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
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,
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
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
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.
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
1140
1160
1180
1200
1220
1240
1260
1280
0 10 20 30 40 50 60 70
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.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
00:0
001:1
502:3
003:4
505:0
006:1
507:3
008:4
510:0
011:1
512:3
013:4
515:0
016:1
517:3
018:4
520:0
021:1
522:3
023:4
501:0
002:1
503:3
004:4
506:0
007:1
508:3
009:4
511:0
012:1
513:3
014:4
516:0
017:1
518:3
019:4
521:0
022:1
523:3
000:4
502:0
003:1
504:3
005:4
507:0
008:1
509:3
010:4
512:0
013:1
514:3
015:4
517:0
018:1
519:3
020:4
522:0
023:1
5
JUNHO_T3_TD0080 OUT_T3-TD0080 DEZ_T3-TD0080 ABR_T3-TD0080
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
00
:00
01
:00
02
:00
03
:00
04
:00
05
:00
06
:00
07
:00
08
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TR-1 (A)
TR-2 (A)
TR-3 (A)
CORR_NOMINAL
SE FERROVIÁRIOCURVAS DE CARGA DOS TRANSFORMADORES TR1, TR2 E TR3, NO PERÍODO DE 18 A 20/09/2013
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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-
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-
cânica e de Computação (UFG – EMC). (2015, Fevereiro). “Projeto
de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D263”, Disponível em:
http://www.eeec.ufg.br/~cacilda/indexp&d263.php?page=site_CELG
-D_263/php/Produtos%20Resultantes.
[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
de Potência Um estudo de caso”, I World Congress on Systems Engi-
neering and Information Technology WCSEIT' 2013. Porto, Portugal,
2013, v. 1, p. 1-5.
[6] IEEE Guide for the Detection and Location of Acoustic Emissions
from Partial Discharges in Oil-Immersed Power Transformers and
Reactors, IEEE Standard C57.127™-2007.
[7] S. R. Barbosa, “Estudo dos efeitos da sobretensão em transformado-
res de potência aliada a carregamentos acima da potência nominal”,
Dissertação de Mestrado - Universidade Federal de Minas Gerais,
Belo Horizonte, MG, 2005.
[8] V. Sokolov, J. Albin, V. Davydov, H. Gasser, P. Griffin, M. Koch, L.
Lundgaard, O. Roizman, M. Scala, S. Tenbohlen, B. Vanin, “Mois-
ture equilibrium and moisture migration within transformer insulation
systems”, CIGRE, Working Group WG A2.30, June 2008.
[9] Brasil - Ministério do Trabalho e Emprego. (2015, Fevereiro). “Nor-
ma Regulamentadora NR 10: Segurança em Instalações e Serviços em
Eletricidade”, Disponível em: www.mte.gov.br.
[10] Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT, “NBR 15633 -
Ensaio não destrutivo - Emissão acústica - Detecção e localização de
descargas parciais e anomalias térmicas e mecânicas (DPATM) em
transformadores de potência e reatores isolados a óleo”, Rio de Janei-
ro, 2008.
[11] H. P. Romualdo, “Identificação, mensuração e localização tridimen-
sional de descargas parciais em transformadores de potência com ba-
se em resultados de ensaios de emissão acústica”, Dissertação de
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.