42 cst

PCO
PROGRAMA DE CERTIFICAÇÃO
OPERACIONAL CST

TÉCNICAS DE INSPEÇÃO E
PROCEDIMENTOS DE TESTES

Janeiro de 2005

SUMÁRIO

SUMÁRIO ...................................................................................................................II
1

APRESENTAÇÃO........................................................................................ XI

2

INTRODUÇÃO ..............................................................................................12

3

MÁQUINAS ELÉTRICAS ROTATIVAS...................................................13
3.1 Fontes de Alimentação......................................................................................13
3.2 Proteção de Motores de Corrente Alternada.....................................................15
3.2.1 Proteção Contra Surtos de Tensão ..........................................................15
3.2.2 Proteção Contra Sobrecargas...................................................................17
3.2.3 Proteção Contra Curtos-Circuitos ...........................................................22
3.3 Proteção Contra Falta e Desequilíbrio de Fases ...............................................25
3.4 Interação Motor e Máquina Acionada ..............................................................26
3.5 Inspeção de Motores Elétricos ..........................................................................29
3.5.1 Instalação do Motor Elétrico. ..................................................................29
3.5.1.1 Aterramento................................................................................29
3.5.1.2 Dispositivos de Bloqueio e Calços.............................................30
3.5.1.3 Medição da Resistência de Isolamento ......................................30
3.5.1.4 Conexão de Força do Motor.......................................................31
3.5.1.5 Conexões dos Condutores dos Circuitos de Proteção e Controle31
3.5.1.6 Fixação do Motor à Base............................................................31
3.5.1.7 Proteções do Motor ....................................................................31
3.5.2 Operação com o Motor Desacoplado ......................................................31
3.5.3 Acoplamento Motor – Máquina Acionada..............................................33
3.5.4 Operação com o Motor Acoplado ...........................................................34
3.5.4.1 Indicadores e Proteção de Vibração...........................................35
3.5.4.2 Indicadores e Proteção Térmica dos Mancais............................35
3.5.4.3 Indicadores e Proteção Térmica dos Enrolamentos ...................37
3.5.4.4 Dispositivos Auxiliares ..............................................................37

3.5.5 Inspeção Sistemática ...............................................................................38
3.5.5.1 Sistema de Alimentação .............................................................38
3.5.5.2 Motor..........................................................................................38
3.6 Inspeção em Máquinas com Escovas de Carvão ..............................................38
3.6.1 Porta Escovas e Escovas..........................................................................45
3.6.2 Comutadores e Anéis Coletores ..............................................................51
3.6.3 Interpolos e Linha Neutra........................................................................53
3.7 Principais Causas de Falhas de Máquinas Rotativas DE Corrente Alternada ..55
3.7.1 Introdução................................................................................................55
3.7.2 Rolamentos (Mancais).............................................................................56
3.7.3 Contaminação por Agentes Agressivos...................................................56
3.7.4 Degradação Térmica................................................................................57
3.7.4.1 Falta de Fase (Operação em Duas Fases)...................................58
3.7.4.2 Sobrecarga Mecânica .................................................................60
3.7.4.3 Rotor Travado ............................................................................61
3.7.4.4 Temperatura Ambiente Acima de 40 OC....................................62
3.7.4.5 Partidas Sucessivas.....................................................................62
3.7.4.6 Roçamento Rotor-Estator...........................................................63
3.7.4.7 Tensões Anormais ......................................................................63
3.7.5 Abrasão Mecânica ...................................................................................64
4

TRANSFORMADORES DE FORÇA..........................................................66
4.1 Análise Físico-química do Óleo Isolante..........................................................67
4.2 Cromatografia dos Gases Dissolvidos no Óleo Isolante...................................72
4.3 Relação de Transformação................................................................................76
4.4 Fator de Potência do Isolamento.......................................................................78
4.5 Resistência Ôhmica dos Enrolamentos.............................................................79
4.6 Acessórios Para Indicação e Proteção ..............................................................80
4.6.1 Relé Buchholz (Trafoscópio) ..................................................................80

4.6.1.1 Características Gerais.................................................................81
4.6.1.2 Teste de Funcionabilidade do Relé Buchholz............................82
4.6.1.3 Teste de Inflamabilidade ............................................................83
4.6.1.4 Teste de Acetileno......................................................................83
4.6.1.5 Verificações na Operação do Relé Buchholz.............................83
4.6.2 Relé de Fluxo de Óleo e Gás ...................................................................84
4.6.3 Relé de Pressão Súbita ............................................................................84
4.6.3.1 Relé de Pressão de Gás ..............................................................85
4.6.3.2 Relé de Pressão de Óleo .............................................................86
4.6.4 Dispositivo de Alívio de Pressão ............................................................87
4.6.4.1 Tubo com Diafragma .................................................................88
4.6.4.2 Tubo com Mola Espiral..............................................................88
4.6.4.3 Alavanca Articulada...................................................................89
4.6.5 Termômetros Tipo Mostrador .................................................................90
4.6.5.1 Termômetro para Líquido Isolante.............................................90
4.6.5.2 Termômetro para Enrolamento (Imagem Térmica) ...................91
4.7 Plano de Inspeção de Transformadores de Força .............................................92
4.8 Coleta do Óleo para Análise .............................................................................93
4.8.1 Coleta para Ensaio Físico-Químico.........................................................93
4.8.2 Coleta para Cromatografia de Gases Dissolvidos ...................................94
5

CABOS ISOLADOS.......................................................................................95
5.1 Introdução .........................................................................................................95
5.2 Tipos de Isolação de Cabos de Potência ...........................................................96
5.3 O Fenômeno da Arborescência (TREEING) ....................................................96
5.4 Temperatura ......................................................................................................97
5.5 Descargas Parciais ............................................................................................97
5.6 Erros de Instalação ............................................................................................98
5.7 Erros na Especificação da Tensão de Isolamento do Cabo ..............................98

5.8 Terminais e Emendas........................................................................................99
5.9 Testes de Cabos Elétricos no Campo................................................................99
5.10 Inspeção de Cabos Isolados ............................................................................99
5.11 Ensaio de Tensão Elétrica (NBR 6881).........................................................99
5.12 Ensaio de Tensão Elétrica Alternativo..........................................................102
6

CAPACITORES DE POTÊNCIA ..............................................................104
6.1 A inspeção de um capacitor ............................................................................105
6.1.1 Limpeza .................................................................................................105
6.1.2 Oxidação da Carcaça e Estruturas de Suporte.......................................105
6.1.3 Aterramento...........................................................................................105
6.1.4 Proteção Contra Curto-circuito .............................................................105
6.1.5 Deformação da Carcaça.........................................................................105
6.1.6 Isolamento .............................................................................................105
6.1.7 Teste da Integridade do Módulo Capacitor ...........................................106

7

PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS E

ATERRAMENTO ...................................................................................................107
7.1 Inspeção do Sistema de Proteção Contra Descargas Atmosféricas (SPDA) ..107
7.1.1 Captores.................................................................................................107
7.1.2 Cabos de Descida ..................................................................................108
7.1.3 Eletrodutos de Proteção.........................................................................109
7.1.4 Conexões Elétricas ................................................................................109
8

SISTEMAS DE ATERRAMENTO E MALHA DE TERRA ..................111
8.1 Inspeção do Sistema de Aterramento..............................................................113
8.1.1 Estruturas Metálicas ..............................................................................113
8.1.2 Carcaça dos Equipamentos Elétricos ....................................................113
8.1.3 Cubículos e Painéis Elétricos ................................................................113
8.1.4 Transformadores e Geradores ...............................................................113
8.1.5 Resistência e Reatância de Aterramento ...............................................114

8.1.6 Malha de Aterramento...........................................................................114
9

BATERIAS....................................................................................................116
9.1 Inspeção de Bancos de Baterias e Carregador ................................................118
9.1.1 Limpeza .................................................................................................118
9.1.2 Elementos ..............................................................................................118
9.1.3 Conexões ...............................................................................................119
9.1.4 Oxidação................................................................................................119
9.1.5 Pintura....................................................................................................119
9.1.6 Nível do Eletrólito .................................................................................119
9.1.7 Medição de Tensão................................................................................120
9.1.8 Densidade ..............................................................................................120
9.1.9 Análise do Eletrólito..............................................................................120
9.1.10 Descarga da Bateria.............................................................................121
9.1.11 Painel do Carregador ...........................................................................121
9.1.12 Retificadores........................................................................................122
9.1.13 Indicadores de Tensão e Corrente .......................................................123

10

EQUIPAMENTOS E INSTALAÇÕES ELÉTRICAS EM

ATMOSFERAS EXPLOSIVAS. ............................................................................124
10.1 Introdução .....................................................................................................124
10.2 Tipos de Inspeção .........................................................................................124
10.3 Tipo de Proteção ...........................................................................................125
10.4 Formulário de Inspeção.................................................................................126
11

REOSTATOS E RESISTORES..................................................................131
11.1 Inspeção de Banco de Resistores Fixos ........................................................131
11.1.1 Inspeção Visual ...................................................................................131
11.1.2 Resistência de Isolamento ...................................................................131
11.1.3 Alteração nas Característica de Aceleração do Motor ........................132
11.2 Inspeção de Reostatos Líquidos....................................................................132

11.2.1 Tanque .................................................................................................133
11.2.2 Eletrólito ..............................................................................................133
11.2.3 Eletrodos..............................................................................................133
11.2.4 Alteração nas Características de Aceleração do Motor.......................133
11.2.5 Mecanismo de Curto-circuitamento e Levantamento das Escovas.....133
11.2.6 Contator de Curto-circuito do Reostato ..............................................134
12

GALERIAS, ROTAS DE CABOS, ELETRODUTOS E ACESSÓRIOS135
12.1 Inspeção em Galerias, Rotas de Cabos, Eletrodutos e Acessórios ...............135
12.1.1 Circuito de Iluminação ........................................................................135
12.1.2 Sistema de Drenagem de Água ...........................................................135
12.1.3 Limpeza da Galeria .............................................................................135
12.1.4 Bandejamento e Cabos Elétricos.........................................................136
12.1.5 Eletrodutos...........................................................................................137
12.1.6 Proteção Passiva ..................................................................................137

13

SISTEMA DE ALARME E INCÊNDIO ...................................................139
13.1 Sensores ........................................................................................................139
13.2 Painel Local...................................................................................................139
13.3 Painel Central................................................................................................140
13.4 Teste Simulado de Incêndio..........................................................................140

14

SISTEMA DE ILUMINAÇÃO E TOMADAS DE FORÇA ....................141
14.1 Segurança e Meio Ambiente.........................................................................141
14.2 A inspeção nos Circuitos de Iluminação.......................................................142
14.2.1 Painéis de Distribuição e Controle ......................................................142
14.2.2 Eletrodutos e Linhas Elétricas Inclusive Condutores..........................142
14.2.3 Luminárias e Acessórios .....................................................................142
14.2.4 Torres de Iluminação – Escada de Acesso e Plataforma.....................143
14.3 Inspeção em Tomadas de Força....................................................................143
14.3.1 Painéis de Distribuição........................................................................144

14.3.2 Tomadas ..............................................................................................144
15

FREIOS ELETRO-HIDRÁULICOS .........................................................145

16

FREIOS ELETROMAGNÉTICOS............................................................146

17

DETECTORES DE METAL E SEPARADORES MAGNÉTICOS. ......147
17.1 Técnicas de Inspeção ....................................................................................147

18

DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO E COMANDO DE CAMPO ............148

19

INVERSORES DE FREQÜÊNCIA ...........................................................149
19.1 Princípio Operacional ...................................................................................149
19.2 Potência do Inversor e do Motor Acionado ..................................................152
19.3 Reatância de Rede.........................................................................................154
19.4 Reatância de Carga .......................................................................................154
19.5 Instalação Elétrica .........................................................................................155
19.6 Grau de Proteção e Ventilação......................................................................155
19.7 Interferência Eletromagnética.......................................................................155
19.8 Inspeção ........................................................................................................156
19.8.1 Roteiro Para Inspeção..........................................................................157

20

DISJUNTORES ............................................................................................158
20.1 Geral..............................................................................................................158
20.2 Inspeção de Disjuntores ................................................................................159
20.3 Principais Causas de Falhas ..........................................................................159

21

CONTATORES ............................................................................................163

22

CHAVES SECCIONADORAS DE MÉDIA TENSÃO ............................165

23

CUBÍCULOS E PAINÉIS ELÉTRICOS...................................................166
23.1 Arco voltaico.................................................................................................170
23.2 Inspeção Detalhada .......................................................................................172

24

AVALIAÇÃO DO ISOLAMENTO ELÉTRICO UTILIZANDO

TENSÕES DE CORRENTE CONTÍNUA............................................................174
24.1 Introdução .....................................................................................................174

24.2 Isolamento Elétrico .......................................................................................174
24.3 Aplicando Tensão Contínua no Isolamento..................................................175
24.3.1 Corrente de Carga Capacitiva .............................................................175
24.3.2 Corrente de Absorção Dielétrica .........................................................175
24.3.3 Corrente de Condução (Corrente de Fuga) .........................................176
24.4 Fatores que Afetam a Resistência de Isolamento .........................................176
24.4.1 Efeito das Condições da Superfície.....................................................176
24.4.2 Efeito da Umidade...............................................................................176
24.4.3 Efeito da Temperatura .........................................................................176
24.4.4 Efeito do Valor do Potencial de Teste.................................................177
24.4.5 Efeito da Duração do Teste .................................................................178
24.4.6 Efeito da Carga Residual.....................................................................178
24.5 Tensão Nominal e Máxima Tensão de Teste................................................178
24.6 Testes de Avaliação do Isolamento ..............................................................179
24.6.1 Resistência de Isolamento a 1 Minuto.................................................180
24.6.2 Método Resistência - Tempo. Índice de Polarização (IP)...................180
24.6.3 Teste de Multitensão ...........................................................................182
24.6.4 Teste com Tensões Acima do Valor Nominal do Equipamento .........183
24.7 Práticas Básicas para Operação do Megôhmetro..........................................186
24.7.1 Calibração............................................................................................186
24.7.2 Indicação do Zero................................................................................186
24.7.3 Indicação de Final de Escala ...............................................................187
24.7.4 Terminais do Instrumento ...................................................................187
24.7.5 Pontas de Prova ...................................................................................187
24.8 Práticas para Teste de Isolamento com Tensão de Corrente Contínua.........187
24.9 Testes de Isolamento em Máquinas Elétricas Rotativas...............................189
24.9.1 Geral ....................................................................................................189
24.9.2 Posições de Ligações para Teste .........................................................189

24.9.2.1 Estator e Rotor CA com Três Cabos de Saída .......................189
24.9.2.2 Estator de Motor de CA com Seis ou Mais Terminais. .........190
24.9.2.3 Máquinas de Corrente Contínua.............................................194
24.9.2.4 Geradores de Corrente Alternada...........................................196
24.9.3 Avaliação dos Valores Medidos..........................................................197
24.10 Testes de Resistência de Isolamento em Transformadores ........................197
24.10.1 Geral ..................................................................................................197
24.10.2 Posições de Teste – Transformadores de 2 Enrolamentos ................198
24.10.3 Avaliação dos Valores Medidos........................................................201
24.11 Teste de Resistência de Isolamento em Cabos Elétricos ............................203
24.11.1 Geral ..................................................................................................203
24.11.2 Posição de Teste ................................................................................203
24.11.2.1 Cabo Unipolar com Blindagem Metálica.............................203
24.11.2.2 Cabo Multipolar com Blindagem Metálica Envolvendo Cada
Condutor...............................................................................................204
24.11.2.3 Cabo Multipolar sem Blindagem. ........................................204
24.11.2.4 Cabo Unipolar (de um Circuito Tripolar) sem Blindagem ..205
24.11.3 Avaliação dos Valores Medidos........................................................205
24.12 Testes de Resistência de Isolamento em Disjuntores e Contatores ............208
24.12.1 Geral ..................................................................................................208
24.12.2 Posições de Teste...............................................................................208
24.12.3 Avaliação dos Resultados dos Testes................................................210
25

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .......................................................211

1

APRESENTAÇÃO

As atividades de inspeção compreendem uma fatia importante das ações
empreendidas por uma equipe de manutenção. Pode-se dizer, sem medo de errar, que uma
inspeção bem implementada é um fator de sucesso da manutenção.
As ações de manutenção podem ser divididas em ações com o equipamento em
operação e aquelas que só podem ser executadas com o equipamento parado. É óbvio que
devemos privilegiar as atividades de inspeção que podem ser executadas com o equipamento
operando. A manutenção existe para que os equipamentos operem o maior tempo possível,
com a máxima confiabilidade.
O plano e as ações de inspeção devem ser norteados para o acompanhamento do
estado do equipamento e instalação, acionando o órgão de planejamento e programação,
sempre que as ações de manutenção preventiva (intervenções) se tornem necessárias para
restaurar as condições operacionais.
Para que um inspetor possa executar sua função com sucesso, é necessário uma
sólida formação profissional, aliado a um profundo conhecimento do processo de degradação
das diversas partes dos equipamentos e das técnicas de inspeção e procedimentos de testes.
Esta apostila reúne a experiência adquirida ao longo de vários anos de manutenção
industrial e uma vasta literatura técnica existente, porém dispersa.

12

2

INTRODUÇÃO

Muitas pessoas que lidam com a manutenção têm a opinião que equipamentos
elétricos são diferentes das outras máquinas e operarão em quaisquer condições.
O oposto é verdadeiro. Equipamentos elétricos podem ser deteriorados mais
rapidamente devido às condições operacionais que qualquer outro equipamento.
Água, poeira, calor, frio, umidade, atmosfera corrosiva, resíduos químicos, vibrações
e inúmeras outras condições podem afetar a confiabilidade operacional e a vida útil de
equipamentos elétricos. Estas condições desfavoráveis, combinadas com negligência e
descuido na manutenção do equipamento resultam em falha prematura desnecessária e, em
muitos casos, na sua completa destruição.
Custos de reparos podem ser evitados implantando-se as recomendações de
manutenção fornecidas pelo fabricante.
De maneira geral, devemos praticar algumas ações muito simples, mas de
fundamental importância para todo equipamento elétrico:
Mantenha-o limpo
Sujeira é a principal causa de falhas elétricas. Sujeira é a acumulação diária de
partículas atmosféricas, fiapos, partículas metálicas ou químicas, vapores e neblinas de óleo.
Estes depósitos, se acumulados, contaminarão o equipamento elétrico, provocando sua falha.
Roçando com alta energia pode causar abrasão e a destruição do isolamento. Depositado em
enrolamentos e isoladores e combinado com umidade ou óleo pode causar a redução da tensão
disruptiva, provocando descargas com conseqüente falha. Acumulado sobre carcaças reduz a
transferência de calor, forçando a operação em temperaturas superiores à de projeto,
reduzindo a sua vida útil.
Mantenha-o seco
Equipamentos elétricos operam melhor em uma atmosfera seca por muitas razões.
Uma é que a umidade pode causar a oxidação do cobre, alumínio, ferro e ligas metálicas,
afetando a resistência de conexões e contatos elétricos. Alta umidade pode causar sua
condensação no interior do equipamento, causando curto circuito e falha prematura. Umidade
e sujeira potencializam a degradação do material isolante.
Mantenha as conexões torqueadas
Os parafusos das conexões elétricas tendem a afrouxar em função da dilatação e da
vibração. Conexões frouxas são fontes de calor provocando danos nos materiais isolantes
próximos. Mantenha todas as conexões torqueadas conforme instruções do fabricante.

Técnicas de Inspeção e Procedimentos de Testes

13

3

MÁQUINAS ELÉTRICAS ROTATIVAS

3.1 FONTES DE ALIMENTAÇÃO
Uma longa vida útil de um motor de indução trifásico depende fundamentalmente
das boas condições da fonte de alimentação, ou seja, da qualidade da energia fornecida, aí
incluído o sistema de proteção.
A tensão e freqüência nos terminais do motor devem ser muito próximas à nominal.
O fluxo magnético do entreferro é dado por:

Φ=

KE
f

Onde:
Φ= fluxo de magnetização (Wb)
E= tensão no terminal do motor (V)
f= freqüência da tensão estatórica (Hz)
K= constante, função da geometria do pacote magnético e da construção do
enrolamento.
Os efeitos das variações da tensão e freqüência serão mais danosos ao motor, quanto
mais próximo estiver operando da potência nominal.

Fig 1

Centro de controle de motores (CCM)


14

A NBR 7094 estabelece as variações permissíveis de tensão e freqüência em relação
ao nominal, conforme figura 2.

Fig 2

Gráfico de variação de tensão e freqüência conforme norma NBR 7094

Geralmente a freqüência é firme, muito próxima de 60Hz, ocorrendo variação na
tensão da concessionária e quedas de tensões nos elementos internos da industria,
transformadores e cabos, principalmente.
As oscilações da tensão da concessionária podem ser minimizadas através de
transformadores equipados com comutador de tapes sob carga (Load Tape Changer).
O transformador alimentador do Centro de Controle de Motores deve ser
especificado com tensão secundária 5% (cinco por cento) acima da tensão nominal dos
motores, por exemplo 460V para motores de 440V e 480V para motores de 460V.
Os condutores de alimentação dos motores são calculados para que a tensão no
terminal dos motores, nas condições de partida e de regime, mantenha-se próximo da nominal
(lembre-se que os conjugados de partida e nominal são proporcionais ao quadrado da tensão.


15

A zona A da figura 2 estipula as variações de tensão e freqüência permitidas, dentro
das quais o motor deve ser capaz de desempenhar sua função principal continuamente,
podendo não atender completamente suas características de desempenho em
condições nominais, apresentando alguns desvios.
Nesta zona a tensão pode variar em mais ou menos 5% e a freqüência em mais ou
menos 2%.
Na zona B o motor ainda deve ser capaz de desempenhar sua função principal,
apresentando desvios superiores àquelas da zona A.
Os valores máximos de desvio da tensão e freqüência são de 50%.
Os efeitos das variações da tensão e freqüência se anulam quando tem o mesmo
sentido. Por exemplo, um motor com tensão e freqüência nominal de 440V e 60Hz opera
muito bem em um sistema com tensão de 380V (-14%) e freqüência de 50Hz (-17%).
Quando as variações são de sinal contrário, os efeitos sobre as características do
motor são cumulativos, reduzindo seu desempenho.
Tensões e correntes desequilibradas provocam aquecimento no interior do motor que
podem levar à degradação térmica e a conseqüente falha do material isolante.
Correntes harmônicas aumentam as perdas do motor, elevando a temperatura média
nos enrolamentos, reduzindo a vida útil do material isolante por degradação térmica.

3.2 PROTEÇÃO DE MOTORES DE CORRENTE ALTERNADA.

3.2.1 Proteção Contra Surtos de Tensão
O nível de isolamento de máquinas rotativas é muito menor do que de outros tipos de
equipamentos elétricos, como por exemplo, os transformadores, sendo portanto mais
suscetíveis a danos por surtos de tensão.
As fontes comuns de surtos de tensão em motores são as operações de manobras e as
descargas atmosféricas. O chaveamento de pequenas cargas indutivas e bancos de capacitores
através de disjuntores a vácuo, são fontes de surtos.


16

Fig 3

Caracterização da onda de um surto de tensão

A forma de onda tem uma frente escarpada e uma cauda longa, conforme 0.
A proteção do isolamento de máquinas rotativas compreende a limitação da tensão
de impulso e a redução da inclinação da frente de onda da tensão, denominado “achatamento
de onda”. O circuito de proteção compreende a instalação de pára-raios e capacitores
adequadamente calculados, instalados entre os terminais da máquina e a malha de
aterramento, conforme Fig 4.
Surtos de tensão podem levar o isolamento ao stress, ocasionando a falha do
isolamento nas primeiras espiras do enrolamento.


17

Fig 4

Esquemas de ligação de motores de indução para proteção contra surtos utilizando
capacitores e para-raios..

3.2.2 Proteção Contra Sobrecargas.
O funcionamento do motor acima de sua potência nominal acarreta uma corrente
acima da nominal circulando nos enrolamentos e um aumento na temperatura da máquina,
podendo superar a temperatura máxima admitida pelo material isolante. A operação nesta
condição levará a degradação térmica do material isolante e queima da máquina.
Os motores de baixa tensão são normalmente protegidos por um relé térmico,
percorrido pelas correntes das três fases, provocando o aquecimento de lâminas bimetálicas,
que em condições de sobrecarga, desligará o contator, desenergizando o motor.


18

Fig 5

Relé de sobrecarga

A curva de operação do relé térmico deverá ser compatível com a curva térmica da
máquina protegida, conforme mostrado na Fig 6.

Fig 6

Curvas de um relé térmico de sobrecarga, um relé de sobrecorrente a tempo inverso e de
integridade térmica de um motor


19

O relé térmico deve ser regulado para o valor da corrente nominal do motor
protegido, mesmo em máquinas com fator de serviço.
Nos casos em que o motor tem sobra térmica (Fator de Serviço – FS>1) e está
acontecendo a operação do relé térmico, é possível regular o térmico para um valor até
I N × FS . Neste caso recomenda-se verificar a temperatura no interior do enrolamento após a
nova regulagem do relé térmico.
Procedimento para verificação da temperatura do enrolamento.
1. Regule o relé térmico para até I N × FS (corrente nominal vezes o fator de
serviço do motor)
2. Com o motor à temperatura ambiente, meça a resistência ôhmica dos
enrolamentos R1. Meça a temperatura ambiente t1.
3. Opere o motor com a carga na condição que estava provocando a operação do
relé térmico por um tempo suficiente para que seja alcançado o equilíbrio
térmico.
4. Desligue o motor e meça rapidamente a resistência ôhmica dos enrolamentos
R2, e a temperatura do ar de refrigeração ta,
5. Calcule a elevação de temperatura do enrolamento através da formula abaixo:

t2 − ta =

R2 − R1
(235 + t1 ) + t1 − ta
R1

6. Calcule a temperatura do ponto mais quente considerando a temperatura
ambiente de 40ºC.

T=(t2-ta)+40ºC+K
onde:
K=5ºC para máquinas com ΔT de 60ºC e 75ºC
K=10ºC para máquinas com ΔT de 80ºC
K=15ºC para máquinas com ΔT de 100ºC e 125ºC
ΔT=elevação de temperatura de projeto da máquina
A temperatura do ponto mais quente não deve ser superior a:
100ºC- para máquinas com materiais de classe térmica “A”
120ºC- para máquinas com matérias de classe térmica “E”
130ºC- para máquinas com matérias de classe térmica “B”
155ºC- para máquinas com matérias de classe térmica “F”


20

180ºC- para máquinas com matérias de classe térmica “H”
Nos motores de maior porte, de média tensão, a proteção contra sobrecargas é
confiada a relés de sobrecorrente associados a detectores de temperatura instalados no
interior do enrolamento do motor. A curva de proteção do relé deve ser compatível com a
curva térmica do motor de forma que o relé opere antes que o material isolante seja
comprometido.
Os detectores de temperatura mais utilizados em motores de grande porte são os
“RTD” - Resistence Temperature Dependent ou “resistência calibrada”, tendo como
característica uma relação linear com a temperatura, propiciando uma indicação da
temperatura no interior dos enrolamentos.
Os RTDs mais comuns são os de platina e cobre que têm, respectivamente, suas
resistências a 0ºC de 100Ω e 10Ω.
Tabela 1

Conversão de resistência x temperatura para RTD PT100

Os RTDs são instalados nas ranhuras dos motores, em contato com as bobinas,
dispostos nas três fases, propiciando alarme e desligamento.
Devido à inércia térmica, os detectores de temperatura não podem, na grande maioria
das situações, atuar de forma suficientemente rápida para defeitos que ocasionam elevações
abruptas de corrente.


21

São muitos eficazes para motores sujeitos a regime intermitentes ou contínuos com
carga intermitente e em casos em que ocorrem sobretemperaturas sem a correspondente
sobrecorrente, como na obstrução no sistema de refrigeração ou perda de ventilação.
Os resistores são normalmente fornecidos com três terminais, permitindo, quando
ligados em ponte, eliminar o efeito da resistência dos condutores entre o resistor e o relé
supervisor.
Outros dispositivos podem operar como detectores de temperatura, tais como os
bimetálicos e os termistores.
Os termostatos são dispositivos bimetálicos que comutam um contato quando a
temperatura se aproxima de um valor estabelecido (fixo). Instalados nas cabeças de bobinas
do lado oposto ao ventilador (individual, ou por fase), são ligados em série com a bobina do
contator, desligando o circuito quando da abertura do contato.
Os termistores (Fig 7b) são dispositivos semicondutores instalados dentro das
cabeças das bobinas, do lado oposto à ventilação, podendo ser instalados em uma única fase,
mas preferencialmente nas três. O termistor exige um relé que irá sentir a variação abrupta do
valor da resistência, próxima à temperatura de operação, comutando um contato que irá
provocar o desligamento do motor.
O termistor mais comumente usado na proteção de motores é o PTC que tem um
coeficiente de temperatura positivo (resistência aumenta com o aumento da temperatura).

(a)
Fig 7

(b)

Características típicas de um RTD de platina (a) e de um termistor tipo PTC (b)


22

O desligamento da proteção por detectores de temperatura deve ser ajustada para o
limite da classe de isolação
Tabela 2

Limites de temperatura para cada classe de isolação

Desligamento

A

E

B

F

H

105ºC

Classe de Isolação

120ºC

130ºC

155ºC

180ºC

O alarme deve ser ajustado para o valor da temperatura média do enrolamento em
condições nominais (ΔT+40ºC).

3.2.3 Proteção Contra Curtos-Circuitos
As correntes elevadas de curto-circuito podem ocasionar danos permanentes ao
motor (fusão de cobre e colocação das lâminas do pacote magnético em curto-circuito e até a
fusão das lâminas de aço) e aos outros elementos do circuito tais como cabos, dispositivos de
comando, CCM, etc, devendo ser interrompidas muito rapidamente.
Os motores de baixa tensão são protegidos através de disjuntores com unidades
magnéticas ajustáveis ou fusíveis do tipo Diazed e NH. Nos motores de média tensão a
proteção contra curtos-circuitos é confiada a um relé com atuação instantânea ajustados para
um valor acima da corrente de rotor bloqueado, conjugado com uma função temporizada.

Fig 8

Relé tipo MV Microprocessado - Westinghouse


23

A proteção contra falta para terra (corrente de seqüência zero) é normalmente ligada
a um TC toroidal que abraça as três fases, conforme Fig 9

Fig 9

Esquema de proteção de falta fase terra

Em máquinas de grande porte é comum a utilização de proteção diferencial dos
enrolamentos. Um esquema de ligação possível é mostrado na Fig 10. As vantagens desta
proteção são a alta confiabilidade, alta velocidade e pelo fato de operar somente para faltas
internas ao motor.


24

3 transformadores de
corrente na linha

3 transformadores de
corrente no fechamento da
estrela

Relé diferencial em cada
fase (somente mostrado
em uma fase)

Fig 10 Circuito típico de um sistema de proteção diferencial


25

Fig 11 Proteção diferencial de motor de média tensão

3.3 PROTEÇÃO CONTRA FALTA E DESEQUILÍBRIO DE FASES
Correntes desequilibradas provocam aquecimentos nos enrolamentos, capazes de
levar o sistema isolante à falha por degradação térmica. Para a proteção de motores de média
tensão são utilizadas unidades que filtram as correntes de seqüência negativa, desligando o
motor.


26

3.4 INTERAÇÃO MOTOR E MÁQUINA ACIONADA
A transmissão consiste no conjunto responsável pela transferência da potência
mecânica à carga acionada. Quando vista pelo motor, a transmissão é uma fonte de esforços
externos, devendo-se garantir a compatibilidade entre o motor e a transmissão.
As transmissões diretas devem ser preferidas pelo fato de exercerem menores
esforços sobre a ponta do eixo do motor.
Os motores padronizados pelos fabricantes nem sempre são adequados às aplicações
com transmissões não-diretas, aí incluídas polias e correias, rodas dentadas, engrenagens, etc,
isso quando montadas diretamente sobre o eixo do motor.
A força transferida ao eixo será tanto maior quanto menor for a polia motora
montado no eixo do motor. As tabelas a seguir indicam o diâmetro primitivo mínimo de
polias motoras em correspondência à carcaça e a metade do comprimento da polia (fonte
WEG).
Tabela 3

Diâmetro primitivo mínimo de polias


27

A polia deve ser montada o mais próximo possível do mancal do motor conforme Fig
12.

Fig 12 Exemplo de instalação de polias

As polias motoras e movidas devem estar perfeitamente alinhadas, reduzindo os
esforços radiais desnecessários nos mancais.


28

Fig 13 Alinhamento de polias

A tensão na correia deverá ser suficiente para evitar o escorregamento durante o
funcionamento. Tensões excessivas aumentam o esforço na ponta do eixo e mancal, causando
fadiga, com reflexo na redução da vida útil do rolamento e eventual cisalhamento do eixo.


29

Fig 14 Instalação de correias

Mesmo quando todos os requisitos citados estão atendidos, pode acontecer falha
prematura de rolamentos. Neste caso o fabricante deve ser consultado com respeito à
compatibilidade do motor para acionamento por correia.

3.5 INSPEÇÃO DE MOTORES ELÉTRICOS
3.5.1 Instalação do Motor Elétrico.
Na atividade de instalação de um motor, o inspetor deve verificar os seguintes
pontos:
3.5.1.1 Aterramento
A carcaça do motor deve estar firmemente conectada ao potencial de terra através do
quarto condutor ou diretamente à malha de terra, conforme Fig 15.


30

Ponto de
aterramento

Fig 15 Aterramento da carcaça

3.5.1.2 Dispositivos de Bloqueio e Calços
Os dispositivos de bloqueio e calços instalados para transporte, devem ser removidos
permitindo a livre movimentação do rotor.
3.5.1.3 Medição da Resistência de Isolamento
Para que um motor seja energizado é necessário que a resistência do isolamento para
a massa e entre fases tenha um valor mínimo que permita sua energização.
O valor mínimo é definido pela equação:

Rm = KV + 1
Onde,
Rm = resistência 1 minuto a 40ºC em megohms, na posição RST x massa
KV = classe de tensão do motor em kV
Para maiores informações consulte o capítulo 24 – “Avaliação de Isolamento
Elétrico Utilizando Tensões de Corrente Contínua”.


31

3.5.1.4 Conexão de Força do Motor
O inspetor deverá verificar se a conexão do motor foi realizada de acordo com a
tensão da rede. Deverá ser verificado se a isolação dos cabos de conexão do motor está feita
com um volume de fita isolante capaz de garantir tanto a resistência elétrica quanto a
mecânica exigida pelos esforços contra paredes da caixa de ligações.
3.5.1.5 Conexões dos Condutores dos Circuitos de Proteção e Controle
Certificar-se da correta ligação dos resistores de aquecimento, dispositivos
indicadores e de proteção (termostatos, termistores, termo-resistências , sensores de vibração,
etc) e controle (solenóides, etc).
3.5.1.6 Fixação do Motor à Base
O motor deverá estar firmemente fixado à base, com todos os parafusos torqueados.
3.5.1.7 Proteções do Motor
Certificar se os dispositivos de proteção (relés térmicos, fusíveis, disjuntores, relés
de sobrecorrente, diferencial e outros) estão ajustados corretamente para efetiva proteção do
motor.

3.5.2 Operação com o Motor Desacoplado
Na operação com o motor desacoplado são verificados o sentido de giro do motor e
ruídos que possam caracterizar algum problema de mancal e a correta operação do resistor de
aquecimento (space heater).
A medição de vibração com o motor desacoplado tem como objetivo detectar
principalmente desbalanceamento, danos em rolamentos, desalinhamento entre furos das
tampas, empeno de eixo e problemas magnéticos.
A medição normalmente é realizada com um medidor de velocidade de vibração em
seis pontos da carcaça, posições axial, vertical e horizontal, mancal lado acoplado (LA) e
oposto ao lado acoplado (LOA), conforme Fig 16.
O maior valor medido deve ser comparado com a Tabela 4, obtida com base na
Norma ISO 10816 – 1, editada em 1995


32

Fig 16 Pontos de medida de vibração

Tabela 4

Limites de vibração de acordo com a faixa de potência do motor

POTÊNCIA DO MOTOR

LIMITE DE VIBRAÇÃO
(mm/s) VALOR RMS

Menor que 20 cv

1,8 mm/s

20 cv até 100 cv

2,8 mm/ s

100 cv até 500 cv

4,5 mm/s

Caso algum valor medido supere o valor de tabela, recomenda-se uma análise de
vibração para definição da causa do problema.
Durante a operação com o motor desacoplado é importante fazer a medição da
corrente nas três fases.
Caso as correntes estejam desequilibradas, calcular o desequilíbrio:


33

DI =

DMD
× 100%
MTF

onde:
DI = Desequilíbrio de corrente em percentagem.
DMD = Maior desvio de corrente de fase em relação à media das três fases.
MTF = Média das três fases.
O limite do desequilíbrio de corrente recomendado pela WEG é:
10 % - para motores de 4, 6 e 8 pólos.
20 % - para motores de 2 pólos.
O desequilíbrio pode ter como causa o próprio desequilíbrio da tensão de
alimentação ou da impedância dos enrolamentos do motor.
Desequilíbrio de corrente ocasiona um sobreaquecimento nos enrolamentos e
redução da vida útil do isolamento por degradação térmica.

3.5.3 Acoplamento Motor – Máquina Acionada
O processo de acoplamento exige um criterioso procedimento de alinhamento
executado com relógio comparador ou equipamento a laser. O motor deve estar firmemente
fixado à base.
O acoplamento deve ser flexível o bastante para compensar o desalinhamento
residual.
As partes do acoplamento devem ser montadas de tal forma que deixe uma folga
mínima de 3 mm e que permita o deslocamento (passeio) magnético do eixo, permitindo que
o motor trabalhe no centro magnético.


34

Fig 17 Alinhamento motor - máquina acionada

Fig 18 Carcaça do mancal e folga axial

3.5.4 Operação com o Motor Acoplado
O motor acoplado deve ser girado preferencialmente com carga máxima, quando
serão novamente verificados os níveis de vibração, as correntes nas três fases e a existência de


35

ruídos anormais. Em máquinas de grande porte, pode ser importante uma análise das
vibrações no espectro de freqüência.
mm/s).

Para máquinas acopladas valem os seguintes limites de vibração global (Veff em
Tabela 5

Valores de vibração para motores com carga

AINDA
NÃO
ACEITÁVEL ACEITÁVEL

GRUPO DE MÁQUINAS

BOM

ACEITÁVEL

GRUPO K
Máquinas pequenas.
Motores até 15 kW fixadas
rigidamente com a fundação.

0 a 0,7
mm/s

0,7 a 1,8 mm/s

1,8 a 4,5
mm/s

> 4,5 mm/s

GRUPO M
Máquinas médias.
Motores com potência entre 15 e 75
kW fixadas rigidamente com a
fundação.

0 a 1,1
mm/s

1,1 a 2,8 mm/s

2,8 a 7,1
mm/s

> 7,1 mm/s

GRUPO G
Máquinas maiores.
Motores com potência acima de 75
kW sobre fundações rígidas.

0 a 1,8
mm/s

1,8 a 4,5 mm/s

4,5 a 11,0
mm/s

> 11,0 mm/s

GRUPO T
Máquinas montadas sobre fundações
de freqüência manual baixa (apoiadas
elasticamente).

0 a 2,8
mm/s

2,8 a 7,0 mm/s

7,0 a 18,0
mm/s

> 18,0 mm/s

Nas máquinas de grande porte devem ser verificadas todas as proteções,
instrumentos indicadores e dispositivos de controle.
3.5.4.1 Indicadores e Proteção de Vibração
Observar se os valores de vibração com carga estão dentro dos limites de controle, e
se estão compatíveis com os níveis operacionais normais da máquina.
3.5.4.2 Indicadores e Proteção Térmica dos Mancais
A temperatura dos mancais, com o motor operando com carga e após atingir o
equilíbrio térmico não deve ser superior a 80 ° C. Temperatura superior deve ser investigada.


36

Fig 19 Sensores de vibração e temperatura de mancal de motor de média tensão


37

Fig 20 Indicador de temperatura do mancal de motor de média tensão

3.5.4.3 Indicadores e Proteção Térmica dos Enrolamentos
Após o motor atingir o equilíbrio térmico, operando com carga, a temperatura dos
enrolamentos não deve ser superior à temperatura de alarme, igual a ΔT+40ºC. Indicação de
temperatura superior deve ser investigada.
3.5.4.4 Dispositivos Auxiliares
Observar a correta operação dos dispositivos de lubrificação forçada dos mancais,
refrigeração à água do motor e outro circuitos periféricos.


38

Fig 21 Indicador e pressostatos do sistema de lubrificação dos mancais de motor de média
tensão

3.5.5 Inspeção Sistemática
3.5.5.1 Sistema de Alimentação
•
•
•
•
•

Verificar se o valor da tensão está compatível com a nominal (±10%).
Verificar se as tensões estão equilibradas nas três fases.
As correntes nas três fases estão equilibradas e são inferiores à corrente
nominal?
O painel de alimentação e componentes (inclusive proteção) estão
plenamente operativos?
A linha elétrica e cabo de alimentação estão em perfeitas condições?

3.5.5.2 Motor
•
•
•
•
•
•
•
•
•

O motor está rigidamente fixado à base?
O aterramento da carcaça está efetivo? Os cabos no interior da caixa de
ligações estão bem isolados, sem sinais de aquecimento e com o isolamento
preservado?
O interior da caixa de ligações está isento de contaminantes ?
A carcaça está limpa, sem acúmulo de materiais que comprometam a troca de
calor?
O sistema de ventilação (ventilador, dutos, etc) está funcionando
adequadamente?
Os sensores e indicadores de vibração e temperatura estão instalados
corretamente, limpos e os condutores e prensa cabos em boas condições?
A vibração total do motor está dentro dos valores aceitáveis por normas e os
valores estão de acordo com as medições anteriores?
Os valores das medições de isolamento estão de acordo com as medições
anteriores? Os valores garantem uma operação segura?
Os valores das medições de resistência ôhmica indicam enrolamentos
equilibrados?

3.6 INSPEÇÃO EM MÁQUINAS COM ESCOVAS DE CARVÃO
Motores de CA de rotor bobinado, motores de corrente contínua e geradores elétricos
utilizam escovas de carvão para transferir energia entre partes móveis e fixas.
As máquinas que utilizam escovas exigem da manutenção um cuidado especial por
dois motivos básicos:


39

•
•

Máquinas com escovas exigem da manutenção um esforço muito grande para
manter a comutação em boas condições e o motor com uma grande
confiabilidade.
O pó de escova é um contaminante que, associado com a umidade e óleo,
principalmente, reduz muito significativamente a resistência de isolamento
dos enrolamentos.

Para que haja uma boa comutação, ou seja, para que o trabalho das escovas sobre o
comutador ou anel coletor seja perfeito, é necessário que haja um depósito de grafite sobre
sua superfície, denominado filme ou patina.
A formação de um bom filme exige que a escova seja adequada às características
operacionais da máquina. Além disto são necessárias condições específicas de umidade,
temperatura e rugosidade do comutador ou anel coletor.
A patina é uma camada semicondutora, imprescindível a uma boa comutação que,
reduzindo o atrito, reduz o desgaste e geração de pó de escova. Patinas normais tem uma
coloração uniforme e uma espessura ideal de 0,3 mm.

Patinas de aparência normal
P2, P4 e P6 - são exemplos de patinas com aparência normal, indicando
bom funcionamento.
A patina apresenta-se lisa, ligeiramente brilhante, coloração uniforme desde o
bronzeamento, o marron claro (P2), até o marron escuro, podendo ainda
conter tonalidade cinza (P6) azuladas, avermelhadas ou outras.
IMPORTANTE É A REGULARIDADE, NÃO A TONALIDADE.


40

Patinas Anormais
P12 - aspecto: Patina raiada com pistas mais ou menos largas. A cor é
alternadamente clara ou escura. Não há desgaste no comutador.
Causas: Alta umidade, vapores de óleo ou de gases agressivos ambientais,
baixa densidade de correntes nas escovas.
P14 - aspecto: Patina rasgada, de modo geral como P12, com pistas mais
estreitas e ataque ao comutador.
Causas: Como P12, porém, a danificação perdura há tempo.
P16 - aspecto: Patina gordurosa com manchas aperiódicas, forma e cor
desuniforme.
Causas: Comutador deformado ou muito sujo.

Patina com manchas de origem mecânica
P22 - aspecto: Manchas isoladas ou com espaçamento regular, apresentandose em uma ou várias zonas do comutador.
Causas: Ovalização do comutador, vibração da máquina, oriundas do
desbalanceamento do rotor ou de mancais defeituosos.
P24 - aspecto: Manchas escuras com bordas definidas, vide também T12 e T14.
Causas: Lâmina ou grupo de lâminas defeituosos que provocam o erguimento
das escovas e a conseqüente perda de contato.
P26 e P28 - aspecto: Lâminas manchadas nas beiradas ou no centro. Causas:
Freqüentes dificuldades de comutação ou também comutador mal retificado.


41

Patina com manchas de origem elétrica
P42 - aspecto: Lâminas alternadamente claras e escuras.
Causas: Desuniformidade na distribuição de corrente em dois bobinamentos
paralelos de laço duplo ou, também, diferença de indutância em caso de duas
bobinas por ranhura.
P46 - aspecto: Manchas foscas em intervalo duplo - polares.
Causas: Geralmente soldagens defeituosas das conexões auxiliares ou nas
asas das lâminas.

B2, B6 e B8 - aspecto: Queimaduras no centro ou nas bordas lâminas. Causas: Faíscamento
proveniente de dificuldades de comutação.
B10 - aspecto: Patina perfurada, formação de pontos claros como densidade e distribuição
variados.
Causas: Perfuração da patina com conseqüência de excessiva resistência elétrica da
mesma.


42

Manchas no comutador
T10 - Manchas escuras reproduzindo à área de contato das escovas.
Causas: Prolongadas paradas desenergizadas ou curtas paradas sobre
carga.
T12 - aspecto: Queimaduras nas bordas de saída e na entrada da lâmina
subseqüente.
Causas: Indica a existência de lâminas salientes (vide L2).
T14 - aspecto: Manchas escuras.
Causas: Indica a existência de lâminas em nível mais baixo (L4), ou de
zonas planas no comutador.
T16 - aspecto: Marcas escuras claramente delimitadas conjuntamente com
queimaduras nas bordas das lâminas.
Causas: Isolação entre lâminas, mica saliente (vide L6).
T18 - aspecto: Manchas escuras.
Causas: arestas das lâminas mal ou não chanfradas (vide L8).

Desgaste do comutador
R2 - Desgaste Normal: Aspecto de um comutador mostrando o desgaste do
metal, pista por pista, com montagem correta, conseqüente de um desgaste
normal após um longo período de funcionamento.
R4 - Desgaste Anormal: Aspecto de um comutador, mostrando desgaste
anormal do metal conseqüente da montagem incorreta das escovas (nº de
escovas positivas diferentes do número de escovas negativas sobre a
pista), ou qualidade inadequada ou ainda poluições diversas.


43

Fig 22 Defeitos nas lâminas

Uma operação adequada da comutação em máquinas de corrente contínua está
intimamente ligada às condições dos interpolos e ao funcionamento da comutação com a linha
neutra ajustada.


44

Fig 23 Níveis de faiscamento

Exercem influência na comutação também a pressão das escovas (molas), o nível de
assentamento (superfície específica da escova em contato com o comutador) das escovas, a
carga aplicada ao eixo (porcentagem do conjugado nominal da máquina) e condições
ambientais (vapores químicos).


45

Uma operação ideal de uma máquina com escovas acontece quando:
1. A patina tem aspecto normal.
2. Não existe faiscamento ou existe faiscamento pouco perceptível em situações
de sobrecarga.
3. As escovas têm vida longa e a taxa de formação de pó é mínima.
4. Não existe desgaste perceptível no comutador ou anéis coletores.

3.6.1 Porta Escovas e Escovas
Nem sempre as escovas originais fornecidas pelos fabricantes são as mais indicadas
para uma operação confiável.
Os primeiros dias e semanas de operação de uma máquina com anéis devem ser
acompanhados pelo inspetor. Se qualquer uma das quatro condições listadas não estiverem
atendidas é necessário atuar rapidamente no desenvolvimento de uma outra qualidade de
escova.
Esta ação é realizada em conjunto com um técnico da empresa fabricante de escovas
de carvão, que de posse de informações de velocidade periférica, densidade de corrente na
escova, regime de trabalho e condições ambientais, definirá uma qualidade de escova.
A troca de escovas deve ser precedida da remoção da patina formada pela escova
anterior, antes que a nova seja instalada.
Após instalada, o desempenho da nova escova deve ser acompanhado intensamente
até a certeza de que a comutação tem um desempenho que propicie uma operação confiável e
duradoura da máquina.
Após a instalação de um jogo de escovas é sempre necessário que a superfície das
escovas em contato com o comutador ou anéis coletores tenham a mesma curvatura,
garantindo, pelo menos, 80% de área de contato.
Um dos métodos mais utilizados para o assentamento de escovas consiste na
instalação de uma fita de lixa sobre o comutador ou anel coletor, com o dorso abrasivo
voltado para o lado externo em contato com as escovas, montadas no interior do portaescovas.
O rotor com lixa é posto a girar manualmente, atritando a superfície das escovas
contra o abrasivo, até que se atinja o mínimo de 80% de área de contato em cada uma das
escovas.


46

A lixa recomendada deve ter uma granulação em torno de 150. Após o processo o pó
de carvão gerado deve ser totalmente aspirado e a limpeza complementada com pano seco.
As escovas devem trabalhar livremente no interior da bainha do conjunto portaescovas. Para isto é necessário que as medidas interiores das superfícies das bainhas e as
medidas das faces das escovas estejam dentro das tolerâncias permitidas.
Tabela 6

VALORES
NOMINAIS

Tolerâncias para “t” e “a” em micrômetros e para “r” em milímetros para escovas de grafite
natural e metal-grafite
PORTA-ESCOVA (1)

Máx.

Mín.

+ 54

ESCOVA

a

Dif.

Máx.

Mín.

Dif.

Máx.

Mín.

+ 14

40

- 120

- 60

60

174

74

± 0,3

+ 68

+ 20

48

-150

- 70

80

218

90

± 0,3

+ 83

+ 25

58

- 170

- 80

90

253

105

± 0,3

+ 102

+ 32

70

- 260

- 150

110

362

182

± 0,5

+ 124

+ 40

84

- 290

- 160

130

414

200

± 0,5

+ 150

+ 50

100

- 330

- 170

160

480

220

± 0,8

50

+ 150

+ 50

100

- 340

- 180

160

490

230

± 0,8

64

+ 180

+ 60

120

- 380

- 190

190

560

250

± 0,8

80

+ 180

+ 60

120

- 390

- 200

190

570

260

± 0,8

1,6
2
2,5
3,2
4
5
6,3
8
10
12,5
16
20
25
32
40

a

FOLGA

t

mm

t

ESCOVA ELÉTRICA (2)

100
125

r

± 1,0

(1) – As tolerâncias para os porta-escovas são conforme a tolerância E10 da ISO. A verificação
dimensional dos porta-escovas é efetuada com o calibrador “passa”, “não passa”.
(2) – As tolerâncias para as escovas são conforme a tolerância b11 da ISO para dimensões > 12,5 mm e c11
da ISO para dimensões < 12,5 mm.
* Tabela extraída da norma ABNT.


47


48

Fig 24 Dimensões de escovas elétricas

t = Dimensão da escova em sentido tangencial.
a = Dimensão da escova em sentido axial.
r = Dimensão da escova em sentido radial.
Escovas e bainhas com dimensões fora das tolerâncias permitidas devem ser
eliminadas.
As escovas devem trabalhar com pressões dentro das tolerâncias recomendadas.
Todas as escovas devem ter pressões aproximadamente iguais.
Tabela 7

Recomendações de pressão nas escovas para cada tipo de máquina

TIPOS DE MÁQUINAS

PRESSÃO NA ESCOVA

Máquinas estacionárias livres de vibração e ruído

150 a 200 g/cm2

Anéis deslizantes

170 a 250 g/cm2

Motores de tração

250 a 570 g/cm2

Máquinas com alta vibração

até 350 g/cm2

Motores fracionários

até 450 g/cm2

A medição da pressão das escovas é realizada com um dinamômetro que mede a
força aplicada na escova para se contrapor à força exercida pela mola. Introduz-se uma tira de


49

papel entre a escova e o comutador, ou anel coletor, para determinar o momento da leitura no
instante em que o papel é arrastado, com leve tração exercida pela mão.

Fazer a leitura da balança
quando a tira de papel
puder ser puxada de entre a
escova e o coletor
Fig 25 Medição de pressão na escova

Todas as escovas instaladas em um comutador ou anéis coletores devem ter a mesma
qualidade (granulometria).
O comprimento das escovas é um item de inspeção e controle da qualidade da
comutação e da confiabilidade operacional da máquina. Medir o comprimento das escovas,
registrar as medições, trocar as escovas quando o comprimento atingir valores mínimos
garantidos para a operação e controlar o desgaste das escovas em mm/mês, é importante para
garantir uma vida longa com confiabilidade para a máquina. Um aumento do desgaste das
escovas sem uma correspondente alteração operacional que o justifique, deve ser motivo de
averiguações e de ações para que a qualidade da comutação seja reconstituída.
É muito comum a operação de motores elétricos com carga reduzida e conseqüente
baixa densidade de corrente nas escovas. Na maioria das vezes uma máquina nestas condições
não consegue produzir uma boa patina e a má comutação conduz a um filetamento


50

(raiamento) do comutador com comprometimento de sua vida útil, devido à necessidade de
usinagens freqüentes.
Uma das soluções, normalmente adotada, para aumentar a densidade de corrente para
melhorar a comutação, é a redução do número de escovas.
Toda pista deverá ser percorrida por escovas positivas e negativas, sempre em igual
número. Pista é a faixa que uma escova determina sobre o comutador quando este está em
movimento, tendo a largura igual à largura da escova.

Fig 26 Disposições corretas e incorretas de escovas ao longo do comutador

Os porta-escovas devem ficar dispostos paralelamente às lâminas do comutador. A
distância entre a face inferior do porta-escova e o comutador deve estar compreendida entre
1,5 e 2,0 mm.


51

Fig 27 Distância da bainha ao comutador ou anel coletor

3.6.2 Comutadores e Anéis Coletores


52

Fig 28 Vista interna de um motor de corrente contínua com comutador em primeiro plano

A inspeção de comutadores e anéis coletores deve compreender:
A excentricidade total não deve superar os 20μm e a diferença entre lâminas
adjacentes deve ser inferior a 2μm.
A alta excentricidade ocasiona uma dificuldade da mola em manter a escova em
contato com o comutador, conduzindo ao centelhamento e à baixa qualidade da comutação. A
solução passa pela usinagem do comutador ou anel coletor.
O controle da altura da mica e seu rebaixamento é um item importante de inspeção.
Quando a mica está alta ou após usinagem, deve-se proceder o rebaixamento da mica com
uma ferramenta cortante a uma profundidade de cerca de 1mm a 1,5 mm.

Fig 29 Rebaixamento da mica do comutador

As lâminas de cobre do comutador não podem operar com quinas vivas (ângulo de
90º). As quinas devem ser chanfradas com ângulos variáveis entre 60º e 90º, Fig 31.


53

Fig 30 Ferramenta para desgaste de cantos

Fig 31 Valores limites do ângulo de chanfro dos cantos

A comutação é influenciada pela vibração da máquina. Altos valores de vibração
provocam o trepidamento das escovas, prejudicando a qualidade da comutação.

3.6.3 Interpolos e Linha Neutra
A má qualidade na comutação pode estar associada aos defeitos no circuito dos
interpolos e a operação fora da linha neutra.
Defeitos nos interpolos podem estar associados a curto-circuito nas bobinas ou erro
de ligação.
A verificação do ajuste da linha neutra pode ser realizada da seguinte maneira
(recomendações WEG).
Ajuste grosso
•

Afrouxar os parafusos que fixam o anel do porta-escovas

•

Energizar a armadura (50 a 80% da corrente nominal por no máximo 30s),
com o campo desligado. Se a zona neutra estiver desajustada, o rotor irá girar.
Gira-se o anel dos porta escovas em sentido contrário ao sentido de giro do
rotor.

•

A zona neutra estará ajustada, quando o rotor ficar parado.


54

Ajuste Fino
Energizar o campo e a armadura com tensão nominal e corrente nominal nos dois
sentidos de rotação. A diferença de rotação não poderá ser maior que 1%.

IMPORTANTE:
Se ao girar o anel do porta-escovas para a direita o rotor girar ao contrário, os cabos
dos pólos de comutação que são ligados aos porta-escovas estão invertidos. Ligar
corretamente os cabos e proceder ajuste grosso da zona neutra novamente.


55

3.7 PRINCIPAIS CAUSAS DE FALHAS DE MÁQUINAS ROTATIVAS DE
CORRENTE ALTERNADA

Fig 32 Motor de média tensão de 13,2 kV

3.7.1 Introdução
As falhas em máquinas elétricas rotativas têm como conseqüência, danos aos
enrolamentos.
Os principais fatores de falha são os seguintes:
• Especificação incorreta da máquina para as condições reais de operação.
• Falhas de fabricação e de reparação das máquinas, tais como na fabricação de
materiais, processos e falhas de mão de obra.
• Inexistência, erros de calibração e de especificação dos dispositivos de
proteção.
• Falhas ou exageros de operação.
• Manutenção inadequada ou inexistente
Os fatores acima estão, em maior ou menor intensidade, presentes na quase
totalidade das instalações com máquinas elétricas.


56

Estes fatores conduzem à condição de falha através de quatro causas principais:
• Rolamentos (mancais)
• Contaminação por agentes agressivos
• Degradação térmica do material isolante
• Abrasão mecânica

3.7.2 Rolamentos (Mancais)
Desgaste acentuado nos mancais das máquinas elétricas rotativas pode ocasionar a
fricção entre rotor e estator e sobreaquecimento devido ao atrito.
As partes atritadas se apresentarão com aspecto polido ou, em casos extremos
azulados, devido ao aquecimento. A isolação se apresentará danificada pelo calor na área de
roçamento, freqüentemente com curto entre espiras e para a massa. Com freqüência, este tipo
de defeito provoca, além da queima do enrolamento, danos ao eixo, tampas e pacote
magnético, levando muitas vezes ao sucateamento da máquina.

3.7.3 Contaminação por Agentes Agressivos
Nenhuma máquina, por mais estanque que seja, está livre de contaminantes em seu
interior.
Óleo, poeira, umidade, vapores químicos, etc, penetram no interior da máquina
através de lubrificações mal conduzidas, fendas na carcaça, ou simplesmente através do ar
ambiente, no processo de contração e dilatação do ar, em função das variações de temperatura
e pressão no interior da máquina.
Em geral a atmosfera industrial está carregada destes contaminantes, em especial na
faixa litorânea, onde a umidade relativa do ar é muito elevada.
Estes contaminantes penetram no sistema isolante, agredindo física e quimicamente o
material, formando caminhos de menor resistência de isolamento, elevando as correntes de
fuga e as perdas dielétricas, até a falha do isolamento e da máquina.
Várias medidas podem ser adotadas para impedir ou retardar este processo de
degradação do isolamento:
•
Utilização de máquinas totalmente fechadas.
•
Especificação detalhada dos contaminantes presentes, de forma que o
fabricante ou reparador possa desenvolver uma impregnação que resista a estes
contaminantes.


57

•
Acompanhamento da evolução da contaminação do isolamento através das
medições sistemáticas de resistência de isolamento. O índice de polarização (IP) é de
valor inestimável e rejuvenescimento dos enrolamentos quando a contaminação
atingir níveis que possam comprometer o isolamento do motor.

3.7.4 Degradação Térmica
Os materiais isolantes são agrupados em classes térmicas estabelecidas em norma,
que são basicamente, as seguintes:
CLASSE A – 105OC
CLASSE E - 120 OC
CLASSE B - 130 OC
CLASSE F - 155 OC
CLASSE H - 180 OC
CLASSE C - 220 OC
A quase totalidade das máquinas modernas utiliza materiais isolantes das classes
“B”, “F” e “H”.
Um material isolante, classificado dentro de uma classe térmica, é capaz de suportar
a temperatura limite da classe, por um tempo definido, sem que as suas propriedades isolantes
fiquem prejudicadas.
Quando este isolante é submetido a temperaturas superiores a de sua classe térmica,
os efeitos da deterioração de suas propriedades dielétricas e mecânicas far-se-ão sentir num
período de tempo menor.
Os efeitos da temperatura sobre os isolantes são função do tempo de exposição ao
calor.
A figura abaixo mostra o tempo de vida de um isolante em função da temperatura.
Vida Útil (horas)


58

Temperatura (Cº)
Fig 33 Redução da vida útil do isolante em função da temperatura

Em geral, a cada 10 graus de sobre-temperatura a vida útil do isolante fica reduzida à
metade.
Durante o funcionamento, as máquinas elétricas liberam calor que é transferido para
o meio ambiente através da carcaça.
Os motores são projetados para, em condições normais, terem uma elevação de
temperatura, no ponto mais quente, de um certo valor acima da temperatura ambiente (40 OC
pela ABNT), conhecido como variação de temperatura da máquina.
Escolhe-se então a classe térmica do material, igual ou superior à temperatura do
ponto mais quente da máquina.
Em condições normais de operação os materiais isolantes vão ficar submetidos a uma
temperatura inferior à de sua classe térmica, de forma que a deterioração térmica se dará em
período de tempo muito longo, da ordem de anos e até décadas.
Entretanto, algumas condições anormais de operação dão origem a um aumento das
perdas da máquina ou à redução da dissipação do calor gerado, aumentando a temperatura no
enrolamento e a redução de sua vida útil.
A manutenção elétrica deve conhecer estas condições, identificá-las através de ações
preventivas, corrigindo-as antes que levem as máquinas a falhas de isolamento.

3.7.4.1 Falta de Fase (Operação em Duas Fases)


59

Se uma fase de um motor elétrico trifásico, em funcionamento, for interrompida, o
motor tentará manter-se em funcionamento, mesmo com torque reduzido, em função da
alimentação monofásica.
Se o conjugado máximo do motor for superior ao conjugado resistente da carga, o
motor continuará funcionando, caso contrário, irá parar.
Se o motor estiver parado e for energizado com duas fases, não rodará, por falta de
conjugado de partida.
Em todas estas condições, o motor estará submetido a condições de sobretemperatura
em função das altas correntes circulando nos enrolamentos, salvo casos especiais em que o
conjugado da carga é tão baixo que as correntes absorvidas pelo motor permanecem inferiores
às correntes nominais.
Os motores deverão estar protegidos por relés térmicos com características de
proteção contra falta de fase ou dispositivos sensores de temperatura no enrolamento do motor
(termistores ou protetores térmicos), ou ainda relés de seqüência negativa.
A identificação de um isolamento queimado por sobretemperatura em função de falta
de fase é muito fácil:
•

Motores ligados em estrela: dois grupos queimados, seguidos de um em bom
estado e assim sucessivamente.

•

Motores ligados em triângulo: um grupo queimado, seguido de dois outros
em bom estado e assim sucessivamente.


60

Fig 34 Danos causados ao enrolamento

3.7.4.2 Sobrecarga Mecânica
É uma condição anormal em que o conjugado resistente da carga é maior que o
conjugado nominal do motor, continuamente, ou em ciclos, de forma que as temperaturas do
enrolamento excedem aquelas estabelecidas em projeto.
Para evitar que essas sobrecargas levem à redução da vida útil e à queima prematura
do motor, os relés térmicos (ou os protetores no enrolamento) devem estar bem ajustados e
aferidos.
Toda operação dos dispositivos de proteção deve ser acompanhada através de
medições de correntes absorvidas pelo motor e comparadas com a corrente nominal. Corrente
de operação acima da nominal pode ser uma evidência de sobrecarga mecânica.
A operação de motores com tensões inferiores à nominal pode ocasionar
sobrecorrentes capazes de provocar sobretemperaturas no motor.
A queima por sobretemperatura é característica e o enrolamento se apresenta com os
condutores uniformemente enegrecidos e a isolação quebradiça, podendo ter evoluído para
curto entre espiras, fase-terra ou fase-fase em função da falha de isolamento, Fig 35.


61

Fig 35 Queima por sobrecarga

3.7.4.3 Rotor Travado
É um caso particular de sobretemperatura que acontece quando da partida de um
motor, por um tempo prolongado, em razão do travamento da máquina acionada, do próprio
motor ou ainda em condições de falta de fase ou tensões reduzidas, etc.
A partida de um motor de indução, rotor de gaiola, é muito delicada em função da
alta corrente – as perdas são proporcionais ao quadrado da corrente (I2R) – e da precariedade
da ventilação, em função das baixas velocidades.
Os tempos máximos permissíveis de rotor travado não passam de 20 segundos para
os motores mais modernos.
Em caso de rotor travado, o relé térmico e os protetores de temperatura no
enrolamento devem desligar o motor antes que o isolamento venha a falhar.
Os dispositivos de proteção devem estar aferidos e ajustados para operar antes da
degradação e falha do isolamento.
O aspecto visual de um enrolamento de um motor queimado por rotor travado é
similar ao da queima por sobrecarga, Fig 36.


62

Fig 36 Queima por rotor travado

3.7.4.4 Temperatura Ambiente Acima de 40 OC
Motores operando com carga próxima à nominal, em locais com temperatura
ambiente superiores a 40 OC, podem estar com o isolamento submetido a sobretemperatura.
Entretanto, nestes casos, o relé térmico não será capaz de proteger adequadamente o
motor.
O aspecto do enrolamento queimado assemelha-se ao dos casos anteriores.
Os motores não especificados para esta condição devem ter o seu sistema isolante
trocado para uma classe de maior temperatura.
Os motores novos devem ser adquiridos com informações de que a temperatura
ambiente excede os 40 OC.

3.7.4.5 Partidas Sucessivas
Partidas sucessivas podem levar os enrolamentos a temperaturas muito altas,
comprometendo a vida dos materiais isolantes.


63

Os intervalos entre partidas devem ser suficientemente longos para permitir a
dissipação do calor gerado durante a aceleração do motor.
A norma NBR 7094 determina um regime de partida mínimo que os motores devem
suportar:
• A frio, duas partidas sucessivas, com retorno ao repouso entre as partidas.
• A quente, uma partida após ter funcionado nas condições nominais.
• Uma partida suplementar será permitida somente se a temperatura do motor,
antes da mesma, não exceder à temperatura de equilíbrio térmico sob carga
nominal.
O número máximo de partidas permissível para um motor, por unidade de tempo, é
difícil de ser calculado, em função do número de variáveis envolvidas: conjugado líquido de
aceleração, potência requerida do motor e momento de inércia do motor e da carga.
Na especificação de motores para acionamento de cargas que requeiram um número
elevado de partidas, reversões, com ou sem frenagem, etc, deve ser indicado a seqüência de
funcionamento do motor e as potências exigidas pela carga ao longo do ciclo de trabalho.

3.7.4.6 Roçamento Rotor-Estator
Desgastes acentuados nos rolamentos podem ocasionar a fricção entre rotor e estator
e sobreaquecimento, devido ao atrito.
As partes atritadas se apresentarão com aspecto polido ou, em casos extremos,
azulados, devido ao aquecimento. A isolação se apresentará danificada pelo calor na área de
fricção, freqüentemente com curto entre espiras e para a massa.
A audição sistemática do ruído dos rolamentos com estetoscópio ou a medição de
vibrações nos mancais das máquinas podem reduzir a zero a ocorrência deste tipo de falha.

3.7.4.7 Tensões Anormais
Os motores de indução devem funcionar satisfatoriamente bem, dentro das condições
de potência nominal, se as tensões elétricas em seus terminais não diferirem da tensão
nominal, em mais ou menos 10%, com freqüência nominal.
Um motor operando próximo a potência nominal, com tensões fora do limite de 10%,
pode estar com o seu isolamento submetido à sobretemperatura.


64

Em geral, as tensões nos terminais dos motores são inferiores às nominais. Na
maioria dos casos isto se deve à especificação de transformadores com tensão secundária
igual à nominal dos motores. As quedas de tensões no próprio transformador e nos cabos
condutores reduzem a tensão a valores substancialmente inferiores às tensões de placa dos
motores.
As tensões desbalanceadas provocam a circulação de correntes desiguais nos
enrolamentos.
O efeito da tensão desbalanceada em motores trifásicos de indução é equivalente ao
aparecimento de uma tensão de seqüência negativa com sentido de rotação oposto ao da
tensão balanceada. Esta tensão de seqüência negativa produz um fluxo rotativo contrário à
rotação do motor, acarretando altas temperaturas nos enrolamentos.
O percentual de desbalanceamento da tensão é calculado pela fórmula:

%=

Desvio máx. da tensão da rede
Tensão média

A percentagem de desbalanceamento não deve ser superior a 1% durante períodos
prolongados, ou 1,5% durante curtos períodos.
Um desbalanceamento de tensão de 2% ocasionará uma elevação de temperatura na
fase de maior corrente em torno de 8%. Em geral, a elevação de temperatura média do
enrolamento, percentualmente, é um pouco menor que duas vezes o quadrado do
desbalanceamento percentual.
A manutenção deve mapear, através de medições e registros, as tensões em todos os
barramentos dos Centros de Controle de Motores e nos terminais dos motores mais próximos
e distantes destes CCM’s, corrigindo os desbalanceamentos e os níveis de tensões muito
diferentes do nominal.

3.7.5 Abrasão Mecânica
A abrasão mecânica ou vibração do enrolamento é causada pela movimentação
relativa entre espiras de uma bobina, entre bobinas, entre bobinas e núcleo, bobinas e estecas
e bobinas e amarrações.
As forças envolvidas são de natureza eletrodinâmica e proporcionais ao quadrado da
corrente.


65

A vibração tem uma freqüência igual ao dobro da freqüência da rede, ou seja, 120
hertz.
Durante a partida dos motores, quando a intensidade da corrente é algumas vezes
superior à corrente nominal, a intensidade das forças pode superar em 60 vezes a força em
condições de regime.
Nos motores que operam com partidas freqüentes, deve-se tomar cuidados especiais
com a rigidez do enrolamento.
Quando um motor em que os condutores estão soltos, entra em funcionamento, as
bobinas e os condutores, individualmente, vibram no interior e nas cabeças de bobinas,
desenvolvendo-se uma abrasão, por fricção mecânica, do material isolante.
À medida que ocorre a movimentação e a abrasão, as folgas aumentam, permitindo
um maior grau de liberdade dos condutores, aumentando a amplitude de vibração. A abrasão
provoca a fadiga do material isolante dos condutores, do isolamento das ranhuras e das
cabeças de bobinas, nas regiões das amarrações.
Este tipo de falha ocorre tanto em motores de fio redondo, como nos de fio
retangular.
Para evitar falhas deste tipo, deve-se tomar muito cuidado com a amarração das
bobinas, enchimento das ranhuras e estecagem, escolha do verniz a ser empregado e do
processo de cura do impregnante.
As falhas produzidas por abrasão podem conduzir a curto circuitos entre espiras,
fase-fase e fase à massa.


66

4

TRANSFORMADORES DE FORÇA

A vida útil de um transformador é a vida do isolamento sólido, normalmente papel
kraft, de natureza celulósica. Os três grandes inimigos do sistema de isolação de um
transformador são a temperatura, a água e o oxigênio.
O tanque de um transformador imerso em óleo mineral isolante é um lugar onde
reações químicas são iniciadas tão logo o transformador é cheio com óleo.
O processo de oxidação do óleo tem início quando o oxigênio entra em combinação
com os hidrocarbonetos instáveis, na presença dos catalizadores existentes no transformador
(cobre, ferro, água, etc). O oxigênio existe livre no ar presente no interior do transformador e
dissolvido no óleo isolante.
A degradação da celulose é fonte de oxigênio e as reações no interior do
transformador tem como subproduto a água.
O óleo possui inibidores naturais, compostos orgânicos de enxofre, termicamente
estáveis. Além disto são acrescentados inibidores sintéticos, tais como o diterciáriobutilparacresol (DBCT). O calor é o principal acelerador das reações de oxidação, sendo um
fator determinante no tempo de vida útil e nos cuidados de manutenção que se fazem
necessários.


67

Fig 37 Transformador de potência

4.1 ANÁLISE FÍSICO-QUÍMICA DO ÓLEO ISOLANTE
O óleo isolante é o meio refrigerante com características isolantes do transformador e
imerge todo o enrolamento sólido, núcleo magnético e outras partes internas do
transformador.
Os produtos das reações químicas e da deterioração do óleo isolante e do isolamento
sólido estão total ou parcialmente diluídos no fluido isolante.
A análise físico-química do óleo isolante é um conjunto de testes recomendados para
o acompanhamento das condições dos materiais isolantes do transformador:
Os testes mais comumente utilizados para a avaliação do estado operacional de um
transformador são os seguintes:
Rigidez dielétrica – ABNT/IBPM-530, ASTM(D877)80 e ASTM(D1816)79
Umidade – ASTM(D1535)79
Fator de potência – ASTM(D924)81
Número de neutralização – ABNT/IBP MB-101, ASTM(D974) e ASTM(D1534)78
Tensão interfacial – ABNT/IBP MB320 e ASTM(D-971)77

As análises físico-química, normalmente são realizadas com um intervalo variável de
1 a 2 anos.
A observação criteriosa dos valores dos testes físico-químicos indica a contaminação
do óleo e do isolamento sólido com a umidade e a deterioração do óleo mineral isolante.
A água pode existir no óleo sob a forma dissolvida, não dissolvida (em suspensão) ou
livre (depositada).
A quantidade de água em solução no óleo é função da temperatura e do grau de
refinação do óleo.
Quando o conteúdo de umidade no interior do transformador é reduzido, as pequenas
quantidades de umidade ficam impregnando o papel isolante e dissolvidas no óleo mineral
isolante.
Quando o conteúdo de umidade aumenta, o excedente é absorvido pelo papel isolante
e se dissolve no óleo isolante até atingir o limite de solubilidade no óleo (função de
temperatura). A umidade excedente passará para a forma livre, sendo retido pelo papel
isolante.


68

Rigidez dielétrica – A água livre em suspensão no óleo e as partículas sólidas em
suspensão (fibras celulósicas, carvão, poeira, etc) diminuem acentuadamente sua rigidez
dielétrica. A água dissolvida no óleo afeta muito pouco sua rigidez dielétrica. O método D877 da ASTM, eletrodos de disco de 1 polegada, afastadas de 0,1 polegada é menos sensível
que o método ASTM D-1816 que usa eletrodos esféricos.

A rigidez dielétrica determina a capacidade de uma amostra de óleo resistir à tensão
elétrica sob condições especificadas expressa em kV.
Conteúdo de umidade – A quantidade de umidade contida no óleo isolante é um
fator importante para se inferir a quantidade de água presente no interior do transformador.

A determinação do conteúdo de umidade no óleo isolante é realizada através da
titulação de uma amostra do líquido com o reagente Karl Fisher.
O método ASTM D-1533 é utilizado para a determinação do conteúdo de umidade,
expresso em ppm (partes por milhão). A água contida no interior do transformador pode ser
proveniente de:
• Resíduo da secagem do papel isolante e do óleo nos processos de fabricação e
manutenção.
• Admissão de ar úmido através da sílica-gel do desidratador de ar.
• Perda de estanqueidade através das borrachas de vedação e micro-fissuras na
carcaça.
• Subproduto da deterioração do isolamento sólido e das reações de oxidação
do óleo isolante.
Portanto, parte da água existente no transformador é gerada no interior do próprio
tanque.
Os valores limites sugeridos para resultados de testes de óleo envelhecido em
serviço, por classe de tensão para os ensaios de rigidez dielétrica, conteúdo de umidade e
perdas dielétricas são expressos na Tabela 8:
Tabela 8

Limites de rigidez dielétrica

69kV e

Entre 69kV

345 kV e

Método ASTM

menor

e 288kV

acima

de testes

Rigidez dielétrica 60Hz kV mínimo

26

26

26

D-877

Rigidez dielétrica kV mínimo separação
de eletrodos 10,16mm(0,40”)
Teor de água ppm máximo

23

26

26

D-1816

35

25

20

D-1533

Perdas dielétricas 60Hz, 25oC máximo

0,65

0,39

0,31

D-924

Classe de tensão


69

Transformadores cujos óleos apresentam valores fora dos limites recomendados
devem ser tratados através da desidratação do óleo isolante e, caso necessário, da secagem da
parte ativa.
A desidratação do óleo isolante é processada através de unidade termovácuo. Quando
o papel isolante contiver umidade em quantidade apreciável, deverá ser procedida a secagem
da parte ativa.
A decisão da secagem da parte ativa pode ser realizada através da determinação da
umidade relativa sobre o isolamento (URSI).
Outros parâmetros indicativos da necessidade de secagem da parte ativa:
-Teor de umidade de 50 ppm no óleo recolhido no topo do transformador.
- Rigidez dielétrica (ASTM D-877) de 22kV ou menor.
Após o tratamento de secagem do óleo isolante e/ou isolamento sólido e após uma
semana, para a uniformização das condições, deve ser recolhida amostra de óleo para análise
e os valores devem atender a Tabela 9:
Tabela 9

Condições limites para óleo isolante tratado

Ensaio

Norma

Valores limites

Teor de umidade

ASTM D-1533

Menor que 10 ppm

Rigidez dielétrica

ASTM D-877

Maior que 45kV

Perdas dielétricas

ASTM D-924

Menor que 0,1%

Perdas dielétricas – Um óleo novo, em boas condições, deve ter um fator de
potência igual a 0,05% ou menor a 20oC.

Em operação o fator de potência aumenta, podendo chegar a 0,5% à temperatura de
20oC, sem ser uma indicação de que uma investigação ou tratamento seja necessário.
O fator de potência é expresso em “%” e o teste ASTM D-924 é adequado para testes
de rotina.
O óleo mineral isolante é constituído de uma mistura de hidrocarbonetos em sua
maioria, e de não hidrocarbonetos em pequenas proporções.
O processo de oxidação do óleo tem início quando o oxigênio entra em combinação
com os hidrocarbonetos instáveis, na presença dos catalizadores existentes no transformador
(cobre, ferro, etc).


70

A oxidação do óleo tem como principal catalizador a água e é acelerado pelo calor.
•
•

O processo de oxidação do óleo se desenvolve em dois ciclos:
Formação de produtos solúveis da deterioração do óleo, principalmente ácidos;
Transformação dos produtos solúveis em produtos insolúveis, que compõem o sedimento.

O sedimento se deposita sobre a isolação sólida, núcleo e paredes do tanque e obstrui
as passagens de óleo.
A dissipação de calor é prejudicada, aumentando a temperatura de operação do
transformador, acelerando as reações de oxidação.
Tensão interfacial – A tensão interfacial mede a força necessária para que um anel
plano, de fio de platina, possa vencer a tensão existente entre a superfície da amostra de óleo e
água. Uma diminuição da tensão superficial é o primeiro indicador do início da deterioração
do óleo.

O método de ensaio para a determinação da tensão interfacial é o ASTM/D-971 e a
unidade utilizada é dina/cm
Número de neutralização – ou acidez de um óleo, mede a quantidade de produto
básico, hidróxido de potássio (KOH), necessário para neutralizar uma amostra de óleo,
expresso em mgKOH/g.
Tabela 10

Valores limites para os resultados dos testes de acidez e tensão interfacial

Entre 69kV e

Acima de

Método ASTM de

288kV

345kV

testes

24

26

30

D-971

0,20

0,20

0,10

D-974

Classe de tensão

69kV e menor

Tensão interfacial
mínimo(dina/cm)
Acidez
máximo(mgKOH/g)

Tabela 11

Classificação
do óleo
Bom

Acidez
(mgKOH/g)
0,03 – 0,10

Classificação do óleo isolante

Tensão interfacial Tensão interfacial /
(dina/cm)
Acidez
30 – 45
300 – 1500


Cor

Amarelo pálido

71

Regular
Duvidoso
Ruim
Muito ruim
Desastroso
Tabela 12

0,05 – 0,10
0,11 – 0,15
0,16 – 0,40
0,41 – 0,65
0,65 – 1,5

27 – 30
24 – 27
18 – 24
14 – 18
9 – 13,9

270 – 600
160 – 245
45 – 150
22 – 44
6 - 21

Amarelo
Amarelo brilhante

Âmbar
Marrom
Marrom escuro

Dados históricos obtidos pela ASTM durante onze anos de testes em 500 transformadores e

que estabelecem a correlação entre o número de neutralização, a tensão interfacial e a formação de
sedimento em transformadores com óleo mineral isolante.

Número de neutralização e formação de sedimento
Número de neutralização

Percentagem de 500

De 0,00 a 0,10

0

Número de unidades nas
quais houve formação de
sedimentos
0

De 0,11 a 0,20

38

190

De 0,21 a 0,60

72

360

De 0,60 para cima

100

500

(mgKOH/g)

Tensão interfacial e formação de sedimento
Abaixo de 14

100

500

De 14 a 16

85

425

De 16 a 18

69

345

De 18 a 20

35

175

De 20 a 22

33

165

De 22 a 24

30

150

Acima de 24

0

0

O óleo deteriorado deve ser regenerado ou trocado por óleo novo. Na regeneração, o
óleo é tratado quimicamente, passando depois em unidade termovácuo.
Nesses casos o núcleo e o tanque do transformador devem ser lavados para remoção
dos produtos ácidos.
O óleo regenerado deve apresentar pelo menos, as seguintes características, após
repouso e estabilização.
Tabela 13

Limites para óleo regenerado


72

Ensaio

Norma

Valores limites

Teor de umidade

ASTM D-1533

Menor que 10 ppm

Rigidez dielétrica

ASTM D-877

Maior que 45 kV

Acidez

ASTM D-974

Menor que 0,05mgKOH/g

Tensão interfacial

ASTM D-971

Maior que 40 dina/cm

Perdas dielétricas

ASTM D-924

Menor que 0,05%

4.2 CROMATOGRAFIA DOS GASES DISSOLVIDOS NO ÓLEO ISOLANTE
O óleo contém gases dissolvidos, entre eles, monóxido de carbono (CO), hidrogênio
(H2), metano (CH4), etano (C2H6), etileno (C2H4) e acetileno (C2H2), que são combustíveis.
Os não combustíveis são o oxigênio (O2), nitrogênio (N2) e dióxido de carbono (CO2).
Os gases oxigênio e nitrogênio provêm do ar em contato com o óleo. A deterioração
normal da isolação sólida forma principalmente o dióxido e o monóxido de carbono.
O sobreaquecimento do óleo isolante origina os gases metano, etano, etileno e CO2.
À temperaturas mais elevadas, forma principalmente hidrogênio e acetileno.
A cromatografia dos gases dissolvidos no óleo é a técnica destinada a detectar falhas
incipientes no transformador, através da determinação da concentração dos gases na amostra.
As normas NBR 7070 – Guia para amostragem de gases e óleo em transformadores
e análise dos gases livres e dissolvidos e NBR 7274 – Interpretação da análise dos gases de
transformadores em serviço, são referência sobre o assunto.
A análise das concentrações de gases são referenciadas aos valores limites de cada
gás, relações características das concentrações e à taxa de geração do gás.
A avaliação da taxa de formação dos gases no transformador é um valioso meio para
acompanhar a evolução de uma falha.
A taxa de geração de um gás é a quantidade de gás em volume gerado ao longo do
dia.
Nos transformadores selados, sem colchão de gás, os gases gerados ficam dissolvidos
no óleo.


73

Nos transformadores selados com colchão de gás, parte dos gases gerados fica
dissolvido no óleo e a outra parte irá para o colchão de gás.
Nos transformadores com conservador de óleo, parte dos gases gerados se perde para
a atmosfera. A maior dificuldade para a determinação da taxa de geração é a avaliação da taxa
de perdas.


Inspeção e reparo

Falha no tanque
Avaliar os serviços de
inspeção e reparo

Produção rápida de gás (incremento
médio < 10% ao mês) sério
Efetuar amostragens freqüentes, avaliar
o tempo para saturar o óleo. Efetuar
amostragens
localizadas
para
identificação do local da falha.

Falha no comutador
Inspeção e reparo

médio > 10% ao mês) crítico
Ação imediata (inclusive outros
métodos físicos para investigar a
localização da falha)

Um ou mais gases acima dos valores
normais:
1) Comparar com amostra anterior
2) Amostragem de confirmação

74

Limitação
de carga

Considerar

Inspeção
e reparo

médio < 10% ao mês) insatisfatório
Efetuar
amostragens
freqüentes,
avaliar o tempo para saturar o óleo.
Efetuar amostragens localizadas para

Desgaseificar
regularmente

médio > 10% ao mês) sério
Efetuar amostragens freqüentes, avaliar
o tempo para saturar o óleo. Efetuar
amostragens
localizadas
para

Avisar os serviços
de inspeção e reparo

são

Todos os gases inferiores aos
valores normais

Todas as relações
normais. Caso A

Armazenar os dados

Diagrama de blocos – NBR 7274/1982

Um ou mais gases acima dos valores
normais
1) Comparar com amostra anterior
2) Amostragem de confirmação

Falha térmica indicando os casos
F,G,H,I.
Comparar com os valores normais

Falha elétrica indicando os casos
B,C,D,E.
Comparar com valores normais

Todos os gases inferiores aos
valores normais

Concentração de gás inferior ao
limite.

Concentração do gás ultrapassa os limites.
Comparar com o ponto de referência e
calcular as relações

Amostragem de rotina
Análise dos gases. Comparação com
limites de sensibilidade

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