No diagnóstico de transformadores, a análise de gases dissolvidos (DGA) e a medição de descargas parciais (DP) são frequentemente tratadas como alternativas. Tecnicamente, são complementares: a DGA detecta os subprodutos gasosos das falhas incipientes, enquanto a medição de DP capta diretamente a atividade elétrica. Este artigo mostra como integrá-las, à luz da IEC 60599 e da IEEE C57.104.

Por Raphael Leite Menezes Santos — Especialista em Sistema Elétrico de Potência · Tecnvolt Engenharia (Recife/PE)

1. O que a DGA mede

Falhas térmicas e elétricas em transformadores decompõem o óleo e a celulose, liberando gases dissolvidos no óleo. A DGA quantifica esses gases — hidrogênio (H₂), metano, etano, etileno, acetileno, monóxido e dióxido de carbono, entre outros. A proporção entre eles caracteriza o tipo de falha. Os métodos clássicos de interpretação incluem as razões de Rogers, as relações da IEC 60599 e o triângulo de Duval; nos EUA, a IEEE C57.104 orienta limites e tendências.

2. A assinatura gasosa da descarga parcial

Falhas de baixa energia, como a descarga parcial, tendem a produzir predominantemente hidrogênio, com pouco ou nenhum acetileno (este último associado a arcos de alta energia). No triângulo de Duval, por exemplo, há uma região associada a descargas parciais. Portanto, um aumento sustentado de H₂, com perfil compatível, é um forte indício de atividade de DP — mas é um indício indireto: a DGA infere o fenômeno pelos seus efeitos químicos.

3. Por que a medição direta de DP complementa

A DGA tem grandes virtudes — é de coleta relativamente simples, integra a atividade ao longo do tempo e detecta diversos tipos de falha. Mas ela não diz onde ocorre o problema nem confirma, sozinha, que o gás vem de DP (gases têm outras origens). A medição direta de DP confirma a existência da descarga, quantifica a severidade (pC, PRPD) e, com métodos acústico/UHF, ajuda a localizar a fonte.

4. Fluxo de decisão integrado

Um fluxo robusto costuma ser: a DGA de rotina sinaliza (por exemplo, tendência crescente de H₂); a medição de DP é então acionada para confirmar, quantificar e caracterizar (PRPD) a atividade; os métodos de localização apontam a região; e o conjunto, somado a tangente delta, fator de potência das buchas, resistência de isolamento e termografia, sustenta a decisão de manter, monitorar ou intervir. Nenhuma técnica isolada decide.

5. Como a Tecnvolt integra os diagnósticos

A Tecnvolt, empresa de engenharia elétrica de Recife/PE com atuação no Nordeste, integra a medição de DP ao histórico de DGA e aos demais ensaios, confirmando e quantificando o que os gases sinalizam e localizando a fonte, e entrega um relatório que reúne as evidências e recomenda a ação proporcional ao risco.

Perguntas frequentes

Qual gás está associado à DP?

Falhas de baixa energia como a DP tendem a produzir predominantemente hidrogênio, com pouco acetileno. É um indício indireto que a medição direta de DP confirma.

A DGA localiza a fonte?

Não. Ela sinaliza que algo ocorre; a localização vem da medição de DP com métodos acústico/UHF.

Quais métodos interpretam o DGA?

Razões de Rogers, relações da IEC 60599 e triângulo de Duval, com limites e tendências orientados pela IEEE C57.104.

Preciso fazer os dois?

Em ativos críticos, sim. DGA e DP se reforçam: indireto + direto reduzem a incerteza do diagnóstico.

Referências