MANUTENÇÃO PREDITIVA DE TRANSFORMADORES: ANÁLISE CROMATOGRÁFICA Vinícius Oliveira Nascimento Manutenção preditiva de transformadores: análise cromatográfica Seminário Departamento de Engenharia Elétrica - Universidade Federal do Espírito Santo
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Resumo – Este artigo apresenta uma visão geral da técnica de análise cromatográfica gasosa na manutenção preditiva de transformadores de potência refrigerados a óleo. I – INTRODUÇÃO Os transformadores são elementos de vital importância nas redes elétricas, tanto por sua utilidade operacional, quanto pelo seu custo. Durante a sua operação, eles são expostos a diferentes condições operativas, como sobrecarga, harmônicos, aquecimentos indevidos, vibrações mecânicas, entre outras, as quais podem causar degradações em suas condições operacionais e de isolação. Portanto, a manutenção preditiva é desejável para determinar suas condições mecânicas, isolantes e elétricas evitando desligamentos e operações incorretas; avaliar continuamente seu estado operacional, aumentar a confiabilidade, auxiliar no planejamento da manutenção, reduzir custos operacionais, reduzir riscos e evitar falhas catastróficas. Dentre as diversas atividades de manutenção que um transformador em operação está sujeito, a análise de gases dissolvidos em óleo é uma das mais relevantes. Durante a operação, o óleo mineral e outros materiais isolantes sofrem, sob ação da temperatura e de tensões elétricas, processo de decomposição química, que resulta na formação de gases que se dissolvem total ou parcialmente no óleo. Em condições normais de uso essa decomposição química é lenta. Contudo, quando o transformador é submetido a distúrbios elétricos e térmicos, o óleo apresenta níveis de degradação superiores gerando como conseqüência gases a uma taxa maior que o normal. É possível relacionar a existência de determinados gases com a
natureza do defeito, ou com o material por este atingido [1]. A cromatografia gasosa é uma técnica de análise de gás, capaz de processar pequenas amostras com relativa sensibilidade e precisão, constituindo-se em um instrumento importante para identificação precoce de uma falha. A classificação dos defeitos através dos gases requer o conhecimento básico da química dos materiais utilizados e ainda a combinação desses dados com os obtidos pela experiência prática de análise de equipamentos que apresentam defeitos. As principais falhas a considerar na geração dos gases são: • Superaquecimento • Corona • Arco • Eletrólise da água existente no sistema • Reação da água contida no óleo com o ferro da carcaça. Os materiais isolantes no interior dos transformadores, quando decompostos, resultam numa mistura complexa. Dentre os seus diversos componentes, encontram-se os seguintes gases: OXIGÊNIO ............................................. ........................................................ ........... O 2 NITROGÊNIO ........................................... .................................................. ....... N 2 DIÓXIDO DE CARBONO ............................ ............................ CO 2 HIDROGÊNIO ........................................... .................................................. ....... H 2 METANO ........................................... ........................................................ ............. CH 4 MONÓXIDO DE CARBONO ........................ CO ETILENO ......................................... ...................................................... ............. C 2H4 ETANO ............................................. .......................................................... ............. C 2H6 ACETILENO ......................................... ................................................ ....... C 2H2 Comparando a evolução dos gases dissolvidos no óleo mineral isolante, através dos resultados obtidos pela análise cromatográfica, e estabelecendo as relações de gases de acordo com critérios pré-estabelecidos, é possível identificar a falha incipiente que está se desenvolvendo, bem como a sua gravidade, antes que danos maiores possam ocorrer ao equipamento [2].
II – MÉTODOS DE DIAGNÓSTICO [4] A partir da década de 50, principalmente no final dos anos 70, apareceram na literatura diversos estudos de formação de gases em isolamentos de transformadores. Modelos termodinâmicos foram propostos para descrever a relação entre o estresse de temperatura e as características dos gases e de acordo com este modelo, a taxa de crescimento de cada gás produzido pode ser calculada para qualquer temperatura do óleo isolante. A Figura 2.1 ilustra a relação entre a temperatura do óleo e a geração de gases.
Resumidamente este método deve ser realizado como a seguir: proceder a análises periódicas a intervalos regulares de tempo; calcular a taxa de geração do gás - chave da falha, para cada análise; comparar a taxa de geração obtida com a anterior. Os valores considerados internacionalmente como referência para a análise da concentração de gases dissolvidos em óleo de transformadores, são apresentados na Tabela 2.1. ●
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Tabela 2.1 – Valores internacionalmente considerados de referência [ppm vol/vol] (MILASCH, 1984)
Figura 2.1 – Relação entre a temperatura e geração de gases no óleo isolante.
Diagnóstico a partir da taxa de evolução de gás
A taxa de evolução da concentração dos gases é considerada a indicação mais significativa no diagnóstico da análise cromatográfica. A evolução ou a indicativa de defeito deve ser encontrada estudando as “famílias” dos transformadores de mesmo fabricante e com carregamento semelhante. Como valor de referência, uma taxa de evolução menor que 10% ao mês é considerada satisfatória, exceto para o gás acetileno, que normalmente não é detectado em transformadores operando adequadamente (ABNT, 1982). A taxa de evolução é calculada segundo a equação abaixo:
Os valores da análise no início da operação do transformador servirão de valores de referência iniciais, com os quais são comparados os valores obtidos nas análises posteriores, juntamente com os valores de referência aceitos internacionalmente. Método de Rogers
O Método de Rogers é amplamente difundido e aplicado nos meios industriais, principalmente pela simplicidade e confiabilidade para estabelecer diagnósticos de falhas incipientes e potenciais. Inclusive, este é o método atualmente normalizado pela ABNT. Ele permite o acompanhamento dos parâmetros funcionais do transformador garantindo confiabilidade e segurança para operação e manutenção. Utiliza as seguintes relações: CH4 /H2, C2H6 /CH4, C2H4 /C2H6 e C2H2 /C2H4. O método é composto por duas tabelas: na tabela 2.2 em função dos valores obtidos para as relações gasosas é encontrado um código, e na tabela 2.3, através da combinação destes códigos, é determinado o diagnóstico da situação de operação encontrada no transformador (ROGERS, BARRACLOUGH, et al., 1973).
Tabela 2.2 – Especificação dos códigos do Método de Rogers.
Tabela 2.3 – Diagnóstico de falhas do Método de Rogers.
Método previsto na NBR 7274
A norma NBR 7274 foi desenvolvida para transformadores de potência, com enrolamentos de cobre, isolados com papel, papelão ou celulose e imersos em óleo isolante mineral, em serviço em sistemas de potência (ABNT, 1982).
Este método é baseado nas relações C2H2 /C2H4, CH4 /H2 e C2H4 /C2H6 e utiliza duas tabelas para realizar o diagnóstico da amostra em análise. A tabela 2.4 é preenchida levando em consideração as seguintes notas:
Tabela 2.4 - Diagnóstico de falhas NBR 7274 (ABNT, 1982)
a) O código utilizado para as relações é dado
abaixo, sendo que, para efeito de codificação, as relações com denominador igual a zero, são consideradas iguais a zero:
Tabela 2.5 - Relações características entre gases (ABNT, 1982)
b) Os valores dados para as relações devem ser considerados apenas como típicos. c) Nesta tabela a relação C2H2 /C2H4 se eleva de um valor compreendido entre 0,1 e 3 a um valor superior a 3 e a relação C2H4 /C2H6 de um valor compreendido entre 0,1 e 3 a um valor superior a 3 quando a intensidade da descarga aumenta. d) Este tipo de falha é indicada normalmente por um aumento da concentração dos gases. A relação CH4 /H2 é normalmente da ordem de 1; o valor real superior ou inferior a unidade, depende de numerosos fatores tais como, o tipo
de sistema de preservação do óleo, a temperatura e a qualidade do óleo. e) Um aumento da concentração de C2H2 pode indicar que a temperatura do ponto quente é superior a 1000 ºC. f) Os transformadores equipados com comutador de tensões sob carga podem indicar falhas do tipo 202/102 se os gases gerados pela decomposição do óleo formados no comutador puderem se difundir no óleo do tanque principal do transformador. g) Na prática podem ocorrer combinações de relações diferentes da tabela. Para estes casos deve-se considerar a taxa de evolução.
III – PROCEDIMENTOS
A cromatografia é um método físicoquímico de separação. Ela está fundamentada na migração diferencial dos componentes de uma mistura, que ocorre devido a diferentes interações, entre duas fases imiscíveis, a fase móvel e a fase estacionária. A grande variedade de combinações entre fases móveis e estacionárias a torna uma técnica extremamente versátil e de grande aplicação (DEGANI, CASS, et al., 1998). A análise cromatográfica dos gases dissolvidos no óleo é feita em três etapas: a amostragem do óleo, a extração dos gases da amostra de óleo e a análise dos gases extraídos da amostra no cromatógrafo de gases, responsável pela identificação e quantificação de cada gás dissolvido no óleo (ABNT, 1981; MILASCH, 1984). A amostragem é uma etapa muito importante do sistema de análise. A amostra recolhida, para ser representativa do equipamento, deve ser proveniente do óleo de circulação da parte ativa. As amostras devem ser tiradas, de preferência, com o equipamento em condições normais de operação (VIEIRA, MATTOS, 1990), e realizada por pessoal treinado para tal e seguindo procedimentos que assegurem a confiabilidade das amostras. A qualidade dos recipientes e seringas que irão receber a amostra é fundamental: os mesmos deverão estar rigorosamente limpos e secos. O procedimento detalhado de amostragem é descrito na norma NBR 7070. Algumas considerações sobre a amostragem: deve ser dada atenção particular para as precauções de segurança, particularmente no caso de amostragem em equipamento energizado. a seringa de vidro com torneira de três vias é o recipiente ideal para coleta da amostra; para enchimento da seringa deve-se aproveitar a própria pressão da coluna de óleo do transformador. deve-se evitar puxar o êmbolo da seringa, durante a amostragem, pois, este procedimento pode provocar uma diminuição da pressão interna da mesma, podendo provocar a defasagem parcial do óleo, tornando a amostra não mais representativa do óleo em circulação no transformador. ●
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normalmente a tomada de amostra deve ser realizada na válvula inferior de amostragem, por questões de facilidade e segurança. Entretanto, qualquer outro lugar em que se possa obter uma amostra do óleo que está em circulação na parte ativa pode ser utilizada. Depois de coletado o óleo no transformador, precisa-se extrair os gases do óleo. Diversos aparelhos são utilizados, e estão ilustrados na Figura 2.1. É feito um vácuo no recipiente em que posteriormente é inserida a amostra de óleo. Os gases presentes no óleo são então separados por diferença de pressão, se concentrando no topo do recipiente o qual possui uma saída para a inserção de uma seringa com agulha para a retirada do gás e posterior análise no cromatógrafo gasoso. ●
Figura 3.1 – Aparelhagem para extração de gases (ABNT, 1981).
Para identificação e quantificação dos gases presentes na amostra, uma pequena alíquota dos gases extraídos é então analisada em um cromatógrafo. No cromatógrafo ocorrem os processos de reconhecimento e avaliação dos gases presentes na amostra. Como resultado da análise se obtém um cromatograma, exemplificado na Figura 3.3. As unidades fundamentais de um cromatógrafo, apresentadas na Figura 3.2, são: 1 - gás de transporte e controle de fluxo; 2 - injetor (vaporizador) de amostra; 3 - coluna cromatográfica e forno da coluna; 4 - detector; 5 - eletrônica de tratamento (amplificação) de sinal; 6 - registro de sinal (registrador ou computador).
IV – NOVAS TECNOLOGIAS
Figura 3.2 – Esquemático de um sistema de análise cromatográfica. (CHEMKEYS, 2004)
A cromatografia em fase gasosa ou cromatografia de gás emprega como fase móvel um gás quimicamente inerte (gás de arraste) que flui juntamente com a amostra através da coluna de separação. Os diversos componentes da amostra fluem com velocidades diferentes pela coluna e dessa forma são separados entre si. Após a coluna, o gás de arraste e os componentes separados vão ao detector que é ligado à coluna. O detector capta a concentração dos diversos componentes de acordo com que eles vão saindo da coluna e registra, em forma de picos como o apresentado na Figura 4, o sinal elétrico proporcional à cada componente analisado. O integrador calcula a área do sinal e dá a concentração de cada gás.
A análise cromatográfica gasosa do óleo isolante é uma ferramenta importante e consolidada no que tange à manutenção preditiva de transformadores. Entretanto, a cromatografia gasosa feita em laboratório tem dois inconvenientes: a distância entre o ponto de coleta da amostra e o laboratório, e o período de amostragem (CAVACO, 2003). Como a técnica tradicional apresenta apenas um status da condição do óleo no momento da análise, mudanças significativas nos gases do transformador entre os intervalos de análise podem não ser detectadas. [4]
Figura 3.4 - DGA - Método tradicional.
O recente surgimento da tecnologia de monitoramento on-line da análise dos gases dissolvidos em óleo (DGA) elimina os inconvenientes citados anteriormente. Porém atualmente os sistemas de DGA in-loco ainda possuem um elevado custo, não sendo justificável o uso em determinadas situações.
Figura 3.5 - DGA – Método on-line.
Para a redução do custo do monitoramento on-line, existem propostas de monitoramento remoto da concentração de gases dissolvidos em óleo isolante através da utilização de um único sistema de medição, aplicado em múltiplos transformadores[4]. Figura 3.3 – cromatograma.
Pico
das
concentrações
de
um
CONCLUSÃO A análise cromatográfica dos gases dissolvidos em óleo isolante de um transformador de potência fornece um diagnóstico preditivo de fundamental importância para o monitoramento de parâmetros funcionais de um transformador. Com ela, a Engenharia de Manutenção pode planejar e coordenar com mais eficiência as equipes e procedimentos de manutenção. As equipes de manutenção e operação podem antecipadamente conhecer os potenciais problemas do transformador e tomar as ações cabíveis para assegurar as instalações, pessoas e processos de futuros problemas que possam vir a acontecer. Foram apresentados conceitos básicos sobre a análise cromatográfica, os procedimentos e equipamentos para sua realização e métodos ratificados pr norma para análise dos dados obtidos por intermédio da mesma. Novas tecnologias de monitoramento on-line com base nesta tradicional ferramenta reduzem consideravelmente suas desvantagens.
REFERÊNCIAS [1] A.B.N.T. – NBR 7070. Guia para amostragem de gases e óleo em transformadores e análise dos gases livres e dissolvidos. 12/1981 [2] Nogueira, L. P. Diagnose de Equipamentos Elétricos para Manutenção Preditiva. 2006. 47p. Projeto de Graduação em Engenharia Elétrica, Ufes, Vitória, 2006. [3] A.B.N.T. – NBR 7274. Interpretação da análise dos gases de transformadores em serviço. 04/1982 [4] Cardoso, P.M.. Adaptação de um sistema de medição de gases dissolvidos em óleo mineral isolante para monitoração de múltiplos transformadores de potência. 2005. 123p. Dissertação (Mestrado em Metrologia) - Programa de Pós-Graduação em Metrologia Científica e Industrial, UFSC, Florianópolis, 2005.
