Quais parâmetros são testados em testes de transformadores de tipo de óleo?

Transformadores tipo óleosão ativos críticos em sistemas de energia elétrica. Para garantir que operem de forma segura, eficiente e confiável, uma série de testes rigorosos devem ser realizados – tanto na fábrica quanto durante o comissionamento, bem como durante toda a sua vida útil. Esses testes verificam a resistência elétrica, a integridade mecânica, o desempenho térmico e a condição do óleo isolante.

Abaixo, os principais parâmetros são explicados por categoria de teste.

Parte 1: Testes de Rotina (Realizados em Cada Transformador)

Esses testes são realizados em cada unidade antes de sair da fábrica para confirmar a qualidade básica de fabricação.

1. Medição da resistência do enrolamento

Este parâmetro mede a resistência DC. Ao medir a resistência de cada enrolamento de fase (primário e secundário), os engenheiros podem detectar conexões soltas, fios quebrados, posições incorretas do comutador ou desequilíbrios de fase significativos. Os valores aceitáveis ​​devem ser equilibrados entre as fases (normalmente dentro de 2%) e corresponder aos cálculos do projeto.

2. Relação de tensão e deslocamento de fase

Este parâmetro verifica a relação de espiras. Uma tensão é aplicada ao enrolamento primário e a tensão induzida no lado secundário é medida. O ângulo de fase entre os enrolamentos também é verificado. Isso garante que o transformador produza a tensão de saída e a relação de fase corretas (por exemplo, Dyn11). O erro normalmente deve estar dentro de ±0,5%.

3. Perda sem carga e corrente de excitação

A perda sem carga (perda do núcleo) é causada por histerese e correntes parasitas no núcleo. A corrente de excitação é a corrente necessária para magnetizar o núcleo. Medir esses parâmetros ajuda a detectar defeitos no núcleo, como laminações em curto ou montagem inadequada. Perda excessiva sem carga significa que o transformador desperdiçará energia significativa continuamente.

4. Perda de carga e tensão de impedância

A perda de carga (perda de cobre) é o calor gerado pela corrente que flui através dos enrolamentos. A tensão de impedância determina a regulação de tensão do transformador e a magnitude das correntes de falta. Para medi-los, o secundário é curto-circuitado e a tensão no primário é elevada até que a corrente nominal flua.

5. Resistência de Isolamento (Teste Megger)

Este parâmetro mede a resistência DC entre enrolamentos e entre enrolamentos-terra (núcleo e tanque). A alta resistência de isolamento (normalmente >1.000 MΩ para transformadores novos) indica que o sistema de isolamento está seco, limpo e intacto. A baixa resistência geralmente sugere entrada de umidade ou contaminação.

6. Resistência dielétrica (teste de tensão suportável)

Este parâmetro verifica quanta sobretensão o isolamento pode suportar sem quebrar. Existem duas formas comuns:

Suportabilidade CA de fonte separada: testa o isolamento principal (enrolamentos-terra e entre enrolamentos).

Resistência CA induzida: testa o isolamento entre voltas e entre camadas.

Não é necessário nenhum flashover ou quebra durante o teste para passar.

Parte 2: Testes de Tipo (Verificação de Projeto)

Esses testes são realizados em um protótipo de cada projeto para provar que o projeto atende a todos os requisitos da norma.

1. Limites de aumento de temperatura

Este parâmetro mede a temperatura de estado estacionário dos enrolamentos (calculada pelo método de mudança de resistência) e o óleo superior sob carga nominal. A temperatura é o fator mais importante que afeta a vida útil do transformador – cada aumento de 6°C acima da classificação reduz pela metade a vida útil do isolamento. Os padrões normalmente exigem que o aumento da temperatura do enrolamento não exceda 65K (para isolamento classe A).

2. Tensão suportável ao impulso do raio

Este parâmetro simula a queda de um raio nas linhas conectadas usando uma forma de onda de tensão de 1,2/50 µs. Uma alta tensão de impulso é aplicada para testar se o isolamento pode sobreviver a sobretensões atmosféricas. Este é um teste crítico para prevenir falhas repentinas do transformador devido a raios.

3. Capacidade de resistência a curto-circuito

Este parâmetro verifica se os enrolamentos podem resistir às enormes forças eletromagnéticas geradas durante um curto-circuito externo sem deformar ou deslocar. Após o teste, as alterações na resistência e na reatância do enrolamento são verificadas e a análise da resposta em frequência é usada para confirmar que não ocorreu nenhum dano mecânico.

Parte 3: Testes Especiais (Específicos do Cliente ou da Aplicação)

Esses testes são realizados quando é necessária confiança adicional, como para transformadores grandes ou críticos.

1. Nível de Descarga Parcial (PD)

Este parâmetro mede pequenas descargas elétricas dentro de vazios de isolamento ou em interfaces, expressas em picocoulombs (pC). A descarga parcial é um sinal de alerta precoce de deterioração do isolamento. Para novos transformadores, o nível PD normalmente deve estar abaixo de 10 pC a 1,5 vezes a tensão nominal. Um nível baixo de PD significa que o isolamento está livre de bolhas ou contaminantes.

2. Fator de Dissipação Dielétrica (Tan δ) e Capacitância

Tan δ (ângulo de perda) reflete quanta energia é perdida no material de isolamento. A capacitância reflete a estrutura geométrica do sistema de isolamento. Ambos os parâmetros são altamente sensíveis à umidade e ao envelhecimento. Um valor crescente de tan δ indica que o isolamento pode ter ficado úmido ou carbonizado.

3. Análise de Resposta de Frequência (FRA)

Este parâmetro registra a “impressão digital” da impedância do transformador em uma faixa de frequências (normalmente de 20 Hz a 2 MHz). O FRA é extremamente sensível ao movimento mecânico dos enrolamentos causado por impactos de transporte ou forças de curto-circuito. Ao comparar os traços de fábrica e de campo, se os traços permanecerem altamente correlacionados (acima de 98%), a estrutura do enrolamento é comprovada inalterada.

4. Impedância de Sequência Zero

Este parâmetro mede a oposição do transformador às correntes de seqüência zero (correntes de falta à terra). Ele determina a magnitude da corrente de falta à terra monofásica em um sistema neutro solidamente aterrado e é uma entrada essencial para ajustes de relés de proteção.

Parte 4: Parâmetros de teste de óleo isolante (cruciais para transformadores do tipo óleo)

O óleo atua como isolante e refrigerante, portanto suas propriedades físicas, químicas e elétricas são críticas.

1. Tensão de Ruptura (BDV)

Este é o indicador de resistência elétrica mais direto do petróleo. Uma amostra de óleo é colocada entre dois eletrodos com uma folga definida (normalmente 2,5 mm) e a tensão é aumentada até que ocorra a ruptura. Geralmente é necessário que o óleo novo tenha um BDV de pelo menos 60 kV. Um BDV baixo indica que o óleo contém umidade ou partículas condutoras.

2. Conteúdo de água

A umidade é um grande inimigo do óleo isolante. Reduz drasticamente a tensão de ruptura e acelera o envelhecimento do isolamento de celulose. O petróleo novo requer um teor de água extremamente baixo, normalmente abaixo de 10 partes por milhão (ppm).

3. Número ácido (valor de neutralização)

Este parâmetro mede a concentração de compostos ácidos no óleo. À medida que o óleo envelhece, o número de acidez aumenta. Um índice de acidez elevado pode corroer componentes metálicos e acelerar a degradação do isolamento.

4. Análise de Gás Dissolvido (DGA)

Esta é uma das ferramentas de diagnóstico mais poderosas. Ao medir as concentrações e proporções dos principais gases dissolvidos – hidrogênio (H₂), metano (CH₄), etano (C₂H₆), etileno (C₂H₄), acetileno (C₂H₂), monóxido de carbono (CO) e dióxido de carbono (CO₂) – os engenheiros podem identificar falhas internas ocultas. Por exemplo:

Acetileno detectado → descarga de arco.

Etileno dominante → ponto quente de alta temperatura.

Aumento repentino de hidrogênio → descarga parcial.

5. Tensão Interfacial (IFT)

Este parâmetro reflete a presença de contaminantes polares ou subprodutos do envelhecimento no óleo. O óleo novo tem uma tensão interfacial relativamente alta. À medida que o óleo envelhece ou fica contaminado, o valor do IFT diminui.

6. Ponto de inflamação e ponto de fluidez

O ponto de inflamação mede o risco de incêndio. O óleo mineral normalmente tem um ponto de fulgor acima de 140°C.

O ponto de fluidez mede a fluidez em baixas temperaturas. Em climas frios, deve-se usar óleo com baixo ponto de fluidez.