Avaliação de equipamentos de subestação de alta tensão a 1 Hz

Autores: Dr. Diego Robalino, Vince Oppedano e Ken Petroff

É uma prática comum avaliar a condição de isolamento média de equipamentos da subestação de alta tensão (AT) em campo, medindo perdas dielétricas. Esta prática envolve a aplicação de um sinal de CA a um sistema de isolamento a uma frequência próxima à frequência de linha (60 ou 50 Hz) e a medição da corrente e do ângulo entre a corrente e a tensão aplicada para determinar o fator de dissipação de isolamento (tan delta) ou o fator de potência.

O fator de dissipação de isolamento (DF) da frequência de linha (LF) ou o fator de potência (PF) depende da frequência do sinal aplicado, das propriedades dielétricas do material de isolamento, da temperatura de isolamento, do modelo geométrico, bem como, do envelhecimento e da contaminação que podem estar presentes no meio isolante.

A experiência de campo sugere que as tabelas de fatores para correção da temperatura não refletem o comportamento térmico real do sistema de isolamento e, consequentemente, uma análise de tendência de DF ou PF pode levar a erro devido aos resultados de teste com compensação de temperatura incorreta. Durante toda a vida útil de um ativo elétrico, o fator de dissipação de frequência de linha (LF DF) pode permanecer o mesmo, aumentar ou, por vezes, até mesmo diminuir e a razão para tais alterações nem sempre é clara.

A pesquisa realizada pelos autores mostra que mesmo um DF de frequência de linha aparentemente "bom" nem sempre é "bom" e que, para determinar de forma confiável a condição do sistema de isolamento, a avaliação do isolamento também deve considerar um valor adicional de DF obtido em outra frequência muito específica.

Este artigo fornece uma demonstração clara do benefício de medir o isolamento DF em LF (50 ou 60 Hz) e em 1 Hz. Essa simples combinação de procedimentos realizados ao mesmo tempo e com o mesmo instrumento de teste fornece uma maneira mais confiável e eficiente de avaliar a condição de equipamentos críticos de subestações de alta tensão, incluindo transformadores, buchas e transformadores de instrumentos.

Fundamentação teórica:

Resposta dielétrica no domínio de frequência

Métodos não invasivos e não destrutivos para determinar as caraterísticas dielétricas dos sistemas de isolamento evoluíram significativamente nas últimas duas décadas. Os métodos normalmente envolvem a aplicação de um sinal sinusoidal ao sistema de isolamento. Isso não é feito para enfatizar o isolamento, mas para medir suas propriedades dielétricas: capacitância, fator de dissipação (DF), permitividade complexa e condutividade. A relação entre componentes imaginários e reais da permissividade complexa é o isolamento DF (tan delta, δ).

Equação 1

As propriedades físicas e/ou químicas de materiais orgânicos e inorgânicos podem mudar devido ao envelhecimento e devido a estresse térmico, químico, elétrico ou mecânico. Um método não invasivo e não destrutivo para tendência a essas mudanças nos materiais isolantes é a medição das perdas dielétricas realizadas em amplos intervalos de frequências ou temperaturas. A resposta de frequência dielétrica fornece uma imagem instantânea da condição do sistema de isolamento e, portanto, permite a avaliação no local e a comparação com os valores históricos, mas somente se a correção de precisão da temperatura for realizada de acordo com a equação de Arrhenius (equação 2), que define a relação entre frequência e temperatura.

Equação 2

Em que Ea é a energia de ativação do material de isolamento em eV, kB é a constante de Boltzmann (8,617 x 10-5 eV/K) e T é a temperatura Kelvin do objeto. As energias de ativação estão no intervalo de 0,70 - 1,18 eV para isolamentos de celulose impregnados com óleo. 

A equação de Arrhenius permite a normalização da resposta dielétrica a uma temperatura de referência, que 
é tipicamente 20 °C. Essa abordagem é conhecida como correção individual da temperatura (ITC). O efeito da temperatura em uma amostra de papel impregnado com óleo (OIP) é mostrado na Figura 1.
 

Fator de dissipação de frequência de linha (LF DF)

O valor medido de LF DF por si só não fornece muitas informações, a menos que seja devidamente corrigido para 20 °C. Em um transformador de alimentação ou distribuição, o isolamento interbobina, bem como os sistemas de isolamento enrolamento-aterramento, são testados usando uma tensão aplicada de 10 kV (ou abaixo da tensão nominal do enrolamento em teste) na frequência da linha. Os valores normalizados resultantes estão sujeitos a pelo menos uma das três avaliações típicas: análise comparativa, análise de tendências e aceitação dentro dos limites estabelecidos pelos padrões internacionais. Não é apenas o valor de LF DF que é importante, mas também o valor de capacitância. No entanto, a experiência de campo demostrou que o equipamento de HV pode falhar mesmo após um teste de LF DF com resultados aparentemente aceitáveis.

As razões para não detectar problemas de isolamento com LF DF estão relacionadas à dependência da temperatura do DF e o efeito muito marginal de contaminantes emergentes no LF. Realizar o teste em uma frequência adicional é uma abordagem prática para melhorar a avaliação, fornecendo dois pontos de medição dentro do espectro de resposta dielétrica.

Fator de dissipação a 1 Hz

Mais de 25 anos de informações obtidas usando a resposta de frequência dielétrica (DFR) de espectro completo (1 mHz a 1 kHz) no campo para avaliar a condição dos transformadores foram analisados minuciosamente em várias frequências.

Como pode ser visto na Figura 1, no LF (60 Hz), a variação da DF em função da temperatura é muito pequena em comparação com a variação observada a 1 Hz. As diferenças no LF são bastante difíceis de observar, especialmente para uma amostra em boas condições, sem contaminação, com menos de 0,5 % de umidade no isolamento sólido e condutividade do óleo muito baixa.

Aqui está a importância do teste de 1 Hz. Conforme mostrado na Figura 1, a região de frequência mais alta da resposta representa um sistema de baixa perda relativamente linear. Em uma frequência ressonante ωr, a resposta dielétrica transita para uma região de frequência mais baixa representada por perdas mais altas e maior dispersão da resposta dielétrica. A frequência ressonante mudará para valores mais altos quando a temperatura aumentar e valores mais baixos quando a temperatura diminuir, conforme mostrado na

Figura 2. É importante saber em que grau uma mudança na temperatura de teste causou a mudança na frequência ressonante, pois as alterações no eixo vertical ou horizontal implicam uma mudança na condição dielétrica. Portanto, para eliminar a temperatura como fator para uma alteração observada, toda a resposta deve ser normalizada adequadamente para 20 °C sempre que uma medição for feita em uma temperatura diferente de 20 °C.

Aplicações de campo:

Buchas

As buchas do tipo condensador, normalmente conhecidas como buchas graduadas capacitivas, são utilizadas 

há muito tempo e foram testadas de muitas maneiras. A resposta dielétrica de uma bucha no domínio do tempo ou da frequência é dominada principalmente por sua construção, a temperatura durante o teste e as propriedades dos materiais. Na maioria das buchas HV e EHV (de alta tensão), normalmente é utilizado um modelo geométrico para o isolamento principal que replica um capacitor graduado. O isolamento de papel impregnado com óleo (OIP) é usado na grande maioria das buchas instaladas em campo, onde o isolamento líquido é óleo mineral e o isolamento sólido é geralmente papel kraft com uma classificação térmica de elevação de 55 °C. Ambos os materiais possuem caraterísticas mecânicas e dielétricas bem conhecidas e excelentes. Outros tipos comuns de buchas HV são papel impregnado de resina (RIP) e sintético impregnado de resina (RIS).

Como a falha das buchas tem um grande impacto sobre os transformadores, a avaliação da condição das buchas de HV foi amplamente investigada e o CIGRE publicou recentemente um documento muito detalhado que descreve a confiabilidade das buchas de HV e EHV [1]. Vários dos métodos utilizados para testar as buchas HV são, por vezes, ineficazes e os resultados são inconclusivos. Testes offline de capacitância e fator de dissipação geralmente são realizados na frequência da linha como parte da aceitação, comissionamento, testes de rotina e solução de problemas, ou após o trabalho de manutenção corretiva. As alterações na capacitância podem indicar um curto entre as camadas capacitivas em C1 (o isolamento do núcleo principal) e as alterações no fator de dissipação (ou fator de potência ou tan delta) podem indicar degradação do isolamento e/ou contaminação. A contaminação do isolamento devido ao superaquecimento ou à geração excessiva de descarga parcial (PD) e, consequentemente, dos subprodutos de PD, como a cera X, exerce uma clara influência na resposta dielétrica [2].

Conforme apresentado em [3], a influência da contaminação na resposta dielétrica pode ser significativamente mais pronunciada em frequências que não são de linha do que em LF. Supondo uma correção precisa da temperatura usando o algoritmo ITC, os autores sugerem que a condição de isolamento das buchas OIP pode ser avaliada conforme mostrado na Tabela 1.
 

Tabela 1: Avaliação de buchas OIP para DF de 1 Hz a 20 °C

Transformadores

A resposta dielétrica dos transformadores de energia e distribuição em um amplo intervalo de frequências foi investigada nos últimos 25 anos. Na última década, vários experimentos de envelhecimento acelerado foram realizados e publicados, especialmente para transformadores de distribuição [4]. O envelhecimento dos transformadores de distribuição demonstrou ter muito pouco efeito sobre o valor de LF DF, mas foram observadas alterações muito maiores em frequências mais baixas, especificamente em 1 Hz.

Supondo uma correção precisa da temperatura usando o algoritmo ITC, os autores sugerem avaliar a condição de isolamento dos transformadores OIP, conforme mostrado na Tabela 2.

Tabela 2: Avaliação de transformadores OIP para DF de 1 Hz a 20 °C

Transformadores de instrumentos (TCS, VTS e CVTs)

Os transformadores de instrumentos monitoram o fluxo de energia e atendem a vários propósitos, incluindo contagem (para fins de receita), proteção e controle. Para transformadores de corrente (CTS), o sistema de isolamento é semelhante ao das buchas de HV e uma avaliação é feita sobre o fator de dissipação do isolamento geral. Transformadores de tensão (VTS) e transformadores de tensão capacitivos (CVTs) também têm algo em comum com CTs e buchas de HV. Os transformadores de instrumentos geralmente possuem isolamento composto de papel kraft e óleo mineral e o volume de isolamento de papel é dominante. A capacitância medida dos transformadores de instrumentos e das buchas de HV é tipicamente menor que 800 PF. Portanto, para fazer medições em baixas frequências, pode ser necessária uma fonte de alta tensão (HV) para compensar a influência negativa da EMI e aumentar a relação sinal/ruído (SNR).

O teste de resposta de frequência dielétrica (DFR) foi usado para monitorar o processo de secagem de CTs e CVTs na fábrica [5], até níveis abaixo de 1% de umidade no isolamento sólido. Para CS, DF a 1 Hz e LF devem atingir valores abaixo de 0,3% a 20 °C. Valores semelhantes se aplicam aos CVTs. Mostra-se em [6] que a condição de isolamento dos HV e EHV CTs pode ser prontamente avaliada no campo usando valores de LF DF em conjunto com valores de 1 Hz DF. Os autores sugerem que as avaliações mostradas na Tabela 1 para buchas OIP também podem ser aplicadas a transformadores de instrumentos.

Experiência de campo:

Colocação em funcionamento das novas buchas RIP de 69 kV

Os testes de comissionamento realizados em campo, no início de 2021, envolveram a avaliação dielétrica das novas buchas RIP de 69 kV. Os dados da placa de identificação são fornecidos na Tabela 3.

Tabela 3: Informações da placa de identificação das novas buchas RIP C1

Um teste de LF DF foi realizado a 3 °C. As curvas fornecidas na seção 5.2.2.2 de [1] foram usadas para correção da temperatura de LF DF.

Tabela 4: Resultados de LF DF das novas buchas RIP "Y" do enrolamento terciário

Os resultados, conforme apresentados na Tabela 4, estão dentro dos limites "aceitáveis" prescritos nas diretrizes do CIGRE [1] para novas buchas RIP – (consulte a Tabela 5).

Tabela 5: Valores de limitação LF DF a 20 °C [2]

Durante o comissionamento, um conjunto de testes de fator de dissipação Megger DELTA 4310A foi usado para testes de DF em LF e a 1 Hz. O software do aplicativo corrigiu os valores de % DF de 3 °C a 20 °C usando o algoritmo de correção individual de temperatura (ITC). Os resultados são mostrados na Tabela 6.

Tabela 6: Valores DE LF DE RIP e DF de 1 Hz corrigidos pelo ITC

Os resultados na Tabela 6 mostram uma diferença significativa na correção da temperatura dos resultados de 60 Hz % DF para a bucha Y2 em comparação com as buchas Y1 e Y3: A correção diminui o valor para Y2, mas aumenta os valores para Y1 e Y3. Com uma boa bucha, espera-se que a correção da temperatura diminua o valor obtido a 3 ºC para produzir seu valor equivalente a 20 ºC, como foi o caso de Y2. Os testes realizados em um transformador irmão confirmaram, de fato, que a correção da temperatura diminuiu os valores para todas as três buchas, como esperado.

Após aplicar o ITC aos resultados, os valores de LF DF de Y1 e Y3 buchas a 20 °C estão acima do limite de aceitação (> 2 vezes o valor de DF da placa de identificação, de acordo com as diretrizes do IEEE). Estas duas buchas foram, portanto, avaliadas como "a investigar". A grande diferença observada entre os valores de DF corrigidos a 1 Hz para as buchas Y1 e Y3, que são mais de cinco vezes maiores que o valor para Y2, é uma indicação clara de um problema de isolamento.

Quando os resultados foram discutidos com a equipe de comissionamento, foi relatado que as buchas Y estavam assentadas incorretamente durante o transporte e que foi observada presença de água no plástico enrolado em torno das mesmas. Medidas foram solicitadas para solucionar o problema e o fabricante do transformador recolheu as buchas para efetuar a manutenção por inspeção, reparo e secagem. Para testar o aprimoramento, as buchas foram retornadas ao local (aproximadamente seis semanas após os testes originais) e testadas novamente, a 5 °C Os resultados são mostrados na Tabela 7.

Tabela 7:  Buchas RIP recondicionadas – resultados de LF DF e 1 Hz DF

A secagem melhorou Y1 e Y3, fazendo com que todas as buchas Y se encontrem em 0,02% dos valores da placa de identificação. Esses testes permitiram que as buchas Y fossem aprovadas para uso neste novo transformador.

Novo transformador (2019) – 16 MVA 138 kV – umidade elevada

A presença de umidade nos transformadores e nos transformadores de distribuição tem um efeito insignificante no valor de LF DF obtido a 20 °C. Apenas quando a concentração de umidade é normalmente maior que 2% são observadas alterações significativas nesse valor.

Um novo transformador foi testado após a montagem e antes da energização. A secagem do isolamento sólido é fundamental para garantir a longevidade do transformador e a confiabilidade durante funcionamento. A Figura 4 mostra a influência da temperatura e umidade na vida útil de um transformador típico [7], enquanto a Tabela 8 mostra os resultados de LF DF e 1 Hz DF obtidos para o novo transformador em teste.

Tabela 8:  Resultados de isolamento de entrelaçamento DF

Os valores de LF DF corrigidos para 20 °C usando ITC são excelentes. No entanto, a referência à Tabela 2 mostrará que o DF ITC corrigido pela temperatura de 1 Hz corresponde a um transformador "bom" em vez de um transformador "novo" como esperado.

O DFR de espectro completo confirmou a presença de 1,6% de umidade no isolamento sólido e a necessidade de secar a unidade antes da energização. Depois de ver os resultados dos testes de LF, 1 Hz e DFR, o cliente solicitou uma análise completa do óleo. A análise físico-química do óleo confirmou a presença de umidade (consulte a Tabela 9) excedendo o nível de aceitação de 10 ppm sugerido no padrão IEEE. C57.106 Tabela 2.

Tabela 9: Resultados ASTM D1533

Transformador de tensão capacitivo (CVT) de EHV – 765 kV

Transformadores de instrumentos e, mais especificamente, CVTs não têm instrumentação de monitoramento montada nestes para detectar quaisquer alterações na condição de isolamento. A amostragem de óleo é apenas uma opção durante interrupções planejadas e não é um processo simples. Normalmente, os CVTs de EHV não apresentam portas de amostragem de óleo disponíveis para cada seção capacitiva (pilha) e, portanto, a avaliação precisa da condição de isolamento por meio de métodos não invasivos e não destrutivos é extremamente importante para os operadores da instalação.

Neste exemplo, durante a manutenção planejada em uma CVT de Fase A, uma pequena mancha de óleo foi vista na superfície da pilha adjacente de CVT C1-1 de fase B. Como mostra a Tabela 10, os resultados de DF de LF são mais elevados do que os resultados de pilhas irmãs, mas esses resultados por si só não são necessariamente suficientes para tomar uma ação decisiva.

Figura 4: Influência da temperatura e da umidade na vida útil do isolamento sólido [8]

Tabela 10: Valores de LF e 1 Hz DF obtidos a partir da CVT de EHV de fase B

Mais uma vez, no entanto, os resultados de 1 Hz DF confirmam que o isolamento C1-1 está deteriorando. Essa deterioração pode resultar em uma falha catastrófica que afetaria equipamentos adjacentes, o ambiente e a equipe que trabalha na área. A unidade foi retirada de serviço, para investigação. Após a desmontagem, foi encontrado um furo na pilha C1-1, que permitia que o óleo vazasse.

Conclusões e recomendações:

A condição de isolamento é o fator mais importante na determinação da expetativa de vida útil de um transformador. A capacidade de tomar decisões antecipadas e decisivas sobre a condição de isolamento é fundamental para a confiabilidade de sistemas de energia elétrica HV. O uso de LF DF em conjunto com resultados de 1 Hz DF, todos devidamente corrigidos para 20 °C, usando o algoritmo de Correção Individual de Temperatura (ITC), fornece elevada sensibilidade a alterações no sistema de isolamento do equipamento de HV.

A análise combinada de LF DF mais 1 Hz DF (corrigida pelo ITC) permite a avaliação quantitativa da condição de transformadores e buchas, novas e em serviço, conforme sugerido pelos autores, nas Tabelas 1 e 2. O DF de 1 Hz com avaliação de ITC não requer análise de tendências, embora também seja possível gerar estas nos resultados.

As medições da frequência de linha tradicionais e as tabelas de correção de temperatura de referência com base nas médias podem levar a erro e, por vezes, o uso das mesmas pode impossibilitar a realização de avaliações confiáveis em ambientes quentes e frios.

Complementar as medições tradicionais de LF DF de 10 kV com testes DF de 1 Hz (corrigido pelo ITC) aumenta marginalmente o tempo geral necessário para os mesmos – geralmente, em menos de um minuto – contudo, ajudam a prolongar a vida útil dos ativos de HV e EHV, fornecendo suporte confiável para decisões técnicas e financeiras sólidas ou para futuras investigações e análises definitivas, usando a tecnologia DFR.

REFERÊNCIAS

[1]    CIGRE TB 755, ‘Transformer bushing reliability’, CIGRE WG A2-43, 2019

[2]    Güner I., Robalino D. M., Werelius P., ‘HV and EHV bushing condition assessment – field experience’, Proceedings of the 2016 CIGRE-IEC Colloquium, Montreal, Canada, 2016

[3]    Robalino D., Alvarez R., ‘Advances of Dielectric Frequency Response Testing for HV OIP Bushings’, Proceedings of the CIGRE Session 48, paper A2-206, Paris 2020x

[4]    Robalino D. M., Breazeal R… C., ‘Evaluation of Distribution Class Transformers Using Narrowband Dielectric Frequency Response Mea-surements’. Proceedings of the IEEE 2020 Electrical Insulation Conference, 2020

[5]    Perrier C., Roman Z., Kieffel Y., ‘Monitoring of active part drying for instrument transformers by dielectric measurements’, Proceedings of the CIGRE Session 48, paper D1-122, Paris 2020

[6]    Robalino D., Güner I.,’HV and EHV current transformer dielectric condition assessment and root cause analysis’, Proceedings of the 2019 CIGRE Canada Conference, paper CIGRE-133, Montreal, 2019

[7]    CIGRE TB 445, ‘Guide for Transformer Maintenance’, CIGRE WG A2-34, 2011