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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO

ESCOLA POLITÉCNICA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA

TÉCNICAS PREDITIVAS DE MANUTENÇÃO ELÉTRICA EM

TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA

Lucas Arruda de Souza

2018




Projeto de Graduação apresentado ao Curso

de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica

da Universidade Federal do Rio de Janeiro,

como parte dos requisitos necessários à

obtenção do título de Engenheiro.

Orientador: Prof. Jorge Nemésio Sousa

Rio de Janeiro

Setembro de 2018




PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE

ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE

FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS

NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO

ELETRICISTA.

Examinada por:

___________________________________________

Prof. Jorge Nemésio Sousa, M. Sc.

(Orientador)

___________________________________________

Prof. Jorge Luiz do Nascimento, Dr. Eng.

___________________________________________

Engº. André Luis Barbosa de Oliveira

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL

Setembro de 2018

Souza, Lucas Arruda de

Técnicas Preditivas de Manutenção Elétrica em

Transformadores de Potência / Lucas Arruda de Souza. – Rio

de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, 2018.

XII, 88 p.: il.; 29,7 cm.

Orientador: Jorge Nemésio Sousa

Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso

de Engenharia Elétrica, 2018.

Referências Bibliográficas: p. 89-94

1. Manutenção. 2. Técnicas preditivas. 4. Transformadores.

I. Nemésio Sousa, Jorge. II. Universidade Federal do Rio de

Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Elétrica. III.

Título.

i

AGRADECIMENTOS

À minha mãe pois sem o esforço, dedicação e força dela desde minha infância em

ensinar a importância do conhecimento e a nunca desistir, eu não teria escrito esse TCC.

Ao meu professor orientador Jorge Nemésio Sousa que com sua sabedoria,

conhecimento e paciência me guiou na execução deste trabalho.

À minha noiva Alexsandra Bento Alexandre pela sua compreensão nos momentos

difíceis e de ausência durante a graduação.

Aos meus amigos Bruno Dager e Luísa Tavares pela ajuda e incentivo que sempre

estiveram dispostos a dar durante a faculdade.

E a cada familiar e amigo que de alguma forma ajudou na minha conquista e a

superar os obstáculos.

ii

Resumo do projeto de graduação apresentado à Escola Politécnica da UFRJ como parte

dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.




Setembro/2018

Orientador: Jorge Nemésio Sousa

Curso: Engenharia Elétrica

A manutenção elétrica é um procedimento importante em toda subestação, seja industrial

ou de concessionárias de energia. Conhecer o estado dos equipamentos em operação e

prever possíveis falhas são essenciais na redução de custos e no aumento da

confiabilidade dos serviços prestados. Baseando-se nas normas técnicas e na literatura

especializada, este trabalho tem por objetivo apresentar as técnicas preditivas utilizadas

na manutenção elétrica de transformadores de potência e tornar clara a importância dos

ensaios apresentados na previsão de falhas e/ou defeitos incipientes os quais oferecem

riscos nas linhas de produção e aos colaboradores.

Palavras-Chaves: Manutenção, Técnicas Preditivas, Transformadores de Potência.

iii

Abstract of undergraduate project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the

requirements for the degree of Electrical Engineer.

PREDICTIVE ELECTRIC MAINTENANCE TECHNIQUES IN POWER

TRANSFORMERS


September/2018

Advisor: Jorge Nemésio Sousa

Course: Electrical Engineering

Electrical maintenance is an important procedure in any substation, whether industrial or

utility. Knowing the state of the equipment in operation and predicting possible failures

are essential in reducing costs and increasing the reliability of the services provided.

Based on the technical norms and specialized literature, this work has the objective to

present the predictive techniques used in the electrical maintenance of power transformers

and to make clear the importance of the tests presented in the prediction of faults and / or

incipient defects, which present risks in the production lines and employees.

Keywords: Maintenance, Techniques Predictive, Power Transformers.

iv

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 - Contexto histórico ......................................................................................... 4

Figura 2.2 - Procedimento para manutenção .................................................................... 7

Figura 4.1 - Transformador de potência refrigerado a óleo ............................................ 15

Figura 4.2 - Transformador a seco.................................................................................. 15

Figura 4.3 - Transformadores a seco com ventilação forçada ........................................ 17

Figura 4.4 - Transformador ONAF ................................................................................ 19

Figura 4.5 - Transformador OFAF ................................................................................. 19

Figura 4.6 - Transformador OFWF ................................................................................ 20

Figura 5.1 - Termômetro para transformadores.............................................................. 24

Figura 5.2 - Radiômetro de alta resolução ...................................................................... 25

Figura 5.3 - Termovisor e câmera termográfica ............................................................. 25

Figura 5.4 - Triângulo de Duval ..................................................................................... 51

Figura 5.5 - Pentágono de Duval .................................................................................... 52

Figura 5.6 - Mecanismo de degradação do papel ........................................................... 58

Figura 5.7 - Sistema cromatográfico .............................................................................. 60

Figura 5.8 - Concentração de 2-FAL em função do GP ................................................. 61

Figura 5.9 – Avaliação do estágio de envelhecimento do isolamento celulósico .......... 62

Figura 5.10 - Transformadores de instrumentação ......................................................... 64

Figura 5.11 - Transformador de instrumentação ótico. .................................................. 64

Figura 5.12 - Megômetro utilizado no ensaio de resistência elétrica. ............................ 66

Figura 5.13 - Ângulo δ da tangente de perdas e modelagem do dielétrico. ................... 70

Figura 6.1 - Termograma em transformador a óleo........................................................ 78

Figura 6.2 - Termograma em transformador a seco. ...................................................... 78

v

Figura 6.3 - Frascos e seringas de vidro para coleta de óleo. ......................................... 80

Figura 6.4 - Kelman DGA 900 ....................................................................................... 81

Figura 6.5 - Hydran M2. ................................................................................................. 82

Figura 6.6 - Kelman Transport X2 ................................................................................. 82

Figura 6.7 - Sistema de medição de descargas parciais .................................................. 83

Figura 6.8 - ICMcompact para medição de descargas parciais. ..................................... 84

Figura 6.9 - Sistema compacto de medição de descargas parciais. ................................ 84

Figura 6.10 - Medidor ultrassônico tipo pistola ............................................................. 85

Figura 6.11 - Videoscópio ou boroscópio. ..................................................................... 86

Figura 6.12 - ABB Ability TXplore ............................................................................... 86

vi

LISTA DE TABELAS

Tabela 2.1 - Grandezas para estudo. ................................................................................. 9

Tabela 2.2 - Ensaios aplicados na técnica preditiva. ...................................................... 10

Tabela 5.1 - Emissividade de materiais não-metálicos................................................... 27

Tabela 5.2 - Emissividade de materiais metálicos. ......................................................... 28

Tabela 5.3 - Valores de FCV para correção da temperatura na Termografia. ................ 28

Tabela 5.4 - Descrição do efeito observável da velocidade do vento............................. 29

Tabela 5.5 - Exemplos de LMTA para alguns componentes. ........................................ 31

Tabela 5.6 - LMTA para transformadores a seco em função de sua classe térmica. ..... 32

Tabela 5.7 - CFCA - Critério Flexível de Classificação de Aquecimentos Elétricos. ... 33

Tabela 5.8 - Variação da temperatura e providência de manutenção ............................. 33

Tabela 5.9 - Variação da temperatura e providência de manutenção para conexões

prensadas ........................................................................................................................ 33

Tabela 5.10 - Variação da temperatura e providências de manutenção para conexões

aparafusadas.................................................................................................................... 33

Tabela 5.11 - Procedimentos adotados nas técnicas preditivas de manutenção. ............ 34

Tabela 5.12 - Especificação dos códigos do método de Rogers. .................................... 47

Tabela 5.13 - Diagnóstico de falhas do método de Rogers. ........................................... 48

Tabela 5.14 – Diagnóstico da cromatografia pelo segundo a IEC 60599. ..................... 49

Tabela 5.15 - Identificação de falhas pelo método de Doernenburg.............................. 49

Tabela 5.16 - Concentração de gases para validação do método Doernenburg. ............ 50

Tabela 5.17 - Identificação de falhas pelo método de Pugh dada pela IEEE. ................ 53

Tabela 5.18 - Diagnóstico da cromatografia pelo método de Laborelec........................ 54

Tabela 5.19 - Valores recomendados para diagnóstico em função de Ip e Iad. ................ 68

Tabela 5.20 - Fatores de correção de temperatura de transformadores para 20°C ......... 69

vii

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

°C grau Celsius

AA Ar Ambiente - designação de sistema de refrigeração de transformadores

elétricos sem óleo mineral.

ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas

AGD Análise de Gases Dissolvidos

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

ANSI American National Standard Institute

ASEA Allmänna Svenska Elektriska Aktiebolaget - era uma empresa industrial

sueca. Em 1988, fundiu-se com a empresa suíça Brown, Boveri & Cie para

formar o ABB Group.

ASTM American Society for Testing and Materials

AT Alta Tensão, compreende tensões acima de 36,2 kV

BT Baixa Tensão, compreende tensões abaixo de 1 kV

CEGB Central Electricity Generating Board of Great Britain

CFCA Critério Flexível de Classificação de Aquecimentos Elétricos

CLAE Cromatografia Líquida de Alta Eficiência

CR Criticidade Racional - método de diagnóstico de termografia em

instalações elétricas.

DBP di-terc-butil-fenol - antioxidante para produtos à base de hidrocarbonetos

DBPC di-terc-butil-paracresol - antioxidante para produtos à base de

hidrocarbonetos

DC Direct Current

DDP Diferença de Potencial

DEE Departamento de Engenharia Elétrica

viii

dyn/cm dina por centímetro - unidade de medida do Sistema CGS para

representação de força, usada para medir a tensão interfacial de óleo

isolante.

END Ensaio Não Destrutivo

FA Forced Air (Ar forçado) - designação de sistema de refrigeração de

transformadores elétricos sem a óleo mineral.

FCC Fator de Correção de Corrente - fator de correção da temperatura de um

termograma em função da emissividade da superfície do material.

FCV Fator de Correção do Vento - fator de correção da temperatura de um

termograma em função da velocidade do vento no momento da medição.

FD Fator de Dissipação - indicador que relaciona as perdas ativas e a potência

aparente aplicadas sob tensão alternada e serve para se determinar o nível

de contaminação de um material isolante elétrico.

GE General Electric

GP Grau de Polimerização - número médio de unidades glicosídicas presente

em uma molécula de celulose.

GT Gravidade Térmica - variável do método Criticidade Racional de

diagnóstico de termografia em instalações elétricas.

HPLC High Performance Liquid Chromatography

IEC International Electrotechnical Commision

IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers

ISO Internacional Organization for Standardization

kV/cm quilovolt por centímetro - unidade de campo elétrico usada para medir

rigidez dielétrica de óleo isolante

LMTA Limite Máximo de Temperatura Admissível

m2/s metro quadrado por segundo - unidade de viscosidade cinemática de óleo

isolante.

ix

MAA Máximo Aquecimento Admissível

mg/l miligrama por litro - unidade de concentração de massa

MT Média Tensão, compreende tensões entre 1 kV e 36,2 kV

N/m Newton por metro - unidade de momento usada para medir a tensão

interfacial de óleo isolante

NBR Norma brasileira aprovada pela ABNT

OFAF Óleo Forçado - Ar Forçado - designação de sistema de refrigeração de

transformadores elétricos a óleo mineral.

OFWF Óleo Forçado - Água Forçada - designação de sistema de refrigeração de


ONAF Óleo Natural - Ar Forçado - designação de sistema de refrigeração de


ONAN Óleo Natural - Ar Natural - designação de sistema de refrigeração de


PCB Poly Chlorinated Biphenyl - composto aromático clorado, aditivo de

líquidos isolantes sintéticos (ascaréis) para equipamentos elétricos.

PO Prioridade Operacional - variável do método Criticidade Racional de


TCC Trabalho de Conclusão de Curso

TGC Total de Gases Combustíveis

TT Tendência Térmica - variável do método Criticidade Racional de


TΩ Teraohms

UFRJ Universidade Federal do Rio de Janeiro

x

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ................................................................................................. 1

1.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS .......................................................................... 1

1.2 OBJETIVOS ....................................................................................................... 1

1.3 MOTIVAÇÃO ..................................................................................................... 1

1.4 IMPORTÂNCIA DO ESTUDO .......................................................................... 2

1.5 LIMITAÇÕES DO ESTUDO ............................................................................. 2

2 REVISÃO TEÓRICA ....................................................................................... 3

2.1 APRESENTAÇÃO ............................................................................................. 3

2.2 CONTEXTUALIZAÇÃO HISTÓRICA ............................................................ 3

2.3 CONCEITOS DE MANUTENÇÃO E A TÉCNICA PREDITIVA .................... 4

2.4 APLICANDO AS TÉCNICAS PREDITIVAS DE MANUTENÇÃO ............... 7

2.5 OBJETIVOS DAS TÉCNICAS PREDITIVAS DE MANUTENÇÃO .............. 8

2.6 ALGUNS PARÂMETROS A SEREM MONITORADOS ................................ 9

2.7 ENSAIOS APLICADOS NA TÉCNICA PREDITIVA .................................... 10

3 METODOLOGIA DA PESQUISA ................................................................ 11

3.1 INTRODUÇÃO ................................................................................................ 11

3.2 DEFINIÇÃO DE PESQUISA .......................................................................... 11

3.3 CLASSIFICAÇÃO E TIPOS DE PESQUISA ................................................. 11

4 DESCRIÇÃO DOS TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA ................. 14

4.1 OS TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA ................................................. 14

4.2 TIPO DE REFRIGERAÇÃO ............................................................................ 16

5 DESCRIÇÃO DAS TÉCNICAS PREDITIVAS ........................................... 22

5.1 INTRODUÇÃO ................................................................................................ 22

5.2 TERMOMETRIA, A ANÁLISE DE TEMPERATURA .................................. 22

5.2.1 A Termografia ................................................................................................. 23

xi

5.2.1.1 Métodos de medição de temperatura ................................................................ 23

5.2.1.2 Inspeção termográfica ....................................................................................... 26

5.2.1.3 Fatores que influenciam as leituras termográficas ............................................ 26

5.2.1.4 Considerações sobre a termografia elétrica ...................................................... 30

5.2.1.5 O MAA e o LMTA ............................................................................................ 30

5.2.1.6 Avaliação e diagnóstico com o δtcorrigido ....................................................... 32

5.2.1.7 Critério baseado no nível de criticidade............................................................ 34

5.2.1.8 Critério baseado em padrões e uma fórmula-chave .......................................... 35

5.3 ANÁLISE DE ÓLEO ISOLANTE ................................................................... 36

5.3.1 Ensaios físico-químicos ................................................................................... 36

5.3.2 Cromatografia gasosa ..................................................................................... 43

5.3.2.1 Identificação de falhas incipientes .................................................................... 44

5.3.2.2 Métodos de detecção e identificação das falhas ............................................... 44

5.3.2.3 A taxa de formação de gases ............................................................................. 46

5.3.2.4 Métodos na análise de gases dissolvidos no óleo ............................................. 47

5.4 AVALIAÇÃO DA DEGRADAÇÃO DA ISOLAÇÃO SÓLIDA DE

EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS .................................................................................... 56

5.4.1 Degradação do papel isolante e o grau de polimerização ............................ 56

5.4.2 Processos de degradação do sistema papel/óleo isolante ............................. 56

5.4.3 Procedimentos para a aplicação das técnicas ............................................... 57

5.5 ENSAIO DE CORRENTE E TENSÃO ELÉTRICA ....................................... 63

5.6 ENSAIOS DAS CARACTERÍSTICAS DIELÉTRICAS DA ISOLAÇÃO ..... 65

5.6.1 Ensaio de resistência de isolamento .................................................................. 65

5.6.1.1 Fatores que afetam a resistência de isolamento ................................................ 66

5.6.1.2 Índice de absorção dielétrica ............................................................................. 67

5.6.1.3 Índice de polarização ........................................................................................ 67

5.6.1.4 Correção da temperatura de ensaio ................................................................... 68

xii

5.6.1.5 Perdas dielétricas .............................................................................................. 70

5.6.1.6 Ensaios de resistência dc na avaliação do isolamento ...................................... 71

5.7 END - ENSAIOS NÃO DESTRUTIVOS ........................................................ 72

5.7.1 Ensaio de emissão acústica ............................................................................. 72

5.7.2 Medição de ruído e vibração .......................................................................... 73

5.7.3 Medição de descargas parciais ....................................................................... 73

5.7.4 Ensaios de endoscopia ou boroscopia ............................................................ 74

6 A TÉCNICA PREDITIVA NO AMBIENTE DA SUBESTAÇÃO .............. 75

6.1 INTRODUÇÃO ................................................................................................ 75

6.2 ENSAIO DE TERMOGRAFIA ........................................................................ 75

6.3 ENSAIOS DO ÓLEO ISOLANTE ................................................................... 78

6.4 ENSAIOS NÃO DESTRUTIVOS .................................................................... 83

6.4.1 Detecção de descargas parciais ...................................................................... 83

6.4.2 Técnica de inspeção visual ............................................................................. 85

7 CONCLUSÕES ............................................................................................... 88

8 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .......................................................... 89

1

1 INTRODUÇÃO

1.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS

Durante o desenvolvimento tecnológico do último século as subestações de energia

passaram por grande revolução no que diz respeito aos seus projetos. Muitas técnicas

precisaram ser desenvolvidas e mão-de-obra qualificada passou a ser cada vez mais

necessária. Juntamente com os novos avanços surgiu a necessidade de otimização de

processos e com ela a manutenção se tornou cada vez mais indispensável, principalmente

devido às questões econômicas. Como vamos ver no Capítulo 2, os conceitos de

manutenção apresentam-se em duas definições: corretiva e preventiva.

1.2 OBJETIVOS

Este trabalho tem por objetivos apresentar e discorrer sobre as técnicas preditivas

de manutenção elétrica, às quais servem de guia para o engenheiro de manutenção e ser

um complemento do material didático para as aulas de Manutenção e Operação de

Equipamentos Elétricos. Por meio de uma apresentação técnica e concisa, esse material

auxiliará o aluno e também facilitará a ação do professor, já que incorpora suas anotações

pessoais sobre o tema além de acrescentar conteúdo para uma melhor compreensão de

manutenção de transformadores elétricos.

Neste estudo será feita a apresentação dos conceitos e das técnicas preditivas

utilizadas na manutenção de equipamentos elétricos. Voltado para os alunos de

engenharia elétrica e profissionais do ramo, este trabalho apresentará aspectos teóricos e

práticos o que inclui a apresentação dos ensaios utilizados na manutenção e a descrição

de cada um. Este projeto de graduação será focado na manutenção de transformadores de

subestações de energia elétrica, limitando-se a apresentar o teor de acordo com as normas

estabelecidas pela ABNT e outros órgãos pertinentes, bem como o conteúdo teórico

verificado na bibliografia consultada.

1.3 MOTIVAÇÃO

Devido ao crescimento dos centros urbanos, se faz necessária a manutenção da

qualidade dos serviços prestados pelas concessionárias de energia elétrica e da sua

2

confiabilidade frente ao consumidor, além disso a disponibilidade dos equipamentos é

foco essencial na linha produtiva e no controle de custos nas indústrias. Este trabalho tem

por prioridade apresentar as técnicas preditivas necessárias para se manter o bom

funcionamento dos Transformadores de Potência, equipamento indispensável em

qualquer subestação.

Além disso, como vimos, este TCC servirá de complemento ao material didático da

disciplina Manutenção e Operação de Equipamentos Elétricos, lecionada pelo professor

Jorge Nemésio Sousa, no DEE - Departamento de Engenharia Elétrica da Escola

Politécnica da UFRJ - Universidade Federal do Rio de Janeiro.

1.4 IMPORTÂNCIA DO ESTUDO

A disciplina Manutenção e Operação de Equipamentos Elétricos, aborda um tema

bastante amplo e complexo, o qual exige constante atualização referente ao conhecimento

das técnicas de execução dos ensaios nos equipamentos, da importância de cada um e

quais tecnologias utilizadas.

1.5 LIMITAÇÕES DO ESTUDO

O tema contemplado possui uma grande área de conhecimento, de maneira que cada

técnica discutida e instrumento apresentado poderia servir de assunto para novos projetos

de graduação, dada a grande quantidade de conteúdo sobre técnicas preditivas de

manutenção.

Com o objetivo de apresentar um trabalho rico em conteúdo, mas sem perder o foco

e a didática, o material foi moldado seguindo as normas sobre o assunto, assim como

catálogos e estudos específicos que abordassem o tema escolhido, os quais estão

indicados nas referências.

3

2 REVISÃO TEÓRICA

2.1 APRESENTAÇÃO

Este TCC trará um tema amplo e importante para a área da Engenharia Elétrica, que

são as técnicas preditivas de manutenção aplicadas a subestações elétrica. Tendo como

motivação a atualização da apostila da disciplina Manutenção e Operação de

Equipamentos Elétricos e a apresentação das técnicas preditivas de manutenção elétrica

no ambiente de uma subestação de energia, houve uma preocupação quanto à didática e

delimitação do tema afim de tornar o documento o mais claro possível para os estudantes.

O projeto tomou como base o material didático do professor Jorge Nemésio Sousa,

a literatura especializada (livros e artigos) e os documentos técnicos acerca do assunto,

como manuais de equipamentos e normas técnicas pertinentes. Ele foi estruturado de

forma que os conceitos, definições e descrições sejam apresentados primeiro e

posteriormente a aplicação, com o intuito de favorecer a compreensão do tema.

Neste capítulo serão apresentados o significado de manutenção e das técnicas

preditivas e sua importância.

2.2 CONTEXTUALIZAÇÃO HISTÓRICA

Conforme MOUBRAY (1997), historicamente, pode-se dividir a manutenção em

três períodos distintos [1]:

Primeiro período: anterior a segunda Guerra Mundial, denominado como

manutenção da 1ª geração onde a disponibilidade dos equipamentos e a

preocupação pela prevenção das falhas não eram prioridades. Os equipamentos

eram superdimensionados, os projetos eram simples e o seu reparo de fácil

execução. A limpeza e a lubrificação eram suficientes, não havendo necessidade

de fazê-los de forma sistemática.

Segundo período: denominado manutenção de 2ª geração, iniciou-se na década

de 1950, onde o pós-guerra gerou crescente demanda por produtos impulsionando

a mecanização das indústrias, com máquinas numerosas e complexas. Planos de

manutenção preventiva eram elaborados e passou a existir a preocupação com os

tempos de parada dos equipamentos produtivos. O conceito de manutenção

4

preventiva surge, então, aparecendo também a consideração de que as falhas nos

equipamentos podiam e deviam ser previstas. Os custos de manutenção elevaram-

se sendo necessário maior controle.

Terceiro período: iniciado em meados da década de 1970, foi denominado

manutenção da 3ª geração. Neste período buscou-se novas maneiras de maximizar

a vida útil dos equipamentos produtivos, passando a existir a preocupação com

alta disponibilidade e confiabilidade, sem proporcionar nenhum dano ao

ambiente, ter maior segurança, maior qualidade do produto e custos sob controle.

Com o passar das décadas a manutenção está sempre tomando novos rumos e

caminhando cada vez mais próxima da operação, como pode ser visto na Figura 2.1. Hoje,

sua gestão é integrada e envolvida com as estratégias e objetivos estratégico da empresa,

tendo a produção como foco principal.

Figura 2.1 - Contexto histórico

Fonte: FONSECA (2014) [2]

2.3 CONCEITOS DE MANUTENÇÃO E A TÉCNICA PREDITIVA

Conforme NEMÉSIO SOUSA (2018), a manutenção pode ser dividida em duas

definições [3].

Manutenção Corretiva: conjunto de ações executada quando um equipamento

apresenta uma falha ou defeito que ocasiona a parada parcial ou total de sua

operação. A manutenção corretiva pode ser não programada, em que ocorre uma

parada forçada devido o surgimento de uma falha não monitorada inesperada; ou

5

programada, neste caso a parada do processo produtivo é planejada e o defeito ou

a falha são corrigidos.

Manutenção Preventiva: interferir no equipamento antes que ele pare de operar,

de uma forma programada, baseada na experiência, estatística ou outro tipo de

avaliação, analisando a conveniência ou não da parada do equipamento.

A manutenção preventiva pode ser subdividida em:

Rotina: efetuada com o equipamento em operação.

Inspeção: acompanhamento do estado do equipamento usando sentidos humanos.

Sistemática: baseada na duração do funcionamento.

Preditiva: acompanhamento estatístico dos parâmetros de funcionamento do

equipamento.

Seletiva: efetuada após término da vida útil.

O conceito de manutenção preventiva surgiu como uma alternativa para reduzir

gastos, porém com o avanço do conhecimento e com o aparecimento dos grandes centros

urbanos, foi necessário diminuir ainda mais os custos e aumentar a confiabilidade dos

sistemas elétricos. Assim, foram surgindo técnicas preditivas de manutenção elétrica, um

conjunto de procedimentos, baseado em parâmetros analisados, com a finalidade de

estudar as condições operacionais de um determinado equipamento.

Por meio da medição criteriosa dos dados adquiridos, pode-se chegar a um bom

diagnóstico sobre o funcionamento do equipamento. As técnicas preditivas têm por

objetivo guiar a programação e a execução da manutenção preventiva e evitar paradas

não programadas às quais podem trazer grandes prejuízos, como interrupção do processo

produtivo, multas e queda na confiabilidade dos serviços prestados.

As técnicas preditivas de manutenção têm como parâmetros de análise, grandezas

mecânicas ou elétricas dos equipamentos. Tendo conhecimento desses parâmetros,

podem-se fazer diagnósticos que verificam o estado dos sistemas instalados. A vantagem

de se conhecer, antecipadamente, a performance dos equipamentos é poder acompanhar

a sua evolução durante o seu tempo de vida útil e assim, predizer o surgimento de uma

potencial falha ou defeito.

O grande trunfo do acompanhamento preditivo é reduzir os intervalos de reparo e

a frequência da manutenção corretiva, tornando os equipamentos mais eficientes e

6

aumentando sua disponibilidade. Pode-se imaginar que as técnicas de predição são

dispendiosas em primeira instância, contudo, elas têm se tornado tão essencial para os

processos que a ação se tornou uma atividade produtiva.

Conforme NEMÉSIO SOUSA, o passo a passo do processo preditivo, pode ser

resumido da seguinte forma [3].

Registros periódicos das variações dos parâmetros.

Diagnóstico dessas variações com a predição da natureza, modo e momento de

falha.

Utilização de adequadas metodologias e instrumentação de monitoração para

detectar o que muda, isto é, a causa e efeitos dos defeitos intermediários.

Acumular experiência sobre:

Escolha dos equipamentos produtivos que necessitam de monitoramento do

estado de operação.

Determinação dos parâmetros a serem acompanhados.

Controle e análise do quadro de variação desses parâmetros.

Diagnóstico do estado do equipamento com base nessa análise.

Desenvolver um sistema de informações rápido e eficiente que forneça dados

históricos sobre os equipamentos submetidos ao acompanhamento preditivo tais

como:

Banco dos dados completos das ocorrências: os tipos de defeito ou falha, os

componentes que falharam ou que foram afetados etc.

Uso de recursos de informática.

Programas especialistas de predição e análise de tendências.

O esquema simplificado dos procedimentos de manutenção pode ser visto na Figura

2.2.

7

Figura 2.2 - Procedimento para manutenção

Fonte: MARQUES et al (2013) [4]

2.4 APLICANDO AS TÉCNICAS PREDITIVAS DE MANUTENÇÃO

Durante o tempo de operação de um equipamento ocorrem variações das suas

características e, ao estudá-las, é possível diagnosticar qual o estado atual do objeto

avaliado.

Para executar a manutenção, é de grande importância a utilização de softwares

adequados e instrumentos específicos. As condições necessárias para a aplicação da

metodologia são:

Medir e acompanhar a evolução dos parâmetros selecionados utilizando

instrumentos e software adequados.

Desenvolver um processo de acompanhamento sistemático do estado e

comportamento do equipamento.

Criar um programa de planejamento e programação da manutenção.

Avaliar as causas das falhas incipientes para que a ação mais adequada possa ser

implementada.

8

2.5 OBJETIVOS DAS TÉCNICAS PREDITIVAS DE MANUTENÇÃO

A aplicação das técnicas preditivas tem como motivação maximizar a vida útil dos

equipamentos e aumentar a sua confiabilidade e disponibilidade. Além disso, esse modelo

de acompanhamento do estado do sistema torna o processo produtivo mais rentável, tanto

pelo ponto de vista técnico quanto financeiro. Segundo NEMÉSIO SOUSA, as técnicas

preditivas de manutenção têm como foco os seguintes objetivos [3].

Determinar antecipadamente a necessidade de intervenções em um componente

específico de uma máquina e permitir que a manutenção seja programada e sem

impacto nas operações da empresa.

Eliminar a abertura de acessos ou desmontagem de equipamentos para

intervenções.

Reduzir as intervenções corretivas e as paradas não programadas.

Impedir o aumento de danos e acidentes.

Potencializar a vida útil de diversos componentes.

Aumentar a confiabilidade das máquinas e dos serviços prestados pelos

equipamentos monitorados.

E quanto às vantagens:

Intervenções corretivas programadas, que custam menos e evitam perdas de

produção.

Diminuição de problemas porque as máquinas e equipamentos são mantidos

dentro de suas conformidades e parâmetros recomendados.

Otimizar a manutenção, de forma a diminuir (em alguns casos até eliminar) a

necessidade de equipamentos reservas e estoque de peças sobressalentes.

Oferecer dados seguros sobre a frequência e modo das falhas e dos componentes

envolvidos, dando margem para um melhor dimensionamento do almoxarifado e

da política de materiais e sobressalentes.

Incentivar e fornecer dados para a procura de fornecedores de peças e

componentes de melhor qualidade.

A operação tem conhecimento periódico da situação das máquinas e

equipamentos, passando a se envolver e participar da manutenção, reduzindo as

surpresas e as consequências de reparos urgentes com baixa qualidade.

9

De maneira geral, a introdução da tem proporcionado uma redução de 15% a 20%

do custo, quando comparada com a manutenção clássica.

Detectar defeitos intermediários e orientar a tomada de decisão e as ações, antes

que o processo degenerativo conduza o equipamento a um defeito paralisador, isto

é, a falha.

2.6 ALGUNS PARÂMETROS A SEREM MONITORADOS

Para a aplicação das técnicas de predição é necessário o monitoramento dos

parâmetros adequados. Devemos escolher, de antemão, quais grandezas serão avaliadas.

Algumas delas estão apresentadas na Tabela 2.1.

Tabela 2.1 - Grandezas para estudo.

Parâmetros Avaliados pelas Técnicas Preditivas

Corrente e Tensão Oscilações de frequência

Fator de desequilíbrio da corrente e da

tensão

Perdas em equipamentos de

transformação

Frequência Número de operação

Potência Temperatura

Demanda Pressão

Energia Vazão

Fator de Potência Ruídos

Harmônicos e DHT Desgastes

Curvas de carga Corrosão

Vazamentos Corrente Interrompida

Vibração Tensão de fechamento de disjuntores

Grandezas Dielétricas Corrente de abertura

Registros de Eventos Distorção de formas de ondas

Transitório de Tensão Variação de tensão de curta e longa

duração Fonte: NEMÉSIO SOUSA [3].

10

2.7 ENSAIOS APLICADOS NA TÉCNICA PREDITIVA

Uma vez que os parâmetros críticos, essenciais ao diagnóstico do estado do

equipamento, tenham sido determinados e selecionados, devem-se aplicar ensaios

responsáveis por fazer o acompanhamento da performance da grandeza de análise.

É importante saber o que se quer avaliar para que a escolha do ensaio seja a melhor

possível. Por exemplo, numa máquina elétrica pode-se monitorar a temperatura, a

vibração, o ruído ou o fator de potência. Já em um transformador pode-se avaliar também

a temperatura, o isolamento e o estado do óleo isolante, se for o caso. Para se monitorar

cada um desses parâmetros um ensaio específico deve ser utilizado. Segundo BARONI

(2002), estes ensaios podem ser classificados nas ‘famílias de especialização’ mostrada

na Tabela 2.2 [5].

Tabela 2.2 - Ensaios aplicados na técnica preditiva.

Ensaios Utilizados nas Técnicas Preditivas

Termometria Ensaios Dielétricos da Isolação

Análise Físico-Química de Óleos

Isolantes Emissão Acústica

Avaliação da Degradação da Isolação

Sólida de Equipamentos Elétricos

Avaliação dos Ruídos de Descargas

Parciais

Análise de Vibração Inspeção Visual

Cromatografia Gasosa Ensaios Elétricos

Cromatografia Líquida de Alta Eficiência

– HPLC

Monitoramento de Parâmetros

Operacionais Fonte: BARONI [5].

Aplicando as técnicas e os ensaios adequados de acordo com o parâmetro que se

quer estudar, é possível identificar defeitos ou falhas incipientes, muitas vezes sem

precisar interromper o processo produtivo da indústria ou da subestação. Além disso,

conhecendo os problemas que possam surgir, é possível programar com antecedência a

manutenção afim de aumentar a segurança das pessoas, a disponibilidade e confiabilidade

dos equipamentos, reduzindo prazos e custos das intervenções.

11

3 METODOLOGIA DA PESQUISA

3.1 INTRODUÇÃO

Todo projeto final de graduação para ser de qualidade passa por uma etapa rigorosa

de pesquisa onde o assunto será estudado minunciosamente e a melhor forma de

apresentá-lo será decidida. Nesse Capítulo, serão apresentados os conceitos principais dos

métodos de pesquisa.

O trabalho de conclusão de curso possui a seguinte divisão.

Escolha do tema.

Objetivo do Estudo.

Revisão Bibliográfica.

Metodologia de pesquisa.

Desenvolvimento do projeto.

Conclusões e resultados.

3.2 DEFINIÇÃO DE PESQUISA

Pesquisa pode ser definida como o conjunto de atividades que tem por finalidade a

descoberta de novos conhecimentos no domínio científico, literário, artístico etc. Ou,

segundo SANTOS (2007), a “(...) atividade intelectual intencional que visa responder as

necessidades humanas. (...) pesquisar é o exercício intencional da pura atividade

intelectual, visando melhorar as condições práticas de existência [6]”.

Uma vez que as definições tenham sido apresentadas, pode-se dizer que a pesquisa

tem por fim investigar minunciosamente uma determinada área de interesse, no caso do

projeto, do domínio científico. Sua motivação básica é atender as necessidades humanas

e o melhorar o dia a dia do indivíduo e da sociedade.

3.3 CLASSIFICAÇÃO E TIPOS DE PESQUISA

Pesquisa pode ser caracterizada de diversas maneiras e tipos, de acordo com o

resultado que se quer obter ao pesquisar determinado assunto. Segundo SILVA e

12

MENEZES (2005) apud NEMÉSIO SOUSA (2018), dentre as diversas classificações que

se tem sobre pesquisa, pode-se citar a básica e a aplicada [7]. Quanto à forma de

abordagem, a quantitativa e a qualitativa. De acordo com as autoras, pesquisa básica

tem por objetivo gerar conhecimentos novos úteis para o avanço da ciência sem aplicação

prática prevista enquanto que na pesquisa aplicada o conhecimento gerado possui

aplicações práticas dirigidas à solução de um problema. Ainda segundo as autoras, pelo

ponto de vista da abordagem dos problemas, pesquisa quantitativa significa traduzir em

números, opiniões e informações para classificá-las e analisá-las. Requer o uso de

recursos e de técnicas estatísticas. Já na pesquisa qualitativa há uma relação dinâmica

entre o mundo real e o sujeito não traduzido em números, o ambiente natural é a fonte

direta para coleta de dados e o pesquisador é o instrumento chave. A interpretação dos

fenômenos e a atribuição de significados são básicas no processo de pesquisa qualitativa.

É descritiva e não requer métodos e técnicas estatísticas.

De acordo com GIL (1991) apud SILVA e MENEZES (2005), a pesquisa, quanto

aos seus objetivos, pode ser exploratória, a descritiva e explicativa [8].

Exploratória: visa proporcionar maior familiaridade com o problema com vistas

a torna-lo explícito. Envolve levantamento bibliográfico. Assume, em geral, as

formas de pesquisas bibliográficas e estudos de caso.

Descritiva: tem como foco descrever as características de determinada população

ou fenômeno. Assume, em geral, a forma de levantamento.

Explicativa: visa identificar os fatores que determinam ou contribuem para a

ocorrência dos fenômenos. Aprofunda o conhecimento da realidade porque

explica a razão das coisas. Quando realizada nas ciências sociais requer o uso do

método observacional. Assume, em geral, as formas de pesquisa experimental e

ex-post facto.

No que diz respeito aos procedimentos técnicos de coleta de dados, há os seguintes

tipos, conforme GIL apud SILVA E MENEZES: bibliográfica, documental,

experimental, levantamento, estudo de caso, ex-post facto, pesquisa ação e

participante [8].

Bibliográfica: quando elaborada a partir de material já publicado e constituído

principalmente de livros, artigos de periódicos e atualmente com material

disponibilizado na internet.

13

Documental: quando elaborada a partir de materiais que não receberam

tratamento analítico.

Experimental: quando se determina um objeto de estudo e selecionam-se as

variáveis que seriam capazes de influenciá-lo, definem-se as formas de controle e

de observação dos efeitos que a variável produz no objeto.

Levantamento: quando a pesquisa envolve a interrogação direta das pessoas cujo

comportamento se deseja conhecer.

Estudo de caso: quando envolve o estudo profundo e exaustivo de um ou poucos

objetos de maneiro que se permita o seu amplo e detalhado conhecimento.

Pesquisa ex-post facto: quando o experimento se realiza após os fatos.

Pesquisa Ação: quando concebida e realizada em estreita associação com uma

ação ou com a resolução de um problema coletivo. Os pesquisadores e

participantes representativos de situação ou do problema estão envolvidos de

modo cooperativo ou participativo.

Pesquisa Participante: quando se desenvolve a partir da interação entre

pesquisadores e membros das situações investigadas.

Uma vez sido apresentadas as definições que embasam o conceito de metodologia

de pesquisa, chega-se à conclusão que esse TCC é, quanto ao seu objetivo, uma pesquisa

aplicada pois ele trata de soluções práticas para a resolução de problemas. É tanto

qualitativo quanto quantitativo, pois aborda análises que utilizam estudos numéricos e

que são apresentadas via conceitos bem definidos. Além disso, o projeto é descritivo pois

trata de apresentar e aprofundar fenômenos elétricos e mecânicos e também bibliográfico

porque ele foi elaborado baseado em um material já publicado.

14

4 DESCRIÇÃO DOS TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA

4.1 OS TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA

O transformador de potência foi inventado por Michael Faraday e seu

funcionamento está baseado nas Leis de Faraday e de Lenz. Estes equipamentos podem

ser monofásicos ou trifásicos, são imprescindíveis nos sistemas elétricos de pequeno,

médio e grande portes e por meio deles é possível fazer o controle dos níveis de tensão e

corrente elétrica. Um exemplo de transformador de potência são os transformadores de

distribuição, capazes de reduzir as tensões da rede a níveis de usabilidade ou os de

transmissão, essenciais para elevar e abaixar as tensões nos circuitos de longas distâncias

entre subestação e consumidor.

O princípio físico por trás de um transformador é a indução eletromagnética. Neste

fenômeno o campo magnético é gerado pela corrente elétrica variável que flui pela bobina

de cobre do transformador, onde está sendo aplicada a tensão de entrada. O fluxo deste

campo induzido no ferro que compõe o núcleo do equipamento, gera uma corrente e uma

tensão nas demais bobinas do transformador cujos níveis são controláveis conhecendo-se

a quantidade de enrolamentos das bobinas. Por se basear na Lei de Faraday, tanto as

correntes elétricas quanto o fluxo magnético são variáveis em função do tempo, por isso

transformadores de potência são aplicados em sistemas de tensão alternada.

Os transformadores de potência podem ser divididos nos seguintes tipos principais:

Transformadores de potência a óleo (Figura 4.1): equipamentos que utilizam

óleo mineral ou vegetal para a refrigeração interna e como meio isolante principal

do transformador. Conforme a ABNT [9], líquido isolante deve ser mantido

dentro do nível de qualidade exigido pela NBR 10576, para que o funcionamento

do equipamento seja adequado, isto significa que, rigidez dielétrica, teor de água

e a presença de outros contaminantes devem ser monitorados periodicamente e,

se necessárias, medidas preventivas ou corretivas devem ser tomadas. A aplicação

de transformadores de potência a óleo isolante vai desde subestações industriais

até às subestações de concessionárias de energia.

15

Figura 4.1 - Transformador de potência refrigerado a óleo

Fonte: SIEMENS (2014) [10]

Transformadores de potência a seco (Figura 4.2): têm sua aplicação

recomendada em ambientes industriais ou prediais. Estes equipamentos possuem

ar como seu principal isolamento e as trocas de calor, para fins de refrigeração do

transformador, são feitas por contato direto com o meio ambiente externo.

Figura 4.2 - Transformador a seco

Fonte: SIEMENS [11]

16

4.2 Tipo de refrigeração

Os transformadores de potência, quando em operação, produzem calor devido às

correntes que fluem pelas bobinas dos lados de alta e baixa tensão. Esta energia é

proporcional à potência nominal do equipamento, parâmetro que influencia diretamente

o tamanho do transformador. Tendo em mente que o calor gerado pelos transformadores

deve ser dissipado para se manter a temperatura adequada ao seu funcionamento, sistemas

de resfriamento são instalados nesses equipamentos e atuam em função das temperaturas

máximas de operação, de maneira que o aquecimento esteja sempre de acordo com o

especificado por norma ou pelo fabricante.

Cada tipo de transformador possui um sistema de refrigeração específico. De

acordo com GILL (2008), a nomenclatura dos sistemas de refrigeração para

transformadores de potência a seco possui duas letras, em que a primeira corresponde ao

meio de circulação do resfriamento externo e a segunda é referente à natureza do

resfriamento externo. As designações dos sistemas de arrefecimento para transformadores

a seco, apresentam-se de duas formas [12]:

AA (Ar Ambiente): a troca de calor ocorre por meio da circulação natural de ar

ambiente pela estrutura do transformador de potência – Figura 4.2.

FA (Ar Forçado): a troca de calor é otimizada pelo bombeamento de ar no

transformador de potência que por sua vez, aumenta a taxa de transferência de

energia, tornando o resfriamento mais eficiente. Os ventiladores podem ser

instalados na base do transformador ou na estrutura do armário onde o

equipamento está inserido – Figura 4.3.

17

Figura 4.3 - Transformadores a seco com ventilação forçada

Fonte: SHANDONG [13] e ADELCO [14]

Em relação aos transformadores a líquido isolante, a ABNT, segundo a NBR 5356,

estabelece a regra para designação dos sistemas de refrigeração da seguinte maneira [15]:

Primeira letra: natureza do meio de resfriamento interno em contato com os

enrolamentos:

O: óleo mineral ou líquido isolante sintético de ponto de combustão ≤ 300 °C.

K: líquido isolante com ponto de combustão > 300 °C.

L: líquido isolante com ponto de combustão não mensurável.

Segunda letra: natureza da circulação do meio de resfriamento interno:

N: circulação natural por convecção através do sistema de resfriamento e dos

enrolamentos.

F: circulação forçada através do sistema de resfriamento e dirigida do sistema

de resfriamento, circulação por convecção dentro dos enrolamentos.

D: circulação forçada através do sistema de resfriamento e dirigida do sistema

de resfriamento pelo menos até os enrolamentos principais.

18

Terceira letra: meio de resfriamento externo

A: ar

W: água

Quarta letra: natureza da circulação do meio de resfriamento externo

N: convecção natural

F: circulação forçada (ventiladores e bombas)

As designações para sistemas de refrigeração a óleo mineral, conforme a NBR

5356, se dividem em quatro tipos principais [15]:

ONAN (Óleo Natural - Ar Natural): quando as trocas de calor no transformador

são dadas pela circulação natural de óleo pelos radiadores nas laterais da carcaça

devido às variações de temperatura no líquido isolante, correntes de convecção –

Figura 4.1.

ONAF (Óleo Natural - Ar Forçado): as trocas de calor são dadas pelas correntes

de convecção no transformador, contudo, por meio de ventiladores, o fluxo de ar

pelos radiadores é forçado para que a taxa de refrigeração seja maior – Figura 4.4.

Normalmente esse método é aplicado em transformadores de maior porte, quando

o sistema ONAN não é suficientemente eficiente na redução de temperatura.

19

Figura 4.4 - Transformador ONAF

Fonte: WEG [16]

OFAF (Óleo Forçado - Ar Forçado): as trocas ocorrem por meio das correntes

de convecção forçadas ao bombear o óleo mais quente por entre o radiador, que

por sua vez serve de intermediário para a troca de calor com o ar forçado pelos

ventiladores – Figura 4.5.

Figura 4.5 - Transformador OFAF

Fonte: ELNORD KRAFT [17]

20

OFWF (Óleo Forçado - Água Forçada): neste sistema, as trocas de calor são

feitas por meio das correntes de convecção forçadas, entretanto, diferentemente

da refrigeração OFAF, o agente trocador de calor é a água bombeada através dos

radiadores não mais o ar – Figura 4.6.

Figura 4.6 - Transformador OFWF

Fonte: SEA [18]

Designações para os sistemas de resfriamento de transformadores de potência

podem ser combinadas entre si quando o equipamento possuir mais de um modelo

instalado. Neste caso, o transformador possui mais de um estágio de refrigeração que são

etapas limitadas pela potência máxima suportada pelo sistema de resfriamento.

Quando a variação de temperatura é suficientemente grande a ponto do modo de

arrefecimento pré-estabelecido não ser mais eficiente na dissipação de calor, o sistema de

monitoramento do transformador automaticamente muda o estágio de refrigeração. Este

mecanismo torna a operação do equipamento mais segura e permite o seu funcionamento

com potência nominal mais elevada. Um exemplo de caso são os transformadores

ONAN/ONAF que possuem um jogo de ventiladores que podem ser colocados em

serviço, em função do carregamento. No primeiro estágio deste modelo, a refrigeração é

a Óleo Natural/Ar Natural e no segundo estágio, Óleo Natural/Ar Forçado.

A importância de se conhecer os sistemas de refrigeração de transformadores de

potência é a necessidade do conhecimento de como a temperatura pode interferir na

21

performance do equipamento. O engenheiro de manutenção deve ter em mente que este

parâmetro deve ser devidamente monitorado e compreendido, pois ele é capaz de indicar

as características de construção e interferir nas grandezas medidas.

22

5 DESCRIÇÃO DAS TÉCNICAS PREDITIVAS

5.1 INTRODUÇÃO

As técnicas preditivas de manutenção foram desenvolvidas com a intenção de

auxiliarem no diagnóstico do estado dos equipamentos em uma instalação. No Capítulo

2 foram apresentadas as definições por trás dos conceitos e o caráter analítico da

metodologia que guia os ensaios determinantes dos parâmetros de funcionamento de um

determinado equipamento, no caso o transformador de potência.

Transformadores são equipamentos estratégicos em qualquer sistema elétrico de

distribuição, transmissão ou medição em corrente alternada. Por ser um item de alta

importância nas subestações e de custo elevado, o acompanhamento do seu estado de

operação constitui um dos focos principais das empresas de energia e indústrias, pois a

disponibilidade e a confiabilidade do sistema dependem do funcionamento normal do

transformador.

O resultado das técnicas preditivas guia a engenharia de manutenção quanto a ação

mais adequada a ser tomada. Quando a ação exige somente a manutenção preventiva, o

planejamento permite a redução da ocorrência de possíveis danos e custos inerentes à

atividade. Por outro lado, em caso de urgência ou de emergência, o estado do

transformador pode exigir uma manutenção corretiva. Nesta situação o problema pode

acarretar na substituição de um componente do transformador ou do próprio equipamento

por uma unidade reserva. Este contexto é o mais complexo e dispendioso pois pode exigir

interrupção não planejada, causando indisponibilidade do equipamento, além da queda

no fornecimento de energia.

Tendo em mente a importância das técnicas preditivas de manutenção elétrica, neste

Capítulo serão apresentados os ensaios necessários para a sua aplicação.

5.2 TERMOMETRIA, A ANÁLISE DE TEMPERATURA

A temperatura é um dos parâmetros mais simples de se analisar e por isso um dos

principais a se levar em consideração na manutenção de equipamentos elétricos. Mesmo

sendo a grandeza mais simples de avaliar, ela pode indicar avarias graves no equipamento

elétrico além de servir de base para o estudo do status operacional do objeto de análise.

23

Um exemplo de caso onde a temperatura pode indicar mau funcionamento é no

sobreaquecimento de disjuntores ou em conexões elétricas frouxas.

5.2.1 A Termografia

A técnica de sensoriamento remoto que permite a análise da temperatura por meio

de termogramas ou indicação numéricas é conhecida como Termografia, uma técnica de

inspeção não destrutiva e não invasiva. Todo corpo acima do zero absoluto emite radiação

eletromagnética na banda do infravermelho, a partir dessa emissão as medições térmicas

são executadas para que dessa forma, possam ser identificados os pontos de temperatura

acima do valor de referência pré-definido.

A termografia pode ser classificada em dois tipos, de acordo com o instrumento

empregado e objetivo requerido. Os quais são:

Qualitativa: método de termografia que visa medir a variação da temperatura

aferida com relação às diferenças nos padrões de distribuição térmicos.

Quantitativa: método de termografia cujo objetivo é obter informações do objeto

de análise por meio da medição direta da temperatura.

5.2.1.1 Métodos de medição de temperatura

I. Termômetro de Contato

Termômetros são instrumentos utilizados para realizar a medição de temperatura

por contato direto com um objeto e estão presentes nos transformadores de potência –

Figura 5.1. O funcionamento do instrumento se baseia na dilatação do gás numa câmara

de expansão em função da temperatura e por meio de uma escala de medida devidamente

calibrada, a medição pode ser executada.

24

Figura 5.1 - Termômetro para transformadores.

Fonte: WOLER [19]

II. Radiometria

O radiômetro é um instrumento digital utilizado no acompanhamento da

temperatura na superfície de um equipamento e a técnica na qual ele é aplicado chama-se

Radiometria – Figura 5.2. Nessa técnica o radiômetro utiliza um laser incidente sobre a

superfície de interesse e o instrumento faz a medida em vários pontos distintos da área

analisada. A temperatura mostrada não é a aferida pelo laser incidente e sim a média das

temperaturas de cada ponto da área da superfície.

A utilização do radiômetro apesar de simples requer cuidado pois a superfície

monitorada deve ser igual ou maior do que a área que o equipamento está monitorando.

Caso essa restrição não seja obedecida, o instrumento pode fazer medidas de temperatura

fora da superfície o que irá retornar um valor errado na aferição. No manual do radiômetro

pode-se entender melhor a relação entre a área monitorada e a distância do instrumento à

superfície.

25

Figura 5.2 - Radiômetro de alta resolução

Fonte: VERATTI [20]

III. Termovisores

No ensaio de termografia são utilizadas câmeras termográficas ou termovisores,

instrumentos capazes de captar a radiação infravermelha emanada por qualquer corpo

acima do zero absoluto e processá-la em uma imagem visível em uma tela LCD – Figura

5.3. A vantagem destes instrumentos é a possibilidade de fazer a inspeção visual da

distribuição da temperatura em tempo real, que por sua vez permite a detecção de pontos

quentes e frios da área de interesse. Esta facilidade permite o diagnóstico mais rápido das

condições de operação do equipamento.

Figura 5.3 - Termovisor e câmera termográfica

Fonte: FLIR [21]

26

5.2.1.2 Inspeção termográfica

Como mencionado na introdução do tema, a termografia é uma técnica não

destrutiva que permite a análise das condições de operação de um determinado

componente ou equipamento monitorando somente a temperatura ou a distribuição do

parâmetro em uma área selecionada. A técnica pode ser empregada no monitoramento

de:

Conexões, conectores, painéis e equipamentos elétricos em geral.

Refratários de fornos, estufas, reatores, chaminés.

Verificação de purgadores de vapor.

Determinação de nível de tanques de armazenamento.

Detecção de entradas de ar em condensadores.

Vazamentos em válvulas.

Dentre as vantagens de se aplicar a termografia como uma técnica preditiva de

manutenção está a não necessidade de contato direto com o objeto sob análise e a não

interferência do processo produtivo. Contudo, como todo método, a termografia também

apresenta limitações como a necessidade de visualizar o objeto diretamente, condições

ambientais adequadas, a relação com a corrente de operação do equipamento e a

emissividade da superfície.

5.2.1.3 Fatores que influenciam as leituras termográficas

O ensaio de temperatura pode ser muito útil como uma técnica preditiva, contudo

os instrumentos utilizados devem ser devidamente calibrados, configurados e

parametrizados, e as medições, sempre que necessárias, precisam passar por correções

para que a condição do equipamento seja corretamente monitorada. A primeira etapa que

se deve seguir é o conhecimento dos fatores que influenciam as leituras termográficas.

Esses fatores são a emissividade da superfície do material, a velocidade do vento, a

carga de operação no momento da medição e a distância do instrumento para a área do

equipamento.

27

I. Emissividade

SOARES (2005) apud NEMÉSIO SOUSA (2018), em seu trabalho, afirma que “a

capacidade de um corpo em emitir radiação eletromagnética é dada pela sua emissividade

(ε), que pode variar entre 0 e 1.

Emissividade é a relação entre energia irradiada por um corpo negro real e que seria

irradiada por um corpo ideal (corpo negro ou emissor perfeito) com máxima capacidade

de emissão.

Portanto, a emissividade determina a maior ou menor quantidade de energia que

um corpo emite, em um dado comprimento de onda.

Um corpo não negro (ε < 1) sempre emite, proporcionalmente, menor energia que

um corpo negro, à mesma temperatura” [22].

Influência da Emissividade

A emissividade está diretamente relacionada com as características da superfície do

componente, tais como: composição, textura, ocorrência de óxidos etc. Um exemplo

da influência da emissividade da superfície de um corpo é a distribuição de temperatura

que um termovisor apresenta na imagem termográfica. As cores em um termograma

variam em função da emissividade do objeto e da sua adjacência.

Os componentes elétricos possuem uma classificação segundo o material do qual

são feitos. Desta forma, a emissividade pode ser determinada de acordo com um valor

tabelado, como vemos nas Tabelas 5.1 e 5.2.

Tabela 5.1 - Emissividade de materiais não-metálicos.

Material Limpo Sujo - Poeira

Porcelana 0,1 – 0,2 0,8 – 0,95

Borracha 0,7 – 0,8 0,8 – 0,95

Fonte: VERATTI (1992) apud SOARES [23].

28

Tabela 5.2 - Emissividade de materiais metálicos.

Metal Polido Ligeiramente

oxidado ou pintado Severamente oxidado

Alumínio e suas

ligas 0,09 0,24 – 0,35 0,67 – 0,95

Cobre e suas ligas 0,05 0,39 – 0,50 0,78 – 0,95

Aços 0,07 0,52 – 0,60 0,82 – 0,94


II. Velocidade do vento

O vento pode influenciar na medição da temperatura caso sua velocidade esteja

entre 1 e 7 m/s pois nessas condições ocorre dissipação do calor gerado na superfície

monitorada. A ventilação funciona como uma refrigeração forçada. Contudo, pode-se

fazer a correção da temperatura ao utilizar a Equação 5.1 ou a Equação 5.2 [22].

∆𝑇2 = ∆𝑇1(𝑉1 𝑉2)⁄ 0.448 (5.1)

ou

∆𝑇2 = ∆𝑇1𝐹𝐶𝑉 (5.2)

Em que:

∆T1 - Diferença de temperatura no momento da medição.

∆T2 - Diferença de temperatura corrigida para o intervalo de velocidade do vento.

V1 - Velocidade máxima do vento no momento da leitura.

V2 - Velocidade mínima do vento no momento da leitura.

FCV - Fator de correção da velocidade do vento.

A fim de facilitar o cálculo da correção da temperatura, foi criada a Tabela 5.3 com

diversos valores medidos do FCV.

Tabela 5.3 - Valores de FCV para correção da temperatura na Termografia.

Fator de Correção da Velocidade do Vento (FCV)

Velocidade do Vento FCV

1 m/s (3,6 km/h) 1,00

2 m/s (7,2 km/h) 1,37

29

Velocidade do Vento FCV

3 m/s (10,8 km/h) 1,64

4 m/s (14,4 km/h) 1,86

5 m/s (18 km/h) 2,06

6 m/s (21,6 km/h) 2,23

7 m/s (25,2 km/h) 2,39

Fonte: SOARES (2005) apud NEMÉSIO SOUSA (2018) [22].

Essa Tabela 5.3 pode servir de grande auxílio ao engenheiro de manutenção,

contudo a informação da velocidade do vento pode ser inviável de se obter no momento

da medição. Uma solução alternativa para se estimar essa velocidade do vento é avaliar

os efeitos observáveis do ambiente. A partir desses efeitos faz-se uma correlação com a

velocidade do vento e dessa forma, obtêm-se o FCV. A Tabela 5.4 apresenta alguns dados

que podem ser utilizados para essa avaliação.

Tabela 5.4 - Descrição do efeito observável da velocidade do vento.

Velocidade do

Vento (m/s) Descrição Efeito Observável

0 – 0,5 (1,8 km/h) Calmo A fumaça do cigarro sobe verticalmente

0,5 - 1 (3,6 km/h) Quase Calmo A fumaça do cigarro apenas indica a

direção do ar

1 - 3 (10,8 km/h) Brisa Leve O vento é sentido no rosto. Movem-se as

folhas e agitam-se as bandeiras

3 – 5 (18 km/h) Vento Fresco Folhas e ramos em movimentos

constantes. Estendem-se as bandeiras

5 – 8 (21,6 km/h) Moderado Arrasta a terra e ramos. Trepidam as

bandeiras

8 – 11 (25,2 km/h) Regular Os arbustos com folhas se inclinam. As

bandeiras trepidam mais fortemente

Fonte: NEMÉSIO SOUSA [3]

III. A Temperatura e a Corrente de Operação

Um fator fortemente influente no diagnóstico das condições do equipamento na

termografia é a corrente de operação do circuito. Quanto maior for essa corrente, maior

será a energia dissipada por efeito joule nas conexões desse circuito - 𝑃 = 𝑅(𝑡)𝐼2. Para

30

se diagnosticar precisamente o estado da conexão é importante corrigir a temperatura em

função da relação da corrente nominal de operação do sistema. Para tal, utiliza-se a

Equação 5.3 ou Equação 5.4 [3].

∆𝑇2 = ∆𝑇1(𝐼𝑛 𝐼)⁄ 2 (5.3)

ou

∆𝑇2 = ∆𝑇1𝐹𝐶𝐶 (5.4)

Em que:

ΔT1 - Diferença de temperatura no momento da medição.

ΔT2 - Diferença de temperatura corrigida para a corrente nominal.

In - Corrente nominal dos condutores.

I - Corrente de carga dos condutores no momento da medição.

FCC - Fator de correção da corrente.

5.2.1.4 Considerações sobre a termografia elétrica

Resumidamente, ao efetuar o procedimento de termografia deve-se atentar a três

pontos básicos na avaliação do estado do conector:

A diferença recomendada de temperatura entre o objeto e o ambiente deve ser

menor do que 60°C.

Se necessário, a temperatura deve ser corrigida em função da emissividade da

superfície do material (FCE), da velocidade do vento (FCV) e da corrente de carga

no momento da medição (FCC): ΔTcorrigido = ΔTmedido × FCE × FCV × FCC.

A correção da temperatura em função da corrente de carga: ΔTcorrigido =

ΔTmedido(In/I)2 = ΔTmedido × FCC.

5.2.1.5 O MAA e o LMTA

Quando se quer fazer o levantamento do estado de um equipamento utilizando a

termografia é sempre importante ter valores de referência, os quais podem guiar o

31

diagnóstico do caso. Um desses valores de referência é o Máximo Aquecimento

Admíssivel – MAA. Esse parâmetro é calculado como mostrado na Equação 5.5 [22].

𝑀𝐴𝐴 = 𝐿𝑀𝑇𝐴 − 𝑇𝐴 (5.5)

Em que

LMTA - Limite Máximo de Temperatura Admissível.

TA - Temperatura ambiente ou temperatura média local.

Todo material possui um aquecimento máximo previsto no projeto em função do

limite máximo de temperatura admissível e da temperatura ambiente. Para uma operação

normal, o aquecimento medido deve estar abaixo do valor máximo permitido.

O LMTA é um parâmetro intrínseco ao componente e vem especificado no manual

do equipamento. Caso a grandeza não seja conhecida, recomendam-se os valores de

referência [23]:

LMTA = 90°C para conexões e componentes metálicos.

LMTA = 70°C para cabos isolados.

Alguns exemplos de LMTA para equipamentos mais utilizados pode ser visto nas

e Tabela 5.5 e Tabela 5.6.

Tabela 5.5 - Exemplos de LMTA para alguns componentes.

Componente Temperatura (°C)

Fios e Cabos – Dependem da classe de isolação 70 a 110

Cabos isolados até 15 kV 70

Conexões e barramentos de BT 90

Conexões de Linha de Transmissão Aérea 70

Conexões recobertas de prata ou níquel 90

Conectores de AT 90

Conexões – fusíveis, disjuntores, isoladores, muflas 60

Transformadores a óleo – ponto mais quente 80

Régua de bornes 60 a 70

32

Componente Temperatura (°C)

Fusíveis Gerais de BT – corpo 100

Banco de Capacitores 60

Secionadores 50 a 60

Conexões em geral 70 a 90

Conexões aparafusadas 90

Conexões de saída de transformadores 80

Transformador a óleo 65

Fonte: SOARES apud NEMÉSIO SOUSA [22].

Tabela 5.6 - LMTA para transformadores a seco em função de sua classe térmica.

Equipamento Classe Térmica Temperatura (°C)

Transformadores a seco – ponto mais

aquecido

105 65

130 90

155 115

180 140 Fonte: SOARES apud NEMÉSIO SOUSA (2018) [22].

Uma vez que tenhamos o MAA, nós comparamos o parâmetro com a temperatura

corrigida (ΔTcorrigido). No caso dela estar acima do valor de referência, o componente,

conexão ou equipamento deve ser considerado com defeito. Uma intervenção imediata

deve ser executada quando a temperatura medida corrigida está acima de 50% do máximo

aquecimento admissível.

5.2.1.6 Avaliação e diagnóstico com o ΔTcorrigido

Uma vez que o levantamento das temperaturas seja feito e as correções necessárias

tenham sido executadas, a partir dos dados do LMTA, o aquecimento corrigido

(ΔTcorrigido) pode ser classificado, estabelecendo-se a criticidade a partir da comparação

do ΔTcorrigido com o MAA. Esse critério é conhecido como CFCA - Critério Flexível de

Classificação de Aquecimentos Elétricos [23]. Na Tabela 5.7, pode-se ver o diagnóstico

do caso de acordo com a comparação entre as temperaturas, assim como a ação necessária

para resolução do problema.

33

Tabela 5.7 - CFCA - Critério Flexível de Classificação de Aquecimentos Elétricos.

CFCA - Critério Flexível de Classificação de Aquecimentos Elétricos

Comparação ΔTcorrigido × MAA Diagnóstico Ação

1,2MAA≤ ΔTcorrigido Falha Iminente Crítico

0,9MAA≤ ΔTcorrigido < 1,2MAA Falha Certa Intervenção Imediata

0,6MAA≤ ΔTcorrigido < 0,9MAA Falha Provável Intervenção Programada

0,3MAA≤ ΔTcorrigido < 0,6MAA Suspeito de Falha Observação

ΔTcorrigido < 0,3MAA Normal Normal


O estudo que foi feito até o momento leva em conta a temperatura do equipamento

sem correlacioná-la com os objetos adjacentes. É importante ter atenção a esse aspecto

pois os critérios de manutenção variam em função da diferença de temperatura entre o

componente e seu adjacente. Pode-se adotar as recomendações descritas da Tabela 5.8 a

Tabela 5.10.

Tabela 5.8 - Variação da temperatura e providência de manutenção

ΔT (°C) Providências de Manutenção

0 a 5 Não há necessidade de manutenção

5 a 10 Conector suspeito, reaperto e observação

10 a 35 Revisão urgente, substituição

> 35 Emergência, reparo ou troca imediata

Fonte: FURNAS (1989) apud NEMÉSIO SOUSA (2018) [25].

Tabela 5.9 - Variação da temperatura e providência de manutenção para conexões prensadas


≤ 15 Manter observação

16 a 25 Correção no prazo máximo de quatro meses

> 25 Correção urgente e imediata

Fonte: SISTEMA CATAGUAZES (2005) apud NEMÉSIO SOUSA (2018) [26].

Tabela 5.10 - Variação da temperatura e providências de manutenção para conexões

aparafusadas


≤ 15 Manutenção programada

16 a 25 Correção no prazo máximo de quatro meses

34


26 a 35 Correção no prazo máximo de dois meses

36 a 50 Correção urgente no prazo máximo de uma semana

> 50 Correção urgente e imediata

Fonte: SISTEMA CATAGUAZES apud NEMÉSIO SOUSA [26].

Uma vez selecionadas as providências a serem tomadas, basta seguir as instruções

de procedimentos apresentados na Tabela 5.11 - diferença de temperatura objeto –

adjacente.

Tabela 5.11 - Procedimentos adotados nas técnicas preditivas de manutenção.


0 a 10 Reapertar no torque certo. Nova leitura após 1h. Caso persista,

programar manutenção corretiva.

10 a 35 Retirar o conector, limpar as superfícies entre condutor e conector.

Aplicar pasta inibidora da oxidação

> 35 Retirar de operação e substituir. Analisar as causas do aquecimento.

Fonte: NEMÉSIO SOUSA [3].

5.2.1.7 Critério baseado no nível de criticidade

Conforme C. FILHO (2012), “a termografia não deve avaliar uma ocorrência

apenas considerando a sua Gravidade Térmica (GT) para determinar uma intervenção

imediata ou não. A avaliação também deve determinar a Prioridade Operacional (PO) da

instalação.

Tão ou mais importante que estas duas variáveis, ainda há a Tendência Térmica

(TT), isto é, como o sobreaquecimento tem se comportado no decorrer de um determinada

período de tempo – performance.

Esta correlação é conhecida como Criticidade Racional (CR) de uma ocorrência

termográfica em instalações elétricas” [27].

A CR pode ser descrita segundo a Equação 5.6 [27].

𝐶𝑅 = 𝐺𝑇 × 𝑃𝑂 × 𝑇𝑇 (5.6)

35

Em que:

GT - Quanto um ponto está sobreaquecido em relação à sua referência. É função

da tensão de operação, carga, condições ambientais e características físicas do

objeto. Avaliada por cálculos matemáticos.

PO - Nível de importância do equipamento com ponto quente para a operação da

instalação. Determinada em função dos padrões de gestão.

TT - Velocidade de evolução térmica do ponto quente, realimentada pelo

monitoramento seguindo rigorosos padrões de coleta de dados.

Com o conhecimento da CR é possível determinar o grau de seriedade da situação

do equipamento o que serve de guia para o planejamento da manutenção.

5.2.1.8 Critério baseado em padrões e uma fórmula-chave

Até o momento foram apresentados métodos de comparação entre a temperatura

medida e a máxima suportada pelo objeto ou com relação à vizinhança, contudo, a

temperatura total sofre influência das condições ambientais. Conforme GILL [12], para

se contornar esse problema, foi desenvolvida uma fórmula-chave que considera estes

fatores influentes. Essa pode servir como referência de comparação, uma vez que a

termografia tenha sido executada. A nova temperatura admissível serve de alternativa

para àquela especificada no projeto do equipamento ou do contato, e pode ser determinada

pela Equação 5.7 [12].

𝑇𝑡𝑐 = (𝑇𝑟𝑡 − 𝑇𝑟𝑎)(𝐼 𝐼𝑛⁄ )𝑚 + 𝑇𝑚𝑎 (5.7)

Em que:

Ttc - Temperatura total admissível, corrigida para medição de carga e temperatura

ambiente.

Trt - Temperatura máxima admissível.

Trt - Temperatura ambiente máxima.

Trt – Tra - Incremento máximo de temperatura admissível (rise).

I - Corrente medida.

In - Corrente nominal.

Tma - Temperatura ambiente medida.

m - Expoente que varia entre 1,6 e 2,0. Geralmente adota-se o valor médio é de

1,8.

36

O procedimento executado com o objetivo de aplicar a ‘fórmula-chave’ para

avaliação e diagnóstico do equipamento por meio da termografia, está apresentado

abaixo:

Determinar o padrão de temperatura para o equipamento sob inspeção.

Determinar a corrente nominal para este equipamento.

Aferição da temperatura do ambiente.

Determinar a corrente de operação do equipamento.

Com a fórmula, calcular a Ttc.

Com o valor de Ttc em mãos, a comparação com a temperatura medida é feita e a

ação mais adequada é tomada de acordo com o diagnóstico.

5.3 ANÁLISE DE ÓLEO ISOLANTE

Nos transformadores elétricos, os óleos isolantes exercem um papel importante,

pois são responsáveis pela isolação elétrica e influenciam na eficiência energética do

equipamento. Por conta disso, é prioritário manter a qualidade do óleo dentro do padrão

aceitável por norma para se garantir a operação ideal dos equipamentos. Os ensaios de

óleo isolante podem ser divididos em análise Físico-química e Cromatografia Gasosa.

5.3.1 Ensaios físico-químicos

São ensaios executados afim de se obter as condições do óleo isolante por meio da

avaliação das suas propriedades físicas e químicas.

I. Índice de Neutralização

O óleo isolante sofre oxidação com o decorrer de sua vida útil, esta reação química

produz ácidos danosos ao equipamento elétrico. O ensaio de Índice de Neutralização

monitora a acidez do líquido isolante e pode indicar a vida útil do transformador. O

resultado é dado em miligrama de hidróxido de potássio necessário para se neutralizar a

acidez de 1 grama de óleo – mgKOH/g. A descrição do ensaio, segundo a ABNT [9], é

dada pela NBR 14248 que discorre acerca da determinação de constituintes ácidos ou

37

básicos em produtos de petróleo em geral, solúveis ou quase completamente solúveis em

misturas de tolueno e álcool isopropílico.

II. Tensão Interfacial

Quando dois líquidos não miscíveis entram em contato, forma-se uma interface

entre as substâncias. A força necessária para romper a película de óleo existente na

interface água/óleo é chamada de Tensão Interfacial.

A importância do ensaio é ser capaz de detectar agentes contaminantes no óleo

isolante. Os fatores que podem influenciar a tensão interfacial são: a natureza química

dos líquidos, a temperatura e a presença de corpos polares. O resultado do ensaio é dado

em Newton por metro (N/m) ou dina por centímetro (dyn/cm) e a norma descritiva do

ensaio é a NBR 6234, segundo a ABNT [9]. Esta Norma especifica o método do anel para

a determinação da tensão interfacial óleo-água, em óleo mineral isolante utilizado em

equipamentos elétricos. Este método de ensaio é frequentemente aplicado para óleos em

serviço como uma indicação do grau de deterioração.

III. Teor de Água

Um dos contaminantes mais comuns presentes nos óleos é a água. Ela pode

provocar corrosões, deterioração do papel isolante e degradação do óleo. Dentre os

métodos mais comuns para detecção de umidade nos óleos, temos:

Crepitação (‘chapa quente’): nesse ensaio é possível detectar a presença de água

em concentrações acima de 0,1%. Existem equipamentos mais sensíveis que

exigem maior precisão no ensaio, contudo para muitos casos, o método de

crepitação é aplicável. No ensaio uma chapa é aquecida acima da temperatura de

ebulição da água e joga-se algumas gotas de água. Caso o teor de água seja maior

do que 0,1%, vamos ouvir um ruído típico de crepitação.

Destilação: utiliza-se um resfriador para medir o volume de água obtido por

destilação da amostra de óleo. Para esse ensaio o teor mínimo de água detectável

também é 0,1%.

Titulação por Karl Fischer: este ensaio determina o teor de água por meio da

redução do iodo presente no reagente de Karl Fisher, mistura de iodo (I2), dióxido

38

de enxofre (SO2) e piridina (C5H5N) em metanol (CH3OH). Quando toda a água

da amostra for consumida, a reação cessa. Os resultados são fornecidos em ppm,

parte de água em milhão de parte óleo, e, segundo a ABNT [9], a norma que

especifica o método é a NBR 10710.

IV. Contagem de Partículas

A qualidade do óleo diminui não somente pela umidade, mas também devido à

presença de partículas contaminantes. Estas partículas no líquido isolante de

equipamentos elétricos podem ter várias fontes possíveis, dentre elas: fabricação do

transformador, armazenamento, manuseio e degradação do óleo isolante e

sobreaquecimentos. O efeito de partículas suspensas na rigidez dielétrica do óleo isolante

depende do tipo de partícula (metálica, fibras, borra etc.) e do teor de água presente.

A performance do líquido isolante é influenciada pela concentração, dimensão, tipo

e perfil da partícula. De acordo com NEMÉSIO SOUSA, Análises estatísticas mostram

que 80% dos problemas em sistemas hidráulicos se devem a contaminantes sólidos [3].

Os métodos utilizados no ensaio são [28]:

Comparação: neste método a amostra é filtrada em membranas com poros

microscópicos. Uma vez secas, estas membranas são comparadas com outras que

servem de referência para a determinação da presença das partículas

contaminantes.

Obstrução, extinção ou bloqueio de luz: conforme a ABNT [9], no método

especificado pela NBR 14275, o fluido é bombeado por um circuito composto por

um emissor de luz (normalmente laser) e um detector. A medida que as partículas

passam pelo feixe de luz, são formadas sombras no receptor que são contabilizadas

utilizando-se um acumulador. A intensidade da sombra é função da dimensão da

partícula.

Microscopia Ótica: neste método o fluido é filtrado através de membranas

semelhantes às utilizadas no método de comparação. Após a filtragem, as partículas

são contadas e medidas com o auxílio de um microscópico ótico. A contagem pode

ser feita por meio da microscopia ótica ou por microscópios automáticos. Neste

método a dimensão das partículas são dadas no seu tamanho real.

39

Bloqueio de poros: chamado também de perda de carga, obstrução de fluxo ou

entupimento de poros. Neste método são utilizados um manômetro diferencial e

um filtro metálico (geralmente com 10 µm de espessura) por onde o fluido é

filtrado. A carga gerada pelo entupimento dos poros é correlacionada com a

quantidade de partículas contaminantes enquanto a dimensão é inferida por meio

de algoritmos estatísticos que simulam a população de particulado.

V. Fator de Dissipação (FD)

Conforme a ABNT [9], esse ensaio deve seguir a NBR 12133. O FD – Fator de

Dissipação (ou fator de perdas dielétricas) é um indicador útil para se determinar o nível

de contaminação do óleo isolante. Ele relaciona as perdas ativas e a potência total

(aparente) aplicadas na amostra sob tensão alternada. O FD pode ser calculado de acordo

com a Equação 5.8 [3].

𝐹𝐷 = 𝑊

𝑉𝐴 × 100 (5.8)

Em que:

W: perdas ativas.

VA: potência aparente.

O resultado do cálculo é dado em porcentagem e quanto menor for FD melhor será

o estado da isolação do óleo. Por exemplo, transformadores devem possuir FD menor do

que 1%.

VI. Rigidez Dielétrica

O ensaio de rigidez dielétrica (conhecida também por resistência dielétrica),

permite determinar a tensão máxima suportada pelo óleo isolante antes que ocorra falha.

O isolante deve suportar as tensões de operação do equipamento e eventuais surtos. A

amostra após ser recolhida é colocada numa cuba com eletrodos sob temperatura e

umidade controladas, aplica-se campo elétrico crescente e observa-se qual a tensão

mínima em que ocorre ruptura dielétrica. Os eletrodos utilizados podem ser de calota,

40

esféricos ou discos paralelos, e os procedimentos de ensaio são apontados pela ABNT

[9], por meio das NBR 60156 e NBR 6869.

Usualmente este parâmetro é influenciado pela presença de partículas, água ou

carbono no líquido isolante e o resultado do ensaio é dado em quilovolts por centímetro

– kV/cm.

VII. Cor

Este ensaio determina a cor do óleo isolante, por meio de uma luz transmitida

através da amostra, e associa a coloração a um valor numérico baseado na comparação

com uma série de cores padrão. Utilizando-se o número de cor, é possível determinar o

nível de contaminação e/ou deterioração do óleo isolante. Turvamento ou nebulosidade

podem indicar presença de água ou borra, assim como partículas metálicas, carbono e

outros contaminantes. O recomendado é que o óleo seja claro e isento de materiais em

suspensão ou sedimentados. Conforme a ABNT [9], as normas que descrevem o

procedimento para este ensaio são as NBR 14483 e a ASTM D1524.

VIII. Ponto de Fulgor (Flash Point)

Este ensaio é um indicador de inflamabilidade do líquido e determina a temperatura

mínima em que o óleo isolante é capaz de formar vapor suficiente para a formação de

uma mistura inflamável com o ar, sob condições de ensaio. É desejado um ponto de fulgor

alto pois valores baixos indicam a presença de perigosos contaminantes voláteis no óleo

isolante. O resultado do ensaio é dado em graus Celsius (°C), e, conforme a ABNT [9],

as normas utilizadas para sua execução são as NBR 14598, NBR 7974 ou NBR 11341,

de acordo com o método utilizado.

IX. Ponto de Combustão (Fire Point)

Ensaio que permite a determinação da temperatura mínima em que ocorre a ignição

do óleo isolante, mais especificamente, sua queima contínua. Esta temperatura sempre é

maior do que a do ponto de fulgor e é dada em graus Celsius - °C. A diferença deste

41

ensaio com o anterior é que no Ponto de Fulgor ocorre queima rápida e sem a necessidade

de uma ignição externa.

X. Ponto de Fluidez (Pour Point)

O ensaio de ponto de fluidez ou ponto de escoamento determina a temperatura

mínima no qual o óleo isolante flui, sob condições específicas. A importância deste ensaio

está em determinar o óleo ideal em função das condições de operação e de ambiente para

cada tipo de equipamento. Segundo a ABNT [9], a NBR 11349 determina um ponto de

fluidez menor do que -39°C, contudo os fabricantes podem admitir seus próprios valores,

como a Westinghouse que quer óleo isolante com ponto de escoamento de -55°C, no

máximo.

XI. Ponto de Anilina

Neste ensaio, descrito pelas ASTM D611 e ISO 2977, uma amostra composta por

óleo e anilina é preparada e ao aquecê-la sob agitação, é medida a temperatura mínima

em que a mistura se torna homogênea. Esta temperatura é chamada de ponto de anilina.

Este ensaio indica o poder de solvência do óleo em relação aos materiais com os quais

entrará em contato. Um baixo ponto de anilina indica maior solvência do produto, o que

não é desejável.

XII. Teor de Inibidor de Oxidação

Segundo NEMÉSIO SOUSA, “é o índice do teor de inibidor de oxidação presente

no óleo inibido. A presença do inibidor retarda o aumento da acidez e a formação de

borra. Seu controle é importante para garantir uma vida longa em serviço [3]”. Este ensaio

consiste em verificar a presença e o teor de aditivos antioxidantes no óleo isolante, que

podem ser DPB - di-terc-butil-fenol ou DBPC - di-terc-butil-paracresol, conforme

LAURENTINO (2003) [29].

42

XIII. Presença de Enxofre Corrosivo

A presença do enxofre no óleo, devido ao refino deficiente, diminui as

características dielétricas do isolante, corrói o metal do transformador e afeta

negativamente a capacidade de refrigeração do óleo. O ensaio, descrito pela ABNT e dado

pela a norma NBR 10505 [9], determina a presença e a concentração de enxofre corrosivo

livre ou dissolvidos no óleo.

XIV. Teor de PCB1

Os transformadores a óleo sintético costumavam utilizar o ascarel como líquido

isolante antes da descoberta da alta toxicidade da substância aos seres humanos e ao meio

ambiente. Contudo, mesmo após a substituição do óleo nos equipamentos, existe a

possibilidade de ocorrer contaminação por PCB. Conforme a ABNT [9], as normas NBR

13882 e NBR 8371 descrevem os procedimentos necessários para se determinar a

concentração de PCB e orientam na avaliação das condições de segurança na utilização

do transformador a óleo.

XV. Estabilidade à Oxidação

Este ensaio estima a vida útil ou a oxidação do óleo de transformadores

convencionais antes do aparecimento de borra ou acidez elevadas, fatores ligados

diretamente às caraterísticas de oxidação dos óleos isolantes. A presença da borra

restringe o fluxo do óleo, afetando sua fluidez e capacidade de refrigeração, e aumentando

a temperatura de operação do equipamento. A acidez no isolante, produzida pela sua

oxidação, deteriora a isolação do equipamento e reduz a vida útil do transformador. Tanto

1 Bifenilas Policloradas (PCB) são compostos aromáticos clorados. Os produtos comerciais fabricados à

base de PCB, como os líquidos isolantes sintéticos (ascaréis) para equipamentos elétricos, utilizavam

misturas de compostos nas quais predominam desde as tricloro-bifenilas até as heptacloro-bifenilas. Os

ascaréis são líquidos isolantes elétricos constituídos por uma mistura de 60 a 40% de Triclorobenzeno

(TCB) e igual proporção de Bifenilas Policloradas (PCB). Os líquidos isolantes assim formulados, foram

desenvolvidos no final da década de 30 nos EUA, com o objetivo de serem utilizados em transformadores

e capacitores instalados em áreas onde os riscos de incêndio e explosão devem ser minimizados, isto é,

subestações elétricas localizadas no interior de prédios, veículos como trens e navios, ou em locais com

transito frequente de pessoas. Devido à grande estabilidade, e por ser incombustível a temperaturas de até

600º C, apresentou grande eficácia para esta finalidade e foi largamente utilizado até o final da década de

70 quando foi incluído entre as substâncias classificadas como poluentes orgânicos persistentes, e banidos

do mercado de equipamentos elétricos.

43

o ácido quanto a borra, em presença de pequena quantidade de umidade, diminuirão a

rigidez dielétrica. Segundo a ABNT [9], o procedimento para a determinação da

estabilidade à oxidação é dado pela NBR 10504.

XVI. Viscosidade

É a resistência do óleo em fluir de modo contínuo e uniforme, sem turbulência,

inércia ou outras forças. A viscosidade do óleo isolante é usualmente medida pelo tempo

de fluxo de uma dada amostra sob condições de ensaio. Esta propriedade física, cuja

unidade é o metro ao quadrado por segundo – m2/s, não é significativamente afetada pela

contaminação ou deterioração do óleo, contudo, sua eficiência de refrigeração cai à

medida que a viscosidade aumenta. Conforme a ABNT [9], a norma que estabelece um

procedimento específico para a determinação da viscosidade é a NBR 10441.

5.3.2 Cromatografia gasosa

O ensaio de cromatografia é uma técnica utilizada quando se deseja avaliar as

condições do equipamento, normalmente transformadores e reatores, ou de algum de seus

componentes por meio da análise dos gases dissolvidos no seu óleo isolante. Nesse ensaio

é possível detectar falhas eminentes ou até mesmo avaliar a evolução de uma determinada

falha para que dessa forma o procedimento mais adequado possa ser tomado.

A cromatografia gasosa detecta a presença de hidrogênio e compostos de

hidrocarbonetos como Butano (C2H10), Etano (C2H4), Acetileno (C2H2) e Metano (CH4).

De acordo com o tipo de gás e a concentração é possível detectar possíveis falhas e

defeitos no equipamento. Afim de ilustrar causas e consequência, abaixo está uma lista

de falhas incipientes mais usuais e os gases associados, conforme NETO et al (2009) [30].

Arcos elétricos – Acetileno (C2H2).

Corona no óleo – Hidrogênio (H2).

Eletrólise da água – Hidrogênio (H2).

Envelhecimento térmico do papel – Monóxido de carbono (CO) e Dióxido de

carbono (CO2).

Decomposição térmica do óleo – Etileno (C2H4), Hidrogênio (H2), Metano (CH4)

e Etano (C2H6).

44

5.3.2.1 Identificação de falhas incipientes

Quando submetido ao aquecimento (mesmo à temperatura normal de operação dos

equipamentos elétricos), o sistema papel/óleo libera gases (H2, CO e CO2) e compostos

de hidrocarbonetos2. Pela avaliação dessas substâncias é possível acompanhar a evolução

da temperatura do equipamento durante sua vida útil.

Uma falha incipiente (sobreaquecimento, corona, arco elétrico etc.) pode ser o

prenúncio de uma falha grave, por isso é aplicada a cromatografia em uma amostra de

óleo retirada do transformador para a identificação dos gases dissolvidos e diagnóstico

do estado do equipamento elétrico.

5.3.2.2 Métodos de detecção e identificação das falhas

a. Avaliação da taxa de formação de gases

Segundo BINDA (1998) apud NEMÉSIO SOUSA (2018), se a taxa de formação

de gases, para cada gás ou para o TGC - Total de gases Combustíveis, for maior ou igual

a 100 ppm em 24 horas, de maneira contínua, com carga constante, há uma provável

condição de deterioração [31].

De maneira geral, neste método avaliam-se a evolução da formação de gases

combustíveis e do dióxido de carbono, por meio da comparação da concentração atual

desses gases em relação a uma amostra anterior. O resultado é dado em porcentagem, e

se a taxa de formação de gases, para cada gás ou para o TGC, for maior ou igual a 10 %

ao mês, então deve haver uma falha em evolução.

Para períodos maiores que 30 dias, usar a Equação 5.9 para o cálculo [3].

𝑇𝐺 = 30 ×𝑇𝐺0 − 𝑇𝐺𝐴

𝑑 × 𝑇𝐺𝐴 × 100 (5.9)

Em que:

2 Moléculas que contêm apenas carbono (C) e hidrogênio (H) em sua composição. Este composto orgânico

possui uma estrutura de carbono na qual os átomos de hidrogênio se ligam.

45

TG - Taxa formação % ao mês

TG0 - Total de Gás da amostra atual

TGA - Total de Gás da amostra anterior

d - Dias entre as duas amostras

100 e 30 - constantes para expressar o resultado em % ao mês

b. Avaliação da concentração percentual dos gases

Determina-se o tipo e a gravidade da falha incipiente em transformadores por meio

do estudo do tipo e da concentração dos gases combustíveis presentes de uma amostra de

óleo isolante, realizado pelo cálculo das relações das concentrações de certos gases.

Para se determinar o tipo e a concentração do gás, existem vários critérios,

destacando-se Rogers, IEC, Laborelec, Pugh, Duval e Dörnemburg. Esses dois últimos

apresentam diagnósticos genéricos para alguns tipos de defeitos e, por essa razão, é

recomendado que sejam utilizados em conjunto com os critérios de Rogers, IEC ou

Laborelec. Ainda podem ser citados os métodos da ABNT, ANSI/IEEE, ASEA, GE,

Hydro Quebec, Morgan Schaffer, e do CEGB - Central Electricity Generating Board of

Great Britain [3].

Genericamente, os métodos de diagnóstico usando hidrocarbonetos, podem ser

resumidos:

Um gás de cada vez (Método do gás-chave de Pugh)

Dois gases de cada vez (Rogers, IEC, ABNT NBR 7274 [9])

Três gases (Triângulos 1, 4 e 5 de Duval)

Cinco gases (Pentágonos 1 e 2 de Duval)

Óxidos de carbono (CO e CO2) e compostos de Furanos3 são utilizados para

confirmar os diagnósticos obtidos dos gases hidrocarbonetos quanto ao envolvimento ou

não do papel isolante na falha.

c. Avaliação da formação de gases

3 Compostos orgânicos com estrutura em anel formados por cinco lados. São derivados da degradação

celulósica e formam-se durante a operação normal do equipamento. Estes compostos são tóxicos e

altamente inflamáveis. Sendo solúveis em óleos isolantes, são detectáveis neste líquido e podem ajudar a

avaliar o nível da degradação da isolação sólida dos equipamentos elétricos.

46

Os gases combustíveis de uma amostra de óleo isolante de transformador podem

ser detectados por dois métodos:

Cromatografia dos gases dissolvidos no óleo, isto é, solubilizados

Ensaio dos gases combustíveis livres da amostra colhida no transformador - no

colchão Gás ou no relé Buchholz4.

Conforme BINDA apud NEMÉSIO SOUSA, para o segundo método de detecção,

os valores de referência são [31].

0 a 500 ppm: deterioração normal.

501 a 1.200 ppm: deterioração excessiva.

1.201 a 2.500 ppm: deterioração anormal.

≥ 2.501 ppm: execução de ensaio semanalmente afim de determinar a taxa de

formação de gases.

5.3.2.3 A taxa de formação de gases

a. Tipo de selagem do equipamento

A análise cromatográfica baseia-se no conhecimento não somente dos tipos de

gases gerados, mas também na taxa de formação desses gases. O diagnóstico e a

compreensão da evolução da falha dependem da confiança de que a amostra de óleo

representa adequadamente o líquido isolante de análise.

Um aspecto importante que deve ser considerado no momento da amostragem é se

o transformador é ou não selado. No selado, o óleo isolante está isolado da atmosfera e

para o caso em que a selagem é feita por meio da bolsa ou membrana de borracha, os

gases gerados permanecem dissolvidos no óleo. Para selagem com colchão de gás, os

gases se distribuem entre o óleo isolante e o colchão. Nos transformadores não-selados

não existe isolamento do óleo com relação à atmosfera de maneira que parte dos gases

gerados é perdida para o meio externo. Eles são dotados de um conservador, também

chamado de tanque de expansão, equipado com filtro de sílica-gel ou ‘drycoll’.

4 Dispositivo de proteção instalado em transformadores de potência e reatores dotados de tanque de

expansão. A função do relé é detectar situações anormais de formação de gases e a presença de fluxo

irregular de óleo isolante no equipamento.

47

Tendo em mente a distinção entre tipos de selagem, para equipamentos nos quais

os gases formados não dissolvem totalmente no óleo é necessário considerar a taxa de

perdas5 ao estimar a taxa de formação de gases para que o diagnóstico do estado do

transformador seja preciso.

b. Condições de Operação do equipamento

Usualmente, a temperatura ambiente e o planejamento de carga influenciam a

quantidade de gás produzida em um dado período. Dessa forma, é importante, sempre

que possível, obter informações sobre as condições de operação do equipamento durante

o ensaio para que a avaliação da formação de gases forneça dados mais precisos sobre a

gravidade do defeito naquele intervalo de tempo.

5.3.2.4 Métodos na análise de gases dissolvidos no óleo

a. Método de Rogers

Um dos métodos básicos adotados para detecção do tipo e da gravidade da falha

incipiente. O critério de Rogers utiliza quatro relações (CH4/H2, C2H6/CH4, C2H4/C2H6 e

C2H2/C2H4) envolvendo cinco gases, como visto na Tabela 5.12 e associa os valores a um

código específico, conforme Tabela 5.13.

Tabela 5.12 - Especificação dos códigos do método de Rogers.

Relações Faixa Códigos

CH4/H2 = R1

R1 ≤ 0,1 5

0,1 < R1 < 1 0

1 ≤ R1 < 3 1

R1 ≥ 3 2

C2H6/CH4 = R2 R2 < 1 0

R2 ≥ 1 1

5 Velocidade em que ocorre a perda dos gases gerados no óleo para o meio externo. Conhecendo o quanto

de gás foi perdido, é possível estimar a taxa de formação dele no líquido isolante.

48

Relações Faixa Códigos

C2H4/C2H6 = R3

R3 < 1 0

1 ≤ R3< 3 1

R3 ≥ 3 2

C2H2/C2H4 = R4

R4 < 0,5 0

0,5 ≤ R4 < 3 1

R4 ≥ 3 2

Fonte: ZIRBES et al (2005) [32].

Tabela 5.13 - Diagnóstico de falhas do método de Rogers.

Combinações Diagnóstico

R1 R2 R3 R4

0 0 0 0 Deterioração normal.

5 0 0 0 Descargas parciais.

1 ou 2 0 0 0 Sobreaquecimento – abaixo de 150°C

1 ou 2 1 0 0 Sobreaquecimento – entre 150 e 200 °C

0 1 0 0 Sobreaquecimento – entre 200 e 300 °C

0 0 1 0 Sobreaquecimento geral do condutor

1 0 1 0 Correntes de circulação no enrolamento

1 0 2 0 Correntes circulantes no tanque e no núcleo

0 0 0 1 Descargas descontínuas

0 0 1 ou 2 1 ou 2 Arco com alta energia

0 0 2 2 Descarga contínua de baixa potência

5 0 0 1 ou 2 Descarga parcial envolvendo o papel

(presença de CO)


b. Método da norma IEC 60599

Este método é semelhante ao de Rogers, contudo, a relação C2H6/CH4 não está

presente. Pelo IEC o diagnóstico do equipamento é dado em função da interpretação das

falhas associadas aos códigos, determinados pela razão dos gases combustíveis. Segundo

49

o catálogo da ABNT [9] o método é descrito pela norma IEC 60599 e a Tabela 5.14 serve

de referência para a avaliação do equipamento.

Tabela 5.14 – Diagnóstico da cromatografia pelo segundo a IEC 60599.

Relações

C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6 Falha característica

Não

significativo < 0,1 < 0,2 Descarga parcial

> 1 Entre 0,1 e 0,5 > 1 Descarga de baixa energia

Entre 0,6 e 2,5 Entre 0,1 e 1 > 2 Descargas de alta energia

Não

significativo > 1 < 1 Sobreaquecimento abaixo de 300°C

< 0,1 > 1 Entre 1 e 4 Sobreaquecimento entre 300°C e

700°C

< 0,2 > 1 > 4 Sobreaquecimento acima de 700°C


c. Método de Doernenburg

O método de Doernenburg utiliza duas relações principais de gases, duas relações

auxiliares e seis gases. Ele é capaz de identificar três tipos de falhas baseando em relações

de concentração de gases e limites de variações para estas relações. Em sua forma original

não estabelece critérios para as condições normais de operação do transformador mas

possui a vantagem de ser capaz de indicar falhas mesmo com o equipamento em operação

nominal. Dada a sua limitação, é aconselhável utilizá-lo em conjunto com os critérios de

Rogers, IEC e/ou Laborelec. Os valores das relações gasosas que classificam o tipo de

falha no equipamento estão na Tabela 5.15.

Tabela 5.15 - Identificação de falhas pelo método de Doernenburg.

Tipo de falha

Relação entre concentrações de gases

Relações principais Relações auxiliares

CH4/H2 C2H2/C2H4 C2H6/C2H2 C2H2/CH4

Ponto Quente > 1 < 0,75 > 0,4 < 0,3

Descarga Parcial < 0,1 Não Significativo > 0,4 < 0,3

Tipo de falha CH4/H2 C2H2/C2H4 C2H6/C2H2 C2H2/CH4

50

Outros tipos de descarga Entre 1 e 0,1 > 0,75 < 0,4 > 0,4

Fonte: ROBERTO MORAIS (2004) apud AMARAL PINHEIRO (2015) [33].

Para a validação de aplicação do método, utiliza-se os dados de concentração

individualmente dos gases presentes na Tabela 5.16. O critério define que, para a

utilização desta tabela, no mínimo um dos gases que compõe as relações principais tenha

uma concentração superior ao dobro do valor tabelado e que para as relações auxiliares,

a concentração seja superior à apresentada na mesma tabela.

Tabela 5.16 - Concentração de gases para validação do método Doernenburg.

Tipos de gás H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2

Concentração ppm (V/V) 200 50 15 60 15

Fonte: ROBERTO MORAIS apud AMARAL PINHEIRO [33].

d. Método de Duval

Como no método de Doernenburg, deve-se executar o método de Duval em

conjunto com os critérios de Rogers, IEC e/ou Laborelec. Este utiliza a concentração

percentual relativa dos gases acetileno (C2H2), etileno (C2H4) e metano (CH4) e é capaz

de identificar três falhas de origem térmica e três de origem elétrica. A relação entre as

quantidades relativas dos gases e as falhas a elas associadas é visualizada através do

Triângulo de Duval na Figura 5.4. A descrição da falha correspondente a cada código

apresentado está descriminada abaixo:

PD - Descargas parciais (corona).

D1 - Descargas de baixa energia (centelhamento).

D2 - Descargas de alta energia (arco elétrico).

T1 - Falhas térmicas menores do que 300°C.

T2 - Falhas térmicas maiores do que 300°C e menores do que 700°C.

T3 - Falhas térmicas maiores do que 700°C.

DT - Ocorrência simultânea de falha térmica e arco elétrico

51

Figura 5.4 - Triângulo de Duval

Fonte: DUVAL e DE PABLO (2001) apud AMARAL PINHEIRO [34]

As coordenadas do triângulo, correspondentes às concentrações de gases

dissolvidos em ppm, podem ser calculadas de acordo com as Equações 5.10, 5.11 e 5.12

[34].

%𝐶2𝐻2 = 𝑥

𝑥 + 𝑦 + 𝑧× 100 (5.10)

%𝐶2𝐻4 = 𝑦

𝑥 + 𝑦 + 𝑧× 100 (5.11)

%𝐶𝐻2 = 𝑧

𝑥 + 𝑦 + 𝑧× 100 (5.12)

Em que:

x = C2H2, y = C2H4 e z = CH4.

Uma ferramenta desenvolvida recentemente que também pode ser utilizada na

análise de gases dissolvidos no óleo é o Pentágono de Duval, visto na Figura 5.5.

52

Figura 5.5 - Pentágono de Duval

Fonte: DUVAL e LAMARRE (2014) [35]

Esta análise, diferentemente do Triângulo de Duval, é capaz de identificar falhas

incipientes por meio de cinco gases: hidrogênio (H2), metano (CH4), etano (C2H6), etileno

(C2H4) e acetileno (C2H2). A concentração percentual relativa é calculada de acordo com

as Equações 5.13, 5.14, 5.15, 5.16 e 5.17 [35].

%𝐻2 = 𝑎

𝑎 + 𝑏 + 𝑐 + 𝑑 + 𝑒× 100 (5.13)

%𝐶𝐻4 = 𝑏

𝑎 + 𝑏 + 𝑐 + 𝑑 + 𝑒× 100 (5.14)

%𝐶2𝐻6 = 𝑐

𝑎 + 𝑏 + 𝑐 + 𝑑 + 𝑒× 100 (5.15)

%𝐶2𝐻4 = 𝑑

𝑎 + 𝑏 + 𝑐 + 𝑑 + 𝑒× 100 (5.16)

%𝐶2𝐻2 = 𝑒

𝑎 + 𝑏 + 𝑐 + 𝑑 + 𝑒× 100 (5.17)

40% CH4 40% C2H4

40% C2H6 40% C2H2

40% H2

53

Em que:

a = H2, b = CH4, c = C2H6, d = C2H6 e e = C2H4.

A interpretação do pentágono juntamente com os métodos matemáticos utilizados

no estudo, permitem fazer o diagnóstico do estado do equipamento em função do tipo de

falha.

Além das falhas do triângulo de Duval, o pentágono é capaz de indicar o processo

de gaseificação do óleo abaixo de 200°C.

e. Método de Pugh

O método de Pugh (também conhecido como método do gás chave) identifica o gás

precursor de cada tipo de falha e diagnostica o equipamento baseado na concentração

percentual deste gás. Por exemplo, corona tem como principal causa a presença do H2,

logo, pelo método de Pugh, uma maior concentração deste gás chave indica a ocorrência

da falha associada a ele. Conforme NETO et al, a Tabela 5.17 dada pela IEEE C57.104,

serve de guia na análise dos gases dissolvidos [30].

Tabela 5.17 - Identificação de falhas pelo método de Pugh dada pela IEEE.

Falta Gás chave Critério Percentual

de gás

Arco Acetileno

C2H2

Grande quantidade de H2 e C2H2 e

menor quantidade de CH4 e C2H4.

CO e CO2 podem também existir se

a celulose estiver envolvida.

H2: 60%

C2H2: 30%

Corona Hidrogênio

H2

Grande quantidade de H2, algum

CH4, com pequena quantidade de

C2H6 e C2H4. CO e CO2 podem ser

comparados se a celulose estiver

envolvida.

H2: 85%

CH4: 13%

Sobreaquecimento

do óleo

Etileno

C2H4

Grande quantidade de C2H4, menor

quantidade de C2H6, alguma

quantidade de C2H4 e H2. Traços de

CO e CO2.

C2H4: 63%

C2H6: 20%

54

Falta Gás chave Critério Percentual

de gás

Sobreaquecimento

da celulose

Monóxido de

carbono

CO

Grande quantidade de CO e CO2.

Gases hidrocarbonetos podem

existir.

CO: 92%

Fonte: NETO et al [30].

f. Método de Laborelec

O método proposto pelo Laboratoire Belge de l’Industrie Électrique (Laborelec),

utiliza como critério de diagnóstico a concentração de três gases individuais, o volume

total de gases contendo um ou dois átomos de carbono e uma relação de concentrações.

Este método identifica a condição de normalidade do isolamento e as falhas pela sua

natureza (elétrica ou térmica) com nove níveis e pela sua intensidade com quatro níveis

– Tabela 5.18.

Tabela 5.18 - Diagnóstico da cromatografia pelo método de Laborelec.

Concentração (ppm) CH4/H2 C2H2, ppm CO, ppm Degradação Índice

H2 ∑concentração

≤ 200 < 300 – – ≤ 400 – A

201 - 300 ≤ 300

≤ 0,15 – – 1

B

0,16 - 1 ≤ 20 – 2

0,16 - 1 > 20 – 3

≤ 200 301 - 400

≥ 0,61 – ≤ 400 4

≥ 0,61 – > 400 5

≤ 0,60 > 20 ≤ 400 6

≤ 0,60 > 20 > 400 7

201-300 301-400 – > 20 – 3

– ≤ 20 – 4

≤ 200 ≤ 300 – – > 400 9

301-600 ≤ 400

≤ 0,15 – – 1

C 0,16 - 1 ≤ 50 – 2

0,16 - 1 > 50 – 3

55

Fonte: NEMÉSIO SOUSA [3].

Na Tabela 5.18:

∑concentração = CH4 + C2H6 + C2H4 + C2H2

A – Normal; B – Média; C – Importante; D – Muito importante

1 – Descargas parciais (óleo)

2 – Centelhamento contínuo (óleo)

3 – Centelhamento contínuo (óleo) e/ou gás do comutador

4 – Degradação térmica (óleo)

5 – Degradação térmica (óleo + celulose)

6 – Degradação térmica (óleo e/ou gás do comutador)

7 – Degradação térmica (óleo + celulose) e gás do comutador

8 – Arco (óleo) ou gás do comutador

9 – Degradação térmica (celulose)

Concentração (ppm) CH4/H2 C2H2, ppm CO, ppm Degradação Índice

H2 ∑concentração

≤ 300 401-800

≥ 0,61 – ≤ 500 4

C

≥ 0,61 – > 500 5

≤ 0,60 > 50 ≤ 500 6

≤ 0,60 > 50 > 500 7

301-600 401-800

– > 50 – 8

– ≤ 50 ≤ 500 4

– ≤ 50 > 500 5

≥ 601 ≤ 800

≤ 0,15 – – 1

D

0,16 - 1 ≤ 50 – 2

0,16 - 1 > 50 – 3

≤ 600 ≥ 801

≥ 0,61 – ≤ 700 4

≥ 0,61 – > 700 5

≤ 0,60 > 50 ≤ 700 6

≤ 0,60 > 50 > 700 7

≥ 601 ≥ 801

– > 100 – 8

– ≤ 100 ≤ 700 4

– ≤ 100 > 700 5

56

5.4 AVALIAÇÃO DA DEGRADAÇÃO DA ISOLAÇÃO SÓLIDA DE

EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS

Além do óleo isolante, equipamentos elétricos possuem isolamento sólido, como

papel ou papelão, e seu funcionamento adequado depende da integridade da isolação

destes componentes. Nesta Seção serão apresentados os métodos de estudo para análise

da degradação da isolação sólida e da estimativa da sua vida útil.

5.4.1 Degradação do papel isolante e o grau de polimerização

As propriedades mecânicas do papel isolante se degradam antes mesmo de ocorrer

sua ruptura dielétrica, sendo assim, para estimar a vida útil da isolação avaliam-se as

condições das características mecânicas do papel.

Sabe-se que o principal constituinte das fibras de papel isolante elétrico é a celulose,

que é um composto orgânico polimérico formado por uma cadeia de 950 a 1.300 unidades

de glicose. O número médio de unidades glicosídicas presente numa molécula de celulose

é chamado de GP - Grau de Polimerização Médio do papel.

Durante o envelhecimento do papel isolante há uma queda das suas propriedades

mecânicas, relacionada com a diminuição do GP. Um valor de referência entre 100 e 250

pode ser utilizado como indicador do fim de vida do isolamento. Nesta faixa de GP o

papel isolante retém somente 40 a 50 % dos valores originais de suas propriedades

mecânicas.

5.4.2 Processos de degradação do sistema papel/óleo isolante

Os principais tipos de degradação do sistema papel/óleo, envolvem agressões

térmica, hidrolítica e oxidativa.

Na degradação térmica as altas temperaturas fazem com que haja o rompimento das

ligações glicosídicas da celulose e a produção de glucose, água, ácidos orgânicos, óxidos

de carbono e outros compostos.

Na degradação hidrolítica, devido à presença de água, ocorre a quebra das ligações

de glicose e a formação de glucose livre, catalisadas pelo meio ácido onde o papel está

inserido. Este meio ácido pode surgir devido à oxidação do óleo isolante, por exemplo.

57

A degradação oxidativa ocorre quando há presença de oxigênio no sistema

papel/óleo isolante. Suas reações geram ácidos, aldeídos e água que, por sua vez, acelera

ou dá origem à degradação hidrolítica. Todo esse efeito em cadeia degrada a celulose e

forma óxidos de carbono e gás hidrogênio. Uma das consequências graves desse tipo de

degradação é a influência negativa direta que ela tem sobre as propriedades mecânicas do

papel, uma vez que reações secundárias podem resultar em cisão da cadeia (por quebra

de ligações glicosídicas) e formação de glucose livre.

Um produto também formado na degradação celulósica e que está ligado

diretamente com o agravo do estado do papel é o Furano e seus compostos: furfural,

furfuraldeído, furaldeído, ácido furóico, furfurol, acetil furano etc. Eles são produzidos

sob baixas temperaturas, sob condições nominais de operação e são detectáveis no óleo

isolante juntamente com os óxidos de carbono e gás hidrogênio. Os Furanos, ao contrário

da glucose, são solúveis no óleo e, portanto, detectáveis neste líquido.

A degradação do isolamento celulósico provoca o enfraquecimento da molécula da

celulose (ligações glicosídicas), conduzindo à sua despolimerização6 e à produção de uma

molécula de água por cada cisão que, por sua vez, irá atacar novas ligações e provocar

cisões adicionais da cadeia da celulose. As consequências são a queda do grau de

polimerização (ver Seção 5.4.1) do papel e a formação de compostos derivados de furano

e óxidos de carbono (CO e CO2), solúveis no óleo isolante mineral.

5.4.3 Procedimentos para a aplicação das técnicas

Uma vez tendo apresentado os processos de degradação, serão abordados os

procedimentos adequados para se executar a avaliação do isolamento sólido.

Resumidamente podem-se destacar três pontos nesse processo:

Determinação da concentração dos óxidos de carbono dissolvidos no óleo

isolante.

6 Despolimerização é o processo de degradação das cadeias de celulose (polímero), com a consequente

formação de monômero, no caso glicose. Segundo MARTINS (2007), ese processo envolve cisões da

cadeia de polímero (despolimerização) da celulose, com produção de diversas substâncias, das quais

podemos destacar gases (tais como o hidrogénio, o metano, o etileno e principalmente o monóxido e o

dióxido de carbono) e produtos líquidos como a água e os compostos furânicos, dos quais 2-FAL é o

composto mais usado como indicador da degradação do papel. No estádio mais avançado dessa degradação,

há a produção de produtos sólidos, que irão constituir as borras e escória (lama) no óleo isolante [38].

58

Determinação do GP, o qual está ligado diretamente às propriedades mecânicas

do papel.

Determinação da concentração de Furano e seus compostos dissolvidos no óleo

isolante.

O modelo esquemático do mecanismo de degradação do isolamento sólido pode ser

visto na Figura 5.6.

Figura 5.6 - Mecanismo de degradação do papel [3]

I. Determinação das relações e concentrações de CO2 e CO

O método utilizado para se determinar as concentrações de óxido de carbono é o

critério de Rogers, se baseia na análise da relação CO2/CO e na concentração de CO2 e

CO. Segundo BINDA [36], o recomendado é um valor de CO2/CO aproximadamente de

7 ± 4. Estudos de caso mostraram que 90% das amostras apresentavam os seguintes

resultados [3]:

Transformadores não-selados: CO2/CO = 6,5 a 9,6

Transformadores selados: CO2/CO = 7,5 a 14,2

59

Alguns valores obtidos para transformadores em 14 anos de estudos são [36]:

Transformadores não-selados

CO2: 7.025 a 18.733 ppm

CO: 733 a 1.953 ppm

Transformadores selados

CO2: 4.250 a 11.333 ppm

CO: 300 a 800 ppm

II. Determinação do Grau de Polimerização Médio (GP) do papel isolante

Vimos que as propriedades mecânicas do papel (resistência à tração, ao

alongamento e ao estouro) são os principais indicadores de fim de vida do isolamento. As

normas para determinação do GP são apresentadas nas IEC 60450 e ASTM D4243 [3].

Apesar do custo reduzido, há cuidados no momento da retirada da amostra de papel

para o ensaio de determinação do GP. No momento da amostragem, deve-se atentar aos

seguintes pontos:

Desligar o equipamento elétrico e drenar o óleo isolante.

Retirar a amostra do local que corresponda ao ponto de maior temperatura a que

isolamento foi exposto.

Restaurar o isolamento da região onde foi retirada a amostra de papel.

III. Determinação dos compostos derivados do Furano

A degradação da celulose forma compostos de furano a partir da glicose livre

presente no óleo. Conforme BINDA [36], os compostos de furano são produzidos

exclusivamente pela degradação da celulose, sob temperaturas baixas, durante a operação

normal do transformador.

O furano é um composto produzido a partir da glicose livre gerada pela degradação

da celulose do papel. Contudo, seu derivado, 2-furfuraldeído (2-FAL), é o que está

presente em maior concentração no sistema papel/óleo degradado. Pode-se determinar o

teor dos derivados do furano solúveis no óleo isolante, utilizando-se os seguintes métodos

de ensaio:

60

Colorimetria.

Neste método uma solução colorida tem o seu espectro analisado. Esse é dado

pela reação do 2-FAL com a anilina, acrescentada na amostra, e formado após

a luz refletida do composto passar por uma rede de difração. A determinação

da concentração do 2-furfuraldeído é estimada em função da absorbância,

absorção de luz numa frequência bem definida, no caso a região do UV-VIS.

Cromatografia Líquida de Alta Eficiência - CLAE ou HPLC - High performance

liquid chromatography

Neste ensaio a concentração do 2-FAL e dos demais produtos da degradação

celulósica (5-hidroximetil-2-furfuraldeído, álcool furfurílico, acetil-furano e 5-

metil-2-furfuraldeído) é identificada e quantificada por meio de detectores

associados ao cromatógrafo (Figura 5.7) e apresentada em um computador.

Uma vez conhecida a concentração de 2-FAL é possível determinar o GP.

Figura 5.7 - Sistema cromatográfico

Fonte: PFARMA [37]

Tendo em mente que o GP é um indicador da variação das propriedades mecânicas

do papel e fator determinante da vida útil do isolante e sabendo-se que durante o processo

de envelhecimento há produção de 2-FAL, foram desenvolvidos modelos matemáticos

capazes de correlacionar as duas variáveis. A observação empírica levou à Equação 5.18

[38]:

log(2𝐹𝐴𝐿) = 𝑎 + 𝑏 × 𝐺𝑃 (5.18)

Em que a e b são constantes determinadas pelo modelo de degradação do papel

utilizado e 2FAL é a concentração de 2-furfuraldeído em miligrama por litro de óleo -

61

mg/l. Os modelos principais são: Burton (Equação 5.19), Vuarchex (Equação 5.20),

Chendong (Equação 5.21) e De Pablo (Equação 5.22) [38].

log[2𝐹𝐴𝐿] = 2,5 − 0,0046𝐺𝑃 (5.19)

log[2𝐹𝐴𝐿] = 2,6 − 0,0049𝐺𝑃 (5.20)

log[2𝐹𝐴𝐿] = 1,5 − 0,0035𝐺𝑃 (5.21)

𝐺𝑃([2𝐹𝐴𝐿] + 2,3) = 1850 (5.22)

A partir destes modelos é possível criar gráficos (Figura 5.8 e Figura 5.9) do 2-FAL

em função do GP e do tempo de operação do transformador, utilizados no

acompanhamento da concentração do composto no equipamento.

Figura 5.8 - Concentração de 2-FAL em função do GP

Fonte: CHENDONG in [3]

62

Figura 5.9 – Avaliação do estágio de envelhecimento do isolamento celulósico

Fonte: CHENDONG in [3]

Em que:

A – Zona de envelhecimento anormal.

B – Zona de envelhecimento normal.

C – Zona de envelhecimento lento.

Pelo ponto de vista do diagnóstico do estado do papel, concentrações maiores do

que 0,5 mg/l e menores do que 1,0 mg/l são significativas e o isolante deve ser monitorado

com atenção. Valores acima de 1,0 mg/l pode ser proveniente da completa degradação

de cerca de 5% do total de papel e isso é motivo de preocupação e pode requerer

intervenção imediata.

Uma vez determinada a concentração de 2-furfuraldeído, é possível calcular o

tempo de operação (toperação) do transformador pela Equação 5.23 [3].

𝑡𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎çã𝑜 =log[2𝐹𝐴𝐿] + 1,3

0,06 (5.23)

Ao analisar a correlação entre o GP e o teor de 2-furfuraldeído, deve-se considerar

[3].

63

Local da coleta da amostra

Projeto do transformador – relação óleo/papel, tipo de papel e de sistema de

preservação etc.

Defeito incipiente do tipo ‘ponto quente localizado’

Tempo real de operação e regime de carga durante esse tempo

Condições do óleo isolante – acidez, tensão interfacial, rigidez, umidade,

partículas etc.

Teor de umidade do isolamento celulósico

5.5 ENSAIO DE CORRENTE E TENSÃO ELÉTRICA

As grandezas elétricas usualmente monitoradas são a corrente e a tensão. Esses

parâmetros fornecem informações importantes sobre o estado do equipamento que podem

ser utilizadas para entender a sua condição de operação no momento da execução dos

ensaios de vibração e de termometria. A corrente elétrica, por exemplo, está intimamente

ligada à temperatura de operação do sistema e à calibração dos seus relés de proteção.

Enquanto o monitoramento da tensão pode esclarecer aspectos sobre o estado ou

capacidade de carga de um banco de baterias.

Nos sistemas com transformadores de potência, os ensaios são executados com o

auxílio de transformadores de instrumentação (Figura 5.10), equipamentos capazes de

fazer a redução da corrente ou da tensão para níveis seguros aos circuitos medidores com

amperímetros, analisadores de energia e sensores. Estes analisadores permitem a análise

do comportamento espectral dos parâmetros elétricos, ferramenta importante na análise

de correntes harmônicas, grandezas relacionadas à perda de eficiência, ao surgimento de

sobretensões e à redução da vida útil de transformadores.

64

Figura 5.10 - Transformadores de instrumentação

Fonte: ARTECHE [39]

Uma alternativa na tecnologia de medição em subestações são os transformadores

óticos (Figura 5.11), equipamentos capazes de fazer a aquisição de corrente e tensão com

precisão maior do que os transformadores de instrumento convencionais, além de

possuírem alta imunidade aos efeitos eletromagnéticos e ocuparem menos espaço. Nestes

transformadores os sinais de tensão e corrente são digitalizados e transmitidos aos painéis

de controle onde podem ser processados e analisados em softwares especializados.

Figura 5.11 - Transformador de instrumentação ótico.

Fonte: PAC WORLD [40]

65

5.6 ENSAIOS DAS CARACTERÍSTICAS DIELÉTRICAS DA

ISOLAÇÃO

As características dielétricas de um isolante são de extrema importância, pois são

fatores que garantem a eficiência da isolação e do equipamento elétrico. É importante

estar atento à possibilidade de ruptura dielétrica pois caso ocorra, correntes elétricas se

estabelecem, que podem não somente danificar o equipamento como também causar

graves acidentes aos operadores e mantenedores. A seguir serão apresentados os

principais ensaios utilizados para acompanhamento do dielétrico.

5.6.1 Ensaio de resistência de isolamento7

Mede-se a resistência de isolamento ao determinar a ‘corrente de fuga’ a partir da

aplicação de tensão contínua, no material isolante, respeitando-se o limite máximo

imposto pela classe de tensão do equipamento. Esse ensaio permite monitorar o estado de

conservação da isolação, através da análise das características do dielétrico, de

disjuntores, transformadores, motores, geradores, cabos etc. O ensaio é executado

utilizando-se um megômetro (Figura 5.12), digital ou analógico. Estes instrumentos são

capazes de fazer medições de resistência de isolamento da ordem de teraohms – TΩ e

aplicar tensões de 500 V até 20 kV (para ensaios em transformadores de grande porte),

além de ser portáteis e possuírem bateria interna, no caso de não haver alimentação da

rede. Acompanha o megômetro, os cabos para o ensaio e em modelos mais robustos, é

possível fazer a transferência de dados de medições para o computador. Conforme a

ABNT [9], a norma utilizada para intepretação dos resultados do ensaio de resistência de

isolamento é a NBR 7036.

7 Resistência que o isolante oferece ao surgimento de corrente elétrica, chamada também de ‘corrente de

fuga’, quando aplicada uma tensão no meio dielétrico.

66

Figura 5.12 - Megômetro utilizado no ensaio de resistência elétrica.

Fonte: MEGGER (2014) [41]

5.6.1.1 Fatores que afetam a resistência de isolamento

Conforme NEMÉSIO SOUSA, os principais fatores que afetam os resultados da

medição da resistência de isolamento, são [3].

Condições da superfície: poeira, sujeira, ferrugem etc.

Temperatura: grandeza que varia inversamente com a resistência de isolamento.

Ao efetuar as medidas, para que o diagnóstico seja preciso, a temperatura no

momento da aferição deve ser corrigida para um valor de referência dado por

norma ou pelo fabricante dos instrumentos de ensaio.

Umidade: se o isolante estiver abaixo do ponto de condensação, forma-se uma

película de água que reduz drasticamente a resistência de isolamento no momento

da medição.

Efeito da tensão do ensaio: para boas condições de operação, a resistência do

isolante não varia muito com a tensão aplicada, somente em casos onde ocorre

67

degradação ou fratura da isolação, ou para tensões acima do valor nominal do

equipamento.

Duração do ensaio: a resistência de isolamento aumenta proporcionalmente com

o tempo de duração do ensaio. Para boas condições da isolação, após 10 ou 15

minutos é atingido um valor considerável estável, por outro lado, quando há algum

grau de impureza ou degradação, este valor é atingido em 1 ou 2 minutos.

Efeito de carga residual: todo equipamento para ser efetivamente ensaiado deve

ser desenergizado, logo, para evitar que a carga residual interfira na medição, o

equipamento deve ser aterrado por um tempo suficiente, normalmente, não menos

do que quatro vezes o tempo do último ensaio.

5.6.1.2 Índice de absorção dielétrica

Um dielétrico é tão melhor quanto maior for a resistência que ele oferecer para a

passagem da corrente de fuga, contudo, os contaminantes, com destaque para a umidade,

podem reduzir consideravelmente a capacidade dielétrica do isolante. Um indicador

simples e eficiente para o acompanhamento da qualidade da isolação é o Índice de

Absorção Dielétrica – Iad, cuja descrição matemática é apresentada na Equação 5.24 [3].

𝐼𝑎𝑑 =𝑅60𝑠𝑒𝑔

𝑅30𝑠𝑒𝑔 (5.24)

Em que:

R60seg: resistência de isolamento para ensaio de 60 segundos.

R30seg: resistência de isolamento para ensaio de 30 segundos.

Para bons isolantes a resistência de isolamento cresce rapidamente em pouco

tempo. Sendo assim, um índice de absorção acima de 1,5 é sinal de que a isolação, em

geral, está em bom estado, mas para valores próximos de 1, ela é considerada pobre, tendo

em vista que a resistência tende a se tornar constante com pouco tempo de ensaio.

5.6.1.3 Índice de polarização

Este índice é semelhante ao anterior, com a diferença de que as resistências de

isolamento são medidas em ensaios de 10 minutos e 1 minuto. Este fator permite ter

68

conhecimento mais preciso do estado do dielétrico do que com o índice de absorção.

Assim como no caso do indicador anterior, quanto maior o índice de polarização melhor

a isolação e valores menores do que 1 representam perigo para o devido funcionamento

do equipamento. A descrição matemática do Índice de Polarização (Ip) é mostrada na

Equação 5.25 [3].

𝐼𝑝 =𝑅10𝑚𝑖𝑛

𝑅1𝑚𝑖𝑛 (5.25)

Em que:

R10min: resistência de isolamento para ensaio de 10 minutos.

R1min: resistência de isolamento para ensaio de 1 minuto.

Para a avaliação da isolação em função dos índices de absorção e de polarização,

recomenda-se a Tabela 5.19 como referência.

Tabela 5.19 - Valores recomendados para diagnóstico em função de Ip e Iad.

Condições de isolamento Índice de absorção Índice de polarização

Pobre < 1,0 < 1,0

Duvidoso 1,0 a 1,4 1,0 a 2,0

Aceitável 1,4 a 1,6 2,0 a 4,0

Bom > 1,6 > 4,0

Fonte: PAULINO (2014) [42].

5.6.1.4 Correção da temperatura de ensaio

A ABNT recomenda uma temperatura para correção de 75°C contudo, é

amplamente utilizada na bibliografia especializada e pelos fabricantes 20°C como

referência, por isso a correção é comumente feita para esta temperatura [3].

Uma vez feito o ensaio, a correção da resistência para a temperatura de 75°C,

segundo a ABNT, é dada pela Equação 5.26 [3]. 5.1

𝑅75°𝐶 =𝑅𝜃

275−𝜃

10

(5.26)

Em que:

Rθ: resistência de isolamento para uma temperatura θ no momento do ensaio.

θ: temperatura no momento da medição.

69

O expoente do denominador da Equação 5.26, também é conhecido por fator de

correção da temperatura e na sua ausência, a resistência de isolamento é determinada por

meio do valor tabelado pela NBR 7036 [3].

Dada a ampla aplicação entre os fabricantes de megômetros e pela extensa

bibliografia que adota a temperatura de 20°C como valor de referência, é interessante

mencionar que para fazer a correção, ao utilizar um fator em função da temperatura

ambiente, adota-se a Tabela 5.20, desenvolvida pela James Biddle Company [3].

Tabela 5.20 - Fatores de correção de temperatura de transformadores para 20°C

Temperatura

(°C)

Fator de

Correção

Temperatura

(°C)

Fator de

Correção

Temperatura

(°C)

Fator de

Correção

0 0,250 27 1,610 54 10,900

1 0,268 28 1,730 55 11,200

2 0,087 29 1,850 56 12,000

3 0,306 30 1,980 57 12,870

4 0,331 31 2,120 58 13,790

5 0,354 32 2,270 59 14,780

6 0,380 33 2,430 60 15,850

7 0,407 34 2,610 61 16,980

8 0,436 35 2,800 62 18,100

9 0,460 36 3,000 63 19,500

10 0,500 37 3,210 64 20,900

11 0,540 38 3,440 65 22,400

12 0,570 39 3,690 66 24,000

13 0,820 40 3,950 67 25,750

14 0,660 41 4,230 68 27,610

15 0,710 42 4,540 69 29,610

16 0,760 43 4,870 70 31,750

17 0,810 44 5,220 71 34,350

18 0,870 45 5,600 72 36,850

19 0,930 46 5,990 73 39,400

20 1,000 47 6,410 74 42,280

21 1,070 48 6,860 75 44,700

70

Temperatura

(°C)

Fator de

Correção

Temperatura

(°C)

Fator de

Correção

Temperatura

(°C)

Fator de

Correção

22 1,140 49 7,340 76 48,730

23 1,230 50 7,850 77 58,200

24 1,310 51 8,650 78 56,000

25 1,400 52 9,340 79 59,600

26 1,510 53 10,10 80 63,750

Fonte: JAMES BIDDLE in [3].

5.6.1.5 Perdas dielétricas

Materiais dielétricos, especialmente os sólidos, submetidos à tensão alternada

geram perdas internas que aumentam a sua temperatura. Estas perdas, substancialmente

maiores do que àquelas geradas por efeito joule (RI2) quando o isolante está sob uma

tensão contínua, chama-se perdas dielétricas. Elas variam com a temperatura, frequência,

teor de umidade, impurezas e contaminações do isolante e com a diferença de potencial,

ddp, aplicada.

Conforme SAHA (2008) [43], tendo em mente que um dielétrico pode ser

modelado como um circuito RC paralelo, pode-se definir o fator de perdas dielétricas

como a tangente do ângulo entre a corrente capacitiva (Ic) e a corrente total através do

isolante (It) também chamada de tangente de perdas - Figura 5.13. Neste caso, quanto

maior for Ir maiores serão as perdas dielétricas no isolante.

Figura 5.13 - Ângulo δ da tangente de perdas e modelagem do dielétrico.

Fonte: SENS E UETI (2014) [44]

71

5.6.1.6 Ensaios de resistência DC na avaliação do isolamento

Segundo NEMÉSIO SOUSA [3], os ensaios necessários para se avaliar o estado do

isolamento nos transformadores de potência, são:

Resistência de isolamento a 1 minuto: ensaio básico para a determinação da

resistência. É aplicada uma ddp contínua compatível com a classe de tensão do

transformador e feita a medição após 1 min. São criadas curvas com os valores de

diversas medições e avaliadas o comportamento da resistência.

Resistência de isolamento × tempo: ensaio em que se compara o efeito de

absorção do bom isolante com o ensaiado. Neste método aplica-se tensão contínua

e efetua-se leituras aos 15, 30, 45 e 60 segundos e a cada minuto até completar-se

10 minutos, os valores são plotados em escala logarítmica e avaliados. No ensaio,

os indicadores utilizados são o índice de absorção dielétrica e o índice de

polarização.

Resistência de isolamento multitensão: neste método aplica-se duas tensões

contínuas, uma de cada vez, na proporção de 1:5 (1 kV e 5 kV, por exemplo) e, para

cada ensaio, efetua-se a leitura após 1 minuto. Para uma boa isolação, as resistências

de isolamento devem ser aproximadamente iguais e como indicador de qualidade

da isolação, a Equação 5.27 pode ser aplicada.

𝑅𝑡𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑚𝑒𝑛𝑜𝑟

𝑅𝑡𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑚𝑎𝑖𝑜𝑟< 1,25 (5.27)

Tensão acima da nominal: este ensaio é executado quando a resistência de

isolamento ou índice de polarização ficam acima do valor mínimo recomendado.

Serve para verificar danos físicos no equipamento e degradação no dielétrico. As

tensões para os ensaios devem ser:

Para equipamentos novos

Ensaio fábrica: (2 × kVn + 1) × 1,7

Ensaio no local de operação: (2 × kVn + 1) × 1,7 × 0,8

Para equipamentos em operação

Tensão de ensaio: k × kV × 1,7

Em que:

kVn: tensão nominal do equipamento

72

k: constante que varia de 1,25 a 1,5

kV: classe de tensão

1,7 é o fator conversão que autentica um ensaio em tensão DC feito em um

equipamento que opera em AC.

5.7 END - ENSAIOS NÃO DESTRUTIVOS

5.7.1 Ensaio de emissão acústica

Anomalias internas aos equipamentos, como defeitos e falhas, podem ser

identificadas por um END muito usual, denominado emissão acústica. A medição

acústica se caracteriza por ser uma técnica de inspeção preditiva, não invasiva, de fácil

aplicação, baixo custo, e simples para uso no campo.

Possibilita a realização de ensaios com o equipamento em operação, a detecção e

análise de defeitos em tempo real, possui relativa imunidade a ruídos eletromagnéticos e

pode permitir a localização tridimensional de defeitos.

I. Ultrassom

O ensaio de ultrassom é utilizado para se determinar emissões elétricas (arco

elétrico, corona e descargas parciais) provocadas por problemas na isolação do óleo. Estas

emissões produzem um som em alta frequência que é inaudível aos seres humanos, mas

detectável pelo transdutor piezoelétrico8 que é responsável por processar o ultrassom em

um sinal sonoro perceptível aos humanos.

Este ensaio é capaz de identificar uma falha insipiente muito antes de ocorrer

qualquer problema mais grave no equipamento além de não exigir o seu desligamento,

pelo contrário, deve-se inspecioná-lo energizado. O procedimento é similar ao utilizado

na inspeção termográfica e serve de complemento ao ensaio.

8 Materiais capazes de gerar um sinal elétrico quando sofrem deformação ou vice-versa.

73

II. Sinal Acústico

A premissa do ensaio do sinal acústico é considerar que um equipamento possui

uma assinatura acústica típica, um som de operação normal característico. Caso ocorra

alguma situação anormal, como um problema mecânico ou de regulagem, a assinatura

acústica altera e a mudança é detectada por um sensor eletrônico externo ao equipamento.

III. Energia Acústica

O método de energia acústica é mais apropriadamente descrito como uma técnica

de análise matemática em que se utiliza cálculo e processamento computacional para se

avaliar as condições de operação do equipamento por meio do estudo dos seus sinais

acústicos adquiridos no momento do ensaio.

5.7.2 Medição de ruído e vibração

Segundo FILIPIN et al (2003), transformadores de potência quando estão em

operação produzem vibrações que podem servir de fonte de estudo das suas condições de

funcionamento [45]. As causas principais são as forças magnetostrictiva9 nas lâminas do

núcleo e os sistemas de refrigeração compostos por bombas de óleo, ventiladores etc.

A vibração, por ser transmitida à carcaça e aos sistemas auxiliares do

transformador, gera ruídos e concentra-se no dobro da frequência da linha,

especificamente nas frequências de 120 Hz mais harmônicos [45]. A modificação da

distribuição da energia vibratória indica a deterioração da condição de operação do

equipamento.

5.7.3 Medição de descargas parciais

Descargas parciais são descargas elétricas localizadas que, parcialmente, produzem

uma corrente no isolante. Elas ocorrem devido a uma fragilidade na suportabilidade

dielétrica cuja evolução pode vir a acarretar graves consequências para os equipamentos

e para o sistema elétrico.

9 Forças de atração e repulsão. Consequência das interações dos campos magnéticos no núcleo do

transformador. São dependentes da corrente de carga.

74

A detecção gerada no interior de um sistema isolante é de fundamental importância

para se avaliar a existência de defeitos internos visto ser a técnica que mais

prematuramente consegue diagnosticar uma futura queda de suportabilidade elétrica.

Tradicionalmente, descargas parciais têm sido avaliadas pela medição dos pulsos

elétricos de alta frequência conduzidos em um circuito de medição específico, conforme

norma internacional IEC 60270 [4].

Dependendo da intensidade das descargas parciais, a vida útil do sistema isolante

poderá ser reduzida drasticamente. Inclusive, uma das finalidades do ensaio é contribuir

para determinação da relação existente entre as grandezas que regem as descargas e a

expectativa de vida útil do transformador, ou, na melhor das hipóteses, definir uma

expectativa mínima de vida antes que seja necessária alguma intervenção.

5.7.4 Ensaios de endoscopia ou boroscopia

Esta técnica baseia-se na inspeção visual para identificação de falhas. Por vezes a

desmontagem do equipamento se faz necessária e, para evitá-la, podem-se utilizar

câmeras, lentes ou fibras óticas introduzidos na máquina. Alguns equipamentos, como os

blindados a gás SF6, permitem a inspeção por meio de visores especialmente montados,

com isso não há a necessidade de desligamento ou desmontagem do equipamento.

75

6 A TÉCNICA PREDITIVA NO AMBIENTE DA SUBESTAÇÃO

6.1 INTRODUÇÃO

O plano mínimo de manutenção de instalação de transmissão elétrica da ANEEL,

recomenda, como ensaios na inspeção preditiva de transformadores de potência, a

termografia e a análise do óleo isolante [46]. Todavia, para se aplicar as técnicas de

predição de forma mais completa, neste Capítulo serão apresentados, além dos

recomendados pela ANEEL, os END de emissão acústica, medição de descargas parciais

e boroscopia, no ambiente de uma subestação.

6.2 ENSAIO DE TERMOGRAFIA

Para se executar a termografia em transformadores de potência, tanto a óleo quanto

a seco, primeiramente é essencial que o procedimento seja realizado por um profissional

especializado em termografia, denominado Termografista. Esse deve possuir

conhecimento ou informações sobre os componentes e equipamentos quanto às suas

funções e regime de operação, conhecer plenamente a operação do termovisor utilizado,

ter conhecimento dos requisitos de segurança da NR-10 e obedecer às práticas e normas

de segurança da empresa.

Na inspeção de transformadores existem vários modelos de instrumentos de

medição de temperatura – Figura 5.3. Estes equipamentos são capazes de produzir

termogramas de alta resolução e apresentar as temperaturas em função da variação da

emissividade. Além disso, o termovisor tem a possibilidade de ser parametrizado quanto

à umidade do ar, temperatura ambiente, distância do objeto e outras variáveis que afetam

as medições. Com o auxílio de um software de análise, é possível fazer o estudo das

condições de temperatura dos transformadores inspecionados seja no momento da

inspeção ou após, com o auxílio de um computador. Uma norma importante como guia

para verificação de termovisores, segundo a ABNT [9], é a NBR 15718. Estes

instrumentos devem possuir certificado de calibração com rastreabilidade reconhecida e

devem ser adequados ao tipo de inspeção a ser executada.

76

Além dos termovisores, para execução do ensaio deve-se utilizar um termo-higro-

anemômetro10 e um amperímetro tipo alicate, útil quando há desconfiança de

sobrecorrente como causa do aquecimento em excesso ou para se entender as condições

de operação do transformador de potência. Estes instrumentos também devem estar

devidamente aferidos e calibrados.

Na Seção 5.2.1, foi apresentada a metodologia de avaliação de temperatura dos

equipamentos inspecionados, de acordo com a ABNT [9], pelas normas NBR 15424 e

NBR 15866. Contudo, quanto ao critério de definição de periodicidade de inspeção, a

NBR 15763 recomenda [47]:

A cada alteração de sazonalidade11 devido ao aumento de demanda.

Antes das paradas programadas para a execução da manutenção preventiva ou

corretiva e reinspeção após as correções e/ou intervenções.

Após a instalação de novos componentes ou aumento de carga no sistema.

Após a alteração do projeto da instalação.

Após a ocorrência de curtos-circuitos.

Após a primeira energização com carga da instalação.

A termografia deve ser executada não somente para se avaliar a temperatura da

carcaça, mas também dos demais componentes do transformador de potência, como as

buchas AT e BT, tanque de expansão (no caso de transformadores a óleo) e pontos de

conexões.

As inspeções termográficas nos transformadores de potência devem ser feitas em

um período máximo de seis meses com uma tolerância de um mês. Contudo, a

periodicidade pode ser menor em casos recorrentes de anomalias térmicas graves, para

circuitos de alta importância, quando há risco à segurança humana ou para circuitos com

flutuações acentuadas de carga onde tenham sido detectadas falhas térmicas. Para

10 Instrumento portátil digital que, por meio de sensores dedicados, determina a temperatura, a umidade

relativa do ar e a velocidade do vento no ambiente de ensaio.

11 Mudança em função da época do ano, por exemplo, com a variação da estação.

77

sistemas de subestações com fator de carga12 inferior a 50% ou com acompanhamento

regular de inspeções, a periodicidade pode ser maior do que seis meses.

A NBR 15572 orienta, em vários pontos, como os procedimentos devem ser

executados [48]. Dentre eles, é importante que os ensaios de termografia sejam evitados

no período diurno pois o reflexo e o carregamento solar influenciam os resultados das

medições. Caso seja inevitável, recomenda-se realizar as inspeções pela manhã, nas

primeiras horas do dia e além disso, deve-se observar o mesmo objeto em ângulos

distintos a fim de evitar influência do reflexo solar. Segundo a ABNT NBR 15572,

inspeções com vento acima de 20 km/h devem ser evitadas e em caso de chuva, garoa ou

neblina, não devem ser realizadas. Após a estiagem, esperar no mínimo 1 h para iniciar o

trabalho. Deve-se ficar atento à umidade do ar pois caso esteja acima de 90% o ensaio

não deve ser executado.

Uma vez que tenha sido encontrado um ponto quente, com suspeita de falha

incipiente por origem térmica, a NBR 15572, recomenda [48]:

Produzir uma imagem considerando o melhor ajuste de foco, distância e ângulo.

Fazer a correção das medições como apresentado na Seção 0.

Adquirir o valor da corrente elétrica do transformador sob ensaio e verificar se

houve variação significativa na curva de carga no período de 1 h que antecedeu

ao ensaio. Caso positivo, aguardar o equilíbrio térmico.

Identificar e registrar os dados que permitam a localização do ponto, como

informações do equipamento, fase, número do circuito e tensão de operação.

Obter, além dos termogramas (Figura 6.1 e Figura 6.2), uma imagem visual do

transformador com suposta falha/defeito e, sempre que possível, um termograma

de uma referência, como um transformador cuja operação esteja dentro da

normalidade.

Ao final do ensaio, deve-se elaborar um registro de resultados onde deve constar

informações como a identificação do transformador, as suas condições de operação,

especificação do termovisor utilizado, os termogramas com indicação das falhas/defeitos

etc.

12 Razão entre a demanda média e a demanda total, dentro de um intervalo de tempo. Pode assumir valores

de 0 a 1 e serve como indicador de qualidade do serviço da instalação elétrica.

78

Figura 6.1 - Termograma em transformador a óleo.

Fonte: MARQUES (2018) [49].

Figura 6.2 - Termograma em transformador a seco.

Fonte: SIMAT [50]

6.3 ENSAIOS DO ÓLEO ISOLANTE

Um dos ensaios essenciais recomendado pela ANEEL para a compreensão do

estado de operação dos transformadores de potência é a análise do óleo isolante. Como

visto na Seção 5.3, este ensaio pode ser divido em Análise Físico-química e na AGD -

Análise de Gases Dissolvidos, que são capazes de determinar a qualidade do óleo e

detectar falhas incipientes em função da presença de vários tipos de compostos

contaminantes ou pela variação de suas propriedades físico-químicas, como: água,

79

dióxido de carbono, hidrocarbonetos, rigidez dielétrica etc. Segundo a ABNT [9], a norma

que orienta sobre a supervisão e manutenção da qualidade do óleo isolante em

equipamentos é a NBR 10576. Ensaios relacionados ao óleo não são executados em

transformadores a seco pois estes utilizam ar como isolante.

O ensaio de óleo isolante é executado por laboratórios especializados no

procedimento. Apesar de ser importante e essencial para a inspeção preditiva, os ensaios

físico-químico e de cromatografia gasosa são complexos e dispendiosos. Sendo assim,

normalmente o engenheiro de manutenção é responsável por fazer a retirada da amostra

e enviar para um laboratório especializado. Apesar disso, é essencial o conhecimento dos

métodos utilizados (Seção 5.3) e dos valores de referência (dados por norma, por exemplo

a IEC 60599 [9]) e pelo fabricante do equipamento, pois o engenheiro é responsável por

dar e compreender o diagnóstico do estado do transformador além de recomendar uma

ação interventiva.

Uma amostra de óleo, para se efetuar o ensaio, deve ser preparada com cuidado,

pois durante o processo é possível ocorrer contaminação originária da má manipulação

do kit de coleta, o que acarretaria em um falso diagnóstico. Segundo a ABNT [9], como

guia para amostragem de líquidos isolante utiliza-se a NBR 8840. Nela, destacam-se os

seguintes pontos, referente ao procedimento de retirada de óleo, conforme o guia para

coleta de amostras de óleo isolante da INFRARED SERVICE [51].

O recipiente de armazenagem recomendado é frasco de vidro escuro ou seringa

de vidro – Figura 6.3.

A coleta deve ser executada quando a umidade relativa do ar estiver inferior a

70%.

Para cromatografia gasosa o volume de óleo utilizado é de 20 ml e para o ensaio

físico-químico é de 1 litro.

Deve-se abrir o registro de coleta lentamente e, no caso de existir vácuo no

transformador, desabilitar o relé de súbita pressão13 e fazer a coleta do óleo.

Preparar uma etiqueta informativa para os frascos e seringas de óleo onde devem

constar dados de identificação do transformador como: número de série, tensão,

potência, temperatura do óleo, tipo do óleo, ano de fabricação etc.

13 Instrumento de proteção contra variações bruscas de pressão interna no transformador de potência.

80

Limpar a válvula ou dreno com pano limpo antes da instalação do kit de coleta.

Fazer a retirada de 1 a 2 litros de óleo para limpeza interna da válvula. No caso de

transformadores de pequeno porte, drenar somente o mínimo necessário.

Após a limpeza, encher cerca de metade do frasco de vidro, fazer o enxágue e

esvaziá-lo. Em seguida, fazer a coleta enchendo o frasco até o máximo possível,

cuidando para que não haja a formação de bolhas, e tampá-lo.

No caso da seringa, após a limpeza enchê-la por completo lentamente e desprezar

o óleo. Enchê-la novamente, fechar a válvula da seringa e o registro de saída de

óleo do transformador.

Por fim, deixar a seringa em repouso até que qualquer bolha de ar se concentre na

sua parte superior, abrir a válvula e deixar sair o ar. Importante que tenha, no

mínimo, 20 ml de óleo na seringa.

Figura 6.3 - Frascos e seringas de vidro para coleta de óleo.

Fonte: INFRARED SERVICE [51]

Dentre os gases verificados na aplicação da AGD há a possibilidade de determinar

o teor de monóxido e dióxido de carbono. Entretanto, o 2-FAL, o composto de furano

mais relevante para a análise da degradação sólida do isolamento do transformador, dilui

no óleo e não é detectável por cromatografia gasosa [3]. Para resolução deste problema,

os laboratórios utilizam a cromatografia líquida de alta resolução como método

normalizado pela ASTM D 5837 [52] para se detectar os compostos do furano. Conforme

a ABNT [9], a norma utilizada na determinação do 2-FAL é a NBR 15349 e conhecendo-

se a concentração deste composto, é possível estimar a vida útil do transformador,

correlacionada ao grau de polimerização (ver Seção 5.4.1) do isolamento sólido

especificado pelo fabricante ou pela norma NBR 5356 [9]. Segundo a ANEEL [46], os

ensaios físico-químicos devem ser feitos a cada 24 meses com uma tolerância máxima de

81

4 meses, enquanto a AGD deve ser executada a cada 6 meses com uma tolerância de 1

mês.

O método apresentado faz parte do procedimento tradicional de ensaio de óleo

isolante. Contudo, nas últimas décadas, foram desenvolvidas tecnologias (bastante úteis

em transformadores de grande porte) capazes de fazer a análise de algumas características

do óleo e dar o diagnóstico em campo, ou seja, sem a necessidade de contratação dos

serviços de um laboratório. Alguns instrumentos são capazes de fazer os ensaios físico-

químicos e de AGD sem que seja necessária retida de uma amostra e permitem o

acompanhamento contínuo do estado do óleo isolante, além de oferecerem a opção de

comunicação digital ou analógica, o que torna o ensaio mais seguro pois a análise pode

ser apresentada à distância na tela de um computador. Vale lembrar que, apesar de

versáteis, estes instrumentos são caros e para estudos mais aprofundados, o método

tradicional pode retornar resultados mais abrangentes. Alguns exemplos de tecnologias

utilizadas nos ensaios do óleo isolante [53].

Kelman DGA 900 (Figura 6.4) e Hydran M2 (Figura 6.5) da GE: instrumentos

capazes de determinar as concentrações de Hidrogênio (H2), Oxigênio (O2),

Nitrogênio (N2), Óxidos de Carbono (CO e CO2) e Hidrocarbonetos (Metano -

CH4; Acetileno - C2H2; Etileno - C2H4 e Etano - C2H6), que são os principais gases

gerados das falhas no óleo ou no papel isolante. Podem também verificar a

concentração de H2O, produto da degradação celulósica. Possuem alarme de

níveis de gás, mudança na taxa de gás e nível de umidade relativa. É possível

acrescentar sensores de medição de carga e temperatura do óleo.

Figura 6.4 - Kelman DGA 900

Fonte: GE [53]

82

Figura 6.5 - Hydran M2.

Fonte: GE [53]

Kelman Transport X2 da GE (Figura 6.6): conhecido por laboratório portátil,

este instrumento é um dos avanços na análise de óleo. Como nos instrumentos

anteriores, ele é capaz de detectar a presença de H2, CH4, C2H2, C2H4, CO, CO2 e

C2H6 além de H2O. Por ser portátil, é um instrumento versátil e capaz de ser

utilizado em mais de um transformador bastando somente retirar a amostra de óleo

referente ao equipamento de interesse.

Figura 6.6 - Kelman Transport X2

Fonte: GE [53]

83

6.4 Ensaios Não Destrutivos

6.4.1 Detecção de descargas parciais

As normas que descrevem o método de medição e localização de descargas parciais

são as NBR 15633, IEC 60270 e IEEE C57.127 [9]. Este ensaio serve de complemento

para a AGD e pode ser executado utilizando-se um sistema de medição associado a

sensores de emissão acústica - Figura 6.7.

Conforme MARQUES et al [4], a aplicação mais usual do ensaio de emissão

acústica, os sensores sensíveis às altas frequências das descargas parciais são instalados

na carcaça dos transformadores de potência a óleo e os sinais, quando detectados, são

enviados para instrumentos especializados em processar os dados e apresentá-los em

gráficos 2D e 3D.

Figura 6.7 - Sistema de medição de descargas parciais

Fonte: HIGH VOLT [54]

No ensaio de detecção de descargas parciais utilizam-se instrumentos capazes de

adquirir, simultaneamente, dados por meio de diversos canais e apresentá-los em um

gráfico numa tela LCD, como o ICMcompact da High Volt [55]. Por meio de software

dedicado, é possível identificar onde ocorre a falha internamente ao transformador de

potência e, com este dado, associá-la aos resultados da AGD para que o diagnóstico seja

preciso.

84

Figura 6.8 - ICMcompact para medição de descargas parciais.

Fonte: HIGH VOLT [55]

Uma alternativa tecnológica e também um avanço para o ensaio de medição de

descargas parciais em transformadores de potência são os instrumentos compactos e

portáteis como o AQUILA da TECHMP - Figura 6.9. Capazes de se comunicar via WiFi

ou bluetooth, estes instrumentos representam uma solução prática e versátil na engenharia

de manutenção.

Figura 6.9 - Sistema compacto de medição de descargas parciais.

Fonte: TECHIMP [56]

Outro instrumento capaz de detectar o ultrassom gerado pelas descargas parciais,

mas de forma mais direta, são os medidores ultrassônicos tipo pistola como mostrado na

Figura 6.10. Eles são capazes de detectar ondas sonoras de 20 a 100 KHz, podem fazer

gravação de dados e armazenamento e possuem um software dedicado a análise dos

dados.

85

Figura 6.10 - Medidor ultrassônico tipo pistola

Fonte: INSTRONIC [57]

6.4.2 Técnica de inspeção visual

Segundo a ANEEL, o plano mínimo de manutenção de instalação de transmissão

elétrica contempla as inspeções visuais [46].

“As inspeções visuais devem ser realizadas regularmente visando verificar o estado geral

de conservação da subestação, incluindo a limpeza dos equipamentos, a qualidade da

iluminação do pátio e a adequação dos itens de segurança (por exemplo, extintores e

sinalização). Durante as inspeções visuais devem ser verificados, entre outras coisas, a

existência de vazamentos de óleo nos equipamentos e de ferrugem e corrosão em equipamentos

e estruturas metálicas, a existência de vibração e ruídos anormais, o nível de óleo dos principais

equipamentos e o estado de conservação dos armários e canaletas e as condições dos

aterramentos”.

Apesar da inspeção visual recomendada pela ANEEL ser externa ao transformador

de potência, é possível a utilização de instrumentos capazes de fazer também a inspeção

internamente ao equipamento. Esta inspeção, também conhecida como boroscopia, é

executada por meio dos videoscópios (Figura 6.11), instrumentos adaptados com câmeras

e visores capazes de serem inseridos no transformador de potência desenergizado. Eles

podem inspecionar regiões de difícil acesso com sua câmera flexível e fazer gravações de

vídeo para posterior análise da região interna do transformador.

86

Figura 6.11 - Videoscópio ou boroscópio.

Fonte: FLIR [58]

No caso de transformadores de potência de grande porte, refrigerados a óleo, o

ensaio de boroscopia, apesar de ser aplicável a todos os modelos de transformador de

potência, pode requerer o esvaziamento do líquido isolante do equipamento. Todavia,

atualmente, novas soluções tecnológicas têm sido desenvolvidas. Destaque ao TXplore

da ABB - Figura 6.12. Este instrumento é capaz de fazer a inspeção visual interna em

transformadores a óleo de grande porte sem a necessidade de retirar o líquido isolante ou

da presença de um operador. Dessa forma, os custos devido à necessidade de retirada e

de armazenagem do óleo isolante são inexistentes e a segurança do mantenedor é maior,

pois ele não precisará se expor a um ambiente confinado e hostil.

Figura 6.12 - ABB Ability TXplore

Fonte: ABB [59]

87

O TXplore possui lanternas para iluminação, é capaz de fazer gravações e transmiti-

las por meio de comunicação wireless e faz o monitoramento em tempo real do ambiente

interno do transformador de potência, além de ser controlável remotamente.

88

7 CONCLUSÕES

As técnicas preditivas na manutenção de transformadores de potência são

ferramentas poderosas no acompanhamento e no diagnóstico destes equipamentos.

Nesse TCC foi visto que, com o monitoramento periódico do estado do isolamento

elétrico do equipamento, por meios dos ensaios dielétricos, é possível se antecipar às

ocorrências de defeitos ou falhas nos transformadores a óleo e a seco, e tomar as ações

cabíveis para mantê-lo em conformidade.

Outras monitorações, como a termografia, a análise do óleo isolante e a

cromatografia, por exemplo, sevem para acompanhar, preditivamente, a performance do

equipamento e se antecipar a situações indesejáveis em sua condição operacional.

Adotando o procedimento adequado, os custos são reduzidos, pois as paradas não

programadas são evitadas, a disponibilidade aumenta e a confiabilidade na segurança da

subestação e da indústria é crescente.

Neste TCC foram abordados, no Capítulo 4, os principais aspectos construtivos dos

transformadores de potência, em que podem ser vistos diferentes sistemas de refrigeração

destes equipamentos, afim de se mostrar a complexidade de seu projeto e contextualizar

os diversos ensaios preditivos aplicáveis nos transformadores a óleo e a seco.

O TCC teve como foco principal, contemplar os métodos para acompanhamento do

estado de operação dos transformadores de potência e a avaliação destes equipamentos

em função das informações levantadas por meio dos ensaios preditivos. Esse objetivo foi

alcançado, uma vez que, no Capítulo 2 foram apresentadas as principais técnicas

preditivas de manutenção elétrica, enquanto que, no Capítulo 5, foram descritos os

ensaios nos transformadores, seus aspectos teóricos, os cuidados ao executá-los, as

análises dos fatores de influência na interpretação dos resultados e diagnóstico das

condições dos equipamentos.

Este trabalho teve, como fundamentação teórica, a bibliografia pertinente ao

assunto da disciplina Manutenção e Operação de Equipamentos Elétricos, normas

técnicas referentes a cada ensaio, dados dos fabricantes e a literatura especializada sobre

o tema.

89

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