Ficha 02 · Ensaios, manutenção, segurança

a) Ensaio em vazio (no-load test): mede as perdas no ferro (núcleo magnético) e a corrente de magnetização do transformador. Secundário fica aberto (sem carga) e aplica-se tensão nominal ao primário. Os 50 Hz alternados criam fluxo no núcleo, com perdas por histerese e correntes de Foucault.

b) Os 45 W representam as perdas no ferro (P_fe = P0 = 45 W). São perdas constantes — existem sempre que o transformador está ligado, independentemente da carga conectada ao secundário. Compõem-se de: - Perdas por histerese: energia gasta na inversão da magnetização do ferro. - Perdas por correntes de Foucault: correntes induzidas no próprio núcleo.

c) Factor de potência em vazio:

S0 = U1 × I0 = 230 × 0,3 = 69 VA
cos φ0 = P0 / S0 = 45 / 69 = 0,65

Tipicamente baixo (0,1-0,3) porque a corrente em vazio é maioritariamente magnetização (componente reactiva). Aqui 0,65 é relativamente alto para um transformador — pode indicar que ainda há perdas no cobre não negligenciáveis (resistência das bobinas durante a magnetização).

d) Comentário sobre I0: - I_nominal primário: I_n = S / U_n = 5000 / 230 = 21,7 A. - I_0 / I_n = 0,3 / 21,7 = 1,4%.

Valor muito baixo (1-5% típico). Indica um transformador eficiente, com baixas perdas no ferro relativamente à sua capacidade. Em transformadores muito grandes (MVA), I0 pode chegar a 0,5-1% (ainda mais eficiente).

a) P_cc = 100 W representa as perdas no cobre à corrente nominal. São perdas Joule (I²R) nas bobinas primária e secundária. Variam com o quadrado da carga: - Em vazio: zero (não há corrente). - A carga nominal: máximo (100 W). - A 50% de carga: 100 × 0,5² = 25 W.

b) Impedância percentual:

U_cc% = (U_cc / U_nominal) × 100% = (14 / 230) × 100% = 6,1%

Tipicamente 4-8% em transformadores médios. Indica a impedância interna do transformador como percentagem da tensão nominal.

c) Aplicações práticas de U_cc%:

1. Corrente de curto-circuito: limita a corrente em caso de curto no secundário:

I_cc = I_nominal / (U_cc% / 100%) = 21,7 / 0,061 = 356 A

1. Selectividade de protecções: permite calcular se um disjuntor a jusante do transformador consegue cortar a corrente em curto antes de outros equipamentos serem danificados.

2. Comportamento em paralelo: 2 transformadores em paralelo distribuem carga inversamente proporcional às suas impedâncias.

3. Queda de tensão em carga: aproximadamente ΔU% ≈ U_cc% × (carga / 100%) × cos(φ + ψ).

d) Rendimento à carga nominal com cos φ = 0,8:

P_saída = S × cos φ = 5000 × 0,8 = 4000 W
P_entrada = P_saída + P_fe + P_cu = 4000 + 45 + 100 = 4145 W
η = 4000 / 4145 = 0,965 = 96,5%

Programa de Manutenção Anual — Transformador Seco 100 kVA BT

MENSAL (operador / técnico de planta, 10 min): - Inspecção visual: poeiras acumuladas, sinais de queimadura, descoloração das bobinas, ferrugem. - Auditiva: zumbido normal a 100 Hz (2× frequência da rede). Ruídos esporádicos ou zumbido a 50 Hz indicam laminação solta. - Olfactiva: cheiro a queimado = isolamento degradado = problema sério. - Temperatura: termómetro IR na carcassa (não em zona viva). Comparar com leituras anteriores; subida lenta ao longo do tempo é normal; subidas bruscas indicam problema.

TRIMESTRAL (técnico qualificado, 30 min): - Termografia em carga: identificar pontos quentes anormais nos bornes, fases desequilibradas, conexões soltas. - Verificação dos LEDs do quadro associado (se houver indicadores de status). - Registo das leituras no caderno de manutenção.

SEMESTRAL (técnico qualificado, 1h): - Aperto dos bornes com chave dinamométrica (binário recomendado pelo fabricante; tipicamente 10-30 Nm para bornes BT). - CUIDADO: transformador deve estar completamente desligado e descarregado antes de tocar nos bornes. 5 regras de ouro obrigatórias. - Limpeza do pó com aspirador suave + pano seco. Nunca usar ar comprimido directo (pode forçar pó para dentro das bobinas).

ANUAL (técnico habilitado BTB, 2h, com transformador desligado):

1. 5 regras de ouro:
2. Cortar tensão.
3. Bloquear e etiquetar (LOTO).
4. Verificar ausência de tensão com instrumento.
5. Pôr à terra e em curto-circuito.

6. Sinalizar zona de trabalho.

7. Medição de isolamento (megger 1000V):

8. Entre primário e PE: > 100 MΩ.
9. Entre secundário e PE: > 100 MΩ.
10. Entre primário e secundário: > 100 MΩ.

11. Tendência ao longo dos anos mais importante que valor absoluto: queda > 30% ano-a-ano = atenção.

12. Continuidade das bobinas (DC):

13. Primário: medir resistência entre cada 2 terminais. Devem ser próximos uns dos outros (em trifásico).
14. Secundário: idem.

15. Comparar com leituras de anos anteriores; aumento significativo = oxidação interna ou espira em curto incipiente.

16. Relação de transformação (em transformadores trifásicos):

17. Aplicar tensão baixa CA (~12V) no primário.
18. Medir tensões secundárias.
19. Confirmar que relações são iguais nas 3 fases (±2%).

20. Discrepâncias > 5% indicam problema interno.

21. Inspecção visual interna (se acessível):

22. Bobinas em estado original.
23. Núcleo apertado (parafusos de aperto).
24. Isolamento sem fissuras ou amarelecimento severo.

25. Conexões internas sem oxidação.

26. Limpeza profunda: aspirador + pano seco em todo o equipamento.

A CADA 5-10 ANOS (revisão profunda, em oficina especializada): - Desmontar do quadro (com guindaste ou movimentadores se necessário). - Inspecção em oficina: - Apertar laminação do núcleo. - Vernizar enrolamentos com verniz isolante (refresco). - Substituir terminais oxidados. - Testes completos (vazio, curto, isolamento, dieléctrico). - Reinstalar e re-comissionar.

REGISTOS A MANTER: - Data de instalação inicial. - Histórico de intervenções (data, técnico, acção). - Valores das medições anuais (gráfico de tendência). - Modificações de circuito. - Avarias e sua resolução.

CUSTO ANUAL ESTIMADO: - Mão-de-obra (10 h/ano técnico): 300-500 €. - Materiais (panos, isolante, etiquetas): 30 €. - Termografia 1×/ano (se contratada externa): 100 €. - Total: ~500-700 €/ano.

Vida útil esperada com manutenção adequada: 30-35 anos. Sem manutenção: 10-15 anos com risco de falha catastrófica.

a) Análise do perfil:

• H₂ = 50 ppm: normal. Indica descargas parciais leves (efeito corona). Não preocupante.
• CH₄ = 25 ppm: normal. Aquecimento moderado, dentro do esperado.
• C₂H₆ = 10 ppm: normal.
• C₂H₄ = 80 ppm: ELEVADO (acima de 50). Indica aquecimento severo de partes do transformador (> 700 °C local).
• C₂H₂ = 30 ppm: MUITO ALTO (acima de 1). C₂H₂ (acetileno) é gás característico de ARCO ELÉCTRICO interno. Valores > 1 ppm já indicam descargas; > 30 ppm indica arco activo ou repetitivo.
• CO = 350 ppm: indica degradação do papel isolante das bobinas (não óleo).
• CO₂ = 2500 ppm: confirma degradação avançada do papel.

Conclusão: o transformador tem um defeito grave: - Arco interno (presença de C₂H₂). - Aquecimento severo local (C₂H₄ elevado). - Degradação do papel isolante (CO, CO₂).

É uma situação de risco iminente de falha catastrófica.

b) Acções a tomar:

1. URGENTE: descarregar transformador (transferir carga para alternativa) o quanto antes — horas, não dias.

2. Inspecção física (com transformador desligado e óleo drenado):

3. Endoscopia da parte interna.
4. Verificar bobinas, derivações, isolamento.

5. Identificar localização do arco (marcas, queimaduras).

6. Reparação ou substituição:

7. Se o defeito é localizado e acessível (ex: contacto de derivação queimado), reparação pode ser viável.
8. Se há dano em bobinas: substituição ou reconstrução em fábrica especializada (custo elevado, semanas/meses de prazo).

9. Para transformador 1 MVA, substituição custa ~50 000-100 000 € + transporte + instalação.

10. Plano B durante reparação:

11. Aluguer de transformador móvel temporário.
12. Redistribuição de cargas para outros PTs.

13. Operação em modo reduzido.

14. Notificação:

15. Direcção da empresa.
16. Distribuidor de energia (se afecta rede pública).
17. Companhia de seguros (poderá haver dano material a cobrir).

c) Monitorização futura:

Se o transformador for reparado: - DGA mensal nos primeiros 3 meses após retorno ao serviço (verificar que reparação resolveu). - DGA trimestral durante 1 ano. - DGA semestral posteriormente, voltando ao plano normal. - Termografia mensal durante o período crítico.

Para transformadores em geral: - DGA anual em transformadores em serviço. - DGA semestral se houver sinais de envelhecimento (idade > 25 anos, sobrecarga frequente, ambiente agressivo). - DGA trimestral durante 1 ano após qualquer intervenção significativa.

Software de análise: a interpretação dos gases segue padrões (IEC 60599, IEEE C57.104, métodos de Rogers, Duval Triangle). Existem softwares que automatizam a análise — laboratórios sérios fornecem relatório com interpretação.

a) Respirador do transformador: - Os transformadores em óleo têm volume que varia com a temperatura (óleo expande quando aquece, contrai quando arrefece). - Precisa de respirar ar para compensar essa variação. - Mas o ar contém humidade, que se misturada com o óleo degrada o isolamento. - O respirador (breather) é um filtro/desumidificador que seca o ar que entra no transformador.

b) Sílicagel: - Material higroscópico (absorve fortemente a humidade do ar). - Quimicamente: dióxido de silício amorfo. - Apresenta-se em esferas ou grãos dentro de um contentor transparente no respirador. - Quando seco: cor azul (alguns) ou laranja (versões livres de cobalto). - Quando saturado: cor cor-de-rosa ou branco-acinzentado.

c) Como saber que está saturado: - Visualmente: cor mudou de azul (ou laranja) para cor-de-rosa/incolor. - Sequência: começa a mudar de cor na parte inferior (onde o ar entra primeiro), progredindo para cima. - Quando mais de 50% do contentor está descolorido, deve-se substituir/regenerar. - Em transformadores com manutenção descuidada, todo o sílicagel está cor-de-rosa → ar não está a ser seco → humidade entra no óleo → isolamento degradado.

d) Regeneração ou substituição:

Regeneração (reciclagem): - Aquecer sílicagel a 120-150 °C durante 2-3 horas em estufa ou forno. - A humidade evapora e o sílicagel volta à cor original (azul/laranja). - Pode ser feito várias vezes antes de ser substituído.

Substituição: - Mais simples e prático em manutenção rotineira. - Sílicagel novo custa pouco (~10-30 €/kg). - Cada respirador típico contém 0,5-2 kg.

Procedimento: 1. Desapertar tampa do contentor (em transformador em serviço — não precisa parar). 2. Esvaziar sílicagel velho num saco. 3. Encher com sílicagel novo (deixar 10% de espaço para expansão). 4. Voltar a apertar tampa. 5. Verificar nível de óleo no copo do respirador (geralmente há um pequeno reservatório de óleo na base) — completar se necessário.

Periodicidade: - Verificar mensalmente (visual). - Substituir/regenerar quando 50% mostrar saturação (típicamente 6-24 meses, conforme humidade ambiental e ciclos de carga).

Sílicagel velho: pode ser descartado em lixo normal (não é resíduo perigoso, mas verificar legislação local).

Aplicação das 5 regras de ouro:

REGRA 1 — Cortar todas as fontes de tensão: - Identificar todas as alimentações do transformador: - Alimentação primária (provavelmente do quadro principal). - Outras fontes? Geradores de emergência? UPS no secundário? - Para o transformador, abrir disjuntor a montante (no quadro principal). - Se há disjuntor no secundário também, abrir. - Confirmar que não há fonte alternativa que possa religar.

REGRA 2 — Bloquear e etiquetar (LOTO — Lockout/Tagout): - Colocar cadeado pessoal no disjuntor aberto. - A chave do cadeado fica com o técnico que vai trabalhar (não dada a terceiros). - Colocar etiqueta indicando: - Nome do técnico responsável. - Data e hora de bloqueio. - Motivo do bloqueio ("Em manutenção — não religar"). - Contacto telefónico. - Se vários trabalham na mesma intervenção: cada um coloca seu próprio cadeado (multi-LOTO).

REGRA 3 — Verificar ausência de tensão: - Usar detector de tensão apropriado para 400 V CA (classe pelo menos CAT III 600V). - Teste em 3 passos: 1. Verificar instrumento numa fonte conhecida com tensão (ex: outra tomada activa) → instrumento funciona. 2. Medir em todos os pólos do quadro a intervencionar (L1-N, L2-N, L3-N, L1-L2, L1-L3, L2-L3, e cada um para PE). 3. Re-verificar o instrumento na fonte conhecida → ainda funciona (não avariou durante teste). - Só após estes 3 passos se pode considerar zona segura para trabalho.

REGRA 4 — Pôr à terra e em curto-circuito: - Em BT (< 1 kV) não é obrigatório mas recomendado em equipamentos com capacidade significativa (como este transformador 30 kVA). - Usar dispositivo de curto-circuito à terra (ferramenta com 4 pontas: 3 fases + terra). - Conectar primeiro à terra, depois às fases (curto-circuita as 3 fases ao PE). - Em caso de religação acidental, a corrente é desviada para a terra → disjuntor a montante dispara antes de causar arco perto do técnico. - Antes de remover ferramenta no final: confirmar que disjuntor continua aberto e bloqueado.

REGRA 5 — Sinalizar e delimitar zona de trabalho: - Fitas de sinalização ("Cuidado — em manutenção") em volta da zona. - Cones ou barreiras se aplicável (zona industrial com circulação). - Iluminação adequada da zona de trabalho. - Aviso aos colegas e supervisão de que a intervenção está em curso.

Após estas 5 regras, técnico pode proceder à intervenção: - Apertar bornes com chave dinamométrica (binário conforme manual). - Verificar visualmente conexões. - Limpar pó se necessário.

FIM DA INTERVENÇÃO — reposição do serviço: 1. Verificar que zona de trabalho está limpa (sem ferramentas esquecidas). 2. Remover ferramenta de curto-circuito à terra (primeiro fases, depois terra). 3. Confirmar que não há ninguém perto do equipamento. 4. Remover cadeado e etiqueta (apenas o técnico que os colocou). 5. Religar disjuntor a montante. 6. Verificar funcionamento do transformador (tensões, correntes nos 3 lados). 7. Termografia de confirmação após 30 min em carga: pontos quentes desapareceram? 8. Registar intervenção no caderno de manutenção.

Tempo total da intervenção: 30 min - 1h, dependendo do grau de aperto necessário e acessibilidade dos bornes.

a) BT (< 1 kV) — exemplo: transformador 30 kVA 400V/230V:

EPI básico: - Luvas isolantes Classe 00 ou 0 (testadas para 500V ou 1 kV). - Calçado de segurança com biqueira de aço + sola isolante. - Óculos panorâmicos. - Capacete dieléctrico (se altura > 2 m ou risco de queda). - Roupa de trabalho de algodão (não sintético; sintético pode fundir em arco). - Multímetro CAT III/IV 600V.

Adicional para risco de arco eléctrico em quadros maiores: - Viseira anti-arco (>4 cal/cm²). - Casaco anti-arco se intervenção em barramento grande.

b) MT (15-30 kV) — exemplo: transformador de PT industrial:

EPI obrigatório: - Luvas isolantes Classe 2 (testadas para 17 kV) ou Classe 3 (26,5 kV) conforme tensão. - Calçado dieléctrico específico MT. - Capacete dieléctrico. - Viseira anti-arco > 8 cal/cm². - Roupa anti-arco (jaqueta + calças certificadas, > 8 cal/cm²). - Bastão isolante para manobras de seccionadores (testado e datado). - Detector de tensão MT (não o multímetro comum — instrumento específico). - Ferramenta de curto-circuito à terra específica MT.

Adicional: - Habilitação BTC para MT (curso certificado + exame). - 2 pessoas mínimo (princípio de trabalho em duo). - Procedimento escrito aprovado pelo responsável.

c) AT (> 60 kV) — subestações, linhas de transporte:

EPI obrigatório: - Luvas isolantes Classe 3 ou 4 (26,5 kV ou 36 kV). - Calçado dieléctrico classe AT. - Capacete + viseira anti-arco > 25 cal/cm². - Roupa anti-arco integral (>40 cal/cm² em zonas críticas). - Cinto de segurança se trabalho em altura (postes, pórticos). - Bastão isolante AT longo. - Detector de tensão AT específico (mede capacitivamente sem contacto). - Sistema de aterramento AT com hastes e cabos de cobre nu.

Requisitos adicionais críticos: - Habilitação AT (formação mais avançada). - Equipa mínima de 3 pessoas (executor + supervisor + reserva). - Plano de trabalho aprovado por engenheiro habilitado. - Comunicação rádio entre equipa. - Acesso restrito (subestação fechada com bloqueio). - Cumprimento de procedimentos do DSO (distribuidor) ou TSO (rede de transporte — REN em Portugal).

Custo do EPI (referência): - BT: ~200-500 € (kit básico). - MT: ~1000-3000 € (kit completo). - AT: ~5000-15 000 € (kit completo).

EPI deve ser testado periodicamente em laboratório certificado (ano a ano para luvas isolantes). Etiquetas de validade visíveis. EPI fora de validade ou com defeitos = inutilizado, novo é comprado.

Em Portugal: - DGEG e DGS regulam habilitações eléctricas (BTB, BTC, BTC AT). - Empresas exigem habilitação válida antes de qualquer intervenção. - Acidentes em transformadores (em particular AT) são quase sempre fatais — a prevenção é a única estratégia.

a) Riscos:

1. Falha catastrófica sem aviso:
2. Sem manutenção, defeitos progridem invisivelmente.
3. Possível explosão (transformador em óleo) com:
   • Projecção de óleo inflamado (incêndio).
   • Estilhaços de carcassa.
   • Arco eléctrico de alta energia.

4. Vítimas: pessoas próximas → potencialmente fatais.

5. Paragem total da fábrica:

6. Sem transformador, sem electricidade.
7. Tempo de reparação/substituição: 2-8 semanas.

8. Custo de paragem: milhares-dezenas de milhares de €/dia em produção perdida.

9. Risco regulatório:

10. Em Portugal, equipamentos pressurizados (e PTs industriais são equipamentos críticos) têm requisitos de inspecção periódica obrigatória.
11. Empresa pode estar em incumprimento legal.

12. Inspecção da ACT (Autoridade para as Condições do Trabalho) pode multar.

13. Risco de seguros:

14. Seguro pode recusar indemnização em caso de avaria se manutenção não foi efectuada conforme contratado.

15. Risco ambiental:

16. Fuga de óleo em fim de vida pode contaminar solo.
17. Decreto-Lei sobre resíduos perigosos aplicável.

b) Plano de acção:

Fase 1 — Diagnóstico (1-2 semanas): - Análise completa do óleo (DGA + propriedades físico-químicas) num laboratório certificado. - Termografia em carga durante operação normal. - Medições eléctricas com transformador desligado (em janela de manutenção noturna): - Resistência de isolamento (megger). - Resistência das bobinas. - Relação de transformação. - Tan delta do isolamento. - Inspecção visual externa: ferrugem, fugas de óleo, estado das porcelanas. - Verificação dos acessórios: relé Buchholz, termómetros, sílicagel, válvulas.

Fase 2 — Avaliação:

Baseado no diagnóstico, classificar: - Verde: defeitos menores, manutenção corretiva possível. - Amarelo: degradação significativa mas reparação viável. - Vermelho: defeitos críticos, substituição recomendada.

Fase 3 — Acção:

Se VERDE (provável dado o histórico): - Manutenção correctiva imediata: - Filtragem do óleo (vacuum + filtro) — remove humidade e partículas. - Substituição do sílicagel. - Aperto de bornes. - Limpeza geral. - Custo: 3000-8000 €. - Continuar com plano regular: DGA anual, termografia trimestral, revisão a cada 5 anos.

Se AMARELO: - Reparação parcial em oficina (semanas): - Substituição do óleo completo. - Vernizar bobinas se possível. - Reparar acessórios. - Custo: 10 000-30 000 €. - Vida útil estendida 5-10 anos.

Se VERMELHO: - Substituição por transformador novo: - Mesmas características (1000 kVA, 15/0,4 kV, Dyn11). - Custo: 30 000-50 000 € + instalação 5000-10 000 €. - Prazo: 8-16 semanas (encomenda + fabrico + transporte + instalação). - Plano para gerir paragem (gerador ou transformador móvel temporário).

Fase 4 — Plano de manutenção contínua: - Contractar empresa especializada em manutenção de PTs (EFACEC, ABB Service, Schneider Service). - Contrato anual: DGA + termografia + inspecção visual + apertos. - Custo: 1500-3000 €/ano. - Em troca: relatório técnico anual + acesso a especialistas em caso de avaria.

c) Análise económica:

Custo de falha catastrófica: - Substituição urgente: 50 000 € (peças + instalação imediata). - Paragem 4 semanas: 4 × 50 000 € = 200 000 € de produção perdida. - Possíveis danos a outros equipamentos: 10 000-50 000 €. - Eventuais vítimas: incalculável. - Total: 250 000-300 000 €.

Análise risco vs custo: - Probabilidade de falha catastrófica em 5 anos sem manutenção: estima-se em 20-40%. - Valor esperado da falha: 0,3 × 250 000 = 75 000 €.

Recomendação clara: investir agora em diagnóstico (3000-5000 €) e seguir o plano que daí resultar. Em qualquer dos cenários, custo é muito inferior ao risco de inação.

Decisão também depende de: - Idade do transformador (25 anos é "meia vida" — pode justificar substituição preventiva). - Disponibilidade de capital. - Criticidade da operação (24/7 vs 8h). - Existência de backup (geradores, segundo transformador).