Transformadores de potência: detecção de descargas...

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Resumo Este artigo tem como objetivo apresentar os estu- dos sobre detecção de descargas parciais por emissão acústica como técnica preditiva, que teve sucesso em sua implementação na área de manutenção preventiva em transformadores de po- tência imersos em óleo isolante. O aperfeiçoamento da metodo- logia de análise dos resultados e o desenvolvimento de um sis- tema inteligente para a identificação e classificação de descar- gas parciais contribuem com os procedimentos e com as toma- das de decisão, almejando a qualidade no fornecimento de energia elétrica e a diminuição do número de interrupções não programadas no sistema elétrico. Palavras-chave defeitos, descargas parciais, emissão acústi- ca, falhas, transformadores de potência. I. INTRODUÇÃO Este artigo tem como objetivo apresentar os estudos sobre detecção de descargas parciais por emissão acústica como técnica preditiva em transformadores de potência energiza- dos, contribuindo com o setor elétrico em relação à resolu- ção de problemas práticos, e com impactos significativos para a sociedade, visando: a) o aperfeiçoamento metodológico na área de engenharia de Manutenção, contribuindo com as tomadas de decisão; b) a redução de gastos com intervenções desnecessárias; c) diminuição do número de interrupções de serviço por falhas e/ou defeitos nesses equipamentos; e d) melhor desempenho do sistema elétrico em geral. Diante disso, a pesquisa denominada “Power Transformer DisruptionsA Case Study” [1], divulga os índices de in- terrupções, falhas e defeitos em transformadores entre os anos de 1979 e 2012 na CELG-D. E para acompanhamento dessas informações, foi desenvolvido neste trabalho um pro- grama computacional com um banco de dados completo, cujos resultados são apresentados nas figuras 1 e 2, sobre as porcentagens de interrupções por defeitos e por falhas, res- Este trabalho foi desenvolvido no âmbito do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica regulado pela ANEEL e consta dos Anais do VII Congresso de Inovação Tecnológica em Energia Elétrica (VIII CITENEL), realizado na Costa do Sauípe - Bahia, no período de 17 a 19 de agosto de 2015. Agradecimentos à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) pelo apoio financeiro deste Projeto de P&D. 1 Universidade Federal de Goiás EMC (e-mails: cacildaribei- [email protected]; [email protected]). 2 CELG Distribuição S.A. (e-mail: [email protected]; clau- [email protected]; [email protected]; [email protected]). pectivamente, em transformadores e autotransformadores de potência de 34,5 kV a 138 kV, versus componentes. Vale ressaltar que, neste trabalho, o termo “transformadores” é utilizado de forma mais abrangente, podendo designar tanto transformadores como autotransformadores. Figura 1. Defeitos em transformadores e autotransformadores versus com- ponentes, no período de 1979 a 2013. Figura 2. Falhas em transformadores e autotransformadores versus compo- nentes, no período de 1979 a 2013. Nas figuras 1 e 2, observa-se uma variação nas porcenta- gens dos componentes que causam maior quantidade de in- terrupções por defeitos e por falhas. No primeiro caso, refe- rentes a defeitos, destacam-se os enrolamentos, os comuta- dores de derivações (CDC e CDST), e os tanques e acessó- rios. Enquanto que no segundo, referente a falhas, as ocor- rências nos enrolamentos, nas buchas, e nos comutadores de derivação são maiores. Assim, técnicas de manutenção pre- ditiva que dão destaque a esses componentes se mostram Transformadores de potência: detecção de descargas parciais por emissão acústica como técnica preditiva Cacilda de Jesus Ribeiro 1 , André Pereira Marques 2 , Leonardo da Cunha Brito 1 , Cláudio Henrique Bezerra Azevedo 2 , José Augusto Lopes dos Santos 2 , Roberta Brandão do Nascimento 2

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Resumo – Este artigo tem como objetivo apresentar os estu-

dos sobre detecção de descargas parciais por emissão acústica

como técnica preditiva, que teve sucesso em sua implementação

na área de manutenção preventiva em transformadores de po-

tência imersos em óleo isolante. O aperfeiçoamento da metodo-

logia de análise dos resultados e o desenvolvimento de um sis-

tema inteligente para a identificação e classificação de descar-

gas parciais contribuem com os procedimentos e com as toma-

das de decisão, almejando a qualidade no fornecimento de

energia elétrica e a diminuição do número de interrupções não

programadas no sistema elétrico.

Palavras-chave – defeitos, descargas parciais, emissão acústi-

ca, falhas, transformadores de potência.

I. INTRODUÇÃO

Este artigo tem como objetivo apresentar os estudos sobre

detecção de descargas parciais por emissão acústica como

técnica preditiva em transformadores de potência energiza-

dos, contribuindo com o setor elétrico em relação à resolu-

ção de problemas práticos, e com impactos significativos

para a sociedade, visando:

a) o aperfeiçoamento metodológico na área de engenharia de

Manutenção, contribuindo com as tomadas de decisão;

b) a redução de gastos com intervenções desnecessárias;

c) diminuição do número de interrupções de serviço por

falhas e/ou defeitos nesses equipamentos; e

d) melhor desempenho do sistema elétrico em geral.

Diante disso, a pesquisa denominada “Power Transformer

Disruptions— A Case Study” [1], divulga os índices de in-

terrupções, falhas e defeitos em transformadores entre os

anos de 1979 e 2012 na CELG-D. E para acompanhamento

dessas informações, foi desenvolvido neste trabalho um pro-

grama computacional com um banco de dados completo,

cujos resultados são apresentados nas figuras 1 e 2, sobre as

porcentagens de interrupções por defeitos e por falhas, res-

Este trabalho foi desenvolvido no âmbito do Programa de Pesquisa e

Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica regulado pela

ANEEL e consta dos Anais do VII Congresso de Inovação Tecnológica em

Energia Elétrica (VIII CITENEL), realizado na Costa do Sauípe - Bahia, no

período de 17 a 19 de agosto de 2015.

Agradecimentos à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) pelo

apoio financeiro deste Projeto de P&D. 1 Universidade Federal de Goiás – EMC (e-mails: cacildaribei-

[email protected]; [email protected]). 2 CELG Distribuição S.A. (e-mail: [email protected]; clau-

[email protected]; [email protected]; [email protected]).

pectivamente, em transformadores e autotransformadores de

potência de 34,5 kV a 138 kV, versus componentes. Vale

ressaltar que, neste trabalho, o termo “transformadores” é

utilizado de forma mais abrangente, podendo designar tanto

transformadores como autotransformadores.

Figura 1. Defeitos em transformadores e autotransformadores versus com-

ponentes, no período de 1979 a 2013.

Figura 2. Falhas em transformadores e autotransformadores versus compo-

nentes, no período de 1979 a 2013.

Nas figuras 1 e 2, observa-se uma variação nas porcenta-

gens dos componentes que causam maior quantidade de in-

terrupções por defeitos e por falhas. No primeiro caso, refe-

rentes a defeitos, destacam-se os enrolamentos, os comuta-

dores de derivações (CDC e CDST), e os tanques e acessó-

rios. Enquanto que no segundo, referente a falhas, as ocor-

rências nos enrolamentos, nas buchas, e nos comutadores de

derivação são maiores. Assim, técnicas de manutenção pre-

ditiva que dão destaque a esses componentes se mostram

Transformadores de potência: detecção de

descargas parciais por emissão acústica como

técnica preditiva Cacilda de Jesus Ribeiro

1, André Pereira Marques

2, Leonardo da Cunha Brito

1, Cláudio Henrique

Bezerra Azevedo2, José Augusto Lopes dos Santos

2, Roberta Brandão do Nascimento

2

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Indicativos e

Tendências

Defeito

Falha

Equipamento

Técnicas

Preditivas

Critérios de

Engenharia de

Manuteção

Manutenção

Preventiva

Emergência

Programação de Urgência

Manutenção

Corretiva

interessantes, pois podem reduzir significativamente o nú-

mero de intervenções.

A presença de descargas parciais (DPs) em transformado-

res podem ser um indicativo de um defeito ou de uma falha

incipiente, que podem evoluir e provocar interrupções ines-

peradas, caso não sejam detectadas [2]. Dessa forma, as de-

tecções de DPs [3] vêm se tornando cada vez mais importan-

tes nas atividades de avaliação e de investigação relaciona-

das aos mecanismos físicos e químicos de materiais isolantes

que compõem os equipamentos elétricos, principalmente de

transformadores de potência.

Assim, neste trabalho, como resultados do Projeto de Pes-

quisa e de Desenvolvimento concluído (código P&D

ANEEL: PD 6072-0263/2011) [4], além da metodologia

aperfeiçoada, para que o analista possa ter dados mais com-

pletos para o seu diagnóstico sobre o estado de um transfor-

mador, tem-se também o desenvolvimento de um sistema

inteligente para a identificação e a classificação dos sinais de

aquisição. Cabe destacar que todos os resultados em termos

científicos, tecnológicos, ambientais (para a sociedade) e

econômicos resultaram em capacitações profissionais (como

dissertações de mestrado e artigos científicos), conforme a

divulgação apresentada no site deste projeto de P&D [4].

Como complementação, também foi desenvolvido neste

projeto, um kit de simulação de descargas parciais (DPs) em

transformadores de potência, mas que não faz parte do esco-

po deste trabalho.

II. TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA

A. Diagnósticos em transformadores de potência

Os diagnósticos em transformadores de potência em cam-

po e em laboratório variam de acordo com os critérios ado-

tados nas empresas, em função dos requisitos definidos em

normas técnicas e também em função dos recursos disponí-

veis para a utilização de técnicas preditivas na área de manu-

tenção preventiva.

A manutenção baseia-se em um conjunto de medidas e de

ações técnicas que objetivam a preservação e o bom desem-

penho de equipamentos e de suas instalações [5].

As concessionárias de energia elétrica praticam manuten-

ções preventivas em transformadores de potência baseadas

em critérios de engenharia de manutenção, destacando-se

dentre eles a utilização de técnicas preditivas, as quais pos-

sibilitam realizar diagnóstico e análise de tendências a partir

de resultados de ensaios e da análise dos fenômenos que

possam vir a ocorrer durante a operação de um equipamento.

Para isso, é necessária a utilização de instrumentos de medi-

ções com bons níveis de precisão, e um sistema eficiente de

análise, conforme desenvolvido neste trabalho, que apresen-

ta uma relação adequada de custo-benefício.

Assim, quando há indicativos e/ou são observadas tendên-

cias de falhas incipientes em equipamentos, são programa-

das manutenções preventivas. E quando ocorre um defeito

ou uma falha, são executadas as manutenções corretivas,

respectivamente em caráter de urgência ou de emergência,

conforme ilustra o esquema simplificado dos procedimentos

de manutenção da figura 3 [5].

Desta forma, se busca antever, com a aplicação das técni-

cas preditivas de manutenção, ocorrências de defeitos e de

falhas incipientes em equipamentos por meio de monitora-

mento ou avaliações das condições de funcionamento dos

mesmos ou ainda com base em dados com os quais se pos-

sam inferir desgastes ou processos de degradação. Nesse

sentido, são indispensáveis, para os diagnósticos que ve-

nham a resultar da aplicação dessas técnicas, os conhecimen-

tos e análises de fenômenos e das características construtivas

e técnicas de funcionamento do equipamento, bem como de

seus comportamentos e/ou respostas em diferentes situações,

tais como: quando sujeitos às sobrecargas elétricas e térmi-

cas; nos casos de degradações de materiais; e quando sub-

metidos a esforços eletrodinâmicos e mecânicos.

Figura 3. Esquema simplificado dos procedimentos de manutenção.

No caso de transformadores de potência imersos em óleo,

incluem-se: as vibrações mecânicas; as variações de tempe-

ratura interna; a formação de gases no líquido isolante; o

envelhecimento da isolação celulósica; a formação de des-

cargas parciais; e a distribuição das linhas de campo elétrico

e magnético no interior do equipamento.

Assim, com base na análise dos resultados da aplicação de

técnicas preditivas, elabora-se um diagnóstico final. Caso

esse diagnóstico indique alguma anormalidade, a engenharia

de manutenção estabelece providências necessárias visando

saná-la por meio da realização de manutenção preventiva ou

corretiva no equipamento em questão. Além disso, os resul-

tados da utilização dessas técnicas permitem definir o mo-

mento ótimo para a intervenção indicada, o que, por certo,

significa redução de gastos, riscos e desgastes junto aos cli-

entes consumidores.

B. Principais técnicas preditivas não invasivas e sem desli-

gamentos

As principais técnicas preditivas – não invasivas e sem

desligamentos – aplicadas em transformadores de potência e

abordadas neste trabalho são: a análise de gases dissolvidos

em óleo (AGD); as análises físico-químicas (FQ); a termovi-

são; e a detecção de descargas parciais (DPs) pelo método

de emissão acústica (EA).

A análise de gases dissolvidos em óleo (AGD) é utilizada

para analisar a evolução de gases no óleo do transformador,

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os quais em determinadas quantidades correspondem a dife-

rentes tipos de defeitos. A formação desses gases pode ocor-

rer, por exemplo, devido ao processo de envelhecimento

natural, degradação e/ou desgastes de materiais, maus conta-

tos, ocorrências de curtos-circuitos externos – e respectivos

esforços eletrodinâmicos e efeitos térmicos –, sobrecargas

ou como resultado de falha no equipamento, ainda que esta

esteja em fase incipiente [5].

Em relação à técnica de análise físico-química, esta per-

mite inferir a condição da isolação e do estado do óleo mine-

ral isolante a partir da análise em laboratório de amostra de

óleo mineral isolante do transformador em serviço. As prin-

cipais características físico-químicas, ou ensaios, utilizados

como parâmetros de classificação do óleo isolante, são: rigi-

dez dielétrica, teor de água, cor, perdas dielétricas, índice de

acidez, tensão interfacial e densidade.

Outra técnica preditiva importante é a termovisão. Por

meio desta técnica é possível detectar as radiações de infra-

vermelho emitidas pelo objeto inspecionado – as quais estão

diretamente associadas a fontes de calor –, transformando-as

em imagens térmicas visíveis chamadas de termogramas [5].

Dessa forma, a inspeção termográfica ou termovisão é utili-

zada em transformadores para identificação de pontos quen-

tes em suas conexões externas, não sendo apropriada para

detecção de anomalias internas ao equipamento.

A técnica de detecção de descargas parciais é uma ferra-

menta importante para o diagnóstico de transformadores,

pois auxilia a identificar o estado de degradação – por vezes

prematuro – dos materiais isolantes destes equipamentos,

bem como defeitos de fabricação, permitindo prevenir inter-

rupções não programadas no sistema elétrico.

O termo descarga parcial (DP) é definido pela norma IEC

60270 [6] 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. Ela vem sendo pesquisada por várias décadas e a

maioria dos casos de detecção e/ou medição dos sinais de

DPs são comprometidos por outros fenômenos parasitas

acoplados, como os sinais de ruído que dificultam a identifi-

cação dos sinais desejados e, consequentemente, a sua carac-

terização [3].

Existem diferentes técnicas para a medição de DPs, como

as de natureza elétrica, acústica, óptica e química. Porém, a

técnica de detecção pelo método acústico se destaca, e faz

parte deste trabalho, por ter as vantagens de se poder identi-

ficar a região onde se encontram as DPs e poder ser aplicada

com o equipamento em serviço.

A detecção e a medição de descargas parciais, no caso dos

transformadores, são complexas devido também ao seu

comportamento eletromagnético (acoplamentos e efeitos

ressonantes entre enrolamentos) [3].

C. Carregamento em transformadores de potência

O máximo aproveitamento da potência de um transforma-

dor se dá através de aplicações de cargas ao equipamento de

forma que não hajam danos e que não venha a comprometer

a expectativa de vida útil do mesmo. Os valores das cargas

máximas admissíveis dependem de vários fatores, incluindo

as características de projeto, classe térmica da isolação,

construção e operação, a curva diária de carregamento, o

histórico de carregamento, histórico de manutenção, curva

diária de temperatura ambiente, o período de carregamento

acima da potência nominal e respectiva pré-carga, as perdas

envolvidas em função dos taps, estado de ventilação forçada,

altitude de instalação do equipamento, dentre outros.

A aplicação de carregamentos acima da potência nominal

do transformador depende principalmente da temperatura

dos pontos mais quentes dos enrolamentos, pois – em uma

análise térmica – é nestes pontos que ocorre o envelhecimen-

to do isolamento de forma mais acelerada e, consequente-

mente, há maior perda de vida útil do transformador [7].

Estas sobrecargas podem se dar em regimes contínuos ou

intermitentes, planejados ou emergenciais, podendo ainda

ser de longa duração ou de curta duração. Portanto, depen-

dendo da aplicação, estas podem causar perda adicional

(acima da expectativa) de vida útil do equipamento. Exis-

tem, porém, carregamentos que podem causar sérios danos,

levando até mesmo a falhas na isolação. Nesse sentido, to-

dos esses riscos devem ser cuidadosamente considerados, e a

avaliação da condição do transformador deve ser realizada

antes de submetê-lo a um carregamento acima do nominal.

Dessa forma, garante-se o máximo aproveitamento do equi-

pamento de maneira segura e confiável [7].

Cabe ressaltar que a avaliação dos perfis de carregamento

dos transformadores, bem como das respectivas curvas de

temperaturas resultantes nos enrolamentos e no óleo devido

a estes carregamentos, está diretamente associada à migra-

ção da umidade na interface entre papel e óleo. Ocorre que,

a medida em que a temperatura do enrolamento se eleva, a

umidade contida no papel isolante tende a migrar para o óleo

[8], havendo inversão desta tendência quando a temperatura

do enrolamento decresce. Neste caso, a avaliação quanto ao

comportamento da umidade contida no óleo e no papel se

faz necessária devido ao fato de que a umidade potencializa

a formação de DPs e ainda pelo fato de que o método acústi-

co é mais sensível a problemas externos ao núcleo do trans-

formador [3].

III. DESENVOLVIMENTO

A. Metodologia de ensaio

A metodologia de ensaio foi aperfeiçoada integrando as

principais técnicas preditivas, análise de gases dissolvidos

em óleo (AGD - cromatografia) e a ensaio de detecção de

descargas parciais por emissão acústica (EA), cujos resulta-

dos são analisados e classificados por meio de um sistema

inteligente, que será descrito posteriormente. Como diferen-

cial, esta pesquisa apresenta os resultados contidos num

banco de dados, com trinta e nove análises referentes a:

a) vinte idas das equipes ao campo, em doze subestações de

energia elétrica; e

b) vinte e seis transformadores de potência em operação,

sendo vinte e dois da Celg D, com potências variando de

32 MVA a 50 MVA, e ainda quatro unidades de 75 MVA da

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TR-1

TR-3

TR-2

31

20

mm

30

00m

m

70

mm

Vista do Lado de AT, H1

4175mm

PARA-RAIOS SiC

COMANDO

DO CDC

CDC

57

5m

m

190

0m

m

1434mm

Sensor instalado em uma região superior do transformador

Sensor instalado a uma altura mediana no transformador

Sensor instalado em uma região inferior do transformador

Legenda:

12

11

2

1

15

0m

m

Origem (0,0,0)

514

6

X

Y

Z

inv.

4

3

BASE DA BUCHA DE

AT, H1

Distribuição dos

sensores de emissão

acústica

Celg G&T, submetidos aos ensaios de detecção de DPs por

EA e de AGD.

As figuras 4 e 5 ilustram um estudo de caso de monitora-

mento simultâneo de vinte e quatro horas em três transfor-

madores de potências trifásicos de 33,3 MVA,

138 kV/13,8 kV, em operação na Concessionária de Energia

Elétrica CELG D, denominados neste trabalho como TR-1,

TR-2 e TR-3.

Figura 4. Transformador de potência (TR-1).

Figura 5. Transformadores de potência (TR-2 e TR-3).

O serviço em campo com esses equipamentos energizados

é realizado atendendo-se às exigências de segurança no tra-

balho, sendo que todos os membros da equipe possuem for-

mação preceituada pela Norma Regulamentadora do Minis-

tério do Trabalho e Emprego – NR10 (Segurança em Insta-

lações e Serviços em Eletricidade) e utilizando-se adequa-

damente todos os equipamentos de proteção individual e

coletiva [9]. Outro critério importante adotado nesta meto-

dologia é o de instalar o sistema de detecção de DPs no lado

em que os para-raios são de invólucro polimérico, evitando-

se proximidade com os para-raios de porcelana, para maior

segurança à equipe e aos instrumentos durante os ensaios.

Na realização do ensaio deste estudo de caso (figuras 1 e

2), são utilizados dois sistemas de detecção de descargas

parciais com um total de quarenta e dois sensores de emissão

acústica. Observando-se que, esses sensores são distribuídos

na superfície externa do tanque principal dos equipamentos,

de forma que todos os volumes internos são monitorados,

respeitando-se distâncias iguais ou menores do que três me-

tros entre sensores, conforme preceitua a NBR 15633/2008

[10]. Quatorze sensores são posicionados em cada um dos

equipamentos, conforme ilustram as Figuras 6 e 7.

Figura 6. Vista do lado de alta tensão (AT) do equipamento.

Figura 7. Posicionamento dos vinte e oito sensores de emissão acústica em

pontos estratégicos do equipamento.

As temperaturas ambientais são medidas em três pontos

diferentes, no início e no final do ensaio, com o termômetro

a laser. E conforme ilustra a figura 8, amostras de óleo dos

equipamentos são retiradas para a análise de gases dissolvi-

dos (cromatografia) no laboratório da concessionária.

A técnica de análise de gases dissolvidos em óleo isolante

(AGD), mesmo sendo uma técnica consagrada, também

apresenta algumas fragilidades, principalmente por ser de

baixa sensibilidade para detecção de descargas parciais [3] e

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Óleo isolante

por não permitir localizar a falha incipiente no interior do

transformador. Por isso, se usada isoladamente, a AGD pode

não ser suficiente, em certos casos, para detectar falhas elé-

tricas incipientes nesses equipamentos.

Figura 8. Procedimento de retirada das amostras de óleo do transformador

de potência para a análise de gases dissolvidos (cromatografia).

Cabe ressaltar que, como complemento nas tomadas de

decisões deste trabalho, além da análise de gases dissolvidos

em óleo e dos ensaios de detecção de descargas parciais, são

acrescentadas também, para as análises conjuntas: os ensaios

físico-químicos, e o estudo de carregamento nos transforma-

dores de potência.

B. Sistema inteligente de classificação

Os métodos desenvolvidos neste trabalho compõem uma

solução computacional completa dirigida ao diagnóstico de

transformadores de potência. O método de identificação

separa ruídos comuns daqueles resultantes de descarga par-

cial, possibilitando o processamento isolado de seus atribu-

tos permitindo o foco na informação de maior relevância

[11]. O resultado da execução do método de localização

proporciona ao analista responsável pelo diagnóstico uma

visão tridimensional das fontes de descargas parciais dentro

do transformador de potência, tornando possível determinar

quais componentes internos estão contribuindo para o sur-

gimento desse evento nocivo. O resultado provido pelo mé-

todo de mensuração, por sua vez, apresenta informações

importantes a respeito da dinâmica de ocorrências das des-

cargas parciais e seus atributos, os quais podem ser utiliza-

dos para a classificação dos transformadores. Unidos, os

métodos contribuem para a tomada de decisão por parte do

engenheiro, que passa a contar com informações mais con-

sistentes sobre a condição operacional do equipamento.

Há várias referências na literatura que tratam do problema

de classificação destes equipamentos baseadas em ensaios

de identificação de DPs. Dentre eles, alguns trabalham com

as técnicas de análise de gases dissolvidos (AGD) e emissão

acústica (EA), aplicando Redes Bayesianas (RB) e Redes

Neurais (RN) para esta classificação [12]. Entretanto, este

sistema traz a contribuição de destacar a eficiência da utili-

zação de uma Rede Bayesiana para a avaliação deste impor-

tante equipamento para o sistema elétrico de potência utili-

zando dados de campo dos ensaios de EA. A utilização desta

nova abordagem provê algumas vantagens sobre as anterio-

res [12]:

a) possibilita a localização do defeito, se comparado com

as abordagens que utilizam a AGD;

b) permite correlacionar as variáveis, além de trabalhar

com graus de crença (probabilidades), quando comparado

a uma RN; e

c) um resultado incorreto não é descartado, decorrente da

propriedade exposta pelo item b.

Os níveis de classificação de severidade utilizado no sis-

tema de classificação (como alerta ao analista) são:

a) Nível 1 - Irrelevante: atividade acústica completamente

ausente;

b) Nível 2 - Baixo: atividade presente, porém não significa-

tiva;

c) Nível 3 - Médio: a atividade acústica detectada é signifi-

cativa; e

d) Nível 4 - Alto: atividade acústica extremamente elevada e

intensa.

IV. RESULTADOS

A. Tendência de semelhanças das curvas – DPs e carrega-

mento dos transformadores

Por meio desta metodologia, num estudo de caso, onde fo-

ram realizados quatro monitoramentos em períodos diferen-

tes do ano, em um mesmo transformador de potência (TR-2),

foi constada a semelhança das curvas resultantes dos sinais

de descargas parciais variando com o nível de carregamento

do mesmo.

As figuras 9, 10, 11 e 12 apresentam a tendência de seme-

lhanças dessas curvas resultantes, que se destacam em ter-

mos de originalidade para a contribuição de conhecimento

nesta área, com exemplos de resultados em campo.

Cabe ressaltar que a Figura 12 mostra forte correlação

(R= 0,969, quase linear) entre o pico de carregamento e o

percentual de tempo de ocorrência de DPs. Sendo assim,

essas evidências de DPs aumentam em períodos de maior

carregamento nos transformadores de potência, justificando-

se assim, a importância deste estudo nas análises dos resul-

tados para melhor interpretação das ocorrências.

Contagem de evidências de Descargas Parciais

0

1000000

2000000

3000000

4000000

5000000

6000000

7000000

jun/1

2

jul/1

2

ago/1

2

set/1

2

out/12

nov/12

dez/1

2

jan/1

3

fev/1

3

mar

/13

abr/13

Figura 9. Contagem de evidências de descargas parciais.

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Percentual de Tempo de ocorrência de

evidências de Descargas Parciais

0

10

20

30

40

50

60

70

jun/1

2

jul/1

2

ago/1

2

set/1

2

out/12

nov/12

dez/1

2

jan/1

3

fev/1

3

mar

/13

abr/13

Figura 10. Percentual de tempo de ocorrência de evidências de DPs.

Pico de Carregamento

1050

1100

1150

1200

1250

1300

jun/1

2

jul/1

2

ago/1

2

set/1

2

out/12

nov/12

dez/1

2

jan/1

3

fev/1

3

mar

/13

abr/13

Figura 11. Variação do pico de carregamento do transformador durante a

realização do ensaio de descargas parciais.

Na figura 13, são apresentadas as variações de cargas des-

te equipamento (TR-2), comparando os valores dos meses de

junho, de outubro e de dezembro de 2012, e abril de 2013,

no período em que foram realizados os ensaios de detecção

de descargas parciais.

Percentual de Tempo versu Carregamento

R2 = 0,9291

1060

1080

1100

1120

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Figura 12. Percentual de tempo versus o pico do carregamento durante os

ensaios de detecção de descargas parciais.

Figura 13. Nível de carregamento do transformador TR-2 durante os quatro

monitoramentos de descargas parciais.

B. Análises dos ensaios

Como estudo de caso, são apresentadas as análises dos re-

sultados do ensaio realizado em uma subestação de energia

elétrica com os três transformadores trifásicos de

33,3 MVA, 138 kV/13,8 kV, em serviço, ilustrados nas figu-

ras 4 e 5 (denominados de TR-1, TR-2, e TR-3).

O ensaio de detecção de descargas parciais [2] foi realiza-

do durante vinte e quatro horas, e depois, repetido num pós-

ensaio de quatorze horas (horário noturno), onde apresentou

evidências consideráveis de DPs no equipamento TR-2. As

figuras 14, 15 e 16 mostram as análises obtidas na tela do

sistema inteligente desenvolvido, com as identificações de

ruídos totais (na cor azul, na parte superior da figura) e des-

cargas parciais (na cor vermelha, na parte inferior da figura).

As análises de gases dissolvidos em óleo (cromatografia),

em termos de evolução dos gases e do estado do equipamen-

to resultaram em valores dentro da normalidade nos três

equipamentos. Porém, os valores dos fatores de potência nas

análises físico-química das amostras dos óleos dos transfor-

madores foram: dentro da normalidade no TR-3; e com valo-

res acima do desejado nos equipamentos TR-1 e TR-2.

A figura 17 apresenta as curvas de carga dos três trans-

formadores (gráficos das variações das correntes elétricas

com o tempo).

As localizações das regiões com evidências de sinais de

ruídos totais e de descargas parciais são diferenciadas, e

destacadas separadamente, conforme ilustram as figuras 18 e

19 no transformador TR-2.

Figura 14. Variação de energia com o tempo no Transformador TR-1.

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TR-1 (A)

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TR-3 (A)

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TR-2 (KV)

SE FERROVIÁRIOTENSÃO NA BARRA DE 138 KV DO TRANSFORMADOR TR2 NO PERÍODO DE 18 A 20/09/2013

X

Z

Y

Y X

Z

Figura 15. Variação de energia com o tempo no Transformador TR-2.

Figura 16. Variação de energia com o tempo no Transformador TR-3.

Figura 17. Curvas de carga dos transformadores TR-1, TR-2 e TR3, duran-

te o ensaio de detecção de DPs.

Como complemento na análise do transformador TR-2

que apresentou maior evidência de descargas parciais, a fi-

gura 20 ilustra a variação da tensão na barra de 138 kV, no

período do ensaio de detecção de descargas parciais, onde

foi considerada normal nas condições de operação.

Figura 18. Localização da região com ruídos totais, no TR-2.

X

Figura 19. Localização da região com descargas parciais, no TR-2.

Figura 20. Variação da tensão na barra de 138 kV do transformador TR-2.

O ensaio de detecção de descargas parciais, os quais, jun-

tamente com resultados da análise dos ensaios de gases dis-

solvidos (AGD – cromatografia) e dos ensaios físico-

químico que apresentem valores acima do desejado, indicam

a necessidade de intervenção no equipamento para a realiza-

Page 8: Transformadores de potência: detecção de descargas ...cacilda/site_CELG-D_321/artigos_pdf/Artigo_Anais... · como técnica preditiva, ... Assim, técnicas de manutenção pre-ditiva

ção de manutenção corretiva antes que o equipamento vem

de fato a falhar. Após o reparo em oficina, os ensaios são

repetidos para a constatação da eliminação das evidências

críticas de descargas parciais no equipamento.

V. CONCLUSÕES

Os transformadores de potência são equipamentos caros e

de estratégicos para o sistema elétrico, tendo sua vida útil

definida em função da sua isolação. Nesse trabalho, o apri-

moramento da metodologia utilizando as técnicas preditivas

de manutenção preventiva, que permite identificar a presen-

ça de descargas parciais em seu sistema isolante, diferenciá-

las de ruídos e descobrir sua região de localização foi fun-

damental para o monitoramento destes equipamentos.

Há diversos fatores que contribuem para a degradação

desse sistema isolante. Porém, neste artigo destacou-se a

atividade de descargas parciais (DPs) que é um fenômeno

inerente ao funcionamento de transformadores, e seu contro-

le contribui para a qualidade da sua isolação, e consequen-

temente, o seu bom desempenho.

Estudos realizados em continuidade ao apresentado em

[1], constatam que as taxas de ocorrências vêm diminuindo

com o tempo, o que mostra uma consequência direta da me-

lhoria das técnicas de manutenção preditiva e corretiva em

transformadores de potência na empresa CELG D.

Na Figura 13 são apresentadas as variações de cargas de

um transformador de potência, comparando os valores dos

quatro monitoramentos em campo, nos períodos em que

foram realizados os ensaios de detecção de DPs. Por meio

dos resultados, foram ilustradas a associação do surgimento

de sinais de DPs no período de maior carregamento do equi-

pamento, e as tendências de semelhanças entre as curvas de

carregamento e de descargas parciais.

Comparando os picos de carga (no período do ensaio), na

figura 17, constata-se um aumento de 16,4% no carregamen-

to do transformador TR-2, considerando um aumento consi-

derável e não habitual. Certamente, por necessidade de

transferência de carga.

As principais conclusões referentes aos ensaios do estudo

de caso apresentado (figuras 14 a 19) são:

a) poucas evidências de DPs no Transformador TR-1 em

36,0% do período do ensaio (nível 1);

b) evidências consideráveis de DPs no Transformador TR-2

em 98,8% do período do ensaio, detectadas com maior in-

tensidade após as 18 horas, conforme mostra a Figura 15

(nível 2). Recomenda-se uma programação próxima de

monitoramento neste equipamento, de acordo com o cro-

nograma de manutenção preventiva da empresa; e

c) sem evidências de DPs no Transformador TR-3 (nível 1).

Cabe ressaltar que, o transformador TR-3 foi colocado em

operação pela primeira vez no período analisado, e então,

este primeiro ensaio de detecção de DPs é considerado a sua

“assinatura” do equipamento.

Cabe ressaltar que, durante o desenvolvimento deste pro-

jeto, houve capacitação profissional, como dissertações de

mestrado, e foram publicados artigos científicos que apre-

sentam maiores informações sobre a metodologia empregada

e as conclusões da pesquisa, os quais estão disponíveis no

site do projeto [5].

Portanto, conclui-se a eficácia de detecção de DPs por

emissão acústica como técnica preditiva de manutenção em

transformadores de potência imersos em óleo isolante após a

sua implementação na empresa, constatando a aplicabilidade

prática dos resultados deste projeto no setor elétrico.

VI. AGRADECIMENTOS

Ao Departamento de Engenharia e Controle da Manuten-

ção e ao Departamento de Manutenção da Alta Tensão da

Celg Distribuição S.A., e à Escola de Engenharia Elétrica,

Mecânica e de Computação da Universidade Federal de

Goiás pelas colaborações. À Agência Nacional de Energia

Elétrica pelo apoio financeiro.

VII. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] A.P. Marques, C.J. Ribeiro, C.H.B. Azevedo, J.A.L. dos Santos, F.C.

Sousa, L. C. Brito, “Power transformer disruptions - a case study”,

In: IEEE Electrical Insulation Magazine, v. 30, p. 17-21, 2014.

[2] C.H.B. Azevedo, A.P. Marques, C.J. Ribeiro, “Methodology for the

detection of partial discharges in power transformers using the acous-

tic method”, EUROCON 2009 Conference, Saint Petersburg, Russia,

May, 2009.

[3] C.H.B. Azevedo, “Metodologia para a eficácia da detecção de des-

cargas parciais por emissão acústica como técnica preditiva em ma-

nutenção de transformadores de potência imersos em óleo”, Disserta-

ção de Mestrado, Escola de Engenharia Elétrica e de Computação,

Universidade Federal de Goiás, Goiânia, 2009.

[4] Universidade Federal de Goiás – Escola de Engenharia Elétrica, Me-

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http://www.eeec.ufg.br/~cacilda/indexp&d263.php?page=site_CELG

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[5] A.P. Marques, C.J. Ribeiro, C.H.B. Azevedo, J.A.L. Santos, L.C.

Brito, L. C, “Técnicas Preditivas de Manutenção em Transformadores

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[6] IEEE Guide for the Detection and Location of Acoustic Emissions

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Reactors, IEEE Standard C57.127™-2007.

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Lundgaard, O. Roizman, M. Scala, S. Tenbohlen, B. Vanin, “Mois-

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Eletricidade”, Disponível em: www.mte.gov.br.

[10] Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT, “NBR 15633 -

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[11] H. P. Romualdo, “Identificação, mensuração e localização tridimen-

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Mestrado, Escola de Engenharia Elétrica, Mecânica e de Computa-

ção - Universidade Federal de Goiás, Goiânia, 2014.

[12] P.H.S. Palhares, “Rede Bayesiana para Estimação de Falhas Incipien-

tes em Transformadores de Potência Utilizando Dados de Ensaios de

Detecção de Descargas Parciais por Emissão Acústica”, Dissertação

de Mestrado, Escola de Engenharia Elétrica, Mecânica e de Compu-

tação - Universidade Federal de Goiás, Goiânia, 2012.