INSTITUTOS LACTEC ELETRONORTE - ELN BRASIL Identificación del trabajo: VCONCIER-BR-T3.1./60 Medelín, Colômbia, 28 de Novembro de 2017

Transcrição

1 INSTITUTOS LACTEC ELETRONORTE - ELN BRASIL Identificación del trabajo: VCONCIER-BR-T3.1./60 Medelín, Colômbia, 28 de Novembro de 2017 ESTUDO COMPARATIVO DA APLICAÇÃO DE QUATRO DIFERENTES TÉCNICAS DE INSPEÇÃO INSTRUMENTALIZADA NA INSPEÇÃO PREVENTIVA DE CADEIAS DE ISOLADORES DE VIDRO E POLIMÉRICOS DE LINHAS DE TRANSMISSÃO DE 230 KV E 500 KV Autores: VICTOR SALVINO BORGES M.E. ENG. ELÉTRICA (1); EDEMIR LUIZ KOWALSKI, D.R ENG. E CIÊNCIAS DOS MATERIAIS (1); GUILHERME RACHELLE HERNASKI, M. E ENG. E CIÊNCIAS DOS MATERIAIS (1); RAFAEL PIRES MACHADO, M.E ENG. E CIÊNCIAS DOS MATERIAIS (1); LEANDRO FONTANA PIRES, GRADUANDO EM ENG. ELÉTRICA (1); RODOLFO TURECK, GRADUANDO EM ENG. ELÉTRICA (1); GUILHERME CUNHA DA SILVA, D.R ENG. E CIÊNCIAS DOS MATERIAIS (1); RICARDO DA CUNHA BEZERRA M.E. PROFISSIONALIZANTE (2); JOSÉ MARIA TAVARES TEIXEIRA JUNIOR GRADUADO EM ENG. ELÉTRICA (2). Empresa o entidad: INSTITUTOS LACTEC(1), ELETRONORTE BRASIL-ELN(2) Cargo: PESQUISADOR PALAVRAS-CHAVE: Inspeção instrumentalizada, ultravioleta, Infravermelho, ultrassom, radio interferência, RFI, linhas de transmissão, 230 kv, 500 kv, manutenção de isoladores. Código de subtema: T3-1 DATOS DE LA EMPRESA Dirección: Rodovia BR 116, km 98, n 8813, Curitiba, Paraná Código Postal:19067 Telefone: Fax: victor.borges@lactec.org.br RESUMO: Este trabalho apresenta os resultados do estudo conduzido ao longo de quatro anos, onde técnicas de inspeção instrumentalizada por ultrassom, ultravioleta, infravermelho e rádio interferência foram aplicadas em laboratório e em campo na detecção de defeitos em isoladores de vidro e poliméricos de linhas de transmissão de classe 230 kv e 500 kv. Em laboratório foram avaliados isoladores retirados de serviço devido a falhas detectadas, sendo desenvolvido um método de inspeção com o uso combinado das quatro técnicas de inspeção, assim como avaliação dos níveis de umidade relativa que promovam a manifestação de defeitos nos isoladores. Após o desenvolvimento da aplicação das técnicas na inspeção de isoladores, esta metodologia foi aplicada em inspeções de campo para validação, resultando no avanço dos métodos de inspeção de isoladores poliméricos, principalmente na localização de defeitos internos e estimação da gravidade dos defeitos.

2 INTRODUÇÃO Os sistemas elétricos em sua totalidade demandam uma alta confiabilidade, sendo que as linhas de transmissão possuem um destaque, pois desligamentos não programado podem deixar grandes regiões sem energia elétrica. Estes desligamentos geralmente estão relacionados a falhas no dielétrico dos isoladores que suportam os cabos. O principal método de se evitar estes tipos de desligamentos é através da realização de manutenções preditivas, com o intuito de identificar defeitos nos isoladores em seus estágios iniciais, antes da ocorrência da falha. No Brasil, em sua maioria, as equipes que realizam inspeções em linhas de transmissão utilizam o método de inspeção detalhada, que consiste na inspeção visual de toda a estrutura da torre de transmissão assim como dos isoladores. Esta ferramenta é bastante útil na identificação de problemas superficiais, como vandalismo, corrosão, danos nos isoladores, acúmulo de poluição, entre outros. No entanto este método se mostra pouco eficiente na identificação de problemas internos e de natureza elétrica, como por exemplo bolhas e descargas parciais, por não serem detectáveis a olho nu. Com o intuito de se evoluir nos métodos de detecção de defeitos em isoladores instalados em campo, foi conduzido ao longo de quatro anos este trabalho, cujo objetivo foi avaliar a aplicação das técnicas de inspeção instrumentalizada por ultrassom, ultravioleta, infravermelho e rádio interferência[1] [5] na inspeção de isoladores poliméricos e de vidro, instalados em linhas de transmissão de 230 kv e 500 kv das regiões norte e nordeste brasileiro. Dessa maneira o presente trabalho apresentara os principais resultados alcançados no desenvolvimento do projeto. TÉCNICAS DE INSPEÇÃO Para o desenvolvimento do presente trabalho foram estudadas quatro diferentes técnicas que são aplicadas em inspeções instrumentais, sendo estas: Ultrassom O ultrassom são ondas sonoras na faixa de frequência de 20 khz a 100 khz, que também podem ser usadas na detecção dos defeitos em isoladores. Em falhas elétricas em sistemas de alta tensão que produzem o corona, o tracking e o arco elétrico, ocorre a emissão de uma onda ultrassônica. Esta forma de onda sonora não é audível, sendo necessário para sua avaliação o uso de um sensor de ultrassom e um circuito eletrônico que transforme o sinal não audível para a faixa do audível [1]. Uma das vantagens do ultrassom se faz devido a natureza direcional o que permite rápida identificação dos componentes defeituosos [2]. Lunddgard [6] discute aspectos teóricos, fundamentais para a aplicação do método de detecção de descargas parciais pela técnica acústica, citando as vantagens da utilização do método acústico em relação aos demais, por ser isento de interferências de natureza elétrica. Blackburn et al [7] apresentam os resultados da aplicação da técnica de localização de defeitos em isolamentos (neste caso em transformadores), detectando descargas parciais através do método acústico, mostrando que a técnica apresenta excelentes resultados, pois todas as descargas parciais registradas pelo sistema tiveram a sua confirmação no equipamento, após estes serem abertos. Rádio Interferência (RFI) Outra técnica bastante utilizada para inspecionar isoladores em redes de distribuição e linhas de transmissão é a técnica da radio interferência, pois descargas parciais e corona, a partir do ponto de sua geração, produzem ondas eletromagnéticas de frequências características. Shihab e Wong [3] apresentaram os resultados de trabalho para detectar falhas em isoladores através da técnica de rádio frequência. O sinal emitido pela fonte é coletado por uma antena bicônica, em uma faixa de frequências entre 30 MHz e 300 MHz. Os pulsos de rádio frequência são armazenados e analisados através de um processador de sinais. Os dados são analisados estatisticamente através da média e mediana dos picos e através de um processo de auto correlação. Uma segunda forma de análise dos resultados é feita através da transformada de Fourier. Estes métodos de análise têm produzido excelentes resultados na detecção de diferentes tipos de faltas em isoladores. Dutta e Duttagupta [8] apresentam detalhes iniciais da aplicação da técnica de detecção e localização de falhas em isoladores, por meio das componentes de alta frequência coletadas da rede de distribuição ou transmissão. A técnica se baseia no algoritmo homomórfico de

3 processamento do sinal. Os resultados obtidos indicam uma técnica potencial para detecção e localização de falta em isoladores. Termografia A termografia é uma técnica de registro gráfico das temperaturas de diversos pontos de um corpo por detecção da radiação infravermelha por ele naturalmente emitida. Quando uma corrente elétrica circula por um sistema, produz neste perdas por efeito Joule. Baseado neste processo físico desenvolveu-se técnicas de detecção de defeitos por meio de imagens termográficas. Esta técnica é amplamente difundida e aplicada na inspeção de conexões e emendas de condutores. Uma das vantagens da aplicação desta técnica se dá pela exata localização dos pontos de aquecimento em uma imagem enquanto que uma das desvantagens está ligada a dificuldade de inspecionar elementos que possuem baixo índice de emissividade [4], [5], [9]. Ultravioleta Câmeras de ultravioleta possuem como princípio de funcionamento a combinação da imagem de um sensor de ultravioleta sobreposta a imagem obtida por um sensor de câmera visível, possibilitando a identificação do ponto exato em que se encontra a fonte geradora de radiação de ultravioleta. A ocorrência de descargas parciais na presença de gás, como o corona e descargas superficiais, possuem como um subproduto da reação físico-química a geração ondas eletromagnéticas na faixa do ultravioleta, sendo esta radiação utilizada para a detecção dos pontos de ocorrência de descargas corona. ISOLADORES O trabalho realizado teve como foco o estudo de isoladores de disco de vidro e isoladores poliméricos. Os isoladores sob estudo foram coletados das regiões norte e nordeste brasileiro, mais especificamente de linhas de transmissão situadas nas proximidades de industrias de alumínio e poluição salina. Ao se considerar os isoladores de vidro, os principais modos de falha encontrado nestes isoladores que justifique a substituição destes, é o vandalismo (isoladores quebrados) e a corrosão das ferragens. Considerando o vandalismo, este traz uma vantagem por ser de fácil detecção do solo, podendo ser observado a olho nu, sem o emprego de equipamentos específicos para esta inspeção. Entretanto para a detecção de isoladores com o pino corroído as equipes de manutenção empregam a atividade conhecida como inspeção detalhada, que consiste em escalar as torres de transmissão em busca de pontos de corrosão avançada, localizada tanto na estrutura quanto nos isoladores. Para algumas regiões brasileiras esta inspeção é realizada a cada dois anos. Considerando-se a corrosão do pino do isolador, a Figura 1 apresenta cinco isoladores em diferentes estágios de corrosão, nesta imagem observa-se também que os vidros dos isoladores foram removidos com o intuito de expor o pino para melhor visualização. (a) (b) (c) (d) (e) Figura 1: (a) Isolador novo, (b) isolador com corrosão F1, (c) isolador com corrosão F3, (d) e (e) isoladores com corrosão F5 Na Figura 1 são apresentados desde o isolador novo, sem corrosão, até o isolador com corrosão com a nomenclatura F5 adotada para o estágio máximo de corrosão definido como ponto de substituição. Estes níveis são definidos como isolador novo (Figura 1 a), isolador com corrosão F1 (Figura 1 b) que retrata os estágios iniciais do processo de corrosão havendo alterações superficiais no material, o nível de corrosão F3 (Figura 1 c) caracterizado por alteração na morfologia do pino, porém sem a perda de material. Para a corrosão de nível F5 (Figura 1 d, Figura 1 e) é possível verificar

4 o início da perda de material do pino e seu afinamento, sendo esta situação considerada a mais grave onde se necessita de pronta atuação para prevenção de uma falha catastrófica que possa levar o cabo ao solo. O emprego de isoladores poliméricos trouxe para as equipes de manutenção uma série de novos defeitos antes não existentes, como o descolamento do revestimento polimérico do bastão, rompimento do selo entre a ferragem e o polímero, fissuras que expõem o bastão interno, entre outros. Dentre os tipos de falhas possíveis, considera-se que qualquer defeito que expõem o núcleo do isolador deva ser tratado com urgência, pois o bastão interno possui baixa resistência às intempéries, poluição e descargas parciais, podendo evoluir rapidamente para o rompimento das fibras que o compõe, o que levaria o cabo ao solo. Considerando a diversidade de falhas que se pode ter, outro agravante que prejudica as equipes de manutenção se dá pela a dificuldade da localização destes defeitos, sendo muitos deles quase impossíveis de serem detectados a olho nu. A Figura 2 apresenta um isolador com fissuras na cobertura polimérica que expõem o núcleo do isolador, ficando passível de permeação de umidade e descargas parciais, já a Figura 3 apresenta um isolador retirado de campo que possui o rompimento do selo junto a ferragem que também possibilita a permeação de umidade para o interior do isolador. Figura 2: Isolador polimérico com fissuras ao longo do isolador que expõem no núcleo Figura 3: Em detalhe rompimento do selo do isolador polimérico com marcas de descargas na ferragem METODOLOGIA O estudo realizado foi separado em dois momentos, sendo o primeiro referente a condução de testes em laboratório com a finalidade de se avaliar a capacidade de inspeção de cada uma das técnicas em um ambiente controlado, assim como o levantamento de parâmetros de inspeção para cada um dos equipamentos. Os ensaios em laboratório foram importantes, por possibilitarem a redução de interferências externas, como interferências eletromagnéticas, radiação solar, assim como o controle de variáveis como umidade, nível de poluição depositado sobre os isoladores e inserção de defeitos conhecidos nos isoladores. Para que se pudesse representar da melhor forma possível em laboratório problemas de campo que caracterizassem as regiões de estudo, foram retirados das regiões norte e nordeste brasileiro isoladores de áreas de severa poluição, sendo esta causada tanto pela salinidade do mar, quanto pela poluição oriunda de indústrias de alumínio. Os isoladores selecionados foram submetidos a ensaios elétricos de tensão nominal aplicada à frequência industrial, sendo que para o Brasil esta frequência é de 60 Hz. Os testes em laboratório possibilitaram o levantamento de uma série de parâmetros de inspeção e limites para cada uma das técnicas, sendo na sequencia aplicados em campo a fim de validar a repetibilidade dos resultados em situações reais. PRINCIPAIS RESULTADOS Em laboratório foi utilizada uma estrutura de ensaio que simulasse o mais próximo possível a situação da cadeia de isoladores instaladas em campo, com o intuito de obter em laboratório as distribuições de campo elétrico e potencial induzido o mais representativo possível de uma situação de

5 campo. É apresentado na Figura 4 um exemplo da montagem de uma cadeia de isoladores de vidro de classe 500 kv (26 isoladores). É apresentado na Figura 5 as imagens térmicas obtidas durante os ensaios. Figura 4: Arranjo de ensaio Com o intuito de se avaliar a influência da umidade relativa do ar em inspeções de isoladores, foram realizados testes de tensão aplicada sobre uma mesma cadeia de isoladores para oito diferentes níveis de umidade relativa sendo estas a) 38%, b) 43%, c) 59%, d) 64%, e) 67%, f) 71%, g) 78%, h) 80%. Dessa maneira montou-se em laboratório uma cadeia de isoladores constituído por vinte e quatro isoladores bons e dois isoladores com o nível de corrosão F5, sendo estes instalados nos dois extremos da cadeia. Os resultados obtidos nos ensaios para as técnicas de inspeção por infravermelho, ultrassom e ultravioleta são apresentados na Tabela 1 e Tabela 2. Tabela 1: Resultado do ensaio de umidade relativa para as situações de a a d Ensaio a) b) c) d) UR [%] 38% 43% 59% 64% Aquecimento ΔT [ºC] 0 0 4,8 3,5 Ultrassom [dbµv] Ultravioleta Tabela 2: Resultado do ensaio de umidade relativa para as situações de e a h Ensaio e) f) g) h) UR [%] 67% 71% 78% 80% Aquecimento ΔT [ºC] 5 9,4 12,6 14 Ultrassom [dbµv] Ultravioleta Figura 5: Imagens térmicas da cadeia de isoladores de vidro para diferentes níveis de umidade relativa do ar. a) 38%, b) 43%, c) 59%, d) 64%, e) 67%, f) 71%, g) 78%, h) 80%. É apresentado pela Figura 6 as imagens obtidas através da câmera de ultravioleta, durante os ensaios de tensão aplicada, sendo indicado nas imagens com um círculo vermelho, os pontos em que detectou-se descargas elétricas. Onde para os ensaios realizados detectou-se atividade ultravioleta somente nos isoladores próximos aos condutores energizados, onde estava um dos isoladores com nível de corrosão F5 instalado.

6 Os resultados obtidos através das técnicas de inspeção, para a cadeia de isoladores antes de ser substituída são apresentados na Tabela 3, onde pode-se observar a detecção de alterações em todas as técnicas de inspeção. Tabela 3: Resultados obtidos pela inspeção antes da substituição dos isoladores UR [%] 61% Aquecimento [ C] 21 Ultrassom [dbµv] 13,6 Ultravioleta [Contagem] 4500 RFI D *D alterações detectadas Figura 6: Imagens da câmera de ultravioleta para os ensaios de a a h. Como pode-se observar através dos resultados apresentados, considerando a configuração de defeito avaliada, para umidades inferiores a 45%, não foram detectadas alterações com as técnicas de inspeção, o que poderia indicar um falso negativo durante uma inspeção. Outro ponto observado foi que com o aumento da umidade relativa a técnica de inspeção por infravermelho detectou aquecimento em uma série de isoladores bons adjacentes ao isolador com defeito instalado do lado energizado. Porém para o isolador instalado do lado aterrado, este só apresentou aquecimento para valores de umidade superiores as 70%. A técnica de ultravioleta apresentou um bom resultado na detecção do isolador corroído do lado energizado, porém não detectou alterações do lado aterrado para nenhum valor de umidade relativa. Já nos trabalhos realizados em campo, para os isoladores de vidro foi possível acompanhar uma campanha de substituição de isoladores no norte do Brasil em região amazônica, localizada próximo a industrias de alumínio. Por se tratar de região amazônica as umidades relativas detectadas durante os testes sempre foram superiores a 50%, para o caso apresentado na sequência, a umidade relativa existente durante as medições foram de 61%. Para as técnicas de inspeção por infravermelho e ultravioleta as imagens das inspeções podem ser observados na Figura 7, sendo apontado pelas setas vermelhas os isoladores detectados com corrosão avançada. a) b) c) Figura 7: Imagens das câmeras a) ultravioleta - parte inferior da cadeia, b) ultravioleta - parte superior da cadeia, c) infravermelho, com indicação dos isoladores detectados com corrosão avançada A partir das imagens, observa-se que não foi possível detectar a posição dos isoladores que apresentaram nível de corrosão avançada, sendo que esta situação se repetiu para todas as cadeias substituídas durante a campanha. Pode ser observado na Figura 8, as medições de RFI antes da substituição dos isoladores (a) e depois da substituição dos isoladores (b), constata-se, que após a

7 substituição dos isoladores, o desaparecimento dos picos de descargas detectados para a cadeia de isoladores com isolador corroídos, indicando que para a nova cadeia não se detectou a presença de descargas parciais, como anteriormente. a) b) Figura 8: Medições de RFI, a) antes da substituição da cadeia de isoladores, b) após a substituição da cadeia de isoladores. De modo geral as técnicas de inspeção aplicadas na detecção de isoladores de vidro com estágios de corrosão avançado não obtiveram sucesso. Em campo, diferentemente do observado na aplicação das técnicas de inspeção em isoladores de vidro, para os isoladores poliméricos obteve-se um melhor aproveitamento das técnicas. Para a avaliação das técnicas de inspeção em campo, foram realizadas uma série de inspeções na região do nordeste brasileiro, próximo a cidade de São Luiz-MA, onde a linha de transmissão de 500 kv se encontra em uma região de alta poluição salina, devido a região litorânea, juntamente com a poluição oriunda de uma indústria de alumínio. As inspeções foram realizadas no período seco do ano, então para que se tivesse umidades relativas superiores a 50% durante as inspeções, estas foram sempre realizadas no período da manhã nas primeiras horas do dia. Por se tratar de uma linha longa, o planejamento da campanha consistiu da inspeção de isoladores que estivessem em operação a no mínimo dez anos, para que se pudesse avaliar situações em que defeitos pudessem estar em seus estágios mais avançados. Em campo durante a inspeção dos isoladores de uma torre, não foram detectadas alterações em nenhum dos isoladores com nenhuma das técnicas, com exceção de um isolador em que se detectou aquecimento da ordem de 5 ºC na parte próxima ao condutor, como pode ser observado na Figura 9 e alterações no espectro de rádio frequência como apresentado na Figura 10. Figura 9: Imagem térmica do isolador polimérico com indicação de aquecimento próximo ao condutor. Figura 10: Sinais de rádio frequência sintonizado em 30 MHz, próximo a torre inspecionada Como discutido na literatura, defeitos internos em isoladores poliméricos podem causar a ocorrência de descargas parciais e consequentemente aquecimento. Com o avanço e evolução destes defeitos, estes podem emergir a superfície do isolador, sendo que ao emergir-se a superfície podese ter a ocorrência de descargas que gerem componentes no espectro de ultravioleta. Ao mesmo tempo considera-se que a presença de ultravioleta com ausência de aquecimento, pode estar relacionado a problemas superficiais leves, que devem ser monitorados para que a evolução seja acompanhada [10]. Com base nesta afirmação, poderia supor que o aquecimento se trata de um defeito interno próximo a ferragem do isolador que ainda não houve a exposição do núcleo do isolador. Neste caso sendo recomendado que fosse realizado uma inspeção detalhada para a constatação de fissuras no isolador. Outro resultado de destaque observado durante as inspeções de campo, foi a localização de um isolador que apresentou alterações nas quatro técnicas de inspeção. Sendo em destaque a localização de três

8 distintos pontos de aquecimento e ultravioleta. Na situação em si, foi solicitado que uma equipe lavasse o isolador com água desmineralizada, com o objetivo de verificar se poderia ser um problema de origem superficial como poluição. Os resultados das inspeções para os dois casos, antes e depois de lavar, são apresentados na Tabela 4. Tabela 4: Resultados das inspeções antes e após lavar o isolador Antes de lavar Após lavar Aquecimento [ C] Ultrassom [dbµv] 4 ND** 4,8 ND** Ultravioleta 4693 ND** Radio Frequência D* ND** *D alterações detectadas **ND alterações não detectadas Figura 13: Resultada da inspeção por RFI com o equipamento sintonizado em 40 MHz Como pode ser observado na Figura 11 e Figura 12, há uma coincidência entre a região em que se localiza o aquecimento e as radiações UV, mostrando uma relação intima entre estas duas técnicas de inspeção, sendo o mesmo observado em laboratório. É apresentado na Figura 14 e Figura 15, os resultados das inspeções por infravermelho, UV e RFI. Em destaque são apresentadas as imagens obtidas através dos equipamentos de inspeção por infravermelho, ultravioleta e RFI antes da lavagem, respectivamente na Figura 11 a Figura 13. a) b) Figura 14: Imagens após o isolador ser lavado, a) imagem de infravermelho, b) imagem de UV a) b) Figura 11: Imagens térmicas do isolado, a) vão de ré, b) vão de frente, com a indicação dos pontos de aquecimento Figura 12: Imagem da inspeção por ultravioleta, com indicação dos pontos de geração de UV. Figura 15: Inspeção por RFI sintonizado em 40 MHz, após o isolador ser lavado Observa-se a ausência de alterações para as técnicas de infravermelho e UV, o que pode indicar que a causa das alterações possa ter sido originada de alguma alteração na superfície como por exemplo poluição. Porém a técnica de RFI, houve uma redução dos sinais detectados em relação ao observado antes da lavagem (Figura 13), o que pode indicar que ainda há a presença de descargas parciais, sendo indicado uma investigação detalhada ou até substituição do isolador, pois é difícil precisar as

9 dimensões dos danos causados por estas descargas que resultavam em uma atividade superior a 4500 contagens de ultravioleta e 4 ºC de aquecimento. CONCLUSÕES Um dos principais resultados do trabalho realizado, foi o avanço no uso combinado das técnicas de inspeção, resultando em um diagnóstico mais preciso e confiável. Fato este devido aos diferentes fenômenos físicos que cada uma das técnicas detecta, como por exemplo, defeitos internos que não gerem a ionização do ar não são detectados pela técnica de ultravioleta, enquanto que ao gerarem aquecimento podem ser facilmente detectados pela técnica de infravermelho. Defeitos que gerem ondas mecânicas podem ser detectados por um medidor de ultrassom e descargas que gerem ondas no espectro de rádio podem ser detectadas por equipamentos de rádio interferência. Outro avanço apresentado foi a avaliação dos níveis de umidade para que se fosse possível detectar alterações com as técnicas de inspeção, sendo observado em laboratório que inspeções realizadas em umidades relativas inferiores a 45% podem esconder defeitos nos isoladores. Para os isoladores de vidro, em campo não foi obtido bons resultados no emprego das técnicas de inspeção na detecção de isoladores corroídos, porém de modo geral este problema já é bem caracterizado e conhecido pelas equipes de manutenção, que possuem métodos efetivos para sua localização, não apresentando perdas consideráveis. Já para os isoladores poliméricos o uso combinado das técnicas trouxe um grande avanço, principalmente para análise da evolução de falhas, sendo relatado também na bibliografia, como por exemplo defeitos internos em seus estágio iniciais, que não se tenha emergido a superfície, podem apresentar alterações nas técnicas de ultrassom, infravermelho e RFI, sendo indetectável para a técnica de UV, já quando esta atinge dimensões consideráveis emergindo a superfície do material, com a exposição do núcleo de um isolador, esta poderá ser detectada por todas as técnicas. Relata-se que também em uma inspeção em que se detecte a presença de UV com a ausência se aquecimento, pode-se ser um indicativo de defeito superficial causado por poluição em seus estágios iniciais. BIBLIOGRAFIA [1] L. W. Wang, Detecting partial discharge with ultrasonic measurement, Mar. /abr. The Singapore Engineer, [2] S. Goz, R. D., and M. Inouye, Medições por ultrassomapostila de curso ministrado pela FUPAI - Fundação de pesquisa e assessoramento à indústria. set, [3] S. Shihab and K. L. Wong, Detection of faulty components on power lines using radio frequency signatures and signal processing techniques, in 2000 IEEE Power Engineering Society Winter Meeting. Conference Proceedings (Cat. No.00CH37077), 2000, vol. 4, no. c, pp [4] T. S. Durrani, A. Rauf, K. Boyle, and F. Lotti, Reconstruction techniques for the inspection of composite materials using thermal images., 1988 Int. Conf. Acoust. Speech, Signal Process., vol. 2, pp , [5] H. Niancang, The infrared thermography diagnostic technique of highvoltage electrical equipments with internal faults, in Proceedings of 1998 International Conference on Power System Technology (POWERCON 98), 1998, pp [6] L. E. Lundgaard, Partial discharge, XIII. Acoust. Partial Disch. Detect. considerations, IEEE Electr. Insul. Mag., vol. 8, no. 4, pp , [7] T. R. Blackburn, R. E. James, Q. Su, T. Phung, R. Tychsen, and J. Simpson, An improved electric/acoustic method for the location of partial discharges in power transformers, Proc. 3rd Int. Conf. Prop. Appl. Dielectr. Mater., vol. 2, no. Tokio (Japão), pp , [8] P. K. Dutta and P. B. Duttagupta, Novel signal processing techniques for fault detection and location in HV subtransmission and transmission lines, in IEEE 2nd International Conference on Advances in Power System Control, Operation and Management (APSCOM-93), 1993, pp [9] R. Ishino, Detection of a faulty power distribution apparatus by using thermal images, IEEE Power Eng. Soc. Winter Meet., vol. 2, pp , [10] A. I. Nigri, J. L. Lemos, A. R. Alarcon, P. Cyriaco, A. R. Sousa, and A. C. S. Berredo, Desenvolvimento de Metodologia para Inspeção e Substituição de Isoladores Poliméricos com as Instalações Energizadas., in VIII CITENEL e XXIII SNPTEE, 2015.