Diagnóstico de Equipamentos de Alta tensão.
Documento didático preparado por: Alain François S. Levy – DVLA / CEPEL – Julho 1998 Filosofia
O diagnóstico de equipamentos pode ser entendido como o conhecimento exato das condições de desempenho destes ao longo de sua vida útil de tal forma que possam ser definidas e programadas as intervenções necessárias para reparos, substituição, etc. A finalidade é então otimizar a permanência dos equipamentos em serviço de modo a aproveitá-los ao máximo sem correr riscos de impedimento no fornecimento de energia. A preocupação com o diagnóstico de equipamentos deve existir a partir da encomenda dos equipamentos. Nessa fase devem ser especificadas, se possível, sensores, circuitos e instrumentos que permitam obter informações sobre seu desempenho ao longo do tempo. Para equipamentos já instalados, a introdução de dispositivos para diagnóstico deve ser estimada a partir de sua importância no sistema e vida útil remanescente.
A obtenção de informações para fins de diagnóstico de equipamentos, é realizada atualmente pelas empresas seguindo caminhos bem diferentes entre si.
Mais comumente são feitas medições de controle programadas que servem para ordenar a prioridade de manutenção. Na maioria dos casos são medições que não necessitam do desligamento dos equipamentos.
Em outros casos são acrescentados sistemas de medição que permitem uma monitoração programada complementar sem retirada dos equipamentos ou eventualmente com desligamento durante um pequeno intervalo de tempo.
Outra possibilidade é a monitoração de informações em tempo real, que se refere ao contínuo registro e armazenamento (por exemplo, a cada 5 minutos) das principais grandezas que possam fornecer o estado operativo do equipamento.
Quanto à análise das informações coletadas, esta pode ser estruturada com diferentes filosofias ou procedimentos:
A avaliação das condições do equipamento pode ser definida no campo se o julgamento depender de comparação com valores tabelados ou do histórico do equipamento, ou se o sistema/instrumento de medição contiver um procedimento automático de análise.
Avaliação realizada em escritório/sala de controle a partir de informações diretamente enviadas via modem. Nesse caso são necessários sistemas de medição digitalizados. Nota: Em quaisquer dos casos acima, tanto as medições quanto as avaliações podem ser programadas via empresas especializadas em cada assunto, caso não se disponha de especialistas em cada área de conhecimento.
Para estruturação de uma metodologia eficaz de diagnóstico, as seguintes fases podem ser seguidas:
Definição, na fase de aquisição dos equipamentos, das grandezas a serem medidas e dos circuitos, metodologias e instrumentos de medição,
Verificação das condições iniciais dos equipamentos, de suas características e peculiaridades de desempenho,
Montagem de um banco de dados inicial que acompanhará a evolução de cada equipamento,
Definir a periodicidade das medições e o modo de armazenamento de um histórico de dados,
Definir e atualizar as técnicas de análise e diagnóstico, propriamente dito, do equipamento,
Tomada de decisão visando possíveis intervenções de manutenção e solução de problemas.
Transporte, montagem e comissionamento
São itens aos quais muitas empresas não atribuem a devida importância, pensando que, ao estar lidando com equipamento novo com garantia e que essas tarefas são normalmente de responsabilidade do fabricante.
O transporte, a montagem e o comissionamento dos equipamentos são etapas importantes para garantir o bom funcionamento dos equipamentos e possuem, em cada caso, normas específicas a serem seguidas. Como exemplo, um equipamento que não estiver bem acondicionado poderá acarretar em problemas mecânicos internos ou arranhões em partes onde o campo elétrico pode se intensificar. Se os ensaios tiverem sido feitos anteriormente em um laboratório ou na própria fábrica, estes defeitos passarão desapercebidos. Outro exemplo são montagens que requerem um determinado torque de aperto em conexões sob tensão. Se forem mal executadas poderão acarretar em sobreaquecimentos com o tempo e causar falhas nos equipamentos.
Diagnóstico de transformadores
Conforme visto, os transformadores de potência são peças vitais das subestações e não podem ser mantidos fora de operação por um período muito grande.
Assim, tem-se buscado metodologias para se poder avaliar periodicamente o estado operativo destes equipamentos em intervalos de tempo reduzidos ou mesmo em condições “on-line”.
É notória a dificuldade de se diagnosticar com precisão o estado de um transformador mesmo pela classificação em apenas três categorias tais como: 1) condições normais de funcionamento; 2) possibilidade de problemas, avaliar mais freqüentemente; 3) deve ser retirado do sistema.
A técnica clássica de diagnostico baseada na análise de gases dissolvidos no óleo isolante, já é conhecida há cerca de quatro décadas e até hoje não se dispõe de uma metodologia de análise que propicie um diagnóstico confiável para transformadores. Calçado nessas limitações, medições de outras grandezas foram propostas de modo a se melhorar a confiança nos resultados.
Estas são descritas a seguir:
• Cromatografia gasosa
• Medição de descargas parciais (metodologias elétrica e acústica)
• Medição da resistência dinâmica dos comutadores de derivações de tensão em carga
• Medição de perdas dielétricas pelo tap capacitivo das buchas
• Medição do consumo de potência associado aos motores dos comutadores de derivações em carga
• Medição da tensão de retorno
I. Métodos de diagnóstico pela cromatografia gasosa
É a técnica de diagnóstico mais utilizada pelas empresas de energia elétrica, sendo em muitas a única técnica adotada.
Consiste em se fazer a medição das quantidades (teores apresentados em ppm) de cada variedade de gás presente em uma determinada amostra de óleo isolante do transformador.
Essa medição é fácil, porém a interpretação dos resultados para se chegar a um diagnóstico preciso, é muito difícil. Uma comprovação disto é a grande variedade de métodos/normas de diagnóstico existente: métodos da ANSI, CIGRÉ, LCIE, Laborelec, etc.
Principais gases e métodos de análise
Embora seja muito grande a variedade de gases que podem ser gerados pelo papel e óleo isolantes dos transformadores, são considerados apenas alguns componentes que guardam relação com suas possíveis falhas.
Essas falhas são normalmente: ocorrência de arcos intensos internos, aquecimento excessivo ou descargas parciais
Os principais gases analisados são:
H2 → hidrogênio CO2 → dióxido de carbono N2 → nitrogênio C2H6 → etano
CO → monóxido de carbono C2H4 → etileno O2 → oxigênio C2H2 → acetileno CH4 → metano
O sobreaquecimento do papel isolante pode gerar, por exemplo, CO, CO2, H2O. O sobreaquecimento do óleo isolante pode gerar, por exemplo, CH4, C2H4 e C2H6. Descargas elétricas no óleo podem gerar, por exemplo, H2 e C2H2.
Método de análise pela ANSI/IEEE C57.104 (método Rogers)
Nesse método são considerados para análise diversas relações entre os principais gases dissolvidos. Conforme essas relações, é sugerido um diagnóstico.
Diagnósticos propostos pela ANSI/IEEE c57.104
CH4
H2
C2H6
CH4
C2H4
C2H6
C2H2
C2H4
Diagnóstico indicado
>
0,1
<
1
<
1
<
1
<
0,5
Condições normais
≤
0,1
<
1
<
1
<
0,5
Presença de descargas parciais
≤
0,1
<
1
<
1
≥
0,5
<
3 Descargas parciais com
trilhamentos
>
0,1
<
1
<
1
≥
3
≥
3
Descargas parciais continuamente
<
1
ou
≥
3 ou
≥
3
>
0,1
<
1
<
1
<
1
≥
0,5
<
3 Arcos internos sem potência
≤
1
<
3
ou
≥
3
<
1
<
1
<
0,5
Pequeno aquecimento interno
<
150 graus
≤
1
<
3
ou
≥
3
≥
1
<
1
<
0,5
Sobre aquecimento
entre 150 200 graus
>
0,1
<
1
≥
1
<
1
<
0,5
Sobre aquecimento
entre 200 e 300 graus
>
0,1
<
1
<
1
≥
<
1
3
<
0,5
Sobreaquecimento generalizado
dos condutores
≥
1
<
3
<
1
≥
<
1
3
<
0,5
Corrente circulante pelo
enrolamento
≥
1
<
3
<
1
≥
3
<
0,5
Corrente circulante pelo núcleo
e no tanque
O método da IEC 599 fornece uma análise similar a partir das relações:
C2H2 CH4 e C2H4
C2H4 H2 C2H6
O método Laborelec considera para fins de análise os teores de CO, C2H2, H2, compostos com hidrocarbonetos e a relação CH4/H2, atribuindo níveis de degradação com a seguinte classificação: normal; média; importante e muito importante.
O método do LCIE se baseia principalmente nos teores dos gases envolvidos, considerando também os gases C3H4, C3H6 e C3H8, fazendo uma classificação similar aos métodos anteriores.
Tradicionalmente, o diagnóstico tem sido feito remetendo-se amostras de óleo para laboratórios especializados. Estes retornam então um relatório com o diagnóstico.
Atualmente existem cromatógrafos portáteis que podem fornecer um diagnóstico rápido no campo se for incorporado um software contendo os métodos acima descritos.
II. Método de diagnóstico pela medição de descargas parciais.
A medição de descargas parciais no campo não tem sido muito explorada devido aos ruídos eletromagnéticos existentes e à dificuldade de interpretação dos resultados.
Atualmente, já existem disponíveis sistemas de medição e procedimentos de análise que facilitam esse tipo de medição.
São apresentados na seqüência 3 exemplos de sistemas que registram grandezas relativas às descargas parciais.
• Medição de descargas parciais em UHF
Consiste na introdução de uma antena no tanque do transformador através de uma válvula do óleo isolante. Essa antena é diretamente ligada, via cabo coaxial, com um analisador de espectro com capacidade de pelo menos 1000 MHz. Os ruídos ambientes estão normalmente limitados até freqüências em torno de 300 MHz enquanto as
descargas parciais têm componentes até acima de 1000 MHZ. Assim há boa sensibilidade para medição de descargas parciais nas freqüências de UHF.
• Medição da carga aparente em banda larga
Consiste na utilização da metodologia elétrica convencional de medição de descargas parciais. Nesse caso é utilizado o tap capacitivo das buchas de alta tensão como acoplamento.
Embora possam existir ruídos elevados durante a medição, essa técnica está mais explorada atualmente devido às atuais facilidades de tratamento de dados, se estes forem obtidos com instrumentos digitalizados.
A norma NBR 5357 descreve os detalhes desse procedimento.
• Medição de descargas parciais pelo método acústico
Descargas parciais também geram ondas acústicas nas freqüências ultra-sônicas. Essas ondas podem ser detectadas por meio de sensores piezoelétricos colocados na superfície exterior do tanque do transformador e ligados a um instrumento de medição por cabos coaxiais.
Esse método possui as vantagens de ser isento de interferências eletromagnéticas e de propiciar uma tentativa de localização das descargas. Porém não é adequado para sua quantificação.
Os três métodos de medição de descargas parciais apresentados podem ser utilizados para monitoramento “on-line”de transformadores, desde que se tenham instalados os circuitos de medição apropriados.
A qualidade do diagnóstico pode ser tão eficiente quanto a metodologia convencional de cromatografia.
III. Diagnóstico dos comutadores de derivações em carga dos transformadores
• Medição da resistência dinâmica entre contatos
As frequentes mudanças de derivações em carga dos transformadores produz uma carbonização junto aos contatos que podem se transformar em falha a longo prazo.
Esse problema pode ser indicado pela medição da resistência dinâmica dos contatos dos derivadores em todas as posições possíveis nas três fases. A medição pode ser feita com uma ponte de resistências. O inconveniente dessa medição se refere ao longo período requerido uma vez que os altos valores de indutância dos enrolamentos acarretam em constantes de tempo muito elevadas.
• Medição do consumo de potência dos motores que acionam os comutadores de derivações em carga
Ë uma maneira complementar de se avaliar as condições de operação dos comutadores. Consiste no mapeamento das curvas de consumo dos motores dos comutadores durante um ciclo de atuação destes. Esse ciclo apresenta um comportamento uniforme ao longo da vida útil do sistema de comutação. Caso sejam encontradas variações desse comportamento é possível que algum problema esteja ocorrendo e possa ser reconhecido. Nesse caso é necessária certa experiência para se julgar sobre o desempenho dos derivadores.
IV. Diagnóstico das buchas de alta tensão pela medição das perdas dielétricas
As buchas de alta tensão dos transformadores são elementos que podem causar danos substanciais aos transformadores em caso de falha.
Normalmente, problemas incipientes nas buchas podem ser avaliados pela medição de sua capacitância e fator de perdas. Essa medição pode ser feita no campo pelo uso de uma ponte Schering conectada ao tap capacitivo das buchas. O transformador deve ser desconectado do sistema e uma fonte externa de alta tensão é necessária para sua energisação durante a medição. O circuito de ensaio é similar àquele utilizado em laboratório.
V. Diagnóstico das condições dos papéis isolantes dos transformadores pela medição da tensão de retorno.
Consiste na avaliação dos processos de polarização do conjunto isolante dos transformadores, pela aplicação de uma tensão contínua em diversas condições de ligação dos enrolamentos.
Essa técnica tenta fornecer uma estimativa do grau de umidade do papel isolante e a partir de então é feita uma avaliação das condições de envelhecimento dos transformadores ou alguma verificação após manutenção, se for o caso. Como características do método citam-se que existe pouca experiência nesse tipo de avaliação e que só pode ser realizada com o transformador desconectado do sistema.
VI. Medição da tensão, corrente, carga e temperatura
A medição dessas grandezas unicamente, não fornece informações suficientes para fins de diagnóstico. Porém são complementos muito importantes no auxílio dos diagnósticos a serem obtidos pelo uso das técnicas acima descritas. Além disso esses parâmetros estão disponíveis em todos os transformadores, bastando apenas complementar os circuitos de ensaio e medição de modo a se poder monitorá-las.
Dessa forma diversos problemas de comportamento progressivo podem ser detectados nos transformadores. Por outro lado, problemas mais graves que envolvam curto circuito interno no transformador podem sempre ocorrer. Nestes casos convém existir na subestação sistemas de alarme eficazes, instalações para drenagem ou escoamento de óleo e dispositivos que impeçam o incêndio e explosão dos transformadores.
Diagnóstico de subestações isoladas a gás SF6
Até recentemente o diagnóstico das subestações blindadas (GIS – Gás Insulated Substations) se limitava aos testes de comissionamento de novas instalações, pela medição de descargas parciais conforme a IEC 270, e tendo por finalidade verificar a existência de irregularidades de montagem.
Atualmente, a medição de descargas parciais e suas grandezas relacionadas, é a principal metodologia para se diagnosticar ou monitorar as GIS. Algumas dessas técnicas de medição permitem, além de identificar o nível das descargas, localizar os pontos de origem destes ou até mesmo de fornecer informações sobre o tipo de descarga que está ocorrendo.
Como para os demais equipamentos, o diagnóstico das GIS voltada para os procedimentos de manutenção, serve para evitar, ou pelo menos racionalizar a retirada de operação desses sistemas. No caso das GIS, a manutenção necessita de um grau elevado de especialização. As aberturas e fechamento dos trechos são demorados e há sempre a possibilidade de problemas em sua volta para operação. Esses aspectos justificam a tendência de se incorporar sistemas de medição para uso "on-line"nesse tipo de instalação.
I. Principais tipos de defeitos encontrados nas GIS.
Mais freqüentemente são encontrados os seguintes problemas nas GIS:
• Defeitos de montagem da instalação
São defeitos normalmente fáceis de serem identificados durante o comissionamento das GIS.
• Partículas metálicas livres no interior da GIS
É talvez o defeito mais comum descrito pelas empresas. Podem ser geradas partículas durante a montagem da GIS devido à filetes de roscas, ou por componentes móveis dos equipamentos de manobra, por exemplo.
As partículas acumulam carga elétrica e, conforme sua forma, dimensões e material, se movimentam no interior da GIS, podendo até causar descargas disruptivas. Partículas próximas do condutor central são mais perigosas.
• Contatos elétricos deficientes e componentes flutuantes na alta tensão
Componentes tais como blindagens suplementares do condutor central podem apresentar mau contato devido à falhas na montagem desses elementos ou processos de corrosão. Essa condição acarreta na geração de descargas parciais de níveis elevados que são facilmente registradas pelas técnicas de medição atuais.
• Defeitos fixos tais como irregularidades ou saliências metálicas nos condutores e partículas presas a espaçadores.
Irregularidades nos condutores se originam na fabricação ou montagem desses elementos e pode causar falhas elétricas quando da ocorrência de transitórios rápidos no sistema.
Partículas que se movimentam no SF6 podem prender-se aos isoladores por longo período.
Esses tipos de defeito não são normalmente descobertos durante o comissionamento e podem se transformar em falha com a contínua operação da GIS, devido à vibrações mecânicas ou forças eletrostáticas que mudem sua posição no interior.
Em muitos casos é realizada uma medição de descargas parciais com impulsos de tensão para se detectar esse tipo de problema.
• Defeitos dos isoladores espaçadores
Podem existir defeitos tanto na superfície dos espaçadores quanto no seu interior. Defeitos na superfície são normalmente efeitos secundários da existência de partículas metálicas em contato, impurezas excessivas no gás, descargas ocasionadas por ensaios elétricos, etc. Defeitos internos aos espaçadores se referem a problemas construtivos destes. Os mais comuns são rugosidades na junção com a alta tensão, partículas provenientes da maquinária utilizada, bolhas formadas no processo de cura do material isolante, etc.
Esses defeitos são normalmente identificados pelos testes a serem feitos na fábrica sobre cada unidade construída.
• Defeitos devido ao gás SF6
Baixos níveis de contaminantes tal como o ar, não alteram o nível de isolamento do gás. Porém o excesso de impurezas, somado à variações rápidas de temperatura, pode acarretar em condensação na superfície dos espaçadores e possibilidade de falha.
I. Métodos de diagnóstico em GIS
• Medições de descargas parciais pelo método convencional
Nesse caso é montado um circuito de ensaio conforme feito em laboratório. O principal problema encontrado nesse caso é o ruído eletromagnético ambiente que limita a sensibilidade da medição. Por esse motivo, a montagem deve ser de modo a se blindar ao máximo as partes energisadas e utilizar um instrumento de medição de banda estreita. Assim, freqüências de medição de até 3 MHz podem ser consideradas.
• Medições de descargas parciais em alta freqüência (HF)
A sensibilidade da medição de descargas parciais varia muito nas faixas de freqüência entre alguns MHz e algumas dezenas de MHZ. Conforme a posição relativa entre os defeitos e os sensores, ocorrem fenômenos de ressonância dos pulsos de descargas parciais.
Nessa medição são colocados nos espaçadores, sensores constituídos por eletrodos ou flanges isolados. A medição é realizada com analisador de espectro procurando-se, para cada sensor, a freqüências de maior sensibilidade.
A vantagem da medição em HF é que os ruídos são bem reduzidos, sobretudo par freqüências entre 20 e 70 MHz, o que permite a detecção de sinais de centenas de pC.
• Medições de descargas parciais em ultra alta freqüência (UHF)
Nesse caso são medidas as componentes radiadas das descargas parciais, por meio de pequenas antenas introduzidas em aberturas existentes nas instalações.
As antenas são mais sensíveis para as componentes de das descargas que se encontram entre 700 e 1100 MHz.
Esse método tem as vantagens de não ter a sensibilidade prejudicada pelas capacitâncias da subestação e de não haver níveis de ruídos elevados na medição.
Por outro lado, devido à grande atenuação dos sinais nessas freqüências, são necessários diversos sensores ao longo de uma subestação.
A localização das descargas pode ser conseguida pela realização de medições simultâneas em vários pontos da instalação, utilizando-se osciloscópio de banda larga. As medições em HF e UHF não fornecem adequadamente as amplitudes das descargas parciais, servindo sobretudo para identificar que há problemas e eventualmente localizá-los.
• Medições de descargas parciais pelo método acústico
As descargas parciais geram também ondas de pressão acústicas que se propagam na instalação e podem ser registradas por sensores apropriados colocados na parte externa aterrada das blindadas. Os sensores podem ser tipos de acelerômetros que captam sinais desde alguns kHz até dezenas de kHz ou sensores de emissão acústica que são ressonantes em determinada freqüência normalmente entre 80 e 200 kHz. Existem no
mercado sistemas de medição especialmente desenvolvidos para essa função e que trabalham com diversos tipos de sensores.
Com essa técnica, defeitos tais como mau contato e partículas podem ser facilmente verificadas, visto que muitos destes defeitos internos podem gerar vibrações mecânicas sem que haja indícios de descargas elétricas de alta intensidade.
As desvantagens dessa metodologia se referem à indefinição quanto à amplitude de eventuais descargas parciais elétricas internas e à necessidade de realização da medição em todos os compartimentos uma vez que os sinais acústicos são muito atenuados quando propagados na instalação.
• Método ótico de medição de descargas em GIS
Esse método tem muito pouco uso no que se refere à identificação de descargas parciais mas é algumas vezes utilizado para localização de descargas disruptivas internas quando da aplicação de transitórios na subestação.
São utilizados nessa medição instrumentos que detectam a luminosidade tais como os fotodiodos ou fotomultiplicadores de alta sensibilidade.
• Método químico para detecção de descargas parciais
Consiste na detecção de subprodutos do SF6 que são decompostos quando da ocorrência de arcos internos.
Não existe até o momento um procedimento padrão para esse tipo de medição que possa servir de base. Embora diversos equipamentos que fazem esse tipo de análise já estejam disponíveis, não há comprovações de sua eficiência para fins de diagnóstico, sobretudo quando há apenas a ocorrência de descargas parciais de pequena amplitude no interior das instalações
