detecção dos sensores.
Depois de realizada a calibração de todos os 28 sensores devidamente referenciados
em coordenadas X, Y e Z, deu-se início ao ensaio.
Sensores de EA na região
do comutador de Tap
Figura 3.9 - Sistema DISP e sensores na região do comutador de derivações.
64
Cabe ressaltar que, nos posicionamentos dos sensores, a região do comutador (Figura
3.9) de derivações recebeu uma cobertura bem criteriosa, uma vez que essa região é
potencialmente geradora de ruídos mecânicos e de descargas parciais. Assim, no caso dos
transformadores da SE Anhanguera, na região do comutador foram distribuídos quatro
sensores dos quatorze instalados em cada unidade monitorada.
3.3 Transformadores em estudos
Para estes estudos de caso, a escolha dos transformadores levou em conta dois dos
requisitos que compõem a metodologia, ou seja: o conhecimento da geometria do
equipamento e o requisito referente à análise comparativa.
De forma a atender ao requisito da análise comparativa, optou-se pela realização dos
ensaios de detecção acústica em unidades transformadoras idênticas, sendo selecionados
equipamentos monofásicos que compõem bancos de transformadores. Essa opção também
atende a outro requisito da análise comparativa, que é prever que as unidades a serem
submetidas ao ensaio de EA estejam sob o regime operativo semelhante, no tocante a
carregamento elétrico e níveis de tensão. No caso dos transformadores selecionados, as
condições operativas a que eles estão submetidos são idênticas, pois compõem bancos de
transformadores (Subestações Anhanguera e Xavantes).
Quanto ao conhecimento da geometria da parte ativa, das buchas e demais
componentes da parte interna do transformador, como, por exemplo, o comutador de
derivação sob carga, deparou-se com uma dificuldade. É que a Celg não tem, nos seus
arquivos, os projetos das partes internas de seus transformadores, uma vez que não é exigida
do fornecedor a apresentação desses desenhos quando da aquisição de novas unidades. Por
conseguinte, para o atendimento a esse requisito, no caso dos transformadores da Subestação
(S/E) Anhanguera (fabricados em 1971), optou-se pelo levantamento manual das suas
dimensões e da posição dos componentes internos. No caso dos equipamentos da S/E
Xavantes, como eles foram fabricados no ano de 1993, o fabricante forneceu os desenhos
dimensionais da parte interna dos transformadores, solicitados para a realização deste
trabalho.
65
Para a realização do ensaio, foram escolhidas duas unidades monofásicas que
compõem um dos bancos de transformadores da S/E Anhanguera e duas unidades também
monofásicas de um dos bancos da S/E Xavantes. Na Figura 3.10 tem-se uma vista do banco
da S/E Anhanguera (100 MVA) e na Figura 3.11, uma vista do banco da S/E Xavantes (150
MVA).
Figura 3.10 – Banco de transformadores de 100 MVA da S/E Anhanguera.
Figura 3.11 – Banco de transformadores de 150 MVA da S/E Xavantes.
66
As características técnicas das unidades de transformadores da S/E Anhanguera são:
Unidade 1 (código de identificação TE 001) e unidade 2 (código de identificação
TE 004):
•
Tensões nominais – 230/138/13,8 kV;
•
Potências – 20/26,66/33,33 MVA;
•
Massa de óleo – 17886 Kg;
•
Massa total – 40866 Kg;
•
Ano de fabricação – 1971;
•
Tipo de bucha da AT (unidade 1) – condensiva com isolamento em porcelana e
papel-resina;
•
Tipo de bucha da AT (unidade 2) – condensiva com isolamento em porcelana e
papel-óleo;
•
Tipo de bucha da MT – condensiva com isolamento em porcelana e papel-resina;
•
Tipo de bucha da BT e do neutro – simples (isolamento em porcelana).
Note-se que as buchas de AT (enrolamento primário) são diferentes, porque a bucha
da unidade TE004 teve de ser substituída e não havia reserva idêntica no estoque. Em razão
disso, o comprimento da parte interna da bucha dessa unidade é um pouco maior que aquela
que compunha o projeto original do transformador.
Os transformadores da SE Xavantes que foram selecionados para a realização dos
ensaios de EA possuem as seguintes características técnicas:
Unidade 1 (código de identificação TE 052) e unidade 2 (código de identificação
TE 053):
•
Tensões nominais – 230/138/13,8 kV;
•
Potências – 30/40/50 MVA;
•
Massa de óleo – 22230 Kg;
•
Massa total – 68400 Kg;
•
Ano de fabricação – 1993;
•
Tipo de bucha da AT – condensiva com isolamento em porcelana e papel-óleo;
•
Tipo de bucha da MT – condensiva com isolamento em porcelana e papel-óleo;
•
Tipo de bucha da BT e do neutro – simples (isolamento em porcelana).
67
3.4 Aplicação da metodologia
3.4.1 Geral
Para facilitar o entendimento, os ensaios realizados nos quatro transformadores
selecionados foram separados em dois estudos de caso. Assim, em cada um desses estudos
são apresentados os requisitos da metodologia descrita no capítulo anterior.
3.4.2 Estudo de caso 1 – subestação Anhanguera
O estudo de caso 1 abrange duas unidades monofásicas de autotransformadores da S/E
Anhanguera, sendo que nos itens subsequentes é apresentada a aplicação da metodologia
proposta neste trabalho.
3.4.2.1 Conhecimento da geometria interna
Na NTC-36 (39) constam as especificações necessárias para a aquisição de novos
transformadores de potência. Nela contém a exigência de que o fabricante forneça junto com
o catálogo do equipamento vários desenhos dimensionais. No entanto, não há exigência para o
fornecimento dos desenhos dimensionais das partes internas do transformador a ser fornecido.
Para a aplicação do requisito da metodologia referente à geometria interna, foi
necessária a realização de um levantamento em campo de todas as dimensões internas e
externas do transformador, bem como o posicionamento de todos os seus componentes e
acessórios internos.
Tal procedimento só foi possível porque uma unidade, idêntica àquelas que foram
escolhidas para a realização do ensaio, estava completamente aberta, nas dependências da
oficina de transformadores da empresa Celg, para receber alguns reparos.
68
As Figura 3.12 (a) e (b) ilustram o levantamento dimensional realizado, o qual foi
realizado pelo fato de não se dispor das vistas internas dos autotransformadores em estudo
(a)
(b)
Figura 3.12 – Transformador: (a) aberto – vista superior; (b) levantamento dimensional.
A partir desse levantamento, foi feito um desenho esquemático (Figura 3.13)
detalhando, na forma de planta baixa, as dimensões internas e externas do transformador, bem
como a posição de todos os componentes internos, tais como:
a) comutador de derivações sob carga;
b) bucha de alta tensão-primário (230 kV);
c) bucha de media tensão-secundário (138 kV);
d) bucha de baixa tensão-terciário (13,8 kV);
e) parte ativa etc.
Cabe destacar que essas informações dimensionais são de grande importância, pois o
método de detecção acústica tem como vantagem principal a localização da ocorrência de
descargas parciais internas ao equipamento.
Portanto, sem essas informações seria muito difícil relacionar o local, com as
coordenadas X,Y,Z, onde ocorre a atividade de DPs, com o componente ou acessório (interno
ao transformador) afetado por elas.
69
Figura 3.13 – Desenho de transformador monofásico de 33,3 MVA – S/E Anhanguera.
3.4.2.2 A “assinatura” das DPs do transformador
A aplicação desse requisito não foi possível neste estudo de caso, porque, em nenhum
transformador, realizou-se o ensaio de detecção de descargas parciais pelo método acústico
por ocasião de seu recebimento em fábrica, tampouco quando se efetuou a primeira
energização.
Ademais, o transformador em estudo é muito antigo. Ele foi fabricado em 1971, ano
em que tal ensaio não era tecnicamente possível de ser realizado.
70
A utilização da “assinatura” seria de grande valia, pois serviria de referência para
verificar o nível da evolução das DPs obtidas nos ensaios de emissão acústica realizados na
subestação Anhanguera.
3.4.2.3 Análise comparativa com outro equipamento idêntico
O ensaio de emissão acústica, realizado no banco de 100 MVA da subestação
Anhanguera foi aplicado concomitantemente nos dois transformadores selecionados. Como os
transformadores possuem projetos idênticos, o requisito da análise comparativa previsto na
metodologia foi plenamente atendido.
A realização simultânea deste ensaio nos dois transformadores foi relevante para a
análise dos resultados e para a elaboração do diagnóstico. Isso porque ambos os equipamentos
estavam submetidos às mesmas condições ambientais, aos mesmos níveis de tensão e ainda
percorridos por correntes elétricas iguais, no mesmo período de tempo.
Graças a esse requisito, foi possível verificar, por meio comparativo, os registros de
sinais acústicos em cada um dos equipamentos, já que não se dispunha de nenhuma
referência, ou seja, da “assinatura”, tampouco de ensaios anteriores.
Além disso, como durante o período de ensaios ocorreram chuvas, também foi
possível perceber, com clareza, a interferência desse fenômeno natural nos registros acústicos.
Caso o ensaio não fosse realizado em unidades idênticas, simultaneamente, os
registros de sinais acústicos provocados pela incidência de gotas de chuva na superfície dos
transformadores poderiam induzir o analista ao erro na realização do seu diagnóstico.
Geralmente o ensaio de detecção acústica em transformadores é realizado em uma
unidade isoladamente. Nesse caso é importante a utilização de dispositivos (sensores) que
indiquem para o instrumento de ensaio a ocorrência de eventos, tais como a movimentação do
comutador de derivações, a chuva ou ainda a entrada de ventilação forçada. Por essa razão é
interessante a instalação de sensores (paramétricos) que indiquem o momento e a duração da
ocorrência de origem mecânica (funcionamentos de bombas, motoventiladores, comutadores
de derivações) ou meteorológica (gotas de chuva ou granizo). A instalação de sensores
paramétricos facilita a análise dos resultados coletados pelo DISP 28 canais.
Para o caso do registro da ocorrência de precipitações chuvosas, recomenda-se, neste
trabalho, que o dispositivo paramétrico seja substituído pela colocação de um sensor acústico,
71
acoplado a uma chapa metálica, próxima ao transformador submetido a ensaio, para serem
obtidos, de forma independente, os sinais referentes às gotas de chuva. Esse procedimento
permitirá que, por meio do software AEwin, se faça uma filtragem dos sinais acústicos
provocados pela chuva que incide sobre o transformador.
Os paramétricos instalados para o registro de eventos mecânicos no transformador,
como, por exemplo, o funcionamento do comutador de derivações, devem ser instalados nos
circuitos elétricos alimentadores dos acessórios. Dessa forma, toda vez que quaisquer dos
acessórios de refrigeração ou de comutação funcionarem, o instrumento de detecção fará o
registro do momento de sua partida e de sua duração.
Neste estudo de caso, a análise comparativa entre os resultados dos ensaios realizados
nas duas unidades idênticas permitiu, também, observar que a atividade de descargas parciais
em cada um dos equipamentos apresentou, em alguns locais, características distintas. Assim,
na unidade TE001, notou-se maior atividade de DPs nas proximidades da bucha de média
tensão-138 KV, conforme se visualiza na Figura 3.14. No mesmo instante, no TE004
detectou-se uma maior atividade de DPs na região do comutador de derivações,
principalmente próximo a uma das colunas de para-raios de proteção da bobina de regulação
(Figura 3.15).
Figura 3.14 - Formação de DPs concentrada na região da bucha de 138 kV.
72
Figura 3.15 - Formação de DPs concentrada na região da comutador de derivações.
Verificou-se, também, por meio da análise comparativa, que, apesar de a bucha de AT
da unidade TE001 ser diferente daquela da unidade TE004 em dimensões e tipo de isolação,
não houve, nessa região, diferenças nas atividades de DPs.
Essas constatações evidenciam a importância da comparação entre unidades idênticas
quando submetidas às mesmas condições operativas e de carregamentos. Para que essa análise
comparativa seja útil, onde o monitoramento simultâneo não seja possível, faz-se necessário o
armazenamento, em um banco de dados, de todos os ensaios de EA, a fim de que se possa
fazer a devida comparação na realização de futuros diagnósticos.
3.4.2.4 Duração e dia de realização do ensaio
Os transformadores nos quais foram realizados os ensaios de detecção acústica têm os
perfis de carregamento típicos, conforme as curvas apresentadas na Figura 3.16. Observa-se
que os maiores carregamentos ocorrem no período compreendido entre 18:00 e 20:00 horas.
Nos dias de semana (úteis), o perfil de carregamento apresenta maiores valores que no sábado
e que no domingo, no período compreendido entre 5:30 e 17:30 horas.
73
SE ANHANGUERA
24,00
23,00
22,00
21,00
20,00
19,00
18,00
17,00
16,00
15,00
14,00
13,00
12,00
11,00
10,00
9,00
8,00
7,00
6,00
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
108
104
100
96
92
88
84
80
76
72
68
64
60
56
52
48
44
40
36
32
28
24
20
16
12
8
4
0
0,00
CARREGAMENTO PERCENTUAL (%) .
CURVAS DE CARGA TIPICAS
BANCO DE 100 MVA, 230 kV / 138 kV
HORAS
DIA UTIL
SABADO
DOMINGO
Fonte: Celg, 2009.
Figura 3.16 - Curvas de carga em dias úteis, no sábado e no domingo.
Na Figura 3.16, quando se comparam as temperaturas dos enrolamentos dos
transformadores ocorridas nos dias de semana e no sábado, pode-se observar o que segue:
a) das 0:00 às 06:00 horas as temperaturas se equivalem;
b) nos dias de semana, das 6:00 às 17:00 horas, as temperaturas dos
enrolamentos são maiores que as do sábado;
c) das 18:00 às 21:30 horas, as temperaturas dos dias de semana são inferiores
às do sábado; e
d) das 21:30 às 24:00 horas, as temperaturas se equivalem nos dias de semana
e no sábado.
Portanto, nos dias de semana, durante onze horas de cada dia, esses
autotransformadores estão submetidos a maiores temperaturas do que no sábado, uma vez que
somente durante três horas e trinta minutos do sábado esse fato ocorre.
Cabe destacar que, na Figura 3.17, para os dias de domingo, não há representação dos
valores de temperatura aos quais os transformadores ficam submetidos. Trata-se de valores
não significativos, em função dos baixos níveis de carregamento que ocorrem nesses dias.
74
SE ANHANGUERA
CURVAS DE TEMPERATURA DE ENROLAMENTO
BANCO DE 100 MVA, 230 kV / 138 kV
102
TEMPERATURA ENROLAMENTO (ºC) .
98
94
90
86
82
78
74
70
66
62
58
54
24,00
23,00
22,00
21,00
20,00
19,00
18,00
17,00
16,00
15,00
14,00
13,00
12,00
11,00
10,00
9,00
8,00
7,00
6,00
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
0,00
50
HORAS
TEMP_ENROL_DIA UTIL
TEMP_ENROL_SABADO
Fonte: Celg, 2009.
Figura 3.17 - Curvas de temperatura para os dias úteis e o sábado.
A avaliação dos perfis de carregamento e da temperatura é de grande importância para
a definição do dia de realização e também para a duração do ensaio, uma vez que há maior
umidade no óleo do transformador quanto maior for a temperatura a que o seu enrolamento
estiver submetido. Ocorre que, na medida em que aumenta a temperatura do enrolamento, a
umidade que está contida no papel isolante migra para o óleo (34).
Nesse sentido, comparando-se os valores das temperaturas do enrolamento dos dias
úteis e do sábado, as diferenças observadas não acarretam grandes diferenças na concentração
de umidade no óleo nesses dias.
Desse modo, como nos dias de semana os enrolamentos dos transformadores ficam
por mais tempo submetidos a maiores temperaturas, fez-se a opção pelo início do ensaio numa
segunda-feira (15/12/2008) com término numa terça-feira (16/12/2008). Ademais, a
realização dos trabalhos nos dias de semana significa menores custos de mão de obra.
Importante realçar que não há necessidade da realização do ensaio no dia de sábado,
nos horários em que as temperaturas do enrolamento são superiores aos dias de semana, em
face do curto período de tempo (apenas três horas e trinta minutos), uma vez que a migração
da umidade do papel para o óleo, bem como sua homogeneização demandam um período
maior. Por conseguinte, no sábado, no horário compreendido entre 18:00 e 21:30 horas, não
75
há alteração significativa na concentração de umidade do óleo em comparação ao mesmo
período dos dias de semana.
Essa avaliação do comportamento da umidade contida no óleo, para a determinação do
melhor dia para a realização do ensaio de detecção de descargas parciais pelo método
acústico, faz-se necessária. Considerem-se para isso o fato de que a umidade potencializa a
formação de DPs e ainda o fato de que o método acústico é mais sensível para problemas
externos ao núcleo do transformador (40).
O período de duração determinado para a realização do ensaio foi de no mínimo vinte
e quatro horas, pois esse período abrange todas as variações de carga e tensão a que são
submetidos os transformadores da subestação Anhanguera.
Durante a realização do ensaio, ocorreram variações de derivações (tap) em
decorrência da variação de tensão na barra da subestação. Além disso, houve variações de
carga, permitindo monitorar a ocorrência de descargas parciais no interior do transformador
em diversas situações, ou seja, com maior ou menor tensão e corrente e ainda sob a alteração
da concentração da umidade no papel e no óleo isolante.
Foram coletadas amostras de óleo nas duas unidades para realização da análise dos
gases dissolvidos (AGD) no laboratório, e concluiu-se que não houve quaisquer variações nas
concentrações de gases, em relação aos ensaios anteriores, que merecessem maiores cuidados.
3.4.3 Estudo de caso 2: subestação Xavantes
O estudo de caso 2 apresenta a aplicação da nova metodologia com os ensaios de EA
realizados em dois equipamentos monofásicos da S/E Xavantes, conforme descrita nos itens
subsequentes.
3.4.3.1 Conhecimento da geometria interna
Os transformadores da subestação Xavantes são equipamentos de fabricação bem mais
recente (1993) do que aqueles selecionados na subestação Anhanguera. Tal fato possibilitou
76
que se conseguisse, junto ao fabricante, o fornecimento dos desenhos dimensionais da parte
interna desses transformadores.
Figura 3.18 - Desenho em planta dos transformadores TE052 e TE053 – S/E Xavantes.
A Figura 3.18 mostra o desenho interno (em planta) do transformador da S/E
Xavantes, fornecido pelo fabricante, onde se visualizam as dimensões internas e as posições
de cada componente interno, como comutador de derivações, parte ativa etc., e ainda o
posicionamento dos sensores piezelétricos utilizados nos ensaio de EA.
3.4.3.2 Análise comparativa com outro equipamento idêntico
Os parâmetros utilizados no estudo de caso 1 são os mesmos para este caso, pois
também aqui os transformadores selecionados são idênticos e compõem um banco de
autotransformadores. No entanto, os resultados demonstram que os perfis das atividades de
DPs nas unidades 1 e 2 deste estudo de caso demonstram muitas semelhanças entre si, ou seja,
as formações de DPs concentram-se na região dos comutadores de derivações. As Figuras
77
3.19 e 3.20 demonstram essas semelhanças. Pode-se inferir que esses perfis semelhantes entre
estas unidades idênticas denotam isolações com as mesmas condições de suportabilidade, ou
seja, estão no mesmo estágio de degradação depois de dezesseis anos de fabricação.
Cabe destacar que os resultados dos ensaios de AGD realizados nesses
transformadores não apresentaram variações significativas em relação aos resultados das
amostras anteriores.
Posição Y
Y
Posição X
Posição Z
Figura 3.19 - Atividade de DPs na região do comutador de derivações –TE0052.
Posição
Posição X
Posição Z
Figura 3.20 - Atividade de DPs na região do comutador de derivações – TE0053.
78
3.4.3.3 A “assinatura” das DPs do transformador
Tal qual a situação do estudo de caso anterior, não há registros de ensaios de emissão
acústica para os transformadores da SE Xavantes. Portanto, não há como aplicar esse requisito
previsto na metodologia apresentada neste trabalho.
3.4.3.4 Duração e dia de realização do ensaio
Conforme são apresentados nas Figuras 3.21 e 3.22, os perfis de carregamento típicos
em dias úteis, no sábado e no domingo dos transformadores da SE Xavantes que foram
submetidos ao ensaio de EA possuem uma grande semelhança com as curvas da SE
Anhanguera, demonstradas nas Figuras 3.8. Ademais, as curvas de temperatura dos
enrolamentos desses transformadores demonstram que os valores dos dias úteis e do sábado
são próximos. Dessa forma, a duração e os dias escolhidos para a realização dos ensaios
nesses equipamentos observaram os mesmos padrões definidos para os ensaios realizados na
SE Anhanguera.
SE XAVANTES
24,00
23,00
22,00
21,00
20,00
19,00
18,00
17,00
16,00
15,00
14,00
13,00
12,00
11,00
9,00
10,00
8,00
7,00
6,00
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
104
100
96
92
88
84
80
76
72
68
64
60
56
52
48
44
40
36
32
28
24
20
16
12
8
4
0
0,00
CARREGAMENTO PERCENTUAL (%) .
CURVAS DE CARGA TIPICAS
BANCO DE 150 MVA, 230 kV / 138 kV
HORAS
DIA UTIL
SABADO
DOMINGO
Fonte: Celg, 2009.
Figura 3.21 - Curvas de carga para os dias úteis, o sábado e o domingo.
79
SE XAVANTES
CURVAS DE TEMPERATURA DE ENROLAMENTO
BANCO DE 150 MVA, 230 kV / 138 kV
102
TEMPERATURA ENROLAMENTO (ºC) .
98
94
90
86
82
78
74
70
66
62
58
54
24,00
23,00
22,00
21,00
20,00
19,00
18,00
17,00
16,00
15,00
14,00
13,00
12,00
11,00
10,00
9,00
8,00
7,00
6,00
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
0,00
50
HORAS
TEMP_ENROL_DIA UTIL
TEMP_ENROL_SABADO
Fonte: Celg, 2009.
Figura 3.22 - Curvas de temperatura para os dias úteis e o sábado.
3.5 Considerações finais
Um dos procedimentos sugeridos pela metodologia não pôde ser utilizado, pelo fato de
não se dispor das “assinaturas” dos transformadores submetidos ao ensaio, o que dificultou a
análise dos resultados. No entanto, a falta de uma referência para a análise comparativa não
invalidou os resultados dos estudos de caso, uma vez que os parâmetros necessários para as
análises comparativas foram obtidos pela realização simultânea do ensaio de EA em unidades
idênticas.
Desta forma, observou-se que é imprescindível dispor de referências nesse tipo de
ensaio, para que se possa elaborar um diagnóstico mais seguro.
Os outros requisitos da metodologia que foram aplicados puderam ser testados e podese verificar que são muito importantes o pleno conhecimento das dimensões e o
posicionamento dos componentes internos dos transformadores, para que efetivamente se
visualize qual o componente que está sendo afetado pela DP localizada pelo método acústico.
80
No que concerne ao procedimento de duração do ensaio, o estudo de caso também
mostrou que o intervalo de tempo de realização do ensaio é fundamental para verificar se
houve variações nas atividades de DPs ao longo do período de ensaio, que no caso foi de 24
horas.
Os locais onde foram posicionados os sensores devem ser mantidos em todos os ensaios
posteriores, para que se tenham os parâmetros de repetibilidade e para a comparação entre os
ensaios. Assim, para as unidades novas, é importante que os pontos de fixação dos sensores
sejam definidos na realização do ensaio de emissão acústica para a obtenção da “assinatura”
do equipamento. Depois de definidos, ainda na fábrica ou na primeira energização, esses
pontos devem ser marcados e numerados com tinta, de forma que nos ensaios subsequentes de
EA os sensores sejam distribuídos observando-se sempre a disposição inicial.
Notou-se, nestes estudos de caso, que é importante a colocação de dispositivos
(paramétricos) que monitorem a ocorrência de chuvas, bem como as partidas e as paradas de
motoventiladores, bombas de óleo e de comutadores de derivação em carga.
Ressalte-se que a experiência do analista no conhecimento do funcionamento do
transformador constitui um fator relevante para um bom diagnóstico realizado a partir do
ensaio de EA.
Por fim, a partir da metodologia aplicada no estudo de caso 1, chegou-se à conclusão
que há uma atividade de descarga parcial na região da bucha de média tensão (138 kV) da
unidade TE001 e na região do comutador de derivações da unidade TE004 que merece um
melhor acompanhamento por meio de novos ensaios de EA e de AGD. Quanto aos resultados
do estudo de caso 2, não houve registro de nenhuma atividade de DPs que merecesse um
acompanhamento diferenciado.
81
Conclusões
A integridade e a durabilidade de transformadores de potência imersos em óleo
mineral isolante dependem diretamente da qualidade e do grau de degradação do seu sistema
isolante. Defeitos e falhas na isolação, via de regra, causam o surgimento ou acréscimos de
descargas parciais no interior de transformadores. Como estratégia de manutenção nesses
equipamentos, é importante a implementação de técnicas preditivas não interruptivas, que
permitam detecção de atividades de descargas parciais, acompanhando a sua evolução de
forma que se possa planejar uma intervenção antes da ocorrência de uma possível falha que
leve a colapso o transformador.
Dos vários métodos de detecção de DPs, destacam-se, neste trabalho, três deles: o
método elétrico, o método acústico (EA) e a análise de gases dissolvidos no óleo isolante
(AGD). Cada um deles possui a sua vantagem e desvantagem, de forma que se
complementam, se utilizados em conjunto.
A detecção de descargas parciais pelo método elétrico tem ampla aplicação em
transformadores, no comissionamento de novas unidades em fábrica, pelo fato de indicar a
magnitude da atividade de descargas parciais.
A AGD é largamente empregada como técnica preditiva de manutenção, porque
permite a detecção de falhas incipientes em transformadores de potência. No entanto, essa
técnica, tal como o método elétrico, não propicia a identificação do local onde a falha
incipiente está ocorrendo. Ademais, a análise de gases dissolvidos é de baixa sensibilidade
para a detecção de DPs e, por isso, é uma técnica preditiva que pode apresentar resultados
com possibilidades de levar o analista a erros. Para preencher essas lacunas, o método de EA
pode ser implementado, sobretudo pela sua característica de possibilitar a localização de
atividades de descargas parciais, que podem ocorrer no sistema isolante interno dos
transformadores. Vale lembrar que o ensaio de detecção de DPs pelo método acústico, tal
como a AGD, permite a avaliação das condições dielétricas da isolação de transformadores
sem que seja necessária qualquer ação interruptiva, ou seja, sem nenhum desligamento.
82
No entanto, o método de EA, tal como os demais utilizados para a detecção de
descargas parciais, possui fragilidades, isso porque detectar e medir DPs em transformadores
de potência requer cuidados tais como busca da mitigação de ruídos perturbadores, calibração
de instrumentos de ensaios, sensibilidade de medição e outros.
Diante da fragilidade ou da imprecisão que cada método contém, o ideal é a
combinação de todos eles, para que o engenheiro de manutenção possa ter dados conclusivos
em seu diagnóstico sobre o estado do transformador sob observação.
A informação sobre detecções de DPs pode ser inconsistente ou induzir a erros se não
for empregada uma metodologia adequada. De fato, um dos problemas que afetam as
medições ou detecções de DPs é a caracterização não satisfatória da natureza e das tendências
do defeito no sistema isolante. Tal problema dificulta a avaliação dos danos por meio da
realização de diagnósticos de evolução de DPs.
Para que a emissão acústica possa efetivamente ser utilizada como técnica preditiva de
manutenção, a implementação da metodologia (requisitos e procedimentos), desenvolvida
nesta dissertação é útil, porque possibilita ao engenheiro de manutenção dispor de dados mais
precisos para o seu diagnóstico sobre o estado do sistema de isolamento de um transformador.
Trata-se de metodologia, apresentada no Capítulo 2, que define procedimentos,
requisitos e parâmetros necessários para dar qualidade e eficiência aos diagnósticos realizados
a partir da detecção de descargas parciais pelo método acústico em transformadores de
potência imersos em óleo isolante.
A viabilidade técnica dessa metodologia foi devidamente comprovada no Capítulo 3,
uma vez que o diagnóstico final nele apresentado só foi possível com a utilização dela. Nos
estudos de casos 1 e 2, verificou-se que a utilização dessa metodologia permitiu obter maior
qualidade e eficiência na análise dos resultados dos ensaios de campo realizados pelo método
de EA. Tais características fazem do método acústico uma importante ferramenta preditiva de
manutenção. Com isso, ele se mostra plenamente viável economicamente, uma vez que os
diagnósticos e as ações de manutenção elaborados a partir de resultados de técnicas preditivas
evitam os altos custos decorrentes de desligamentos indesejados em transformadores de
potência.
Vale destacar que é de grande importância a combinação do método acústico (EA) e o
químico (AGD), para ensaios em campo, conforme mostrado neste trabalho.
Dentre os procedimentos e os requisitos definidos pela metodologia, destacam-se o
conhecimento dos desenhos dimensionais internos do transformador e a análise comparativa.
Esta última é essencial para a avaliação das condições de um dielétrico e para a análise da
83
evolução das descargas parciais que se formam em seu interior, quando submetidos a um
campo elétrico. Para se obter resultados de excelência nesses dois aspectos da metodologia
convém observar os seguintes itens:
a) Os desenhos das dimensões internas do transformador e de seus
componentes, resguardadas as questões relativas aos segredos industriais,
devem fazer parte do manual de instruções. Para que esse requisito possa ser
atendido, as concessionárias devem inserí-lo em suas especificações de compra
de novos transformadores.
b) Visando ao critério da repetibilidade nos ensaios, os pontos para a instalação
dos sensores devem ser os mesmos do ensaio de recebimento ou da primeira
energização. Para tanto, as marcações devem ser feitas mediante a utilização de
tinta de boa fixação, na fábrica ou na primeira energização. Esse procedimento
deve constar nas especificações de aquisição de novos equipamentos.
c) Deve ser criado um banco de dados com os resultados dos ensaios
periódicos de EA. É fundamental que nessa base de dados estejam contidos os
resultados dos ensaios referentes à “assinatura”, bem como todos as demais
detecções de DPs, realizadas durante todo o ciclo de vida desse transformador.
Como o ensaio de recebimento em fábrica é o momento ideal para a obtenção da
“assinatura” de um transformador, seria conveniente realizar um estudo mais aprofundado
sobre a viabilidade econômica da inserção do ensaio de EA na NBR 5356-1 (41) no item
11.1.3 “Ensaios especiais”. Tal inserção facilitaria, às concessionárias, a solicitação para a
realização deste ensaio durante o recebimento em fábrica. Destaca-se que “Ensaios especiais”,
segundo a NBR 5356-1 (38), são aqueles que não são de rotina, nem de tipo, e que podem ser
realizados mediante acordo entre fabricante e comprador.
O estudo da inserção do ensaio de EA, na norma brasileira referente ao recebimento de
transformadores em fábrica, e o desenvolvimento de um software com um banco de dados de
ensaios de EA compõem as sugestões para trabalhos futuros.
Cabe destacar que a consagração do método de detecção de DPs pelo método acústico
como técnica preditiva de manutenção deverá passar por um longo processo de
amadurecimento e aprendizado, o que requer a realização de vários ensaios e avaliações
comparativas.
A metodologia apresentada neste trabalho, se utilizada de maneira continuada, poderá
vir a se consolidar com o tempo, na medida em que se obtiverem mais dados de ensaio de
84
campo, além de registros de “assinaturas” de novos transformadores, e se efetuarem análises
comparativas.
Uma das contribuições deste trabalho foi a criação dos dois dispositivos desenvolvidos
para observância do critério de repetibilidade de testes e ensaios. O primeiro dispositivo foi
desenvolvido para permitir a homogeneização e a repetibilidade da quebra do grafite, e o
segundo, para testar a abrangência dos sensores distribuídos ao longo do transformador
observando a repetibilidade. No entanto, a principal contribuição deste trabalho reside na
criação da metodologia apresentada, que, comprovadamente, permite a utilização eficaz do
ensaio de detecção de descargas parciais pelo método acústico como técnica preditiva de
manutenção.
Para trabalhos futuros, sugerem-se estudos direcionados para a elaboração de banco de
dados no qual sejam possíveis o armazenamento e o manuseio de imagens resultantes de
ensaios de emissão acústica realizados em campo.
Este trabalho atingiu plenamente o seu objetivo, graças aos resultados obtidos, que se
mostraram bastante significativos. A metodologia nele apresentada contribui para a eficácia
da técnica de detecção de descargas parciais por emissão acústica, como técnica preditiva de
manutenção em transformadores de potência imersos em óleo isolante.
85
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