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8/16/2019 Manutenção Máquinas Elétricas.pdf

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Programa de Pós-graduação em Engenharia Elétrica

Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos

NOVAS TÉCNICAS DE MANUTENÇÃOPREDITIVA EM MÁQUINAS ELÉTRICAS DE

MÉDIO E GRANDE PORTE

Monografia apresentada aUniversidade Federal de Itajubápara a obtenção do grau deEspecialista em Manutenção deSistemas Elétricos, sob orientaçãodo Professor Antônio Tadeu Lyriode Almeida.

Amauri Pedro de Freitas

Itajubá, Agosto de 2008


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SUMÁRIO

CAPÍTULO 1

TIPOS DE MANUTENÇÃO E ANÁLISE DE FALHAS _____________________________________________ 1

1.1 Tipos Básicos de Manutenção_________________________________________________________ 1 1.1.1. Manutenção Corretiva _________________________________________________________ 11.1.2. Manutenção Preventiva________________________________________________________ 11.1.3. Manutenção Preditiva _________________________________________________________ 2

1.2 Análise Estatística de Falhas em Máquinas Elétricas ______________________________________ 4

CAPÍTULO 2

ANÁLISE DA ASSINATURA DA CORRENTE___________________________________________________ 9 2.1 Introdução _________________________________________________________________________ 9

2.2 Decibel (revisão teórica básica)________________________________________________________ 9

2.3 Falhas Elétricas e Mecânicas a Serem Diagnosticadas____________________________________ 12 2.3.1. Expressão Geral para Excentricidade no Entreferro _________________________________ 132.3.2. Espiras em Curto-Circuito no Estator ____________________________________________ 142.3.3. Rotor com Barras Quebradas ou Trincadas _______________________________________ 152.3.4. Falhas no Rolamento ________________________________________________________ 19

CAPÍTULO 3

DESCARGAS PARCIAIS __________________________________________________________________ 21

3.1 Introdução ________________________________________________________________________ 21 3.1.1. Grandezas Relacionadas às Descargas Parciais ___________________________________ 243.1.2. Características do Circuito de Medição Típico _____________________________________ 253.1.3. Freqüências de Detecção Aplicáveis_____________________________________________ 303.1.4. Mapas Estatísticos de DP _____________________________________________________ 313.1.5. Padrões de Defeitos em Barras Estatóricas _______________________________________ 32

3.2 Padrões PRPD (Phase-resolved Partial Discharge)_______________________________________ 33 3.2.1. Descargas Internas __________________________________________________________ 333.2.2. Descargas nas Ranhuras _____________________________________________________ 35

3.2.3. Descargas nas Cabeças de Bobinas (trilhamento superficial) _________________________ 363.2.4. Descargas nas Junções ______________________________________________________ 383.2.5. Descargas Entre Barras ______________________________________________________ 403.2.6. Casos Reais de Ocorrência de DPs _____________________________________________ 41

3.3 Métodos Tradicionais de Teste _______________________________________________________ 43 3.3.1. Ensaio Off-Line de Descargas Parciais___________________________________________ 433.3.2. Ensaio On-Line de Descargas Parciais___________________________________________ 443.3.3. Monitoramento On-Line Contínuo de Descargas Parciais_____________________________ 453.3.4. Software __________________________________________________________________ 46


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CAPÍTULO 4

ENSAIOS PARA AVALIAÇÃO DO NÚCLEO MAGNÉTICO _______________________________________ 49

4.1 Ensaios com Fluxo Pleno____________________________________________________________ 49 4.1.1. Ensaio de Aquecimento com Fluxo Pleno_________________________________________ 494.1.2. Ensaio de Perdas no Núcleo ___________________________________________________ 58

4.2 Ensaios com Fluxo Reduzido_________________________________________________________ 58 4.2.1. EL-CID (Electromagnetic Core Imperfection Detector) _______________________________ 58

CAPÍTULO 5

OUTROS FATORES QUE AUXILIAM A MANUTENÇÃO _________________________________________ 66

5.1 Registros _________________________________________________________________________ 66 5.1.1. Registro de Temperaturas_____________________________________________________ 67

5.1.2. Registro de Potências ________________________________________________________ 675.1.3. Registro de vibrações ________________________________________________________ 67

5.2 Parametrização correta das proteções _________________________________________________ 67

CAPÍTULO 6

CONCLUSÃO ___________________________________________________________________________ 68

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS __________________________________________________________ 69


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INTRODUÇÃO

Com o surgimento e difusão das máquinas elétricas rotativas por volta do final do

século 19 e início do século 20 surgiu também a necessidade de se efetuar manutenção

nestes equipamentos com o intuito de mantê-los em condições de operação. Ao longo do

tempo, devido a sua larga utilização, incluindo em sistemas críticos do processo, a falha

inesperada normalmente acaba resultando em uma perda de produção. É importante

observar que, freqüentemente, o custo desta perda excede em muito o custo para reparar

ou mesmo substituir o componente que falhou.

A segurança também pode ficar comprometida. A falha pode resultar em uma

exposição ao perigo, ou a pressão para restaurar a operação do sistema pode resultar em

práticas inseguras ao trabalhador. Em alguns casos a falha inesperada também pode

resultar em danos que se propagam a outros equipamentos além do equipamento que

falhou.

Em decorrência dos fatores citados anteriormente surgiram diversas técnicas de

manutenção, cada uma baseada em critérios específicos, para manter o equipamento com a

maior disponibilidade e com a maior vida útil possível.

No princípio, as tecnologias e os conhecimentos eram muito escassos e, na maioria

das vezes, limitavam-se a reparar o equipamento após o dano ocorrido. Mais recentemente,

surgiram algumas tecnologias que permitiram estimar com maior precisão a situação

operacional do equipamento e até “prever” uma possível falha.

Este trabalho foca sua explanação em técnicas de manutenção para aplicação

principalmente em motores de indução trifásicos e geradores síncronos de médio e grande

porte (tensões acima de 1kV e potências acima de 500 kW).

No início do trabalho são mostrados os tipos de manutenção e os principais

problemas elétricos que ocorrem em máquinas rotativas. Em seguida, são apresentadas

técnicas para identificação e análise dos problemas pertencentes, basicamente, a três

grupos de falhas:

• Falhas em rotores e estatores de motores de indução;

• Falhas na isolação do enrolamento estatórico de motores e geradores;


5/76

Introdução

• Falhas no núcleo magnético de estatores de motores e geradores.

Por fim, são apresentados alguns procedimentos baseados em recursos que já estão

disponíveis na maioria das instalações de grandes máquinas elétricas, mas que, em muitoscasos, são negligenciados pelas equipes de operação e manutenção. Estes recursos podem

(e devem) ser utilizados para aprimoramento da operação e manutenção correta destes

equipamentos, garantindo a vida útil esperada e reduzindo as possibilidades de falhas

inesperadas.


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1

CAPÍTULO 1

TIPOS DE MANUTENÇÃO E ANÁLISE DE FALHAS

1.1 Tipos Básicos de Manutenção

Existem basicamente três tipos de manutenção: Manutenção Corretiva, Manutenção

Preventiva e Manutenção Preditiva; que serão apresentados mais detalhadamente a seguir.

1.1.1. Manutenção Corretiva

No início da atividade de manutenção de equipamentos, devido a limitação de

recursos tecnológicos para análise das condições de funcionamento, era muito comum a

adoção de técnicas de manutenção que corrigiam as falhas após seu acontecimento

(MANUTENÇÃO CORRETIVA). A lógica do processo de MANUTENÇÃO CORRETIVA é

simples e direta: quando uma máquina quebra, conserte-a. A aparente “vantagem” deste

tipo de abordagem é que não se gasta qualquer dinheiro com manutenção, até que uma

máquina ou sistema falhe. Entretanto, esta abordagem tem-se demonstrado o método mais

caro de gerência de manutenção e, na prática, atualmente nenhuma planta industrial usa

uma filosofia verdadeira de gerência por manutenção corretiva. Os maiores custos

associados com este tipo de gerência de manutenção são: altos custos de estoques de

peças sobressalentes, altos custos de trabalho extra, elevado tempo de paralisação da

máquina, e baixa disponibilidade de produção. Em função disso, as plantas industriais

realizam tarefas preventivas básicas, como lubrificação e ajustes da máquina, mesmo em

um ambiente de manutenção corretiva.

1.1.2. Manutenção Preventiva

Com o aumento da utilização das máquinas mecânicas e posteriormente das

elétricas, e a adoção do registro das falhas ocorridas em função do tempo de operação

destes equipamentos, surgiu uma técnica de manutenção que utilizou ferramentas

estatísticas para avaliar a quantidade e gravidade destas falhas ao longo do tempo de

operação e a propor intervenções nos equipamentos em função deste tempo

(MANUTENÇÃO PREVENTIVA). Com esta filosofia de manutenção surgiram teorias como a


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Capítulo 1 – Tipos de Manutenção e Análise de Falhas

2

conhecida curva do tempo médio para falha (CTMF) ou da “banheira”, que indica que uma

máquina nova tem uma alta probabilidade de falha, devido a problemas de instalação,

durante as primeiras semanas de operação (região de “mortalidade infantil”). Após este

período inicial, a taxa de falha é relativamente baixa e constante durante um tempo

prolongado (região de “vida normal”). Após este período de vida normal da máquina, a

probabilidade de falha aumenta abruptamente com o tempo transcorrido (região de

“desgaste acentuado”). Na gerência de manutenção preventiva, os reparos ou

recondicionamentos da máquina são programados baseados na estatística CTMF.

A implementação da manutenção preventiva real varia bastante. Alguns programas

são extremamente limitados e consistem de lubrificação e ajustes menores. Os programas

mais abrangentes de manutenção preventiva programam reparos, lubrificação, ajustes, e

recondicionamentos de máquinas para toda a maquinaria crítica na planta industrial. O

denominador comum para todos estes programas de manutenção preventiva é o

planejamento da manutenção x tempo.

Segundo a filosofia de manutenção preventiva assume-se que as máquinas

degradarão com um quadro de tempo típico de sua classificação em particular. Por exemplo,

se um dado equipamento possui um tempo típico de falha de 20 meses usando técnicas de

gerência preventiva, o equipamento seria removido de serviço e revisado após 19 meses deoperação. O problema com esta abordagem é que o modo de operação e variáveis

específicas da planta industrial ou do sistema afetam diretamente a vida operacional normal

da maquinaria. O tempo médio entre as falhas (TMF) não será o mesmo para uma bomba

que esteja trabalhando com água e uma bombeando polpas abrasivas de minério. O

resultado normal do uso da estatística TMF para programar a manutenção ou é um reparo

desnecessário ou uma falha catastrófica. No exemplo, o equipamento pode não precisar ser

recondicionado após 19 meses. Portanto, a mão de obra e o material usado para fazer o

reparo foram desperdiçados. O segundo cenário da manutenção preventiva é ainda mais

caro. Se o equipamento falhar antes dos 19 meses, somos forçados a consertar usando

técnicas corretivas. A análise dos custos de manutenção tem mostrado que um reparo feito

de uma forma reativa (isto é, após a falha) normalmente será três vezes mais caro do que o

mesmo reparo feito numa base programada, pelas razões citadas anteriormente.

1.1.3. Manutenção Preditiva

Por meio dos avanços tecnológicos ocorridos nas últimas décadas foramdesenvolvidas técnicas que permitem acompanhar os parâmetros operacionais dos


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3

equipamentos (temperatura, vibração, harmônicos na corrente, etc.). Através do estudo

destes parâmetros e com a utilização de técnicas estatísticas pode-se identificar pequenos

desvios nestes parâmetros e programar uma manutenção antes que a falha ocorra. Esta

filosofia de manutenção é denominada de MANUTENÇÃO PREDITIVA, pois procura

predizer (prever) a falha, prolongando o tempo de utilização dos equipamentos e otimizando

os recursos da manutenção. A premissa comum da manutenção preditiva é que o

monitoramento regular da condição real, o rendimento operacional, e outros indicadores da

condição operativa das máquinas e sistemas de processo fornecerão os dados necessários

para assegurar o intervalo máximo entre os reparos. Ela também minimizaria o número e os

custos de paradas não-programadas criadas por falhas da máquina. Trata-se de um meio de

se melhorar a produtividade, a qualidade do produto, o lucro, e a efetividade global de

nossas plantas industriais de manufatura e de produção. A intenção e se identificar

problemas da máquina antes que se tornem sérios já que grande parte dos problemas

mecânicos podem ser minimizados se forem detectados e reparados com antecedência. Os

modos normais de falha mecânica degradam-se em uma velocidade que é diretamente

proporcional a sua severidade; portanto, quando um problema é detectado logo,

normalmente pode-se evitar maiores reparos.

Um programa abrangente de gerência de manutenção preditiva utiliza uma

combinação das ferramentas mais efetivas em custo para obter a condição operativa real de

sistemas críticos da planta industrial e, baseando-se nestes dados reais, todas as atividades

de manutenção são programadas numa certa base “conforme necessário”. A manutenção

preditiva é um programa de manutenção preventiva acionado por condições. Ao invés de se

fundar em estatística de vida média na planta industrial ou industrial (p.ex., tempo médio

para falha) para programar atividades de manutenção, a manutenção preditiva usa o

monitoramento direto das condições mecânicas, rendimento do sistema, e outros

indicadores para determinar o tempo médio para falha real ou perda de rendimento para

cada máquina e sistema na planta industrial. Na melhor das hipóteses, os métodos

tradicionais acionados por tempo garantem um guia para intervalos “normais” de vida da

máquina.

Outro ponto importante a ser considerado é em relação a problemas que podem ser

causados por intervenções desnecessárias geralmente motivadas por técnicas de

manutenção preventiva. Conforme mostrado mais adiante quase 1/3 dos defeitos em

motores de indução trifásicos são causados no momento da manutenção ou teste.

Infelizmente a experiência tem mostrado que diversas falhas são causadas no momento da

manutenção preventiva, normalmente indicada pelo manual do equipamento. Com isso,


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4

torna-se imprescindível que a gerência de manutenção avalie as técnicas indicadas e atue

de forma a evitar que as manutenções preventivas tornem-se manutenções “predativas”.

Mesmo com todas as metodologias e teorias para gestão de manutenção disponíveisatualmente sabemos que cada organização, cada planta industrial, cada sistema tem suas

particularidades de operação e também de manutenção. Com isso, temos a necessidade de

informações e dados do próprio processo de produção como insumos básicos para qualquer

metodologia otimizada de manutenção. É através destes insumos que pode-se planejar a

manutenção de cada equipamento em função de sua criticidade para o processo, custos de

manutenção ou substituição e tempo para manter o sistema operacional. Portanto, um

programa de manutenção preditiva total da planta industrial deve incluir várias técnicas,

cada uma projetada para oferecer informações específicas sobre equipamentos da planta,

para obter os benefícios que este tipo de gerência de manutenção pode oferecer. As

técnicas específicas dependerão do tipo de equipamento, seu impacto sobre a produção e

outros parâmetros chave da operação da planta industrial, e dos objetivos que se deseja

que o programa de manutenção preditiva atinja.

1.2 Análise Estatística de Falhas em Máquinas Elétricas

As falhas em máquinas de indução C.A. produzem geralmente um ou vários dos

seguintes sintomas:

• Aumento de vibração

• Desequilíbrio de correntes e tensões

• Redução do torque médio

• Aumento das perdas e redução da eficiência

• Aquecimento excessivo

• Distúrbios nas formas de onda de corrente/tensão/fluxo magnético

De acordo com estudo efetuado [1] as análises mostram que a porcentagem de

falhas por componente em máquinas de indução são tipicamente conforme demonstrado

pelo gráfico a seguir.


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5

Figura 1.1. Porcentagem típica de falhas por componente em máquinas de indução

O mesmo estudo traz uma relação mostrando as falhas por componentes em

motores de indução (tabela 1.1).

COMPONENTEFalhas relacionadas a mancais e rolamentos Porcentagem

Mancais de deslizamento 16Rolamentos 8Selos 6Mancal de escora 5Vazamentos de lubrificante 3Outros 3

TOTAL 41

Falhas relacionadas ao estatorIsolação das ranhuras 23Isolação entre espiras 4

Apoio das bobinas 3Estecas 1Amarração 1Núcleo 1Outros 4

TOTAL 37

Falhas relacionadas ao rotorGaiola (barras e anéis de curto circuito) 5Eixo 2Núcleo 1Outros 2

TOTAL 10

Tabela 1.1. Falhas por componentes em motores de indução

Falhasrelacionadas ao

estator 37%

Falhasrelacionadas

outros motivos 12%

Falhasrelacionadas arolamentos e

mancais 41%

Falhasrelacionadas ao

rotor 10%


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6

Da análise dos dados podemos observar principalmente dois grandes grupos de

falhas: falhas relacionadas a rolamentos e mancais (falhas mecânicas) e relacionadas ao

estator (falhas elétricas). Com isso, temos uma sinalização de que devemos buscar técnicas

distintas e complementares (elétricas e mecânicas) para identificação de cada grupo de

falha.

Devido a grande diversidade de configurações existentes não existem estudos tão

elaborados e completos sobre as falhas que ocorrem em geradores síncronos. Mesmo

assim, a experiência demonstra um quadro semelhante, mas com uma redução percentual

das falhas relacionadas ao estator em detrimento a um aumento das falhas relacionadas ao

rotor devido a sua maior complexidade construtiva comparado aos rotores de “gaiola de

esquilo”.

O estudo citado anteriormente também traz mais alguns dados bastante

interessantes. A tabela 1.2 mostra a porcentagem de falhas ocorridas em relação ao

momento de ocorrência.

Momento da ocorrência Porcentagem de falhasDurante operação normal 66,7%

Durante manutenção de rotina ou testes 28%Outros 3,6%Não especificado 1,7%

Tabela 1.2. Porcentagem de falhas ocorridas e relação ao momento de ocorrência

Um ponto importante a se destacar nesta tabela é que quase 1/3 das falhas ocorrem

durante manutenção de rotina ou testes! Este fato indica que devemos buscar técnicas de

manutenção que evitem intervenções periódicas nas máquinas (manutenção preditiva). A

experiência também tem demonstrado que, tanto para motores de indução quanto para

geradores síncronos, o momento da partida da máquina é onde temos a situação mais

estressante e, conseqüentemente, maiores chances de aparecimento de problemas.

Portanto, técnicas de manutenção que podem acompanhar a integridade da máquina em

operação normal (sem necessidade de parada e partidas sucessivas) tendem a ser as mais

indicadas.

Por fim, a tabela 1.3 traz a relação das principais causas de falhas em motores

elétricos.


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CAUSAS DE FALHASCausas principais Ocorrência (%)

Transitório de tensão 1,5Sobreaquecimento 13,2Outras falhas de isolação 12,3Falhas mecânicas 33,1Falhas elétricas 7,6Rotor travado 0,9Outros 31,4

Fatos que contribuem para agravamento falhaSobreaquecimento 4,2Temperatura ambiente alta 3,0Umidade alta 5,8Tensão anormal 1,5Freqüência anormal 0,6Alta vibração 15,5Agentes químicos 4,2Lubrificação insuficiente 15,2Ventilação inadequada 3,9Deterioração normal (envelhecimento) 26,4Outros 19,7

Causas básicasComponentes defeituosos 20,1

Instalação ou testes inadequados 12,9Manutenção inadequada 21,4Operação inadequada 3,6Manuseio ou transporte inadequado 0,6Proteções físicas inadequadas 6,1Proteções elétricas inadequadas 5,8Erro operacional 6,8Agentes externos (além de erro operacional) 3,9Desalinhamento motor-carga 4,9Outros 13,9

Tabela 1.3. Causas de falhas em motores elétricos

Conforme visto, os fatos mais comuns de “iniciação” de possíveis defeitos são

sintomas mecânicos (vibração), sobreaquecimento nos mancais ou nos enrolamentos e

falhas de isolação. Isto indica que devemos buscar as técnicas preditivas que melhor

identificam cada uma dessas causas.

Também podemos verificar pelas causas básicas que a equipe de manutenção

deve, além de cuidar da própria especialização nas técnicas de manutenção de cada


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8

equipamento da planta, conhecer, acompanhar e instruir as demais equipes (instalação e

operação) sobre os meios adequados para prolongar a vida útil destes equipamentos.


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9

CAPÍTULO 2

ANÁLISE DA ASSINATURA DA CORRENTE

2.1 Introdução

A identificação de falhas em motores de indução trifásicos através da análise do

espectro harmônico da corrente do estator, denominada CSA (Current Signature Analisys),

foi inicialmente proposta por G. B. Kliman e W. T. Thomson em meados da década de 1970.Entretanto, apenas com o avanço da microeletrônica e da informática é que esta tecnologia

tornou-se mais estudada e difundida. A tecnologia baseia-se no acompanhamento de certas

componentes de freqüência no espectro harmônico da corrente elétrica de alimentação da

máquina que terão seu comportamento modificado em função do aparecimento e progresso

da falha.

Através dos estudos que se sucederam pôde-se comprovar que o espectro de

corrente do estator contém valiosas informações que, comparativamente às técnicasanteriores, apresenta grandes vantagens, pois através desta pode-se executar o

monitoramento da máquina sem interrupção do seu funcionamento e sem a necessidade do

uso de sensores no seu interior. Além destas vantagens, tem-se observado que esta técnica

possui uma sensibilidade muito maior a problemas elétricos do que outras utilizadas

anteriormente (ex.: análise de vibração).

2.2 Decibel (revisão teórica básica)

Quando se necessita apresentar graficamente, no mesmo plano, valores com ordens

de grandeza muito distintos geralmente opta-se por uma mudança de escala em um ou mais

eixos. Uma das formas de se trabalhar com valores de corrente, potência e tensão é dispor

da “unidade Bel” (na verdade o Bel não é uma unidade, pois é adimensional). Esta unidade

recebeu o nome de Bel (B), em homenagem a Alexander Graham Bell (o inventor do

telefone, 1847-1922). O Bel é na verdade uma função logarítmica de uma relação de

potências e é representado da seguinte forma:


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Capítulo 2 – Análise da Assinatura da Corrente

10

=

0

logP

P Bel (1)

Onde:“log” é o logaritmo na base 10;P = potência medida;P0 = potência de referência;Quando P = P0 temos o nível de 0dB.

Como cada variação de 1 Bel na escala equivale a uma multiplicação por 10 do valor

da potência, surgiu a necessidade de um submúltiplo para indicar as variações menores.

Por conseguinte criou-se o decibel (dB), onde temos a variação de 10dB para cada variação

de 1 Bel no nível de potência. Então podemos escrever:

=

0

log.10P

P xdecibéis (2)

Vale a pena lembrar que o dB é uma unidade relativa, com isso torna-se necessário

sempre especificar a grandeza de referência.

Para grandezas onde o quadrado é proporcional a potência (tensão, corrente

elétrica, etc.) temos:

=⇒

0

log.20V

V dBV tensão (3)

Onde:

V 0 = é a tensão de referência

=⇒

0

log.20 I

I dBAelétricacorrente (4)

Onde:

I 0 = é a corrente elétrica de referência


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11

Normalmente os valores em dB de corrente e tensão são representados como “dB

A” e “dB V ”, respectivamente.

A utilização do multiplicador 20 nas fórmulas para achar o nível em dB de tensões e

correntes está ligada ao fato de que a potência elétrica é proporcional ao quadrado das

tensões e correntes e também pela propriedade dos logarítmos que apresenta a seguinte

equação:

)log(.2)log(2

x x = (5)


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12

2.3 Falhas Elétricas e Mecânicas a Serem Diagnosticadas

Resumidamente podemos dizer que os efeitos das falhas elétricas e mecânicas

ocorrendo em um motor elétrico aparecem refletidos na corrente do estator em função de

perturbações que estas falhas geram no fluxo do entreferro (air-gap). Estas falhas podem

ser divididas, para efeito de estudo, basicamente em dois grupos em função da variação que

causam no entreferro e, conseqüentemente, nas forças eletromagnéticas entre o rotor e o

estator: falhas que provocam alteração estática e as que provocam alteração dinâmica no

entreferro.

A alteração estática do entreferro geralmente é provocada por defeitos no estator

e ocorre quando a resultante das forças eletromagnéticas não gira, ou seja, permanece

estática em relação a este. Como exemplos deste tipo de alteração podemos citar:

• Estator ovalizado;

• Estator com excentricidade estática;

• Curto-circuito entre espiras no enrolamento do estator;

• Curto-circuito entre as lâminas do núcleo magnético do estator.

Já a alteração dinâmica no entreferro geralmente está relacionada a defeitos no

rotor, sendo que a resultante das forças eletromagnéticas gira na mesma rotação deste.

Como exemplos deste tipo de alteração podemos citar:

• Eixo excêntrico no rotor;

• Desbalanceamento do rotor;

• Barras quebradas no rotor;

• Falhas nos rolamentos.

Figura 2.1. Diagrama esquemático da alteração dinâmica no entreferro

Centro dorotor

Centro doestator

RotorEntreferrodinâmico


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13

Figura 2.2. Diagrama esquemático da alteração estática no entreferro

Com isso, analogamente ao que ocorre com a técnica de análise de vibrações,

podemos relacionar as principais falhas a que estão sujeitos os motores elétricos com as

freqüências características que aparecem no espectro de corrente [4], como segue:

2.3.1. Expressão Geral para Excentricidade no Entreferro

Conforme [5] podemos identificar as componentes de freqüências no espectro

harmônico da corrente utilizando a expressão (6).

±

−±= ).(

2 /

1eccsexc nkR

p

sn f f (6)

Onde:

f = freqüência elétrica de alimentação; k =1, 2, 3, . R = número de barras do rotor;

N

S

Centro doestator

(excêntrico)Campomagnéticogirante

Centro dorotor

Rotor

Entreferro(air-gap)

N S

Forçaresultante

N

S

NS


19/76


14

s = escorregamento da máquina em pu;necc (número da ordem da excentricidade) = 0, 1, 2, 3, 4, 5, ...

necc = 0 => excentricidade estática do entreferro;necc = 1, 2, 3... => excentricidade dinâmica do entreferro;

p = número de pólos;ns (ordem da harmônica da freqüência de alimentação) = 1, 3, 5, 7, 9, ...

Esta expressão pode representar grupos distintos de harmônicos. O fator “k” está

relacionado aos harmônicos do rotor, o fator “n ecc ” aos relacionados a excentricidade e o

fator “n s ” aos harmônicos do estator.

A desvantagem deste método é a necessidade de se conhecer aspectos construtivos

da máquina como o número de barras do rotor. Em contrapartida, utilizando-se esta formade monitoração tem-se a separação dos efeitos das falhas de barra quebrada e

excentricidade.

A outra forma de monitoração consiste em acompanhar o comportamento das

bandas laterais em torno da componente fundamental. Estas freqüências são dadas por:

−±=

2 /

11

p

sm f f exc (7)

Onde:m =1, 2, 3...

A vantagem do método está justamente no fato de não se precisar conhecer os

aspectos construtivos da máquina para se fazer uma avaliação da saúde do motor com

relação a este tipo de falha.

2.3.2. Espiras em Curto-Circuito no Estator

Quando existirem curto-circuito entre espiras no estator a densidade de fluxo do

entreferro será perturbada e esta perturbação apresentará uma resultante estática em

relação ao estator. As freqüências das componentes espectrais na densidade de fluxo do

entreferro, que serão refletidas ao espectro de corrente do estator, e que caracterizam este

tipo de falha são dadas por [9]:

−±=

2 /

1

p

sk n f f

ec

(8)


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15

Onde: f = freqüência da alimentação elétrica; k = 1, 2, 3...;s = o escorregamento da máquina em pu;

p = número de pólos;n = 1, 3, 5...

2.3.3. Rotor com Barras Quebradas ou Trincadas

Quando o rotor tipo gaiola de esquilo de um motor de indução possuir barras

quebradas ou trincadas, trincas no anel de curto-circuito ou mesmo conexões com alta

resistência elétrica entre as barras e o anel poderão aparecer componentes no espectro de

corrente com as freqüências dadas pela seguinte expressão [5]:

.f.sk. f f bq

2±= (9)Onde:

f = freqüência elétrica de alimentação; k = 1, 2, 3...; s = escorregamento da máquina em p.u.

Na prática, entretanto, quando há problemas elétricos no rotor as componentes que

mais se destacam em amplitude no espectro de corrente do estator são a componente

fundamental e dois picos igualmente afastados de 2.f.s desta, onde f é a freqüência de

alimentação e s é o escorregamento da máquina em p.u; conforme verificado na figura 2.3.

Figura 2.3. Componentes que caracterizam a quebra de barras

A componente da esquerda ( f - 2fs) é resultado direto da falha, enquanto que a

componente da direita ( f + 2fs) é resultado do ripple de velocidade. Desta forma, pode-se

afirmar que a quebra de barras resulta no aparecimento de componentes no espectro da

corrente do estator nas freqüências dadas por [4]:

)21.( s f f bq ±= (10)


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16

Onde: f = freqüência elétrica de alimentação;k = 1, 2, 3...;s = escorregamento da máquina em p.u.

A figura 2.4 mostra um exemplo de aquisição de sinais de espectro harmônico da

corrente de um motor de indução trifásico, marca WEG (FH 88747), rotor gaiola, 5CV,

1730rpm, 220V, 60Hz, 4 pólos, categoria N, 44 barras no rotor, 36 ranhuras no estator,

rolamento SKF 6205-2Z, ID–1, carcaça 100L, classe de isolamento B, FS 1,15, Ip/In 7,5, IP

55, 13,8A, onde foram danificadas propositalmente 2, 3, 5 e 7 barras do rotor [7].

45 48 51 54 57 60 63 66 69 72 75

-60

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

FREQUENCYIN Hz

R M S

A M P L I T U D E I N

A M P S

( D B )

ACF - Barras Quebradas

2BQ -

45 48 51 54 57 60 63 66 69 72 75

-60

-40

-20

0

20

40

FREQUENCYIN Hz

R M S


A M P S

( D B )


3BQ -

45 48 51 54 57 60 63 66 69 72 75

-80

-60

-40

-20

0

20

40

FREQUENCYIN Hz

R M S


A M P S

( D B )


5BQ -

45 48 51 54 57 60 63 66 69 72 75

-60

-40

-20

0

20

40

FREQUENCY IN Hz

R M S


A M P S

( D B )


7BQ -

≠ 54,94 dB ≠ 52,83 dB

2 BQ 3 BQ

5 BQ 7 BQ

≠ 34,45 dB ≠ 32,41 dB

2 x fs = 5,0302 x fs = 4,943

2 x fs = 5,3232 x fs = 5,301

Figura 2.4. Espectro harmônico da corrente para 2, 3, 5 e 7 barras quebradas no rotor

É interessante observar que, neste caso, nos gráficos de 2 e 3 barras quebradas

(2BQ e 3BQ) ainda não são notadas as bandas laterais direitas ( f + 2fs). Isto se deve ao fato

de que, provavelmente, ainda não são significativas as oscilações na rotação. Já quando se


22/76


17

tem 5 ou 7 barras quebradas (5BQ e 7BQ), mais de 10% do total de barras do rotor, essas

bandas tornam-se aparentes.

Conforme visto, as bandas laterais típicas )21.( s f ± são devido ao aparecimento de

excentricidade dinâmica no entreferro e podem ser confundidas com problemas mecânicos

que também causam este tipo de fenômeno. Uma das mais poderosas ferramentas que

podem ser utilizadas para dirimir esta dúvida é a denominada “comparação de dois testes”

(“two-test comparison”, em inglês) [12]. Esta consiste em se efetuar duas medições de

espectro harmônico da corrente em duas situações de diferença significativa de carga (ao

menos 40% de diferença, se possível, mas a menor carga deve maior que 30% da

capacidade nominal da máquina). Isto permite avaliar se ocorre um deslocamentosignificante nas freqüências simétricas )21.( s f ± em relação a componente fundamental.

Se as componentes simétricas são resultantes de problemas mecânicos então haverá

apenas uma pequena alteração em função da carga. Por outro lado, se as bandas laterais

forem devido a barras quebradas no rotor haverá um deslocamento significativo, uma vez

que o escorregamento da máquina aumenta com a carga.

A tabela 1.4 traz uma estimativa da condição do rotor em função da relação em dBA

entre a componente fundamental da corrente e a componente em 2fs [8].

Ilinha / I2fs Avaliação da condição> 60 dBA Excelente

54 a 60 dB Boa

48 a 54 dB Moderada

42 a 48 dB Desenvolvendo trinca na barra do rotor ou juntas com alta resistência

36 a 42 dB Danos leves. Provavelmente duas barras trincadas ou quebradas ou juntas de altas resistências

30 a 36 dBDanos moderados. Muitas barras trincadas e/ou quebradas ou trincasnos anéis de curto-circuito.

< 30 dB Danos severos. Muitas barras trincadas e/ou quebradas, várias trincasnos anéis de curto-circuito e falhas severas em toda gaiola.

Tabela 1.4. Severidade e recomendações para análise de corrente

É importante observar que a quebra de algumas barras não leva o motor

imediatamente à falha, ou seja, a máquina pode continuar funcionando mesmo com aexistência de barras quebradas ou trincadas. Contudo, efeitos secundários consideráveis


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18

podem ocorrer como, por exemplo, as barras quebradas atingirem o estator. Além disso, os

esforços elétricos e mecânicos, que ocorrem principalmente na partida ou variações bruscas

de carga da máquina, acabam sobrecarregando as barras “sãs” o que, geralmente, acarreta

danos a estas num efeito em cascata.

Pode-se estimar a quantidade de barras quebradas através da amplitude da banda

lateral esquerda ( f - 2fs) utilizando-se a seguinte expressão [5]:

)2.(2 α π

α

−≅

p

sen

I

I

f

bq (11)

Onde: I bq = amplitude linear da componente em (f - 2fs); I f = é a amplitude linear da componente fundamental; p = o número de par de pólos.

E α é dado por:

R

p Rbπ α

2= (12)

Onde: Rb = o número de barras quebradas; R = o número de barras do rotor.

Na prática, as componentes da banda lateral são geralmente 30 a 50 dBA menores

do que aquela da freqüência de linha (fundamental). Com isso, a equação (11) pode ser

rearranjada de modo que possa facilmente ser usada com os analisadores de espectro que

têm uma escala logarítmica (dB).

Um ponto importante é que a influência da carga não aparece explicitamente na

equação (11). Entretanto, estudos de comparação entre o número previsto de barras

quebradas usando a equação (11) e o número real mostrou que a diferença em dB muda

com variações da carga. Além disso, mostrou que a equação subestima o número de barras

quebradas e, conseqüentemente, o grau de severidade da falha, particularmente em cargas

mais leves. Desta forma, a fim prever barras quebradas com exatidão razoável um fator

empírico deve ser adicionado nos cálculos.


24/76


19

Deve-se ressaltar que se existem barras quebradas em várias partes do rotor, a

análise em corrente muitas vezes não será capaz de propiciar o diagnóstico preciso do

problema. Resulta daí que as observações feitas até agora são válidas para quebra de

barras subseqüentes. Outro cuidado com a utilização deste é no sentido de se evitar uma

possível confusão entre a real ocorrência de quebra de barra e a modulação da corrente

produzida por outros eventos e que geram as mesmas componentes de interesse ou

componentes muitos próximas a f ± 2fs. Como exemplo pode-se citar oscilações do torque

de carga e processos que usam caixas de engrenagens para alta redução de velocidade.

2.3.4. Falhas no Rolamento

Apesar de alguns autores sugerirem a monitoração da corrente do estator para

propiciar as mesmas indicações de falhas que a análise de vibração, trazendo como

benefício principal em relação a esta última técnica a não necessidade de acesso ao motor,

na prática, a técnica de análise de vibração tem se mostrado muito mais sensível a

problemas insipiente (iniciais) nos rolamentos.

Quando os problemas nos rolamentos tornam-se mais acentuados estes causam

deslocamentos radiais entre o rotor e o estator da máquina. Da mesma forma que os

problemas vistos anteriormente os problemas nos rolamentos acarretam uma variação noentreferro que, por sua vez, aparecem no espectro de corrente do estator. As freqüências de

falhas destes problemas no espectro de corrente se são dadas pela seguinte expressão:

vrol f m f f .±= (13)

Onde: f = freqüência de alimentação em Hz; m = 1,2,3...;

f v = freqüência característica do espectro de vibração.

Tanto experiências em laboratório quanto estudos de casos reais têm demonstrado

que a técnica CSA pode detectar falhas mecânicas como, por exemplo, defeitos em

rolamentos. Entretanto, devido a características da forma de detecção a análise de

vibrações tem se mostrado mais eficiente em detectar problemas nos rolamentos quando

estes ainda são incipientes. Além disso, as alterações observadas no espectro de corrente do estator correspondem ao desequilíbrio nas forças magnéticas dentro da máquina; a


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20

resultante destas forças, por sua vez, interage com a estrutura do motor (carcaça), a qual

responde na forma de vibração mecânica. Em função disto, temos que estas duas

tecnologias, que possuem seus prós e contras, devem se complementar na identificação

das diversas falhas a que estão sujeitos os motores elétricos.

É importante mencionar ainda que, apesar da separação didática dos defeitos, o que

ocorre geralmente em casos reais é o aparecimento de falhas simultâneas com intensidades

distintas em várias partes da máquina. Isto obriga os profissionais e fabricantes de

equipamentos a se especializar cada vez mais na tarefa de análise dos resultados obtidos

nas medições para conseguir identificar e isolar cada falha.


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21

CAPÍTULO 3

DESCARGAS PARCIAIS

3.1 Introdução

Uma das principais tecnologias disponíveis atualmente para avaliação da qualidade

da isolação dos enrolamentos estatóricos de motores e geradores de média tensão (2kV a

25kV) está relacionado com a quantificação dos níveis de Descargas Parciais (DPs).Descargas Parciais, doravante chamadas DPs, são fenômenos ocasionados pelo

rompimento parcial da rigidez dielétrica do material isolante e são originadas pelo processo

de ionização do meio gasoso submetido a um elevado campo elétrico.

O nível de DPs depende, dentre outros fatores, da intensidade de campo elétrico a

que a isolação está submetida. Obviamente, máquinas que operam com uma tensão maior

(ex.: 13,8kV) possuem uma tendência de apresentarem maiores níveis de DPs, mesmo

quando novas, e, conseqüentemente, a deterioração em função destas ao longo do tempo émais acentuada nestas máquinas. Ainda assim, é importante observar que mesmo em

máquinas “sadias” que operam com níveis de tensão mais baixos, em torno de 4,0kV, é

natural que ocorra uma pequena quantidade de DPs. Além disso, em máquinas com estes

níveis de tensão a experiência tem demonstrado que a falha ocorre poucas semanas após

ser detectado um nível significativo de DPs [17]. Isto indica a utilização de um sistema de

monitoração on-line para estes casos.

Outro ponto importante é que a deterioração da isolação não ocorre apenas em

função do campo elétrico, sendo que os principais agentes deteriorantes são a temperatura,

fatores mecânicos (vibração) e contaminação da isolação. De acordo com o histórico de

falhas em máquinas que operam com tensões entre 2 a 6kV observa-se que os principais

fatores que deterioram a isolação destas são os esforços térmicos e as contaminações por

elementos químicos ou umidade. Para máquinas que operam com tensões acima de 6kV os

esforços mecânicos e térmicos constituem os fatores predominantes que levam a falha do

enrolamento do estator [18].


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Capítulo 3 – Descargas Parciais

22

Isso faz com que seja indicado o acompanhamento periódico dos níveis de DPs nas

máquinas buscando uma tendência na evolução destes.

O sistema da isolação tipo Epoxy-mica, usado atualmente na maioria das máquinasrotativas de média e alta tensão tolera muito bem descargas parciais dentro de um certo

limite. A mica, um mineral derivado do silicato, tem uma estrutura estável de cristal tetraedral

com camada orientada, visto que as camadas podem facilmente ser destacadas. Assim, na

maior parte, mesmo em isolações recém impregnadas é comum a ocorrência de descargas

parciais internas nas microbolhas de ar existentes entre as camadas de mica. Além disso,

com a ciclagem térmica da isolação ocasionada pela operação da máquina aumentam as

áreas de delaminação entre as camadas de mica. Este envelhecimento da isolação

eventualmente muda a aparência da atividade das descargas parciais. Adicionalmente, por

exemplo, defeitos, contaminação, ou o envelhecimento da isolação na saída da ranhura

causarão a atividade de descargas parciais típicas.

Entretanto, em função da alta estabilidade contra descargas parciais que os

compostos de epoxy-mica oferecem, geralmente estas atividades de descargas não

ocasionam um imediato rompimento da isolação, mas claramente identificam o surgimento o

avanço dos problemas. Em função disso, a análise da atividade das descargas parciais

proporciona avaliação de possíveis problemas elétricos, mecânicos e ambientais (umidade,poluição, etc.) que afetam a integridade do sistema de isolação.

A figura 3.1 ilustra esquematicamente a presença de ar em um vão que

eventualmente possa se formar no interior da isolação de uma barra [19]. O vão é

representado pelo capacitor de capacitância C C . Os capacitores hipotéticos C A e C B

representam as partes “saudáveis” da isolação que estão em paralelo e em série com o vão

de ar, respectivamente. O eletrodo superior representa o cobre energizado durante

operação da máquina ou teste da barra e o eletrodo inferior representa a superfície aterradado componente.

Figura 3.1. Ilustração esquemática da presença de um vão de ar no interior de um meio isolante.


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23

Na figura anterior temos que tanto o vão de ar quanto a parte íntegra da isolação

podem ser representados por capacitores hipotéticos.

A aplicação de uma tensão senoidal entre os eletrodos implica na formação de umpotencial também senoidal através do capacitor CC (vão de ar). A figura 3.1 ilustra a

formação desses dois potenciais (a tensão aplicada nos eletrodos e a tensão que se

desenvolve no vão de ar). A tensão Vc criada no vão irá depender, entre outras coisas, da

tensão aplicada (Vg) sobre o dielétrico, das características da isolação (CA, CB), da pressão

no interior do vão e de sua geometria (CC). A despeito dos detalhes exatos do fenômeno, o

fato relevante é que pode haver um momento ao longo do ciclo de tensão no interior do vão

de ar para o qual a tensão desenvolvida através do vão seja suficiente para romper

dieletricamente o ar. Nesse momento um pulso de corrente atravessa CC formando o que se

convencionou chamar de descarga parcial. Em geral, nos momentos seguintes à formação

da descarga a população de cargas espaciais criadas no dielétrico impede que uma nova

descarga ocorra antes da inversão de polaridade no segundo semi-ciclo da tensão. Nesse

caso, é esperado que associado ao vão de ar devam existir duas descargas parciais, sendo

uma em cada semi-ciclo (semi-ciclos positivo e negativo), conforme ilustrado na figura 3.2.

Figura 3.2. Esquema ilustrando a aplicação de uma tensão senoidal entre os eletrodos da figura 3.1 ea respectiva tensão desenvolvida através do vão de ar representado pelo capacitor CC. Quando a

tensão atinge o nível para ruptura do ar no interior do vão, formas e uma DP

As DPs são tidas como fontes de defeitos nos isolamentos elétricos, uma vez que a

temperatura gerada por elas leva a deterioração do dielétrico, e sua presença pode justamente ser um indicativo de uma falha futura do isolamento. Inicialmente o fenômeno


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24

ocorre no isolamento elétrico de forma parcial e com o tempo existe a tendência de se tornar

total, o que causaria um curto-circuito entre as partes energizadas, danificando o

equipamento elétrico.

Entretanto, o principal desafio na utilização desta tecnologia concentra-se no fato de

que cada equipamento elétrico, mesmo aqueles pertencentes a uma mesma família,

apresenta peculiaridades quando da ocorrência de DPs no interior do seu sistema isolante.

Assim, é necessário observar que a análise e o diagnóstico devem utilizar conhecimentos e

regras diferentes para cada tipo de equipamento. Além disso, é importante que os níveis de

ocorrência de DPs sejam avaliados ao longo de toda a vida útil do equipamento para

determinação de características específicas. Daí a importância e a necessidade de se fazer

uma análise da evolução das descargas em um mesmo grupo de dados e utilizar com

cautela as informações históricas obtidas de bancos de dados genéricos.

3.1.1. Grandezas Relacionadas às Descargas Parciais

Os resultados de medições das DPs são geralmente expressos quantitativamente

em termos de grandezas especificas. As grandezas apresentadas a seguir são usualmente

relacionadas as DPs e também são grandezas geralmente analisadas nos mapas

estatísticos. Outras grandezas relacionadas às DPs podem ser encontradas nas referencias

[14], [15] e [16].

Carga Aparente (q) a carga aparente de um pulso de corrente DP é o valor

absoluto da carga que, se injetada em um curto espaço de tempo entre os terminais do

objeto de teste em um circuito específico, apresentara a mesma leitura no instrumento que o

pulso decorrente de DP. A carga aparente é usualmente expressa em pico Coulombs [pC].

É importante observar que a carga aparente conforme definida anteriormente é um valor

aproximado e não é exatamente igual à quantidade de carga realmente transferida através

da cavidade considerada no isolante (a igualdade só e válida para condições idealizadas, ou

seja, descargas instantâneas em objetos puramente capacitivos).

Taxa de Repetição (n) Número médio de pulsos de DPs por segundo, medido

num intervalo de tempo especificado. Na prática, somente pulsos acima de uma amplitude

especificada, ou dentro de um range de amplitudes especificadas serão considerados. A

especificação da amplitude é estabelecida através do índice denominado LLD (Low Level

Discriminator), que estabelece a percentagem da amplitude máxima que será considerada.


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25

Considere, por exemplo, a amplitude máxima dos pulsos definida como 100 pC um LLD de

5%, neste caso só serão considerados pulsos com amplitude superior a 5 pC. Essa prática é

importante posto que evita que sejam considerados pulsos que estão relacionados a ruídos

de baixa amplitude, que são bastante comuns em ambientes reais. Este recurso otimiza, de

certa forma, o tempo de processamento do sistema de aquisição, pois a taxa de ocorrência

de pulsos de baixa amplitude é muito elevada. Outra vantagem é que, como cada DP

apresenta um pulso oscilante conforme visto na figura 3.3, utilizando-se o LLD não corre-se

o risco de contagem de dois ou mais picos em um único pulso.

Contagem de Pulsos , NDP estabelece o número de pulsos de DP ocorridos com

amplitude superior ao estabelecido pelo LLD do ensaio, durante o período analisado. Ele

fornece uma idéia de quão intensa é a atividade que desencadeia a ocorrência de DP em

um determinado objeto sob teste. Acredita-se que essa grandeza esteja diretamente

relacionada com o grau de envelhecimento das barras estatóricas, bem como com a tensão

aplicada à mesma.

De acordo com [18] a experiência de acompanhamento on-line de DPs em máquinas

tem mostrado que há relativamente poucas regras na interpretação dos resultados.

Basicamente, deve-se acompanhar a tendência da magnitude ou da contagem das DPs.

Como regra prática se a magnitude ou a contagem das DPs dobrar a cada 6 meses oumenos indica uma deterioração acentuada da isolação e uma ação corretiva deve ser

realizada o mais breve possível. Uma curva de tendência que mantém uma constância ao

longo do tempo geralmente indica uma isolação em boas condições. Se a tendência indicar

uma rápida piora ao longo dos anos e depois houver uma estabilização, ou mesmo uma

pequena melhora, indica que a isolação está muito próxima de falhar.

Da mesma forma, quando houverem diversas máquinas similares equipadas com os

mesmos tipos de sensores, as máquinas que apresentares os maiores níveis de DPstendem a falhar primeiro.

3.1.2. Características do Circuito de Medição Típico

Semelhante ao que ocorre com as descargas atmosféricas a ocorrência de DPs no

isolamento de um equipamento elétrico manifesta-se na forma de um trem de pulsos de alta

freqüência, com a conseqüente produção de ruídos acústicos ou eletromagnéticos,

luminescência (descargas superficiais) e perturbações (corrente e tensão) no circuito de


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26

alimentação elétrica do equipamento. Estas perturbações podem ser facilmente detectadas

através de transdutores apropriados que serão descritos mais adiante. Com isso, este trem

de pulsos pode ser registrado em função do tempo conforme representado na figura 3.3.

Figura 3.3. Pulso de descarga parcial

Para melhor entendido da forma de onda representada na figura 3.3 podemos

imaginar que este seria um pulso de corrente medido em um circuito semelhante ao da

figura 3.1. Em aplicações reais devemos atentar para o tipo de circuito de medição utilizado,

medição de pulsos de tensão ou de corrente, e para a convenção de sinais adotada (pulsos

positivos e negativos) em relação a fase da tensão de referência.

Conforme visto, uma forma de se quantificar a ocorrência de DPs é através da carga

aparente dos pulsos, medida em pC (pico Coulomb). Esta representação nada mais é do

que a integração da área abrangida pelo pulso com base no tempo.


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27

Figura 3.4. Trem de pulsos ao longo de um ciclo da senóide. A escala vertical é dada em mV, e ahorizontal em nano-segundos

Como trata-se de um sinal de alta freqüência, um circuito típico para medição elétrica

de DPs é mostrado na figura 3.5.

Figura 3.5. Diagrama de um circuito de medição de Descargas Parciais

As descargas parciais que ocorrem no equipamento sob ensaio causam

transferência de cargas ao circuito de medição, dando origem a pulsos de corrente através

do impedor de medição (Z). O fenômeno de DP é captado através do capacitor de

acoplamento C1 (da ordem de dezenas ou centenas de pF) e medido sobre a impedância

de medição Z (tipicamente da ordem de algumas dezenas de Ohms). Note que C1 e Z

constituem um filtro passa alta, que elimina as componentes de baixa freqüência do sinal

(ruídos), viabilizando a aquisição do sinal de DP pelo equipamento de medição.

Um detalhe importante é que, para a caracterização e determinação do provável

local do defeito no isolamento, é conveniente registrar os pulsos de DPs em função da fase


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28

da senóide em que estes ocorreram. Para tanto, utiliza-se o divisor capacitivo formado por

C2 e C3, de modo a se obter um sinal de sincronismo pela fase de alimentação. Numa

instalação industrial, o sinal de sincronismo pode ser disponibilizado por meio de um

transformador de potencial (TP) de uma das fases. Ambos os sinais, de DP e de

sincronismo, seguem para o equipamento de medição, onde serão obtidos e processados.

Os sinais de DPs são, portanto, medidos a partir de capacitores de acoplamento

conectados em pontos pré-definidos ao longo dos circuitos das fases do enrolamento

estatórico. Conforme as características do gerador e a filosofia de medição podem ser

instalados diversos acopladores por circuito (figura 3.6). Para grandes hidrogeradores, por

exemplo, e aconselhável se instalar acopladores em cada um dos enrolamentos paralelos

de cada fase. Além disso, medições de resposta de freqüência com injeção de carga em

diferentes pontos ao longo do enrolamento indicam que os acopladores deve ser instalados

próximos da extremidade de cada bobina.

(a) (b)

Figura 3.6. Configuração de instalação dos acopladores capacitivos para pequenas (a) e grandes (b)máquinas

De acordo com [14] não existe uma forma precisa e consençada sobre o número

mínimo necessário de acopladores, posto que, qualquer critério que se adote não possibilita

a quantificação com precisão do nível das descargas e nem estabelecer sua posição relativa

dentro do estator. Isso ocorre porque o conjunto de enrolamentos do estator se comporta

em alta freqüência como circuitos distribuídos com indutâncias série e capacitância em


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29

paralelo. Esse comportamento faz com que os sinais correspondentes às descargas tenham

diferentes amplitudes em função de seu local de ocorrência e da posição relativa do

acoplador onde está sendo realizada a medição.

A conclusão a que se chega é que a medição de DP deve se propor a estabelecer

um comportamento estatístico do enrolamento como um todo e identificar a evolução dos

níveis de descarga ao longo do tempo. Conforme a técnica de análise utilizada é possível

também estimar o tipo de defeito que estaria ocorrendo no estator.

Com essas premissas algumas flexibilizações podem ser consideradas no processo

de medição das descargas parciais:

• Um maior número de acopladores não necessariamente vai introduzir maiorconfiança e eficiência no diagnóstico, nem propiciar a localização de algumaregião mais crítica em termos de ocorrência de descarga;

• O valor da capacitância do acoplador não é muito importante (podem serutilizados acopladores com 500 pF, 145 pF, 80 pF, entre outros), desde que seadote um de mesma grandeza em todos os pontos de medição;

• A calibração do circuito de ensaio também não é muito importante, posto quedescargas em diferentes pontos do enrolamento se traduzem em diferentesamplitudes de descarga nos pontos de medição e o mais importante éacompanhar a evolução das descargas em uma mesma posição geométrica;

Podem ser feitos diferentes ajustes do circuito de medição e da instrumentação para

diferentes acopladores instalados nos diversos pontos ao longo do enrolamento, ou seja, os

ajustes de sensibilidade da medição podem ser definidos para cada acoplador; Basta que se

distribuam acopladores nas regiões onde há maior concentração de campo elétrico no

enrolamento (lado de alta tensão) e, se for o caso, em posições de forte acoplamento entre

barras de diferentes fases.

A diversidade de montagens possíveis dos circuitos de ensaio permite a realização

de medições em diversas faixas de freqüência. Assim, conforme a instalação a ser

considerada, é possível ajustar as faixas de freqüência mais sensíveis para cada tipo de

enrolamento e, se for o caso, para cada acoplador instalado.


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30

3.1.3. Freqüências de Detecção Aplicáveis

Sabe-se que o tempo de subida teórico de uma avalanche de elétrons numa

atmosfera de nitrogênio e a pressão ambiente ocorre em torno de 1ns. Com isso, tem-seque um impulso de descarga parcial tem um espectro de amplitude distribuído até algumas

centenas de MHz. Entretanto, quando estamos avaliando o fenômeno em enrolamentos

reais, a integridade do sinal está sujeita a diferentes influências como atenuação, dispersão,

reflexão e efeito pelicular, por exemplo, já que as bobinas das máquinas elétricas não são

projetadas com o propósito de conduzir estes sinais de alta freqüência.

Uma das maiores causas da atenuação em função do aumento da freqüência é

devido a camada semi-condutiva introduzida para uniformizar o campo elétrico e prevenir

contra descargas internamente as ranhuras.

Com o aumento da freqüência, o processo de condução se concentra na superfície

e, conseqüentemente, leva a uma condição cada vez mais desfavorável a propagação

destes sinais.

Outra causa importante de atenuação são as reflexões que ocorrem a cada

mudança de impedância do meio condutor. Isto ocorre porque, enquanto nas ranhuras do

núcleo as bobinas têm comparativamente uma baixa impedância, como se estaspossuíssem uma blindagem (semelhante a dos cabos coaxiais), nas cabeças das bobinas

esta impedância é significativamente maior, uma vez que não possuem esta “blindagem”

(figura 3.7)

Figura 3.7. Alterações de impedância ao longo das bobinas do estator

Cabeças das bobinas: ZL > 100Ω

Internamente as ranhuras: ZL ~ 10-20Ω

Cabeças das bobinas: ZL > 100Ω


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31

O efeito resultante de uma reflexão positiva, quando o sinal deixa a ranhura, e

negativa, quando este reentra na ranhura, é uma forte atenuação nas componentes de altas

freqüências, onde o comprimento físico da ranhura é da mesma ordem de grandeza do

comprimento da onda. Desta forma, para grandes geradores este efeito torna-se dominante

acima de alguns MHz. Com isso, as medições de descargas parciais devem se concentrar

em uma banda de freqüência em torno de 10MHz. Por outro lado, por causa desta alta

atenuação na propagação do sinal pelos enrolamentos, as freqüências elevadas em torno

destes proporcionam um excelente meio de detecção de problemas localizados através da

utilização de antenas ou pontas de prova especiais.

3.1.4. Mapas Estatísticos de DPPor se tratar de eventos esporádicos a ocorrência de DPs é melhor caracterizada

através de métodos estatísticos, sendo necessária a aquisição do sinal durante vários ciclos

da rede. Entretanto, como o sinal é de alta freqüência (tipicamente até algumas dezenas de

MHz), pelo teorema de Nyquist, para não incorrermos em erros de aliasing , o sinal deve ser

digitalizado com uma taxa de aquisição pelo menos igual ao dobro de sua maior

componente de freqüência. Deste modo, se a aquisição dos sinais de ocorrência de DPs

fosse efetuada da forma tradicional (sinal x tempo) teríamos um problema de espaço de

armazenamento da informação. Para contornar o problema, a forma adotada para registrar a

ocorrência de DPs foi a construção do mapa estatístico de DP, representado na figura 3.8,

que é comumente utilizado como forma de representação de DP em instrumentos digitais de

medição.

Figura 3.8. Mapas Estatísticos de DP. À Esquerda um Mapa Unipolar e à Direita um Mapa Bipolar

Seria inapropriado registrar e representar vários trens de pulsos ao longo de vários

ciclos da rede, pois teríamos um gráfico muito “poluído” de informações. Por isso, para uma

representação gráfica mais satisfatória o sistema de aquisição, a cada ciclo, captura um


37/76


32

trem de pulsos e registra-os num gráfico de superfície. Neste gráfico, o eixo horizontal

representa fase da tensão aplicada, o eixo vertical representa amplitude, e a cor indica o

número de ocorrências de DP (com determinada amplitude e em determinada fase) ao longo

de vários ciclos de aquisição. Note que, na construção do mapa estatístico, cada vetor com

um trem de pulsos é processado e descartado logo em seguida, de modo que a informação

da ocorrência de DP é extraída e condensada, com economia de memória e espaço de

armazenamento.

A aquisição de um mapa estatístico de DP comporta, logo após a digitalização dos

pulsos, uma segunda discretização dos valores de fase e amplitude, de acordo com as

dimensões da matriz de representação do mapa. Embora este processo implique em uma

certa perda de informação, o mapa estatístico de DP é uma forma de representação

bastante próxima do fenômeno medido, e dele pode-se extrair muitas outras informações

usualmente registradas pelos sistemas digitais de medição de DP.

3.1.5. Padrões de Defeitos em Barras Estatóricas

Alguns padrões de mapas de DPs já foram entendidos pela ciência que estuda esse

fenômeno e servem para nortear a localização do defeito dentro da máquina, como segue:

• Quando padrões de DP são simétricas, ou seja, o padrão é o mesmo seja no ciclopositivo como no ciclo negativo da tensão, sabe-se que a atividade de DP ocorredentro do isolamento e não no condutor ou no terra.

• Quando os padrões de descargas não são simétricos, diz-se que as descargasestão ocorrendo entre a superfície do isolamento e a parte metálica aterrada,denominada descargas na ranhura. Nesse caso, além de ser assimétrica, há umapredominância de atividade durante o ciclo negativo da tensão.

Pelo lado da instrumentação, o uso do padrão PRPD (Phase-resolved PartialDischarge) ou padrão de ocorrência de descargas parciais em função do ângulo da tensão,

ou também chamado de padrão ϕ-q-n que é um padrão atualmente muito aperfeiçoado para

interpretação e correlação da atividade das descargas parciais com diferentes mecanismos

de falhas que podem ocorrer na isolação.

O padrão ϕ-q-n é uma representação tridimensional da distribuição da contagem de

ocorrência de DPs em função do ângulo de fase da tensão e de sua amplitude. Como

exemplo, a figura 3.9 mostra o padrão PRPD da isolação termicamente envelhecida de umamáquina elétrica rotativa. Nesta figura pode-se observar indicação de diversos pontos no


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plano ϕ-q que representam o ângulo de ocorrência e a carga relativa de cada descarga. A

terceira dimensão “n” (taxa de repetição) é representada pela coloração no gráfico (cores

mais claras representam uma maior contagem de ocorrência). Neste exemplo,

provavelmente devido a um alto número de ciclos térmicos de carga causou-se a

delaminação generalizada em múltiplos pontos da isolação. O padrão resultante mostra uma

distribuição de contagem simétrica, de formato triangular típico, para os ciclos positivo e

negativo da tensão. Isto também indica que a delaminação não afetou o condutor ou a

isolação entre estes e a ranhura.

Figura 3.9. Padrão PRPD, isolação termicamente envelhecida

3.2 Padrões PRPD (Phase-resolved Partial Discharge)

De acordo com a referência [22] serão apresentados a seguir os padrões PRPD

para diversos defeitos que ocorrem em isolamentos de grandes máquinas elétricas rotativas.

3.2.1. Descargas Internas

Descargas internas são as DPs que ocorrem internamente a isolação devido a

formação de pequenos vazios. As descargas internas são caracterizadas no PRPD pela

simetria nas amplitudes máximas e na quantidade de descargas, quando se comparam as

ocorrências entre os dois semiciclos da tensão.

Na figura 3.10 pode-se observar a distribuição padrão para descargas internas emmáquinas sadias. Nesta figura temos como características principais o início das descargas


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ocorrendo em tensões mais elevadas (aprox. 30º), uma pequena quantidade total de

descargas (representada pela densidade de pontos) e as descargas com maiores

amplitudes ocorrem em pequenas quantidades e próximas dos valores máximos de tensão

(aprox. 90º).

U n i d a d e d e A m p l i t u d e r e l a t i v a ( u . a . )

Fase da tensão (graus)

Figura 3.10. Padrão para descargas internas em máquinas sadias

Já na figura 3.11 pode-se observar que o início das descargas ocorre desde astensões mais baixas (aprox. 0º), uma pequena quantidade muito maior que a figura anterior

e que as descargas com maiores amplitudes estão mais distribuídas. Este fenômeno pode

ser entendido fisicamente como um aumento na quantidade e no volume dos vazios na

isolação.

U n i d a d e d e A m p l i t u d e r e l a t i v a ( u

. a . )


Figura 3.11. Padrão para descargas internas em máquinas com isolação deteriorada


40/76


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3.2.2. Descargas nas Ranhuras

Este tipo de descargas ocorre nos eventuais espaços vazios das ranhuras, entre o

núcleo magnético e a lateral dos enrolamentos do estator. É causada por uma falha nauniformidade do campo elétrico normalmente próximo da saída das ranhuras. Neste caso,

possivelmente o incorreto processo de aplicação VPI (Vacuum-Pressure-Impregnated) e

cura da resina causou inicialmente micro fissuras na isolação das bobinas na saída das

ranhuras. Esta atividade também se manifestará quando o revestimento semi-condutivo do

enrolamento for demasiado resistivo, ou quando, em conseqüência da vibração das barras,

a erosão do revestimento deixar a isolação sob alta tensão faceando o núcleo metálico

aterrado.

A distribuição de DPs para este tipo atividade é uma assimetria significativa no que

diz respeito à amplitude e a contagem das descargas. Além disso, uma outra característica

desta é a inclinação muito acentuada durante o meio ciclo negativo da tensão, destacado

por um triângulo de linha contínua em figura 3.12.


Fase da tensão (graus) Figura 3.12. Padrão obtido em laboratório para descargas nas ranhuras em máquinas com o

revestimento semi-condutivo danificado

É interessante observar que a experiência tem demonstrado que o aumento da

atividade de DPs é um importante indicador do risco de falha da máquina.

Na figura 3.13 pode-se verificar uma medição efetuada em campo em um gerador

de 805MVA x 18kV. Nesta figura nota-se claramente a assimetria característica de


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descargas na ranhura, ocorrendo durante a metade negativa do ciclo da tensão, destacado

por um triângulo. Nota-se ainda que, em medições reais em campo e com a máquina em

operação, podem ocorrer sobreposição de padrões, exigindo experiência e cuidados

adicionais ao se analisar os sinais registrados. Neste caso, as descargas parciais com as

maiores amplitudes, marcadas por elipses, estavam vindo de uma outra fase. Estas

descargas foram causadas, como veremos mais adiante, pela atividade de descargas entre

barras de diferentes fases.

U n i d a d e d e A m p l i t u d e r e l a t i v a ( u .

a . )


Figura 3.13. Padrão verificado em campo para descargas nas ranhuras em máquina de 805MVA x18kV

3.2.3. Descargas nas Cabeças de Bobinas (trilhamento superficial)

O trilhamento superficial é causado por descargas formadas ao longo das cabeças

de bobinas e partes do enrolamento externas ao núcleo magnético, justamente na interface

ar/isolação. Esta atividade, semelhante ao efeito corona, é causada normalmente por poeira,umidade ou outro contaminante. Também é realçada por um mau desempenho do

revestimento contra stress mecânico ou anormalmente altas temperaturas.

O trilhamento possui igualmente um padrão assimétrico, com destaque para as

grandes amplitudes de descargas no semiciclo positivo da tensão. Entretanto, sua

característica predominante é a existência de descargas com as maiores amplitudes entre

os fenômenos observados, algumas vezes dezenas ou centenas de u.a., ocorrendo

geralmente ao redor do ângulo de fase 30º, conforme visto no destaque em elipse na figura

3.14. As descargas de menor amplitude, observadas tanto nos semiciclos positivo quanto


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negativo, foram causadas pela atividade na junção entre a camada semicondutiva e o

revestimento contra stress mecânico.



Figura 3.14. Padrão para trilhamento superficial

Em máquinas reais, quando esta atividade for muito intensa, algumas descargas de

grande amplitude podem ser detectadas também dentro do semiciclo negativo, ao redor

210º do ângulo de fase.

A ocorrência de trilhamento superficial também pode ser observada e confirmada

pelo uso de uma câmera UV, facilitando a localização dos pontos críticos (figura 3.15).

Outra evidência é o surgimento de trilhas carbonizadas na superfície, com formas

semelhantes às das raízes das árvores.

Figura 3.15. Ocorrência de trilhamento observado por câmera UV


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Devido a sua característica de ocorrência o fenômeno de trilhamento ocorre de

forma esporádica e é muito dependente das condições ambientais (umidade, temperatura e

contaminações).

3.2.4. Descargas nas Junções

A experiência tem demonstrado que o fenômeno de descargas nas junções entre a

camada semicondutiva e o revestimento contra stress mecânico é um dos mais comuns em

máquinas elétricas. Algumas estimativas indicam que quase 50% das máquinas são

afetadas, em diferentes graus de intensidade, por este fenômeno. A experiência também

tem demonstrado que este fenômeno evolui vagarosamente ao longo do tempo e pode ser

facilmente acompanhado pela tendência das DPs. A figura 3.16 mostra a ocorrência dedescarga na junção observada por câmera UV (ultra-violeta).

Figura 3.16. Ocorrência de descarga na junção observada por câmera UV

Uma vez que esta atividade ataca a região de sobreposição das camadas

semicondutiva e revestimento contra stress ocorre a degradação por oxidação desta

isolação e a conseqüente formação de um pó branco na região.

A atividade corona na junção também possui uma característica de assimetria entre

os semiciclos positivos e negativos, sendo que usualmente a quantidade e a amplitude das

descargas são muito maiores no semiciclo negativo da tensão. Em relação a polaridade a

assimetria se assemelha àquela verificada nas descargas na ranhura (figura 3.17).

Entretanto, o formato desta assimetria na atividade corona na junção é muito mais

arredondada.


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Figura 3.17. Atividade corona na junção

Em alguns casos, dependendo do nível de degradação das junções, pode haver uma

tendência de simetria em relação as amplitudes das descargas (figura 3.18). Mesmo assim,

em relação a quantidade de descargas, a assimetria persiste com uma quantidade muito

maior de descargas positivas (semiciclo negativo).

U n i d a d

e d e A m p l i t u d e r e l a t i v a ( u . a . )


Figura 3.18. Tendência de simetria em relação as amplitudes das descargas na junção


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Figura 3.20. Padrão PRPD para descargas entre barras

É importante observar que o valor (amplitude) das descargas é diretamente

relacionado ao campo elétrico local, à dimensão da abertura de ar, umidade e

contaminações superficiais e até a vibrações.

3.2.6. Casos Reais de Ocorrência de DPs

As figuras 3.21 a 3.23 mostram casos reais de ocorrência de descargas parciais em

estatores de máquinas elétricas rotativas.

Figura 3.21. Descargas provocadas por vibração generalizada nas cabeças de bobinas


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Figura 3.22. Resíduos esbranquiçados devido a descargas entre bobinas

A figura 3.23 mostra a fotografia de uma máquina e onde se pode observar duasbarras com o tipo de defeito citado já em estágio avançado e uma bobina próxima (lado

direito) e estágio inicial do problema. De acordo com o usuário esta máquina foi

acompanhada por diversos anos e mostrava a indicação de estágio inicial do problema

durante os ensaios off-line de DPs, sendo que tomadas diversas ações corretivas para

amenizar o problema. Por fim, e máquina foi posta em funcionamento com monitoração on-

line de DPs até que foi recentemente substituída devido ao final de sua vida útil.

Figura 3.23. Defeitos na saída das ranhuras em motor com isolação VPI


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3.3 Métodos Tradicionais de Teste

3.3.1. Ensaio Off-Line de Descargas Parciais

Este tipo de ensaio é geralmente executado durante as paradas de operação. Neste

caso, uma alimentação externa de alta tensão ou um sinal de freqüência variável ressonante

é utilizado para energizar todo o enrolamento da máquina ou as bobinas de cada fase

individualmente. A figura 3.24 mostra a preparação para o teste de um pequeno

turbogerador. Entretanto, uma vez que todo o enrolamento ou algumas bobinas são

energizados, esta configuração difere muito da condição de operação normal da máquina.

Neste caso, dependendo da forma de energização, o ponto neutro dos enrolamentos

pode ficar sujeito às mesmas tensões elevadas do terminal de linha. Com isso, áreas que

ainda não tinham sido eletricamente envelhecidas são expostas à alta tensão. O principal

efeito é que a ocorrência de DPs nestas áreas degradam a isolação, quebram as cadeias

dos materiais poliméricos e, com isso, disponibiliza mais elétrons livres para iniciar ou

aumentar as descargas . Tipicamente, por esse motivo, na maioria dos testes off-line são

produzidas descargas de maiores magnitudes do que testes on-line comparativos com

tensão e distribuição nominal de campo elétrico.

Figura 3.24. Teste Off-line em turbogerador com rotor removido


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3.3.2. Ensaio On-Line de Descargas Parciais

O ensaio e monitoração on-line de descargas parciais requerem a instalação

permanente de acopladores (transdutores). Neste caso, são utilizados preferencialmentecapacitores de acoplamento. Estes dispositivos, além de disponibilizar o sinal de DPs, se

equipados com circuitos adequados, disponibilizam também um sinal com a tensão de

sincronização necessário a medição adequada das descargas.

A figura 3.25 mostra um capacitor de acoplamento instalado próximo ao terminal de

saída de um gerador.

Figura 3.25. Capacitor de acoplamento instalado próximo ao terminal de saída

Alternativamente, transformadores de corrente (TCs) de alta freqüência podem ser

utilizados como acoplamento para medição de DPS quando instalados no cabo de

aterramento dos protetores de surto das máquinas.

Em motores de grande porte alimentados com cabos de média tensão, bobinas

Rogowski otimizadas oferecem uma alternativa razoável.

Em função da estabilidade dos sistemas de isolação, as medições on-line

programadas de DPs são uma opção especialmente indicadas para máquinas elétricas de

tensões elevadas (tipicamente acima de 4,16kV). Além disso, deve-se tomar cuidado ao se

comparar resultados de medições de DPs. Especialmente a condição térmica e a situação

de carregamento da máquina devem ser equivalentes nas diversas me

manutenção máquinas elétricas.pdf

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