Medições para diagnóstico em transformadores de potência

Dezembro de 2016

Por Cornelius Plath e Martin Anglhuber*

Vários testes podem ser feitos para determinar a condição dos transformadores de potência. A análise de gás dissolvido (DGA) é um exemplo para testes de rotina. Outros valores elétricos, como enrolamento e resistência de isolamento, corrente sem carga ou capacitância e fator de dissipação/fator de potência na frequência de linha, também são medidos periodicamente no local. Sistemas de monitoramento em linha foram introduzidos para coletar dados atuais sobre tensão, corrente e temperatura. Eles podem ajudar a reconhecer mudanças rápidas na condição do transformador assim que elas ocorrerem. Nem todo teste pode ser feito em linha, mas sistemas de monitoramento em linha já estão disponíveis para óleo, comutadores de derivação, sistemas de resfriamento e buchas.

Em vários casos, várias medições de diagnóstico são necessárias para identificar uma condição ou localização específica com falha. Recomenda-se, sempre que possível, utilizar diferentes métodos de teste para confirmar condições de falha indicadas pela medição inicial. Assim, é possível poupar bastante tempo e dinheiro antes de empregar medidas caras de manutenção.

Estudo de confiabilidade do transformador

Em 2015, os resultados de um estudo internacional sobre falhas no transformador de potência em subestações feito pelo Cigré Working Group A2.37 foram divulgados. A Figura 1 mostra que a maioria das falhas relatadas ocorreu em enrolamentos, comutadores de derivação e buchas.

O componente afetado do transformador e o modo de falha foram incluídos no estudo. Os resultados do teste estão resumidos na Figura 2. As falhas do modo dielétrico foram relatadas com mais frequência em transformadores de subestação, seguidos por modos de falha mecânica e elétrica.

O estudo, conduzido entre 1996 e 2010, indica quais componentes do transformador são os mais críticos para monitorar no intuito de prevenir falhas. Portanto, vários métodos de diagnóstico foram abordados com foco nos modos de falha e nos componentes já mencionados.

Figura 1 – Localização da falha, transformadores de subestação de 100 kV e superiores.

Figura 2 – Análise do modo de falha baseada em 799 falhas graves em transformadores de subestação.

 

Diagnóstico de diferentes modos de falha

DGA é a medição mais amplamente aceita e utilizada rotineiramente em transformadores. Determinar as concentrações de gás e a taxa de variação no óleo provou ser significativo para indicar a presença de uma falha. A falha deve ser localizada o quanto antes, especialmente, se for detectado um aumento nas proporções de hidrogênio (H2) e de gases hidrocarbonetos. A fim de localizar o problema, são necessários métodos de diagnóstico adicionais como os métodos dielétrico, elétrico e mecânico.

Modos de falha dielétrica

Os modos de falha dielétrica descrevem condições nas quais o isolamento do transformador está comprometido utilizando descarga parcial, rastreamento ou contornamento. Contudo, antes destas falhas ocorrerem, sinais de degradação e envelhecimento podem ser geralmente detectados através da medição do fator de dissipação/potência.

Medições na frequência de linha

Atualmente, o sistema de isolamento mais utilizado em transformadores de potência para transmissão de energia elétrica é o de papel e cartão comprimido imerso em óleo. A propriedade dielétrica deste isolamento depende da temperatura, da condutividade do óleo, da geometria e do teor de água no papel e no cartão comprimido. No passado, o fator de dissipação ou fator de potência era medido somente na frequência da linha (50 Hz ou 60 Hz). Contudo, investigações mostram que os fatores de influência se tornam mais predominantes em outras frequências, dessa forma, medições com uma faixa de frequência mais ampla podem ser empregadas para aumentar a sensibilidade do método. Uma faixa de frequência comum usada em aplicações de campo é de 15 Hz a 400 Hz. Devido ao aumento da faixa de frequência, é possível analisar a dependência da frequência de propriedades dielétricas.

Embora diferentes sistemas de isolamento sejam utilizados, uma abordagem similar pode ser utilizada para buchas de transformadores. A medida da capacitância e do fator de dissipação/fator de potência na frequência de linha tem sido um procedimento muito comum por muitas décadas. Considerando que uma mudança na capacitância indica um colapso entre as camadas capacitivas de isoladores de travessia condensadores, um aumento da dissipação/fator de potência pode também indicar problemas como umidade, envelhecimento, partes carbonizadas ou maus contatos.

Ambos os padrões – IEEE e IEC – de buchas requerem a medição de fator de dissipação/fator de potência na temperatura ambiente como um teste de rotina em novas buchas. A Tabela 1 mostra os limites recomendados na frequência de linha de acordo com a IEC 60137 e a IEEE C57.19.01 para diferentes tipos de buchas novas.

Tabela 1 – Limites e fator de dissipação comum (tan(δ) ) e valores de fator de potência (PF) na frequência de linha de acordo com a IEC 60137 e IEEE C57.19.01 em 1.05 Um e 20 °C/70 °F (Papel impregnado com resina (RIP); Papel impregnado com óleo (OIP); Papel com resina aderente (RBP); tan(δ) (fonte IEC 60137); PF (fonte IEEE C57.10.01); valores comuns para buchas novas).

Em um transformador de potência, geralmente, mais de uma bucha do mesmo tipo e idade é instalado, o que permite uma comparação de propriedades dielétricas entre unidades idênticas, além de uma comparação de limites absolutos. Assim, se três buchas idênticas exibirem propriedades dielétricas idênticas, é improvável a existência do problema em qualquer deles. Além disso, sempre que medidas dielétricas forem feitas em buchas, a dependência da temperatura deve ser considerada. Investigações mostram que mesmo técnicas de compensação complexas não são capazes de compensar a confiabilidade em todos os casos. Portanto, recomenda-se comparar valores dielétricos de buchas com medições feitas em temperatura igual ou similar.

Medidas de frequência variável

A medição do fator de dissipação/fator de potência em buchas abaixo da frequência de linha aumenta a sensibilidade em relação à umidade e ao envelhecimento. A Figura 3 mostra o fator de dissipação para uma bucha seca e uma úmida entre 20 Hz e 400 Hz. Embora a diferença seja também visível na frequência de linha e maior, é mais significativa em frequências mais baixas. A Figura 1 mostra limites indicativos em diferentes frequências recomendadas no guia de manutenção de transformador de potência da Cigré para diferentes frequências.

Figura 3 – Frequência variável tan(δ) de um bucha seca e uma úmida com 33 kV OIP a 30 °C (úmido; seco).

Tabela 2 – Valores indicativos de limites de tan(δ) para buchas a 20 °C (novo, usada).

Além da capacidade de aplicar diferentes frequências para diagnóstico, as medições em frequências diferentes da frequência de linha e seus harmônicos também limitam o efeito da interferência eletromagnética em subestações de alta tensão.

Se os problemas forem indicados pelas medições de fator de dissipação/fator de potência em uma variação de frequência limitada, medições de diagnóstico de banda larga podem ser empregadas para obter um diagnóstico mais detalhado. Essas medições (comumente chamadas de DFR, Resposta em Frequência Dielétrica) são realizadas em uma faixa de frequência de µHz para região mais baixa de kHz e também permitem a separação de vários fatores de influência (Figura 4). Esse método também é capaz de determinar o conteúdo absoluto de água no isolamento do papel/cartão comprimido e a condutividade do óleo [6].

Figura 4 – Propriedades dielétricas de um transformador de potência com isolamento de papel impregnado com óleo, alta tensão para a baixa (C_HL) do isolamento do enrolamento.

 

Modos de falha elétrica

Os modos de falha elétrica descrevem condições como circuito aberto, curto-circuito, assim como más junções ou maus contatos. Em transformadores de potência, circuitos abertos e curtos-circuitos podem ocorrer nas espiras do enrolamento e nas junções entre enrolamentos, terminais de isoladores e em comutadores de derivação. Os problemas de contato geralmente são encontrados no seletor e em chaves de comutação dentro do comutador de derivação.

Medições da relação de transformador do transformador

As medições da relação de transformação de transformador (TTR) podem ser utilizadas para identificar espiras em curto nos enrolamentos. Através da energização do enrolamento primário e da medição, os enrolamentos secundários ou terciários, a relação e o ângulo de fase podem ser determinados e comparados com os valores da placa de identificação medidos na fábrica. A relação medida, que é diretamente afetada pelas espiras em curto, deve ter um desvio menor que 0,5% do valor nominal de acordo com os padrões internacionais.

Quando for usada uma fonte de fase única para realizar medições TTR nos transformadores trifásicos é essencial assegurar, de acordo com o grupo de vetores, que a tensão correta do enrolamento correspondente é medida no enrolamento secundário ou terciário. Os equipamentos de teste atuais com uma fonte trifásica verdadeira já estão disponíveis para teste em campo. No caso de uma fonte de tensão trifásica todas as três fases são medidas ao mesmo tempo. Portanto, o operador não precisa se preocupar em medir o enrolamento correspondente e o tempo de teste é reduzido significativamente. A medição pode ser influenciada por um núcleo magnetizado ou por falta de uma referência de terra, o que pode gerar resultados incorretos. Assim, é muito importante desmagnetizar o núcleo do transformador e fazer o aterramento apropriado em cada enrolamento.

A fim de confirmar ou eliminar um problema suspeito, uma medição adicional das correntes sem carga é útil para diagnosticar condições de curto-circuito. As correntes sem carga em tensões mais baixas em uma faixa de algumas centenas de volts são medidas simultaneamente dentro da medição da relação. Contudo, a fim de aplicar um estresse no isolamento em cada espira do enrolamento, as medições na faixa de kV podem ser feitas com equipamentos de teste modernos em campo.

Medições da resistência do enrolamento

Esse é o teste padrão de campo para validar e avaliar a continuidade do caminho de transporte de corrente e, assim, identificar condições de circuito aberto assim como más junções e maus contatos. Cabos de conexão soltos, fios de enrolamento quebrados ou contato em más condições em comutadores de derivação geralmente são indicados por uma medição de resistência alta ou instável.

Os resultados da resistência do enrolamento são interpretados com base na comparação entre fases. As comparações também podem ser feitas usando os resultados originais de fábrica ou os resultados de testes anteriores. Ao comparar dados de testes feitos em outras datas, os resultados devem ser normalizados para uma temperatura de referência comum. Espera-se que as medições de todas as três fases sejam de até 2% entre si [5].

A tensão CC aplicada durante o teste deixará o núcleo do transformador em um estado magnetizado quando o teste estiver completo. Para a maioria das aplicações de transformador, este teste é considerado benigno, todavia, transformadores magnetizados produzem correntes de entrada mais altas na energização. Outro efeito colateral da magnetização é que ela pode influenciar outros testes de diagnóstico, especificamente, correntes sem carga e análise de resposta de varredura de frequência (SFRA). Portanto, recomenda-se desmagnetizar o transformador depois que testes de resistência do enrolamento forem feitos para evitar a contaminação dos testes mencionados acima e limitar a influência de correntes de partida quando os transformadores forem energizados.

Se resistências altas forem detectadas no caminho de transporte de corrente, é bem provável que estas áreas se tornem pontos críticos em condições de carga. Nesse caso, uma maior concentração de metano, etano e etileno no óleo pode ser detectada. Portanto, as medições da resistência do enrolamento geralmente são desencadeadas pelos resultados DGA. Se não for feito antes do teste, é recomendado verificar valores de alta resistência através da análise dos resultados DGA.

Modos de falha mecânica

Os modos de falha mecânica incluem deslocamento e deformação de enrolamentos geralmente devido a estresses mecânicos altos que podem ocorrer durante o transporte ou como resultado de correntes de curto-circuito. No comutador de derivação, problemas mecânicos no mecanismo de operação podem incluir operação lenta, eixo de transmissão quebrado e desalinhamento do seletor e da chave comutadora.

Impedância de curto-circuito e medições de reatância de fuga

As medições de impedância em curto-circuito, também chamada de impedância de curto-circuito, são métodos sensíveis para avaliar a possível deformação ou deslocamento dos enrolamentos. Em condições de carga e curto-circuito, um fluxo adicional, em oposição ao fluxo principal, é induzido devido a corrente no enrolamento secundário. Este fluxo adicional não é totalmente contido no núcleo e, ao invés disso, também invade o espaço entre os enrolamentos. Por isso, ele é chamado de fluxo de dispersão, que é representado pela impedância em curto-circuito (Figura 5). Se a área entre os enrolamentos mudar devido ao deslocamento ou deformação deles, o fluxo de dispersão pode ser afetado e mudanças na impedância em curto-circuito podem ser detectadas.

O teste geralmente é realizado como uma medição trifásica que pode ser comparada ao valor da placa de identificação determinado pelo fabricante durante os testes de aceitação de fábrica. Como esse valor representa a média entre todas as três fases, uma medição por fase também é recomendada para diagnóstico do enrolamento. O valor da impedância em curto-circuito obtido na medição trifásica não deve ter um desvio superior a 2% do valor da placa de identificação [5]. Se problemas mecânicos forem indicados em medições de impedância em curto-circuito, uma SFRA adicional pode ser conduzida para confirmar e diagnosticar o problema com mais detalhes. Os resultados SFRA são recomendados para comparar uma medição comprovada de referência.

Figura 5 – Fluxo principal e de dispersão em um núcleo energizado.

Medições de resistência dinâmica

Existem diversos métodos para diagnosticar problemas mecânicos no comutador de derivação, que podem ser feitos ao registrar o processo de comutação do seletor e da chave comutadora. O mais comum hoje é a medição da resistência dinâmica (DRM). Tempos típicos de comutação da chave comutadora (entre 40 ms e 60 ms) dificultam a detecção de quaisquer efeitos durante o processo de comutação usando uma medição de resistência do enrolamento convencional, que pode levar alguns minutos. Portanto, o princípio da DRM é servir como um método de diagnóstico suplementar para esse uso específico.

Usando a mesma configuração, os rápidos processos de comutação da chave comutadora podem ser medidos pela DRM. Além disso, arco nos contatos, tempos de comutação da chave comutadora, interrupções na comutação, por exemplo, devido a resistores de comutação ou cabos quebrados e desgaste completo de contatos, podem ser detectados na DRM. Dessa forma, ela fornece mais detalhes sobre a condição dinâmica no comutador de derivação em carga (OLTC). A Figura 6 mostra uma assinatura típica de corrente/tempo de chave comutadora do tipo resistivo.

Com base nesse método de teste não invasivo, as falhas podem ser detectadas sem abrir o compartimento do OLTC. O tipo e o modelo do OLTC devem ser conhecidos para analisar e avaliar a medição de DRM de uma maneira adequada. Uma medida comprovada de referência, que é obtida depois do comissionamento ou quando o switch desviador está em boas condições, permite uma análise eficiente. A propriedade mais importante para avaliar problemas mecânicos no comutador de derivação é a assinatura de tempo do processo de comutação. Dependendo do modelo, variações dentro de uma tolerância específica podem ser aceitas, contudo, diferenças de tempo podem indicar desalinhamento, problemas de lubrificação, desgaste excessivo de contatos e/ou repique do contato.

Figura 6 – Assinatura de corrente DRM típica e posições correspondentes de chaves comutadoras do tipo resistivo.

Estudo de caso em um transformador de potência de 25 MVA

O exemplo seguinte mostra as medições feitas em um transformador de dois enrolamentos de 25 MVA com uma tensão nominal de 67 kV no enrolamento primário a 13,2 kV no secundário. O DGA do transformador, que ficou 40 anos em serviço, indicou uma falha térmica acima dos 700 °C, T3 de acordo com a IEC60599, o que levou a vários de testes elétricos subsequentes para investigar a causa da falha mais a fundo (Tabela 3).

Vários testes de diagnóstico, tais como testes de resistência do enrolamento, relação e medidas de correntes sem carga foram feitos para investigar melhor o problema. O teste de resistência do enrolamento indicou uma maior resistência na fase B, o que sugere que os problemas térmicos podem ser causados por uma conexão comprometida (Figura 7). Neste transformador em especial, o comutador de derivação fica em um compartimento separado conectado ao enrolamento secundário. Com base em investigações anteriores em transformadores de modelo similar, conexões muito apertadas entre os enrolamentos e o comutador de derivação mostraram ser propensas à abrasão. É muito improvável ocorrer abrasão nos contatos dos comutadores de derivação ou falha de espira a espira no enrolamento primário, pois a resistência do enrolamento desvia uniformemente ao longo das posições de comutação e a relação e as medições de corrente sem carga não indicaram um problema de espira a espira.

Neste caso, os resultados de um plano de teste completo fornecem uma base para uma avaliação de condição comprovada no campo dos métodos de teste não invasivos. Com base nessas descobertas, a decisão tomada foi de monitorar o transformador mais detalhadamente ao aumentar a frequência de amostragem da DGA. Ainda não foram feitas maiores investigações sobre o problema.

Tabela 3 – Análise de gás dissolvido de um transformador de dois enrolamentos de 25 MVA.

Figura 7 – Resultados do teste de resistência do enrolamento no lado primário de um transformador de dois enrolamentos de 25 MVA.

Conclusão

Com o passar do tempo, os transformadores necessitam de verificações regulares das condições operacionais. Um estudo internacional sobre falhas de transformadores de potência em subestações concluiu que as falhas mais comuns ocorrem em enrolamentos, buchas e comutadores de derivação. Os modos de falha dielétrico, elétrico e mecânico foram os mais relatados. Vários métodos de diagnóstico se mostraram eficazes na identificação das condições que causaram esses modos de falha. Ao empregar estes métodos, é possível realizar manutenções importantes a tempo para evitar uma falha total repentina do transformador. Recomenda-se utilizar diferentes métodos de teste para confirmar as condições de falha indicadas pela medição inicial antes de se comprometer com medidas de manutenção de alto custo.

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Referências

[1]      CIGRE, Technical Brochure 642: Transformer Reliability Survey, 2015.

[2]      IEC 60137: Insulated bushings for alternating voltages above 1000 V, 2008.

[3]      IEEE Std C57.19.01: Performance Characteristics and Dimensions for Outdoor Apparatus Bushings, 2000.

[4]      M. Puetter, et al., New Diagnostic Tools for High Voltage Bushings by Considering the
Temperature Dependency, in International Conference on Condition Monitoring and Diagnosis,
Jeju, Korea, 2014.

[5]      CIGRE, Technical Brochure 445: Guide for Transformer Maintenance, 2011.

[6]      M. Anglhuber, M. Krüger, Dielectric analysis of high voltage power transformers,
Transformer Magazine, Vol. 3, Issue 1, 2016.

[7]      C. Plath, M. Puetter: Dynamic analysis and testing of On-Load Tap Changer with dynamic resistance measurement, Transformers Magazine, Vol. 3, Issue 3, 2016.