NBR7274-2012 - Interpretação da análise dos gases de serviço.pdf

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NORMA BRASILEIRA

ABNT NBR 7274 Segunda edição 05.01.2012 Válida a partir de 05.02.2012

Interpretação da análise dos gases de transformadores em serviço /nterpretation of gas ana/ysis of in service transformers

ICS 29.040.20

ASSOCIAÇÃO

BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS

ISBN 978-85-07-03219-9

Número de referência ABNT NBR 7274:2012 18 páginas

©ABNT 2012


ABNT NBR 7274:2012

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Sumário Prefácio

Página iv

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Escopo

1

2

Referências normativas Termos, definições e abreviaturas

1 1

3

3.1 3.2 4 4.1 4.2 4.3 5 5.1 5.2 5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8 5.9 5.10 6 6.1 6.2 7 8 8.1 8.1.1 8.1.2 8.2 8.2.1 8.2.2 8.2.3 8.3 8.4 9 1O Anexo A

Termos e definições Abreviações Mecanismo de formação de gases Decomposição do óleo Decomposição da isolação celulósica Outras fontes de gás Identificação de defeitos Composição dos gases dissolvidos Diagnóstico com base na análise de gases dissolvidos no óleo Evolução de gases em equipamentos em início de operação Importância de uma nova coleta para confirmação de resultados Limitação da metodologia do diagnóstico Tipos de defeitos Relações básicas dos gases Relação C02/CO Relação 02/N2 Relação C2H21H2 Hidrocarbonetos Ca Evolução de defeitos Representação gráfica Condições para cálculo das relações Examinando os valores da análise de gases dissolvidos Incerteza nas relações de gases Aplicação para gases livres em rei és de gases Nível de concentração de gás em serviço Probabilidade de falha em serviço Geral Métodos de cálculo Valores típicos de concentração Geral Métodos de cálculos Escolha das porcentagens de normalidade Valores de alarme Taxa de evolução de gases Método recomendado para a interpretação da análise de gases dissolvidos Relatório (informativo) Figuras


1 3 3 3 4 4 4 5 5 5 5 6 6 7 8 8 8 9 9 9 9 9 10 10 12 12 12 12 12 12 13 13 13 13 14 15 16 iii


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A.1 A.2

Avaliação de gás-chave Representação gráfica das relações de gases

16 17

Bibliografia

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Figuras Figura A.1 - Representação gráfica da relação de gases (Tabela 2) Figura A.2 - Representação gráfica (3D) da relação de gases (Tabela 2)

Tabelas Tabela 1 - Abreviações

6

Tabela 2 - Tabela de interpretação de análise de gases dissolvidos Tabela 3 - Coeficientes de Ostwald para vários gases em óleo mineral isolante

iv

16 17

7 11



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Prefácio A Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) é o Foro Nacional de Normalização. As Normas Brasileiras, cujo conteúdo é de responsabilidade dos Comitês Brasileiros (ABNT/CB), dos Organismos de Normalização Setorial (ABNT/ONS) e das Comissões de Estudo Especiais (ABNT/CEE), são elaboradas por Comissões de Estudo (CE), formadas por representantes dos setores envolvidos, delas fazendo parte: produtores, consumidores e neutros (universidades, laboratórios e outros). Os Documentos Técnicos ABNT são elaborados conforme as regras da Diretiva ABNT, Parte 2. A Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) chama atenção para a possibilidade de que alguns dos elementos deste documento podem ser objeto de direito de patente. A ABNT não deve ser considerada responsável pela identificação de quaisquer direitos de patentes. A ABNT NBR 7274 foi elaborada no Comitê Brasileiro de Eletricidade (ABNT/CB-ü3), pela Comissão de Estudo de Óleos Minerais isolantes (CE-03:01 0.1 O). O Projeto circulou em Consulta Nacional conforme Edital nº 09, de 09.09.2011 a 07.11.2011, com o número de Projeto ABNT NBR 7274. Esta segunda edição cancela e substitui a edição anterior (ABNT NBR 7274:1982), a qual foi tecnicamente revisada. O Escopo desta Norma Brasileira em inglês é o seguinte:

Scope This Standard describes how the concentrations of dissolved gases or free gases may be interpreted to diagnose the condition of oil-filled electrical equipment in service and suggest future action. The dissolved gases in the oil samples can be extracted and analyzed in accordance with the NBR 7070 or other adequa te technology.

ABNT

This Standard is applicable to electrical equipment filled with mineral insulating oil and insulated with cellulosic paper or pressboard-based solid insulation. In any case, the indications obtained should be viewed only as guidance and any resulting action should be undertaken only with proper engineering judgment.


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NORMA BRASILEIRA

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Interpretação da análise dos gases de transformadores em serviço

1 Escopo Esta Norma descreve como a concentração de gases livres ou dissolvidos pode ser interpretada para diagnosticar as condições de equipamentos elétricos em serviço e sugerir ações futuras. Os gases dissolvidos em amostras de óleo mineral isolante podem ser extraídos e analisados de acordo com a ABNT NBR 7070, ou outra metodologia apropriada. Esta Norma é aplicável aos equipamentos elétricos preenchidos com óleo mineral isolante e isolados com papel ou papelão, ambos celulósicos. Em todos os casos, as indicações obtidas são orientativas e as ações resultantes devem ser estudadas.

2 Referências normativas Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para referências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas, aplicam-se as edições mais recentes do referido documento (incluindo emendas). ABNT NBR 7070, Amostragem de gases e óleo mineral isolante de equipamentos elétricos e análise dos gases livres e dissolvidos ABNT NBR 15349, Óleo mineral isolante - Determinação de 2-furfural e seus derivados

3 Termos, definições e abreviaturas Para os efeitos deste documento, aplicam-se os seguintes termos, definições e abreviaturas.

3.1

Termos e definições

3.1.1 defeito ocorrência não planejada em um equipamento, cujo resultado pode ser uma ou mais falhas em um equipamento isolado ou em outro equipamento associado NOTA Em um equipamento elétrico, um defeito pode ou não resultar em danos na isolação e em falha do equipamento.

3.1.2 defeito sem danos defeito que não envolve reparos ou ações de troca no local do defeito NOTA papel.

Exemplos típicos são arcos autoextinguíveis em disjuntores ou aquecimento sem carbonização do

3.1.3 defeito com dano defeito que envolve reparos ou ações de troca no local do defeito © ABNT 2012 - Todos os direitos reservados

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3.1.4 ocorrência evento relacionado como falha interna temporária ou permanente, com o equipamento operando normalmente. Podem ser citados como exemplo atuação do alarme de gás ou vazamento 3.1.5 falha evento resultante de um defeito com danos ou incidente externo, exigindo retirada, reparo ou troca do equipamento como, por exemplo, a ocorrência de um arco interno, ruptura do tanque, fogo ou explosão 3.1.6 defeito elétrico descarga ou disrupção através da isolação 3.1.7 descarga parcial descarga que somente atravessa parcialmente a isolação entre condutores. Ela pode ocorrer dentro da isolação ou adjacentemente a um condutor 3.1.8 corona forma de descarga parcial que ocorre em um meio gasoso ao redor de um condutor. Esse termo não pode ser usado, de forma geral, para todos os tipos de descarga parcial 3.1.9 cera X material sólido formado a partir do óleo mineral isolante, como resultado de descargas elétricas. Consiste em fragmentos polimerizados de moléculas do líquido original. Produtos semelhantes podem ser formados em outros líquidos sob condições similares 3.1.10 centelhamento de baixa energia devido a metais ou potenciais flutuantes (por exemplo), pode ser descrito como descargas parciais, mas deve ser considerado como descargas de baixa energia 3.1.11 descarga disruptiva descarga que se verifica quando um meio isolante é submetido a um gradiente de potencial maior do que sua rigidez dielétrica. É também descrita como arco, disrupção ou curto-circuito NOTA Dependendo da quantidade de energia envolvida na descarga, ela é descrita como de alta ou de baixa energia, com base na extensão do dano causado ao equipamento.

3.1.12 falha térmica elevação excessiva da temperatura na isolação, que pode ser causada por refrigeração deficiente, corrente excessiva de circulação nas adjacências de partes metálicas (como resultado de mau contato, correntes parasitas ou de circulação), correntes excessivas circulando através da isolação (como resultado de altas perdas dielétricas), levando à falha térmica, sobreaquecimento de enrolamento interno ou no "Iead' de conexão da bucha 3.1.13 valores típicos de concentração de gás concentração de gases normalmente encontrados em equipamentos em serviço, sem sintomas de falhas

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NOTA Os valores típicos podem diferir em diferentes tipos de equipamentos e em diferentes sistemas, dependendo das práticas de operação (níveis de carregamento, clima etc.)

3.2

Abreviações

AGO - Análise de gases dissolvidos COC - Comutador de derivação em carga CIGRE - Conferência internacional dos grandes sistemas elétricos NO - Não detectado S - Limite de detecção analítico Tap - ponto de conexão ao longo de um enrolamento do transformador, que permite que um determinado número de espiras seja selecionado.

4 Mecanismo de formação de gases 4.1

Decomposição do óleo

Óleos minerais isolantes são feitos de uma mistura de diferentes hidrocarbonetos contendo CH3, CH2 e grupos CH mantidos unidos pelas ligações moleculares carbono-carbono. A cisão de algumas das ligações C-H e C-C pode ocorrer como um resultado de falhas térmicas ou elétricas, com a formação de pequenos fragmentos instáveis, na forma iônica ou de radicais, como H, CH3, CH2, CH ou C (entre muitas outras formas mais complexas), que se recombinam rapidamente, em moléculas gasosas como hidrogênio (H-H), metano (CH3-H), etano (CH3-CH3), etileno (CH2=CH2) ou acetileno (CH=CH). Hidrocarbonetos gasosos C3 e C4, bem como partículas sólidas de carbono e hidrocarbonetos poliméricos (cera X) são outras possíveis recombinações. Os gases formados dissolvidos em óleo ou acumulados como gases livres (se produzidos rapidamente em grandes quantidades) podem ser analisados de acordo com a ABNT NBR 7070 ou outra metodologia apropriada. Falhas de baixa energia, como as descargas parciais de tipo plasma frio (efeito corona), favorecem uma cisão da ligação C-H (338 kJ/mol) através das reações de ionização e o acúmulo de hidrogênio como a principal recombinação gasosa. Uma maior quantidade de energia e/ou alta temperatura é necessária para a cisão das ligações C-C e sua combinação em gases com ligação simples C-C (607 kJ/mol), ligações duplas C=C (720 kJ/mol) ou ligações triplas C=C (960 kJ/mol), segundo processos similares àqueles encontrados na indústria de craqueamento de petróleo. A formação de etileno é mais favorecida do que etano e metano em temperaturas acima de 500°C (embora ainda presentes em pequenas quantidades). Acetileno requer temperaturas de 800 °c a 1 200°C e um rápido decréscimo a temperaturas mais baixas, de forma a permanecer como um produto de recombinação estável. Acetileno é formado em quantidades significativas, principalmente na ocorrência de arco elétrico, quando um canal condutivo ionizado está a milhares de graus Celsius e a interface com o óleo ao redor necessariamente abaixo de 400°C (na qual o óleo vaporiza completamente), com uma camada de vapor de óleo/gases de decomposição entre elas. Acetileno pode ainda ser formado em temperaturas mais baixas « 800°C), mas em muito menor quantidade. Partículas de carbono formam-se de 500 °C a 800°C e são observadas após um arco no óleo ou ao redor de pontos quentes. O óleo pode se oxidar com a formação de pequenas quantidades de CO e C02, que só atingem valores significativos se acumulados por grandes períodos de tempo. © ABNT 2012 - Todos os direitos reservados

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4.2

Decomposição da isolação celulósica

As cadeias poliméricas da isolação sólida celulósica (papel, papelão prensado, blocos de madeira) contêm um grande número de anéis de glucose anidra e frágeis ligações C-O e ligações glicosídicas que são termicamente menos estáveis que as ligações hidrocarbônicas do óleo e, portanto, se decompõem a temperaturas mais baixas. Uma taxa significativa de cisão das cadeias poliméricas ocorre a temperaturas superiores a 105 °c, com a completa decomposição e carbonização acima de 300 oCo Uma quantidade maior de CO e C02, bem como água, é formada à mesma temperatura que os compostos provenientes da oxidação do óleo, junto com quantidades menores de gases hidrocarbônicos e compostos furânicos. Estes últimos podem ser analisados conforme a ABNT NBR 15349, usados como complemento na interpretação da AGD e podem confirmar se a isolação celulósica está ou não envolvida na falha. A formação de CO e C02 aumenta não somente com a temperatura mas também com o teor de oxigênio no óleo e o teor de umidade no papel.

4.3

Outras fontes de gás

Gases podem ser gerados, em alguns casos, não como um resultado de um defeito no equipamento, mas através de oxidação ou outra reação química envolvendo aço, superfícies não pintadas ou revestimentos de proteção. Hidrogênio pode ser produzido pela reação do aço com água enquanto o oxigênio está disponível no óleo. Grandes quantidades de hidrogênio têm sido reportadas em alguns transformadores que não haviam ainda sido energizados. Hidrogênio pode também ser formado pela reação da água livre com revestimentos especiais de superfícies metálicas, como galvanizadas, ou por reação catalítica de alguns tipos de aço inox com óleo, em particular óleo contendo oxigênio dissolvido em elevadas temperaturas. Hidrogênio também pode ser formado em aços inox novos, absorvido durante o processo de manufatura, ou produzido por solda e liberado lentamente no óleo. Hidrogênio também pode ser formado pela decomposição de um fino filme de óleo entre duas lâminas do núcleo superaquecidas a 140 °C ou mais. Gases podem ser produzidos por exposição do óleo à luz solar ou formado durante o reparo do equipamento. Pintura interna de transformadores, como as de resinas alquídicas, epóxi monocomponente e poliuretanos modificados contendo ácidos graxos em sua formulação, pode também gerar gases. Mesmo considerando a utilização de esquemas de pintura adequados, a cura ou secagem incompleta pode gerar quantidades significativas de hidrogênio, monóxido e dióxido de carbono no início de operação do equipamento. Estas ocorrências, entretanto, não são muito usuais e podem ser detectadas em equipamentos novos ainda não energizados e em ensaios de compatibilidade de materiais. A presença de hidrogênio na total ausência de hidrocarbonetos gasosos, por exemplo, pode ser uma indicação de problema semelhante.

5 Identificação de defeitos Qualquer formação de gases em serviço, mesmo mínima, resulta em estresse de alguma forma, mesmo que suave, como o envelhecimento devido à temperatura de operação. De qualquer forma, enquanto a formação de gases estiver abaixo dos valores típicos, isto não pode ser considerado

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como uma indicação de defeito, mas preferencialmente uma "formação de gás típica" (ver Figura A.1). A observação por comparação dos níveis de geração de gases de equipamentos com mesmo projeto, fabricante e construídos com materiais de mesma época de fabricação também fornece indicações de defeitos.

5.1

Composição dos gases dissolvidos

Ainda que a formação de alguns gases seja favorecida, dependendo da temperatura e da energia contida no defeito (ver 4.1), na prática misturas de gases são quase sempre obtidas. Uma razão é termodinâmica, embora minimizada. Há a formação de gases secundários, apesar de em menores quantidades. Modelos termodinâmicos existentes, derivados da indústria de petróleo, entretanto, não podem predizer precisamente a composição dos gases formados, porque eles não correspondem ao equilíbrio gás/temperatura ideal, o qual não existe na região do defeito. Grandes gradientes de temperatura, na prática, podem ocorrer como resultado do fluxo de óleo ou vaporização em contato com uma superfície aquecida, particularmente no caso de arco de potência, que transfere grande quantidade de calor para o vapor de óleo e o gás de decomposição na camada entre o arco e o óleo, provavelmente explicando o aumento da formação de etileno observado em adição ao acetileno formado. Além disso, modelos termodinâmicos não se aplicam ao papel que inevitavelmente gera carbono acima dos 300 oCo Gases podem ser formados em regiões distintas dentro do equipamento, originados por defeitos distintos, e podem influenciar o diagnóstico final.

5.2 5.2.1

Diagnóstico com base na análise de gases dissolvidos no óleo Evolução de gases em equipamentos em início de operação

Um equipamento novo que se encontra operando dentro dos seus primeiros dois anos de operação, normalmente apresenta taxas de crescimento mensais dos gases combustíveis (TGC) maiores, se comparado a outro equipamento similar exposto ao mesmo regime operacional e com mais de dois anos de operação. Após este período observa-se que, em média, estas taxas voltam a ser mais compatíveis. Este aspecto deve ser considerado quando comparado com as análises cromatográficas de equipamentos de uma mesma família, sendo gerados valores-limites e gráficos com as evoluções nas concentrações de cada gás combustível (curvas típicas por família de equipamento e por período de operação). Equipamentos desgaseificados ou com carga de óleo substituída por outra desgaseificada apresentam perfil de gases dissolvidos similar aos dos equipamentos novos energizados durante os seus dois primeiros anos de operação, devendo ser reamostrados para análises cromatográficas com periodicidade inferior ao normalmente adotado para os demais equipamentos, pelo menos durante os primeiros 12 meses. Além disso, periodicidades menores para coletas de amostras cromatográficas de equipamentos devem ser adotadas quando, por exemplo, tiver sobrecarga, ocorrências de sobretensões, curtos-circuitos ou outras condições impostas pelo sistema, equipamentos durante o período de garantia (novos ou reparados), suspeitas de problemas internos no equipamento e outras condições de menor incidência. 5.2.2

Importância de uma nova coleta para confirmação de resultados

Não é recomendado emitir um parecer conclusivo do estado operacional de um equipamento com base apenas em uma única amostra, pois a prática revela vários casos de erros do tipo e deficiência no processo de coleta da amostra de óleo, por exemplo, falta de limpeza do ponto de amostragem, com geração elevada de hidrogênio (com diagnóstico representativo apenas para o óleo retido no ponto de amostragem), retirada da amostra do próprio comutador e não do tanque principal do equipamento associado, contaminações no processo de análise no laboratório etc.


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5.2.3

Limitação da metodologia do diagnóstico

De forma geral, observa-se maior eficiência da cromatografia quando ocorrem problemas internos no equipamento com evoluções relativamente lentas, por exemplo, ponto quente ou sobreaquecimento de conexão ou outros cuja evolução não cause um risco iminente de falha do equipamento, por exemplo, corrente de circulação do núcleo para a carcaça ou descargas de pontos da ferragem para a carcaça. Defeitos com evoluções rápidas e com graves repercussões para o equipamento (por exemplo, curtocircuito entre espiras ou outras falhas associadas a solicitações feitas pelo sistema acima do nível de suportabilidade do equipamento, danificando a isolação entre enrolamentos) ou deles para a carcaça não são normalmente diagnosticados preditivamente pela cromatografia, por que normalmente estão associados a fatores externos. 5.3

Tipos de defeitos

Inspeções internas de equipamentos avariados frequentemente levam às seguintes classes de falhas detectáveis visualmente, (ver Tabela 1): descargas parciais (DP) do tipo plasma frio (corona), resultando em possível cera X depositada no isolamento celulósico ou do tipo centelhamento, induzindo perfurações carbonizadas no papel, que podem não ser facilmente visualizadas; centelhamento (C1) ocorre entre partes metálicas na forma de ruptura dielétrica de alta densidade de ionização; descargas de baixa energia (D1), em óleo e/ou papel, evidenciada pela larga carbonização perfurante através do papel, carbonização da superfície do papel (trilha) ou partículas de carvão no óleo (como na operação de mudança de tap do comutador); descargas de alta energia (D2), em óleo e/ou papel, com potência evidenciada pela extensiva destruição e carbonização do papel, fusão do metal, extensiva carbonização do óleo e, em alguns casos, atuação da proteção do equipamento, confirmando a alta corrente; sobreaquecimento, no óleo e/ou papel, abaixo de 300 DC, o papel torna-se escurecido (T1); acima de 300 DC, o papel apresenta-se carbonizado (T2); sobreaquecimento de temperatura acima de 700 DC (T3), há evidência de carbonização do óleo, coloração do metal (800 De) ou fusão do metal (> 1 000 DC). Tabela 1 - Abreviações

DP C1 D1 D2 T1 T2 T3

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5.4

Relações básicas dos gases

Cada uma das sete classes de defeitos conduz para uma característica-padrão da composição de hidrocarbonetos gasosos, a qual pode ser traduzida para uma tabela de interpretação de análise de gases dissolvidos, como a recomendada na Tabela 2 e baseada no uso de três relações básicas de gases:

Tabela 2 - Tabela de interpretação de análise de gases dissolvidos Caso

Falha característica

CH4

C2 H2 C2 H4

--

H2

C2 H4 C2 H6

NS

< 0,1

< 0,2

0-0,6

0,1 - 1

<1

>1

0,1 - 0,5

>1

0,6 - 2,5

0,1 - 1

>2

< 0,01

>1

<1

--

--

DP

Descargas parciais

C1

Centelhamento

D1

Descargas de baixa energia

D2

Descargas de alta energia

T1

Sobreaquecimento t < 300°C

T2

Sobreaquecimento 300°C < t < 700°C

< 0,1

>1

1- 4

T3

Sobreaquecimento t > 700°C

< 0,2*

>1

>4

NOTA 1 As relações acima são significativas e convém que sejam calculadas se pelo menos um dos gases estiver presente em concentração e taxa de evolução acima de valores típicos de um mesmo projeto ou se apresentarem acima das concentrações de nível médio. NOTA 2 O padrão de decomposição de gases similar às descargas parciais tem sido reportado como um resultado da decomposição de um fino filme de óleo entre lâminas sobreaquecidas do núcleo na temperatura de 140°C e acima (ver 4.3). NOTA 3 Além da caracterização da falha, convém que seja considerada a concentração total dos gases combustíveis, bem como as taxas de evolução de cada gás. Os valores e critérios destas concentrações, recomendados para uma melhor avaliação da situação do equipamentos são os seguintes: 0- 400 ppm

Concentração de gases combustíveis baixa.

400 - 900 ppm Concentração de gases combustíveis médios. 900 - 1 500 ppm

Concentração de gases combustíveis significativa.

1500 - 2 500 ppm

Concentração de gases combustíveis alta.

Acima 2 500 ppm

Concentração de gases combustíveis muito alta.

NOTA 4 NS

No caso de obtenção de diagnósticos idênticos, considerar o de maior gravidade.

= O valor esperado

de acetileno deve ser abaixo do limite de detecção do método utilizado.

*Um incremento do valor da quantidade de C2H2 pode indicar que a temperatura do ponto quente é maior que 1 000 oCo

A Tabela 2 aplica-se a todos os tipos de equipamentos, com poucas diferenças nos limites das taxas de gás, dependendo do tipo específico de equipamento.


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Alguma superposição entre defeitos 01 e 02 é visível na Tabela 2, significando que uma dupla interpretação de 01 ou 02 deve ser dada em alguns casos dos resultados de análise de gases dissolvidos. No caso de superposição de 01 e 02, considerar o diagnóstico de maior gravidade. NOTA Combinações de relações de gases que não se enquadrem nos valores indicados na Tabela 2 podem ser consideradas uma combinação de defeitos, ou um novo defeito combinado com um histórico de nível de gases elevado (ver 6.1). Em tais casos, a Tabela 2 pode não fornecer um diagnóstico, mas a representação gráfica dada na Figura A.2 pode ser usada para visualizar qual defeito característico da Tabela 2 é mais próximo do caso.

5.5 Relação C02/CO A formação de C02 e CO originada da isolação de papel impregnada com óleo aumenta rapidamente com a temperatura. Incrementos da relação C02/CO menores que três são geralmente considerados uma indicação de provável defeito envolvendo papel, com algum grau de carbonização. Relações de C02/CO no equipamento podem ser influenciadas pela concentração de oxigênio dissolvido no óleo mineral isolante ou pela própria oxidação do óleo. Para transformadores fabricados com papel kraft comum, quando se suspeita de excessiva degradação do papel (C02/CO < 3), é recomendável uma análise de compostos furânicos ou uma medida de grau de polimerização de amostra de papel, quando possível. Quando a relação C02/CO > 11, isto indica a probabilidade de evolução de defeito térmico envolvendo o isolamento sólido.

02 e N2 dissolvidos no óleo são decorrentes do contato com ar atmosférico. Em situações normais de operação, a solubilidade relativa de 02 e N2 e a relação 02/N2 em óleo refletem a composição do ar. Em serviço, essa relação pode decrescer como um resultado da oxidação do óleo e/ou envelhecimento do papel, se 02 for consumido mais rapidamente ao que é reposto por difusão. Fatores como carga e sistema de preservação podem ser usados também para afetar a taxa, mas taxas menores que 0,3 são geralmente consideradas para indicar excessivo consumo de oxigênio.

Em transformadores de potência, a operação de mudança de tap nos comutadores produz gases correspondentes a descargas de baixa energia 01 . Se alguma comunicação de óleo ou gás for possível entre o tanque do COC e o tanque principal, ou entre os respectivos conservadores, esses gases podem contaminar o óleo no tanque principal e levar a diagnóstico errado. O padrão da decomposição de gases no COC, no entanto, é muito específico e diferente do diagnóstico 01 no tanque principal. Relações C2H2/H2 maiores que 2 no tanque principal são indícios de contaminação do comutador. Isto pode ser confirmado pela comparação dos resultados de cromatografia no tanque principal, no comutador e no conservador. O valor da taxa de gás e da concentração de acetileno depende do número de operações do comutador e do modo da ocorrência da contaminação (através do óleo ou gás). NOTA Se houver suspeita de que a contaminação por gases tem origem no comutador, convém que a interpretação dos resultados da cromatografia no tanque principal seja considerada não confiável, registrada e acompanhada.

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5.8 Hidrocarbonetos C3 A interpretação do método de análise de gases dissolvidos indicados acima leva em conta somente hidrocarbonetos C1 e C2. Alguns métodos práticos de interpretação também usam a concentração do hidrocarboneto C3' e seus autores acreditam que eles são responsáveis por trazer informações complementares que sejam úteis para fazer um diagnóstico mais preciso, porque os hidrocarbonetos C3 são muito solúveis no óleo e suas concentrações praticamente não são afetadas pela possível difusão do ar ambiente. Por outro lado, justamente pelo fato de serem muitos solúveis, são difíceis de extrair do óleo e o resultado da análise pode grandemente depender do método de extração usado. Além disso, a experiência tem mostrado que, na maioria dos casos, um diagnóstico satisfatório pode ser feito sem levar em conta esses hidrocarbonetos e, para efeito de simplificação, eles têm sido omitidos da interpretação dos métodos indicados acima.

5.9 Evolução de defeitos Defeitos frequentemente começam de modo incipiente, com baixa energia, podendo evoluir para situações mais sérias de alta energia, conduzindo para possível alarme de gás, ruptura dielétrica e falha. Quando um defeito é detectado em um estágio inicial, isto pode indicar não somente o aumento da concentração do gás, como também a possível evolução com o tempo para um defeito de alta energia, mais perigoso no final do processo. Por exemplo, alguns transformadores de corrente têm operado satisfatoriamente por um longo período de tempo com níveis muito altos de hidrogênio produzido por descargas parciais. No entanto, descargas parciais podem também causar a formação da cera X. Quando a cera X é produzida em quantidade suficiente para aumentar as perdas por dissipação na isolação papel-óleo, pode ocorrer uma falha térmica, eventualmente levando a uma falha grave. Em outras ocorrências, no entanto, o instante final da ruptura do dielétrico pode ocorrer sem aviso.

5.10 Representação gráfica Representações gráficas dos gases são convenientes para acompanhar os defeitos. Podem ser usadas planilhas eletrônicas para melhor representar graficamente estes defeitos.

6 Condições para cálculo das relações 6.1

Examinando os valores da análise de gases dissolvidos

A amostragem e a análise dos gases dissolvidos devem ser feitas de acordo com a ABNT NBR 7070. a)

Valores de O (zero) llUL no relatório de cromatografia devem ser reportados pela expressão "não detectado ou NO". Valores abaixo do limite de detecção S do método utilizado devem ser reportados pelo valor absoluto do limite de detecção do método utilizado precedido do sinal "<" (menor que).

b)

Se sucessivas análises cromatográficas tiverem sido realizadas em um período relativamente curto de tempo (dias ou semanas), variações inconsistentes (por exemplo, decréscimo acentuado da concentração) podem ser consideradas uma indicação de um problema de amostragem ou análise.

c)

Relações de gases são significativas e devem ser calculadas somente se no mínimo um valor de concentração de gás for acima do valor típico e acima da taxa típica de aumento do gás (ver Nota 1 da Tabela 2).


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d)

Tratamentos efetuados no óleo mineral isolante interferem na concentração dos gases dissolvidos, portanto este fato deve ser considerado na relação dos gases e no respectivo diagnóstico.

NOTA Para transformadores de potência não selados, ocorrem perdas com o tempo por difusão através do conservador ou como resultado dos ciclos de temperatura do óleo. Neste caso, a concentração dos gases medidos é menor que o nível de gases geralmente formados no transformador.

6.2

Incerteza nas relações de gases

Por causa da precisão dos valores na análise de gases dissolvidos, há também uma incerteza nas relações dos gases que pode ser calculada usando a precisão dos valores da análise dos gases dissolvidos descritos na ABNT NBR 7070. Acima de 10 x S, a precisão é aproximadamente 5 % nos valores da análise de gases dissolvidos e acima de 10 % na relação de gases. Abaixo de 10 x S, a precisão da análise de gases dissolvidos decresce rapidamente, para tipicamente 20 % a 5 x S e até 40 % na relação do gás. Precauções devem ser tomadas quando os cálculos das relações de gases estão abaixo de 10 x S, levando-se em conta a possível variação dos resultados devido à precisão reduzida. Isto é válido para transformadores de instrumento e buchas, onde valores das concentrações dos gases podem ser abaixo de 10 x S.

7 Aplicação para gases livres em relés de gases Durante o defeito, a velocidade de geração dos gases está ligada à velocidade de liberação de energia. Então, uma baixa velocidade de liberação de energia como em descargas parciais, ou em pontos quentes de baixa temperatura, causará lenta evolução de gases, e existe a probabilidade de que todo o gás produzido se dissolva no óleo. Um aumento na velocidade de liberação de energia em um defeito com núcleo superaquecido, por exemplo, pode causar uma evolução de gases em velocidade alta o suficiente para formar bolhas. Estas normalmente se dissolvem parcialmente no óleo, podendo alcançar o relé de gás e se aproximar do equilíbrio com os gases que estão dissolvidos no óleo. As altíssimas velocidades de liberação de energia, associadas aos defeitos com arco, causam uma rápida e substancial evolução de gás, onde bolhas grandes chegam ao relé alterando a composição do óleo do relé em relação ao óleo do tanque. A princípio, a análise de gases livres do relé pode ser avaliada da mesma forma que os gases dissolvidos no óleo. Quando da ocorrência de defeito onde sejam geradas quantidades substanciais de gases livres, deve ser feita análise destes para identificar o defeito. O alarme do relé de Buchholz também pode atuar pelo acúmulo de ar, devido a uma sequência de dias quentes seguidos por quedas bruscas de temperatura à noite. Além da coleta do gás do relé, é importante a coleta do óleo, incluindo o óleo do tanque principal. Onde o gás tem sido acumulado lentamente, a análise dos gases dissolvidos no óleo é mais informativo do que dos gases livres; esta análise de gás é fundamental para determinar a taxa de geração de gases e então checar onde este defeito está evoluindo, que é o mais importante a se investigar. Quando a análise dos gases livres é feita, é necessário converter a concentração dos vários gases dos seus estados livres nas concentrações equivalentes quando dissolvidos, usando a Tabela 3, antes de aplicar o método da relação de gases da Tabela 2 e compará-Ias com as concentrações encontradas no óleo do relé e no óleo do tanque principal. 10



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Aplicando os princípios dados acima, a comparação da concentração no óleo com a equivalente concentração de gases livres pode dar valiosa informação sobre quão distante as bolhas podem ter difundido através do óleo e sobre a taxa de evolução (crescimento) dos gases. No cálculo da concentração equivalente de gás dissolvido, a concentração de gás livre é feita aplicandose o coeficiente de Ostwald, separadamente para cada gás. Para um dado gás, o coeficiente de Ostwald é definido como a seguir:

k = [concentração de gás na fase líquida] [concentração de gás na fase gasosa 1 onde As concentrações dos gases são expressas em microlitros/litro. K representa os coeficientes de Ostwald para vários gases em óleo mineral isolante a 20 DC e 50 DC.

o coeficiente de Ostwald independe da pressão parcial real do gás em questão. Para efeitos práticos, assume-se que as fases líquida e gasosa estejam a mesma temperatura. O erro introduzido por qualquer diferença de temperatura não invalidaria os resultados obtidos. Tabela 3 - Coeficientes de Ostwald para vários gases em óleo mineral isolante Gás

k a 20 DC

k a 50 DC

N2

0.09

0.09

02

0.17

0.17

H2

0.05

0.05

CO

0.12

0.12

CH4

1.08

1.00

C02

0.43

0.40

C2 H4

2.40

1.80

C2 H6 C2 H2

1.70

1.40

1.20

0.90

NOTA Os valores apresentados nesta tabela representam os valores médios obtidos de óleos de transformadores. Os valores reais normalmente podem diferir dos dados acima. Entretanto, os dados acima podem ser usados sem influenciar conclusões tiradas de ensaios recalculados.

O coeficiente de Ostwald independe da pressão parcial real do gás em questão. Para efeitos práticos, assume-se que as fases líquida e gasosa estejam a mesma temperatura. O erro introduzido por qualquer diferença de temperatura não invalidaria os resultados obtidos.


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ABNT NBR 7274:2012

8 Nível de concentração de gás em serviço 8.1

Probabilidade de falha em serviço

8.1.1

Geral

A probabilidade ou risco de ocorrer um incidente ou falha em serviço está relacionada aos níveis de concentração de gás. Abaixo de certos níveis (classificados como típicos ou normais), a probabilidade de ocorrer uma falha é baixa. O equipamento é então considerado em boas condições, embora como regra geral uma falha não pode ser totalmente descartada mesmo com baixos níveis. Uma primeira avaliação entre uma análise que indique uma condição normal e uma suspeita pode ser constatada pelos cálculos dos valores para o equipamento, quando comparado aos valores dos equipamentos de mesmo projeto construtivo (família). A probabilidade de existir uma falha pode aumentar significativamente tanto para valores muito acima dos níveis normais de concentração para o projeto construtivo como para os valores definidos como aceitáveis durante a operação do equipamento. A situação é então considerada crítica, mesmo que a falha possa nunca ocorrer com esses altos níveis de concentração: o risco é alto. Tais falhas podem ser divididas em duas categorias: falhas que se desenvolvem rapidamente, que são impossíveis de serem detectadas pela amostragem e análise laboratorial, mas apenas por detectores de monitoramento contínuo; falhas que se desenvolvem lentamente. Apenas esta segunda categoria pode ser detectada pela análise de gases dissolvidos. 8.1.2

Métodos de cálculo

O uso de extensa base de dados de análises de gases dissolvidos e de manutenções em equipamentos permite estimar a probabilidade de falha de um dado tipo de equipamento em serviço para dado nível de concentração de gás. O conhecimento do comportamento do perfil de gases e o acompanhamento de percentuais gerados no projeto construtivo ajudam na identificação da falha e instante da retirada do equipamento de operação.

É necessário um grande número de análises para se terem valores aplicáveis para determinar a probabilidade de ocorrer falha. Conhecer estes valores, entretanto, é útil para a escolha da porcentagem de normalidade mais apropriada para o trabalho de um dado tipo de equipamento (ver 8.2.3).

8.2 Valores típicos de concentração 8.2.1

Geral

Valores típicos de concentração são as quantidades aceitáveis abaixo das quais a experiência no campo não mostrou ocorrência de defeitos detectáveis, ou incipientes, os quais ultrapassam apenas uma pequena porcentagem do número total de amostras de gás analisadas (em torno de 10 %). Valores típicos de concentração para cada gás são considerados quando 90 % do número total de análises está igualou menor que os limites definidos para cada realidade (equipamento, tipo de rede de transmissão, método construtivo, projeto, material empregado etc.). Entretanto, valores típicos de concentração são preferencialmente considerados como um guia para a tomada de decisão, quando não são disponíveis outros dados. Eles não podem ser usados para determinar quando um defeito existe ou não no equipamento. Eles devem ser vistos como valores acima dos quais a taxa de geração dos gases pode permitir a detecção de um provável defeito. 12



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Os valores típicos de concentração são afetados por inúmeros fatores, começando pelo tempo de operação desde o comissionamento, o tipo de equipamento e a natureza do defeito (elétrico ou térmico). Para transformadores de potência, o tipo de conservação do óleo, o carregamento e o modo de operação são outros fatores de influência. Os valores típicos de concentração podem ser calculados como em 8.2.3 e devem ser obtidos pelos usuários especificamente para seus equipamentos. 8.2.2

Métodos de cálculos

O método mais simples de cálculo consiste em tabular todos os resultados das análises de gases dissolvidos com respeito a um tipo específico de equipamento. Para cada gás característico considerado, soma-se o número de análises de gases dissolvidos onde a concentração de gases está abaixo de um dado valor (escolhido), então plota-se uma função da concentração do gás. Usando a curva plotada considera-se como a concentração típica daquele gás a que corresponda a uma porcentagem do número total acumulado de análises, por exemplo 90 % dos resultados estão até um valor para o gás considerado. Este é então o valor típico para o gás e tipo de equipamento em questão. 8.2.3

Escolha das porcentagens de normalidade

Se uma porcentagem de normalidade escolhida (por exemplo, 90 %, 95 % ou outra) for muito baixa, muitos equipamentos serão colocados sob suspeita, com perda da credibilidade no diagnóstico e recomendações com aumento nos custos de manutenções. Se a porcentagem de normalidade escolhida for muito alta, pode ocorrer uma falha sem aviso, também envolvendo consideráveis custos. A escolha de uma porcentagem de normalidade é frequentemente considerada uma estimativa de cálculo, servindo de experiência para o usuário de equipamento similar. A escolha da porcentagem de normalidade também pode ser obtida considerando-se a probabilidade de ocorrência de falha e pela velocidade de progressão da falha do equipamento em serviço. Na ausência de tais informações ou experiência, os usuários devem escolher porcentagens mais conservadoras de normalidade, como 90 %, como uma aproximação inicial. Se bases de dados não estiverem disponíveis para o cálculo de valores típicos, os usuários podem adotar, a princípio, valores observados em regimes de trabalhos similares. Tem-se observado valores que, em geral, para transformadores de instrumentos e buchas normalmente são mais baixos que em transformadores de potência (força), especialmente aqueles com comunicação com o comutador sob carga (COC).

8.3

Valores de alarme

Valores de alarme são aqueles acima dos quais as probabilidades de ocorrência de um incidente são altas, requerendo decisões e/ou ações urgentes. Estes valores devem ser definidos pelos usuários, fabricantes ou especialistas independentes, com base em experiências prévias com equipamentos de características similares (classe de tensão, tipo, fabricante, carregamento, idade etc.).

8.4 Taxa de evolução de gases Se não houver aumento na concentração de gases sobre a última análise, as chances são de que a falha desapareça (ou que seja muito pequena, no caso de equipamento com tanque de expansão, compensada por perdas pela difusão através do conservador, ver 6.1). O que deve ser considerado como taxa de evolução típica de alarme de gás depende muito do tipo do equipamento, idade, falhas já identificadas, sistema de preservação do óleo, carregamento e volume da isolação. Finalmente a taxa de crescimento deve ser decidida pelo usuário do equipamento, fabricante e/ou outros especialistas. © ABNT 2012 - Todos os direitos reservados

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Um aumento na concentração de gás maior que 10 % ao mês acima dos valores normalmente encontrados para o equipamento é considerado um pré-requisito para se admitir que uma falha está ativa. Altas taxas de evolução de gás, como 50 % por semana, e/ou envolvendo falha de alta densidade de energia (por exemplo D2 ou T3), são geralmente consideradas muito sérias, especialmente se excederem os valores de alarme. No caso de transformadores de potência, também são reportadas taxas de evolução de gás em litros por dia (ver equação da taxa de geração TG). Atenção especial deve ser dada para casos onde há aceleração na taxa de evolução de gás. NOTA No caso de óxidos de carbono, as taxas de evolução são dependentes da relação óleo/papel, que pode ser diferentes, de acordo com o projeto do equipamento considerado. Detectores de monitoramento contínuo, incluindo aqueles já disponíveis para hidrogênio, podem ser particularmente eficientes para acompanhar a taxa de evolução de gás não típica, como expressa em minutos, horas ou semanas, o que não é geralmente possível na rotina de amostragem feita mensalmente ou anualmente. Entretanto, quando é verificado aumento pelo detector de gás, análises completas de gases dissolvidos devem ser feitas no laboratório para confirmar as leituras do detector, avaliar a taxa de evolução e também determinar o tipo de defeito ativo. Taxas de geração de gases (TG) que levam em consideração o volume de óleo dos equipamentos calculados a partir de períodos curtos de tempo podem indicar falha ativa no equipamento. Taxas de geração para a soma de todos os gases combustíveis maiores que 3 L por dia podem indicar defeitos ativos e devem ser calculadas do seguinte modo: TG = (Rs - Rp)

x V x 10-6 T

onde TG

é a taxa de geração, expressa em litros por dia (Udia);

Rs

é o resultado da segunda amostra, expresso em parte por milhão (ppm);

Rp

é o resultado da primeira amostra, expresso em parte por milhão (ppm);

V

é o volume de óleo do equipamento, expresso em litros (L);

T

é o tempo entre a primeira e segunda amostra, expresso em dias.

9 Método recomendado para a interpretação da análise de gases dissolvidos a)

Rejeitar ou corrigir valores incorretos de análises de gases dissolvidos (ver 6.1). Calcular a taxa de evolução de gases desde a última análise, levando-se em conta a precisão do método de análise de gases dissolvidos e o sistema de preservação do equipamento. Se todas as concentrações de gases estiverem abaixo dos valores-limite e também as taxas de evolução, reportar como equipamento em condições normais. Se pelo menos um gás estiver acima do valor normal de concentração e também a taxa de evolução de gases, calcular as relações dos gases e identificar o defeito usando a Tabela 2 (ver 5.3). Checar a possibilidade de diagnósticos errôneos (ver 4.3). Caso necessário, subtrair os últimos valores dos atuais antes de calcular as relações, particularmente no caso do CO e C02 (ver 6.1).

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Se os valores da análise de gases dissolvidos estiverem acima dos valores normais, mas abaixo de 10 vezes o limite de detecção, ver 6.2. b)

Verificar se a concentração de gás e a taxa de evolução estão acima dos valores de alarme. Verificar se o defeito está no estagio final (ver 5.8). Determinar se o papel está envolvido (ver 4.2 e 5.4).

c)

Escolher a ação apropriada de acordo com a avaliação de especialistas. Recomenda-se seu uso para: 1) Aumentar a frequência de amostragens (quinzenal, mensal ou outras) quando as concentrações de gases e suas taxas de evolução excederem os valores típicos.

2) Considerar ação imediata quando as concentrações de gases e suas taxas de crescimento excederem os valores de alarme.

10 Relatório

o relatório deve ser adaptado para cada equipamento considerado. A interpretação das análises de gases dissolvidos deve incluir o seguinte, quando disponível: a)

relatório de análises de gases dissolvidos, incluindo os valores do limite de detecção, método de análise e data da análise.

NOTA Valores de O (zero) microlitro/dia no relatório de análises de gases dissolvidos ou abaixo dos valores de sensibilidade devem ser expressos como "não detectado".

b)

informações específicas sobre o equipamento, como: configurações especiais (por exemplo, transformadores selados ou com tanque de expansão, com comutador sob carga); volume de óleo; data da amostragem do óleo ou gás; ponto de amostragem do óleo ou gás;

c)

operações especiais ou incidentes ocorridos imediatamente antes e após a amostragem de óleo ou gás, como desligamento, alarme de gás, desgaseificação ou reparos;

d)

indicação dos valores típicos para este equipamento, se forem conhecidos;

e)

no caso de "com defeito" identificado usando a Tabela 2 (ver 5.3), com valores calculados para as relações dos gases indicados;

f)

indicação do envolvimento ou não da relação C02/CO;

g)

ações recomendadas: nova frequência de amostragem de óleo; análise de compostos de furano, se a relação C02/CO for menor que três; outros ensaios.


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Anexo A (informativo) Figuras

A.1

Avaliação de gás-chave

Conforme Figura A.1 2

2

4

4

01

01

2,5 -

2.5

-

1,0 0.6

-

0,2

-

0,1

-

01/02

01/02

1,0 0,6 -

02

0,2 -

02 r--

T3 0,1 -

C1

C1

T3

T2 T2

r--

0,01 -

0,01

OP 0,1

T1 I

I

0,5

1

DPfT1/C11

I

I

0,1 0,2

T1/C1 I

0,5

I

1

Legenda PD

Descargas parciais

C1

Centelhamento

01


02


T1

Sobreaquecimento, t < 300°C

T2


T3

Sobreaquecimento t > 700 C

NOTA 1

0

A seta indica incremento de temperatura.

NOTA 2 Os eixos são limitados a valores de 10 para clareza de apresentação, mas na realidade se estendem a valores ilimitados. As coordenadas de cada zona são as mesmas da Tabela 2.

Figura A.1 - Representação gráfica da relação de gases (Tabela 2)

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ABNT NBR 7274:2012

A.2

Representação gráfica das relações de gases

Conforme Figura A.2.

0,1 0,1

1,0 10

1,0 10

1,0 1,0

0,6 0,1

0,1

10

Legenda PD

Descargas parciais

C1

Centelhamento

01


02


T1

Sobreaquecimento, t < 300°C

T2


T3

Sobreaquecimento t > 700°C

NOTA 1

Cada um dos casos definidos na Tabela 2 é representado por um volume ou caixa no gráfico 3-D.

NOTA 2 As coordenadas de cada caixa são as mesmas da Figura A.1 e da Tabela 2. É mais conveniente utilizar esta representação com o apoio de um programa de computador.

Figura A.2 - Representação gráfica (3D) da relação de gases (Tabela 2)


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ABNT NBR 7274:2012

Bibliografia

[1]

ABNT NBR 5456, Eletricidade Geral- Terminologia

[2]

ABNT NBR 5458, Transformador de potência - Terminologia

18


NBR7274-2012 - Interpretação da análise dos gases de serviço.pdf

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