Confiança nos Resultados da Análise de Gás Dissolvido

Visão geral:

A análise de gás dissolvido (DGA) percorreu um longo caminho nos últimos anos. Para assegurar a coerência dos resultados, devem ser seguidos vários métodos e procedimentos. A DGA ajuda a indústria, dando aos laboratórios a capacidade de verificar os seus métodos e garantir resultados, resultados esses que podem ser confiáveis.

A Análise de Gás Dissolvido (DGA) tem sido um padrão industrial para a detecção e determinação de falhas de transformadores há mais de 30 anos. Desenvolvida no final da década de 1960, a DGA foi reconhecida mundialmente como a principal ferramenta para evitar falhas catastróficas nos transformadores de potência. A recolha de uma amostra de óleo é apenas o primeiro passo no processo de avaliação do estado de funcionamento destes grandes equipamentos. O óleo é utilizado como agente refrigerante e isolante em grandes transformadores. Pode ser chamado o sangue vital de um transformador. Tal como um médico realiza uma análise ao sangue para determinar a sua saúde, o engenheiro da DGA tem os meios para determinar a saúde dos transformadores. Uma pergunta continua a ser feita: a análise é realizada, mas os resultados são válidos?

A análise de gás dissolvido foi aceite como padrão industrial para determinar falhas incipientes de transformadores. Desde que o método seja seguido correctamente, os resultados obtidos devem dar as informações necessárias para tomar uma decisão informada sobre o estado de funcionamento de um transformador. No entanto, o equipamento necessário para efectuar a monitorização DGA é agora muito mais barato e fácil de operar, e mais laboratórios começaram a oferecer este serviço. Isto é bom para a indústria, mas ao mesmo tempo pode ser prejudicial uma vez que os resultados destes novos laboratórios podem não oferecer a mesma fiabilidade que os laboratórios veteranos.

Existem três normas DGA aceites, juntamente com uma nova que tem ganho muito reconhecimento nos últimos anos. Todos os quatro métodos requerem uma amostra de óleo. A amostra é manuseada de modo a remover ou extrair os gases encontrados na amostra. Os gases são separados utilizando um cromatógrafo de gás (GC). O GC é um instrumento analítico preciso composto por um forno, algumas colunas e um, dois ou três detectores. O gás extraído das amostras é injectado na GC, onde as colunas separam os gases. As colunas são mantidas a uma temperatura constante no forno, o que facilita a separação dos gases. Quando os gases separados deixam as colunas, entram no fluxo detector, que tem a capacidade de quantificar os gases. A GC é fácil de calibrar, fornecendo temperatura do forno, fluxos de gás de transporte e sensibilidade do detector. A análise DGA tem outro passo, que é a extracção dos gases. Esta é a parte da análise onde a maioria dos erros pode ocorrer e onde é necessário um padrão de calibração.

Desenvolvido no final dos anos 60, o método de extracção a vácuo foi a primeira norma ASTM aceite para a análise de gás dissolvido em petróleo, DGA. Extrai essencialmente os gases do petróleo. Ao introduzir o óleo no vácuo, os gases dissolvidos no óleo são libertados para que possam ser recolhidos e depois injectados num GC. Existem alguns problemas com este método, um é o sistema de alto vácuo e o segundo é o mercúrio envolvido. Devido à eficiência do processo de extracção, só é necessária uma pequena quantidade de amostra. Neste caso, uma seringa de 30 cc de óleo é tudo o que é necessário. Uma vez o óleo exposto ao vácuo, os gases são libertados quando são isolados. Usando mercúrio como pistão, os gases são comprimidos e levados à pressão atmosférica. Estes podem ser injectados num cromatógrafo de gás. Desde que o aparelho funcione correctamente, é um sistema seguro. Mas, tal como acima referido, em conjunto com o alto vácuo é uma preocupação e o sistema deve ser tratado com cuidado. O mercúrio pode tornar muitas pessoas desconfortáveis, mas é totalmente isolado e o técnico não precisa de se preocupar em entrar em contacto com ele. Está também no seu estado elementar e, portanto, muito mais seguro para se trabalhar.

Uma nota sobre amostras antes de proceder: a análise só pode ser tão boa como a amostra obtida. Devem ser seguidos procedimentos de amostragem adequados. A amostragem de óleo de um transformador pode ser uma operação simples, mas assegurar sempre que a válvula de drenagem seja devidamente esvaziada. Esta é uma zona de estagnação de óleo que não fará parte da circulação do fluxo de óleo no transformador. Certificar-se de que uma quantidade suficiente de óleo flui através da válvula para eliminar a estagnação de óleo. Se esta válvula estiver localizada no fundo do transformador, pode haver muitos sedimentos ou água solta. Mais uma vez, certifique-se de que a válvula está bem drenada. Os recipientes de amostras também devem ser enxaguados. Isto pode ser feito com o óleo a ser drenado do transformador. Uma vez que a válvula de drenagem é enxaguada, utilizar mais algum óleo do transformador para enxaguar os recipientes de amostras. No Canadá e nos EUA, o recipiente de eleição é uma seringa de vidro. São fáceis de trabalhar e podem ser facilmente transportados.

O Método Stripping foi aceite pela ASTM durante a década de 1990. Este método evita a utilização de aparelhos de desgasificação de alto vácuo e Mercúrio. As amostras de óleo são injectadas directamente no instrumento onde um fluxo de azoto entra em contacto com o óleo. O nitrogénio força os outros gases para fora e para dentro do fluxo no interior do cromatógrafo de gás. Isto parece ser um método muito mais fácil de seguir, mas existem problemas com este método, um é a eficiência da extracção, e outro, que a máquina é muito mais complicada.

Para assegurar um funcionamento adequado, deve ser utilizado um padrão de óleo para garantir que a eficiência de extracção é a melhor. Deve ser utilizado um gás de calibração para calibrar o cromatógrafo de gás.

O headspace foi recentemente aceite pela norma ASTM como um método para a determinação de gás dissolvido em óleo de transformador. Tal como com o Método de Decapagem, não é necessário um sistema de alto vácuo.

As amostras de óleo obtidas são colocadas em frascos e os frascos são primeiro purgados com gás argon. Uma vez o óleo colocado nos frascos, uma manta de argon é mantida por cima do óleo. Os volumes exactos de petróleo e gás devem ser mantidos. Os frascos são agitados durante um período de tempo, permitindo que o gás que é dissolvido no petróleo escape para a manta de gás. Esta manta de gás ou headspace é então introduzida no cromatógrafo de gás onde é realizada a análise do gás dissolvido. Os problemas inerentes a este método são que o volume de óleo deve ser preciso, a temperatura do banho agitador deve ser mantida à temperatura óptima e a pressão deve ser mantida constante.

Para estar completamente seguro dos resultados, deve ser percorrido um padrão de óleo através do instrumento para assegurar a eficiência de extracção, como no Método de Separação. O método Shake Test® é um novo método que ainda não foi aceite pela ASTM, mas os princípios são semelhantes aos do Headspace. As amostras de óleo são obtidas utilizando uma seringa Shake Test®. A amostra de óleo é maior do que os outros métodos, mas o equipamento necessário para realizar a análise é muito mais fácil de manusear. A seringa Shake Test ® é uma seringa de 100cc. Para extrair os gases, o técnico mistura o óleo da seringa com uma quantidade fixa de ar livre de CO2. Isto demora aproximadamente um minuto. A seringa é então ligada a um GC portátil onde é realizada a análise de gás.

Este método permite que o laboratório seja deslocado para o campo em caso de emergência, já que tudo o que é necessário é o GC, que é portátil, um computador portátil e a seringa. A análise completa pode ser realizada no local em menos de cinco minutos. Seringas especialmente concebidas e calibradas são tudo o que é necessário para extrair os gases. O gás de calibração fornecido com o instrumento é composto para calibrar o GC e os níveis de calibração dos gases encontrados no gás de calibração são concebidos para trabalhar especificamente com estas seringas. Desde que o técnico siga o procedimento do Shake Test®, não é necessário um padrão de óleo. Contudo, para ter a certeza absoluta, uma norma petrolífera confirmará este método como nos outros métodos.

Desenvolvido nos nossos laboratórios na Morgan Schaffer, o padrão de óleo True North está agora disponível para ajudar os laboratórios a calibrar o seu equipamento. Também pode ser utilizado pelos proprietários dos transformadores para garantir que o seu laboratório está a realizar correctamente a análise DGA. A necessidade de um padrão de óleo foi notada quando alguns dos nossos clientes enviaram amostras de óleo recolhidas ao mesmo tempo dos seus transformadores para diferentes laboratórios. Os resultados foram questionados por não corresponderem e nem sequer estarem dentro do nível de variação previsto. De poucos em poucos anos, a ASTM enviava uma circular a muitos dos principais laboratórios da América do Norte. Enviariam aos laboratórios as amostras dos padrões de óleo que tinham produzido. Uma vez recebidos os resultados, foi demonstrado que era necessário um esforço ainda maior para garantir que os laboratórios estavam a seguir métodos e procedimentos de calibração adequados. Uma das chaves para desbloquear este problema era disponibilizar à indústria um padrão de óleo DGA certificado.

O verdadeiro Norte foi um projecto que levou dois anos a ser criado. O objectivo era criar um padrão que fosse estável, fácil de transportar em todo o mundo e barato; não só para produzir mas também suficientemente rentável para os laboratórios utilizarem diariamente ou semanalmente. O primeiro obstáculo foi como fazer o padrão. A obtenção de quantidades conhecidas dos vários gases defeituosos a dissolver no petróleo não foi tarefa fácil. Morgan Schaffer começou primeiro, com o novo Voltesso 35, um dos óleos isolantes comuns dos transformadores no Canadá. Utilizando um aparelho de desgaseificação propositadamente concebido, praticamente todo o gás foi extraído do petróleo. A parte complicada era como colocar o gás no petróleo. O óleo foi então introduzido em recipientes que permitiam a expansão e contracção. Isto permitiu que o gás entrasse no petróleo à pressão atmosférica. É bem sabido que o óleo de transformador irá gerar ou perder parte do gás de falha quando exposto à luz ultravioleta. Portanto, os recipientes tiveram de ser mantidos afastados da luz enquanto o petróleo absorve o gás. Tiveram também de o manter fora da luz durante o armazenamento. O armazenamento era outra questão. Se durante o armazenamento, o padrão se tornasse instável e os níveis de gás no petróleo mudassem devido a reacções, é claro, isto seria inaceitável. Verificou-se que a um nível de 100 ppm no petróleo, o padrão não permaneceria estável durante um período de meses. Para entregar o True North aos nossos clientes, bastava transferir o óleo para seringas e transportá-lo dessa forma. Para garantir os resultados da norma, o óleo deve ser analisado no prazo de quatro semanas após a sua recepção.

O verdadeiro Norte foi enviado para vários laboratórios no Canadá. Os laboratórios que participaram estavam a realizar análises DGA de acordo com a norma ASTM D-3612 aceite. Estes laboratórios seguiram um de três métodos: extracção por vácuo, o método de separação e o headspace. Os resultados obtidos não foram muito reconfortantes. Em alguns casos, foi devolvida uma variação nos resultados previstos superior a 90 por cento. Isto mostrou que os procedimentos não estavam a ser seguidos e que as calibrações não estavam a ser efectuadas correctamente. A calibração do cromatógrafo de gás é um procedimento simples, mas uma vez que a extracção do gás do petróleo é a principal etapa da análise, também deve ser feita uma verificação da extracção. É aqui que o True North ajudará os laboratórios a normalizar o seu equipamento e a indústria como um todo beneficiará. Os resultados de uma análise de gás dissolvido são utilizados para tomar decisões importantes e dispendiosas. Se os resultados não forem fiáveis, poderão ser e serão tomadas decisões incorrectas e dispendiosas.

O último avanço na detecção de falhas em transformadores é o desenvolvimento de sistemas em linha que monitorizam continuamente os transformadores em busca de falhas incipientes. O monitor de hidrogénio Calisto foi concebido para monitorizar continuamente os transformadores para a geração de Hidrogénio e Água. O hidrogénio desenvolve-se em todas as falhas do transformador e é um gás chave que pode ser utilizado para alertar para o desenvolvimento de falhas. A água danifica o isolamento sólido dos transformadores e deve ser mantida a um nível mínimo. Ao monitorizar estes dois componentes, é acrescentado um nível adicional de garantia ao funcionamento do equipamento. Uma propriedade desejável da Calisto é que a calibração não é necessária. Por conseguinte, não é necessária uma norma Norte Verdadeiro. Outros sistemas em linha requerem calibração. A Tecnologia de Células de Combustível tem sido utilizada há muitos anos, mas ainda é necessária a calibração em campo. A unidade de enfermagem de transformadores e o transformador CG em linha são os novos desenvolvimentos que oferecerão uma DGA completa para transformadores questionáveis. Mas, estes dispositivos de controlo de transformadores são muito caros e só são utilizados em unidades muito críticas. No entanto, estes dispositivos requerem uma calibração contínua. Um padrão petrolífero seria benéfico para assegurar o seu desempenho. Em conclusão, a análise de gás dissolvido percorreu um longo caminho nos últimos anos. Para assegurar a coerência dos resultados, devem ser seguidos vários métodos e procedimentos. A norma True North DGA ajudará a indústria, dando aos laboratórios a capacidade de verificar os seus métodos e assegurar resultados fiáveis.