Como detectar falhas precoces em transformadores por meio da análise de gases dissolvidos

Data de publicação:5 de novembro de 2026, 18:28:53

  • A análise de gases dissolvidos (DGA) permite identificar falhas térmicas e elétricas em desenvolvimento por meio dos gases que elas geram no óleo do transformador.
  • Falhas que ocorrem em estágios muito iniciais podem produzir uma quantidade insuficiente de gás para causar uma mudança evidente na concentração.
  • A taxa de geração de gás e sua tendência costumam ser mais importantes do que uma amostra isolada de petróleo.
  • A DGA on-line reduz o intervalo entre as medições e pode revelar alterações mais rapidamente.
  • Os dados relativos à descarga parcial, à temperatura do enrolamento, à umidade e à proteção podem revelar anomalias que a análise de gás dissociado (DGA), por si só, talvez não consiga explicar.
  • O diagnóstico precoce de falhas funciona melhor quando vários indicadores de condição são correlacionados no tempo.

Índice

Como a DGA detecta falhas precoces em transformadores

dga

O estresse térmico e elétrico rompe as ligações químicas no óleo mineral e, em níveis mais elevados de energia, no isolamento de celulose. Os fragmentos se recombinam, formando gases que se dissolvem no óleo. A atividade de baixa energia tende a produzir hidrogênio (H₂) e metano (CH₄). Falhas mais quentes geram etano (C₂H₆) e etileno (C₂H₄). A formação de arco elétrico pode produzir acetileno (C₂H₂), enquanto o papel superaquecido libera monóxido de carbono (CO) e dióxido de carbono (CO₂).

Uma simples lista de gases, por si só, não diz muito. Quatro fatores são determinantes no diagnóstico de falhas em transformadores:

  • Concentração: qual é a quantidade de cada gás presente no petróleo atualmente.
  • Taxa de geração: a rapidez com que cada gás está aumentando.
  • Padrão de gás: quais gases sobem juntos e em que proporção.
  • Tendência ao longo do tempo: se a mudança é um passo, um patamar ou uma subida cada vez mais acentuada.

Para uma visão mais ampla sobre a formação de gás e os métodos de interpretação, consulte nosso artigo sobre análise de gás dissolvido em transformadores. O CO e o CO₂ também resultam do envelhecimento natural; portanto, seu significado depende da tendência e do contexto.

Por que algumas falhas iniciais podem passar despercebidas

Falhas incipientes em transformadores são, por definição, pequenas. Uma falha pode ser real e, mesmo assim, deixar um sinal tão fraco que não se destaca do gás de fundo já presente no óleo. As razões são, em sua maioria, físicas, e não uma deficiência do método.

Motivo Por que o DGA pode apresentar um sinal fraco O que mais verificar
Descarga de baixa energia Pequeno aumento no preço do gás que pode permanecer dentro da variação normal Tendência do PD, DGA repetida
Superaquecimento localizado Crescimento térmico lento do gás Temperatura, carga, resfriamento
Falha intermitente A geração de gás é interrompida entre os eventos Tendências online, eventos de proteção
Intervalo de amostragem longo Um evento rápido pode se iniciar e se desenvolver entre duas amostras DGA online, registros de eventos
Diluição de gás e circulação de óleo O gás se mistura a um grande volume de óleo, e a circulação altera a velocidade com que ele se espalha Modo de resfriamento, status da bomba, ponto de amostragem
Localização de falhas e projeto de transformadores O gás proveniente de uma falha nas profundezas da estrutura sinuosa pode levar algum tempo para chegar ao petróleo amostrado Revisão do projeto, outros sensores
Sensibilidade da medição e variação da linha de base Pequenas variações podem estar ocultas na precisão do analisador ou na dispersão normal entre laboratórios Comparação com o mesmo método, tendência mais prolongada

A geração lenta de gás é o caso mais discreto. Um ponto quente que produz um pouco de etileno por semana pode levar meses para se destacar da linha de base, e uma amostragem anual talvez nunca revele essa inclinação.

Nada disso torna o DGA pouco confiável. Isso significa que a sensibilidade em estágios iniciais tem limites práticos, e um resultado estável em uma data de amostragem não prova que o sistema de isolamento esteja em boas condições. Dependendo do projeto do transformador, algumas falhas levam mais tempo do que outras para deixar um traço detectável no óleo.

Quais gases de falha são importantes?

O hidrogênio costuma aparecer em primeiro lugar porque a molécula é pequena e se forma sob diversos tipos de tensão, incluindo descarga parcial e superaquecimento geral. O aumento do hidrogênio é um indício para se analisar os outros gases, não um veredicto.

O metano, o etano e o etileno variam de acordo com a severidade térmica. O metano e o etano costumam estar associados ao superaquecimento em temperaturas mais baixas, enquanto o etileno se torna mais proeminente à medida que a temperatura aumenta. As proporções entre eles, e como essas proporções se alteram ao longo do tempo, revelam mais do que qualquer valor isolado.

O acetileno merece atenção porque costuma estar associado a temperaturas muito altas ou à formação de arcos elétricos. Ainda assim, é necessário interpretá-lo em conjunto com os outros gases e com a tendência: uma quantidade residual que se mantém estável é interpretada de maneira diferente daquela que continua aumentando. O CO e o CO₂ indicam o envolvimento da celulose, embora ambos também se acumulem por meio do envelhecimento natural.

Estruturas de interpretação, como a IEC 60599, a IEEE C57.104 e o Triângulo de Duval, ajudam a transformar os padrões de gás em categorias de falhas. Não existe um limite universal de alarme em ppm que se aplique a todas as unidades, pois a idade, o projeto, o histórico de carga e os tratamentos de óleo anteriores alteram o que é considerado normal para um determinado transformador.

Análise DGA on-line x Amostragem periódica de óleo

A amostragem periódica fornece instantâneos discretos. A DGA online fornece um registro contínuo ou de alta frequência. Uma falha em desenvolvimento pode sofrer alterações significativas entre duas datas de amostragem em laboratório, e os dados laboratoriais, por si só, não mostrarão como nem quando isso ocorreu.

O que a medição online traz de novo:

  • Tendência e taxa de variação, não apenas um nível.
  • Detecção de eventos quando ocorre um pico na geração de gás após uma falha direta, uma operação de comutação ou uma oscilação de carga.
  • Alarme remoto para locais sem supervisão.
  • Comparação histórica com a linha de base da própria unidade.

As vantagens e desvantagens práticas estão descritas em nossa comparação entre DGA online x amostragem de óleo. A análise DGA on-line não substitui a análise laboratorial. Os exames laboratoriais continuam sendo o método de referência e abrangem parâmetros de qualidade do óleo que uma unidade on-line não analisa. A maioria dos engenheiros utiliza ambos, sendo que o laboratório confirma qualquer alarme.

Nem todo transformador precisa de monitoramento contínuo de gás. A criticidade, a idade e o histórico de alertas determinam isso, conforme abordado em nosso guia sobre Monitoramento online de DGA em transformadores.

Falhas que exigem mais do que a análise de gás dissolvido (DGA)

A DGA reflete principalmente a decomposição do óleo e do isolante associada à atividade térmica e elétrica. Várias condições anormais geram pouquíssimo gás ou exigem outra medição para explicar o gás que realmente aparece.

Condição Valor da DGA Monitoramento adicional
DP em estágio inicial Pode indicar alterações no H2, mas o sinal pode ser fraco Monitoramento da DP
Superaquecimento do enrolamento Podem se formar gases térmicos Monitoramento da temperatura em pontos críticos
Degradação por resfriamento Pode afetar indiretamente a geração de gás Monitoramento de temperatura e refrigeração
Umidade Não diagnosticado apenas com base no gás de falha Monitoramento da umidade no óleo
Condição da bucha Limitada, a menos que o defeito atinja o óleo do tanque principal Monitoramento de buchas
Condição OLTC A troca de gases pode complicar a interpretação do tanque principal se os sistemas de óleo estiverem interligados Monitoramento do OLTC
Anomalias mecânicas Pode não apresentar um padrão de gás característico Testes de diagnóstico elétricos e mecânicos

Cada método fornece evidências diferentes. O monitoramento da PD não substitui a DGA, e a DGA não substitui o monitoramento da PD.

Combinação da análise de DGA com o monitoramento de temperatura, PD e isolamento

Uma tendência de aumento do etileno tem maior significado quando as temperaturas do óleo superior e dos enrolamentos sobem simultaneamente, e menor significado quando a carga permanece estável e o sistema de resfriamento está funcionando corretamente. O aumento do hidrogênio tem maior significado quando um sensor de PD registra atividade durante as mesmas semanas. A análise conjunta dos parâmetros (DGA, temperatura, PD, umidade, carga e registros de proteção) reduz rapidamente a lista de possíveis explicações.

Uma sequência de revisão prática:

Tendência do DGA → Correlação entre temperatura e carga → Verificação cruzada de PD e alarmes → Avaliação da condição → Prioridade de manutenção

Quando os gases indicam uma falha térmica, direto monitoramento de pontos quentes nos enrolamentos de transformadores pode indicar se a temperatura do enrolamento corrobora a suspeita. Quando o hidrogênio está presente, monitoramento de descargas parciais em transformadores podem indicar se há atividade de descarga. Nenhum deles, por si só, confirma o diagnóstico. Eles aumentam o peso das evidências.

Essa visão em camadas é o cerne de monitoramento do estado dos transformadores: sensores que medem diferentes efeitos físicos, com os dados alinhados em um único eixo temporal para que o engenheiro possa ver o que mudou em conjunto.

Sistema de monitoramento online de DGA

Um sistema de monitoramento de DGA online extraia gás do óleo em circulação e o analise automaticamente no local. As imagens abaixo foram retiradas da página do produto no site da INNOFZ.

Parâmetro Especificações Por que isso é importante para a detecção precoce de falhas
Gases detectados H₂, CH₄, C₂H₆, C₂H₄, C₂H₂, CO, CO₂ Abrange tanto a decomposição do óleo quanto a da celulose
Limites mínimos de detecção C2H2: 0,1 μL/L; CH4, C2H6, C2H4: 0,5 μL/L; H2: 2 μL/L Define o tamanho mínimo de uma variação que o analisador é capaz de detectar
Ciclo de amostragem Ajustável, mínimo ≤ 2 horas Reduz os intervalos cegos entre as medições
Método de análise Cromatografia gasosa (TCD / FID); desgaseificação dinâmica por membrana a vácuo Separação de gases individuais em condições laboratoriais
Comunicação RS-485 (MODBUS RTU/TCP), IEC 61850, Ethernet RJ-45; 4–20 mA (opcional) Incorpora as tendências do gás no SCADA, juntamente com outros dados
Armazenamento de dados ≥ 10 anos a bordo Oferece suporte a linhas de base longas e à análise de tendências lentas
Umidade no óleo Opcional, 1–100 μL/L Adiciona um indicador de isolamento que o gás de falha não consegue detectar

Conforme descrito na página, a unidade é instalada em um transformador energizado por meio das válvulas de óleo. A monitor de DGA para transformadores ainda precisa de confirmação laboratorial no momento do comissionamento e quando ocorrem alarmes, e funciona melhor como um dos elementos que compõem o panorama mais amplo descrito acima.

Lista de verificação para a detecção precoce de falhas em transformadores

Verificar Por que isso é importante
Analise a tendência do DGA, e não apenas um único valor Um único valor não é suficiente para distinguir uma falha da dispersão normal
Compare as tarifas de geração de gás Um valor pequeno que cresce rapidamente pode ser mais importante do que um valor alto e estável
Verificar a carga do transformador As variações nos gases costumam acompanhar as variações na carga
Compare as temperaturas do óleo na parte superior e do enrolamento Verifica se uma explicação térmica é adequada
Verificar os alarmes do PD O aumento da concentração de hidrogênio pode ter uma causa elétrica
Analisar os dados de umidade A água afeta o comportamento do isolamento e a taxa de envelhecimento
Verificar o histórico do relé de proteção Falhas de passagem e desligamentos podem explicar os saltos repentinos na pressão do gás
Comparar com os resultados laboratoriais anteriores Verifica o desvio do analisador e a tendência de longo prazo
Fique atento a mudanças repentinas em vários parâmetros A variação simultânea entre os indicadores tem maior peso
Avaliar a idade e a importância do transformador Define a rapidez com que o acompanhamento deve ocorrer

Perguntas frequentes

O DGA pode deixar de detectar falhas precoces no transformador?

Sim, isso é possível. Falhas com atividade energética muito baixa, geração lenta de gás, intervalos longos entre amostragens e a localização da falha podem, todos juntos, fazer com que os sinais iniciais de gás fiquem abaixo do que uma única amostra revela. A análise de tendências e intervalos de medição mais curtos reduzem esse risco.

Quais falhas em transformadores são mais difíceis de detectar com a análise de gases dissolvidos (DGA)?

Descargas parciais em estágio inicial, falhas intermitentes e condições que geram pouca quantidade de gás, como alguns problemas mecânicos ou relacionados à umidade, tendem a ser mais difíceis de detectar apenas por meio da análise de gás dissolvido (DGA). Outros métodos de monitoramento preenchem essas lacunas.

A análise DGA on-line é melhor do que a amostragem periódica de óleo?

A análise DGA online fornece dados mais detalhados e alarmes mais rápidos. A amostragem periódica em laboratório oferece resultados de nível de referência e um conjunto mais abrangente de testes de óleo. As duas metodologias se complementam.

Quais métodos de monitoramento devem ser utilizados na DGA?

A temperatura dos enrolamentos e do óleo, descargas parciais, umidade no óleo, dados de carga e registros de proteção são os parâmetros habituais. O monitoramento dos buchas e do OLTC amplia a cobertura nos pontos em que esses componentes são importantes.