O transformador de potência é, em geral, o ativo mais caro e crítico de uma subestação, e sua isolação óleo-papel é vulnerável a um mecanismo de degradação silencioso: as descargas parciais (DP). Este artigo aborda, em nível técnico, por que a DP ameaça o transformador, onde ela ocorre, quais mecanismos a originam e como a medição (IEEE C57.113, IEC 60270) e a localização (acústico/UHF) se integram ao DGA no diagnóstico.
Resumo. Analisa-se o sistema de isolação óleo-papel e sua suscetibilidade a DP; mapeiam-se os pontos típicos (enrolamentos, buchas, comutador, óleo, conexões, núcleo); descrevem-se mecanismos (bolhas, umidade, contaminação, X-wax); e discute-se a medição segundo IEEE C57.113 e IEC 60270, a localização por métodos acústico/UHF (IEC 62478) e a integração com a análise de gases dissolvidos (DGA).
1. Por que a DP ameaça o transformador
A falha de um transformador de potência implica parada prolongada, alto custo de reposição (prazos de fabricação longos), risco de incêndio e impacto na confiabilidade do sistema. A DP atua de forma cumulativa e interna, no óleo e no papel, sem manifestação externa até estágios avançados. Detectá-la cedo amplia a janela para uma intervenção planejada, em vez de uma falha catastrófica em serviço.
2. O sistema de isolação óleo-papel
A isolação do transformador combina óleo mineral (ou éster) e papel/celulose impregnado, formando um sistema compósito. A DP pode iniciar em bolhas de gás no óleo, em regiões de papel degradado ou úmido, em interfaces óleo-sólido e em pontos de campo elevado. A presença de umidade e de partículas reduz a rigidez do óleo e favorece a descarga; a degradação térmica do papel (despolimerização) também contribui. Por isso, a saúde do óleo (físico-química e DGA) e a atividade de DP estão correlacionadas.
3. Onde ocorrem as descargas parciais
Os focos mais comuns são: enrolamentos e papel (regiões de alto campo, espiras iniciais, calços e dutos de óleo); buchas capacitivas (camadas, tap de medição); comutador sob carga (OLTC) (contatos e isolação sob arco); óleo isolante (bolhas, partículas); conexões internas; e regiões de aterramento do núcleo (correntes circulantes, pontos flutuantes). A localização da fonte direciona a manutenção.
4. Mecanismos específicos
- Bolhas e gases — vazios gasosos no óleo, agravados por sobreaquecimento e por gases dissolvidos;
- Umidade no papel — reduz a rigidez e favorece descargas na celulose;
- Partículas e contaminação — concentram campo e iniciam descargas no óleo;
- X-wax — subproduto ceroso da DP em óleo, indicativo de atividade prolongada;
- Pontos flutuantes — peças metálicas mal aterradas que assumem potencial e descarregam.
5. Medição e localização
A quantificação segue o método elétrico (IEC 60270, prática IEEE C57.113), com a carga aparente em pC obtida sob tensão de ensaio definida (relacionada à IEC 60076-3). Para localizar a fonte dentro do tanque, empregam-se os métodos acústico (TDOA entre sensores na carcaça) e UHF (IEC 62478). A combinação elétrico + acústico/UHF permite tanto medir a severidade quanto apontar a região — bucha, comutador ou enrolamento.
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Falar com um especialista no WhatsApp6. Integração com o DGA e demais ensaios
A DP raramente é interpretada isolada. A análise de gases dissolvidos (DGA) — orientada por IEC 60599 e IEEE C57.104 — detecta gases associados a descargas e a aquecimento; certos padrões (por exemplo, predominância de hidrogênio) são compatíveis com atividade de DP. A medição direta de DP confirma e quantifica o que o DGA sinaliza, enquanto tangente delta, fator de potência das buchas, resistência de isolamento e termografia completam o quadro. A interpretação integrada é a boa prática.
7. Como a Tecnvolt diagnostica o transformador
A Tecnvolt, empresa de engenharia elétrica de Recife/PE com atuação no Nordeste, mede DP pelo método elétrico (IEC 60270 / IEEE C57.113), localiza a fonte por acústico/UHF (IEC 62478) e integra o resultado a DGA e a outros diagnósticos, entregando um laudo que classifica a condição e orienta a manutenção.
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Agendar um diagnóstico elétricoPerguntas frequentes
A DP pode queimar um transformador?
Não instantaneamente, em geral, mas degrada a isolação até a falha. É um precursor importante de falhas catastróficas, sobretudo quando associada a umidade e contaminação.
Onde a DP mais ocorre no trafo?
Em enrolamentos/papel, buchas, comutador (OLTC), óleo e conexões internas. A localização (acústico/UHF) direciona a manutenção.
Quais normas orientam a medição?
IEEE C57.113 e IEC 60076-3, com o método elétrico da IEC 60270 e a localização pela IEC 62478.
DP e DGA se substituem?
Não, complementam-se: o DGA sinaliza pelos gases (indireto) e a DP mede diretamente a atividade, confirmando, quantificando e ajudando a localizar.
Referências
- IEEE Std C57.113 — PD Measurement in Liquid-Filled Power Transformers and Shunt Reactors.
- IEC 60270 — Partial discharge measurements; IEC 60076-3 — Insulation levels and dielectric tests.
- IEC 62478 — Measurement of PD by electromagnetic and acoustic methods.
- IEC 60599 / IEEE C57.104 — Interpretation of dissolved gas analysis (DGA).
- F. H. Kreuger — Partial Discharge Detection in High-Voltage Equipment; documentos técnicos do CIGRÉ sobre DP em transformadores; normas ABNT NBR aplicáveis.
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