Manutenção de Transformadores a Óleo

Falhas no Óleo Isolante de Transformadores

Em caso de falha interna, o óleo isolante decompõe-se devido a fatores como oxigênio (produzindo lamas), temperatura (oxidação ativa) e metais leves como o cobre (catalisando reações de envelhecimento). Quando o óleo é oxidado, a lama é depositada na superfície dos enrolamentos.

A presença de água é extremamente prejudicial, pois algumas partes por milhão reduzem drasticamente a rigidez dielétrica do óleo.

Transformadores de pequeno porte são completamente preenchidos com óleo. Quando este se expande, a cuba aumenta seu volume através de aletas de refrigeração com uma certa elasticidade.

Tanques de Expansão e Conservadores

Em geral, utiliza-se um conservador ou tanque de expansão com capacidade de 8% do volume da cuba. O óleo no tanque de expansão previne o envelhecimento do óleo isolante, ficando mais longe das fontes de calor. Além disso, a menor superfície de dissipação de calor contribui para uma melhor refrigeração.

Nestes tanques, o óleo está em contato com o ar, mas a superfície reduzida e a temperatura mais baixa minimizam a absorção de oxigênio. Ainda assim, pode haver um equilíbrio químico com cerca de 800 ppm de oxigênio dissolvido. A umidade do ar também é uma preocupação, sendo mitigada com o uso de tubos dessecantes contendo sílica gel. No entanto, em condições de chuva, neblina ou quando o transformador está fora de serviço, a sílica gel perde sua eficácia, mudando de cor e necessitando de substituição ou secagem.

Relé Buchholz: Proteção Essencial

O relé Buchholz é instalado no tubo que liga a cuba ao tanque de expansão. Ele detecta a presença de gases e um fluxo de óleo acima do normal.

O relé Buchholz consiste em um pequeno tanque com isolamento líquido, contendo uma boia e um diafragma imersos em óleo. Ambos estão conectados a um circuito de desconexão que é ativado na presença de gás no óleo. Quando o óleo se decompõe, alguns gases sobem para o tanque de expansão, enquanto outros permanecem no relé, causando um deslocamento do nível do líquido. Se a boia baixar muito, ela aciona um alarme, sem desligar o transformador. O desligamento não ocorre imediatamente porque o acúmulo de gás pode ser devido a anos de operação, transporte, etc.

Em caso de falha grave, uma grande quantidade de gás é gerada, deslocando o óleo no tubo em alta velocidade. Se a velocidade for suficiente, o diafragma se eleva e aciona a alavanca para desligar o transformador. O rearme só é possível após a intervenção manual do operador.

Análises do Óleo Isolante

As análises físico-químicas do óleo permitem avaliar seu envelhecimento. Os parâmetros analisados incluem:

• Cor: Um óleo novo é amarelo claro, enquanto um óleo envelhecido é quase preto.
• Conteúdo de água.
• Rigidez dielétrica.
• Tangente delta (tan δ).

Tangente Delta (tan δ)

A tangente delta é medida preenchendo um capacitor com o óleo isolante como dielétrico. Utiliza-se uma ponte de Schering para medir a capacitância e as perdas de potência ativa. Em um capacitor ideal, a corrente consumida está 90 graus adiantada em relação à tensão aplicada, sem consumo de potência ativa. No entanto, com o óleo como dielétrico, há perdas devido à presença de partículas polares. Estas partículas se orientam com o campo elétrico alternado, gerando calor por histerese dielétrica. Isso faz com que o ângulo de defasagem seja menor que 90 graus. O ângulo complementar é chamado de δ, e sua tangente (tan δ) indica a condição do óleo. Um valor alto de tan δ indica que o óleo deve ser descartado, enquanto um valor baixo sugere que ele pode ser regenerado através de um filtro de rotação e, se necessário, tratado com terra Fuller.

Análise de Gases Dissolvidos

A decomposição do óleo sob a ação da temperatura gera gases como metano, etano, etileno e acetileno. A relação entre esses gases indica a presença de pontos quentes no transformador. Uma amostra de óleo é analisada em um recipiente opaco para determinar a concentração desses gases. Os valores são comparados com os limiares da norma UNE, e um código de três dígitos é atribuído com base nas relações entre os gases. Este código é então consultado em uma tabela para identificar a provável falha no transformador. Uma relação CO/CO2 abaixo do limiar indica degradação do papel isolante.

Acompanhar a evolução dos gases ao longo do tempo é crucial, aumentando a frequência das análises, se necessário.

Descargas Parciais

A produção excessiva de H é sintomática de descargas parciais, que geralmente ocorrem em bolhas de gás dentro do óleo. Para entender a distribuição do campo elétrico entre diferentes isolantes, considere um capacitor com diferentes permissividades dielétricas (papel, óleo e gás).

Como o gás tem menor permissividade e rigidez dielétrica, ele fica submetido a um campo elétrico mais intenso, levando a descargas elétricas entre as paredes da bolha. Essas descargas parciais decompõem o óleo.

Alternativas ao Óleo Mineral

O óleo mineral apresenta um baixo ponto de fulgor, o que é um risco de segurança. Embora seja um bom isolante e refrigerante, outros tipos de isolamento são utilizados em transformadores.

• Transformadores a seco com enrolamentos em resina: O desafio é evitar a formação de bolhas que causam descargas parciais. São usados apenas para baixa tensão (até 30kV) e potências limitadas (até 10MVA) devido à refrigeração a ar menos eficiente.
• Transformadores com óleo de silicone: O silicone é um bom isolante, mas sua alta viscosidade o torna um refrigerante ineficiente, especialmente porque a viscosidade aumenta com a temperatura.
• Óleos vegetais (girassol, etc.): São bons isolantes e possuem alto ponto de fulgor. No entanto, oxidam facilmente e são muito higroscópicos. São utilizados apenas em transformadores selados com bexiga de borracha.

Manutenção: Uma Responsabilidade Crítica

A manutenção de transformadores é crucial, pois falhas podem levar a interrupções no fornecimento de energia. Transformadores de grande porte são fabricados sob encomenda, com prazos de entrega que podem ultrapassar um ano. A detecção precoce de falhas é fundamental para minimizar os danos e o tempo de reparo. Diversos testes são realizados para avaliar a condição do transformador, incluindo:

• Medição da capacitância entre enrolamentos.
• Fase de excitação (intensidade necessária para criar o fluxo).
• Relação de transformação.
• FRA (Frequency Response Analysis - resposta a varreduras de frequência variáveis).
• SDS (Sweep Frequency Response Analysis - para estimar o teor de umidade do isolamento sólido).