Gestão da vida útil dos transformadores
1. INTRODUÇÃO
A fiabilidade de um transformador, verifica-se na prática que é menor (mais
elevada taxa de falhas), nos primeiros anos de serviço, (com os denominados
problemas de infância) e no final do seu tempo de vida (devido aos problemas
de velhice).
Embora muito útil, não é fácil prever a fiabilidade futura de um transformador,
de modo a garantir uma elevada fiabilidade global do sistema eléctrico, sem ter
de recorrer à substituição inesperada daquele, nem sempre fácil de realizar,
tendo em conta a inexistência de unidades de reserva, em muitos casos.
É portanto importante, o estabelecimento de um programa de diagnóstico do
estado dos transformadores, que permita identificar o início da quebra de
fiabilidade destes equipamentos.
Este programa, aliado a modelos (por exemplo baseados na análise de risco),
desenvolvidos para apoiar a substituição estratégica dos transformadores,
poderá contribuir para o aumento de fiabilidade do sistema global.
Uma vez efectuado o diagnóstico do estado actual do transformador, a definição
e programação das operações de manutenção, adequadas à recuperação, tanto
quanto possível, das características originais do transformador, são acções que
deverão ser avaliadas, não só com base em critérios técnicos, mas também em
critérios económicos e estratégicos, que serão a seguir referidos.
De notar que, a vida do transformador pode ainda ser afectada por problemas
não directamente relacionados com o próprio transformador, designadamente os
relativos aos sistemas de protecção e ao tipo de software de controlo usado,
para além de sofrer ainda o impacto de problemas nas linhas e em certos
equipamentos a montante do transformador. Adicionalmente, também os fenómenos
relacionados com a indústria eléctrica em geral, tais como os resultantes da
desregulação, das fusões entre diversas companhias e das reorganizações do
sector eléctrico, podem afectar, de forma significativa, a vida deste
equipamento [1].
Finalmente, sublinha-se que a gestão do transformador é normalmente
influenciada pelo seu passado histórico, pelas condições em que normalmente
funciona e pela estratégia de manutenção. Portanto, as decisões sobre a
permanência, ou retirada de serviço, são sempre influenciadas, quer pela
experiência anterior sobre o comportamento do transformador e condições da
infra-estrutura, quer pelos eventuais constrangimentos, criados com a decisão
seleccionada [1].
2. CRITÉRIOS DE GESTÃO
As questões básicas, que usualmente se colocam ao responsável da exploração dum
transformador, que se encontra em serviço, são as que se encontram
esquematizadas a seguir:
Para responder à primeira questão, será necessário efectuar a caracterização do
estado do transformador do ponto de vista técnico, através de métodos de
diagnóstico apropriados.
Se o transformador apresentar sintomas de defeito interno, este deverá ser
identificado e a unidade suspeita classificada, em termos do risco da sua
permanência em serviço, na rede.
Caso o problema do transformador se possa resolver com uma beneficiação, o
passo seguinte será a identificação do tipo desta e a programação, para data
oportuna, das intervenções que consigam, tanto quanto possível, recuperar as
características degradadas (por exemplo, tratamentos, ou substituições de óleo,
substituição de uma travessia, substituição dos contactos do ruptor, ou do
selector, etc).
Neste segundo passo, será recomendável efectuar uma avaliação económica,
incluindo uma análise custo/benefício da intervenção de beneficiação, assim
como a determinação do valor residual do transformador, de forma a avaliar se
este valor residual ainda justifica o investimento necessário (custos directos
e indirectos associados às operações de beneficiação
(a)
).
Para além disto, será importante conhecer o impacto desse investimento, na vida
futura do transformador, assim como a probabilidade de ocorrência e os
respectivos custos associados a uma posterior avaria deste equipamento e à
consequente inoperacionalidade do transformador, até à eventual reparação, ou
substituição.
É também aqui, que se aplicam critérios estratégicos, relacionados, por
exemplo, com a necessidade do transformador funcionar em regime de sobrecarga e
o efeito desta no transformador, etc.
Portanto, sempre que um transformador não se encontra em estado normal, mas é
sede de um pequeno defeito (não considerado grave), a decisão de o conservar em
serviço, ou retirar de serviço, para beneficiação imediata, deve basear-se,
pelo menos, em 3 tipos de critérios [2]:
1 ' CRITÉRIO TÉCNICO;
2 ' CRITÉRIO ECONÓMICO;
3 ' CRITÉRIO ESTRATÉGICO;
2.1 ' CRITÉRIO TÉCNICO
O critério técnico deve ter em conta vários factores, designadamente:
· As características de operação do transformador ao longo do tempo,
(incluindo o respectivo histórico e ainda as condições previstas para o
futuro).
· O estado actual do equipamento a avaliar.
· A supervisão preventiva, disponível.
· As especificações de projecto e construção, assim como os materiais de
fabrico usados.
· Os métodos de reabilitação a utilizar.
Nas características de operação ao longo do tempo,incluem-se:
As características da rede, onde o transformador se encontra integrado, a
exposição do transformador a transitórios e a defeitos externos, os regimes de
carga, assim como o valor e frequência das sobrecargas a que foi sujeito, o
tempo de serviço do transformador e todas as avarias e quaisquer outras
anomalias, nele ocorridas ao longo do tempo.
O estado actual do transformador em avaliação depende do estado em que se
encontram os seus mais importantes componentes, (para além do núcleo e dos
enrolamentos), tais como:
· Travessias.
· Bombas de circulação do óleo (caso existam).
· Equipamentos de controlo.
· Refrigeradores.
· Regulador em carga, etc.
Quanto à supervisão preventiva, em primeiro lugar destacam-se, pela sua
importância, as análises de óleo, designadamente:
· A análise cromatográfica dos gases dissolvidos no óleo.
· A análise, por HPLC
(b)
, dos produtos furânicos dissolvidos no óleo.
· A análise do teor de partículas no óleo.
· Os ensaios fisíco-químicos e dieléctricos do óleo.
e ainda:
· A termografia (medição do perfil de temperaturas e localização de pontos
quentes).
· A medição do nível de ruído.
Relativamente às especificações, (de projecto e construção) estas incluem
vários parâmetros, dos quais podemos citar, entre outros:
· Tipo de transformador (shell, ou core).
· Tipo de isolante sólido usado (papel Kraft, papel thermally upgraded,
Nomex, etc).
· Peso total e características do isolamento sólido (sobretudo do
isolamento fino).
· Nível inicial de secagem dos enrolamentos (teor de água inicial do papel
isolante).
· Volume total de óleo.
· Tipo de óleo (inibido/não inibido; passivado/não passivado, etc).
· Qualidade do óleo inicial.
· Tipo de arrefecimento do transformador (ONAN,
(c)
ONAF,
(d)
ODAF
(e)
).
· Tipo de preservação do óleo (conservador em que o óleo tem contacto
directo com o ar, ou conservador com óleo sem contacto directo com o ar, ou
seja, com almofada de azoto, ou com membrana elástica).
· Tipo e qualidade do regulador em carga e material dos respectivos
contactos (contactos de cobre, ou prata).
Quanto aos métodos de reabilitação do transformador incluem:
· A inspecção interna e eventual beneficiação (incluindo limpeza) de
determinados elementos deste, (por ex. do selector, do ruptor e em certos casos
especiais, dos enrolamentos e do próprio núcleo, etc).
· Tratamentos de óleo.
(f)
· Reparações mais ou menos profundas (por ex. substituição de contactos do
regulador em carga, substituição de travessias, e até substituição de um ou
mais enrolamentos, etc).
Em casos extremos, em que a recuperação do transformador não é possível, ou
economicamente viável, pode mesmo chegar-se à substituição do próprio
transformador.
2.1.1 Diagnóstico do estado do transformador
O diagnóstico do estado do transformadoré normalmente efectuado, com base em
diferentes métodos, designadamente:
1 - Métodos de supervisão preventiva.
2 - Métodos de inspecção visual interna.
3 - Métodos de ensaio de papel isolante.
4 - Métodos de ensaio, eléctricos.
2.1.1.1 Métodos de supervisão preventiva
De acordo com o anteriormente referido, existem vários métodos de supervisão
preventiva, baseados essencialmente em:
· Ensaios de óleos, ensaios de termovisão e ensaios de medição do nível de
ruído, sendo os ensaios de óleos de longe os mais importantes.
2.1.1.2 - Métodos de inspecção visual interna
Os métodos de inspecção visual interna, se são de observação directa, são
usados essencialmente nos casos que exigem a abertura do transformador.
A inspecção interna pode no entanto ser realizada com auxílio de um endoscópio,
nos casos em que não é possível efectuar a abertura do transformador.
2.1.1.3 - Métodos de ensaio do papel isolante
O mais importante destes métodos é:
· A determinação do grau de polimerização viscosimétrico médio do papel.
De referir que, este é o ensaio que permite a medição directa do grau de
degradação do papel isolante e consequentemente a determinação da respectiva
vida útil restante. Contudo, este ensaio, tal como os ensaios de resistência
mecânica do papel, que também permitem a caracterização do estado de degradação
deste, só são utilizáveis, nos casos de abertura do transformador, única
situação em que é possível ter acesso ao papel, para recolha de amostras, para
ensaio.
2.1.1.4 - Métodos de ensaio eléctricos
Dentre os vários métodos de ensaio eléctricos, usados para a caracterização do
estado de transformadores, podemos destacar, por exemplo, os seguintes:
Medição de:
· Relação de transformação.
· Factor de dissipação dieléctrica (nos enrolamentos, ou travessias).
· Corrente de magnetização.
· Capacidade.
· Reactância de dispersão/Impedância de fuga.
· Descargas parciais.
· Resistência de isolamento (enrolamentos ou travessias).
· Resistência de enrolamento.
· Corrente de excitação monofásica.
· FDS 'Espectroscopia Dieléctrica no Domínio da Frequência.
· FRA (Frequency Response Analysis) ' Análise de Resposta em Frequência.
· RVM (Recovery Voltage Measurement) ' Tensão de Retorno, ou Tensão de
Reabsorção.
· PDC (Polarization and Depolarization Current) ' Corrente de Polarização e
Despolarização.
2.2 ' CRITÉRIOS ECONÓMICOS
Os mais importantes critérios económicos, a considerar na gestão da vida de um
dado transformador, podem-se agrupar no seguinte esquema:
2.3 ' CRITÉRIOS ESTRATÉGICOS
A decisão a tomar, na gestão de um determinado transformador, sobre a sua
reparação, ou desclassificação e substituição por uma nova unidade, deve ter em
conta o grau de criticidade da situação deste, relativamente a critérios
estratégicos, relacionados com vários parâmetros, dos quais se podem salientar,
pela sua importância, os apresentados no seguinte esquema:
3. ADEQUABILIDADE FUNCIONAL DO TRANSFORMADOR
A adequabilidade funcional do transformador depende essencialmente das
respectivas:
· Integridade eléctrica e mecânicarelativa ao circuito eléctrico, que
transporta a corrente, ou seja aos enrolamentos (adequada resistência mecânica,
sob o efeito de eventuais anomalias).
· Integridade electromagnética, (capacidade para transferir energia
electromagnética, sem produzir perdas excessivas, sobreaquecimentos, vibração,
som, produção de gases, etc ).
· Integridade do sistema dieléctrico,(óleo/papel).
3.1 INTEGRIDADE ELÉCTRICA, MECÂNI-CA E ELECTROMAGNÉTICA
Os testes mais utilizados para identificar a integridade dos transformadores a
este nível, são [3]:
· Relação de transformação (turns-ratio) - detecta problemas eléctricos,
(curto-circuito entre espiras), ou problemas no mecanismo do regulador em
carga.
· Capacidade (capacitance) - detecta deterioração do isolamento eléctrico
e alterações na estrutura mecânica.
· Análise de resposta em frequência (FRA) - detecta distorções mecânicas do
enrolamento.
· Corrente de magnetização - detecta problemas no circuito magnético e
curto'circuito entre espiras, [3].
· Resistência de enrolamento ' permite detectar descontinuidades nos
condutores, problemas de contactos, no regulador em carga e por exemplo na
ligação das travessias (ligações desapertadas, etc), [4].
· Análise dos gases dissolvidos no óleo (DGA) - é o método mais utilizado,
por rotina, como método de vigilância preventiva, uma vez que a sua utilização
não exige qualquer alteração nas condições de serviço do transformador, ao
contrário dos ensaios eléctricos, que só se podem realizar com o transformador
fora de serviço.
3.2 INTEGRIDADE DO SISTEMA DIELÉCTRICO (ÓLEO/PAPEL)
A integridade deste sistema é determinada através dos ensaios para
caracterização da qualidade do isolamento, assim como dos ensaiosdestinados a
caracterizar o nível de envelhecimento do óleo e do papel.
3.2.1 Qualidade do isolamento do sistema isolante óleo/papel
Entre os testes usados para avaliar a qualidade deste isolamento, podemos
destacar essencialmente os seguintes:
· Teor de água no óleo, que dá uma informação directa sobre a humidade do
óleo e indirecta sobre a humidade do papel.
· Tensão disruptiva (Rigidez dieléctrica) do óleo.
· Factor de dissipação dieléctrica (Tangente de delta) do óleo /
resistividade do óleo.
· Factor de dissipação dieléctrica (Tangente de delta) do transformador
(dos enrolamentos e travessias) [4].
· RVM (Recovery Voltage Measurement) dá uma indicação genérica, sobre a
presença de água no papel dos enrolamentos [4].
· FRA (Frequency Response analysis) ' permite a detecção de distorções/
deformações mecânicas, nos enrolamentos.
3.2.2 Envelhecimento do sistema isolante óleo/papel
Dos testes utilizados, por rotina, para caracterizar o nível de envelhecimento
do sistema papel isolante/óleo isolante, podemos destacar os testes efectuados
ao óleo e os testes realizados ao papel.
3.2.2.1 Testes de óleo
O teste de óleo, mais utilizado para a caracterização do envelhecimento térmico
do sistema isolante óleo/papel é:
· A análise dos gases dissolvidos no óleo 'efectuada por Cromatografia em
Fase Gasosa.
Relativamente ao estado do óleo, do ponto de vista do seu nível de
envelhecimento, a caracterização pode ser efectuada, essencialmente através dos
seguintes ensaios:
· Índice de acidez.
· Tensão interfacial.
· Cor.
· Lamas e sedimentos.
· Ponto de inflamação.
· Viscosidade cinemática.
· Teor de partículas(l)
Uma vez que a degradação térmica do papel produz compostos furânicos, que se
dissolvem no óleo, é possível caracterizar o estado de degradação do papel,
embora de forma indirecta, através:
· Da análise, por Cromatografia Líquida de Alta Pressão e Alta Resolução
(HPLC), de compostos furânicos dissolvidos no óleo.
De facto, é consenso generalizado, que os ensaios de óleo são os ensaios de
rotina mais importantes,para a realização da vigilância preventiva de
transformadores de potência.
3.2.2.2 Testes de papel isolante
De acordo com o referido em 2.1.1.3 a determinação do grau de polimerização
viscosimétrico médio do papel isolante (DPV), é considerada o melhor ensaio
químico, para efectuar a medida directa do grau de envelhecimento do papel
isolante.
3.2.2.3 Testes para a detecção de defeitos de natureza eléctrica e térmica
A presença destes defeitos, no interior do transformador, pode ser detectada,
através dos seguintes ensaios:
· Análise dos gases dissolvidos no óleo ' é o ensaio mais poderoso para a
detecção de ambos os tipos de defeito interno, (térmico e eléctrico) no
transformador.
Este teste é o único que permite a detecção de defeitos no transformador, desde
um estádio incipiente do seu desenvolvimento, muito antes da deterioração do
equipamento afectar os resultados dos ensaios eléctricos e portanto ser
detectável através destes.
· Termografia ' detecta pontos quentes (sobreaquecimento), por exemplo, em
contactos eléctricos, no transformador e nas respectivas travessias.
Em determinados casos de defeito interno no transformador, pode ainda ser
vantajosa a realização de ensaios eléctricos, dentre os quais poderemos
salientar, [4]:
· A medição de resistência de isolamento - teste usado para medir a
qualidade do isolamento de cada um dos enrolamentos em relação à terra e entre
os enrolamentos.
A resistência de isolamento varia com a temperatura, a humidade e a presença de
partículas diversas em suspensão no seio do óleo, ou depositadas, no interior
do transformador.
· A medição de descargas parciais, - esta medição, que pode ser efectuada
por um método óptico, eléctrico, ou de detecção da emissão acústica, fornece
uma valiosa informação sobre a localização de descargas parciais no interior do
transformador. É executado normalmente nos casos em que o diagnóstico baseado
nos resultados de análise dos gases dissolvidos no óleo, aponta no sentido da
ocorrência de descargas parciais, no interior do transformador.
A verificação da presença de descargas parciais e a sua localização no interior
do transformador é bastante importante, pelo facto deste defeito poder evoluir
para um defeito mais grave, (arco eléctrico) que, pode até pôr em causa a
sobrevivência do transformador e a segurança de pessoas e bens, presentes na
sua proximidade.
Tal evolução pode ser esquematizada, de forma simplificada, no seguinte
diagrama.
Sequência típica da evolução dum defeito de descargas parciais, no seio do
isolamento do transformador.
4. DEGRADAÇÃO DO PAPEL ISOLANTE
Existem três mecanismos principais de degradação do papel isolante celulósico:
· Hidrólise.
· Pirólise.
· Oxidação.
A presença de água, no papel, é usualmente o principal factor responsável pela
degradação (por hidrólise), da celulose, (principal constituinte do papel
isolante).
O processo de decomposição, por hidrólise, é catalisado pela presença de
ácidos, sendo a principal fonte de ácidos, a oxidação do óleo.
Relativamente à degradação por pirólise, a respectiva energia de activação é
1,4-2 vezes a energia de activação da hidrólise, pelo que a hidrólise é o
mecanismo dominante, até temperaturas de 110-120 ºC [5].
Quanto à degradação, por oxidação, esta depende da presença de oxigénio no
interior do transformador.
Portanto para reduzir a velocidade de degradação do isolamento sólido do
transformador em serviço, podem tomar-se algumas medidas, designadamente:
· Manutenção de uma baixa concentração de oxigénio dissolvido no óleo,
através, por exemplo, da modificação do sistema de preservação do óleo, (por
instalação duma membrana elástica impermeável ao ar, ou de uma almofada de
azoto, no conservador, de forma a evitar o contacto directo do óleo contido
neste, com o ar).
· Redução da temperatura interna do transformador, através da melhoria do
sistema de arrefecimento (montagem de ventiladores mais eficientes no sistema
ONAF e de bombas de óleo mais adequadas, nos sistemas de refrigeração OFAF e
ODAF).
· Redução do nível do stress em serviço, (redução de sobrecargas,
sobretensões, etc).
· Melhoria do sistema de protecção contra anomalias externas (por exemplo,
através da instalação de limitadores de sobretensão).
· Redução do teor de água do papel, por secagem dos enrolamentos e do óleo.
· Redução do número, tipo e concentração nos isolantes, de produtos de
degradação (por exemplo os ácidos e as lamas), essencialmente através de uma
monitorização adequada do estado do óleo, com os consequentes tratamentos e/ou
substituições, que se considerem necessários, para manter o óleo nas melhores
condições, do ponto de vista dieléctrico e da sua função como fluido
arrefecedor, ou transmissor de calor, assim como de protector do isolamento
sólido.
5. REABILITAÇÃO DO SISTEMA DIELÉCTRICO DO TRANSFORMADOR
A reabilitação do sistema dieléctrico do transformador pode passar por diversas
intervenções, a nível do óleo e do papel, que se resumem no esquema seguinte:
Em casos extremos de degradação muito avançada do óleo, poderá mesmo
justificar-se a substituição deste, por óleo novo.
Também no caso da contaminação do óleo com PCB's, a reabilitação do sistema
passará por uma descontaminação deste, para redução da concentração de PCB's no
óleo, até valores inferiores a 50 mg PCB's/kg óleo (50 ppm em massa).
6. VIDA ÚTIL DE UM TRANSFORMADOR
Embora existam diversas fórmulas, correspondentes a outros tantos modelos, não
há, até ao momento, nenhuma que permita, de forma incontroversa, efectuar o
cálculo da vida útil restante de um transformador, devido ao imenso número de
variáveis envolvidas.
Sabe-se, no entanto, que:
· O tempo de vida do transformador se reduz a cerca de metade, por cada 6-
8 ºC de subida de temperatura, para além da temperatura normal de operação,
(especificada pelo fabricante) [6].
· Tipicamente, os valores médios do tempo de vida útil, variam entre 30 e
50 anos, embora existam reportados, casos excepcionais de transformadores a
funcionar cerca de 90 anos, [6].
Há contudo várias perspectivas, para encarar a vida útil de um transformador:
· A Financeira ' Usualmente 30 a 40 anos (idade usada para cálculos de
depreciação).
· A Estatística ' 17 a 18 anos (tempo de vida, a partir do qual se regista
usualmente uma maior frequência de defeitos no transformador).
Finalmente, há quem refira:
- Uma vida útil de cerca de 22 anos, para transformadores que funcionam
continuamente à carga nominal (sem sobrecargas) [1].
- Uma vida útil de cerca de 55 anos, em casos muito favoráveis à ocorrência dum
lento envelhecimento do transformador, (carga muito baixa, adequada manutenção
e inexistência de problemas na rede, que possam afectar o transformador) [3].
7. CONCLUSÃO
A gestão de um parque de transformadores de potência, em serviço numa rede de
transporte, ou de distribuição, requer um adequado conhecimento das condições
dos equipamentos e da rede onde estes estão inseridos.
Uma vez que, a experiência acumulada durante anos demonstrou que a idade,
considerada isoladamente, é um fraco elemento para previsão das condições reais
do transformador, é necessário um programa de manutenção preventiva, baseado
num conjunto de testes, adequados à caracterização e diagnóstico do estado do
transformador, dos quais se destacam, pela sua importância, as análises de
óleo.
Da análise da experiência recolhida em transformadores, em que ocorreram falhas
graves, que levaram à retirada de serviço do equipamento, conclui-se que o fim
da respectiva vida útil, ocorre usualmente, em consequência das condições de
funcionamento do sistema (políticas de manutenção e exploração) tendo em conta
as limitações do projecto.
Tem-se verificado que, o principal processo limitante da vida útil do
transformador é o envelhecimento do papel isolante, cuja velocidade depende de
diversos factores, tais como:
a temperatura
(m)
, o teor de oxigénio e o teor de água, assim como a acidez do óleo, e a
presença de lamas neste.
Esta influência da degradação do papel, no comportamento e fiabilidade do
transformador, é tão importante, que normalmente se considera o tempo de vida
útil do transformador, idêntico ao tempo de vida do seu isolamento sólido.
Por este facto, o tratamento ou a substituição do óleo por óleo novo,
desempenha um papel fulcral, não só no aumento da fiabilidade dos
transformadores mas também na sua reabilitação.
Tais intervenções permitem que o óleo permaneça em condições de garantir uma
boa protecção do isolamento sólido, em vez de contribuir para a aceleração da
degradação deste, o que ocorre no caso dos transformadores permanecerem em
funcionamento, com óleos muito degradados.
(a)
Estes custos aumentam normalmente, com o tempo de vida (idade) do
transformador.
(b)
HPLC - da designação inglesa High Performance Liquid Chromatography
(Cromatografia Líquida de Alta Pressão e Alta Resolução).
(c)
ONAN ' Óleo natural/Ar natural.
(d)
ONAF ' Óleo natural/Ar forçado.
(e)
ODAF ' Óleo dirigido/Ar forçado.
(f)
Os tratamentos de óleo podem ser de diversos tipos, dependendo do problema do
óleo, que com esses tratamentos se pretende resolver. Exemplos de tratamentos
são: a filtração, a secagem, a desgaseificação, a regeneração e a
descontaminação, sendo comum a combinação simultânea de vários destes
tratamentos.
(g)
DGA - Análise Cromatográfica dos gases dissolvidos no óleo. Da designação
inglesa Dissolved Gas Analysis.
(h)
Os custos de manutenção usualmente aumentam com o tempo de serviço do
transformador.
(i)
Os transformadores mais recentes apresentam perdas no núcleo de ferro,
inferiores aos mais antigos.
(j)
Nível de sobrecarga com que o transformador normalmente tem que funcionar.
(k)
Os transformadores mais antigos foram normalmente projectados para menores
correntes de curto-circuito.
(l)
Este teste fornece ainda informação sobre o grau de contaminação do óleo.
(m)
A máxima temperatura do enrolamento, no ponto quente, depende da temperatura
ambiente e da carga do transformador.
