DIAGNOSE DO ESTADO DA ISOLAÇÃO SÓLIDA DE TRANSFORMADORES
ATRAVÉS DO ENSAIO DE ÍNDICE DE POLARIZAÇÃO (RVM)
Jayme L. Nunes Jr.
EPTE Emp. Paulista de Transmissão
de Energia Elétrica S.A.
Antonio Carlos T. Diogo
CTEEP Cia Transmissão de
Energia Elétrica Paulista S.A.
1
1. INTRODUÇÃO
Nos últimos anos, tem havido um crescente interesse na diagnose de
transformadores por diversas razões. Primeiramente pela consciência do alto custo
de operação das Companhias de Energia, especialmente onde o processo de
privatização destas Empresas dá grande ênfase ao alto custo dos equipamentos.
Além disso, há um crescente envelhecimento dos equipamentos de nosso Sistema
Energético. Devido aos grandes investimentos feitos no Brasil durante processo de
desenvolvimento ocorrido nas décadas de 60 e 70, hoje temos grande número de
transformadores com idade acumulada de 30 ou mais anos de operação. Uma alta
confiabilidade de operação do sistema é esperada pelos consumidores e
transformadores são partes vitais de um grande número de sistemas em hospitais,
transportes públicos, grandes indústrias, etc. Falhas em transformadores podem
causar danos devido à incêndios, poluição ambiental ou explosão na área da
subestação ou em áreas adjacentes.
No sistema de isolação de transformadores, o óleo mineral em associação ao
papel isolante é o conjunto utilizado em 95% da quantidade total de equipamentos.
Este fato pode parecer estranho, face aos recentes avanços na área de materiais
sintéticos que, a primeira vista deveriam substituir a velha dupla papel-óleo , que vem
sendo utilizada em transformadores desde 1890. Esta aparente indiferença deve-se
às excelentes características, face às solicitações elétricas, mecânicas e térmicas no
transformador.(1).
No processo de fabricação de equipamentos elétricos, ou mesmo durante a
operação, a isolação sólida pode adquirir umidade, o que contribui para a diminuição
de sua vida útil, caso não seja reduzida a níveis satisfatórios. A umidade presente na
celulose, em níveis elevados, pode ser originada no processo de fabricação dos
equipamentos ou adquirida pelo óleo e, posteriormente transferida para a celulose
durante a operação do transformador.
A presença de oxigênio atua como poderoso agente acelerador da degradação
do óleo ou do papel. A atuação de um sistema de preservação do equipamento é
1
Rua Paula Souza, 529 01027-001 São Paulo – SP fone +5511-227.0483
importante para isolar a umidade e o oxigênio provenientes do ar atmosférico do
sistema papel-óleo.
2. TEOR DE UMIDADE DA ISOLAÇÃO SÓLIDA
2.1 Controle do Teor de Umidade
O controle da umidade da isolação sólida contribui sobremaneira, para a
minimização dos efeitos do oxigênio e da umidade sobre a degradação da celulose e,
como consequência, da obtenção de uma significativa extensão da vida útil dos
equipamentos.(2)
Este controle possibilita o estabelecimento de normas e procedimentos para o
manuseio de montagem, inspeção interna, desmontagem e demais operações que
expõem a parte interna dos equipamentos às condições atmosféricas, bem como o
acompanhamento da isolação sólida.
Temos portanto um sistema de isolação composto de 2 materiais
completamente diferentes. Enquanto um, o óleo, flui através do transformador , pode
ser facilmente acessível e substituído. A isolação sólida não somente está
posicionada internamente ao transformador como é de acesso extremamente difícil.
Pode-se dizer que a vida útil de um transformador é a vida útil de sua isolação sólida.
2.2 Métodos de avaliação
Os métodos mais tradicionais de avaliação envolvem um grande número de
ensaios em óleo isolante, que é então física e quimicamente testado. Os ensaios
mais conhecidos são Rigidez Dielétrica, Fator de Dissipação, Tensão Interfacial,
Índice de Neutralização, Teor de Água em Óleo e Análise de Gases Dissolvidos.
Contagem de Partículas e a Análise de Produtos de Decomposição do Papel
dissolvidos no óleo são também utilizados.
A maior vantagem destes ensaios, baseados em amostras de óleo, é que eles
não interferem com a operação normal do equipamento. Seu maior problema é que
esta amostra de óleo pode não representar a real situação da isolação sólida, já que
em condições de operação, dificilmente teremos uma situação de equilíbrio do
sistema papel-óleo, principalmente considerando o fato de que o papel é cerca de
800 vezes mais higroscópico que o óleo.
Não existem muitos métodos diretos de avaliação do estado do papel. O maior
obstáculo aqui é, além de exigência da retirada do transformador de operação, a
acessibilidade limitada, já que uma amostra de papel pode não ser representativa das
condições gerais de toda a isolação sólida.
O método tradicionalmente utilizado por Empresas de Energia para a medição
do teor de umidade da isolação sólida é conhecido como URSI (Umidade Relativa da
Superfície da Isolação). A URSI é medida com o preenchimento do transformador
com Nitrogênio ou Ar Sintético super-seco e após um período de equilíbrio de, no
mínimo, 24 horas, mede-se ponto de orvalho do gás para, juntamente com a
temperatura da parte ativa, através de um diagrama obter-se a umidade do papel. As
restrições ao método são, além da exigência de retirada do óleo isolante, como o
próprio nome já diz, avalia apenas a umidade da superfície e não de toda a massa do
papel,. Este ensaio foi originariamente desenvolvido por um fabricante de
transformadores para ensaios de campo em transformadores recém saídos de
fábrica, onde devido ao processo de secagem, após montagem, em que corpos de
prova são inseridos junto com a parte ativa na estufa e posteriormente ensaiados,
tem-se a garantia de que a parte ativa está com baixos valores de umidade. Se
durante a instalação em campo, com a montagem de radiadores, buchas e outros
acessórios alguma contaminação por umidade ocorrer, esta será superficial e nestas
condições, em particular, a medição por URSI é satisfatória.
Já para equipamentos em operação, mesmo após sofrerem tratamento termovácuo, que apresenta uma eficiência relativa para remoção da umidade, pois remove
a umidade apenas das camadas superficiais da isolação, a medição por URSI pode
levar a falsas interpretações quanto ao real estado da isolação celulósica
Na tentativa de resolver este impasse, a Tettex, fabricante suíço de
instrumentos de medição desenvolveu um método para determinação do teor de
umidade da isolação sólida de transformadores através da determinação do Índice de
Polarização pela Medição da Tensão de Retorno (Recovery Voltage Method – RVM)
3. MEDIÇÃO DO ÍNDICE DE POLARIZAÇÃO
3.1 Conceituação do Método
Polarização é um processo bem conhecido em Física. Na Área Elétrica existe
algum histórico em relação à cabos de alta tensão isolados à óleo onde foi
descoberto que em ensaios usando-se corrente contínua, mesmo após descarga da
Capacitância do cabo, alguma Tensão residual era encontrada. Esta tensão é
identificada como Tensão de Retorno devido a polarização do material isolante. Este
efeito era descrito mas não avaliado como indicador das características da isolação
até que uma grupo de estudo húngaro, sob a direção do Prof. Csernatony Hoffer
começou a pesquisá-lo a cerca de 25 anos atrás. (3)
Polarização é um processo de orientação. Neste caso vamos considerar
somente a polarização da isolação causada pela orientação do campo elétrico. O
efeito de polarização requer 2 componentes: Um campo elétrico para prover a energia
necessária e moléculas que fornecem o meio ao qual o fenômeno se manifesta. O
exemplo mais simples de descrever o fenômeno é o alinhamento de dipolos em um
campo elétrico. A molécula de água forma um dipolo distinto com os íons O- em um
lado, negativamente carregados por 2 elétrons adicionais provenientes do Hidrogênio
atômico e os 2 íons H+ do outro lado, que “cedeu” estes elétrons para o Oxigênio e
tem uma carga positiva. Esta molécula com uma carga positiva de um lado e negativa
de outro é considerada um dipolo.
Assumindo que um dipolo isolado seria exposto a um campo elétrico
constante, podemos imaginar que as cargas negativas serão atraídas pelo eletrodo
positivo e vice-versa. Assim, sobre condições elétricas e geométricas balanceadas, o
dipolo apresentaria tendência a orientar-se na direção do campo elétrico.
Este processo inclui uma troca de energia, pois a orientação direcional
(mecânica) por si mesma é Trabalho. Esta energia provem do campo elétrico através
da Corrente. Este processo precisa obviamente de alguns portadores de carga
(elétrons ou íons). E finalmente o processo de orientação requer algum tempo. Este
tempo é influenciado por 2 fatores. Ambos relacionados com o nível de energia da
molécula. A energia inerente à própria molécula expressa pela temperatura e a
quantidade de energia que pode ser transportada pela molécula em um dado tempo,
influenciada pela concentração de portadores de cargas.
Finalmente o dipolo no campo elétrico tem, após completa orientação no
campo, armazenada a energia necessária que ele precisa para esse processo.
Quando retirado o campo elétrico, a molécula pode então retornar à sua posição
arbitrária (aquela com mais baixo nível de energia) e a energia armazenada pode
então ser devolvida ao ambiente.
Medições mostram que o efeito de polarização segue uma função exponencial
e apresenta saturação após todos os dipolos terem completado a orientação no
campo elétrico. Um circuito equivalente pode ser montado para representar o
processo pela simples combinação de elementos resistivos e capacitivos. A
característica dominante é dada pela constante de tempo formada pelo produto dos
valores do capacitor e do resistor.
A próxima consideração a ser feita é que o processo de polarização em um
sistema isolado à óleo não pode ser considerado como um único dipolo, mas como
um grande número de dipolos distribuídos através de uma larga geometria.
Desde que os valores característicos de polarização estejam cobertos pela
constante de tempo, parece ser possível a medição desses valores. Podemos
assumir que os valores das constantes de tempo de polarização são muito diferentes
de uma constante de tempo formada por um circuito equivalente R-C, e as várias
constantes dos processos de polarização serão consideravelmente diferente umas
das outras.
Em aplicações práticas, encontraremos um grande número de diferentes
comportamentos de polarização através da isolação, entretanto estas diferenças são
muito pequenas. É seguro considerar este comportamento como pequenas variações
de uma única constante de tempo, embora isso possa inibir um erro estatístico.
Somente substanciais diferenças formarão uma segunda ou terceira constante de
tempo e criar uma situação não-homogênea.
3.2 Aplicações práticas
O Método da Tensão de Retorno aplicado à transformadores fornece um
espectro obtido por ciclos. Cada ciclo consiste de 3 passos e por um período de
relaxação. A aplicação de uma tensão DC (UC) por um tempo fixo de carga (tC); um
curto circuito parcial aplicado na metade do tempo de aplicação da carga (tD). Esta
etapa remove a polarização da isolação para que se possa obter a energia
armazenada nos dipolos; na terceira etapa os terminais do circuito são abertos e um
voltímetro é aplicado, obtendo-se então um valor de tensão de retorno (UR) para um
dado tempo de carga (tC).
Fig.1 – Aplicação da Tensão UC para um tempo de carga = tC
Fig. 2 – Aplicação de curto circuito com tD = ½ tC
O processo inicia-se com tC = 0,02 s obtendo-se o correspondente UR , e
repete-se o ciclo à tempos de carga cada vez maiores até que um valor máximo de
tensão de retorno é obtido (URmax). A partir daí, tempo de cargas maiores vão gerar
valores de tensão de retorno menores que URmax , até um tC de 1000 s, quando se
encerra o processo
Fig.3 – Obtenção da UR (Tensão de Retorno)
O esquema típico de aplicação do ensaio em um transformador monofásico é o
de aplicar-se tensão no enrolamento mais interno, curto-circuitando-se à terra os
demais enrolamentos e o tanque do transformador. Obviamente o equipamento deve
estar desconectado do sistema e com as bombas de circulação de óleo (se houver)
desligadas, de forma a evitar-se a criação de carregamento eletrostático, que
influenciaria os valores de UR, principalmente nos ciclos iniciais do ensaio. Para
minimizar distúrbios é necessário que todas as bobinas que não estejam sofrendo
aplicação de tensão estejam aterradas. Para um transformador trifásico, todas as
bobinas de um mesmo nível de tensão devem ser medidas juntas, por exemplo: a
aplicação de tensão através das 3 buchas de saída do secundário contra as 3 buchas
do primário aterradas juntamente com o tanque do transformador. Ao final do ensaio
obtemos uma curva que correlaciona UR X tC em escala logarítmica.
Fig.4 – Espectro de Polarização Típico
3.3 Relação do Índice de Polarização com o teor de umidade da isolação
A partir das considerações acima, em termos práticos, podemos relacionar o
teor de umidade da isolação celulósica com a constante de tempo tC,, quanto menor o
teor de umidade da isolação, são necessários tempos de aplicação de carga, ou seja,
constantes de tempo proporcionalmente maiores, até que se atinja o valor máximo de
tensão de retorno URmax.
A influência da temperatura da isolação na constante de tempo é um
parâmetro importante no ensaio de RVM. Lembre-se que a temperatura é uma
expressão do nível de energia contido na isolação. Quanto maior esta energia, mais
facilmente os efeitos da polarização se manifestam. Fica claro portanto que o valor da
temperatura deve ser bem conhecido e assumido como uniforme através da isolação.
Um gradiente de temperatura elevado durante a duração do ensaio causa uma
significativa influência no valor de tC correspondente à URmax . No caso de extremas
mudanças de temperatura durante o ensaio, os valores de temperatura, para cada
ciclo do processo, devem ser anotados. Após o RVM, podemos introduzir na tabela
de dados do software de interpretação os valores anotados e o software
automaticamente normalizará a curva para 20ºC.
A escolha do melhor valor de tensão de aplicação (o parâmetro pré definido
para ensaio é de 2000 VDC), não deve seguir a regra do “quanto mais, melhor”, já
que a tensão máxima prevista para cada nível de isolação jamais deve ser excedida.
A variação da tensão afeta o valor absoluto da polarização, ou seja da tensão de
retorno UR, mais não influencia a constante de tempo dominante tC.
A obtenção do teor de umidade contida na isolação sólida a partir dos valores
de URmax e da temperatura da isolação requer a obtenção de um fator de correlação,
obtido empiricamente já que o processo de polarização de isolação papel-óleo, sob
condições reais ainda não é completamente compreendido e matematicamente
descrito.
Fig.5 – Gráfico de Correlação UR X tC
4. ENVELHECIMENTO DO PAPEL ISOLANTE
4.1 Mecanismo de Envelhecimento
Para um transformador provido de sistema de preservação selado
(manta/bolsa de borracha ou pulmão com N2) operando em boas condições, poderia
se assumir que nenhum incremento significativo do teor de umidade ocorreria com o
tempo. Entretanto pode ser observado um aumento constante do teor de umidade
que unicamente pode ser atribuído à reação química de envelhecimento do papel
isolante que tem a água como um de seus subprodutos. Papel é um material
celulósico formado pelos elementos orgânicos Carbono, Hidrogênio e Oxigênio, que
formam a molécula de celulose, que por sua vez, formam cadeias – polimerização.
O envelhecimento causa a quebra dessas cadeias. Como resultado,
encontramos um comprimento médio das cadeias reduzido, expresso como um
decréscimo do grau de polimerização. Como a ligação entre as moléculas de celulose
consiste de íons H+ e O-, sua ruptura irá formar H2O molecular – “Água”. Esta água
incrementa o teor de umidade do papel e a cinética deste processo depende
diretamente das condições de operação do transformador.
4.2 Correlação do Teor de Umidade e o Grau de Envelhecimento da Isolação
O óleo envolve e impregna o papel. Naturalmente haverá uma troca de
umidade entre óleo e papel. Entretanto como o óleo somente pode absorver uma
fração da água que o papel contém, o teor de água no óleo será muito menor que no
papel. De fato, somente uma pequena parte da água da isolação sólida passa para o
óleo. O processo depende, novamente, da temperatura. Óleo “quente” pode absorver
mais umidade que óleo “frio” além disso, a troca de umidade entre papel e óleo é um
processo extremamente lento. A tabela abaixo mostra uma situação hipotética para
um transformador com 25 anos de operação:
Transformador 133, 345
kV,
após 25 anos de
operação
no papel
No óleo (20ºC)
No óleo (60ºC)
No óleo (80ºC)
Teor
umidade:
2,5%
5 ppm
25 ppm
100 ppm
de
Rigidez Dielétrica
32 kV/mm
32 kV/mm
16 kV/mm
A conclusão é que a umidade do sistema papel-óleo, medida pelo método da
Tensão de Retorno, representa basicamente o teor de umidade do papel. Enquanto o
teor de umidade no papel mostra o estado de envelhecimento da isolação sólida, o
teor de água no óleo é muito mais um indicador do estado atual da rigidez dielétrica
do sistema. Ambos os parâmetros são necessários para uma avaliação
representativa da isolação. Qualquer método de ensaio seria dúbio se não
houvessem meio de verificação dos resultados encontrados. No caso do RVM, temos
afirmado que a principal fonte de polarização do sistema de isolação é a água
presente no papel, e que com a análise da constante de tempo de polarização,
teremos um indicador do teor de umidade do papel. Estes resultados podem ser
verificados por métodos físicos ou eletroquímicos em amostras de papel. Em adição
a produção de água, o processo de envelhecimento gera outros produtos de
decomposição, solúveis no óleo isolante, que podem ser checados por alguns
ensaios como: Teor de Furfuraldeido, Karl Fisher, Cromatografia de Gases
Dissolvidos.
Finalmente, a resistência mecânica do papel depende do comprimento da
cadeia molecular, ou em outras palavras, do grau de polimerização. Portanto papel
“envelhecido” irá apresentar muito baixa resistência mecânica, e após a retirada de
operação do transformador esses parâmetros podem ser comparados com os obtidos
pelo RVM.
5. LIMITAÇÕES NA APLICAÇÃO DO MÉTODO
Na prática, a influência de uma série de fatores e a metodologia do ensaio em si
causa uma série de inconveniências com que o analista terá que lidar: O ensaio de
RVM só pode ser executado com o transformador fora de serviço; a duração do
ensaio pode chegar a 10 horas (no caso de equipamentos novos e/ou com valores de
umidade muito baixos (< que 0,5%); finalmente a temperatura do enrolamento deve
estar homogênea e manter-se o mais constante possível durante o teste, sem a
circulação do óleo devido a recirculação forçada por bombas ou pela operação dos
ventiladores.
Métodos de diagnose on-site são processos cada vez mais aplicados em todo o
Mundo. É seguro afirmar que os teste on-site demandam um certo tempo de
impedimento do equipamento, embora o RVM possa ser realizado
concomitantemente a outras operações. O tempo médio requerido para a
estabilização da temperatura é de normalmente 6 a 8 horas após o desligamento do
transformador. Este período pode ser usado para a desconexão de barramentos,
limpeza de contatos e buchas e a execução de outros ensaios como a medição do
fator de potência. Ao fim deste período o transformador está pronto para ensaio. O
monitoramento do decréscimo da temperatura após o desligamento vai comprovar o
estado de resfriamento do sistema. O instrumento de teste pode ser então
rapidamente conectado ao transformador, por exemplo durante o período noturno,
obviamente após a conclusão de todos os ensaios AC.
6. INTERPRETAÇÃO DOS ESPECTROS DE POLARIZAÇÃO
A correta interpretação dos resultados obtidos com o RVM deve sempre ser
complementada com todos os dados disponíveis sobre o equipamentos, por exemplo:
histórico de falhas e/ou de manutenção, outros tipos de ensaios, RVM´s executados
anteriormente, dados de projeto, etc. O resultado do ensaio de RVM isoladamente
tem um valor restrito.
Desde que o resultado do ensaio apresente um único pico de máxima tensão de
retorno correspondente à uma única constante de tempo, a análise do resultado é
muito simples. Software de interpretação ou mesmo tabelas de referência podem
fornecer o teor de umidade. Considerando que a maioria dos fabricantes e
Operadores admite um valor máximo inicial de umidade de 0,5% para
transformadores novos, sobre condições normais de operação é aceitável um
acréscimo de 0,05 à 0,1% do teor de umidade do papel. Frequentemente
transformadores novos tem um grau de envelhecimento mais alto inicialmente, que
decresce após alguns anos. É uma boa prática um monitoramento anual em relação
ao valor inicial. As figuras abaixo mostram 2 resultados típicos de ensaio em
transformadores com isolação celulósica homogeneamente envelhecida.
Se obtivermos curvas com mais de um pico, curvas “planas” ou outros
comportamentos estranhos, não podemos assumir que o valor obtido para o teor de
umidade seja preciso em relação ao real teor de umidade da isolação. Se o RVM for
corretamente conduzido e obtivermos resultados similares em medições
subsequentes ou em outros transformadores de mesmo modelo, neste caso, o
resultado pode ainda ser representativo do equipamento testado, ou seja, caracteriza
seu objeto de teste. Para validação desses resultados, precisamos de mais dados ou
de ensaios complementares (Cromatografia de Gases Dissolvidos, Resistência de
Isolação, etc.).
Um desenho de curva diferente como, por exemplo, a presença de 2 picos
distintos pode indicar não-homogeneidade da distribuição de umidade através da
isolação. A interpretação correta, nestes casos é uma tarefa bastante difícil. Á
princípio, qualquer polarização à esquerda do pico dominante (o de maior tensão de
retorno) pode somente ser causada por altas concentrações de umidade em uma
parte localizada da isolação (assumindo temperaturas balanceadas durante o teste).
Para encontrar a razão deste teor elevado, pesquisas adicionais são necessárias.
Casos clássicos são pontos quentes, ou a exposição de partes da isolação ao ar
durante operações de manutenção, secagem inadequada ou incompleta. Na maioria
dos casos uma revisão no histórico do transformador pode indicar a resposta.
Polarização à direita do pico dominante representam processos de constante
de tempo exageradamente altas causadas normalmente por moléculas maiores que
água. O RVM não tem qualquer instrumento para determinação da origem deste
picos. Alguns motivos podem ser detectados pelo histórico do equipamento,
cromatografia de gases dissolvidos, fator de dissipação ou teste de impedância sobre
curto circuito. Possíveis causas para baixas velocidades de polarização são
despolimerização do papel, descargas parciais (especialmente em transformadores
de instrumento) e borra.
7. COMPROVAÇÃO PRÁTICA
7.1 Exemplo 1
Para comprovar a validação do ensaio de RVM, fizemos uma comparação entre
os resultados de URSI (Umidade Relativa da Superfície de Isolação) e do RVM
(Medição da Tensão de Retorno) em transformadores da EPTE, novos, armazenados
com nitrogênio super seco por períodos superiores a um ano, considerando portanto
que o teor de umidade da isolação sólida com um todo está em equilíbrio com a
umidade do gás. Os resultados são tabelados abaixo:
Identificação
TRAFO 1
TRAFO 2
TRAFO 3
TRAFO 4
Tensão
(kV)
88/13
88/13
88/13
88/13
Potência
(MVA)
60
60
60
60
Teor de Água
por URSI (%)
1,0
0,75
0,8
1,1
Teor de Água
por RVM (%)
1,2
0,78
0,9
1,2
Tabela 1 –Comparativo URSI x RVM – TR’s armazenados c/ N2
Vale ressaltar que o ensaio de RVM, originariamente, é previsto para ser feito
em transformadores cheios com óleo. Como foi realizado em transformadores com
N2, seria de se esperar alguma alteração na curva obtida em virtude de interferências,
pela menor rigidez dielétrica e estabilidade térmica do conjunto, o que de fato ocorreu
sem contudo comprometer o diagnóstico.
7.2 Exemplo 2
Transformadores
da
CTEEP,
acompanhados
em
processo
de
comissionamento. Nota-se uma maior dispersão dos valores devido ao fato dos
equipamentos já se encontrarem em processo de intervenção para montagem.
Identificação
TRAFO 1
TRAFO 2
TRAFO 3
TRAFO 4
TRAFO 5
TRAFO 6
Teor de Água
por URSI (%)
06,
0,9
0,6
0,7
0,5
0,5
Teor de Água
por RVM (%)
0,6
0,6
0,9
0,4
0,9
1,1
Tabela 2 - Comparativo URSI x RVM – TR’s em comissionamento
7.3 Exemplo 3
No comissionamento de um transformador de 345 kV/133
foram obtidos os seguintes valores de umidade da parte ativa:
URSI
Antes da montagem das buchas e radiadores:
0,9
Após montagem de buchas e radiadores:
1,5
Após tratamento termovácuo:
0,8
Após enchimento:
-
MVA na ETT Norte,
RVM
0,94 e 1,6
0,8
Se o diagnóstico fosse feito apenas com o resultado de URSI, poderíamos supor,
considerando o resultado de 1,5% antes da montagem das buchas em relação ao
0,9% anterior, que a abertura do transformador, mesmo tendo sido executada com os
cuidados necessários, causou o aumento do teor de umidade em quase 50%, com a
inserção de cerca de 50 L de água na isolação sólida e que o simples tratamento
termovácuo conseguiu retirar toda essa umidade.
É muito mais razoável concluir, considerando-se os ensaios de RVM que,
durante a montagem, houve uma contaminação superficial, talvez de alguns poucos
litros de água, que foi retirada pelo tratamento, trazendo o transformador à uma
condição muito próxima da inicial. O resultado (curva com a presença de 2 picos
discretos) indica a ocorrência de áreas da isolação sólida com teores de umidade
diferentes, provavelmente resultantes da contaminação superficial da isolação
quando da abertura do equipamento para montagem de buchas e radiadores. No
ensaio realizado após tratamento termovácuo, nota-se homogeneização da curva,
devido a retirada da contaminação superficial da isolação sólida pelo umidade.
7.4 Exemplo 4
Comissionamento de Trafo 440 kV, 100 MVA
Antes da montagem das buchas e radiadores:
Após montagem de buchas e radiadores:
Após tratamento termovácuo:
Após enchimento:
URSI
0,9
1,3
0,7
-
RVM
2,2
0,8 e 3,1
2,1
Aqui pode-se notar uma situação semelhante à anterior, com a diferença que a
condição inicial de umidade medida pelo RVM era pior que a indicada pela URSI,
situação que se manteve inalterada mesmo após tratamento termovácuo.
7.5 Exemplo 5
Manutenção de Trafo 138 kV/ 48,7 MVA – 31 anos
Antes da secagem:
Após 1 mês de vácuo:
Após 4 meses de vácuo:
Após enchimento:
URSI
1,7
RVM
2,2
0,9
0,9
-
0,9 e 1,8
1,8
Neste caso, optou-se por manter o transformador submetido à um longo período de
vácuo, de forma a comprovar que o simples tratamento termovácuo tem eficiência
restrita na remoção da umidade, e que a URSI pode fornecer resultados, nessas
condições, excessivamente otimistas.
7.6 Exemplo 6
Manutenção em campo para troca do comutador em Trafo da EPTE de 345 kV, 133
MVA, 1 ano de operação
Antes da intervenção:
Após intervenção:
Após tratamento:
Após enchimento:
URSI
1,6
1,0
-
RVM
1,35
1,74
1,54
Os resultados indicam que mesmo após um aumento no teor de umidade superficial
(1,6%) o tratamento termovácuo foi suficiente apenas para se obter um teor de
umidade superficial de 1,0%, tendo havido um aumento global da umidade da
isolação sólida do transformador (1,35 para 1,54%)
8. CONCLUSÃO
Os resultados práticos parecem confirmar que o ensaio de URSI não pode ser usado
como parâmetro de avaliação do estado da isolação sólida de transformadores em
operação, exceto em situações onde seja seguro afirmar que a isolação sólida
apresenta-se com a umidade homogeneamente distribuída, para que se possa admitir
que o valor de umidade da superfície da isolação é representativo de toda a massa
de papel.
O RVM apresenta-se como o primeiro método a avaliar a umidade de toda a isolação
sólida. Isto qualifica o RVM, mais como um método de diagnose do que de
monitoramento. O valor do método é a precoce detecção de problemas na isolação,
antes que quaisquer outros indicadores e a avaliação e acompanhamento do estado
de envelhecimento da isolação celulósica sem intervenção interna no equipamento,
sendo até o momento a única opção não invasiva e não destrutiva de avaliação do
estado da isolação sólida.
As 3 aplicações principais para o Método são:
♦ teste de aceitação de transformadores novos para verificação da minuciosa,
homogênea e completa secagem da isolação,
♦ Diagnóstico de campo para verificação das condições de operação de
transformadores para determinação dos limites de operação (sobrecarga,
temperatura máxima, etc.) e de sua vida útil residual,
♦ Ensaios antes e após intervenções de Manutenção, para verificação da correta
execução dos trabalhos.
A EPTE e a CTEEP vem realizando o ensaio de RVM em seus transformadores
reserva, em comissionamentos e antes e após intervenção da Manutenção de forma
a montar um banco de dados do estado da isolação sólida de todos os seus
transformadores.
9. BIBLIOGRAFIA
(1) Jayme L. Nunes Jr. - O Óleo Isolante do Ponto de Vista Químico - IV SEMEL –
Seminário de Materiais do Setor Elétrico Curitiba, 1994
(2) GCOI, Comissão de Estudos Físicos – SCM 093 Metodologia da Avaliação da
Umidade da Superfície do Isolamento Ago/91
(3) Alexander G. Schlag – The Recovery Voltage Method for Transformer Diagnosis