Métodos avançados para o diagnóstico do isolamento em transformadores de potência

1. Introdução

Actualmente estamos perante uma procura crescente de energia eléctrica tal como um aumento da idade média de transformadores de potência nas redes de distribuição [1]. Devido ao mercado de energia liberalizada, as empresas eléctricas centram-se nos baixos custos. Uma vez que os transformadores de energia são as ligações mais caras na rede de transmissão, as empresas eléctricas tentam adiar os investimentos nas suas substituições. E assim, a idade média de um transformador está a aumentar. O envelhecimento do equipamento de Alta Tensão geralmente significa o envelhecimento do isolamento. Se não for reconhecido a tempo isto pode levar a falhas catastróficas e, consequentemente, a elevados custos. Portanto, é necessário que os defeitos críticos sejam observados antes de ocorrer uma falha. As novas estratégias de manutenção com base no estado do transformador são introduzidas ao invés de utilizar medições periódicas ou remodelações.

Isto resulta numa tendência para a manutenção baseada no estado ao invés de estratégias de manutenção temporais. Isto reduz o esforço de manutenção, mas os métodos de diagnóstico fiáveis são fundamentais para obter uma imagem completa do estado do isolamento. Depois dos testes de rotina – como DGA ou medição da capacitância e Factor de Dissipação (DF) na frequência nominal – indicarem um possível defeito, modernas técnicas de teste de isolamento podem ser utilizados para garantir mais informação sobre um defeito ou sobre o envelhecimento do isolamento. Sobretudo a combinação de algumas medições garantem informações adicionais sobre o estado do isolamento e ajudam a identificar um eventual problema.

2. Medição da Resposta Dieléctrica

O isolamento de transformadores de potência consiste num isolamento sólido e do óleo. A água pode prejudicar este sistema de isolamento. Isto provoca uma diminuição da força dieléctrica que pode ser medido no óleo. Além disso pode ocorrer o efeito de borbulhar na água, o que produz forças de campo superiores na superfície das bolhas de vapor da água e podem conduzir a descargas parciais. Além disso, a água provoca hidrólise no isolamento celulósico. Este é um processo químico de deterioração da celulose. Juntamente com o oxigénio pode formar mais água adicional, o que pode levar a uma espécie de efeito de bola de neve e acelerar o envelhecimento de um isolamento sólido. Para a maioria dos casos, o envelhecimento de um isolamento sólido e o seu teor de água estão associados, de modo a que o teor da água possa ser utilizado como indicador para o envelhecimento da celulose.

No entanto, caso a diminuição da força dieléctrica seja grave o óleo pode ser mudado, por outro lado é um grande esforço renovar o isolamento sólido. Portanto é importante determinar o teor da água para avaliar a condição do isolamento.

A medição da resposta dieléctrica ajuda a determinar a humidade na celulose, a condutividade do óleo ou a influência da condutividade dos produtos envelhecidos dentro de um transformador de potência. As medições podem ser feitas no domínio do tempo ou no domínio da frequência. No domínio do tempo, a corrente de polarização e despolarização é medida de forma contínua até, por exemplo, 10 000 s depois da aplicação de uma corrente DC (método PDC). No domínio da frequência, o factor de dissipação é medido numa ampla gama de frequência, como por exemplo 100 μHz – 1 kHz (método FDS). Ambas as curvas medidas contém informação sobre os efeitos da polarização, as suas dependências temporais e os processos de condução dentro do isolamento. Assim, ambos os métodos podem ser utilizados para determinar a humidade nos transformadores de potência [2]. A vantagem do método PDC é o curto tempo de medição, mas períodos abaixo de 1 s – relacionados com frequências acima de 1 Hz – não podem ser medidos. Uma vez que o método FDS pode ser utilizado até às frequências mais elevadas mas aumentado o tempo necessário para a medição. É possível combinar ambos os métodos de forma a aumentar a gama de frequências de medição e, adicionalmente, diminuir o tempo de medição.

A preparação da medição para os métodos é a mesma de uma típica medição de factor de dissipação (Figura 1). Num transformador, o isolamento entre enrolamentos de Alta e Baixa Tensão contém a parte principal da celulose e, por conseguinte, é recomendado para as medições de resposta dieléctrica. As medições em buchas também são possíveis utilizando a conexão de Alta Tensão e o tap de medição. A principal diferença para as medições do factor de dissipação convencional em frequência nominal, além da ampla gama de frequência, é a tensão de saída inferior a 200 V ou menos.

A análise da resposta dieléctrica é, geralmente, exibida no domínio da frequência. A curva de transformadores de potência de isolamento de óleo-papel é, aqui, constituída por três componentes que se sobrepõem: a resposta dieléctrica do isolamento da celulose (papel, cartão prensado), do efeito de interface polarizada e do óleo. A sobreposição destes três componentes resulta numa típica curva em formato s para um transformador de potência com óleo (Figura 2).

Na Figura 2 (a), a gama de frequência de 1000 Hz – 2 Hz é dominada pelo cartão prensado. A condutividade do óleo provoca uma queda da inclinação entre 2 Hz – 0,01 Hz. A geometria do isolamento (proporção de barreiras, espaços e óleo) determina o efeito de interface da polarização. A interface de polarização é comum para dieléctricos não homogéneos com interfaces entre materiais de diferente permissividade e condutividade. Este tipo de polarização determina o local máximo ou “obstáculo” em 0,003 Hz. Finalmente, as propriedades do papel prensado surgem novamente nas frequências abaixo de 0,5 mHz. Estes intervalos são típicos num transformador seco. Um exemplo de um transformador velho e húmido pode ser observado na Figura 2 (b). Os limites da frequência variam com a temperatura, a humidade, a condutividade do óleo e a quantidade de subprodutos condutores envelhecidos. Para garantir um resultado fiável a partir da curva de resposta dieléctrica apenas deve ser conhecida a temperatura. Os valores do teor da água, condutividade do óleo, geometria, tal como a influência dos subprodutos condutores envelhecidos podem derivar a partir de uma medição da resposta dieléctrica ao utilizar os algoritmos de análise automática entregues num software recente. O software contém uma base de dados com as propriedades do material como, por exemplo, para as amostras de celulose com diferentes condições de envelhecimento e com diferente teor de água. Juntamente com as propriedades do óleo, uma curva pode ser modelada para cada configuração, ou seja, pelo teor da água, a condutividade do óleo e a geometria do isolamento. Se a análise automática é iniciada, a curva modelo é encontrada, a qual se encaixa na melhor curva já medida. Daqui pode deduzir-se que a configuração da curva modelo representa também os valores do transformador de medição.

Mesmo que este método ainda seja muito recente já é aceite internacionalmente [3] para dar valores fiáveis ao teor da água do isolamento sólido. Em geral, as alterações na estrutura do material podem ser vistas como, por exemplo, em mudanças na polaridade, na condutividade, no teor da água e envelhecimento. A resposta dieléctrica é uma medida geral e apenas são detectáveis mudanças gerais nos isolamentos. Pontos fracos específicos como pequenas inclusões, cavidades ou pontos de reduzida força dieléctrica nem sempre influenciam de forma significativa a resposta dieléctrica.

3. Medições de descarga parcial

As Descargas Parciais (PD) estão localizadas como descargas eléctricas que apenas preenchem parcialmente o isolamento HV [4]. A medição PD é uma ferramenta aceite em todo o mundo para o controlo de Alta Tensão (HV) nos sistemas de isolamento [5] [6]. As descargas parciais geralmente aparecem antes de uma ruptura total em campos não homogéneos, o que faz com que seja possível detectar defeitos relacionados com pontos locais fracos antes de ocorrer a avaria. Os fabricantes são aconselhados a efectuar medições parciais de PD para uma garantia de qualidade de acordo com algumas Normas como a IEC 60076. Portanto, é aconselhável realizar o teste de PD durante o processo de criação de peças individuais em componentes do transformador durante a fabricação e, posteriormente, em todo o transformador.

Uma medição PD pode detectar defeitos no isolamento (como por exemplo cavidades, inclusões) devido a processos impróprios de produção ou à elevada tensão no isolamento uma vez que a construção é fraca. O tipo de descarga parcial tal como a sua localização podem fornecer informação relevante sobre os defeitos.

Um exemplo para um circuito de medição segundo a IEC 60270 é demonstrado na Figura 3 (a). Uma fonte de tensão fornece uma elevada tensão no objecto de teste Ca. Em simultâneo, um capacitor de acoplamento Ck está instalado tal como um dispositivo de acoplamento CD, que é ligado ao dispositivo de medição. Uma descarga parcial dentro do objecto de teste irá causar um fluxo de corrente desde o capacitor de acoplamento até ao objecto de teste. Este fluxo de corrente é medido, ponderado segundo um factor de calibração determinado previamente, e relacionado com o ângulo de fase da tensão de ensaio. Isto permite criar um Diagrama de Descarga Parcial Eléctrica de Fases (PRPD), também denominado Impressão Digital. Utilizando este PRPD pode ser determinado o tipo de descarga parcial.

Nos transformadores de potência existem duas formas comuns de se fazer a conexão de testes. Ou um condensador de acoplamento é utilizado (Figura 3 (a) e (b)), ou é utilizada a capacitância da bucha, se for instalado um tap de medição (Figura 3 (c) e (d)). As principais vantagens de utilização do tap de medição são os reduzidos componentes, que funcionam como antenas para perturbações externas. Além disso, a instalação é mais fácil e mais rápida. A desvantagem deste processo é a capacitância limitada da bucha do transformador em contraste com o capacitor de acoplamento, o que conduz a uma reduzida sensibilidade. As vantagens e desvantagens de ambos os processos devem ser ponderadas em ambos os casos, dependendo do tipo de buchas e do ruído externo.

Para medições em transformadores de potência, as técnicas de-noising são muito importantes para atingir resultados fiáveis. Por exemplo, a medição em simultâneo de impulsos eléctricos em todas as três fases pode ser utilizada para desenvolver a denominada “Esquema de Amplitude Trifásica” (3PARD) [7]. Os impulsos numa fase também são ligados às outras fases. Ao realizar uma medição multi-sincronizada em todas as fases, ao mesmo tempo, estes impulsos associados podem ser detectados e relacionados entre si. As amplitudes destes impulsos estão representadas por um vector no 3PARD. Após a soma vectorial, e ao marcar cada impulso num diagrama de estrelas, os conjuntos com maior intensidade irão aparecer para cada fonte de descarga parcial (Figura 5).

A codificação da cor dependente da densidade que resultam dos clusters reflecte a frequência dos impulsos de entrada. Os impulsos internos PD estão sobretudo localizados em clusters junto aos eixos do diagrama. A estatística do ruído irá aparecer em todas as três fases na mesma amplitude e, portanto, a soma de vectores proporciona um cluster no centro-estrela. Os clusters individuais podem ser escolhidos e os clusters podem ser analisados de forma separada (Figura 6). Utilizando esta técnica, as fontes de descarga parcial externo e de ruído podem ser suprimidos para uma análise posterior.

Outra técnica de-noising utiliza sensores UHF trazidos para dentro do tanque do transformador, além da medição eléctrica. Uma vez que o sensor UHF reconhece apenas as descargas parciais no interior do tanque, pode ser utilizado para separar as descargas parciais internas de ruído externo [8].

As medições PD ajudam a detectar a localização dos pontos fracos, como por exemplo pequenas inclusões, cavidades ou manchas com resistência dieléctrica reduzida. As mudanças gerais na estrutura do material, como mudanças na polaridade, condutividade, teor de água e envelhecimento não podem ser reconhecidos.

4. Varredura de frequência e tensão de capacitância e factor de dissipação

Os métodos mencionados antes não são certamente uma medida de rotina nos transformadores. Tipicamente são realizados após uma indicação como por exemplo devido aos resultados DGA. Se o esforço (de tempo) despendido para os métodos referidos acima é muito elevado, também a medição avançada da capacitância e do factor de dissipação, utilizando um dispositivo multifuncional pode ajudar a diminuir um eventual defeito.

Um método é a medição da capacitância e do factor de dissipação numa gama de frequência de, por exemplo, 15 Hz – 400 Hz. A configuração da medição é a mesma do teste de resposta dieléctrica (Figura 1). A medição pode ser realizada com tensões muito elevadas quando comparadas com a medição de resposta dieléctrica, por exemplo, a 2 kV. A curva de medição é apenas uma pequena parte da resposta dieléctrica (rectângulo vermelho na Figura 7). No entanto, este método já fornece muito mais informação comparado com as medições em frequência nominal derivado à nítida inclinação do factor de dissipação.

No caso de novos e não muito velhos transformadores, os factores de dissipação na frequência nominal podem ser semelhantes. Não é possível visualizar se o isolamento está novo ou se já tem alguma idade. Utilizando esta frequência de pequeno alcance pode ser visualizado se a inclinação da curva está a aumentar ou a diminuir. Durante o tempo de funcionamento, a curva é deslocada para a direita. Portanto, a inclinação pode-nos dizer se os valores estão no lado direito do mínimo (normalmente novo e em muito bom estado) ou no lado esquerdo do mínimo (pouco ou ligeiramente envelhecido). Para um isolamento muito envelhecido, os valores do factor de dissipação absoluto são significativamente aumentados.

Este método pode ajudar a discernir entre o isolamento novo, ligeiramente envelhecido ou muito envelhecido. Por conseguinte, é adequado para seguir o processo de envelhecimento de um conjunto de transformadores, como por exemplo para o planeamento de um investimento a longo prazo. Ele indica o elevado teor de água, a alta condutividade do óleo e/ou até o envelhecimento, mas não pode fornecer um número para ambos os parâmetros. Além disso não pode ser utilizado para distinguir entre a influência do óleo e o material celulósico. Contudo esta medição é mais rápida quando comparada com a resposta dieléctrica e pode ser apresentada com tensões mais elevadas, como por exemplo 2 kV.

Outra “verificação rápida” de problemas sérios pode ser uma varredura da tensão nas medições de capacitância e do factor de dissipação. Esta varredura da tensão também oferece uma informação adicional sobre um possível defeito no isolamento. Uma aplicação típica seria a medição utilizando uma tensão na gama de, por exemplo 400 V – 12 kV. É conhecido que um isolamento saudável geralmente não mostra uma significativa dependência de tensão até à sua tensão nominal. Se uma dependência de tensão é observada pode ser um sinal de que há descargas parciais ou um colapso parcial entre as camadas de graduação. Os contactos pobres podem também ser uma razão.

A medição numa gama de 400 V – 12 kV ajuda na detecção de defeitos como mencionado anteriormente aquando da comparação de medição de capacitância convencional e factor de dissipação. A medição é relativamente rápida mas pode já fornecer um indicador para os pontos fracos com uma rigidez dieléctrica inferior ou maus contactos.

5. Comparação conclusiva dos métodos mencionados

A condição de isolamento pode ser influenciada, por um lado, por pontos fracos únicos ou defeitos e, por outro lado, por uma mudança do material ou degradação. Ambos são importantes para observar, mas a acção pode ser completamente diferente. Um transformador envelhecido pode não ter defeitos únicos que causam fortes descargas parciais mas necessita de ser substituído devido ao isolamento muito deteriorado. Um novo transformador pode ter uma óptima condição geral de isolamento, mas ter uma inclusão ou partícula metálica provocando descargas parciais, que podem levar a uma falha catastrófica. Neste caso apenas uma parte específica do isolamento necessita de ser reparado.

Geralmente não é possível determinar os pontos fracos únicos e fornecer informação sobre a condição geral do isolamento ao utilizar apenas um método. Assim, especialmente a combinação das medidas de diagnóstico podem ajudar a obter uma imagem clara da condição do isolamento. Os métodos descritos anteriormente podem ajudar a diagnosticar a condição do isolamento. Geralmente, como a maioria das abordagens, os métodos mais rápidos entregam uma indicação mas para uma imagem completa (como por exemplo, para medir a quantidade de água ou localizar um local de descarga parcial) tem de ser investido mais tempo para utilizar os mais especializados métodos. A Tabela 1 apresenta uma visão geral dos referidos métodos avançados de diagnóstico e a informação acessível.

6. Bibliografia

[1] M. Gernandt: “Auswertung von Störungen und Gas-inÖlanalysen bei Hochspannungs- Transformatore“, ETG Fachbericht 104, Kassel 2006;

[2] Cigre Brochure 254:““Dielectric Response Methods for Diagnostics of Power Transformer”, 2002;

[3] Cigre Brochure 41: “Dielectric Response Diagnoses For Transformer Windig”, 2010;

[4] IEC 60270, “High-voltage test techniques – Partial discharge measurement”, Version 2000, 3rd Edition;

[5] D. König and Y. N. Rao: “Partial Discharges in Electrical Power Apparatus”, VDE 1993;

[6] J. C. Montanari “Insulation diagnosis of high voltage apparatus by partial discharge investigaton”, Liu-Yeda Memorial Lecture, in Proc. IEEE ICPADM, Bali, Indonesia, 2006;

[7] K. Rethmeier: “Separation of Superposed PD Faults and Noise by Synchronous Multi-Channel PD Data Acquisition”, 17th Biennial IEEE International Symposium on Electrical Insulation, Vancouver, Canada, 2008;

[8] J. Fuhr, “Procedure for Identification and Localization of Dangerous PD Sources in Power Transformers”, IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, Vol. 12, No. 5, pp. 1005-1014.

AUTORES: Stephanie Uhrig, Martin Anglhuber, René Hummel, Michael Krueger​ | OMICRON

FONTE: Revista O Electricista