Os equipamentos para o monitoramento de transformadores devem ser eficientes, de custo justificável, fáceis de instalar em campo e de baixa taxa de manutenção. A necessidade da utilização de sistemas de monitoramento tem sua importância se for considerado que grandes quantidades de unidades de transformação instaladas nos parques elétricos atuais foram fabricadas há décadas (KOVACEVIC; DOMINELLI, 2003). Certamente, a idade do parque elétrico tem impacto no planejamento da manutenção que é otimizado através da utilização de equipamentos de monitoramento e diagnóstico. Quando se trata de transformadores de potência, tal atitude visa salvaguardar um equipamento importantes das subestações.
3.3.1 Monitores de Temperatura
As medidas de temperatura do transformador são úteis para a modelagem do comportamento térmico do equipamento e do ponto quente do enrolamento. Ainda é amplamente utilizada a forma de medida indireta, imagem térmica, que é realizada através da passagem de uma corrente de valor conhecido através de uma carga, que tem um elemento resistivo como indicador, e localizada em um ponto distante da região de alta tensão do transformador (KOVACEVIC; DOMINELLI, 2003; CAVALEIRO et al., 1999; PRADHAN, 2006). Existe uma correlação direta entre a temperatura do enrolamento e o tempo de vida útil do transformador. Logo, dispor de informações precisas sobre os parâmetros térmicos é de suma relevância para uma projeção maximizada desta vida útil. Vale a pena salientar que o sistema isolante pode perder suas características dielétricas diante da exposição prolongada ao calor excessivo antecipando à ocorrência de falhas. Porém, este método convencional de medição indireta de temperatura apresenta deficiência em seus resultados que causam incertezas na modelagem térmica do transformador, não representando fielmente o comportamento real do equipamento.
Para superar tais inconvenientes, pesquisas se aprofundam na implementação da medição direta de temperatura mediante a aplicação de sensores de fibra óptica. Dessa forma, tem-se acesso a uma informação importante não somente para manutenção e proteção, mas para operação do transformador, uma vez que o ponto quente do enrolamento de um transformador é um parâmetro limitador da sua capacidade de carga. Atualmente sensores de temperatura baseado em dispositivos opto-eletrônicos podem ser instalados nos enrolamentos dos transformadores em fase de manufatura, e são geralmente configurados para a medida em um único ponto ou em configurações distribuída no interior. Muitas técnicas de medidas de temperatura utilizando fibras ópticas têm sido aplicadas para medida de cargas térmicas em transformadores (SARAVOLAC, 1994; BETTA et al., 2000).
Dois princípios são comumente usados na concepção dos sensores de fibra óptica de temperatura: variação do tempo de degradação da fluorescência do fósforo em função da temperatura e variação do espectro de luz do cristal de arsênio-gálio em função da temperatura. O primeiro princípio é comercialmente utilizado pela Luxtron enquanto o segundo pela ABB (SARAVOLAC, 1994). A grande vantagem da fibra como medidor de temperaturas internas em transformadores de potência é que esta apresenta ausência de susceptibilidade magnética praticamente não interferindo no processo normal do equipamento monitorado (TEUNISSEN et al., 2002; WANG et al., 2006; PRADHAN, 2006).
Porém, a aplicação imediata e em larga escala ainda não ocorre somente devido ao custo da tecnologia, uma vez que há desenvolvimento de métodos de instalação que privilegiam as características mecânicas da fibra.
3.3.2 Monitores de Descargas Parciais
Outra causa de falhas em transformadores é o rompimento do dielétrico. Este tipo de falha interna do transformador é frequentemente precedida de descargas parciais. A caracterização de padrões de descargas parciais é outra importante fonte de investigação do estado do isolamento do transformador (LAZAREVICH, 2003; LOBO et al., 2005). O monitoramento de DP é efetivo para detecção de falhas, pois um incremento no nível de descargas parciais pode significar o comprometimento do sistema de isolamento. Por essa característica, é desejável o monitoramento deste parâmetro visando um julgamento em tempo hábil das condições internas da unidade evitando perdas financeiras consideráveis (ZHU et al., 1991; WARD; LINDGREN, 2000; PRADHAN, 2006).
As descargas parciais ocorrem dentro do tanque e produzem uma onda sonora e de pressão que é transmitida através do óleo, além de um pulso elétrico. Daí os princípios que regem a detecção de DP: acústica e elétrica.
A detecção acústica se dá através de sensores de emissão acústica instalados na parede do transformador. Com a ocorrência de uma DP, inicia-se uma emissão de ondas acústicas em todas as direções do tanque. Nota-se que essa é uma técnica de detecção não intrusiva, porém, o sinal detectado, por ter valor extremamente baixo, pode ser influenciado por distúrbios, tais como ruídos magnéticos, vibração mecânica, entre outros. Para evitar erros e medidas ineficazes, a emissão acústica de DP e as interferências devem ser distinguidas através do seu espectro de freqüência mediante a aplicação de técnicas de processamento digital de sinais.
Seguindo a tendência de desenvolvimento de sensores opto-eletrônicos, novas técnicas de medida de descargas parciais através de sensores de ultra-som de fibra óptica vêm sendo desenvolvidas (LAZAREVICH, 2003; LOBO et al., 2005). Um sistema proposto e desenvolvido pelo CPT - Center for Photonics Technology of Virginia University, é composto de uma sonda acústica opto-eletrônica e de um processador digital de sinais (DSP - Digital
Signal Processing). Para a transmissão do sinal da sonda até o DSP utiliza-se uma fibra
óptica, conforme apresentado na figura 3.8.
Figura 3.8 - Sensor óptico de ultra-som para medida de descargas parciais.
No sensor, o feixe luminoso proveniente de um diodo laser incide no acoplador e é transmitido pela fibra até a cabeça do sensor (ampliada em detalhes). O guia da fibra e o
diafragma são colados juntos ao suporte cilíndrico. O feixe de luz incidente é parcialmente refletido (4%) na face do sensor enquanto a outra porção do feixe propaga-se para o espaço interior da cavidade atingindo até a superfície interna do diafragma. A superfície do diafragma é revestida por uma fina camada de ouro de forma que toda a porção de luz incidente seja refletida (96%). Com esta montagem, o sinal óptico, recebido pelo fotodetector, é uma função do comprimento da cavidade selada e é imune à contaminações externas (WARD; LINDGREN, 2000).
3.3.3 Monitores de Gases Dissolvidos no Óleo Isolante
Os problemas no transformador podem ser detectados através da análise do óleo. Embora o período padrão de acompanhamento da formação dos gases no óleo do transformador seja de um ano, ocorrem situações nas quais um período mais curto de análise se torna necessário para acompanhar a evolução da formação dos gases. Na realidade, mesmo com a análise em períodos menores que o previsto em normas, a informação da evolução do estado interno entre as amostras pode ficar comprometido. Este ponto de vista tem levado a desenvolvimentos tecnológicos no sentido de viabilizar o DGA em tempo real mesmo que simplificado, ou seja, com monitoramento da formação de alguns gases em particular, como por exemplo o gás carbônico, hidrogênio, furfuraldeído e umidade, entre outros (ALMEIDA
et at., 2007b). A possibilidade de realizar DGA em tempo real apóia-se no grande esforço que
vem sendo recentemente empregado no desenvolvimento de sistemas de sensores eficientes, modulares, e de custo viável. O sensor de hidrogênio, por exemplo, como principal indicador de descargas parciais e arco, foi um dos primeiros sensores a ser desenvolvido e utilizado em sistemas de monitoramento em tempo-real.
Os sistemas de medição que monitoram as condições do óleo isolante podem ser agrupados em três classes: monitores de qualidade do óleo; monitores de gases combustíveis e monitores multi-gás (CARGOL, 2005). A figura 3.9 mostra o Hydran® M2, um monitor de gases dissolvidos no óleo em sua aparência externa.
Outros dispositivos para monitoramento on-line foram comparados em suas características técnicas e definidas as situações onde melhor poderiam ser aplicados. Baseado nesta comparação e considerando uma relação técnico-econômica, o HYDRAN® M2 da GE justifica sua aplicação no estudo de caso que segue na próxima seção.
3.4 MONITORAMENTO ON-LINE DOS GASES DISSOLVIDOS EM