Defeitos de fabricação:
Defeitos de fabricação se caracterizam pela ocorrência de erros de projeto durante a fase de concepção do transformador em confronto com seus requisitos operacionais, materiais defeituosos, erro de fabricação e montagem em fábrica, ou em campo, nas instalações do usuário final.
A identificação de problemas dessa natureza nem sempre ocorre durante a etapa de ensaios em fábrica ou nos testes de comissionamento realizados em campo, uma vez que determinados defeitos tornam-se detectáveis somente após a utilização do equipamento em regime de operação. Não existe padrão específico de falha que se dá a partir de defeito de fabricação, dado que são inúmeros os componentes de um transformador e os processos de manufatura envolvidos.
A caracterização de defeitos dessa natureza requer, além da coleta, análise de dados relativos a etapas do processo de fabricação, aceitação do transformador e registros de controle do processo de montagem em campo, a identificação de uma não conformidade com nexo causal com a ocorrência.
Ataque por enxofre corrosivo:
A presença de enxofre corrosivo no óleo isolante de transformadores e reatores é bastante preocupante, uma vez que a extensão dos danos decorrentes da reação com o cobre é severa, a ponto de provocar falhas de grande monta.
O enxofre é encontrado em muitos materiais utilizados na construção do transformador, incluindo o próprio óleo isolante.
Ocorre que nem todos os compostos de enxofre são considerados corrosivos, mas a tendência de operação de transformadores e reatores em temperaturas substancialmente elevadas (acima de 90ºC) pode agravar uma condição corrosiva já atual do enxofre ou converter compostos estáveis em compostos reativos que irão causar danos.
Há tipos diferentes de compostos de enxofre encontrados em óleo de transformadores, sendo que nem todos são corrosivos. Alguns compostos de enxofre auxiliam a evitar a oxidação do óleo.
Os compostos de enxofre corrosivo reagem em contato com partes metálicas, sendo que o cobre é aquele com menor resistência a um ataque dessa natureza.
Os efeitos de alguns compostos de enxofre são mais problemáticos porque, em função de suas propriedades, permitem a reação com o cobre mesmo sem a presença de calor. Em ambientes com baixas quantidades de oxigênio, como aqueles encontrados em transformadores e reatores selados, o enxofre reage com o cobre, o alumínio e os outros metais utilizados na fabricação do equipamento. Predominantemente, essa reação produz sulfeto de cobre (Cu2S), sulfeto de alumínio (Al2S3) e outros sulfetos inorgânicos.
O sulfeto de cobre tem coloração preta, cinzenta, verde, azul, ou violeta, podendo ser confundido com materiais carbonizados. O ataque por enxofre corrosivo se caracteriza pela redução da rigidez dielétrica do papel isolante que envolve os condutores de cobre, provocando a falência do sistema isolante celulósico do transformador.
De acordo com a Nota Técnica ANEEL nº 0040/2007 de 14.08.07 [fonte] , o início dos problemas por ataque de enxofre corrosivo se deu no final do ano de 2.004 e início de 2.005, com a falha de mais de uma dezena de reatores de 500kV e três transformadores elevadores. Em épocas anteriores a 2.004 não houve nenhum registro de falha associada a esse tipo de fenômeno.
A posição do fabricante do óleo isolante identificado como problemático é de total isenção de responsabilidade sobre as ocorrências, uma vez que o produto por fornecido atendia a todos os requisitos estabelecidos nas normas vigentes na ocasião.
Naquela época, a análise da presença de enxofre corrosivo era feita com base nos critérios da norma ABNT NBR 10505 de 10/1.998 [Associação Brasileira de Normas Técnicas NBR 10505 de 10/1.998], baseada na norma internacional ASTM D 1275, que previa o seguinte roteiro de execução :
– colocava-se uma lâmina de cobre num recipiente com o óleo isolante que se pretendia analisar e em seguida era feito o aquecimento do conjunto à temperatura de 140ºC. Após 19 horas era feita a retirada da lâmina para inspeção visual, cujo resultado era classificado conforme trecho da norma [NRB10505 de 10/1998]:
“…- não corrosivo: alaranjado, vermelha, verde claro, multicor, azul, esverdeado ou prateado com estrias vermelhas, prateado, cor de bronze, dourado, amarelo ouro com nuances avermelhadas, multicor com vermelho porém sem nenhum cinzento
– corrosivo: preto transparente, cinza escuro ou castanho escuro, grafite ou negro fosco, negro brilhante, qualquer grau de depósito ou flocos…”
Ocorre que o ensaio normalizado era ineficaz para se detectar a presença de enxofre corrosivo naquele tipo de óleo.
A nova metodologia de ensaio, que resultou na publicação da revisão da norma ABNT NBR 10505 em 2.006, alterou os critérios de interpretação das cores da lâmina de cobre (conforme padrão mostrado na figura a seguir), aumentou a temperatura do óleo de 140 para 150ºC e o tempo de permanência em processo de 19 para 48horas.
O aumento da temperatura e da duração do ensaio tornou-o mais sensível e capaz de indicar a presença de enxofre em amostras que, não teria qualquer indicação de anormalidade.
Até o presente não há parecer conclusivo sobre o que teria motivado o problema com o enxofre corrosivo, destacando-se como causa mais provável a ação de um componente utilizado por determinados fabricantes na produção do óleo, denominado por dibenzildissulfeto (DBDS).
Trata-se de elemento antioxidante que confere elevada estabilidade ao óleo, evitando sua oxidação, porém tem características altamente corrosivas.
Quanto à mitigação do ataque por enxofre corrosivo a transformadores e reatores, podem ser adotadas as seguintes medidas:
a) Utilização de compostos passivadores: cessa a ação corrosiva, porém não reverte o quadro de contaminação do papel e cobre com os compostos gerados anteriormente. Tem a desvantagem da inexistência de informações sobre o comportamento do passivador a longo prazo;
b) Substituição completa da carga de óleo: cessa a ação corrosiva, porém não reverte o quadro de contaminação do papel e cobre com os compostos gerados anteriormente;
c) Substituição do óleo e dos enrolamentos: cessa e remove completamente a ação corrosiva no equipamento.
As opções a) e b) têm sido aquelas utilizadas com mais frequência pelos usuários/fabricantes, sendo que opção c) tem sido utilizada somente em casos onde ocorre a falha do equipamento.
Nos termos da conclusão da nota técnica ANEEL nº 0040/2007 de 14.08.07, destacam-se os aspectos relativos à grande quantidade de transformadores e reatores que tiveram contato com o óleo contaminado no sistema elétrico nacional (total de 718), a inexistência de dados relativos ao grau de ataque sofrido pela parte ativa desses equipamentos e a incerteza de sucesso a longo prazo para as unidades que tiveram suas cargas de óleo trocadas ou passivadas.
Fonte do artigo: ”Falha em Trafo” – Ricardo Bechara
Chegamos ao final da nossa série sobre defeitos em transformadores mas, na próxima semana estaremos com um novo assunto. Para acompanhar nossas atualizações, acompanhe-nos através das mídias:
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