Implementação de um Sistema de Medição de Descargas
Parciais e Fator de Perdas On-line em Transformadores
de Potência na ELETRONORTE
A. F. S. Levy, A. T. Carvalho, H. P. Amorim Jr., O. Oliveira Filho e J. A. A. S. Cardoso, CEPEL; Lídio Francisco A. Nascimento, ELETRONORTE
Resumo: A importância dos transformadores de potência nas instalações dos sistemas elétricos, em concorrência com aspectos atuais de projeto, utilização e falhas, tem levado a um crescente interesse por sistemas de monitoramento desses equipamentos em serviço. O CEPEL, em parceria com a ELETRONORTE, vem realizando estudos visando o desenvolvimento de sistemas integrados de medição de Descargas Parciais (DP) e de Capacitância & Tangente Delta (CTD) para fins de monitoramento de transformadores de potência, sobretudo de suas buchas de alta tensão. O sistema desenvolvido tem características diferenciadas comparadas às dos atualmente disponíveis no mercado. Ele possui facilidades para portabilidade e integração dos resultados de diferentes grandezas monitoradas a partir do “tap” capacitivo das buchas, gerando bases para um diagnóstico mais efetivo sobre o desempenho dielétrico dos transformadores. Nesse trabalho são apresentadas informações sobre o sistema desenvolvido e alguns resultados das aplicações já realizadas.
Palavras-Chave: Buchas Capacitivas – Descargas Parciais – Capacitância e Tangente Delta – Sistema de Medição
I. INTRODUÇÃO
A necessidade de monitoramento do estado operativo de transformadores de potência tem se tornado cada vez mais evidente em função, entre outros fatores, de projetos otimizados, importância estratégica, idade e custos diretos e indiretos de falhas desses equipamentos em serviço no sistema elétrico brasileiro. Fatores como a sobrecarga à qual os transformadores de
potência podem estar submetidos, os índices de confiabilidade de operação e a redução do número de paradas programadas, fatores conflitantes na maioria das vezes, reforçam essa necessidade. Um dos componentes vulneráveis dos transformadores de potência são as buchas de alta tensão. Nos últimos anos, vários casos de falhas de transformadores de potência ocorreram com indicações de envolvimento das buchas como principal suspeita na causa das falhas.
Nesse contexto, as buchas de alta tensão são elementos importantes na manutenção da integridade desses equipamentos elétricos, visto que sua falha acarreta intervenção. Por outro lado, não há uma sistemática normalizada para medições no campo que possa ser agregada a outras ferramentas de diagnóstico para a avaliação integrada dos transformadores.
Assim, torna-se importante adotar uma sistemática de avaliação on-line das buchas de alta tensão, visando dar maior consistência ao diagnóstico dos transformadores de potência. O CEPEL tem realizado estudos visando o desenvolvimento e implantação de sistemas de medição que permitam a aquisição de informações sobre Capacitância e Tangente de Delta (CTD), além de possibilitar a medição de Descargas Parciais (DP), criando assim bases para análise integrada dos resultados associados ao desempenho dielétrico dos transformadores.
II. HISTÓRICO
Há muitos anos, o CEPEL, com parceria com a ELETRONORTE, vem se dedicando à pesquisa e desenvolvimento de ferramentas computacionais para fins de medição, armazenamento e análise, bem como de modelos para fins de avaliação operativa e diagnóstico de equipamentos elétricos de alta tensão. O objetivo maior é estabelecer
sistemas de monitoramento simples e modulares, confiáveis, eficientes, amigáveis, de tal maneira que os estágios de monitoramento, processamento e armazenamento da informação, análise e diagnóstico possam ser integrados com outras grandezas, criando assim conhecimento e potencial de análise para que a ELETRONORTE tenha uma maior confiança para decisões sobre a manutenção de seus equipamentos.
Aspectos relacionados ao desempenho dielétrico do isolamento traduzido pela medição e avaliação de suas condições estão sendo implementados. Destacam-se atualmente duas das principais técnicas de avaliação de buchas capacitivas que serão apresentadas e discutidas neste trabalho: as Descargas Parciais (DP) e a Capacitância & Tangente Delta (CTD).
III. SISTEMAS DE MEDIÇÃO
A medição de descargas parciais em transformadores de grande porte sempre apresenta discussões intensas e opiniões divergentes nos grupos técnicos especializados. O estado da arte que tem evoluído muito pouco nos últimos anos, em termos de diagnóstico efetivo de equipamentos de alta tensão, ainda não permite a elaboração de recomendações e procedimentos normativos universais. Essa estabilização tecnológica acarreta numa diversidade de encaminhamentos de soluções de monitoramento e diagnóstico conforme a filosofia de manutenção e conhecimento técnico de cada empresa. Existe, no entanto, um consenso entre os especialistas nessa área, que é a percepção de que a medição de descargas parciais é uma ferramenta fundamental para estabelecer uma avaliação consistente do desempenho de um sistema de isolamento elétrico.
Desta forma, numa primeira fase do trabalho procurou-se entender os principais fatores que afetam a qualidade da análise e diagnóstico do estado operativo dos equipamentos elétricos de alta tensão baseado numa coletânea de aquisições de descargas parciais. Entre esses fatores citam-se as faixas de freqüência de medição, a forma de armazenamento dos sinais aquistados, entre outras. A combinação dos sinais aquistados com as condições de operação do equipamento elétrico, tais como: temperatura e sobrecarga, são fatores que também devem ser considerados. Baseado nessas informações iniciais, optou-se por desenvolver um sistema que pudesse ser flexível a ponto de propiciar um certo grau de adaptação às características de cada instalação ou parte desta. Notadamente, as faixas de freqüência de medição
e a consideração de valores limites de descargas parciais, são exemplos de parâmetros que podem ser diferentes para diferentes equipamentos elétricos. Do ponto de vista da análise da informação foi desenvolvido um procedimento que facilita a visualização da evolução das descargas parciais em vários níveis tal como pela média global em um determinado período de medição. A visualização de mapas, curvas e tendências pode ser flexibilizada e alterada conforme o interesse dos usuários do sistema. Outra meta importante foi a utilização de equipamentos modulares comerciais de fácil aquisição no mercado e que tornaram o custo final do sistema muito reduzido, facilitando os processos de manutenção e barateando os reparos e futuras atualizações do sistema. Foram acrescentados ao sistema, processos matriciais de multiplexação das grandezas a serem monitoradas que permitem estabelecer diferentes configurações.
O sistema inicial de monitoramento de transformadores, denominado IMA (Instrumentação para Monitoramento e Análise), previsto inicialmente para monitorar os níveis de DP, foi expandido com o monitoramento de capacitância & tangente delta em buchas capacitivas de alta tensão. Credita-se às buchas capacitivas um percentual elevado das falhas e defeitos em transformadores de potência. Essa informação pode ser confirmada pelo Seminário sobre Buchas de Transformadores, promovido pela ELETRONORTE e realizado pelo IEEE ocorrido em Novembro de 2005 [1]. Nele, as principais geradoras e transmissoras do país expuseram seus problemas vividos decorrentes de falhas de isolamento elétrico nas buchas.
Os mecanismos existentes capazes de monitorar o estado operativo das buchas capacitivas baseiam-se nos valores da capacitância e tangente de delta. Pode-se afirmar que o processo de envelhecimento ou de degradação do isolamento de uma bucha pode ser efetivamente monitorado através da avaliação destas grandezas, sendo estas indicativos de eventuais falhas internas.
O método proposto e desenvolvido estabelece a necessidade de um monitoramento integrado dessas duas grandezas e outras tais como descargas parciais, de forma a se consolidar mecanismos efetivos de diagnóstico desses equipamentos. De antemão, valores iniciais de capacitância e tangente de delta são fornecidos pelo fabricante no momento de recebimento do equipamento. Esses valores iniciais podem servir
como base para estabelecimento de variações limites que podem indicar alguma anomalia. Dentre os três tradicionais métodos existentes de medição de capacitância e tangente de delta (a saber: Ponte de Schering, Somatório das Correntes e Detecção do Cruzamento Zero), foi adotado o método da Detecção do Cruzamento Zero [2, 3]. Nesse método sinais de tensão e corrente são convertidos em forma de ondas retangulares, e a diferença de fase obtida deve ser trabalhada de forma a se calcular as grandezas pertinentes. Além disso, utilizando técnicas de processamento de sinais, o efeito dos harmônicos e ruídos externos pode ser minimizado, produzindo um sistema praticamente imune a ruídos e, portanto, mais confiável.
A metodologia idealizada para os sistemas de medição de descargas parciais e de capacitância & tangente de delta faz uso dos taps capacitivos das buchas de alta tensão dos transformadores que estão sob monitoramento. Dessa maneira, evita-se, por um lado, a inserção de novos componentes no sistema elétrico para fazer parte dos sistemas de medição e, por outro lado, utiliza-se um componente existente na própria bucha que está sendo também monitorada e que, na maioria dos casos, é um componente subutilizado.
III.1 SISTEMA DE MEDIÇÃO DE DP
A ocorrência de DP no isolamento de um equipamento elétrico manifesta-se na forma de um trem de pulsos de alta freqüência, da ordem de miliovolts, superpostos à tensão aplicada no equipamento [4, 5].
Tratando-se de um sinal de alta freqüência, o sinal de DP pode ser aquisitado através do circuito de medição clássico mostrado na Figura 1 (norma IEC 270) [6]. O fenômeno de DP é captado através do capacitor de acoplamento e medido sobre uma impedância de medição constituída essencialmente por uma resistência da ordem de algumas dezenas ou centenas de Ohms.
No entanto, para a caracterização do defeito no isolamento, é conveniente registrar os pulsos de DP em função da fase da senóide em que estes ocorreram. Para tanto, utiliza-se o divisor capacitivo, de modo a obter-se um sinal de sincronismo pela fase de alimentação. No caso prático de medições no campo, esse sinal pode vir dos TPs existentes na própria subestação onde se situa o transformador de potência monitorado. Ambos os sinais, de DP e de sincronismo, seguem para o equipamento de medição, onde serão aquistados e processados.
Onde
1 Regulador de tensão; 2 Divisor de tensão capacitivo; 3 Voltímetro;
4 Filtro “π” para altas freqüências; 5 Capacitor de acoplamento;
6 Medidor de Descargas Parciais (DP); 7 Impedância de medição;
8 Item sob ensaio.
Figura 1 - Circuito Típico de Medição de Descargas Parciais Utilizado em Laboratório No campo, os sinais de descargas parciais podem, portanto, ser medidos a partir dos taps capacitivos existentes nas próprias buchas capacitivas, as quais, nesse caso, atuam como capacitor de acoplamento. Esse comportamento faz com que os sinais correspondentes às descargas tenham diferentes amplitudes em função de seu local de ocorrência e da posição relativa do tap. Uma conclusão é que a medição de descargas parciais em transformadores no campo é melhor utilizada se for considerada não em valores absolutos, mas para estabelecer um comportamento estatístico das ocorrências e acompanhar a evolução dos níveis de descarga ao longo do tempo.
Para caracterizar satisfatoriamente a ocorrência de DP e sendo esse um fenômeno tipicamente estatístico, faz-se necessário a aquisição do sinal durante vários ciclos da rede. A forma adotada para registrar a ocorrência de DP foi a construção do mapa estatístico de descargas parciais, representado na Figura 2. Neste gráfico, o eixo horizontal representa fase, o eixo vertical representa amplitude, e a cor indica o número de ocorrências de DP (com determinada amplitude e em determinada fase) ao longo de vários ciclos de aquisição. Destes registros, denominados mapas estatísticos, podem ser extraídas muitas outras informações usualmente registradas pelos sistemas digitais de medição de DP, que serão empregadas nas etapas de análise e diagnóstico do equipamento.
.
Figura 2 - Mapas estatísticos de DP. À esquerda é mostrado um mapa unipolar, e à direita um mapa
bipolar.
III.2 SISTEMA DE MEDIÇÃO DE CAPACITÂNCIA & TANGENTE DE DELTA
O sistema de medição de Capacitância e Tangente Delta (CTD), embora utilize também o mesmo canal de contato com o objeto avaliado (no caso, o tap capacitivo da bucha), apresenta uma configuração bem diferente do sistema de medição de DP. O circuito elétrico simplificado da modelagem e montagem do sistema em desenvolvimento pode ser visto na Figura 3.
onde:
C2 - Capacitância interna do tap capacitivo em
paralelo com capacitância externa conectada no tap capacitivo. C2 = C2i + C2e, sendo C2e >> C2i.
R2 - Resistência equivalente da impedância de
medição conectada em paralelo com C2. C1 - Capacitância de alta,
R1 - Resistência interna de perdas,
IC1, IC2 - Componente capacitiva da corrente, IR1, IR2 - Componente resistiva da corrente, IT - Corrente total,
V1 - Tensão Fase-terra aplicada à Bucha,
V2 - Tensão na unidade de baixa tensão do divisor formado por C1, R1 e C2, R2.
Figura 3 – Diagrama simplificado da bucha e circuito de medição.
Um programa de aquisição e processamento de sinais foi desenvolvido, tendo por finalidade resolver, a partir dos sinais de V1 e V2 aquistados, as equações que modelam o circuito elétrico capaz de discriminar os valores de capacitância (C1) e tangente delta.
O sistema para medição de CTD foi testado em bancada e em laboratório, e o sinal V1 mostrado na Figura 3 foi obtido por meio de divisor de tensão. No campo, esse sinal deverá ser fornecido por um TP de medição já existente na subestação. O diagrama simplificado do sistema pode ser observado na Figura 4.
Figura 4 – Diagrama simplificado do Sistema de Medição de Capacitância de Tangente Delta
(CTD).
Em ambos os casos, tanto para o sistema de medição de descargas parciais (IMA-DP) quanto para o sistema de medição de capacitância e tangente delta (IMA-CTD), todos os cuidados relativos à proteção e segurança foram tomados no projeto e confecção da impedância de medição a ser conectada no tap capacitivo da bucha de alta tensão.
IV. ESTRUTURA DO SISTEMA
O sistema completo está constituído por três subsistemas integrados: o sistema de medição e os sistemas de operação e análise.
O sistema de medição é responsável pelas funções de aquisição e registro dos sinais de DP e capacitância e tangente de delta. O sistema de operação é responsável pela configuração e pelo ajuste do hardware de medição, bem como pela
solicitação de medições. O sistema de análise inclui ferramentas para visualização dos dados aquistados e tratamento das informações consolidadas no banco de dados ao longo do tempo, com vistas ao diagnóstico dos equipamentos monitorados.
Antes, porém, devemos dar atenção especial à instalação física do sistema desenvolvido. Um exemplo do esquema de montagem efetuado na Subestação da ELETRONORTE, é apresentado na figura 5.
Além dos sinais das duas impedâncias, o sistema requer ainda um sinal de referência, oriundo de um TP de medição instalado na mesma fase da bucha em questão. O hardware de medição à jusante das impedâncias de medição também deve ser específico para cada tipo de medição.
Para medição de descargas parciais, utilizamos digitalizadores de alta velocidade, cuja principal característica são as elevadas freqüências de amostragem dos pontos, em função das componentes de alta freqüência das descargas parciais.
Para a medição de capacitância e tangente delta, utilizamos placas de aquisição dinâmica de sinais, com elevado número de bits, cuja característica relevante para esse tipo de medição é a precisão na medição das defasagens entre os sinais aquistados pelos canais da placa.
Ao realizar uma medição, o sistema inicialmente busca na rede todos os parâmetros necessários, e, após posicionar o canal correto, realiza o número especificado de aquisições e processamentos na placa de aquisição correspondente. O resultado de cada medição é registrado no banco de dados do sistema.
Figura 5 – Diagrama Simplificado do Sistema Integrado
Os três sistemas comunicam-se através de uma rede, acessando um banco de dados comum, como mostrado na Figura 6. A seguir, cada um desses três subsistemas será detalhado.
Figura 6 - Topologia do sistema de medição. IV.1 SISTEMA DE MEDIÇÃO
O sistema foi concebido de forma que, virtualmente, não houvesse quaisquer limitações no número de sinais monitorados. Todo o hardware de medição pode, portanto, ser redimensionado pelo sistema de operação, de modo que o número de canais de medição possa ser expandido conforme o número de buchas que se queira monitorar.
O hardware de medição é constituído por uma ou mais unidades independentes de medição: computadores industriais padrão PXI. Cada chassi PXI pode possuir um módulo controlador independente, e diversos cartões digitalizadores com características adequadas a cada utilização. (Ver Figura 7)
a) Entrada do sinal de trigger externo; b) Cartões digitalizadores. c) Canais de digitalização. d) Módulo
controlador.
Figura 7 – Unidade do hardware de medição: chassis PXI.
Ao realizar uma medição, o sistema inicialmente busca na rede todos os parâmetros necessários, e, após posicionar o canal correto, realiza o número especificado de aquisições e processamentos na placa de aquisição correspondente. O resultado de cada medição é registrado no banco de dados do sistema.
IV.2 SISTEMA DE OPERAÇÃO
O sistema de operação contém duas camadas distintas: uma camada de configuração do hardware de medição e uma camada de solicitação de medições.
A configuração do hardware de medição é totalmente remota, registrada pelo sistema de operação no banco de dados. Cada unidade, ao iniciar o controle dos seus instrumentos, o faz com base nas configurações previamente especificadas e registradas no banco. Nesta camada do sistema de operação, o administrador do sistema configura parâmetros de aquisição das placas de aquisição de dados e das chaves comutadoras, especificando que canal irá monitorar cada sinal disponível.
Uma das principais funções da camada de configuração do hardware é tornar a instrumentação absolutamente transparente para o usuário que posteriormente solicitará as medições. Assim, uma vez configurado o hardware, este usuário se limitará a especificar o transformador e/ou bucha capacitiva a ser monitorada e as características desta medição, sem se preocupar com a configuração detalhada do hardware, das placas de aquisição e das chaves comutadoras. Em outras palavras, este recurso torna a instrumentação do sistema 100% virtual.
Após a configuração do hardware, o sistema estará apto a receber solicitações de medições. Nesta camada, o usuário possui uma visão de todos os pontos de medição que podem ser monitorados pelo sistema. As buchas podem estar localizadas em um mesmo transformador, em um grupo de transformadores ou reatores ou em outras unidades geográficas de uma mesma empresa.
Selecionados os pontos de medição desejados, o usuário programará livremente o disparo das medições desejadas. Uma medição poderá ser disparada de três formas distintas: por agendamento prévio, em resposta a um evento (tipicamente uma determinada condição do transformador tal como sua carga, temperatura, etc.) ou de acordo com um determinado período, para a consolidação de um histórico de medições.
IV.3 SISTEMA DE ANÁLISE
O sistema de análise permite visualizar e tratar o banco de dados de medições realizadas pelo sistema. As medições podem ser tratadas isoladamente ou em conjunto. Cada mapa estatístico de descargas parciais pode ser visualizado em um gráfico de superfície como
mostrado na Figura 2. A partir desta representação do mapa estatístico, outras informações podem ser extraídas, tais como o número total de DP registradas na medição, e os gráficos de número de pulsos registrados em função da fase e/ou da amplitude.
Além das ferramentas de visualização das medições, um sistema especialista permite traçar o perfil evolutivo das DP ao longo do tempo, baseado em algoritmos de inteligência computacional aplicados ao banco disponível de informações [7], conforme Figura 8.
Extração de
Parâmetros Inferência Base de Conhecimento
Informação
Figura 8 – Diagrama de Blocos do Sistema de Análise e Diagnóstico
Um sistema de análise evolutivo está em fase de implementação para a análise das grandezas de capacitância e tangente de delta. Valores aquistados na base do tempo poderão ser plotados e comparados com os valores estipulados pelos fabricantes e pelos valores nominais de fabricação. Diferenças anormais entre as grandezas poderão ser utilizadas na indicação de anomalias existentes no isolamento elétrico das buchas.
Por meio do sistema DianE, desenvolvido pelo CEPEL, já disponibilizado e em uso pela ELETRONORTE, será possível também integrar os resultados dessas grandezas elétricas com outros resultados, tais como de análise de óleo, por exemplo.
V. ESTUDO DE CASOS
Para comprovação da técnica e dos protótipos desenvolvidos e apresentados neste trabalho foram utilizados os laboratórios de Alta Tensão do CEPEL, bem como um conjunto de buchas capacitivas de fabricação ASEA, 1977, tipo GOH-150 e instrumentos de medição de mercado internacional com precisão comprovada (Tettex 2877 – totalmente automático). Os dados de placa destas buchas indicam CN = 312 pF; VN = 24 kV; IN = 9000 A; PF = 0.219%.
O circuito de medição utilizado para a realização das medições está demonstrado na Figura 9 a seguir, bem como o detalhe do acoplamento realizado no tap capacitivo da bucha por meio da
impedância de medição. Na figura podem ser observados todos os itens definidos na figura 1, são eles: Regulador de tensão; Fonte de Tensão AC; Filtro “π” para altas freqüências; Divisor de tensão capacitivo; Capacitor de Acoplamento; Impedância de medição e Objeto sob ensaio.
Figura 9 - O circuito de medição
Os valores encontrados em muito se assemelham (Tettex e IMA-CTD), tendo sido considerado satisfatório pelo grupo de pesquisadores. A Tabela 1, ao final do artigo, demonstra de forma resumida os valores obtidos em uma das baterias de ensaios. A variação maior notada na medição de Tangente Delta pode ser minimizada quando consideramos a ordem de grandeza dos números medidos, na casa dos milésimos. Trata-se de uma grandeza muito sensível devido a seu ordem de grandeza e, por esse motivo susceptível à variações.
Em uma segunda bateria de testes foi utilizado um capacitor padrão de fabricação IMG com os seguintes valores nominais: CN = 600 pF; VN = 200 kV. O mesmo procedimento anteriormente utilizado foi empregado, ou seja, medições comparativas entre o sistema Tettex e o IMA-CTD. A Tabela 2 apresenta o resumo das medições.
Novamente, fica claro pelos resultados que os valores encontrados para a capacitância em muito se aproximam dos valores obtidos pelo sistema comercial e, por outro lado, os valores de Tangente Delta tendem a diminuir a sua variação na medida em que a tensão aplicada é elevada. Estudos teóricos podem ser realizados com o objetivo de se estabelecer uma equação que modele este fenômeno e que seja capaz de apontar qual seria o grau de variação ao se aproximar do valor de tensão nominal do Capacitor, algo em torno de 200 kV.
Os testes experimentais com o sistema IMA-DP foram realizados em diversos objetos de teste, tais como barras estatóricas de geradores, células de
testes e mesmo buchas capacitivas de transformadores de potência. Os resultados experimentais em laboratório e também em campo do IMA-DP são considerados pelos pesquisadores do CEPEL como plenamente satisfatórios, restando apenas a consolidação através de um banco de dados históricos ao longo do tempo, o que só poderá ser obtido quando um grande número de usuários atentar para a necessidade vital da realização de um monitoramento on-line.
VI. CONCLUSÕES
O desenvolvimento de um sistema de monitoramento de descargas parciais e capacitância & tangente de delta aplicado aos transformadores de potência, teve por motivação os seguintes aspectos:
- Propiciar uma análise mais detalhada do comportamento das descargas parciais e capacitância e tangente de delta em cada instalação de tal modo a se ajustar o sistema de medição para a sensibilidade melhor possível;
- Reduzir os custos dos sistemas de monitoramento de tal forma que seja viável sua instalação em um grande número de transformadores de potência;
- Flexibilizar o custo total do sistema em função do interesse específico em se monitorar mais intensamente algumas unidades em detrimento de outras. A filosofia de sistemas modulares permite a realização de arranjos dinâmicos ao longo do tempo sem alterações do software que gerencia os instrumentos e daquele que analisa os dados armazenados. Isso significa que ao longo do tempo os módulos de aquisição entre os diferentes transformadores de potência de uma subestação podem ser reorganizados; - Reduzir os custos envolvidos na atualização
de software e hardware;
- Reduzir custos com a manutenção dos sistemas;
- Facilitar a introdução contínua de ferramentas de análise e diagnóstico aproveitando-se de toda estrutura do banco de dados que é obtido ao longo do tempo;
- Simplificar os estágios de monitoramento, formatação da informação, análise das descargas parciais, diagnóstico dos transformadores criando assim conhecimento e potencial de análise que seja suficiente para
decisões de manutenção desse tipo de instalação;
- Relacionar, onde cabível, o comportamento das descargas parciais com outras grandezas monitoradas tais como capacitância e tangente delta.
- Permitir que outras grandezas possam ser agregadas ao mesmo sistema sem muito retrabalho quer seja de alteração de hardware ou de desenvolvimento de software. Um exemplo é a introdução da medição de transitórios que ora encontra-se em desenvolvimento no CEPEL.
VII. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Site Eletronorte, campo Destaques, acessado em 13.02.2006. www.eln.gov.br
[2] Mark F. Lachman, Wolf Walter and Philip A. von Gissemberg, “Experience With Application of Sum Current Method to On-line Diagnostics of HV Bushings and Current Transformers”, Proceeding of the 65th Annual International Conference of Doble Clients, pp. 3-5.1-3-5.19, 1998.
[3] Pei Wang, M. R. Raghuveer, W. McDermid and J. C. Bromley, “ A Digital Technique for the On-line Measurement of Dissipation Factor and Capacitance”, IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, Vol. 8, No 2, pp. 228-232, April 2001.
[4] Curdts, E.B., "Fundamentals of Partial-Discharge Detection: System Sensitivity and Calibration", ”, Engineering Dieletrics Volume I: Corona Measurement and Interpretation. ASTM Special Publication 699, Philadelphia, 1979, pp. 68-100.
[5] Perkins, J.R., “Some general remarks on corona discharges”, Engineering Dieletrics Volume I: Corona Measurement and Interpretation. ASTM Special Publication 699, Philadelphia, 1979, pp. 03-21.
[6] Zaengl, “IEC TC 42 WG – CD September 95 – Partial Discharge Measurements”.
[7] Amorim, H. P. Jr., Vellasco, M.M.B.R, Lima, A.G.G. e Levy, A.F.S., “ Recognition of Partial Discharge of High Voltage Electrical Equipament Using Neural Network ”, ISAP’99, Rio deJaneiro.
Tabela 1 – Resumo dos Valores Obtidos no Ensaios realizados no CEPEL Tensão (kV) Capacitância (pF) Tangente Delta (%)
Tettex IMA-CTD Variação
(%)
Tettex IMA-CTD Variação (%)
5 322,66 322,90 0,074 3,88 . 10-3 2,86 . 10-3 26,29 10 322,66 322,90 0,074 3,88 . 10-3 2,71 . 10-3 30,15 15 322,66 322,80 0,043 3,89 . 10-3 3,36 . 10-3 13,62 20 322,66 322,70 0,012 3,89 . 10-3 3,40 . 10-3 12,60
Tabela 2 – Resumo dos Valores Obtidos no Ensaios realizados no CEPEL Tensão (kV) Capacitância (pF) Tangente Delta (%)
Tettex IMA-CTD Variação
(%)
Tettex IMA-CTD Variação (%)
5 604,11 603,9 0,035 3,41 . 10-3 1,92 . 10-3 43,70 10 604,10 603,6 0,083 3,41 . 10-3 2,33 . 10-3 31,67 15 604,10 603,3 0,132 3,42 . 10-3 2,50 . 10-3 26,90 20 604,10 603,0 0,182 3,42 . 10-3 2,58 . 10-3 24,56
