Estruturas dos transformadores de potência

Os transformadores de potência são máquinas elétricas estáticas constituídas pelos seguintes componentes básicos, do ponto de vista do material (PIAZZA, 2003, pg 1).

- Núcleo: Construído com chapas superpostas de liga Aço silício;

- Bobinas: Construídas em fios de cobre, retangulares ou redondos, revestidas pelo material isolante que poderá ser papel, vernizes ou resinas, ou combinações destes materiais;

- Tanque: Construído em aço revestido por sistema de pintura adequado;

- Estrutura de Montagem da Parte Ativa: A parte ativa, constituída pelo núcleo e bobinas, é montada no interior do tanque através do uso de estruturas de madeira, papelão prensado ou mesmo aço.

- Outros Componentes: Além dos materiais citados acima, são empregados outros em menores quantidades para outras funções como soldas à base de estanho, materiais de fixação em resina, papelão prensado, colas e etc.

15 2.3 Sistema de isolamento

A principal parte de um sistema de um transformador é o seu sistema de isolamento, que é constituído basicamente, por um líquido, o óleo mineral isolante (OMI) e uma isolação sólida, o papel isolante elétrico. A figura 02 mostra um esquema de um núcleo de um transformador.

Figura 02 – Núcleo de um transformador de potência.

No núcleo do transformador ainda apresenta resinas e fibras, que são empregadas com a finalidade de fixar os componentes isolantes e magnéticos. Matérias elastoméricos e tintas compatíveis com o OMI são utilizados com a finalidade de promover a vedação e a proteção do equipamento (MYERS: KELLY;PARRISH, 1981 e KARSAI: KERENYI: KISS, 1987).

Com o decorrer do tempo, o transformador sofre um processo de desgaste e de envelhecimento em seu núcleo. Os efeitos da fadiga térmica, química, elétrica, mecânica, tais como, pontos quentes, sobreaquecimento, sobre tensão e vibração são responsáveis por alterações no sistema isolante e devem ser monitorados para garantir a eficiência do equipamento, permitindo intervenções de manutenção preditiva, a fim de evitar paradas de máquina e, consequentemente, aumento de custos.

Dessa forma, a diminuição da vida útil dos transformadores está relacionada com a qualidade dos matérias dielétricos utilizados durante o processo de fabricação. O

16 estabelecimento de um programa de supervisão e manutenção preditiva e preventiva, pelo conhecimento dos matérias dielétricos envolvidos proporcionará um aumento na vida útil do equipamento em serviços (MORAIS,1990).

2.4 Isolamento líquido

O OMI utilizado em equipamentos elétricos é obtido pela destilação do petróleo e corresponde à fração obtida entre 300 °C e 400 °C. Este destilado pode ser de origem parafínica ou naftênica (LIPSTEIN; SHAKNOVISH, 1970 e CLARK 1962).

É uma mistura de compostos na qual a maioria das moléculas é constituída por carbono e hidrogênio (hidrocarbonetos) e, em pequenas quantidades, por compostos que apresentam nitrogênio, enxofre e oxigênio em sua estrutura (WILSON, 1980).

Os hidrocarbonetos, que compõem a maior parte do OMI, podem ser divididos em três grupos (LIPSTEIN; SHAKNOVISH, 1970):

i. hidrocarbonetos parafínicos, que são hidrocarbonetos saturados, de cadeia aberta, linear ou ramificada.

ii. hidrocarbonetos naftênicos, que são hidrocarbonetos saturados da cadeia fechada contendo de um a seis anéis, sendo que estes podem possuir uma ou mais cadeias laterais lineares ou ramificadas.

iii. hidrocarbonetos aromáticos, que são hidrocarbonetos contendo um ou mais anéis aromáticos, podendo ou não apresentar cadeias laterais.

Durante a operação do transformador o óleo passa por um processo de envelhecimento, resultado da solicitação por elevação de temperatura, ação do oxigênio e do contato com matérias presentes na sua construção, como metais (cobre e ferro). Como consequência, ocorre a deterioração das propriedades isolantes do óleo. Além disso, os subprodutos oriundos da degradação do OMI promovem a aceleração do processo degradativo do isolamento sólido e a formação de borra.

O processo que rege a oxidação dos hidrocarbonetos é o mecanismo de peroxidação, levando a formação de hidroperóxidos. Após a formação destes compostos, muitos subprodutos de oxidação são formados, os quais diferem de acordo com a espécie que lhes deu origem (LIPSTEIN; SHAKNOVISH, 1970).

17 Nos transformadores isolados a OMI, o desgaste químico deste material isolante é, normalmente, monitorado por ensaios químicos e físico-químicos em laboratórios especializados, sendo este acompanhamento realizado por praticamente todas as concessionárias do setor elétrico. São bastante conhecidos a eficiência técnica e o retorno financeiro deste monitoramento, garantindo eficácia na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.

A partir do momento em que as propriedades físico-químicas do OMI em uso no transformador não atenderem mais as características de dielétrico, ou seja, o fluido apresenta um alto grau de deterioração oxidativa e térmica, este é substituído por um novo fluido ou submetido a um processo regenerativo. A substituição ou a regeneração de um OMI que não atende às características de dielétrico é extremamente importante para evitar a degradação prematura do isolamento sólido do transformador.

O setor elétrico nacional dispõe de metodologias de monitoramento programado do OMI, baseadas na realização de ensaios normalizados, visando avaliar parâmetro indicadores de boa funcionalidade e de eficiência do sistema isolante líquido, servindo também como indicadores do estado geral do equipamento no qual o fluido se encontra (MORAIS,1990).

2.5 Manutenção preventiva dos transformadores de potência

A manutenção preventiva é uma técnica baseada na intervenção em equipamentos, corrigindo preventivamente situações ou componentes cuja deterioração ou desgaste é previamente conhecido (PIAZZA, 2003). Tem como objetivo principal reduzir a ocorrência de falhas, evitando as interrupções de funcionamento e diminuindo os custos da manutenção tradicional corretiva.

De uma forma prática, isto se traduz na substituição de partes dos equipamentos mais sujeitas ao desgaste, antes que venham a falhar, com o objetivo de prolongar a vida útil de todo o sistema e evitar a ocorrência de falhas. É também frequentes a alteração de condições de operação com o objetivo de aumentar a expectativa de vida.

Nos transformadores, o componente mais sujeito ao desgaste e deterioração é o sistema papel/óleo isolante. Assim, sua vida útil está diretamente relacionada à vida do isolamento sólido aplicado sobre as espiras. Uma vez perdido este isolamento, a tarefa básica do transformador não mais será executada e o reparo necessário consistirá no reisolamento total das bobinas. Portanto, observamos que a manutenção preventiva destes equipamentos

18 não pode consistir na substituição periódica do papel isolante, devido ao alto custo desta operação.

Nos transformadores elétricos, a manutenção preventiva consiste em minimizar os fatores que aceleram o envelhecimento do papel isolante. A manutenção preventiva visa também aperfeiçoar as condições de operação dos transformadores de forma a reduzir a probabilidade de ocorrência de falhas. No caso dos transformadores isto consiste em manter o meio isolante livre de impurezas que possam prejudicar seu desempenho.

O papel isolante utilizado em transformadores é produzido a partir da celulose vegetal de fibra longa. Devido à sua utilização, esta celulose deve ser o mais pura possível que eventuais impurezas não prejudiquem suas propriedades isolantes. Assim, o processo de envelhecimento do papel isolante será estudado a partir do comportamento da celulose.

A celulose é do ponto de vista químico, um açúcar polimérico (polissacarídeo) que (celulose 2) menores que a molécula original.

ÁCIDOS

(1) CELULOSE+H20 --- > CELULOSE(2)+CELULOSE(3) CALOR

Em contato com a água em presença de ácidos e calor, a molécula da celulose hidrolisa-se, resultando em 2 ou mais moléculas de celulose de peso molecular menor que o original.

Como em todo polímero, suas propriedades mecânicas e elétricas dependem do peso molecular e, portanto, do tamanho da molécula. A continuidade dos processos descritos acima faz com que o papel isolante perca, ao longo do tempo, suas propriedades de resistências mecânica e elétrica, levando o transformador a falhar.

19 a) Prevenção de falhas:

Durante a operação dos transformadores, seu sistema isolante é constantemente solicitado eletricamente. Para que não ocorram descargas e é necessário que o isolamento esteja sempre em perfeitas condições. Um dos fatores que prejudicam as propriedades isolantes dos materiais é a presença de impurezas misturadas de forma heterogênea.

A existência de descontinuidades nos materiais isolantes deforma o campo elétrico na vizinhança, ocasionando a ocorrência de pequenas descargas parciais. Este processo altera as propriedades isolantes do material, prejudicando o seu desempenho.

No que se refere aos óleos isolantes, estas impurezas consistem principalmente na presença de água e partículas sólidas em suspensão.

b) Comportamento da água:

A água pode estar presente nos óleos isolantes em solução ou em suspensão, e a sua interferência nas propriedades do isolante será função da forma em que se encontra.

A água será dissolvida, até o limite de sua solubilidade no fluido em questão e nesta forma, por compor uma mistura homogênea com o isolante, não irá interferir significativamente nas suas propriedades elétricas. A quantidade total de água que um fluido será capaz de dissolver é função da quantidade de compostos polares e oxigenados presentes no líquido.

Quando em solução, a água irá participar da reação de hidrólise do papel isolante, diminuindo a sua vida útil.

A água em suspensão no líquido isolante irá atuar de maneira idêntica a uma partícula sólida não condutora, alterando o campo elétrico nas proximidades e interferindo negativamente nas propriedades de Rigidez Dielétrica e Perdas Dielétricas.

c) Efeito das partículas sólidas:

Os sólidos suspensos nos fluidos isolantes podem ser não condutores e não magnéticos, o seu efeito é idêntico ao já descrito para a água, devendo ser observado que no caso de partículas condutoras e magnéticas, sua intensidade é extremamente mais elevada. Devemos observar que as partículas em questão são de dimensões microscópicas, na faixa de 0,5 a 200 μm.

2.6 Manutenção preditiva dos transformadores de potência

Esta é a mais moderna técnica de manutenção atualmente em uso e consiste em acompanhar, periodicamente, as características e propriedades dos diversos componentes de

20 um sistema e proceder a uma intervenção quando verificado que se encontra na iminência de falhar.

É a metodologia mais rentável do ponto de vista econômico financeiro, já que além dos benefícios da manutenção preventiva, evita também intervenções precoces e substituição de partes dos equipamentos que ainda apresentem boas condições de funcionamento.

Nos transformadores elétricos isolados a óleo a inspeção direta de seus componentes não é possível sem a retirada de operação dos equipamentos. Já que isto é exatamente o que se procura evitar através da manutenção, será necessário um procedimento indireto.

Durante a operação dos transformadores, o líquido isolante estará circulando em seu interior, em contato com todos os demais componentes do equipamento. Assim, quando da ocorrência de falha em qualquer de suas partes, algumas das propriedades do liquido isolante serão alteradas.

A manutenção preditiva nos transformadores, portanto, baseia-se no acompanhamento periódico e sistemático das propriedades do seu líquido isolante. Qualquer variação destas propriedades que não seja consequência do envelhecimento normal do produto será uma indicação da existência de falha incipiente no transformador.

Falhas em Transformadores:

Nos transformadores, iremos observar dois tipos principais de falha: falhas de material e falhas elétricas.

As falhas de material consistem na degradação precoce dos materiais existentes nos transformadores, sendo as mais comuns à oxidação do aço do tanque ou núcleo, a deterioração dos materiais de soldas, o desfibramento do papel e a deterioração dos demais isolantes sólidos.

Nestes casos, ocorrerá a contaminação do líquido isolante pelos materiais degradados na forma de partículas sólidas ou de seus constituintes solúveis, alterando as propriedades do óleo

.

As falhas elétricas são aquelas consequentes das anteriores, isto é, a ocorrência de pontos quentes por mau contato ou degradação do papel, sobreaquecimento generalizado devido ao excessivo envelhecimento do óleo ou papel, e descargas elétricas de alta ou baixa energia devidas à falhas do isolamento.

Em todos estes casos ocorrerá a elevação da temperatura do ponto onde ocorre a falha e, consequentemente, a pirólise de diminutas quantidades do material isolante. Os produtos desta pirólise podem, em muitos casos, ser detectados por meio de ensaios simples.

21 Estes óleos, que chamaremos apenas de Óleos Minerais Isolantes, apresentam reação de oxidação durante sua operação normal em transformadores e os procedimentos de manutenção devem levar em conta esta característica.

a) Processo Oxidativo dos Óleos Minerais Isolantes:

Como visto anteriormente, os óleos minerais isolantes são constituídos basicamente por compostos químicos da classe dos Hidrocarbonetos. Portanto, o seu comportamento com relação à oxidação será determinado por estes compostos.

Os hidrocarbonetos, sob a ação do calor, reagem com o oxigênio dissolvido no óleo conforme a seguir: reação é a primeira, a reação do hidrocarboneto com o oxigênio.

Por isso, os aditivos antioxidantes devem ser substancias que atuem nesta primeira etapa, reagindo com os radicais livres formados sem dar origem a novos radicais livres. Este comportamento é observado nos compostos aromáticos leves, que constituem a maioria dos antioxidantes para óleos minerais.

Os mecanismos de terminação da reação de oxidação são os seguintes:

I. RAD.PERÓXIDO + RAD. PERÓXIDO -> ÁLCOOIS II. HIDROPERÓXtDOS + 02 -> ÁCIDOS

III. ÁCIDOS + ÁLCOOIS -> ÉSTERES POLIMÉRICOS (BORRA)

IV. RAD. LIVRE + RAD. LIVRE ->HIDROCARB. POLIMÉRICOS (BORRA)

Estes produtos finais de oxidação são compostos oxigenados com polaridade elétrica na molécula e, portanto maus isolantes elétricos. Além disso, observamos a presença de ácidos que são aceleradores da degradação do papel isolante.

Os produtos poliméricos formados na última etapa da reação, são extremamente prejudiciais, já que pelo seu alto peso molecular são sólidos que se depositam sobre as espiras do transformador impedindo a transmissão do calor. Por serem oxigenados, irão também acumular água, acelerando ainda mais a degradação do papel.

22 b) Degradação Térmica dos Óleos Minerais:

Os hidrocarbonetos sofrem pirólise gerando outros hidrocarbonetos de menor peso molecular. lsto é, sob a ação do calor suas moléculas “quebram” em pedaços de vários tamanhos, incluindo compostos de muito baixo peso molecular e, portanto, gasosos.

Esta reação, obedece a leis termodinâmicas predeterminadas e assim, os produtos gerados pela pirólise serão função da temperatura a que o óleo for submetido. As reações de pirólise mais importantes para a manutenção são as seguintes:

I) ...C-C-C-C-C- + CALOR -> ...C-C-C-C=C- + H2 (HIDROGÊNIO) 2) ...C-C-C-C-C-+ CALOR -’ ...C-C-C=C- + CH4 (METANO) 3) ...C-C-C-C-C-+ CALOR -- ...C-C=C- + C2H6 (ETANO) 4) ...C-C-C-C-C-+ CALOR -> ...C-C=C- + C2H4 (ETILENO) 5) ..C-C-C-C-C-+ CALOR-> ...C-C=C- + C2H2 (ACETILENO)

As reações 1 e 3 ocorrem a baixas temperaturas, em seguida, temos as reações 2, 4 e 5 em ordem crescente de temperatura.

c) Extensão da Vida Útil:

Como vimos anteriormente, a extensão da vida útil dos transformadores isolados a óleo mineral consiste em proteger o papel isolante do ataque da água e compostos ácidos. Os melhores resultados serão obtidos quando a intervenção da manutenção for realizada antes que a reação de oxidação chegue às últimas etapas.

Caso seja formada grande quantidade de Borra e compostos ácidos, a troca, secagem, ou regeneração do óleo será ineficiente, já que os produtos sólidos de oxidação permanecerão depositados sobre o papel isolante. Sua remoção só é possível com a abertura da unidade, lavagem da parte ativa e posterior secagem. Para atingir este objetivo, devemos proceder periódica e sistematicamente aos ensaios que são sensíveis à água, ácidos e materiais oxigenados, isto é, Teor de Água, Índice de Acidez e Tensão Interfacial.

A combinação dos ensaios de acidez e tensão interfacial é que nos permite determinar o ponto de inflexão da curva de envelhecimento dos óleos minerais. O ensaio de acidez determina os compostos ácidos já formados e o de tensão interfacial é sensível aos produtos intermediários de oxidação.

23 d) Prevenção de Falhas:

Como para os outros óleos isolantes, o objetivo de prevenção de falhas é alcançado pelo acompanhamento das propriedades sensíveis à presença de impurezas insolúveis:

Rigidez Dielétrica e Perdas Dielétricas.

No caso dos óleos minerais, entretanto, por serem oxidados ao longo do tempo de operação, os valores para avaliação desses parâmetros serão dependentes do grau de oxidação do óleo e, portanto, do seu nível de acidez e tensão interfacial.

As indicações de contaminação por água e partículas detectadas nos ensaios de Rigidez e Perdas Dielétricas devem ser verificadas pelo ensaio de Teor de Água e, se necessário, ensaios específicos para determinar a quantidade e natureza das partículas presentes.

A manutenção preditiva é realizada determinando-se periodicamente, por Cromatografia da Fase Gasosa, os teores dos gases dissolvidos no óleo.

2.7 Coleta do óleo mineral isolante

Segundo a NBR 8840 - Guia para amostragem de líquidos isolantes – Procedimento, os recipientes de amostragem devem ser seringas de vidro e frascos de vidro. Recomenda-se também, evitar a coleta das amostras de óleo em dias com a umidade relativa do ar superior a 70%, e utilizar apenas materiais e acessórios (mangueiras, conexões, etc) que sejam resistentes ao óleo isolante (vidro, PVC, vinil, latão, aço).

Tabela 01 – Quantidade de óleo isolante necessário para cada análise.

Ensaio de Óleo Recipiente Volume do Óleo

Cromatografia Seringa 20 ml

Físico-Química Vidro 1 litro

Para as demais análises (Teor de PCB’s, Teor de Furfuraldeído, etc...), em geral, retiramos uma alíquota do próprio frasco que está destinado ás análises Físico-Químicas.

Alguns transformadores podem em determinadas situações apresentar vácuo.

Recomenda-se abrir o registro de coleta de amostras lentamente e se for observado à situação descrita anteriormente, analisar a documentação técnica do equipamento no que diz respeito à proteção de súbita pressão, inibi-la enquanto se restabelece a pressão e apenas após esta operação reinicia-se a coleta.

24 a) Amostragem para Análise Físico-Química

I. Preencher completamente a etiqueta de identificação da amostra que acompanha o frasco (Figura 03).

II. Limpar a válvula de amostragem ou de dreno com um pano limpo para retirada da poeira que possa contaminar a amostra.

III. Adaptar uma conexão de amostragem. Abrir a válvula de amostragem e drenar cerca de 1 a 2 litros para limpeza interna da válvula (Para equipamentos pequenos, drenar apenas a quantidade de óleo suficiente para a limpeza do dreno). Coletar no frasco aproximadamente metade do seu volume, tampa-lo, efetuar um enxague e descartar o óleo.

Em seguida coletar a amostra enchendo o frasco completamente até transbordar e tampar firmemente (ver nota 1 e 2).

IV. Anexar a etiqueta de identificação ao frasco e enviá-lo ao laboratório especializado.

Nota 1: Durante a retirada da amostra conforme item III, deve-se tomar o cuidado para não haver a formação de bolhas (espuma).

Nota 2: É importante que a temperatura da amostra seja medida e anotada na etiqueta de identificação. Observe que essa temperatura não é a temperatura do óleo medida no instrumento anexado ao transformador.

25 Figura 03 - Etiqueta de identificação da amostra do OMI.

Fonte: Cortesia da Test Oil.

b) Amostragem para Análise Cromatográfica

I. Preencher completamente a etiqueta de identificação da amostra que acompanha a seringa (Figura 03).

II. Limpar a válvula de amostragem ou de dreno com um pano limpo para retirada da poeira que possa contaminar a amostra.

III. Adaptar uma conexão de amostragem. Abrir a válvula de amostragem e drenar cerca de 1 a 2 litros de óleo para limpeza interna da válvula. (Para equipamentos pequenos, drenar apenas a quantidade de óleo suficiente para a limpeza do dreno). Conectar a seringa.

IV. Encher a seringa lentamente até a marca da última graduação e desprezar o óleo. Encher novamente, fechar a torneira da seringa e a válvula do transformador.

V. Deixar a seringa em repouso por aproximadamente 5 minutos para concentrar as bolhas de ar (se existentes).

VI. Abrir a torneira da seringa, e expulsar todo o ar, deixando no mínimo 20 ml de óleo na seringa.

26 VII. Acomodar a seringa e a etiqueta dentro da caixa apropriada, Fechá-la e enviar ao laboratório especializado.

Observação: A seringa não deve conter bolhas de ar após a coleta, pois as mesmas interferem na análise, se porventura o ar tiver sido expulso da seringa e tornar a formar novas bolhas, deixá-las na amostra e fazer uma observação no verso da etiqueta de identificação.

2.8 Ensaio Físico-Químico

Os ensaios físico-químicos podem verificar se as funções de isolamento e refrigeração e o estado de envelhecimento ainda estão satisfatórios nos óleos isolantes.

Os principais são:

1. Determinação de teor de água - NBR 10710:2006

Água no óleo isolante, mesmo que em pequenas quantidades, é muito prejudicial, pois é atraída para as zonas de maior “stress” elétrico. A água acelera a degradação tanto da isolação celulósica quanto do próprio óleo isolante, liberando mais água neste processo de deterioração. A “rigidez dielétrica” do sistema isolante é uma função direta do conteúdo de água. Num equilíbrio dinâmico, a água migra tanto da isolação sólida para o óleo isolante quanto o inverso, em função das mudanças de temperatura de operação.

2. Determinação da rigidez - NBR IEC 60156:2004

A rigidez dielétrica é a medida da capacidade dos óleos isolantes para suportar tensões elétricas sem apresentar ruptura do dielétrico. O teste envolve a aplicação de uma tensão alternada a uma taxa controlada a dois eletrodos imersos no fluido isolante, separados por uma distância padrão. Quando da aplicação da tensão, em um determinado momento ocorre a ruptura do dielétrico, neste instante é registrado a tensão de ruptura dielétrica do líquido isolante. Contaminantes, como água, sedimentos e partículas condutoras reduzem a rigidez dielétrica do óleo isolante. A combinação destes contaminantes tendem a reduzir a rigidez dielétrica em um grau maior do que os mesmos contaminantes isoladamente.

A rigidez dielétrica é a medida da capacidade dos óleos isolantes para suportar tensões elétricas sem apresentar ruptura do dielétrico. O teste envolve a aplicação de uma tensão alternada a uma taxa controlada a dois eletrodos imersos no fluido isolante, separados por uma distância padrão. Quando da aplicação da tensão, em um determinado momento ocorre a ruptura do dielétrico, neste instante é registrado a tensão de ruptura dielétrica do líquido isolante. Contaminantes, como água, sedimentos e partículas condutoras reduzem a rigidez dielétrica do óleo isolante. A combinação destes contaminantes tendem a reduzir a rigidez dielétrica em um grau maior do que os mesmos contaminantes isoladamente.