Preenchimento da lacuna no monitoramento online de DGA
Resumo
A detecção precoce de falhas e uma avaliação clara da severidade são essenciais para priorizar a manutenção e prevenir falhas de transformadores. Embora a análise de gases dissolvidos (DGA) seja o método preferido de detecção de falhas e diagnóstico, as soluções de monitoramento online muitas vezes são ou caras demais ou limitadas demais em valor diagnóstico, limitando assim a abordagem Rede inteligente, em que todos os transformadores críticos em uma rede podem ser monitorados em tempo real com software central.
Este artigo apresenta uma estratégia de monitoramento online custo-benefício usando hidrogênio (H₂), acetileno (C₂H₂) e umidade dissolvida. Isso foi viabilizado pela adoção de Espectroscopia por Laser de Diodo Sintonizável para medição precisa de acetileno no monitoramento de transformadores. Enquanto o hidrogênio fornece detecção precoce ampla, o acetileno é um marcador de falhas de alta energia, e a umidade reflete risco de isolamento e dielétrico. Apoiada pelos princípios termodinâmicos de formação de gás e dados de campo, a abordagem alcança uma forte cobertura diagnóstica que não é possível com métodos de detecção de falhas baseados apenas em hidrogênio, hidrogênio e monóxido de carbono ou monitoramento de gás composto.
1. Introdução
Falhas inesperadas de transformadores podem levar a apagões, danos a equipamentos e reparos caros. Embora a DGA laboratorial offline permaneça o método definitivo para avaliar a saúde da parte ativa em óleo de transformadores em serviço e realizar diagnósticos de falhas, o monitoramento online de DGA já é reconhecido por operadores de transformadores — e cada vez mais por seguradoras — como essencial para manter a confiabilidade de sistemas elétricos de alta tensão. Isso ocorre porque, em um ambiente de sistema elétrico digital, a análise online de gases dissolvidos (DGA) oferece vantagens que complementam o teste laboratorial tradicional, particularmente para detectar falhas de desenvolvimento rápido que ocorrem entre amostragens periódicas offline de óleo.
De fato, sistemas online iniciais dos anos 1990 demonstraram o valor do monitoramento contínuo de transformadores; no entanto, seu design geralmente se concentrava no uso do hidrogênio como uma "arma fumegante" para detectar anomalias.
Para melhorar a capacidade diagnóstica, incluindo a capacidade de detectar e medir a tendência de acetileno como o gás de maior risco, monitores online multigás foram posteriormente desenvolvidos, oferecendo insight detalhado sobre tipos de falhas e severidades. Embora considerados o padrão ouro, seu custo e complexidade tornam difícil a implantação ampla, especialmente em grandes frotas ou instalações remotas.
Para alcançar maior cobertura e redução de risco em nível de frota, muitos operadores de transformadores adotaram monitores mais simples de um gás, dois gases ou gás composto. No entanto, essa abordagem apresenta vários desafios:
- Alarmes falsos causados por geração de hidrogênio não relacionada a falhas (gasificação perdida, envelhecimento do óleo ou erros de amostragem) [3].
- Interpretação ambígua de monóxido de carbono (CO), pois o CO pode resultar tanto de oxidação benigna do óleo quanto de degradação crítica de celulose [4].
- Detecção tardia ou perdida de falhas elétricas severas quando gases de arco, como acetileno, não são monitorados.
Além disso, o monitoramento de gás composto mascara o comportamento de gases individuais, impedindo um diagnóstico claro de falhas.
Portanto, existe uma necessidade crescente entre operadores de transformadores por:
- Alerta precoce de condições em desenvolvimento que poderiam levar a falha catastrófica, para que operadores possam determinar se equipes de investigação e manutenção devem ser acionadas em modo de emergência ou não; e
- Acessibilidade e simplicidade, para permitir o monitoramento de um número maior de transformadores.
Em outras palavras, operadores de transformadores precisam de: Efetividade, Confiabilidade e Acessibilidade em uma solução de monitoramento de DGA.
2. DGA - Histórico e princípios diagnósticos
A DGA do óleo do transformador se baseia no princípio de que tensões elétricas e térmicas dentro de transformadores decompõem materiais isolantes, tanto o óleo quanto o isolamento sólido, gerando gases característicos do tipo e da severidade da falha.
2.1 Origens e significância dos gases dissolvidos
Cada gás carrega valor diagnóstico conforme descrito na Tabela 1.
| Gás | Fonte do gás | Valor diagnóstico |
|---|---|---|
| Hidrogênio (H₂) | Aquecimento de baixa energia, descargas parciais, arco voltaico, gás disperso etc. | Aviso antecipado, mas não altamente específico |
| Acetileno (C₂H₂) | Arco, descarga de alta energia | Um indicador definitivo de falhas elétricas severas/alta temperatura |
| Metano (CH₄) | Falhas térmicas de baixa energia | Contexto para falhas térmicas |
| Etano (C₂H₆) | Superaquecimento moderado | Contexto para falhas térmicas |
| Etileno (C₂H₄) | Falhas térmicas de alta temperatura | Contexto para superaquecimento severo |
| Monóxido de carbono (CO) | Degradação do papel, oxidação do óleo | Indicador de envelhecimento do isolamento, mas propenso a falsos positivos |
| Dióxido de carbono (CO₂) | Degradação de óleo/papel, oxidação | Indicador de envelhecimento do isolamento |
| Oxigênio (O₂)/Nitrogênio (N₂) | Entrada de ar | Detecção de vazamento e contaminação atmosférica |
2.2 Base termodinâmica da geração de gases de falha
A geração de gases em transformadores segue a decomposição termodinâmica de materiais isolantes sob diferentes níveis de estresse. A Figura 1 explica os mecanismos fundamentais pelos quais quantidades variadas de energia levam à formação de gases específicos.
O modelo termodinâmico simplista para formação de gás descrito na Figura 1 confirma que:
- Os sistemas H₂ e CH₄ são gerados em energias de ativação térmica relativamente baixas.
- C₂H₆ e C₂H₄ exigem energia mais alta, típica de superaquecimento moderado.
- A formação de C₂H₂ requer a maior entrada de energia, o que está diretamente correlacionado a falhas de arco e falhas de alta energia.
| Nível de energia | Geração de gás | Tipo de falha típico |
|---|---|---|
| Baixa (Corona, descarga parcial) | H₂, CH₄ | Descarga parcial, gasificação perdida |
|
Meio (superaquecimento, pontos quentes) |
C₂H₆, C₂H₄, CH₄ | Falhas térmicas (T1, T2) |
|
Alta (arco voltaico, superaquecimento grave) |
C₂H₂ |
Arco, descarga de alta energia e falhas térmicas (T3) |
Embora todos os gases e as relações entre alguns deles forneçam informação diagnóstica, H₂ e C₂H₂ são mais críticos para a detecção precoce de falhas graves. A partir da Figura 1 e Tabela 2, pode-se observar que hidrogênio e acetileno são os dois principais gases associados a falhas elétricas e condições de alta temperatura.
A umidade, embora não seja um gás, desempenha um papel significativo na avaliação da saúde do isolamento e na previsão do risco de falha dielétrica.
2.3 O caso para o monitoramento de H₂ , C₂H₂ e umidade
Focar em H₂, C₂H₂ e umidade dissolvida atende à necessidade dos operadores por uma estratégia de monitoramento que permita redução de risco em nível de frota e priorização de investigação/manutenção. Isso pode ser alcançado detectando anomalias e esclarecendo a severidade da falha, como segue:
- Hidrogênio (H₂) — um indicador precoce universal de muitas falhas, incluindo descarga parcial, aquecimento de baixa energia e o mais benigno gasificação perdida.
- Acetileno (C₂H₂) — confirma a presença de arco ou descargas de alta energia com superaquecimento acima de ~700 °C. C₂H₂ raramente é gerado em condições benignas, tornando-o um parâmetro diagnóstico decisivo, diferente de outros gases.
- Umidade — fornece insight sobre envelhecimento do isolamento e o risco de ruptura dielétrica ou formação de bolhas sob estresse térmico.
Ao combinar detecção precoce de falhas, diagnósticos diretos e acessibilidade, essa metodologia oferece uma solução prática e escalável para proteger frotas de transformadores em sistemas elétricos em rápida evolução.
3. Combinação teoria e experiência prática
Além de desenvolver os modelos geométricos bem estabelecidos para diagnóstico por DGA, o Dr. Michel Duval formulou um modelo termodinâmico caracterizando a evolução de gases em diferentes temperaturas e os estresses associados vinculados a esses gases. O modelo é descrito em [5] e ilustrado na Figura 2.
Em uma investigação separada, um grupo de pesquisa coreano [6] estabeleceu uma correlação entre várias condições de estresse e a probabilidade de falha.
A Tabela 3 integra o estudo coreano, a Tabela C.3 "Ocorrência de Tipos de Falhas ou Estresses Identificados por DGA" [8] e o método do gás-chave.
|
|
| Gases vs. falha/tensão | H₂ (%) | C₂H₆ (%) | CH₄ (%) | C₂H₄ (%) | C₂H₂ (%) | Probabilidade de falha (%) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| PD | 95 | 2 | 2 | 1 | 0 | 1 |
| S | 85 | 10 | 5 | 0 | 0 | 0 |
| T1 | 46,7 | 23,3 | 23,3 | 6,7 | 0 | 4 |
| O | 40 | 20 | 24 | 16 | 0 | 0 |
| C | 33,3 | 16,7 | 20,8 | 25 | 4,2 | 0 |
| T2 | 29,2 | 12,5 | 16,7 | 33,3 | 8,3 | 6 |
| T3 | 25 | 8,3 | 12,5 | 41,7 | 12,5 | 30 |
| D2 | 40 | 4 | 8 | 16 | 32 | 40 |
| D1 | 50,7 | 2,2 | 3,6 | 7,2 | 36,2 | 13 |
A principal conclusão derivada da tabela é que dois gases, acetileno e hidrogênio, estão consistentemente associados a todos os casos documentados de falha. Na maioria dos casos em que falhas ocorreram, o acetileno serviu como o principal precursor, indicando de forma confiável a presença de condições de falha de alto risco e potencialmente catastróficas. O hidrogênio forneceu valor diagnóstico complementar ao capturar modos de falha adicionais não exclusivamente identificados pelo acetileno.
Essa observação apoia o desenvolvimento da estratégia diagnóstica descrita na seção Lógica de fluxo diagnóstico.
4. Lógica de fluxo diagnóstico
A lógica de decisão proposta para monitoramento online integra medições de H₂, C₂H₂ e umidade para fornecer orientação clara e acionável. Os limiares e ações sugeridos são descritos na Tabela 4.
| Condição | Hidrogênio (ppm) | Acetileno (ppm) | Recomendação |
|---|---|---|---|
| Sem alarme | <50 E <0,5 | Monitoramento contínuo | |
| Alarme não crítico | >50 E <0.5 | Agendar DGA laboratorial | |
| Alarme crítico – possivelmente falha incipiente de descarga elétrica | <50 E >0.5 | Agendar DGA laboratorial dentro de no máximo 24 horas | |
| Alarme crítico – falha estável* | >50 E >15 | Agendar inspeção urgente e DGA laboratorial; preparar para redução de carga ou desligamento | |
| Alarme crítico – aumento rápido | >10 ppm/hora | >1 ppm/hora |
Resposta imediata e investigação; considerar desligamento de emergência |
|
Umidade elevada no sistema de isolamento representa risco de formação de falha (ou escalonamento se a falha já existir). |
|||
*Durante os primeiros anos de vida do transformador, se Hidrogênio >25 ppm E Acetileno >5 ppm então a recomendação é agendar inspeção urgente e DGA laboratorial; preparar para redução de carga ou desligamento.
As condições de rotina não exigem ação, enquanto o hidrogênio elevado solicita ao DGA offline a investigar possíveis falhas de baixa energia. Aumentos concomitantes de hidrogênio e acetileno, ou aumentos rápidos de ambos, acionam ações imediatas de manutenção para prevenir falhas severas. Essa abordagem permite intervenção oportuna enquanto minimiza desligamentos desnecessários.
Quando combinada com o monitoramento de hidrogênio e acetileno, a medição de umidade fornece insight crítico sobre margem dielétrica e estresse do isolamento, completando o quadro necessário para avaliar tanto a probabilidade quanto a severidade potencial de falhas de transformadores.
5. Análise econômica
Com base na Brochura técnica do CIGRE 783 [7], a Tabela 5 fornece uma indicação sobre os custos e receitas associados a diferentes tipos de abordagens de monitoramento.
| Tipo de monitor | Custo estimado (preços relativos) | Cobertura de falhas severas | Comentários |
|---|---|---|---|
| 9 gases | $$$$ | ~95–98% | Melhor diagnóstico, alto custo |
| Composto de 4 gases | $$ | ~80–90% | Bom compromisso, mas com pouca especificidade |
| H₂ + CO | $-$$ | ~60–75%* | Comumente usado, mas baixa especificidade |
| H₂ | $ | ~60–75%*,** | Solicitar um DGA offline antes de um diagnóstico |
| H₂ + C₂H₂ (proposto) | $$ | ~80–90% | Alto valor e especificidade; detecta arco com o mesmo desempenho de tecnologias de monitoramento diagnóstico de falhas. |
* Cobertura após testes offline; ** Algumas concessionárias relatam cobertura de falhas tão baixa quanto 50–60%
A Tabela 5 compara a cobertura diagnóstica e o custo relativo de várias configurações de DGA online.
As porcentagens de cobertura representam capacidade estimada de detecção para condições severas de falha, com base em dados publicados e experiência do setor. Os níveis de custo são relativos e refletem preços típicos de mercado para cada tipo de monitoramento.
Enquanto soluções somente de hidrogênio e H₂ + CO oferecem detecção básica de falhas com especificidade limitada, a adição de acetileno melhora significativamente a capacidade de identificar falhas de descarga de alto risco sem a complexidade e o custo de sistemas multigás completos.
A Tabela 5 mostra que expandir o número e o tipo de gases monitorados melhora a capacidade de detecção de falhas, com H₂ + C₂H₂ fornecendo uma abordagem equilibrada entre detecção de falhas, desempenho diagnóstico e acessibilidade do sistema.
Casos de uso da abordagem de monitoramento de hidrogênio, acetileno e umidade
Como o equipamento DGA online é usado para monitorar transformadores individuais não íntegros e reduzir o risco no nível da frota, implantando em todos os transformadores críticos, independentemente da integridade atual, a abordagem de monitoramento de hidrogênio, acetileno e umidade pode ser considerada nos seguintes casos:
- Transformadores de distribuição de subestações críticos e íntegros com redução de riscos no nível da frota
- Transformadores saudáveis de geração e transmissão — mitigação de risco em nível de frota
- Transformadores industriais saudáveis e outros de missão crítica — redução de riscos no nível da frota
- Renováveis críticas, saudáveis — mitigação de risco em nível de frota
- Transformadores com geração de gases em que diagnósticos completos de DGA em tempo real não são necessários — monitoramento quando o orçamento é restrito
6. Conclusão
À medida que concessionárias líderes começam a implementar estratégias de redução de risco em nível de frota para transformadores de potência média, a necessidade de uma abordagem de monitoramento bem equilibrada de custo–benefício está se tornando cada vez mais clara.
A estratégia de monitoramento de H₂ + C₂H₂ + umidade apresentada neste artigo fornece a detecção de falhas e a cobertura de diagnóstico importantes para a prevenção de falhas críticas de transformadores em um nível de custo que finalmente permite a implantação em toda a frota e a verdadeira redução de riscos. Usada em conjunto com o benchmark do setor para tomada de decisão final — teste laboratorial de óleo — a abordagem pode apoiar o que provavelmente é a estratégia de monitoramento de transformadores mais efetiva disponível hoje.
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Acknowledgement
This article benefited substantially from the input and expertise of Mr. Marius Grisaru, consultant and electric oil diagnostics expert.
Bibliography
[1] Wagner HH. Pennsylvania TCG Transformer Fault-Gas Continuous Monitor. Doble Conference Index of Minutes. Sec. 6-701; 1967.
[2] Duval M. Dissolved Gas Analysis, It Can Save Your Transformer. IEEE Electric Insulation Magazine 1989; 5:22-27.
[3] Grisaru M. Transformer maintenance: Hydrogen–the most measured and monitored transformer parameter. Transformers Magazine. 2018; 5(4):42-49.
[4] Höhlein-Atanasova I, Frotscher R. Carbon oxides in the interpretation of dissolved gas analysis in transformers and tap changers. IEEE Electr Insul Mag. 2010; 26(6):22-26.
[5] Ongoing Activities at IEEE, IEC and CIGRE on DGA. EPRI-TSUG Conference, St. Louis; 2013.
[6] Jung JR, et al. Advanced Dissolved Gas Analysis (DGA) diagnostic methods with estimation of fault location for power transformer based on field database; 2016
[7] CIGRE Technical Brochure 783. DGA Monitoring Systems; 2019
[8] CIGRE Technical Brochure 771. Advances in DGA interpretation. 2019
