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Como todos os equipamentos, os transformadores sofrem ao longo da sua vida um processo de envelhecimento natural. Contudo, pelo facto de serem máquinas estáticas, sem peças em movimento (com excepção dos comutadores de tomadas e dos ventiladores e bombas do sistema de refrigeração) são equipamentos de elevada fiabilidade e, se sujeitos a um programa de manutenção preventiva devidamente estabelecido, a sua vida útil pode ultrapassar os 40 anos. Artigo técnico escrito pelo Engº Manuel Bolotinha
1. INTRODUÇÃO
Existem factores externos ao transformador que podem provocar-lhe um envelhecimento precoce, tais como condições ambientais extremas (designadamente elevadas temperaturas e humidade relativa e poluição), ciclos de funcionamento e de sobrecarga bastante severos, modificações e/ou aumento da carga e selecção/utilização incorrecta dos sistemas de protecção e de refrigeração.
O estabelecimento de um programa de inspecção e manutenção preventiva adequado, estabelecido de acordo com as condições de funcionamento do transformador, pode minimizar o risco de falhas, bem como as respectivas consequências, e a detecção de defeitos latentes e a sua reparação.
2. INSPECÇÃO VISUAL
A inspecção visual de um transformador é uma das mais importantes operações de manutenção, devendo ser realizada com regularidade, para detectar antecipadamente eventuais problemas e corrigi-los, de forma a evitar reparações de maior porte e custo. Essa inspecção envolve principalmente o estado exterior do transformador e o sistema de refrigeração, caso exista.
A prática comum é a de realizar esta inspecção visual semanalmente, embora tal dependa da política de manutenção da empresa e caso haja a desconfiança de que possa existir um defeito latente.
Na Tabela 1 apresentam-se os tipos de inspecção visual mais habituais.
Tabela 1 – Inspecção visual dos transformadores
3. DIAGNÓSTICO E CONTROLO
As técnicas de diagnóstico de transformadores mais recentes baseiam-se na utilização de equipamentos para medição online, dando enfâse à recolha de dados relacionados com a integridade do transformador, variando com os sensores usados, os parâmetros controlados e as técnicas de medida usadas.
Os equipamentos utilizados para esse fim são habitualmente instalados em permanência no transformador, devendo portanto ser fiáveis e de baixo custo.
Na Figura 1 representa-se a distribuição estatística de defeitos nos transformadores com isolamento a óleo em serviço, concluindo-se que predominam as falhas nos enrolamentos e no comutador de tomadas em carga, que devem, por esse motivo, ser o foco do equipamento de diagnóstico online.
Figura 1 – Distribuição estatística de defeitos em transformadores com isolamento a óleo
Os parâmetros habitualmente utilizados para controlo do estado dos enrolamentos e do isolamento são as descargas parciais e os gases dissolvidos no óleo, enquanto para o controlo do comutador de tomadas em carga se usam a temperatura e a vibração.
Os sensores mais habitualmente utilizados no equipamento de diagnóstico são:
- Sensor de temperatura do óleo.
- Sensor de nível do óleo.
- Sensor de medição do teor de água.
- Sensor de funcionamento do comutador de tomadas em carga.
- Unidade de controlo de sobrecargas.
Os dados dos diversos sensores e unidades de controlo são transformados em sinais analógicos e digitais e comunicam em tempo real com um terminal (habitualmente um PC), que controla o estado do transformador.
A análise de gases dissolvidos no óleo é uma ferramenta efectiva de diagnóstico para a detecção de eventuais problemas no funcionamento do transformador, mas por se tratar de um processo dispendioso, recorrendo a equipamento sofisticado e caro, é habitual proceder-se em contínuo a um processo mais simples de análise, que emite um alarme quando é detectada uma mudança nos tipos de gases e respectiva concentração no óleo. Como consequência desse alarme são recolhidas amostras do óleo e procede-se à análise convencional dos gases dissolvidos.
Na Tabela 2 indicam os principais gases dissolvidos e as respectivas fontes.
Tabela 2 – Gases dissolvidos no óleo e respectivas fontes
A análise da concentração dos gases dissolvidos no óleo e referidos na Tabela 2, permite detectar os níveis de descargas parciais e o sobreaquecimento localizado.
4. PROGRAMAÇÃO DE MANUTENÇÃO PREVENTIVA E INSPECÇÕES
A frequência das operações de manutenção preventiva e inspecções deve ser estabelecida de acordo com os requisitos de fiabilidade do equipamento e com as recomendações dos fabricantes. As actividades de manutenção podem ser programadas por segmentos de uma unidade industrial, mas algumas das mais importantes indústrias realizam uma ou duas vezes por ano uma paragem total das suas instalações para manutenção geral.
De acordo com a Norma NETA (1) MTS-2007, Anexo B, a frequência das actividades de manutenção é definida de acordo com a fiabilidade requerida aos equipamentos e a sua condição geral. Essa frequência deve ser entendida apenas como um guia, devendo ser efectivamente estabelecida de acordo com as condições específicas de utilização dos equipamentos, a sua criticidade e o histórico de avarias.
Para os transformadores de potência a norma atrás referida recomenda as seguintes frequências, que se indicam na Tabela 3.
Tabela 3 – Frequência de testes e inspecções de acções de manutenção em transformadores
As actividades de manutenção preventiva do transformador podem ser sintetizadas como:
- Inspecções de rotina.
- Recolha de amostras.
- Testes e ensaios
- Reparações.
- De pequena intervenção.
- De média intervenção.
- De maior intervenção e reformulação.
- Recolha de dados e documentação
As actividades habituais de cada tipo de intervenção são indicadas na Tabela 3.
Tabela 3 – Actividades habituais de cada tipo de intervenção
Para além de eventuais equipamentos de teste especiais, os equipamentos de ensaio portáteis habitualmente utilizados nas acções de manutenção e inspecção são:
- Multímetros e pinças amperimétricas.
- Equipamento de teste de tensão.
- Equipamento de ensaio de transformadores de medida.
- Equipamento de ensaio de relés e equipamento de medida.
- Equipamento de medição da resistência de isolamento (“MEGGER”3)
- Câmara termográfica de infravermelhos (ver Capítulo 7)
5. ANÁLISE DO ÓLEO E RECOLHA DE AMOSTRAS
Os ensaios do óleo que devem ser No Capítulo realizados durante as operações de manutenção ou após a realização de uma reparação de média ou maior intervenção são:
- Medição da tensão interfacial.
- Medição da acidez.
- Verificação da viscosidade.
- Determinação do ponto de ignição.
- Determinação do ponto de fluidez.
- Verificação do teor de água.
- Ensaio de rigidez dieléctrica.
- Medição das perdas dieléctricas (tg ∂).
- Cor.
A cor do óleo indica o seu grau de contaminação. Enquanto mais escuro for o óleo mais contaminado e deteriorado este se encontra.
A análise de gases dissolvidos no óleo é um indicador da qualidade do óleo e das suas propriedades como isolante, dando informações sobre a degradação do óleo devido a sobrecargas, envelhecimento e a existência de defeitos pouco severos, que poderão ser a causa de defeitos mais severos no transformador, que podem também produzir gases que é possível colher no relé Buchholz.
A recolha da amostra do óleo deve obedecer a um conjunto de procedimentos que são ilustrados nas imagens da Figura 2, para que a amostra não fique contaminada.
Figura 2 – Procedimentos para a recolha de uma amostra de óleo
6. ENSAIOS
Os ensaios e verificações que devem ser realizados nos diversos constituintes dos transformadores para efeitos de manutenção e diagnóstico são indicados na Tabela 4.
Tabela 9 – Ensaios e verificações a realizar para manutenção e diagnóstico
A análise das vibrações não é, por si só, um indicador de um defeito no transformador, mas pode ser um indicador do estado da máquina. As vibrações podem ser o resultado de desapertos no núcleo ou nos enrolamentos, a existência de peças soltas ou defeito nas chumaceiras dos ventiladores e bombas de circulação do óleo, designadamente falta de lubrificação.
O ensaio da medição da resistência de isolamento do núcleo deve ser realizado com o núcleo não ligado à terra, para o que pode ser necessário retirar todo o óleo do transformador.
Os valores expectáveis da resistência de isolamento medida são:
- Para transformadores novos: > 1000 MΩ
- Para transformadores já com alguns anos de serviço: > 100 MΩ
Valores da resistência de isolamento entre 10 e 100 MΩ indicam possível deterioração do isolamento entre o núcleo e a terra, enquanto valores inferiores a 10 MΩ podem dar origem à circulação de correntes que podem destruir o núcleo, sendo requerida uma investigação mais profunda do estado do isolamento e do núcleo.
7. TERMOGRAFIA POR INFRAVERMELHOS
O exame termográfico por infravermelhos é um método não destrutivo e sem contacto com os equipamentos, realizado por meio de um equipamento próprio (câmara termográfica) e que permite detectar defeitos ou mau funcionamento nos sistemas eléctricos.
Qualquer equipamento eléctrico e mecânico, durante o seu funcionamento, emite calor na forma de radiação electromagnética. As câmaras de infravermelhos, que são sensíveis às radiações térmicas, podem detectar e medir diferenças de temperatura entre as superfícies dos equipamentos.
Padrões anormais ou não expectáveis podem ser uma indicação de problemas nos equipamentos, que podem conduzir a defeitos severos ou mesmo incêndio.
Este ensaio é habitualmente realizado cada 2 ou 3 anos, com o equipamento em tensão, a plena carga. Condições funcionamento ou ambientais severas podem requerer que este teste se realize anualmente.
Este mesmo ensaio deve ser realizado após intervenções significativas de manutenção, para verificar se as reparações requeridas foram devidamente executadas ou durante os FAT (6), para memória futura (comparação com os resultados obtidos no local de instalação).
As partes constituintes do transformador habitualmente sujeitas a ensaio termográfico são:
- Cuba
- Radiadores e sistema de refrigeração
- Travessias
- Comutador de tomadas em carga
Temperaturas muito elevadas pouco habituais ou padrões de temperatura anormais na cuba podem ser um indicador de nível baixo de óleo, circulação de correntes vagabundas, bloqueamento do sistema de refrigeração ou defeitos no comutador de tomadas em carga.
Temperaturas extremamente elevadas na cuba podem danificar ou destruir o isolamento do transformador.
Os exames termográficos dos radiadores devem ser comparados entre eles, para a detecção de anomalias, como por exemplo a existência de um radiador “frio”, que pode indicar fecho de válvulas ou que o radiador, ou um dos seus segmentos, está fora de serviço.
A redução da vida útil do transformador é drasticamente reduzida se a sua refrigeração não se realizar da forma correcta – um aumento da temperatura de funcionamento de 8 a 10 oC reduz para metade a vida útil da máquina.
O exame termográfico das travessias permite detectar nível baixo de óleo, habitualmente causado por fugas, devido a deficiências nas respectivas selagens.
Cerca de 90% dos defeitos nas travessias devem-se à entrada de água. Um defeito numa travessia é usualmente catastrófico, significando na generalidade dos casos a destruição do transformador.
A temperatura do invólucro exterior do comutador de tomadas em carga deve ser a mesma do transformador; caso tal não aconteça significa que existe um defeito no interior do equipamento.
(1) NETA: InterNational Electrical Testing Association (USA).
(2) A realizar após um defeito interno severo ou cada 8-10 anos de serviço contínuo, designadamente quando sujeito a ciclos de sobrecarga severos ou curto-circuito externo de longa duração. Estas reparações devem ser realizadas por pessoal especializado.
(3) “MEGGER” é uma marca registada.
(4) Apenas se este ensaio tiver ser realizado em fábrica.
(5) Ver Capítulo 7.
(6) FAT: Factory Acceptance Tests (Ensaios de recepção em fábrica).
AUTOR: Engº Manuel Bolotinha | Engenheiro Electrotécnico – Energia e Sistemas de Potência (IST – 1974)
Mestre em Engenharia Electrotécnica e de Computadores (FCT-UNL – 2017)
Consultor em Subestações e Formador Profissional