Índice de saúde principal (HI m )

A saúde principal do transformador é definida por Li e Song (2014) através da equa- ção 3.8. Nesta equação, H0 é o valor inicial do índice de saúde do transformador, que

geralmente é referente ao estado do equipamento quando entra em operação, no qual o valor é usualmente adotado como 0, 5. Já o HIm, é o índice de saúde do transforma-

dor procurado, β é o coeficiente de idade, T1 é o ano referente ao HI0 e normalmente

corresponde ao ano de entrada em operação do transformador, para o persente trabalho, adotou-se o ano de fabricação do equipamento. T2 é o ano em que o transformador está

71

HIm= HI0. expβ.(T2−T1) (3.8)

O índice pode variar de 0 até 10 e corresponde ao estado operacional do equipa- mento, sendo que quanto menor o valor, melhor o estado do transformador, conforme é demonstrado no Quadro 3.1. Através da equação 3.9 é calculado o coeficiente de idade do equipamento β, e conforme chega ao final de sua saúde útil, o índice aproxima-se de 6, 5. Neste momento, a possibilidade de ocorrer uma falha é muito alta e o transformador pode estragar a qualquer momento (LI; SONG, 2014).

β = ln 6, 5 − ln 0, 5 T2− T1 = ln 6,5 0,5 T_exp0 (3.9)

Quadro 3.1 – Índice de saúde esperada.

Valor do Índice Situação da Saúde Chance de falha

0 – 3,5 Ligeiramente envelhecido Baixa

3,5 – 5,5 Envelhecido, mas ainda dentro da faixa normal

Relativamente baixa, mas começando a aumentar

5,5 – 7 Envelhecimento acima do

normal Grande

7 - 10 Extremamente degradado Uma falta pode ocorrer a qualquer momento

Fonte: Adaptado de (LI; SONG, 2014).

Os autores Li e Song (2014) comentam que devido à influência do carregamento e de fatores ambientais, transformadores de mesmo modelo e fabricante, que possuem a mesma expectativa de vida Texp, podem ter uma vida esperada T

0

exp diferentes. Devido a

isso, são acrescentados na equação 3.9 dois fatores conforme demonstrado na equação 3.10, o fator de carregamento fC e o fator ambiental fE. O fator ambiental é caracterizado

por transformadores instalados em locais com fortes índices de poluição ou em ambientes agressivos com alta umidade, como em regiões de floresta. Os valores dos fatores são apresentados no Quadro 3.2 e a vida esperada é encontrada através da equação 3.10. Cabe ressaltar que no Brasil, ONS (2014) determina que os equipamentos sejam projeta- dos para uma vida útil de operação Texp de 35 anos.

T_exp0 = Texp fC.fE

(3.10) Portanto, para o critério da saúde principal do transformador, será priorizado o equi- pamento que apresentar o maior valor para HIm da equação 3.8, pois maior será o enve-

72

Quadro 3.2 – Fatores carregamento e ambiental. Taxa de Carregamento (%) Fator de Carregamento (fC) Degradação Ambiental Fator ambiental (fE) 0 - 40 1 0 1 40 - 60 1,05 1 1 60 - 70 1,1 2 1,05 70 - 80 1,25 3 1,15 80 - 150 1,6 4 1,3

Fonte: Adaptado de (LI; SONG, 2014).

3.2.5 Índice de saúde do papel isolante (HIiso)

Para identificar a situação do papel isolante do transformador, são apresentados em Li e Song (2014) dois parâmetros que compõe o índice de isolação HIiso. O primeiro,

denominado índice HIC,O, é composto pela análise dos gases de monóxido de carbono

e dióxido de carbono, o segundo parâmetro é composto pela análise do teor de furfural, chamado de HIf ur.

A isolação de um transformador é constituída essencialmente por papel isolante e óleo. O papel isolante é composto basicamente por celulose, um polímero de cadeia longa, formada por 1200 unidades de anéis de glicose, originando um grau de polimeri- zação (DP) de 1200. O processo de degradação será resultado da divisão desta cadeia de polímero. Esta degradação pode se originar de três maneiras, por hidrólise, oxidação e pirólise (MARTINS, 2010).

No processo de degradação por hidrólise, tem por origem a ação da água. A molé- cula de água reage com o oxigênio da glucose e celulose, para formar grupos de hidroxilo (OH). Este processo é auto catalítico, em que cada divisão da cadeia de celulose con- some e produz água, sem gerar gases resíduos. O processo ocorre da seguinte forma, o polímero de celulose sofre hidrólise e origina cadeias de menores dimensões (MARTINS, 2010).

O processo de degradação da celulose por oxidação, é resultado da ação do oxigê- nio sobre o sexto átomo de carbono no anel de celulose, convertendo este em aldeído ou ácido. Podem ocorrer casos em que o terceiro átomo de carbono sofre ação do oxigênio, formando dois aldeídos ou dois grupos de ácido. Este processo enfraquece e quebra as li- gações glicosídicas, produzindo a despolimerização da molécula de celulose, aumentando a acidez do óleo. Neste processo, o polímero de celulose oxidação e produz CO, CO2, H2O e ácidos (MARTINS, 2010).

A degradação por pirólise - devido a ação da temperatura -, irá provocar um decrés- cimo do grau de polimerização da celulose, gerando gases como CO, CO2, H2, líquidos como a água e compostos furânicos como 2-FAL. Também serão produzidas substâncias

73 sólidas como moléculas de celulose mais curtas, que darão origem a lama no fundo do transformador (MARTINS, 2010).

Durante o processo de análise cromatográfico é possível identificar diversos tipos de falhas que ocorrem no transformador. Entre os gases analisados, encontram-se o mo- nóxido de carbono CO e o dióxido de carbono CO2. A presença destes dois gases e sua

correlação permite identificar o nível de deterioração da celulose contida no papel isolante do transformador, que ocorre devido ao sobreaquecimento e envelhecimento da celulose. A degradação da isolação é considerada um dos principais fatores para o fim de vida do transformador (ABU-ELANIEN; SALAMA, 2010; KELLY, 1980).

Portanto, o índice HIC,Oda equação 3.11 consiste em três parâmetros FC,O(i) com

diferentes pesos wi, que são considerados com valores iguais de 1/3. Os três parâmetros

são quantificados de acordo com as funções lineares no Quadro 3.3 (LI; SONG, 2014).

HIC,O = 3

X

i=1

ω1.FC,O(i) (3.11)

Quadro 3.3 – Cálculo para o fator carbono.

Fator Xi(µL/L) a b FC,O(i)

CO 0-300 0,006700 0,0000 ax1+ b 300-900 0,001700 1,5000 900-1000 0,020000 -14,9700 1000-1400 0,012500 -7,5000 >1400 - - 10 CO2 0-2400 0,000800 0,0000 ax2+ b 2400-3000 0,003300 -6,0000 3000-5000 0,000500 2,4000 5000-10000 0,000800 0,9000 10000-13000 0,000300 5,9000 >13000 - - 10 CO + CO2 0-3000 0,000670 0,0000 ax3+ b 3000-10000 0,000140 1,5900 10000-170000 0,000033 2,6600 170000-350000 0,00000944 6,6500 >350000 - - 10

Fonte: Adaptado de (LI; SONG, 2014).

A segunda parte do índice que compõe a condição do papel isolante HIisoé o índice

furfural HIf ur. O furfural é um composto gerado exclusivamente no processo de decompo-

sição do papel prensado de isolação, e seu monitoramento ao longo do tempo permite uma avaliação de como está ocorrendo o envelhecimento do equipamento. A medição é reali- zada através da análise do óleo (ABU-ELANIEN; SALAMA, 2010; MACALPINE; ZHANG, 2001).

74

A relação entre o grau de polimerização do papel do isolamento, do termo em inglês Degree insulation paper Polymerization (DP), e o conteúdo de furfural é expresso pela Equação 3.12. Quando Cf ur = 5, DP = 250, e o transformador está deteriorado e próximo

ao final de sua vida, sendo o seu índice de furfural HIf ur = 6, 5. Contudo, Li e Song (2014)

apresentam que se o Cf ur = 0, 01, DP = 1000, o transformador está praticamente novo

e apresenta um índice de furfural HIf ur = 0, 5. O autor apresenta a equação 3.13 que

relaciona o conteúdo de furfural Cf ure o índice HIf ur.

DP = −121. ln(Cf ur) + 458 (3.12)

HIf ur= 3, 344.(Cf ur)0,413 (3.13)

De forma a obter o índice da condição da isolação do transformador HIiso apre-

sentada na equação 3.14, Li e Song (2014) aglutina os dois índices HIC,O e HIf ur com

pesos ω1 = 0, 3 e ω2 = 0, 7. Esta definição de pesos é justificada pelo fato do índice de

carbono-oxigênio poder apresentar parte dos gases vinda da decomposição do óleo, já o conteúdo de furfural é somente proveniente da decomposição do papel de isolação.

HIiso = ω1.HIC,O+ ω2.HIf ur (3.14)

O objetivo deste critério é representar a condição do papel isolante e identificar os transformadores com as piores condições da isolação, ou seja, maximizar HIiso da

equação 3.14.

3.2.6 Índice de saúde na análise cromatográfica (HIC,H)

Análise cromatográfica é muito utilizada no diagnóstico do estado do transformador. Trata-se da analise de alguns gases, nos quais os mais comuns são hidrogênio (H2), me-

tano (CH4), etano (C2H6), etileno (C2H4), acetileno (C2H2) e os gases apresentados no

critério de isolação, que são o monóxido de carbono (CO) e o dióxido de carbono (CO2).

Dixon, Steward e Hoffmeister (2012) comentam que cada gás produzido é resultante do efeito de alguma anomalia interna do equipamento e que afeta a saúde e o funcionamento do transformador. Kelly (1980) apresenta três condições prováveis para a geração de ga- ses internos no equipamento, o efeito corona (descargas parciais), aquecimento térmico e o arco elétrico. A principal diferença entre eles esta na intensidade de energia dissipada durante a falta.

Segundo Kelly (1980), os gases podem ser agrupados em quatro grupos de origem interna no transformador.

75 1. Sobreaquecimento da celulose: se a celulose presente na isolação é sobrea- quecida, ela irá produzir o monóxido de carbono (CO) e o dióxido de carbono (CO2).

2. Decomposição térmica da celulose: com o aquecimento da celulose, ela co- meça a se decompor e libera produtos como água, óxidos de carbono, materiais carbonosos sob forma de alcatrão ou coque.

3. Sobreaquecimento do óleo: quando o óleo mineral de isolação é sobreaque- cido, ele libera vapores de hidrocarbonetos, etileno (C2H4), metano (CH4) e

etano (C2H6).

4. Decomposição do óleo sob estresse elétrico: quando uma grande quantidade de energia é liberada dentro do óleo mineral, algo como um arco elétrico, são produzidas grandes quantidades de hidrogênio (H2) e menores quantidades de

acetileno (C2H2).

Kelly (1980) em seu artigo seleciona os gases “chaves” diagnosticando as condi- ções associadas a eles.

• Hidrogênio (H2): quando encontrado em grandes quantidades é associado a

condições de efeito corona (descargas parciais).

• Hidrogênio (H2), metano (CH4), etano (C2H6) e etileno (C2H4): resultam da

decomposição térmica do óleo.

• Monóxido de carbono (CO): produzido pelo envelhecimento térmico do papel. • Acetileno (C2H2): associado a arco elétrico no óleo.

Dixon, Steward e Hoffmeister (2012) ressaltam que através da presença do gás ace- tileno (C2H2), é possível identificar a mais grave de todas as falhas em um transformador

que é o arco elétrico, este gás é o mais perigoso de todos devido ao seu limite explo- sivo menor. A combinação e grandes quantidades de hidrogênio (H2), metano (CH4) são

evidências de um efeito corona devido a pequenas descargas elétricas de baixa energia. Análises através de gases dissolvidos em óleo podem ser realizadas por diferentes metodologias. O método de gases chaves, analisa os principais gases individualmente e suas prováveis falhas de origem, o método de relação IEC utiliza os cinco gases principais para criar três grupos de relações de gases chaves na identificação de possíveis falhas, existem também outros métodos como o de representação gráfica (BACHA; SOUAHLIA; GOSSA, 2012; LIU et al., 2015). Um ponto importante a se observar, deve-se ao fato da análise de gases poder ser utilizada para dois objetivos diferentes, ela pode ser utilizada

76

no monitoramento do envelhecimento da isolação e para o monitoramento de falhas, como no caso do gás acetileno.

Para este critério, Li e Song (2014) seleciona cinco gases individualmente para quantificar o grau de envelhecimento do transformador, denominando de função do fator de gás hidro carbono FC,H conforme equação 3.15. Ao mesmo tempo, este indicador

opera também como um sinalizador de falhas, já que a identificação do gás acetileno, extremamente grave e perigoso para o transformador, indica arco elétrico no óleo. Funções lineares são definidas no Quadro 3.4 para os cinco tipos de gases que posteriormente irão compor o índice do critério para a análise cromatográfica conforme equação 3.16, onde os pesos ωi para os gases são definidos por Li e Song (2014) e apresentados no Quadro 3.5.

FC,H(i) = ax(i)+ b (3.15) HIC,H = 5 X i=1 FC,H(i) (3.16)

Este critério tem como objetivo identificar o equipamento que está em pior condição através da análise cromatográfica. O equipamento que apresentar o maior valor para a equação 3.16 terá prioridade em relação ao equipamento que estiver sendo comparado na metodologia de comparação par a par PROMETHEE.

3.2.7 Índice de saúde do óleo (HIoil)

O critério baseado na condição do óleo do transformador reúne quatro parâmetros definidos por Li e Song (2014), são eles, micro água, valor de acidez, perdas dielétricas e tensão de ruptura. A água pode estar presente no óleo isolante do transformador em diversas formas, através da água dissolvida, água em suspensão (emulsão), água livre na forma de gotas de água, água acumulada no fundo do reservatório e água ligada a compostos polares, existente devido ao envelhecimento e à deterioração do óleo isolante e do papel isolante (POWER; SOCIETY, 2015)

Durante a operação normal do transformador, ocorre liberação de água do papel isolante para o óleo isolante devido a degradação da celulose, estimulada pelas variações de temperaturas no equipamento. O aumento da temperatura no transformador devido ao aumento do carregamento do mesmo, pode acelerar o movimento da água do papel isolante para o óleo, devido a esta elevação de temperatura, aumenta-se também o ponto de saturação da água e assim o teor de umidade no óleo, e quando a temperatura diminui, podem surgir gotículas de água devido a condensação da mesma no óleo (ASSUNÇÃO, 2007; POWER; SOCIETY, 2015).

77

Quadro 3.4 – Função do fator de gases hidro carbono.

Fator Xi(µ_L) a b FC,O(i)

H2 ≤ 30 0 0 ax1+ b 30 - 50 0,1 -3 50 - 100 0,06 1 100 - 500 0,0125 3,75 > 500 - - 10 CH4 ≤ 10 0 0 ax2+ b 10 - 15 0,4 -2 15 - 125 0,0727 0,9 > 125 - - 10 C2H6 ≤5 0 0 ax3+ b 5 - 20 0,1333 -0,6667 20 - 35 0,2 -2 30 - 70 0,125 0,625 > 70 - - 10 C2H4 ≤10 0 0 ax4+ b 10 - 30 0,1 -1 30 - 50 0,15 -2,5 50 - 175 0,04 3 > 175 - - 10 C2H2 ≤ 1 0 0 ax5+ b 0,5 - 3 0,8 -0,4 3 - 5 1,5 -2,5 5 - 35 0,1667 4,167 > 35 - - 10

Fonte: Adaptado de (LI; SONG, 2014).

Quadro 3.5 – Peso dos gases hidro carbono.

Hidro carbono Peso (ωi)

Hidrogênio (H2) 0,2310

Metano (CH4) 0,2306

Etano (C2H6) 0,0772

Etileno (C2H4) 0,2301

Acetileno (C2H2) 0,2302

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A concentração de água no óleo isolante, tratado pela Norma IEEE C57.106 como percentual de saturação de água, reflete a quantidade máxima de água permitida no óleo isolante (POWER; SOCIETY, 2015). Quando a umidade no óleo atinge a satura- ção, formam-se gotículas de água que afeta negativamente a tensão de ruptura dielétrica do óleo, podendo resultar em grave falha no transformador.

O valor de acidez de um óleo isolante é entendido como uma medida dos compo- nentes ácidos presentes neste material. Segundo a Norma IEEE C57.106 Power e Society (2015), em um óleo novo, qualquer ácido presente é provavelmente um residual do pro- cesso de refino do petróleo, porém, em um óleo proveniente de um transformador em serviço, o valor de acidez ou de neutralização será a medida dos subprodutos ácidos da oxidação do óleo, ou seja, do processo de envelhecimento do óleo. Portanto, este valor de acidez pode ser usado como um guia geral para determinar quando o óleo deve ser reprocessado ou substituído.

Através da medição das perdas dielétricas, também conhecidas como fator de dissi- pação (tan δ) ou medida da capacitância, é possível identificar a qualidade de um material isolante. É preferível que a isolação de um equipamento usado em alta tensão apresente baixa perda dielétrica, e a variação da perda dielétrica com a tensão aplicada fornece in- formações importantes sobre o estado da isolação. Conforme explica Assunção (2007), o teor de umidade é um fator importante que afeta diretamente as propriedades dielétricas de um material isolante, sendo possível determinar a umidade do material isolante através do fator de dissipação, assim como o estado da isolação elétrica.

A rigidez dielétrica medida através do teste de tensão de ruptura, mede a capa- cidade de um líquido isolante se opor a uma descarga disruptiva. Quando os valores medidos apresentam uma baixa tensão de ruptura, ou seja, um baixo valor de rigidez die- létrica, tem-se um grande indicativo da presença de agentes contaminantes no óleo, como água, impurezas, fibras celulósicas ou demais partículas. A presença de água ou fibras de celulose no óleo podem reduzir a rigidez dielétrica em até 90%, sendo que um óleo sem a presença de água, esta redução fica em 20% (ASSUNÇÃO, 2007; MILASCH, 1983).

Os quatros parâmetros citados, micro água, valor de acidez, perdas dielétricas e tensão de ruptura, refletem o estado do transformador e são representados por uma função linear Foil(i), que define a pontuação de cada elemento. As funções são classificadas por

Li e Song (2014) de acordo com a faixa de tensão de operação de cada transformador, conforme mostrado no Quadro 3.6.

O valor final do critério é definido por Li e Song (2014) pela soma de cada fator multiplicado com o peso individual segundo equação 3.17. A água possui um peso maior no índice devido à grande correlação entre a presença deste fator e o envelhecimento do papel isolante. Seguindo esta análise, a acidez contém o segundo maior peso, pois de acordo com Li e Song (2014), ele demonstra a correlação entre o valor de acidez e o processo de envelhecimento da isolação.

79 HIoil = 4 X i=1 ωiFoil(i) (3.17)

Para o critério HIoil, o transformador que apresentar a pior condição de óleo terá

80

Quadro 3.6 – Função linear para a condição do óleo.

Fator Peso U ≤ 69 kV 69kV < U < 230kV U > 230kV

ωi X Foil(i) X Foil(i) X Foil(i)

Micro água 0,4565 ≤ 20 0 ≤ 10 0 ≤ 10 0 (mg/L) 20 – 30 0,2x-4 10 – 20 0,2x-2 10 – 30 0,4x-4 Foil(H2O) 30 – 45 0,4x-10 20 – 35 0,4x-6 > 30 10 > 45 > 35 10 10 Valor de acidez 00,2598 ≤0,015 0 ≤ 0,015 0 ≤ 0,015 0 0,015 – 0,1 23,53x-0, 353 0,015 - 0,1 23,53x -0,353 0,015 – 0,05 57,14x-0, 857 (mgKOH/g) 0,1 – 0,2 20x 0,1 – 0, 25 40x-2 0,05 – 0,2 40x Foil(acid) 0,2 – 0,3 40x-4 > 0,25 10 > 0,2 10 > 0,3 10 Perdas dielétricas 00,1386 ≤ 0,05 0 0,05 –0,15 20x-1 25°C 0,15 – 0,5 5,714x+1,143 Foil(δ) 0,5 – 1,5 4x+2 > 1, 5 10 Tensão de ruptura 00,1452 ≤ 30 10 ≤35 10 ≤40 10 30 – 40 -0,4x+20 35 – 40 0,4x+22 40 – 60 -0,4+24 (kV ) 40 – 43 -0,667x + 30,68 40 – 47 0,286x+17,44 > 60 0 43 – 45 -x+45 47 - 50 -0,667 + 35,35 Foil(V ) > 45 0 50 -52 -x+52 > 52 0

81 3.3 FUNÇÃO OBJETIVO DO INDICADOR DE VULNERABILIDADE OPERACIONAL (IVO)

A função IVO tem por objetivo minimizar os critérios índice de paralelismo do trans- formador (IPT) e índice de transformador reserva (ITR) de acordo com a equação 3.19, e maximizar os critérios índice de potência nominal do transformador (PTR), saúde principal (HIm), condição da isolação (HIiso), análise cromatográfica (HICH) e condição do óleo (HIoil),

de acordo com a equação 3.20. Deste modo, pretende-se priorizar o transformador que estiver na pior condição operacional e técnica, o que o torna prioritário durante o processo de tomada de decisão para substituição.A estimativa do tomador de decisão é identificar a otimização dos critérios que compõe a função objetivo IVO da equação 3.18 para as alternativas em análise. IV O = 1 |T R| − 1 |C| X j=1 X x∈T R [Pj(a, x) − Pj(x, a)]ωj, ∀ a ∈ T R (3.18) Onde; Pj(a, b) = Fj[−dj(a, b)] ∀ a, b ∈ |T R|, ∀ j = {1, 2} (3.19) Pj(a, b) = Fj[dj(a, b)] ∀ a, b ∈ |T R|, ∀ j = {3, 4, 5, 6, 7} (3.20)

Com ωj sendo os pesos dos critérios, os transformadores de potência T Ri com-

pondo o conjunto finito de alternativas T Ri = (i = 1, 2, ..., |T R|) = {T R1, T R2, T R3, ...,

T R|T R|} e Cj sendo o conjunto de critérios de avaliação: Cj = {IP T, IT R, P T R, HIm,

HIiso, HICH, HIoil.