Um Guia sobre as Tecnologias Mais Recentes de Teste de Transformadores

Transformadores vêm em muitos tipos, principalmente imersos em óleo e de tipo seco. Suas manifestações de falhas são diversas, mas a maioria das falhas se concentra nas bobinas, núcleo, componentes de conexão e contaminação do óleo. Por exemplo, danos na isolamento das bobinas, circuitos abertos, curtos-circuitos e curtos-circuitos entre espiras nos pontos de conexão. Sintomas externos comuns de falhas de transformador incluem superaquecimento severo, aumento excessivo de temperatura, ruído anormal e desequilíbrio trifásico.

A manutenção rotineira de transformadores inclui principalmente testes de isolamento (resistência de isolamento, razão de absorção dielétrica, etc.), medição de resistência DC (para detectar falhas relacionadas às bobinas), inspeção com levantamento do núcleo e testes sem carga. Algumas empresas também analisam a qualidade do óleo de transformadores imersos em óleo para garantir que seu isolamento elétrico e desempenho térmico permaneçam intactos.

Abaixo estão alguns métodos avançados de teste de transformadores para referência.

1. Método ALL-Test

O cerne do método ALL-Test é usar sinais de alta frequência e baixa tensão - em vez de sinais de alta tensão - para medir parâmetros internos, como resistência DC, impedância, ângulo de fase da indutância das bobinas e a relação corrente-frequência (I/F) de equipamentos baseados em bobinas. Isso permite uma avaliação precisa de falhas internas e suas fases de desenvolvimento. As vantagens deste método são:

• Permite diagnóstico rápido de falhas no local, ajudando a determinar se inspeções mais demoradas e trabalhosas, como o levantamento do núcleo, são necessárias.

• Alta precisão de medição. Como a resistência DC das bobinas do transformador geralmente é muito baixa, o uso de sinais de alta frequência e baixa tensão evita agravar defeitos existentes. Com precisão até três casas decimais, mesmo curtos-circuitos inter-espiras menores podem ser detectados através de mudanças notáveis na resistência DC (R) - algo que os testes convencionais de resistência DC não conseguem alcançar.

• Facilita o monitoramento baseado em condições. Cada medição pode ser registrada e armazenada. Realizando testes regulares e traçando curvas de tendência, as mudanças em parâmetros-chave podem ser monitoradas ao longo do tempo, fornecendo dados confiáveis para detecção precoce de falhas e manutenção preditiva - apoiando a gestão quantitativa de falhas em instalações industriais.

• Análise completa de parâmetros (R, Z, L, tgφ, I/F) oferece uma descrição mais completa, oportuna e precisa de falhas internas do transformador.

Procedimento Básico para o ALL-Test:
Após desconectar a energia do transformador, aterre o lado secundário (ou primário). Em seguida, conecte os cabos de sinal do instrumento aos terminais primários (ou secundários) (H1, H2, H3) um por um, medindo parâmetros inter-fase (R, Z, L, tgφ, I/F). Comparando os resultados entre fases ou com dados históricos da mesma fase em diferentes momentos, a condição de falha do transformador pode ser determinada.

Como referência, os seguintes critérios de avaliação empírica são recomendados:

• Resistência (R):

• Se R > 0,25 Ω, uma diferença inter-fase superior a 5% indica desequilíbrio trifásico.

• Se R ≤ 0,2 Ω, use um limite de 7,5% para julgamento de desequilíbrio.

• Impedância (Z):

• O desequilíbrio inter-fase não deve exceder 5%.

• Transformadores falhados frequentemente mostram desequilíbrio tendendo a mais de 100%.

• Indutância (L):

• O desequilíbrio não deve exceder 5%.

• Tangente do Ângulo de Fase (tgφ):

• A diferença entre fases deve estar dentro de um dígito (por exemplo, 0,1 vs 0,2 é aceitável; 0,1 vs 0,3 não é).

• Razão Corrente-Frequência (I/F):

• A diferença inter-fase não deve exceder dois dígitos (por exemplo, 1,23 vs 1,25 é aceitável).

Com base na experiência em campo, durante a progressão de desequilíbrio para falha, os dados de teste do transformador passam por mudanças drásticas. Para transformadores críticos, recomenda-se realizar medições ALL-Test pelo menos uma vez por mês.

Tabela 1 Dados experimentais de um bom transformador de 2500kVA, 28800:4300, teste do lado secundário

Tabela 2 Dados experimentais de um transformador com falha de 500kVA, 13800:240V, teste do lado primário

2. Método de Teste da Relação de Voltas

No teste de campo de transformadores, a medição direta da relação de voltas é um método eficaz e rápido para detectar falhas internas—como fiação incorreta, curtos-circuitos ou circuitos abertos. Durante a operação, devido a variações de fabricação ou degradação da isolamento ao longo do tempo, a relação de voltas real de um transformador pode se desviar do seu valor nominal. Se medida com precisão, a relação de voltas pode servir como um indicador chave de condição para identificar e rastrear o desenvolvimento de defeitos internos. Para isso, utiliza-se um tester de relação de voltas (TTR) de transformador, que geralmente requer uma precisão de medição muito alta.

3. Teste de Qualidade do Óleo do Transformador

Transformadores imersos em óleo são amplamente utilizados, e uma parte crítica de sua manutenção é avaliar a condição do óleo isolante. Sinais de degradação do óleo—como coloração escura, odor ácido, redução na resistência dielétrica (tensão de ruptura), ou formação de lodo—podem ser frequentemente identificados através de inspeção visual. Além disso, a análise quantitativa de propriedades-chave do óleo—incluindo viscosidade, ponto de fulgor e teor de umidade—é essencial para uma avaliação abrangente. Consulte a tabela abaixo para critérios de avaliação.

O seguinte apresenta brevemente como realizar análise e inspeção usando cromatografia gasosa. Quando o óleo do transformador se degrada ou ocorrem falhas, a abordagem básica deste método é extrair uma amostra de óleo do transformador sem desligar a energia, analisar os tipos e concentrações de gases dissolvidos e, em seguida, determinar a condição de falha. Em condições normais, o conteúdo de gás no óleo é muito baixo, especialmente para gases combustíveis, que representam apenas 0,001% a 0,1% do total.

No entanto, à medida que a gravidade das falhas do transformador aumenta, o óleo e os materiais de isolamento sólido geram diversos gases sob efeitos térmicos e eletromagnéticos devido a falhas térmicas. Por exemplo, quando há superaquecimento localizado, os materiais de isolamento produzem grandes quantidades de CO e CO₂; quando o próprio óleo se superaquece, gera quantidades significativas de etileno e metano. Usando o conteúdo de gás combustível como critério de julgamento, as seguintes diretrizes podem ser aplicadas: conteúdo de gás abaixo de 0,1% indica condição normal; 0,1% a 0,5% indica falha leve; acima de 0,5% indica falha grave.

Os gases principalmente produzidos por falhas elétricas nos transformadores são hidrogênio e acetileno (C₂H₂), causados principalmente por descarga de arco ou faísca. As seguintes referências de indicadores podem ser usadas para julgamento: conteúdo de H₂ <0,01% é normal, 0,01–0,02% requer atenção, e >0,02% indica falha; C₂H₂ <0,0005% é normal, e >0,001% indica falha.

Depois que um transformador fica úmido, o conteúdo de H₂ (hidrogênio) tende a ser alto, porque o gás de hidrogênio é gerado através de eletrolise sob corrente. Esses dados de gás podem ser analisados de forma abrangente para avaliar a condição do transformador.