Transformadores de potência imersos em óleo de subestação: como os padrões da análise de gases dissolvidos (DGA) diferem entre unidades com OLTC e sem OLTC

Para profissionais de manutenção de transformadores de potência imersos em óleo de subestações, compreender como os padrões da análise de gases dissolvidos (DGA) diferem entre unidades com comutador sob carga (OLTC) e sem OLTC é fundamental para o diagnóstico preciso de falhas e a gestão proativa de ativos. Este artigo decodifica as principais variações nas assinaturas de DGA — como o acetileno elevado em arcos elétricos relacionados ao OLTC, em comparação com metano/etileno persistentes em falhas térmicas de unidades sem OLTC — ajudando engenheiros de campo a distinguir anomalias operacionais de falhas incipientes.

Mecanismos Principais de Geração de Gases na DGA: OLTC vs. Tanque Principal

A diferença fundamental não está no óleo em si, mas na entrada de energia localizada e no ambiente físico. Em transformadores sem OLTC, os gases de falha originam-se quase exclusivamente da degradação do isolamento dentro do tanque principal — principalmente papel celulósico e óleo mineral sob estresse térmico ou elétrico. As unidades com OLTC, porém, introduzem um sistema secundário distinto: um compartimento isolado, preenchido com óleo, que abriga contatos mecânicos que interrompem a corrente de carga durante a regulação de tensão. Esse compartimento opera sob arcos de comutação repetidos, sobretensões transitórias e desgaste dos contatos — processos que geram gases em taxas e proporções fundamentalmente diferentes das observadas no tanque principal.

O acetileno (C₂H₂) é o indicador mais revelador. Embora qualquer concentração de C₂H₂ acima de 1–2 ppm justifique investigação, sua presença no óleo do OLTC — mesmo sem níveis correspondentemente altos de hidrogênio ou metano — está fortemente associada a arcos intermitentes nos contatos do seletor de derivações ou do comutador desviador. Em contraste, o acetileno no óleo do tanque principal geralmente sinaliza falhas internas graves: curtos-circuitos entre espiras de enrolamentos, descargas nos isoladores de passagem ou falhas de aterramento do núcleo. De modo crucial, o acetileno relacionado ao OLTC frequentemente aparece *sem* aumentos proporcionais de hidrogênio (H₂), porque a energia do arco é altamente localizada e a circulação de óleo entre os compartimentos é intencionalmente restrita.

A Interpretação das Relações de Gases Exige Conhecimento dos Compartimentos

As relações de Rogers e os triângulos de Duval são ferramentas poderosas — mas pressupõem que a origem dos gases seja homogênea. Aplicá-los a amostras de óleo misturadas ou ignorar os limites entre compartimentos leva a diagnósticos incorretos. Por exemplo:

• Uma relação C₂H₂/C₂H₄ > 3 no óleo do tanque principal sugere descarga de alta energia; a mesma relação no óleo do OLTC pode refletir atividade normal de comutação durante mudanças frequentes de derivação sob carga elevada.
• Níveis elevados de CH₄ e C₂H₄ com baixo C₂H₂ no óleo do tanque principal indicam falhas térmicas (>300°C) nos enrolamentos ou circuitos magnéticos. O mesmo padrão no óleo do OLTC, contudo, frequentemente indica superaquecimento das braçadeiras de contato ou baixa integridade das conexões — e não arco elétrico — podendo correlacionar-se com o aumento da resistência de contato medido por meio de ensaio de resistência dinâmica (DRT).
• A concentração de H₂ isoladamente não é confiável: compartimentos de OLTC frequentemente apresentam níveis de H₂ 2–5× superiores aos do tanque principal devido a descargas parciais durante a transição dos contatos, mesmo quando não há falha incipiente.

Portanto, a confiabilidade do diagnóstico exige *amostragem separada*: amostras exclusivas de óleo do OLTC coletadas no conservador ou na válvula de drenagem do OLTC, e amostras do tanque principal coletadas na válvula inferior — nunca em uma porta de amostragem comum a jusante do tubo de interligação.

O Contexto Operacional Modifica as Assinaturas de Gases

A taxa de geração de gases não é estática. Ela depende fortemente do ciclo de operação e das condições ambientais. Uma unidade OLTC que realiza 200 mudanças de derivação por dia em uma operação de mineração — onde as flutuações de tensão exigem regulação frequente — acumulará acetileno mais rapidamente do que uma unidade idêntica em uma subestação de transmissão estável, com ajustes semanais. Da mesma forma, a temperatura ambiente afeta a viscosidade do óleo e a formação de bolhas: o óleo mais frio retarda a liberação de gases do isolamento sólido, atrasando a detecção de falhas térmicas em estágio inicial em unidades sem OLTC, enquanto o óleo quente acelera subprodutos de oxidação, como CO e CO₂, mascarando assinaturas sutis de falhas.

O teor de umidade também desempenha um papel. Os compartimentos de OLTC são mais propensos à entrada de umidade através de vedações do respirador ou do envelhecimento das juntas. A água reage com superfícies metálicas quentes para produzir hidrogênio, elevando as leituras de H₂ independentemente de falhas elétricas. Em unidades sem OLTC, a umidade degrada principalmente a resistência do isolamento de papel e acelera o envelhecimento — evidenciado pelo aumento das relações CO/CO₂ ao longo do tempo — e não por picos imediatos de gases.

Protocolo Prático de Amostragem

A amostragem padronizada reduz falsos positivos:

• Coletar óleo do OLTC somente após a unidade permanecer desenergizada por ≥4 horas, para permitir o equilíbrio dos gases.
• Evitar a amostragem imediatamente após mudanças de derivação — os primeiros 30 minutos após a operação apresentam picos transitórios de C₂H₂ não relacionados à progressão da falha.
• Utilizar seringas purgadas com nitrogênio e a técnica de enxágue triplo para eliminar a contaminação por ar, especialmente crítica para medições de H₂ e C₂H₂ em baixa concentração.
• Registrar a temperatura ambiente, o histórico de carga (kVA e duração) e o horário da última mudança de derivação juntamente com cada amostra.

Fatores de Material e Projeto que Influenciam os Perfis de Gases

A construção do transformador influencia os níveis de gases de referência. Unidades que utilizam chapas de aço silício de grão orientado e alta permeabilidade — como as doTransformador Antideflagrante para Mineração— apresentam menores perdas em vazio e menor aquecimento do núcleo, resultando em menor geração de etileno e metano de fundo durante a operação normal. Isso torna mais fáceis de detectar as assinaturas de falhas térmicas emergentes em relação a uma linha de base mais estável. Por outro lado, unidades mais antigas com enrolamentos de alumínio podem apresentar hidrogênio elevado devido à corrosão galvânica em óleo úmido, complicando a interpretação das tendências de DGA não relacionadas a falhas elétricas.

O projeto do tanque também é importante. Compartimentos de OLTC selados, com volume de óleo limitado, concentram gases mais rapidamente do que grandes tanques principais, o que significa que os limites de ppm para intervenção devem ser ajustados proporcionalmente. Uma leitura de 5 ppm de C₂H₂ em um reservatório de OLTC de 10 litros tem maior relevância do que o mesmo valor em um tanque principal de 10.000 litros.

Quando os Padrões de DGA se Sobrepõem: Resolvendo Ambiguidades

Alguns cenários desafiam uma atribuição simples baseada em compartimentos. A migração de óleo através de juntas degradadas ou respiradores compartilhados pode misturar gases, produzindo assinaturas híbridas. Nesses casos, evidências corroborativas são essenciais: termografia infravermelha dos mecanismos de acionamento do OLTC, detecção ultrassônica de descargas parciais próximas aos invólucros do seletor de derivações ou análise cromatográfica de compostos furânicos (2-FAL, 5-MF) para avaliar a gravidade do envelhecimento do papel no tanque principal. A análise de furanos é particularmente valiosa quando a DGA apresenta CH₄/C₂H₄ moderado, mas nenhum tipo de falha claro — indicando degradação térmica lenta, em vez de falha aguda.

Por fim, lembre-se de que a DGA identifica *o que* está acontecendo quimicamente — e não *por quê*. Gases elevados sinalizam processos de degradação, mas a causa raiz requer integração com dados de ensaios elétricos (relação de espiras, resistência dos enrolamentos, SFRA), registros de inspeção mecânica (desgaste dos contatos, tensão das molas) e registros operacionais. Um aumento consistente de C₂H₂ no óleo do OLTC, associado à elevação da resistência de contato e a um “crepitar” audível durante as mudanças de derivação, confirma a ocorrência de arco elétrico. Sem esses dados de suporte, a mesma tendência de gases pode refletir sobrecarga temporária ou sobretensão transitória — e não falha progressiva.

A DGA continua indispensável — mas seu poder diagnóstico surge somente quando interpretada dentro do contexto físico e operacional preciso da arquitetura de cada transformador de potência imerso em óleo de subestação. Tratar unidades com OLTC e sem OLTC como funcionalmente equivalentes na análise de gases ignora a física de seus distintos modos de falha e arrisca tanto intervenções prematuras quanto omissões perigosas.