Fatos menos conhecidos sobre os testes de TTR que estão afetando seus resultados

O teste da relação de espiras do transformador (TTR) é uma das maneiras mais comuns de avaliar a condição dos enrolamentos e do núcleo de um transformador. Ao longo da vida útil de um transformador, os resultados de TTR são comparados com as classificações da placa de identificação para revelar deterioração do isolamento, espiras em curto, aquecimento do núcleo ou outras anormalidades. O teste de TTR é simples e, por isso, geralmente é realizado sem um entendimento completo de sua base. Como resultado, quando as medições não estão dentro dos limites esperados, é difícil determinar a causa e resolver o problema. 

Este artigo se concentra em alguns dos aspectos menos conhecidos dos testes de TTR, como o efeito da tensão de teste aplicada, aumento versus redução da excitação; diferenças entre a razão da placa de identificação, a razão de tensão e as espiras; fontes de erros; testes por fase versus testes trifásicos reais; e muito mais.

O básico 

Os transformadores transferem energia entre circuitos, geralmente em diferentes níveis de tensão e corrente, por indução eletromagnética. Essa função depende da relação entre o número de espiras de um par específico de enrolamentos no transformador. Como essa relação é tão importante, os testes de TTR são realizados frequentemente ao longo da vida útil de um transformador — durante a fabricação, na aceitação e em seguida, durante a manutenção de rotina e como um auxílio para a localização de falhas. 

A relação de espiras do transformador (TTR) é simplesmente a razão do número de espiras entre dois enrolamentos e pode ser escrita da seguinte forma:

Onde Np é o número de voltas no enrolamento primário e Ns é o número de espiras no enrolamento secundário. Normalmente, os usuários de transformadores não conhecem Np e Ns, por isso, utilizam a relação de placa de identificação do transformador (TNR), que pode ser calculada como:  

Onde VLLp é a tensão primária linha a linha e VLLs é a tensão secundária linha a linha, ambas extraídas da placa de identificação do transformador. 

Os instrumentos modernos de TTR aplicam uma tensão em um enrolamento do transformador (VP), medindo a tensão resultante em outro enrolamento (VS) e calculando a razão dessas duas tensões. Esta é a relação de tensão do transformador (TVR), mas deve-se observar que para transformadores trifásicos, um fator de correção, que depende da configuração do vetor dos enrolamentos, deve ser aplicado. 

Como as medições de TTR são realizadas sem carga, a impedância tem um efeito insignificante nos resultados. O valor medido da TVR será, portanto, aproximadamente igual à TTR, a relação de espiras. Por esse motivo, é prática padrão do setor validar a TTR com um instrumento que, na realidade, mede a TVR. 

Entendendo os resultados 

Um instrumento de teste de TTR apresenta três quantidades para cada medição: TVR, corrente de excitação e desvio de fase. A TVR medida pode ser comparada com a TVR esperada calculada com as informações da placa de identificação e, se necessário, o fator de correção da configuração do enrolamento. De acordo com a norma IEEE C57.152, 2013, os valores medidos e calculados de TVR devem coincidir com uma tolerância de ± 0,5%. 

Figura 1: Erro na relação de espiras em várias tensões de teste

A medição da corrente de excitação pode ser usada para detectar problemas na estrutura do núcleo magnético, defeitos nos enrolamentos, como espiras em curto, e problemas no trocador de derivação. Essa medição também pode ser realizada usando um conjunto de teste de fator de potência, pois normalmente é feita na frequência nominal e em tensões de até 10 kV. Os resultados dependem da tensão e, como a avaliação das medições depende muito do reconhecimento do padrão, os resultados obtidos durante os testes de TTR — mesmo com tensões consideravelmente mais baixas — podem ser uma ferramenta de diagnóstico útil. 
O desvio de fase depende principalmente da qualidade do material usado na construção do núcleo do transformador. A construção de um núcleo de transformador com alta permeabilidade, baixa perda de material e sem defeitos de interlaminação ajuda a minimizar as correntes de eddy e, portanto, o desvio de fase. Portanto, um desvio de fase significativo indica um núcleo ineficiente. 

Conforme documentado na norma IEEE C57.152, 2013, existem casos especiais envolvendo um transformador com um trocador de derivação no lado de baixa tensão e um número pequeno de espiras no total. Com esses transformadores, a variação por derivação pode estar fora da tolerância normal de ± 0,5%. Nesses casos, as medições nas extremidades do trocador de derivação devem estar dentro da faixa de tolerância de ± 0,5% e, para todas as derivações, as três fases devem ter as mesmas relações de tensão.  

Correlação com outros testes 

Quando os resultados do teste de TTR sugerem que pode haver um problema, é útil saber como esses resultados se relacionam com outros testes que podem ser realizados em campo. 

A corrente de excitação de um transformador é a corrente que flui em um enrolamento energizado, com todos os outros enrolamentos em circuito aberto. A medição da corrente de excitação pode ajudar a identificar os principais problemas na estrutura do núcleo, problemas com os trocadores de derivação, falhas de conversão e enrolamentos aterrados. 

Os testes de resistência em espiral podem fornecer informações sobre problemas de isolamento, como curtos e problemas nos trocadores de derivação, que, em casos extremos, afetarão as medições de TTR. Por fim, um teste de interbobina indutiva, que é um dos vários tipos de medição possíveis ao realizar o teste de análise de resposta de frequência de varredura (SFRA), pode ser usado para obter uma boa aproximação da relação de tensão de um transformador. 

Fontes de erros 

Uma suposição feita nos testes de TTR é que, sob condições sem carga, a razão de tensão de um transformador seja igual à relação de espiras. Outra suposição é que todo o fluxo produzido por um enrolamento é ligado ao segundo enrolamento. No entanto, na realidade, sempre há vazamento de fluxo, o que significa que a tensão no enrolamento secundário sempre será menor do que a dada por um cálculo simples baseado na relação de espiras. Esses fatores, juntamente com as perdas de corrente e histerese, as perdas de excitação e os efeitos da tensão de teste aplicada e a permeabilidade do núcleo, contribuem para erros na medição da relação de espiras.

Outros fatores externos que podem influenciar as medições de TTR incluem o tipo de transformador (dois enrolamentos, três enrolamentos, autotransformador com terciário etc.), a configuração do transformador (Dy, Yd, Yy, Dd etc.), as conexões feitas entre o transformador e o instrumento de teste (excitação do enrolamento de AT ou excitação do enrolamento de BT) excitação monofásica ou trifásica, a carga de enrolamentos delta (quando presente), a magnitude da relação de excitação e o valor da tensão. Esses fatores são abordados nas seções a seguir do artigo. 

Tensão de teste 

Um teste de TTR é geralmente realizado energizando o enrolamento de AT de um transformador e medindo a tensão no enrolamento de BT. Este é o método de teste de redução. A tensão utilizada para energizar o enrolamento pode, no entanto, influenciar os resultados. Quando a tensão de teste é aplicada, o fluxo magnético diretamente proporcional à tensão/espira é induzido no núcleo do transformador. A maioria, mas não todas essas ligações de fluxo com o enrolamento secundário e o fluxo que o faz é conhecido como o fluxo mútuo. O fluxo que não se liga ao secundário é o fluxo de vazamento. 

O fluxo mútuo depende de indutâncias de enrolamento, design de núcleo, construção e permeabilidade do núcleo. Como o fluxo no núcleo é uma função de volts/espira, uma tensão de teste mais alta pode ser necessária para obter uma articulação de fluxo mútuo mais alta e superar erros devido ao fluxo de vazamento, perdas de excitação e perdas de núcleo. Além disso, como a permeabilidade do núcleo aumenta com o aumento da tensão de teste, é benéfico usar tensões de teste mais altas. A Figura 1 mostra os resultados de TTR em várias tensões de teste para um transformador de Dyn1, 138 kV a 4.365 kV energizado do lado de AT. 

Na prática, para qualquer transformador, há uma tensão de teste além da qual a dependência de tensão diminui. Os resultados de TTR são consistentes em qualquer tensão mais alta. 

Configuração do transformador 

Transformadores trifásicos são produzidos com uma ampla gama de configurações de enrolamento e em geral, é mais difícil testar com precisão se o enrolamento de BT for configurado em delta. Isso ocorre porque o teste de TTR pressupõe que o secundário é um circuito aberto e não tem carga conectada. Com um enrolamento de BT ligado em delta e medições realizadas em uma base por fase esta suposição não mantém, uma vez que a bobina em teste é carregada pela sua ligação com os outros dois enrolamentos no loop delta. A corrente que circula no loop delta leva a perdas internas e afeta a precisão da medição de TTR. 

Nesses casos, recomenda-se energizar o enrolamento de alta tensão (AT) linha a linha ou usar excitação trifásica. Melhor ainda é excitar o enrolamento de BT e medir a tensão induzida no enrolamento de AT (modo de aumento). A Figura 2 mostra o efeito dessas medidas sobre os resultados da TTR e vale a pena notar que, mesmo quando uma tensão de teste de apenas 8 V foi usada com excitação de aumento, os resultados foram mais precisos do que quando uma tensão de teste de 80 V foi usada no modo de redução. 

Figura 2: Erro de TTR em um transformador YNd com vários métodos de excitação

Figura 3: Comparação de erros nos modos de aumento e redução em um autotransformador com enrolamento terciário

Com transformadores de três enrolamentos e autotransformadores com enrolamentos terciários, é difícil obter uma boa medição de relação de AT para terciário. O enrolamento terciário é geralmente mais próximo do núcleo, sendo o enrolamento de AT o enrolamento mais externo.

Com esse arranjo, quando o teste de TTR é realizado do lado AT, o coeficiente de acoplamento entre AT e enrolamento terciário é menor do que em um transformador típico de dois enrolamentos. A situação é pior quando a relação de espiras é alta — a experiência mostra que qualquer relação maior que 20:1 apresenta problemas para medições de relação AT/terciário quando o modo de teste de redução é usado. Além disso, o enrolamento terciário é normalmente conectado ao delta, o que cria dificuldades adicionais, como discutido anteriormente. 

Para lidar com esses desafios, recomenda-se que as medições de TTR sejam realizadas no modo de aumento a partir do lado terciário. No entanto, é importante manter a tensão de teste do LV baixa para evitar a produção de tensões perigosamente altas no lado de AT. 
Normalmente, a tensão de teste de excitação no modo de aumento é determinada pela tensão máxima que o instrumento de teste consegue medir com segurança e precisão no enrolamento de alta tensão. 

A Figura 3 mostra as medições da relação de espiras de AT-terciário para um autotransformador de 288,7 kV/95,2 kV/26,4 kV. Os testes foram realizados a partir dos lados AT e terciário para permitir a comparação. Como pode ser visto, com excitação de enrolamento de alta tensão, o primeiro grupo de derivações deu resultados que estavam fora do limite da IEEE de ± 0,5%. No entanto, com excitação terciária do enrolamento, todas as derivações estavam dentro da tolerância. 

Excitação do enrolamento de AT vs. excitação do enrolamento de BT 

Como já foi discutido, a razão de transformação medida em um teste de TTR é influenciada pelo fluxo mútuo que liga os enrolamentos de AT e BT. Isso, por sua vez, depende da geometria dos enrolamentos, do número de voltas e da permeabilidade do núcleo. Em um determinado transformador, os dois primeiros fatores são fixos, mas a permeabilidade do núcleo não é constante. 

No tipo de aço utilizado nos núcleos dos transformadores, a permeabilidade aumenta rapidamente com o aumento da força do campo magnético H. a aplicação de uma tensão de teste mais elevada aumenta o H, o que aumenta a permeabilidade do núcleo e resulta em uma ligação mais eficaz entre os enrolamentos. Isso melhora a precisão das medições de TTR, como mostrado na Figura 4, onde a tensão de teste é aplicada ao enrolamento de AT. 

Figura 4: Erros de TTR com excitação de enrolamento de AT monofásico usando várias tensões de teste

No entanto, é possível obter benefícios ainda maiores usando o modo de teste de aumento, no qual o transformador é energizado a partir do lado da BT. Como o fluxo é uma função de volts/espira, a mesma tensão de teste produzirá mais fluxo se for aplicada ao lado da BT. Além disso, como o enrolamento de BT geralmente está mais próximo do núcleo, há melhor acoplamento entre os enrolamentos de BT e AT. Melhor acoplamento e mais fluxo significam que resultados de TTR mais precisos são obtidos. Exemplos de resultados dos testes de TTR em modo de aumento são mostrados na Figura 5 e vale a pena notar que, à medida que a tensão de teste é aumentada, o erro da relação se move em uma direção positiva, que é o oposto do que acontece nos testes de redução. 

Figura 5: Erros de TTR com excitação de enrolamento de BT monofásico usando várias tensões de teste

Um benefício adicional do teste do modo de aumento é que ele fornece melhor precisão quando altos níveis de interferência estão presentes. Com testes de aumento, as técnicas modernas de medição e processamento de sinais permitem obter resultados fiáveis, mesmo nas condições mais difíceis do terreno. 

Excitação monofásica versus trifásica 

Os transformadores trifásicos são frequentemente testados por fase com uma fonte monofásica, usando relés para alternar a energia de uma fase para outra, conforme necessário. As limitações dos métodos por fase já foram discutidas e, para compensar, recomenda-se que uma tensão de teste mais alta seja usada, juntamente com o teste em modo de aumento. Energizando duas fases testando fase a
a fase também é desejável, pois, com dois enrolamentos energizados, o acoplamento entre os enrolamentos é melhorado e a dependência da tensão de teste é reduzida. 

Resultados ainda melhores são obtidos com uma fonte trifásica e testando as três fases simultaneamente. A distribuição de fluxo será mais uniforme, levando a um acoplamento mais alto entre os enrolamentos, de modo que os resultados são menos sensíveis à tensão de teste. As perdas de excitação durante o teste são compartilhadas por todas as três fontes, fornecendo resultados muito mais precisos do que aqueles obtidos com excitação monofásica ou bifásica. Benefícios adicionais são que a medição simultânea de todas as três fases minimiza o tempo de teste e, como reduz a necessidade de trocar os cabos de teste e subir e descer escadas, aumenta a segurança. Além disso, os relés de comutação não são mais necessários no instrumento de teste, o que melhora a confiabilidade e a longevidade. 

A Figura 6 mostra os resultados de teste monofásico e trifásico no modo de aumento para quatro tensões de teste, e pode-se observar que o teste trifásico fornece erros menores em todos os casos. 

Figura 6: Excitação monofásica e trifásica em várias tensões

Quando as três fases são medidas simultaneamente, melhores comparações podem ser feitas entre os resultados de cada fase. Outras vantagens incluem a capacidade de testar a proporção de transformadores de fase, maior precisão das medições de desvio de fase e o potencial de usar técnicas de reconhecimento de vetor em transformadores com informações limitadas na placa de identificação. A realização de medições trifásicas de TTR no modo de aumento é ainda melhor, pois combina os benefícios de ambas as técnicas, como é mostrado de forma convincente nas Figuras 7 e 8. 

Figura 7: Erro nas medições de TTR trifásicas de redução em um transformador com OLTC

Figura 8: Erro nas medições de TTR trifásicas de aumento em um transformador com OLTC  

A Figura 7 mostra os resultados de excitação trifásica de redução para o OLTC do lado de alta tensão de um transformador trifásico de Dyn1 138 kV/4,365 kV. Pode-se observar que os erros são grandes e inconsistentes, com algumas das derivações excedendo o limite de tolerância ± 0,5% do IEEE. 

A Figura 8 mostra os resultados para o mesmo transformador e OLTC usando excitação trifásica de redução. Desta vez, os erros são significativamente menores e mais consistentes entre as fases e todas as derivações estão bem dentro do limite de tolerância IEEE.

Resumo e conclusões 

O teste de TTR é um auxílio importante para avaliar a condição dos enrolamentos, do núcleo e do isolamento de um transformador. O teste é simples, mas muitos fatores, como permeabilidade do núcleo, fluxo de vazamento, perdas de excitação e configuração de enrolamento, podem afetar a precisão dos resultados. As técnicas de teste usadas também influenciam a precisão, levando potencialmente a diferenças significativas entre as razões medidas e da placa de identificação.

Muitos desses fatores estão fora do controle de quem realiza o teste, mas há etapas que podem ser tomadas para melhorar a precisão e a repetibilidade dos resultados. As melhores práticas podem ser empregadas para selecionar o enrolamento mais apropriado a ser energizado (modo de aumento ou redução), para escolher uma tensão de teste que minimize a dependência da tensão e para decidir se deve energizar vários enrolamentos (excitação de linha para linha ou trifásica) de modo que os erros devido a perdas de excitação e a configuração dos enrolamentos sejam minimizados. Os testes de campo mostram que a excitação trifásica simultânea e o teste do modo de aumento melhoram muito a precisão, mas onde a excitação trifásica não é possível, o teste de linha para linha é uma alternativa aceitável. O teste de aumento proporciona melhor acoplamento, gera mais fluxo e reduz a dependência da tensão quando comparado com o modo de redução. 

Com essas práticas recomendadas, os testes de TTR tornam-se mais seguros, mais eficientes e permitem que transformadores sensíveis à tensão de teste aplicada, transformadores automáticos com enrolamentos terciários e transformadores com enrolamentos delta BT sejam testados com precisão para obter erros de proporção que podem ser comparados com os limites da IEEE para fornecer uma avaliação confiável das condições de enrolamento e isolamento.

Autores: Dinesh Chhajer, Daniel Carreno e Ken Petroff