Transformadores a óleo podem permanecer décadas em operação, mas essa longevidade depende da preservação conjunta do sistema isolante, conexões, buchas, comutadores, sistema de refrigeração e demais componentes.
Por isso, uma estratégia de manutenção preventiva em transformadores a óleo não deve ser reduzida a trocar óleo ou realizar ensaios em intervalos fixos. O objetivo é acompanhar mecanismos de deterioração e identificar mudanças antes que evoluam para perda de desempenho ou falha.
A frequência e profundidade das intervenções devem considerar criticidade, potência, tensão, carregamento, ambiente, histórico operacional, resultados anteriores e recomendações aplicáveis ao equipamento.
Inspeção deve procurar mudanças, não apenas defeitos
A inspeção externa continua sendo uma das ferramentas mais simples da manutenção preventiva, desde que seja executada com critérios consistentes.
Devem ser observados vazamentos, buchas, nível de óleo, sílica-gel quando existente, corrosão, juntas, conexões, aterramento, ruídos anormais e condições do sistema de refrigeração.
Radiadores obstruídos, ventiladores indisponíveis ou bombas com desempenho inadequado podem reduzir a capacidade de dissipação térmica. A consequência pode aparecer posteriormente como elevação da temperatura do óleo e dos enrolamentos e aceleração do envelhecimento da isolação.
A termografia complementa essa inspeção, principalmente em buchas, conexões, terminais e pontos de contato. Entretanto, uma temperatura elevada não deve ser interpretada isoladamente. Carregamento, temperatura ambiente, vento, emissividade e comparação entre componentes equivalentes precisam ser considerados.
O valor da inspeção aumenta quando existe histórico. Fotografias, temperaturas e anormalidades registradas permitem perceber evolução que poderia passar despercebida em uma visita isolada.
Óleo isolante como fonte de informação
O óleo exerce funções de isolamento e transferência térmica, mas também transporta informações sobre processos que ocorrem internamente.
Ensaios físico-químicos podem avaliar propriedades importantes do fluido e auxiliar na identificação de contaminação, umidade e envelhecimento. A IEC 60422 fornece orientações para supervisão e manutenção de óleos minerais isolantes em equipamentos elétricos.
Isso não significa que qualquer resultado fora de uma referência resulte automaticamente em troca do óleo. Dependendo da condição encontrada, podem ser consideradas ações como nova amostragem, investigação da causa, tratamento, recondicionamento ou outras intervenções tecnicamente justificadas.
A qualidade da coleta também é crítica. Recipiente inadequado, exposição à atmosfera, umidade externa ou procedimento incorreto podem comprometer a representatividade da amostra.
DGA: mais importante do que uma fotografia é observar a tendência
A análise de gases dissolvidos, DGA, é uma das principais ferramentas para investigação da condição interna de transformadores a óleo.
Hidrogênio, metano, etano, etileno, acetileno, monóxido e dióxido de carbono podem fornecer informações que, interpretadas conjuntamente, auxiliam na investigação de fenômenos térmicos, elétricos e relacionados ao sistema isolante.
Entretanto, um valor isolado possui limitações. Histórico, taxa de geração, relações entre gases, carregamento, intervenções anteriores e características do transformador precisam participar da análise.
Figura 1 – Exemplo ilustrativo de acompanhamento da tendência de gases dissolvidos no óleo isolante.
No exemplo, três gases apresentam crescimento ao longo das coletas. O gráfico, isoladamente, não permite diagnosticar qual falha existe no transformador. Sua função é demonstrar que uma tendência crescente pode justificar investigação adicional mesmo quando uma leitura individual não seja suficiente para definir uma intervenção.
A interpretação deve considerar os demais gases, taxa de geração, condições operacionais e critérios técnicos aplicáveis. A IEC 60599 ressalta justamente que as indicações obtidas pela análise devem ser utilizadas com julgamento de engenharia.
Ensaios elétricos precisam responder a uma pergunta
Resistência de isolamento, relação de transformação, resistência dos enrolamentos, fator de potência ou dissipação e outros ensaios podem fornecer informações relevantes, mas executar uma grande quantidade de testes sem relacioná-los ao histórico reduz seu valor diagnóstico.
Uma alteração de resistência ôhmica, por exemplo, precisa ser analisada considerando temperatura, método de medição, posição do comutador e comparação entre fases e registros anteriores.
O mesmo princípio vale para medições dielétricas. A tendência histórica normalmente fornece informações mais úteis do que simplesmente classificar um resultado como aprovado ou reprovado sem contexto.
Em situações específicas, técnicas como análise de resposta em frequência podem ser utilizadas para investigar possíveis alterações mecânicas nos enrolamentos ou núcleo. Sua aplicação e interpretação, entretanto, exigem procedimento apropriado e referências comparáveis.
Quando a preventiva deve virar investigação
Algumas mudanças merecem aprofundamento: crescimento anormal de gases, aumento progressivo de temperatura, alteração relevante de resultados elétricos, vazamentos recorrentes, atuação de dispositivos de proteção, ruído anormal ou mudança significativa em relação ao histórico.
A lógica recomendada é:
ANOMALIA → CONFIRMAR A MEDIÇÃO → COMPARAR COM O HISTÓRICO → FORMULAR HIPÓTESES → EXECUTAR ENSAIOS DIRECIONADOS → DEFINIR A INTERVENÇÃO
Esse processo evita dois erros: desmontar um transformador sem evidências suficientes ou continuar operando um equipamento cuja deterioração já apresenta sinais consistentes.
Depois de qualquer intervenção relevante, novas medições devem estabelecer uma referência para acompanhamento futuro.
A manutenção preventiva de transformadores torna-se mais eficiente quando deixa de ser apenas um calendário de atividades e passa a funcionar como um sistema de acompanhamento da condição do ativo.
Inspeções, óleo, DGA, termografia, ensaios elétricos e histórico não competem entre si. São fontes diferentes de informação sobre o mesmo equipamento. Quando analisadas em conjunto, permitem decisões mais fundamentadas, aumentando a confiabilidade e reduzindo a probabilidade de falhas críticas e indisponibilidades inesperadas.
Referências técnicas
- INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. IEC 60422:2024. Mineral insulating oils in electrical equipment – Supervision and maintenance guidance. 5. ed., 2024.
- INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. IEC 60599:2022. Mineral oil-filled electrical equipment in service – Guidance on the interpretation of dissolved and free gases analysis. 4. ed., 2022.
- INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. IEC 60076-18:2012. Power transformers – Part 18: Measurement of frequency response. 1. ed., 2012.
- INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS. IEEE Std C57.104-2019. IEEE Guide for the Interpretation of Gases Generated in Mineral Oil-Immersed Transformers. 2019.