Transformadores de potência são o coração da rede elétrica. Em serviço, eles enfrentam estresse elétrico, térmico, mecânico e químico — todos atacando, ano após ano, o sistema de isolamento. Avaliar esse envelhecimento de forma contínua é o que separa um ativo confiável de uma surpresa cara.
A medição de descargas parciais (DP) é uma das ferramentas mais sensíveis para detectar pontos fracos no isolamento antes que eles evoluam para falhas. Em transformadores de potência ela é tipicamente aplicada em três momentos:
- durante a fabricação, como parte do controle de qualidade;
- após a instalação em campo, para validar o comissionamento;
- como ferramenta de manutenção baseada em condição em ativos já em operação.
DP é, em essência, uma ruptura elétrica local dentro do sistema de isolamento — gerando pulsos de corrente rápidos. Esses pulsos quase nunca vêm sozinhos: vêm acompanhados de ondas de pressão, sinais eletromagnéticos, efeitos químicos e ópticos. Combinar essas leituras (convencionais e não convencionais) é o que entrega o melhor diagnóstico.
O caso: transformador 300 MVA, óleo, buchas horizontais
As buchas de alta tensão dos enrolamentos de 220 kV e 110 kV de um transformador de potência de 300 MVA tiveram que ser desmontadas para transporte. Após a remontagem na nova subestação, os domos das buchas precisaram ser reabastecidos com óleo.
O detalhe técnico que mudou o procedimento: as buchas eram horizontais — o que significa que qualquer descuido no reenchimento deixaria bolhas de gás dentro do domo. E bolha de gás dentro de bucha em 220 kV é receita pronta para descarga parcial.
Para garantir que o enchimento ficou íntegro, foi montado um ensaio elétrico completo de DP no ativo recém-instalado.
Figura 2 — Arranjo do detector MPD 800 conectado aos taps das buchas das fases 1U e 1V.
Medição elétrica de DP — IEC 60270 com MPD 800
O ensaio foi conduzido conforme a norma IEC 60270, desacoplando simultaneamente os sinais de DP e CA nos taps de medição de todas as buchas de 220 kV e 110 kV. Os sinais de dois taps de bucha foram conectados diretamente a um único MPD 800, dispensando dispositivo de acoplamento adicional.
Figura 3 — Diagrama elétrico do ensaio: gerador a diesel + transformador elevador 0,4/24 kV alimentando o transformador de 300 MVA, com MPD 800 nos taps das buchas e sensores piezo na região da fase 1U.
Calibração e matriz de acoplamento cruzado
Um sinal de calibração foi injetado em todas as buchas, permitindo determinar a matriz de acoplamento cruzado. Além da calibração convencional de AT para terra, foi feito um registro adicional injetando o sinal diretamente no tap de medição da bucha — simulando uma falha exatamente naquele ponto.
O ruído ambiente ficou abaixo de 10 pC a 0,5 × Un, com frequência central de 400 kHz e largura de banda de 600 kHz. Mesmo abaixo da tensão nominal, descargas de até 2 nC foram captadas no ponto de medição 1U.
Figura 4 — Padrão PRPD (Phase Resolved Partial Discharge) obtido nos 8 pontos de medição (1U, 1V, 2U, 2V, 1W, 1N, 2W, 2N) a 0,8 × Un.
A comparação dos valores de carga da matriz cruzada de calibração com os da DP real apontou para uma origem fisicamente próxima do ponto 1U.
Trigger no PRPD: comparação no tempo e na frequência
O software MPD Suite permite desenhar uma janela de trigger no padrão PRPD. Só os pulsos que caem na faixa selecionada de fase e amplitude disparam as visualizações de escopo e FFT. Isso facilita comparar os sinais de alta frequência sem filtros.
A comparação do sinal no tempo e do espectro de frequência da injeção direta no tap da bucha com o sinal real de DP mostrou alta similaridade em tempo de subida, oscilação e ressonâncias. Já a calibração convencional, que exigiu cabos longos, não casou com o sinal real — reforçando que a origem da DP estava mesmo perto da bucha 1U.
Figura 6 — Visualização logarítmica bipolar do PRPD em 1U, com a janela de trigger e os sinais correspondentes no tempo e na frequência.
Localização acústica: 8 sensores piezo na carcaça
Sensores piezo (ou piezoelétricos) são pequenos discos que geram um pequeno sinal elétrico sempre que sofrem vibração. Colados na parede do tanque do transformador, captam as ondas acústicas que cada descarga parcial dispara dentro do óleo — exatamente como um microfone capta som. Como cada sensor está em uma posição conhecida, o sistema mede o atraso de chegada do mesmo “estalo” em cada um deles e, por triangulação (igual ao GPS), calcula de onde dentro do trafo aquela DP partiu.
A localização da fonte de DP é feita pela diferença de tempo de propagação do sinal acústico entre o ponto da falha e múltiplos sensores de emissão acústica (AE) instalados na carcaça do tanque. Com a velocidade do som conhecida e a posição geométrica dos sensores, dá para triangular a falha.
A janela de trigger PRPD do MPD 800 fornece uma saída elétrica/óptica que dispara o sistema acústico. Com isso, o atraso até cada sensor piezo é medido em valor absoluto, referenciado ao pulso elétrico de DP. Habilita-se então o uso de funções de média (averaging) — e a relação sinal/ruído melhora drasticamente.
Figura 7 — Sinais acústicos sem averaging (esquerda) e após a média de 100 eventos (direita), usando o sinal elétrico de DP como trigger.
A localização foi conduzida com 8 sensores piezo instalados na região da fase 1U.
Figura 8 — Instalação dos sensores piezo na parede do tanque, na região da bucha 1U.
Figura 9 — Sinais acústicos captados pelos sensores piezo, já triangulados.
Figura 10 — Posição triangulada da DP: próxima ao terminal de saída de alta tensão do enrolamento de 220 kV, fase 1U.
Trending contínuo com MONTESTO 200
Os achados off-line foram discutidos com o fabricante do transformador. A localização da falha, o comportamento da DP e o fato de não ser possível reparar em campo levaram à decisão de reenergizar o ativo — desde que com trending contínuo da DP em paralelo ao monitoramento de gases dissolvidos no óleo.
O transformador foi equipado com adaptadores de bucha (BTA) em todas as buchas de 220 kV. O MONTESTO 200 assumiu o monitoramento, com controle remoto e comunicação com o centro de controle sempre que os níveis de alerta de DP fossem ultrapassados.
Figura 11 — Sistema completo de monitoramento e trending com adaptadores BTA, MONTESTO 200 e comunicação com o centro de controle.
Como havia descarga corona audível na subestação, a frequência de medição foi sintonizada em 2,2 MHz — faixa onde a DP interna domina e o ruído externo é minimizado.
O nível de descarga interna na fase 1U se manteve estável nas primeiras semanas. Depois, começou a aumentar continuamente ao longo de um mês. Mas o mais relevante veio em seguida: ao longo de 3 meses, um segundo padrão apareceu na fase 1V — partindo de cerca de 100 pC e estabilizando em 2 nC, com alta similaridade ao mecanismo da 1U. Sem o monitoramento contínuo, esse segundo defeito teria passado batido até a próxima parada programada.
Figura 12 — Trend crescente da carga aparente medida na fase 1U.
Figura 13 — Evolução da atividade de DP ao longo de 5 meses, visualização logarítmica.
Figura 14 — Desenvolvimento do PRPD filtrado por 3PARD obtido na fase 1V.
E o DGA? Por que sozinho não basta
Os resultados da análise de gases dissolvidos (DGA) antes e depois do transporte não indicaram falha nem atividade de DP. Durante a operação, o hidrogênio subiu levemente — mas a quantidade total de gases dissolvidos permaneceu abaixo dos valores típicos. Ou seja, só com DGA não havia base para um diagnóstico confiável.
Um defeito local dentro de uma parte sólida do isolamento não necessariamente leva a aumento de gases dissolvidos. É justamente nesse cenário que a medição elétrica de DP, com localização acústica e trending contínuo, salva o ativo.
Figura 15 — Tendência DGA ao longo de 3 meses — hidrogênio subindo levemente, sem disparar alarme.
Conclusão
Esse estudo de caso reforça três pontos que muitas vezes são debatidos em campo:
- A medição elétrica de DP pode ser mais sensível e mais imediata que o DGA — especialmente em defeitos locais no isolamento sólido, que não geram aumento perceptível de gases dissolvidos.
- Localização acústica com 3+ sensores piezo e sincronização ao trigger elétrico fornece informação valiosa para localização, interpretação e avaliação de risco.
- Trending contínuo com adaptador BTA + MONTESTO 200 permite que ativos com defeitos estáveis sigam em operação — com a tranquilidade de que qualquer mudança de comportamento será detectada.
Neste caso específico, o transformador — com descargas ativas mas estáveis em duas fases — permanece online, sob monitoramento contínuo, sem necessidade de desligamento emergencial.
Equipamentos OMICRON utilizados
- MPD 800 — Sistema universal para detecção e análise de DP segundo IEC 60270.
- MPD Suite — Software de análise com PRPD, 3PARD e visualizações no tempo e na frequência.
- MONTESTO 200 — Sistema de monitoramento e trending contínuo de DP em buchas com adaptador BTA.
- PDL 650 — Sistema de localização acústica de DP.
Fonte: OMICRON Energy — Paper of the Month 04/2021, “Measurement, localization and monitoring of partial discharges on a power transformer”, por Udo Ranninger e Michael Krüger. Publicado originalmente na Transformers Magazine (janeiro 2021). Tradução técnica e edição: Method Representações.