Resultados anormais de análise de gases dissolvidos (DGA), operação do relé de gás e aumento excessivo de temperatura em transformadores de aterramento imersos em óleo geralmente não são problemas isolados. Eles são frequentemente indicações combinadas de superaquecimento interno, descarga parcial, arco elétrico ou deterioração do isolamento. Um diagnóstico confiável deve integrar a análise de gases dissolvidos, o monitoramento das condições térmicas e testes elétricos, com referência às normas IEC aplicáveis.
Fabricante de Transformador de Aterramento de Neutro
1. Anormalidades na DGA: Indicadores Químicos de Falhas Internas
A análise de gases dissolvidos é um dos métodos mais eficazes para detectar falhas latentes em transformadores imersos em óleo. De acordo com a IEC 60599, gases-chave como hidrogênio (H₂), metano (CH₄), etano (C₂H₆), etileno (C₂H₄), acetileno (C₂H₂), monóxido de carbono (CO) e dióxido de carbono (CO₂) podem ajudar a identificar o tipo de falha interna.
| Gás Característico |
Tipo de Falha Possível |
Causas Típicas |
| Principalmente H₂ |
Descarga parcial |
Umidade no isolamento, bolhas de gás, alto estresse elétrico |
| Principalmente CH₄ e C₂H₄ |
Superaquecimento de baixa temperatura |
Superaquecimento local do núcleo, conexões frouxas |
| Principalmente C₂H₄ |
Superaquecimento de temperatura média a alta |
Aterramento multipontual do núcleo, aquecimento por fluxo de dispersão |
| Presença de C₂H₂ |
Superaquecimento de alta temperatura ou descarga |
Curto-circuito entre espiras, descarga nos condutores, arco elétrico |
| CO e CO₂ elevados |
Envelhecimento do isolamento sólido |
Carbonização do isolamento de papel ou degradação térmica |
Pontos-chave de interpretação:
- Um único resultado de DGA não deve ser usado como a única base para o diagnóstico de falhas. A taxa de geração de gás e as proporções de gás, como o método de proporção da IEC ou o método do Triângulo de Duval, devem ser considerados.
- Mesmo que as concentrações de gás estejam abaixo dos níveis típicos de preocupação, um aumento rápido na taxa de geração de gás deve ser tratado como anormal.
- Se o transformador de aterramento estiver equipado com um comutador de derivações em carga ou fora de carga, os resultados de DGA do compartimento de óleo do comutador de derivações devem ser analisados separadamente. O Triângulo de Duval 2 pode ser referenciado quando aplicável.
- O aparecimento de acetileno requer atenção especial, pois pode indicar descarga de alta energia ou uma falha grave. No entanto, a avaliação final deve ser baseada na concentração de gás, taxa de geração de gás e resultados de testes elétricos.
2. Operação do Relé de Gás: Um Indicador Direto da Severidade da Falha
Os relés de gás são normalmente classificados como proteção de gás leve, que emite um sinal de alarme, e proteção de gás pesado, que inicia um desligamento. Após a operação do relé de gás, o gás livre do relé e as amostras de óleo do tanque principal devem ser coletadas e analisadas de acordo com a IEC 60599.
Causas comuns da operação de gás leve:
- Sobreaquecimento interno menor ou descarga parcial produzindo pequenas quantidades de gás combustível;
- Entrada de ar devido à liberação incompleta de ar após a filtração de óleo ou reposição de óleo, ou devido a vedação deficiente;
- Nível de óleo baixo causando acúmulo de gás no relé;
- Perturbação do fluxo de óleo causada por impacto de curto-circuito externo.
Causas comuns da operação de gás pesado:
- Curto-circuitos entre espiras, entre camadas ou entre fases no enrolamento;
- Arco interno;
- Sobreaquecimento grave do núcleo acompanhado por forte impacto do fluxo de óleo;
- Curto-circuitos graves de falha de passagem próximos ao transformador.
Nota: Se o relé de gás leve operar e o gás coletado for não combustível, a vedação, o nível de óleo e a liberação de ar devem ser verificados primeiro. Se o gás for combustível, ou se o relé de gás pesado operar, o transformador não deve ser reenergizado até que a causa tenha sido identificada.
3. Aumento Excessivo de Temperatura: Sinais Visíveis de Anormalidades Térmicas
A avaliação do aumento de temperatura deve ser realizada de acordo com a IEC 60076-2:2011, que distingue três categorias principais de aumento de temperatura:
- Aumento da temperatura do óleo na parte superior: a diferença entre a temperatura do óleo na parte superior e a temperatura do meio de resfriamento sob carga contínua nominal;
- Aumento médio da temperatura do enrolamento: geralmente determinado pelo método da resistência;
- Aumento da temperatura do ponto quente do enrolamento: reflete o estresse térmico no ponto mais quente do isolamento do enrolamento.
De acordo com a IEC 60076-2:2011, os limites típicos de aumento de temperatura para transformadores imersos em óleo sob carga contínua nominal são: aumento da temperatura do óleo na parte superior não excedendo 60 K, e aumento médio da temperatura do enrolamento não excedendo 65 K. O aumento da temperatura do ponto quente depende da classe térmica do isolamento, método de resfriamento e modelo térmico. Para isolamento de Classe A, a temperatura de referência do ponto quente para envelhecimento normal é comumente considerada como 98 °C. Os limites reais aplicáveis devem ser confirmados com base na placa de identificação do equipamento, documentos técnicos do fabricante e na versão aplicável da IEC 60076-2.
A avaliação de sobrecarga pode referir-se à IEC 60076-7, que classifica as sobrecargas em carregamento cíclico normal, carregamento de emergência de longa duração e carregamento de emergência de curta duração. Os níveis de sobrecarga permitidos dependem da relação de carga inicial, temperatura ambiente e método de resfriamento.
Causas externas:
- Operação em sobrecarga;
- Falha no sistema de resfriamento, como radiadores bloqueados ou ventiladores e bombas de óleo parados;
- Alta temperatura ambiente ou ventilação deficiente;
- Dispositivos de medição de temperatura anormais, que podem fornecer leituras altas falsas.
Causas internas:
- Aterramento multipontual do núcleo causando corrente circulante;
- Curto-circuitos entre espiras, entre camadas ou entre fios no enrolamento;
- Contato deficiente nos comutadores de derivações;
- Sobreaquecimento local de estruturas de fixação ou paredes do tanque causado por fluxo de dispersão;
- Deterioração do óleo isolante, reduzindo a dissipação de calor e o desempenho do isolamento.
4. Considerações Especiais para Transformadores de Aterramento
Os transformadores de aterramento são comumente projetados com uma conexão em ziguezague ou um enrolamento de aterramento dedicado. Em condições normais de operação, sua carga é relativamente baixa. No entanto, durante uma falha de terra monofásica, eles podem ser solicitados a transportar uma corrente de sequência zero relativamente alta por um curto período. Os seguintes pontos devem receber atenção especial durante o diagnóstico de falhas:
- Duração da corrente de sequência zero e seu efeito de acumulação térmica;
- Influência do método de aterramento do neutro na magnitude da corrente de falha;
- Condição da corrente de aterramento do núcleo. A corrente de aterramento do núcleo aceitável deve ser verificada de acordo com os documentos técnicos do fabricante ou especificações do projeto. Se o valor aumentar significativamente, a possibilidade de aterramento multipontual do núcleo deve ser avaliada em conjunto com os resultados de DGA, testes de isolamento e condições de operação do local.
5. Procedimento Integrado de Diagnóstico e Tratamento
| Condição Observada |
Possível Direção da Falha |
Ações Recomendadas |
| Aumento dos hidrocarbonetos totais, principalmente C₂H₄/CH₄, sem C₂H₂ |
Falha de superaquecimento |
Verificar a corrente de aterramento do núcleo, o comutador de derivações e o sistema de refrigeração |
| Aumento de H₂ com sinais de descarga parcial |
Descarga parcial ou umidade |
Testar o teor de umidade, a perda dielétrica e a descarga parcial |
| Aparecimento ou aumento rápido de C₂H₂ |
Descarga ou curto-circuito |
Medir a resistência CC do enrolamento e realizar testes de isolamento |
| Atuação do relé de gás leve com gás não combustível |
Entrada de ar ou nível de óleo baixo |
Verificar a vedação, realizar a liberação de ar e completar o nível de óleo, se necessário |
| Aumento da elevação de temperatura com DGA anormal |
Superaquecimento interno ou descarga |
Avaliar a carga, a condição de refrigeração e os resultados dos testes elétricos |
Princípios gerais de manuseio:
- Verificar a confiabilidade dos dados de campo, incluindo indicadores de temperatura, corrente de carga, nível de óleo e status do sistema de refrigeração;
- Coletar amostras de gás e óleo para ADG e verificar a combustibilidade do gás;
- Excluir fatores externos, como falhas no sistema de refrigeração, problemas de vedação, sobrecarga e erros de medição de temperatura;
- Realizar testes elétricos, como resistência CC do enrolamento, resistência de isolamento, perda dielétrica e medição da corrente de aterramento do núcleo;
- Decidir se deve encurtar o intervalo de monitoramento, agendar manutenção com desligamento ou tomar medidas de desligamento de emergência de acordo com a natureza da falha.
Normas de Referência
- IEC 60599 — Guia para a interpretação de gases dissolvidos e livres em equipamentos elétricos preenchidos com óleo mineral
- IEC 60076-2:2011 — Elevação de temperatura para transformadores imersos em líquido
- IEC 60076-7 — Guia de carregamento para transformadores de potência imersos em óleo mineral
Este artigo é apenas para referência técnica. O diagnóstico real e as decisões operacionais devem ser baseados na placa de identificação do equipamento, documentos técnicos do fabricante, resultados de testes no local e nas versões aplicáveis das normas IEC ou nacionais.
Os resultados da análise de gases dissolvidos devem ser avaliados em conjunto com a taxa de geração de gás, relações de gás, análise de gás livre, histórico de carga, testes elétricos e condições operacionais do local. Um único resultado de ADG não deve ser usado como a única base para a determinação de falhas.
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