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A Análise de Gás Dissolvido (DGA) detecta e quantifica os gases dissolvidos no óleo isolante do transformador para identificar falhas em desenvolvimento antes que ocorra uma falha catastrófica. Quando o óleo do transformador e o isolamento de celulose sofrem estresse anormal - seja por superaquecimento, arco voltaico ou descarga parcial - as ligações moleculares se rompem e liberam gases característicos que criam uma impressão digital de diagnóstico para os engenheiros de manutenção.
Em implantações de campo em mais de 200 transformadores de potência, variando de 35 kV a 500 kV, o DGA tem fornecido, de forma consistente, o aviso mais precoce de falhas em desenvolvimento - geralmente de 6 a 18 meses antes que os métodos de diagnóstico convencionais detectem anomalias. Esse tempo de espera transforma a manutenção reativa em intervenções planejadas.
A física subjacente ao DGA está centrada na decomposição térmica e elétrica de materiais isolantes. Diferentes níveis de energia quebram diferentes ligações químicas, o que explica por que cada tipo de falha produz uma assinatura de gás distinta.
Em temperaturas abaixo de 300°C, a decomposição do óleo gera principalmente hidrogênio (H₂) e metano (CH₄). A atividade de descarga parcial - falhas elétricas de baixa energia que ocorrem em vazios de gás ou em interfaces de óleo e papel - impulsiona a formação de hidrogênio nessas temperaturas relativamente modestas. Testes em transformadores de distribuição de média tensão mostram que as taxas de geração de hidrogênio de 50 a 200 ppm/ano geralmente indicam o desenvolvimento de descarga parcial sem risco imediato de falha.
À medida que o estresse térmico aumenta para 500-700°C, o etileno (C₂H₄) torna-se o hidrocarboneto dominante. Pontos quentes localizados de correntes circulantes, passagens de resfriamento bloqueadas ou conexões deterioradas criam condições para a formação de etileno. Quando as concentrações de etileno ultrapassam 100 ppm com taxas de geração rápidas, torna-se necessária uma investigação imediata.
O acetileno (C₂H₂) requer temperaturas de arco superiores a 700°C para uma formação significativa. Mesmo as concentrações de traços de 2 a 5 ppm justificam a investigação, pois o acetileno raramente aparece durante a operação normal do transformador. Esse gás serve como marcador definitivo para falhas elétricas de alta energia.
O monóxido de carbono (CO) e o dióxido de carbono (CO₂) resultam da degradação da celulose no isolamento de papel, e não da decomposição do óleo. A relação CO₂/CO fornece informações sobre a gravidade da degradação: relações abaixo de 3 normalmente sugerem envelhecimento acelerado que requer intervenção, enquanto relações acima de 7 indicam envelhecimento térmico normal.
Os níveis de oxigênio e nitrogênio, embora não sejam gases de falha em si, revelam a integridade do conservador e da vedação. O oxigênio elevado acelera a oxidação do óleo e a formação de lama, agravando outros mecanismos de degradação.
Cada gás dissolvido conta uma história específica sobre as condições internas do transformador. A compreensão dessas assinaturas permite a identificação precisa de falhas.
Hidrogênio (H₂) se forma nas energias de falha mais baixas, normalmente acima de 150°C. As principais fontes incluem descarga parcial no óleo ou nas interfaces óleo e papel, descarga corona em bolsões de gás e faíscas de baixa energia de potenciais flutuantes. A experiência de campo mostra que as buchas de porcelana envelhecidas geralmente produzem aumentos graduais de hidrogênio devido ao efeito corona em camadas de classificação capacitiva degradadas.
Metano (CH₄) indica decomposição térmica entre 150 e 300°C. As fontes comuns incluem correntes circulantes nas laminações do núcleo, juntas ruins nas cintas de aterramento do núcleo e superaquecimento de conexões menores. O metano sozinho raramente sinaliza problemas urgentes, mas justifica o monitoramento.
Etano (C₂H₆) aparece em estresse térmico moderado entre 300 e 500°C. As fontes se sobrepõem ao metano, mas em intensidades maiores - dutos de resfriamento bloqueados, deterioração dos contatos do comutador de derivação sob carga e pontos quentes localizados no enrolamento.
Etileno (C₂H₄) requer temperaturas de 500 a 700°C, indicando superaquecimento severo. Condutores superaquecidos, laminações de núcleo em curto-circuito e conexões de buchas com falhas geram etileno substancial. As tendências de aumento do etileno exigem uma investigação séria, independentemente da concentração absoluta.
Acetileno (C2H2) representa o gás de falha mais crítico, formando-se somente em temperaturas acima de 700°C - condições associadas a falhas de arco e descargas de alta energia. Mesmo as concentrações de traços de 2 a 5 ppm justificam a investigação, pois o acetileno raramente aparece durante a operação normal.
Monóxido de carbono (CO) e Dióxido de carbono (CO₂) sinalizam especificamente a degradação da celulose. O envelhecimento térmico do isolamento do papel produz ambos os gases, sendo que a proporção indica a gravidade. O rápido aumento dos níveis de CO - especialmente acima de 50 ppm/mês - sugere a aceleração da deterioração do papel, o que reduz a expectativa de vida útil do transformador.
Oxigênio (O₂) e Nitrogênio (N₂) indicam exposição atmosférica. Os transformadores selados devem manter o oxigênio abaixo de 3.000 ppm. O oxigênio elevado acelera a oxidação, criando subprodutos ácidos que atacam o isolamento de papel.
[Percepção do especialista: armadilhas da interpretação de gás]
- Os comutadores de derivação em carga (LTCs) com contatos em arco que compartilham o óleo do tanque principal produzem acetileno durante a comutação normal - sempre verifique o tipo de LTC antes de interpretar os dados de C₂H₂.
- A gaseificação dispersa de certos tipos de óleo pode produzir hidrogênio e metano sem falhas reais; estabeleça linhas de base para marcas de óleo específicas
- O processamento recente do óleo (desgaseificação, filtragem) suprime temporariamente os níveis de gás, podendo mascarar falhas em desenvolvimento
- O superaquecimento de fontes externas (exposição solar em tanques expostos) pode gerar gases térmicos não relacionados a falhas internas
Três métodos principais transformam as concentrações de gás bruto em diagnósticos de falhas. Cada um deles oferece vantagens distintas, dependendo da complexidade da falha.
Método do gás-chave fornece a avaliação de campo mais rápida, identificando qual gás individual apresenta a maior concentração ou a taxa de aumento mais rápida. O hidrogênio dominante sugere descarga parcial. O etileno predominante indica falhas térmicas graves. O acetileno dominante indica formação de arco. Esse método funciona bem em casos claros, mas tem dificuldades com assinaturas de falhas mistas em que vários mecanismos de degradação operam simultaneamente.
Índices de Rogers usam relações matemáticas entre pares de gases - CH₄/H₂, C₂H₆/CH₄, C₂H₄/C₂H₆ e C₂H₂/C₂H₄ - para classificar as falhas em códigos predefinidos. A abordagem sistemática reduz a subjetividade da interpretação. No entanto, os índices de Rogers frequentemente produzem resultados “sem diagnóstico” quando os índices ficam fora dos limites definidos, uma ocorrência comum com falhas incipientes ou mistas.
Triângulo Duval plota as porcentagens relativas de metano, etileno e acetileno em coordenadas triangulares. Sete zonas dentro do triângulo correspondem a tipos específicos de falhas:
O método Duval lida com faltas mistas melhor do que os métodos de proporção e é amplamente aceito pelos serviços públicos. As extensões, incluindo o Triângulo 4 de Duval, o Triângulo 5 e o Pentágono, tratam de equipamentos específicos, como comutadores de derivação de carga e reatores de derivação.
IEEE C57.104-2019 enfatiza os níveis de concentração absolutos com um status de condição de quatro níveis (Condição 1-4), enquanto IEC 60599 concentra-se nas proporções de gás e nas faixas de concentração típicas. A maioria das concessionárias aplica abordagens híbridas - usando métodos de proporção IEC para identificação de falhas combinados com limites absolutos no estilo IEEE para acionamento de alarmes.
| Método | Melhor Aplicação | Limitação primária |
|---|---|---|
| Gás chave | Triagem rápida em campo | Falhas mistas |
| Índices de Rogers | Classificação sistemática | Resultados frequentes de “sem diagnóstico” |
| Triângulo Duval | Identificação de falhas mistas | Requer um mínimo de dados de três gases |
| IEEE C57.104 | Alarmes de limite absoluto | Menor especificidade do tipo de falha |
| IEC 60599 | Diagnóstico baseado em proporções | Requer experiência em interpretação |
Os resultados laboratoriais de DGA têm pouco significado sem níveis de alarme adequados ao contexto. A estrutura a seguir reflete a prática comum de serviços públicos para transformadores de óleo mineral, embora os limites específicos variem de acordo com a classe de tensão, a idade e a criticidade do ativo.
| Gás | Normal (ppm) | Cuidado (ppm) | Advertência (ppm) | Crítico (ppm) |
|---|---|---|---|---|
| H₂ | <100 | 100-200 | 200-500 | >500 |
| CH₄ | <50 | 50-100 | 100-150 | >150 |
| C₂H₆ | <30 | 30-60 | 60-100 | >100 |
| C₂H₄ | <50 | 50-100 | 100-200 | >200 |
| C₂H₂ | <2 | 2-10 | 10-35 | >35 |
| CO | <500 | 500-700 | 700-1,000 | >1,000 |
| CO₂ | <5,000 | 5,000-8,000 | 8,000-12,000 | >12,000 |
Esses valores representam uma orientação geral para transformadores ≤69 kV. As unidades de classe de transmissão geralmente usam limites mais rígidos.
As concentrações absolutas contam apenas parte da história. A taxa de geração de gás geralmente fornece um aviso prévio:
A tendência requer intervalos de amostragem consistentes. Normalmente, os transformadores críticos justificam uma amostragem trimestral; os transformadores de distribuição podem usar intervalos anuais. Os monitores DGA on-line justificam seu custo em unidades críticas, onde a detecção precoce evita falhas que valem milhões em custos de substituição e perda de produção.
Os limites padrão exigem ajustes para:
Os engenheiros que especificam novos equipamentos com enchimento de óleo se beneficiam da compreensão dos fundamentos do DGA ao avaliar as opções de um fabricante de transformadores de distribuição. A qualidade do óleo de base e as escolhas de projeto - classe de aumento de temperatura do enrolamento, eficiência do sistema de resfriamento, materiais de isolamento - influenciam diretamente os perfis de geração de gás a longo prazo.
[Expert Insight: Lógica de alarme na prática].
- Nunca acione alarmes em excedentes de uma única amostra; exija amostragem de confirmação dentro de 2 a 4 semanas
- Os alarmes de taxa de alteração capturam falhas de desenvolvimento rápido que ainda não ultrapassaram os limites absolutos
- A normalização da frota - comparando unidades individuais com as médias da população - identifica exceções mesmo quando todas as unidades estão dentro de faixas “normais”
- Documentar as respostas e os resultados dos alarmes para refinar os limites com base na correlação real de falhas
A qualidade da amostra determina o valor do diagnóstico. Amostras contaminadas ou manuseadas incorretamente produzem resultados enganosos que podem desencadear intervenções desnecessárias ou deixar passar falhas genuínas.
Preparação da pré-amostragem: Lave a válvula de amostragem com 200 a 500 ml de óleo antes de coletar a amostra de análise. Isso purga o óleo estagnado e a contaminação da válvula. Use seringas de vidro à prova de gás ou recipientes de metal projetados para amostragem de DGA - os recipientes de plástico permitem a permeação de gás.
Minimização da exposição ao ar: Conclua o processo de amostragem rapidamente. O ar dissolvido na amostra durante a coleta eleva artificialmente as leituras de oxigênio e nitrogênio, além de diluir potencialmente as concentrações de gás de falha. Encha os recipientes completamente, eliminando o espaço livre.
Envio e armazenamento: Envie as amostras dentro de 24 a 48 horas após a coleta. O armazenamento prolongado permite a evolução contínua do gás e a troca atmosférica. Temperaturas extremas durante o transporte podem alterar os equilíbrios de solubilidade do gás.
Estabelecimento da linha de base: Os novos transformadores devem ter um DGA de linha de base dentro de 3 a 6 meses após a energização. Isso captura os níveis iniciais de gás antes que o estresse do serviço se acumule e fornece pontos de referência para tendências futuras.
Integração de monitoramento on-line: Os monitores contínuos de DGA que usam espectroscopia fotoacústica ou detecção de condutividade térmica atingem limites de detecção de 1 a 5 ppm com ciclos de medição de hora em hora ou diários. Esses sistemas são excelentes na captura de condições de falha transitórias que a amostragem em lote pode deixar passar entre os testes trimestrais. A integração com o SCADA permite alarmes automatizados e visualização de tendências.
Para as instalações que gerenciam transformadores a óleo e equipamentos de comutação a montante, a disciplina de diagnóstico necessária para uma DGA eficaz se estende naturalmente à compreensão dos requisitos de manutenção dos dispositivos de proteção de média tensão. Tecnologias isentas de óleo, como as de um fabricante de disjuntores a vácuo eliminam as preocupações com gás dissolvido em equipamentos de comutação e, ao mesmo tempo, fornecem proteção confiável para o transformador.
Os resultados do DGA raramente são suficientes para uma avaliação abrangente das condições. A referência cruzada dos dados de gás com outros métodos de diagnóstico melhora a localização de falhas e as decisões de intervenção.
Testes de qualidade do óleo complemente a DGA avaliando a integridade do isolamento de diferentes ângulos. O teor de umidade afeta a resistência dielétrica e acelera o envelhecimento do papel - correlacione a umidade elevada com as tendências de CO/CO₂ que indicam a degradação do papel. A acidez (número de neutralização) revela o acúmulo de subprodutos de oxidação. A tensão interfacial cai à medida que o óleo se degrada, acompanhando os indicadores de estresse térmico.
Testes elétricos localizam as falhas detectadas pelo DGA. As medições de resistência do enrolamento identificam problemas de conexão sugeridos por assinaturas de gás térmico. O teste do fator de potência revela contaminação ou umidade no isolamento. A verificação da relação de voltas confirma a integridade do enrolamento quando o DGA mostra possíveis assinaturas de falhas entre as voltas.
Imagens térmicas durante a operação identifica pontos quentes externos - conexões soltas, radiadores bloqueados, deficiências no sistema de resfriamento - que contribuem para a geração de gás térmico. A correlação das descobertas termográficas com as tendências do DGA identifica as causas principais.
Detecção ultrassônica de descarga parcial valida os resultados de DGA com predominância de hidrogênio, confirmando as fontes ativas de DP. Os métodos acústicos podem, às vezes, localizar a atividade de descarga em buchas, comutadores de derivação ou regiões de enrolamento específicos.
A compreensão da física da detecção de falhas em transformadores cria uma intuição de diagnóstico aplicável a todos os equipamentos de energia. Os princípios subjacentes operação do interruptor a vácuo-separação de contato, extinção de arco, recuperação dielétrica - representam desafios de diagnóstico análogos em equipamentos de comutação, nos quais se aplicam diferentes técnicas de medição.
Criar um programa holístico de avaliação de condições significa estabelecer correlações entre os métodos de diagnóstico para sua frota específica de transformadores. Com o passar do tempo, surgem padrões: certas assinaturas de gás preveem com segurança anomalias específicas de testes elétricos, tendências específicas de qualidade do óleo precedem mudanças na geração de gás e descobertas de imagens térmicas explicam resultados de DGA que, de outra forma, seriam intrigantes.
Referência externa: IEC 60076 - Normas IEC 60076 para transformadores de potência
A amostragem anual atende à maioria dos transformadores de distribuição que operam em condições normais, embora as unidades que apresentam níveis elevados de gás ou que sofrem sobrecargas frequentes possam justificar o monitoramento trimestral até que as tendências se estabilizem.
Os monitores on-line são excelentes em tendências contínuas e na captura de eventos transitórios, mas normalmente medem menos gases do que a análise laboratorial completa; a maioria das concessionárias usa o monitoramento on-line para unidades críticas, mantendo a confirmação laboratorial periódica.
O hidrogênio fornece o primeiro aviso de problemas em desenvolvimento devido à sua baixa temperatura de formação, embora o acetileno - mesmo em níveis de traços - exija a resposta mais urgente, pois indica um arco elétrico ativo.
Os transformadores mais antigos acumulam níveis de gás de fundo devido ao envelhecimento térmico cumulativo; a interpretação deve comparar os valores atuais com as tendências históricas específicas da unidade, em vez de apenas limiares populacionais genéricos.
O processamento de petróleo (desgaseificação, filtragem, recuperação) suprime temporariamente os níveis de gás dissolvido; as amostras pós-processamento estabelecem novas linhas de base, e qualquer aumento rápido de gás depois disso pode indicar que o processamento expôs uma atividade de falha anteriormente mascarada.
Os fluidos de ésteres naturais produzem padrões de geração de gás diferentes dos do óleo mineral, com gaseificação dispersa geralmente mais alta e diferentes correlações entre temperatura e gás; a interpretação requer orientação específica para o éster em vez de limites padrão para o óleo mineral.
A DGA identifica de forma confiável os mecanismos ativos de degradação, mas não pode prever com precisão a vida útil restante; a análise de furano (medindo os subprodutos da degradação do papel) combinada com a tendência da DGA fornece uma estimativa de vida útil melhor do que qualquer um dos métodos isoladamente.
