Monitoramento do estado de transformadores: métodos, parâmetros, sensores e estratégia de monitoramento on-line

O monitoramento do estado do transformador consiste na avaliação contínua ou periódica das condições térmicas, químicas, elétricas e mecânicas de um transformador. Seu objetivo é avaliar a integridade do equipamento, detectar falhas em fase inicial e auxiliar nas decisões de manutenção. Um único valor medido, como a temperatura do óleo ou a corrente de carga, mostra apenas como o transformador está operando naquele momento. O monitoramento de condição combina vários indicadores e acompanha como eles se alteram ao longo do tempo, para que os engenheiros possam determinar se o isolamento, os enrolamentos, as buchas, o comutador de derivações e o óleo do transformador estão se deteriorando.

Nem todo transformador precisa de todos os parâmetros de monitoramento. A configuração correta de monitoramento depende do tipo de transformador, de sua criticidade, de suas condições operacionais, dos riscos conhecidos de falha e da infraestrutura de monitoramento já existente.

• O monitoramento do estado dos transformadores combina indicadores térmicos, químicos, elétricos e mecânicos. Nenhuma medição isolada oferece um panorama completo do estado de funcionamento do transformador.
• Os parâmetros mais comumente monitorados são: temperatura do ponto quente do enrolamento, temperatura do óleo na parte superior, gases dissolvidos, descarga parcial, isolamento dos buchas, condição do transformador com regulador de tensão em linha (OLTC), umidade do óleo, além do nível e da pressão do óleo.
• O monitoramento online e os testes periódicos se complementam. O monitoramento online mostra tendências e eventos entre as inspeções, enquanto os testes periódicos fornecem diagnósticos detalhados e verificação.
• A estratégia de monitoramento deve levar em conta o tipo, a potência nominal, a importância crítica e os prováveis modos de falha do transformador, e não uma lista de verificação fixa que inclua todas as tecnologias disponíveis.
• Os dados de monitoramento são mais úteis quando comparados a uma linha de base, analisados em termos de tendências, correlacionados entre parâmetros e vinculados a ações de manutenção definidas.

O que é o monitoramento do estado dos transformadores?

O monitoramento do estado do transformador é a prática de coletar e interpretar dados para avaliar o estado de funcionamento de um transformador. Os dados podem provir de sensores permanentes online, de testes e inspeções periódicas, ou de ambos. O objetivo é detectar sinais de degradação precocemente, enquanto ainda há tempo para planejar uma intervenção, em vez de tomar conhecimento de um problema por meio de um desligamento, uma falha ou uma interrupção não planejada.

É útil distinguir a medição operacional da avaliação do estado:

• Medição operacional apresenta valores em tempo real, como corrente de carga, temperatura do óleo ou posição do comutador. Ele auxilia nas operações diárias e na proteção.
• Avaliação do estado interpreta esses e outros valores dentro do contexto: como eles se comparam ao histórico da própria transformadora, com que rapidez estão mudando e se vários indicadores apontam para o mesmo problema em desenvolvimento.

A avaliação do estado é a base da manutenção baseada no estado. Na manutenção baseada no estado, as inspeções, o tratamento de óleo, os testes ou os reparos são programados de acordo com o estado real do equipamento, e não apenas com base em intervalos de tempo fixos. Para a maioria dos proprietários de ativos, o objetivo prático não é eliminar a manutenção periódica. O objetivo é direcioná-la de forma mais eficaz e reduzir o risco de deterioração não detectada entre as visitas de manutenção.

Quais parâmetros são utilizados para o monitoramento do estado dos transformadores?

Cada parâmetro monitorado reflete uma parte diferente do transformador ou um mecanismo de degradação diferente. A tabela abaixo resume os parâmetros mais comumente utilizados e em que situações cada um deles é normalmente aplicado.

Parâmetro de monitoramento	O que isso indica	Método típico de monitoramento	Tipos de transformadores aplicáveis
Temperatura do enrolamento / ponto quente	Estresse térmico no isolamento do enrolamento. A temperatura do ponto quente é um dos principais fatores que contribuem para o envelhecimento do isolamento.	Sondas diretas de fibra óptica no enrolamento ou cálculo indireto a partir da temperatura do óleo na parte superior e da carga (indicador de temperatura do enrolamento ou modelo térmico)	Transformadores de potência e distribuição imersos em óleo. Transformadores do tipo seco (normalmente com sensores de temperatura embutidos nos enrolamentos).
Temperatura máxima do óleo	Estado térmico geral do transformador e desempenho do sistema de refrigeração	Sensor de temperatura (por exemplo, RTD) em um poço termométrico, indicador de temperatura do óleo	Transformadores imersos em óleo
Análise de gases dissolvidos (DGA)	Falhas internas, como superaquecimento, formação de arco elétrico e descarga parcial, além do envolvimento do isolamento de celulose	Análise laboratorial de amostras de óleo ou monitores DGA online para um ou vários gases	Transformadores imersos em óleo
Descarga parcial (PD)	Defeitos localizados no isolamento e deterioração do sistema dielétrico	Sensores UHF, sensores HFCT, sensores de emissão acústica, testes elétricos de descarga parcial (PD) offline	Transformadores imersos em óleo e do tipo seco, especialmente unidades de alta tensão ou críticas
Condição da bucha	Alterações no isolamento das buchas, tais como entrada de umidade, ruptura parcial das camadas capacitivas ou envelhecimento	Medição online da capacitância e do fator de dissipação (tan delta / fator de potência) por meio da derivação de teste do buchão, além de testes periódicos offline	Transformadores com buchas do tipo condensador, geralmente unidades de alta tensão
Condição OLTC	Condição mecânica e elétrica do comutador de derivação sob carga: mecanismo de acionamento, contatos e comportamento de comutação	Corrente ou potência do motor, posição da derivação, contagem de operações, diferencial de temperatura, métodos vibroacústicos	Transformadores equipados com comutadores de derivação em carga
Umidade do óleo	Umidade no sistema de isolamento, que afeta a rigidez dielétrica e acelera o envelhecimento	Sensores online de umidade no óleo, análise laboratorial de umidade	Transformadores imersos em óleo
Nível / pressão do óleo	Vazamentos, problemas no sistema de conservação ou preservação, acúmulo de gás, eventos relacionados à pressão interna	Medidores de nível de óleo, relés acionados a gás (Buchholz), dispositivos de alívio de pressão, sensores de pressão	Transformadores imersos em óleo
Carga / corrente	Tensão operacional. A carga é o contexto necessário para interpretar a temperatura e outras tendências.	Transformadores de corrente, dados existentes de medição ou proteção	Todos os tipos de transformadores

As seções a seguir explicam o que cada um dos principais parâmetros indica aos engenheiros e quais são suas limitações.

Temperatura do enrolamento e do ponto quente

O envelhecimento do isolamento em um transformador depende fortemente da temperatura, e o ponto mais quente no enrolamento determina, em grande parte, a rapidez com que o isolamento de papel nessa região se deteriora. Esse ponto quente costuma estar mais quente do que o óleo na superfície, e sua localização depende do projeto do enrolamento, do sistema de resfriamento e da carga. A temperatura do ponto quente, portanto, influencia diretamente as decisões relativas à carga, à capacidade de sobrecarga e à vida útil restante do isolamento.

Existem duas abordagens gerais para determinar a temperatura do ponto quente:

• Estimativa indireta. Um indicador de temperatura dos enrolamentos ou um modelo térmico calcula a temperatura do ponto quente a partir da temperatura do óleo na parte superior, da corrente de carga e dos parâmetros de projeto. Essa abordagem é amplamente utilizada e prática, mas sua precisão depende do grau de correspondência entre o modelo e o transformador real, incluindo as condições de resfriamento e o comportamento transiente.
• Medição direta. Sondas de temperatura de fibra óptica são instaladas nos pontos onde se espera que haja concentração de calor dentro do enrolamento. As fibras ópticas são dielétricas e não são afetadas por interferências eletromagnéticas; portanto, podem ser colocadas em regiões de alta tensão onde sensores metálicos não são adequados. A medição direta é especialmente valiosa para verificação do projeto, testes de aquecimento, carga dinâmica e ativos críticos.

Um aspecto prático importante é que as sondas de enrolamento direto normalmente precisam ser instaladas durante a fabricação ou durante um rebobinamento ou reforma de grande porte. Geralmente, elas não podem ser adicionadas a um transformador já em serviço. Isso deve ser levado em consideração desde o início ao especificar novos transformadores. Para conhecer os tipos e a localização das sondas, consulte nosso guia sobre temperatura do ponto quente do enrolamento do transformador medição. A sensor de temperatura de fibra óptica para monitoramento de pontos quentes nos enrolamentos de transformadores é um exemplo do tipo de sonda utilizada nesta aplicação. A abordagem mais ampla do sistema é descrita na monitoramento de temperatura por fibra óptica página.

Análise de Gás Dissolvido (DGA)

Quando o óleo e o isolante de celulose são expostos a tensões térmicas ou elétricas, eles se degradam e produzem gases característicos que se dissolvem no óleo. A medição desses gases é uma das formas mais informativas de detectar falhas internas em transformadores imersos em óleo, incluindo falhas que nenhuma medição externa seria capaz de detectar.

Na avaliação do estado de conservação, a DGA contribui com o seguinte:

• Ele detecta falhas internas em desenvolvimento, como superaquecimento, formação de arco elétrico e descarga parcial.
• Isso ajuda a indicar se há isolamento de celulose (papel) envolvido, principalmente por meio dos óxidos de carbono.
• Isso mostra a rapidez com que os gases estão sendo gerados. A taxa de variação costuma ser mais significativa do que qualquer concentração isolada.

Os resultados do DGA devem sempre ser interpretados à luz do histórico do próprio transformador e em conjunto com outros dados. Os métodos de interpretação por tipo de falha constituem um amplo tema por si só e são abordados em um artigo separado. Para opções do sistema, consulte monitoramento de gases dissolvidos (DGA) em transformadores.

Descarga parcial

A descarga parcial é uma descarga elétrica localizada que rompe apenas parcialmente o isolamento entre condutores. Ela pode ser causada por vazios, contaminação, arestas vivas, potenciais flutuantes ou isolamento degradado. A descarga parcial sustentada corrói o isolamento e pode evoluir para uma ruptura; portanto, a atividade de descarga parcial é um indicador direto do estado dielétrico.

O monitoramento de PD ajuda os engenheiros a:

• detectar defeitos no isolamento antes que se agravem,
• avaliar se a atividade do PD é estável, está aumentando ou é intermitente,
• auxiliam na localização da origem e na avaliação da gravidade quando combinados com outros métodos, e
• correlacionar a atividade elétrica com os achados da DGA, como a geração de hidrogênio.

A medição online da tensão de polarização em subestações precisa lidar com interferências externas e ruídos; portanto, a seleção dos sensores, a instalação e o processamento de sinais influenciam fortemente a utilidade dos dados. Para conhecer as abordagens de monitoramento, consulte monitoramento de descargas parciais.

Condição da bucha do transformador

As buchas são um fator conhecido que contribui para falhas em transformadores, e uma falha na bucha pode causar danos ao tanque principal e aos equipamentos próximos. As buchas do tipo condensador de alta tensão possuem uma estrutura de isolamento em camadas. Alterações no isolamento, como entrada de umidade, envelhecimento ou ruptura entre as camadas capacitivas, se manifestam como variações na capacitância e no fator de dissipação (tan delta ou fator de potência).

Os testes periódicos offline medem esses valores enquanto o transformador está desenergizado. O monitoramento online do buchão normalmente se conecta à derivação de teste do buchão e acompanha as variações na capacitância e no fator de dissipação sob tensão de serviço, geralmente comparando as três fases ou tomando como referência outra fonte de sinal. O valor absoluto é menos importante do que a variação em relação à linha de base do próprio buchão e qualquer desvio entre as fases. Veja monitoramento de buchas de transformadores para mais detalhes.

Monitoramento de Condição OLTC

O comutador de derivação sob carga é o único componente móvel de destaque na maioria dos transformadores de potência. Ele combina um mecanismo de acionamento por motor, um sistema de comutação e contatos que conduzem e interrompem a corrente de carga. Possui seus próprios modos de falha, em grande parte distintos daqueles do núcleo e dos enrolamentos: desgaste mecânico, problemas no acionamento ou na articulação, desgaste e carbonização dos contatos, além de falhas de temporização ou sequência.

Por esse motivo, é recomendável tratar o OLTC como um subsistema independente, com seus próprios indicadores de monitoramento, tais como:

• corrente ou potência do motor durante a operação, o que reflete a carga mecânica e as condições do acionamento,
• posição da válvula e contagem de operações, que auxiliam no planejamento da manutenção com base no ciclo de operação,
• diferença de temperatura entre o compartimento do OLTC e o tanque principal, quando aplicável, e
• assinaturas vibroacústicas da sequência de comutação, que são comparadas com assinaturas de referência.

A DGA do óleo do compartimento OLTC também pode fornecer informações úteis. No entanto, sua interpretação depende muito do projeto do comutador de tensão, pois alguns projetos produzem gases de arco elétrico durante a operação normal. Para mais informações sobre esse subsistema, consulte Monitoramento de condições do OLTC.

Óleo, umidade, nível e pressão

Esses indicadores complementam os principais parâmetros diagnósticos:

• Umidade no óleo reduz a rigidez dielétrica e acelera o envelhecimento da celulose. A umidade se desloca entre o óleo e o papel conforme a temperatura varia; portanto, as medições de umidade devem ser interpretadas em conjunto com a temperatura do óleo e analisadas em termos de tendências ao longo do tempo, em vez de serem consideradas como um valor isolado.
• Nível de óleo revela vazamentos e problemas no conservador ou no sistema de preservação de óleo.
• Acúmulo e pressão de gás Dispositivos, como relés acionados a gás e dispositivos de alívio de pressão, respondem à geração de gás e a eventos repentinos de pressão interna. Eles geralmente fazem parte do esquema de proteção, mas seu status de alarme e acionamento também constitui um contexto útil para a avaliação das condições.

Parâmetros de qualidade do óleo, como acidez, tensão de ruptura dielétrica e tensão interfacial, são normalmente determinados por meio de ensaios laboratoriais realizados em amostras coletadas periodicamente.

Métodos de monitoramento do estado dos transformadores: testes em tempo real x testes periódicos

As informações sobre o estado da estrutura são obtidas por meio de diversos métodos, cada um com profundidade, frequência e custo diferentes. A tabela abaixo compara as principais opções.

Método	O que oferece	Pontos fortes	Limitações
Inspeção visual	Vazamentos, corrosão, leituras dos medidores, condição dos equipamentos de refrigeração, danos físicos	Baixo custo, simples, detecta problemas externos	Não é possível detectar falhas internas. Os resultados dependem do inspetor e do intervalo de inspeção.
Amostragem periódica de óleo	Testes laboratoriais de DGA, umidade e qualidade do óleo	Análise detalhada e abrangente do óleo, métodos de interpretação bem estabelecidos	Apenas instantâneo. Falhas que surjam entre as amostras podem passar despercebidas. A qualidade da amostragem e do manuseio afeta os resultados.
Testes elétricos periódicos	Resistência do enrolamento, resistência de isolamento, capacitância e fator de potência, relação de transformação, resposta em frequência e outros testes de diagnóstico	Diagnóstico detalhado do estado dos enrolamentos, do núcleo e do isolamento	Geralmente requer uma interrupção no serviço. É realizada com pouca frequência.
Testes diagnósticos portáteis	Medições específicas, como detecção portátil de desgaste parcial (PD), termografia infravermelha e levantamentos acústicos	Flexível. Útil para investigações e para a análise de diversos ativos.	Cobertura intermitente. A interpretação depende da habilidade do operador e das condições do teste.
Monitoramento online permanente	Dados contínuos provenientes de sensores instalados, tais como temperatura, gases, descarga parcial (PD), buchas e indicadores do transformador com regulador de tensão em linha (OLTC)	Análise de tendências contínuas, detecção de alterações entre inspeções, suporte ao monitoramento remoto e alarmes	Esforço de instalação e gerenciamento de dados. Algumas medições on-line são menos detalhadas do que os testes em laboratório ou off-line.

O monitoramento on-line não substitui simplesmente os testes periódicos. Na prática, eles funcionam em conjunto:

• O monitoramento on-line indica quando algo está mudando e com que rapidez. Isso pode justificar a realização antecipada de uma amostragem de óleo, um teste ou uma inspeção.
• Testes laboratoriais e offline periódicos fornecem os diagnósticos detalhados necessários para confirmar os resultados e ajustar as expectativas em relação aos dados online.
• A DGA laboratorial continua sendo a referência para a verificação das leituras da DGA em tempo real e para a avaliação completa da qualidade do óleo. Para uma comparação detalhada, consulte DGA online x amostragem periódica de óleo.

Quais sensores são utilizados para o monitoramento do estado dos transformadores?

A tecnologia de detecção depende do parâmetro. As principais categorias são descritas a seguir, de forma geral. O desempenho real depende do produto específico e da instalação.

Sensores de temperatura

• Sondas de fibra óptica para medição direta de enrolamentos e pontos quentes. Elas são adequadas para ambientes de alta tensão e alta interferência eletromagnética (EMI), pois a sonda e a fibra são não condutoras. A sistema de medição de temperatura por fibra óptica para transformadores imersos em óleo combina sondas integradas ao enrolamento, passagens na parede do tanque e uma unidade de medição.
• Detectores de temperatura por resistência (RTDs) em poços termométricos para medir a temperatura do óleo na parte superior e, em transformadores do tipo seco, embutidos nos enrolamentos ou próximos a eles.
• Indicadores de temperatura do enrolamento que estima a temperatura do enrolamento a partir da temperatura do óleo e de uma imagem térmica dependente da corrente.

Sensores e monitores DGA

• Sensores de gás único ou de mistura de gases, geralmente à base de hidrogênio ou de hidrogênio e monóxido de carbono. Eles são utilizados como indicadores de alerta precoce.
• Monitores multigás utilizando princípios como a cromatografia gasosa, a espectroscopia fotoacústica ou a absorção no infravermelho. Elas medem diversos gases individualmente e permitem a interpretação do tipo de falha.

Sensores de descarga parcial

• Sensores UHF instalados por meio de válvulas de drenagem de óleo ou janelas dielétricas para detectar sinais eletromagnéticos provenientes de descargas parciais (PD) no interior do tanque.
• Transformadores de corrente de alta frequência (HFCTs) nas conexões de aterramento ou nas derivações das buchas.
• Sensores de emissão acústica fixado na parede do tanque, frequentemente utilizado para localizar a fonte de PD.

Sensores de monitoramento de buchas

• Adaptadores de torneira para teste que se conectam ao tomador de medição da bucha e permitem que a unidade de monitoramento meça a corrente de fuga e calcule as variações na capacitância e no fator de dissipação.

Sensores de monitoramento OLTC

• Transdutores de corrente ou de potência no circuito do motor de acionamento.
• Selecione os transmissores de posição e os contadores de operação.
• Sensores de temperatura para o compartimento do OLTC e para o tanque principal.
• Sensores de vibração ou acústicos para análise da sequência de comutação, quando utilizados.

Sensores de condição do óleo

• Sensores de umidade em óleo, geralmente do tipo de película fina capacitiva, que indicam a saturação relativa ou a atividade da água juntamente com a temperatura do óleo.
• Medidores de nível de óleo, relés acionados a gás e sensores ou dispositivos de pressão para eventos relacionados a nível, acúmulo de gás e pressão.

Como funciona o monitoramento online do estado dos transformadores?

Um sistema de monitoramento on-line é uma cadeia de dados que vai do sensor até o operador. Uma arquitetura típica se apresenta da seguinte forma:

• Sensores estão instalados no transformador: sondas de enrolamento, sensores de temperatura do óleo, sensores de DGA e de umidade, sensores de descargas parciais (PD), adaptadores de derivação para buchas e transdutores OLTC.
• Dispositivos de aquisição ou monitoramento de dados recebem os sinais dos sensores. Eles realizam o condicionamento de sinais, a medição e o gerenciamento de canais, geralmente em um gabinete próximo ao transformador.
• Processamento de sinais converte sinais brutos em valores de engenharia e grandezas derivadas. Entre os exemplos estão a temperatura calculada do ponto quente, concentrações de gás e taxas de variação, dados de magnitude e padrão de descarga parcial (PD), além das variações na capacitância do bujão e no tan delta.
• Análise de alarmes e tendências compara valores com os níveis de alarme configurados, registra tendências e eventos e pode gerar indicações locais ou saídas de contato de relé.
• Interfaces de comunicação enviar dados para o servidor. O RS485 com Modbus é comum em dispositivos de monitoramento. Outras interfaces dependem do dispositivo específico e devem ser confirmadas com o fornecedor.
• SCADA ou um sistema de monitoramento centralizado coleta dados de um ou mais transformadores ou subestações para operadores, engenheiros de manutenção e equipes de gestão de ativos.

Na prática, há vários aspectos de projeto que são importantes:

• Número de canais e pontos de medição devem ser definidas desde o início, especialmente no caso de sondas de fibra óptica com enrolamento interno que são fixadas durante a fabricação.
• Sincronização de tempo e marcação consistente permitem correlacionar dados de diferentes dispositivos, por exemplo, eventos de PD com variações de carga ou temperatura com geração de gás.
• Processamento local versus central isso deve ser decidido desde o início. Os alarmes críticos geralmente exigem uma saída de relé local, enquanto a análise detalhada de tendências pode ser realizada de forma centralizada.
• Volume de dados varia consideravelmente entre os parâmetros. Os dados de temperatura e da DGA são modestos, enquanto os dados brutos da PD podem ser volumosos. O projeto do sistema de comunicação deve levar isso em conta.

Estratégia de monitoramento de condições por tipo de transformador

Diferentes tipos de transformadores apresentam riscos predominantes distintos; por isso, suas prioridades de monitoramento também variam. A tabela abaixo serve como ponto de partida, não como uma configuração obrigatória. O escopo real deve ser determinado com base na criticidade do ativo e nos problemas conhecidos.

Tipo de transformador	Principais riscos	Parâmetros de monitoramento prioritários	Abordagem típica de monitoramento
Transformador de potência	Envelhecimento térmico do isolamento, falhas internas, falha na bucha isolante, problemas com o OLTC, graves consequências em caso de falha	Pontos quentes e temperatura máxima do óleo, DGA, condição dos buchas, condição do OLTC, umidade. Desgaste por descarga parcial (PD) em unidades críticas ou suspeitas.	Monitoramento on-line de parâmetros selecionados, combinado com amostragem periódica de óleo e testes elétricos off-line
Transformador imerso em óleo (geral, incluindo unidades de distribuição e industriais)	Superaquecimento, degradação do óleo, umidade, vazamentos, falhas internas	Temperatura máxima do óleo, nível de óleo, análise periódica de gás dissociado (DGA) e qualidade do óleo. Análise de gás dissociado (DGA) online ou temperatura dos enrolamentos para unidades críticas ou sob carga elevada.	Principalmente inspeções periódicas e coleta de amostras de óleo, com monitoramento em tempo real adicionado nos casos em que a criticidade ou a carga o justifiquem
Transformador do tipo seco	Superaquecimento do enrolamento, deterioração do isolamento, descargas parciais na resina ou nos sistemas de isolamento, falha do ventilador de resfriamento	Temperatura dos enrolamentos, status do sistema de resfriamento. PD em que o estado do isolamento é motivo de preocupação.	Monitoramento da temperatura dos enrolamentos com controle do ventilador e alarmes, complementado por inspeções e testes periódicos. A análise de gás dissociado (DGA) não se aplica.
Transformador de subestação	Depende da classificação. Geralmente, trata-se de locais remotos com presença limitada de pessoal no local, e uma interrupção no fornecimento afeta o abastecimento a jusante.	Parâmetros baseados na classificação e no tipo. Temperatura, análise de gás (DGA) e condição dos buchas são parâmetros comuns. OLTC, quando instalado.	Monitoramento remoto on-line integrado ao sistema SCADA da subestação, apoiado por testes programados no local

Unidades de grande porte e de importância crítica geralmente justificam o escopo mais amplo de monitoramento. Para considerações sobre aplicações específicas a esses ativos, consulte monitoramento de transformadores de potência.

Como selecionar uma estratégia de monitoramento do estado de transformadores

Uma estratégia prática de monitoramento deve partir do risco, e não da tecnologia disponível. Os seguintes fatores devem orientar a seleção:

• Tipo de transformador e sistema de isolamento. Os transformadores imersos em óleo e os do tipo seco apresentam indicadores diferentes. A análise de gases dissolvidos (DGA) e a umidade do óleo aplicam-se apenas às unidades preenchidas com líquido.
• Tensão e potência nominal. As unidades com classificação nominal mais elevada geralmente possuem buchas do condensador, OLTCs e consequências mais graves em caso de falha, o que amplia o conjunto de parâmetros relevantes.
• Criticidade dos ativos. Leve em consideração o impacto de uma interrupção não planejada, a disponibilidade de redundância ou de uma peça sobressalente e o prazo de substituição.
• Modos de falha conhecidos. A história da unidade, a experiência da frota com o mesmo projeto e os resultados de testes anteriores devem definir as prioridades. Nosso guia para modos de falha do transformador apresenta as falhas mais comuns nos métodos de detecção.
• Condições de operação e carregamento. Transformadores com carga elevada, submetidos a cargas cíclicas ou propensos a sobrecargas se beneficiam mais de informações precisas sobre pontos quentes.
• Sensores e pontos de medição necessários. Decida quais parâmetros precisam ser medidos diretamente e quais podem ser determinados por meio de cálculos ou testes periódicos.
• Número de canais. Isso inclui o número de sondas de enrolamento, o número de buchas, o número de sensores de descarga parcial e quaisquer entradas adicionais.
• Requisitos de comunicação. Definir as interfaces, os protocolos e os pontos de dados necessários nos níveis da subestação e do centro de controle.
• Sistemas SCADA e de monitoramento existentes. Os novos dispositivos devem se adequar à arquitetura existente, em vez de criar sistemas isolados.
• Requisitos relativos aos alarmes. Decida quais condições exigem saídas de relé locais, quais exigem alarmes do SCADA e quais exigem apenas a análise de tendências.
• Limitações de instalação e acesso. Os sensores integrados ao enrolamento exigem instalação durante a fabricação ou em operações de retrabalho. Alguns sensores online requerem válvulas, conexões de teste ou janelas de interrupção.
• Orçamento do projeto. Alinhe o investimento em monitoramento com o valor do ativo e o custo de uma falha. Um monitoramento bem escolhido nas unidades mais críticas costuma ser mais eficaz do que um monitoramento mínimo distribuído por todas as unidades.

Como os dados de monitoramento de transformadores devem ser utilizados?

A coleta de dados é apenas parte da tarefa. O monitoramento de condições só traz resultados quando os dados são interpretados de forma consistente e associados a ações.

Linha de base

Estabeleça valores de referência após o comissionamento ou após uma manutenção de grande porte, em condições operacionais conhecidas. Cada transformador possui seu próprio comportamento normal, e as alterações posteriores são avaliadas em relação a essa linha de base.

Tendência

As tendências de longo prazo revelam uma deterioração gradual que as leituras isoladas não conseguem mostrar, como o aumento gradual dos níveis de gás, a variação da capacitância das buchas ou o aumento da carga do motor do OLTC.

Taxa de variação

A velocidade com que um valor muda costuma ser mais significativa do que seu nível absoluto. Um aumento rápido na geração de gás ou na atividade de PD geralmente exige uma investigação mais rápida do que um valor estável, porém elevado.

Correlação multiparamétrica

A comparação de parâmetros torna a interpretação mais confiável. Exemplos:

• O aumento de temperatura deve ser avaliado levando em conta a carga e as condições ambientais.
• A geração de gás que acompanha as variações de temperatura ou de carga sugere um mecanismo de origem térmica.
• A atividade de PD, aliada ao aumento do hidrogênio no DGA, reforça as evidências de um problema de isolamento elétrico.
• As medições de umidade devem ser interpretadas em conjunto com a temperatura do óleo.

Alarme

Os níveis de alarme são normalmente organizados em etapas; por exemplo, um nível de alerta precoce para análise e um nível mais elevado para ação urgente. Não existem limites de alarme universais que se apliquem a todos os transformadores. Os limites efetivos devem ser definidos com base no projeto do transformador e no sistema de isolamento, nos limites do fabricante, nas normas aplicáveis e nos requisitos da concessionária ou do projeto, e devem ser revisados à medida que se acumula experiência operacional.

Decisão de manutenção

Todo alarme ou tendência significativa deve levar a uma resposta definida. Exemplos incluem uma amostra de óleo para confirmação, um teste fora de linha específico, um ajuste de carga, uma inspeção ou uma manutenção programada. Sem respostas definidas, os dados de monitoramento tendem a ser coletados, mas não resultam em ações concretas.

Monitoramento do estado dos transformadores e integração com o SCADA

A integração dos dados de condição ao SCADA ou a uma plataforma de monitoramento centralizada permite que operadores e engenheiros tenham acesso a esses dados sem a necessidade de visitas ao local. Os métodos comuns de integração incluem:

• RS485 com Modbus. Uma maneira simples e amplamente utilizada de transferir valores medidos, status e alarmes de dispositivos de monitoramento para sistemas SCADA, RTUs ou gateways.
• Saídas de alarme por relé. Contatos com conexão direta para alarmes críticos. Eles oferecem um caminho de sinal simples e robusto que não depende da rede de comunicação.
• Monitoramento centralizado. Os dados provenientes de vários transformadores e subestações são coletados em um único sistema para a análise de tendências em nível de frota e a gestão de ativos.
• Monitoramento remoto de condições. Os engenheiros podem analisar tendências e ocorrências remotamente e decidir se é necessária uma visita ao local ou a realização de um teste.

Antes da integração, defina o mapa de registros ou a lista de pontos de dados, as frequências de sondagem, as prioridades de alarme e as convenções de nomenclatura. Se o projeto exigir um protocolo específico de subestação ou uma interface de rede, confirme se cada dispositivo de monitoramento é compatível com ele, em vez de simplesmente presumir essa compatibilidade.

Quando o monitoramento online do estado dos transformadores é mais útil?

O monitoramento on-line não se justifica da mesma forma para todos os transformadores. Ele tende a oferecer maior valor nas seguintes situações:

• Transformadores de potência críticos, cuja falha interromperia cargas importantes ou o funcionamento da rede elétrica.
• Ativos de alto valor com longos prazos de reposição e sem peças de reposição prontamente disponíveis.
• Equipamentos com carga pesada ou propensos a sobrecarga, onde informações térmicas precisas servem de base para as decisões de carregamento.
• Subestações remotas ou autônomas, onde as inspeções no local são pouco frequentes.
• Transformadores que apresentam tendências anormais, por exemplo, gases que se elevam em amostras periódicas, casos em que é necessária uma observação mais atenta até que a causa seja compreendida ou resolvida.
• Locais onde a inspeção manual é difícil ou perigosa.
• Aplicações nas quais uma interrupção inesperada causa um grande impacto operacional ou financeiro, como processos industriais contínuos.

Para unidades menos críticas, a inspeção periódica e a coleta de amostras de óleo, às vezes combinadas com o monitoramento básico da temperatura, podem ser uma abordagem razoável e econômica.

Lista de verificação para a implementação do monitoramento de condições de transformadores

As etapas a seguir apresentam uma sequência prática para o planejamento e a implementação de um projeto de monitoramento:

1. Identifique o tipo de transformador. Registre o sistema de isolamento, a classificação, o método de resfriamento e a presença de um OLTC e de buchas do condensador.
2. Identifique os modos de falha críticos. Utilize o histórico da unidade, os resultados dos testes, a experiência com a frota e as informações de projeto.
3. Selecione os parâmetros de monitoramento. Escolha os parâmetros que abordam os riscos identificados e decida quais serão monitorados em tempo real e quais por meio de testes periódicos.
4. Selecione os sensores e os pontos de medição. Determinar os tipos e as localizações dos sensores, incluindo se as sondas internas ao enrolamento devem ser especificadas na fase de fabricação.
5. Determine o número de canais. Count temperature probes, bushings, PD sensors and other inputs, and allow for future expansion where practical.
6. Define communication and SCADA requirements. Specify interfaces, protocols, data points and integration responsibilities.
7. Define alarm and trend strategy. Set alarm stages based on manufacturer limits, applicable standards and project requirements, and define the response to each alarm.
8. Install and commission. Verify sensor installation, wiring, measurements and communication, and test alarm outputs end to end.
9. Establish baseline data. Record reference values under known operating conditions after commissioning.
10. Review trends periodically. Schedule regular data reviews, compare online results with periodic test results and adjust alarm levels and monitoring scope as needed.

Perguntas frequentes

O que é o monitoramento do estado dos transformadores?

Transformer condition monitoring is the continuous or periodic assessment of a transformer's thermal, chemical, electrical and mechanical indicators to determine its health, detect developing faults early and support condition-based maintenance decisions.

What parameters should be monitored in a transformer?

Common parameters include winding hot spot temperature, top-oil temperature, dissolved gases, partial discharge, bushing capacitance and dissipation factor, OLTC condition, oil moisture, oil level and pressure, and load current. The right selection depends on transformer type, criticality and known risks. Not every transformer needs all of them.

Qual é a diferença entre monitoramento de transformadores e monitoramento do estado dos transformadores?

Transformer monitoring often refers to measuring operating values such as temperature, load or tap position. Condition monitoring goes further: it interprets those values and diagnostic indicators over time, against a baseline and across multiple parameters, to judge the health of the transformer.

Is DGA required for every transformer?

No. DGA applies only to liquid-filled transformers. For those units, periodic laboratory DGA is widely used. Online DGA is usually reserved for critical, high-value or suspect transformers, where continuous gas trending justifies the investment.

What is the difference between online monitoring and periodic testing?

Online monitoring collects data continuously from installed sensors and shows trends and events between site visits. Periodic testing, such as oil sampling and offline electrical tests, provides detailed diagnostics at specific intervals. The two approaches complement each other, and online monitoring does not remove the need for periodic testing.

What sensors are used for transformer condition monitoring?

Typical sensors include fiber optic probes and RTDs for temperature, single-gas or multi-gas DGA monitors, UHF, HFCT and acoustic sensors for partial discharge, bushing test tap adapters, OLTC motor current and position transducers, moisture-in-oil sensors, and oil level and pressure devices.

Can transformer monitoring systems connect to SCADA?

Yes, in most cases. RS485 with Modbus and relay alarm outputs are common integration methods. Supported interfaces vary between devices, so confirm the required protocol and data points with the supplier during specification.

How do I choose which transformer parameters to monitor?

Start with the transformer type, its criticality and its most likely failure modes. Then select the parameters that best detect those failure modes, decide which should be monitored online and which through periodic testing, and account for installation constraints, SCADA requirements and budget.

Conclusão

Effective transformer condition monitoring is not about installing every available sensor. It means selecting the indicators that match the transformer's type, criticality and failure risks, and then using the data in a disciplined way through baselines, trends, correlation and defined maintenance responses. Online monitoring and periodic testing each have a role, and together they give a more reliable picture of transformer health than either can alone.

For system architecture and configuration options, see our transformer monitoring solutions.